附件1：风电机组虚拟同步发电机技术要求和试验方法-报批稿（含编制说明）

点击此处添加中国标准文献分类号风电机组虚拟同步发电机技术要求和试验方法(报批稿)I1范围 2规范性引用文件 3术语与定义 4基本要求 5技术要求 36试验方法 6附录A(资料性附录)惯量及一次调频测试参数说明 附录B(资料性附录)动态无功电流响应特性 I为规范风电机组虚拟同步发电机的应用，特制订本标准。本标准由国家电网公司科技部提出并解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：中国电力科学研究院、国网冀北电力有限公司电力科学研究院、南瑞集团公司、许继集团有限公司、国网新源张家口风光储示范电站有限公司。本标准主要起草人：迟永宁、李少林、汤涌、代林旺、秦晓辉、汤海雁、白恺、秦世耀、李琰、王瑞明、王伟胜、刘海涛、李文锋、孙勇、张利、李臻、陈志磊、田新首、宋鹏、张扬帆、王彤、过亮、孙素娟、高亚春、卢仁宝、岳红轩、刘汉民、朱斯。本标准首次发布。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网公司科技部。1风电机组虚拟同步发电机技术要求和试验方法本标准规定了风电机组虚拟同步发电机的技术要求与试验方法。本标准适用于兆瓦级及以上风电机组虚拟同步发电机，其它功率等级的风电机组虚拟同步发电机也可参考本标准。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T15945电能质量电力系统频率偏差GB/T19960.1风力发电机组第一部分：通用技术条件GB/T19963风电场接入电力系统技术规定NB/T31051风力发电机组低电压穿越能力测试规程NB/T31054风电机组电网适应性测试规程Q/GDW630风电场功率调节能力和电能质量测试规程3术语与定义下列术语和定义适用于本文件。虚拟同步发电机技术virualsynchro通过模拟同步发电机组的机电暂态特性，使采用变流器的电源具有同步发电机组的惯量、阻尼、一次调频、无功调压等并网运行外特性的技术。利用虚拟同步发电机技术实现与常规同步发电机组相似运行机理及外特性的风电机组，下文简称虚拟同步发电机。虚拟同步发电机输出的有功功率响应于系统频率变化率的特性。表征虚拟同步发电机模拟传统同步发电机转子惯性的特征参数，单位为kg·m²。2表征虚拟同步发电机模拟传统同步发电机惯性时间常数的特征参数，可根据虚拟同步发电机转动惯量计算得出。计算方法如公式(1)所示。J虚拟同步发电机转动惯量，单位为kg·m²;P——虚拟同步发电机额定有功功率，单位：W;虚拟同步发电机阻尼系数DdampingcoefficientofVSG用于表征虚拟同步发电机阻尼系统功率振荡能力的特征参数，单位为N-m·s/rad。阻尼系数的取值应满足虚拟同步发电机控制系统稳定性和动态响应速度的要求。在系统频率波动时，虚拟同步发电机有功功率变化量标么值(以虚拟同步发电机额定功率为基准值)与系统频率变化量标么值(以系统额定频率为基准值)的比值。计算方法如公式(2)所示。AP虚拟同步发电机输出有功功率的变化量，单位：kW;R虚拟同步发电机的额定容量，单位：kW;从系统频率升高或降低超过一次调频死区开始，虚拟同步发电机实际输出有功功率变化量达到有功目标值和初始值之差的10%所需的时间。从系统频率升高或降低超过一次调频死区开始，虚拟同步发电机实际输出有功功率变化量达到有功目标值和初始值之差的90%所需的时间。3从系统频率升高或降低超过一次调频死区开始，虚拟同步发电机实际输出有功实测值与有功目标值之差的绝对值始终不超过有功目标值和初始值之差5%的最短时间。4基本规定4.1虚拟同步发电机应具有惯量、阻尼特性和自主参与电力系统一次调频、电压/无功调节的能力，并在动态响应过程能够满足本标准规定的相关技术要求。4.2虚拟同步发电机通过保留有功备用或配置储能元件，并利用相应的控制系统来实现惯量、阻尼特4.3虚拟同步发电机除应具备本标准规定的技术要求外，还应满足GB/T19960.1的规定。5技术要求5.1虚拟惯量当系统频率偏差值大于±0.03Hz,虚拟同步发电机的有功出力大于20%Px时，虚拟同步发电机应具有惯量特性，响应于快速频率变化，增加/降低其惯量响应时，虚拟同步发电机有功功率变化量应满足公式(3),最大有功功率增量不低于10%Px,响应时间不大于500ms,有功功率误差不大于±2%Px,T应在4s～12s范围内。5.2阻尼控制虚拟同步发电机宜具有阻尼控制功能，阻尼系数D可根据实际电网要求确定。5.3一次调频当系统频率偏差值大于±0.03Hz,虚拟同步发电机的有功出力大于20%Px时，虚拟同步发电机应能调节有功输出，参与电网一次调频，具体要求如下：a)当系统频率下降时，虚拟同步发电机应根据一次调频曲线增加有功输出，当有功调节量达到b)当系统频率上升时，虚拟同步发电机应根据一次调频曲线减少有功输出，当有功调节量达到c)有功调频系数Kr应在5～20范围内，推荐为20,一次调频曲线如图1所示；d)一次调频的启动时间应不大于3秒，响应时间应不大于12秒，调节时间应不大于30s,有功4图1一次调频曲线图5.4无功控制虚拟同步发电机应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调，无功出力范围如图2所图2无功出力范围虚拟同步发电机应有多种无功控制模式，包括恒电压控制、电压下垂控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等，具备快速响应风电场无功控制指令，完成在线切换运行模式的能力。无功功率控制误差应不大于虚拟同步发电机额定有功功率的2%,响应时间应不大于1s。5.5故障穿越虚拟同步发电机应具备低电压穿越能力和高电压穿越能力。电网发生不同类型故障时，若虚拟同步发电机升压变压器高压侧电压(下文简称虚拟同步发电机电压)在图3中电压轮廓线及以上的区域内，虚拟同步发电机应保证不脱网连续运行；否则，允许虚拟同5时间(s)图3低电压穿越要求对电网故障期间没有切出的虚拟同步发电机，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。当电网发生三相短路故障引起电压跌落时，虚拟同步发电机在低电压穿越过程中应具有以下动态无a)虚拟同步发电机电压处于标称电压的20%～90%区间内时，虚拟同步发电机应能够通过注入无功电流支撑电压恢复；自虚拟同步发电机电压跌落出现的时刻起，动态无功电流控制的响应时间不大于60ms,调节时间不大于150ms,无功电流注入持续时间应不少于该低电压持续的时间。b)虚拟同步发电机注入电网的动态无功电流Ir=k(0.9-Ur)x,(0.2≤Ur≤0.9,1.5≤k≤2.5),动态无功电流的最大有效值不宜超过1.05N。Ur——虚拟同步发电机电压标幺值；k——虚拟同步发电机额定电流。虚拟同步发电机电压在图4中的电压轮廓线以下时，虚拟同步发电机应保证不脱网连续运行。图4高电压穿越要求低电压穿越针对不同故障类型的虚拟同步发电机考核电压如表1所示。高电压穿越仅考核三相故表1低电压穿越考核电压短路故障类型考核电压三相短路故障三相线电压两相短路故障故障两相的线电压6单相接地短路故障故障相的相电压5.6电网适应性虚拟同步发电机接入电网后，应满足对电网适应性的要求。具体要求如下：a)当风电场并网点的闪变值满足GB/T12326的规定时，虚拟同步发电机应能正常运行。b)当风电场并网点的谐波值满足GB/T14549的规定时，虚拟同步发电机应能正常运行。c)当风电场并网点的三相电压不平衡度满足GB/T15543的规定时，虚拟同步发电机应能正常运d)当风电场并网点的供电电压偏差满足GB/T12325的规定时，虚拟同步发电机应能正常运行。e)虚拟同步发电机应满足表2的频率运行要求。表2虚拟同步发电机频率运行频率范围运行要求根据虚拟同步发电机允许运行的最低频率而定48Hz≤f<49.5Hz频率每次低于49.5Hz,虚拟同步发电机应能至少运行30min49.5Hz≤f≤50.5Hz连续运行50.5Hz<f≤51.5Hz频率每次高于50.5Hz,虚拟同步发电机应能至少运行5min。根据虚拟同步发电机允许运行的最高频率而定6试验方法6.1基本条件虚拟同步发电机并网点应满足：a)电压谐波总畸变率在10min内测得的方均根值应满足GB/T14549的规定；b)电网频率在10min内测得的平均值的偏差应满足GB/T15945的规定；c)电网电压在10min内测得的方均根值的偏差应满足GB/T12325的规定；d)电网电压三相不平衡度在10min内测得的平均值应满足GB/T15543的规定。6.1.2电网模拟装置图5为一种电网模拟装置示意图，主要由变流器型发生装置构成。测试装置的运行条件和主要技术指标应能满足：a)额定容量不宜小于2倍虚拟同步发电机容量；b)频率调节范围能够覆盖48.00Hz~51.50Hz频率区间；c)频率偏差应不大于±0.01Hz,可调节步长不大于0.02Hz;d)频率阶跃时，响应时间不大于20ms。7机组变压器测试点风电机组电网电网模拟装置风电机组电网图5电网模拟装置示意图6.1.3电网故障发生装置图6为一种电网故障发生装置示意图，主要利用分压原理。对于通过35kV及以下电压等级变压器与电网相连的虚拟同步发电机，电网故障发生装置串联接入机组升压变压器高压侧。机组变压器测试点风电机组电网电网故障发生装置风电机组电网图6电网故障发生装置示意图6.1.4测量要求测量设备包括电压传感器，电流传感器，数据采集系统等。数据采集系统用于测试数据的记录、计算及保存。测量设备每个通道采样率最小为5kHz,分辨率至少为12bit。表3为测量设备精度的最低要求。风速的测量采样频率不小于1Hz。表3测量设备精度要求设备准确度等级电压互感器0.5级电流互感器0.5级数据采集系统0.2级6.2惯量特性T₁在4s～12s范围内，推荐Tj为5s,当虚拟同步发电机有功功率输出分别在以下范围内时，测试虚拟同步发电机对频率波动时的惯量响应特性：1)大功率输出，0.7Px≤P≤0.9Px;2)小功率输出，0.3Px≤P≤0.4Px。8a)关闭虚拟同步发电机一次调频功能，按照图5连接虚拟同步发电机和相关测试、测量设备；b)调节电网模拟装置在标称电压下输出频率按照图7的曲线变化，在to~ti、tz~t₃、tu~ts、ts~t₇内频率变化率保持为0.5Hz/s,tu-t₃≥2min、t₆-ts=tz-t₁=1min;c)通过数据采集装置分别记录频率变化区间和稳态区间中虚拟同步发电机交流侧电压与电流的数据，以每20ms为一点计算响应于惯量的有功功率平均值；d)计算响应于惯量的有功功率响应时间和变化量，详见附录A。图7惯量响应特性测试曲线6.3一次调频参照图1所示一次调频曲线，利用测试装置在测试点产生要求的频率波动，测试虚拟同步发电机在系统频率波动时对电网自主有功一次调频的能力。当虚拟同步发电机有功功率输出分别在以下范围内时，测试虚拟同步发电机对频率波动时的响应特性：测试步骤如下：a)打开虚拟同步发电机一次调频功能，按照图5连接虚拟同步发电机和相关测试、测量设备；b)调节电网模拟装置在标称电压下输出频率按照表4设置频率，频率保持时间不应小于30s;c)通过数据采集装置记录稳态区间中虚拟同步发电机交流侧电压与电流的数据，以每20ms为一点计算一次调频响应的有功功率平均值；d)计算一次调频的启动时间、响应时间、调节时间、有功功率稳态均值，详见附录A;e)根据机端频率的实际测量值，按照公式(2)计算有功功率变化量。表4一次调频测试点序号机端频率(f,Hz)频率波动波形1234956786.4无功功率控制虚拟同步发电机参与电压控制的能力与无功功率设定值控制能力密切相关。描述无功功率设定值控制能力的要求如图8所示。图中给出无功功率阶跃变化的设定值。图8无功功率测试设定曲线设定虚拟同步发电机有功功率输出约为50%P,依据图7所示虚拟同步发电机无功功率输出曲线，测试机组无功功率输出特性。测试时采用以下步骤：在额定电压条件下，按照图8所示，要求虚拟同步发电机从无功功率由零开始，以10%额定功率为变化步长运行60秒并逐步降低至最小无功输出值-0.33p.u.,运行60秒后，无功功率回到零，以10%额定功率为变化步长运行60秒并逐步升高至最大无功输出值0.33p.u.。其中无功功率输出应满足容许误差的要求。测试中虚拟同步发电机最大感性无功能力设置为最小无功功率，最大容性无功能力设置为最大无功功率，记录无功功率实测值与对应的调整参数。6.5故障穿越测试虚拟同步发电机对电网电压故障的适应能力，包括低电压穿越和高电压穿越能力。虚拟同步发电机的低电压穿越能力测试方法和过程应参照NB/T31051执行。虚拟同步发电机的高电压穿越能力测试方法可参照NB/T31051执行，高电压测试点如表5所示。表5高电压测试点序号电压升高幅值电压升高持续时间电压升高波形126.6电网适应性测试虚拟同步发电机的电网适应能力，虚拟同步发电机的电网适应能力测试方法和过程应参照NB/T31054执行。(资料性附录)惯量及一次调频测试参数说明测试期间虚拟同步发电机调整参数见图A.1:PoP₁totr 有功功率目标值； ——调频启动时间，即从频率信号加入开始到有功变化至0.1(P₁-Po)(p.u.)所需时间； (资料性附录)动态无功电流响应特性虚拟同步发电机动态无功电流响应特性示意图见图B.1:totf0——坐标零点为电网产生扰动的起始时刻；——动态无功电流响应时间； 动态无功电流调节时间；——动态无功电流超调量； 动态无功电流阶跃起始值； 动态无功电流的稳态值 动态无功电流的最大过冲值； 动态无功电流的阶跃量。图B.1动态无功电流响应特性风电机组虚拟同步发电机技术要求和试验方法目录1编制背景 2编制主要原则 3与其它标准文件的关系 4主要工作过程 5标准结构和内容 6条文说明 1编制背景本标准依据《国家电网公司关于下达2016年度公司第2批技术标准制修订计划的通知》(国家电网科〔2016〕598号文)的要求编写。本标准是在构建全球能源生态、推动全球能源互联网和两个替代的背景下，立项并编制的。本标准编制主要目的是规定风电机组虚拟同步发电机的技术要求和试验方法。明确风电机组虚拟同步发电机在惯性、调频、无功控制、故障穿越以及电网适应性等方面应具备的功能及相关技术参数，并提供相应的试验方法，为风电机组虚拟同步发电机技术的应用提供标准化支撑。2编制主要原则本标准根据以下原则编制：a)与现行相关标准协调一致；b)体现风电机组虚拟同步发电机技术的发展现状，同时兼具一定的前瞻性；c)充分发挥风电机组虚拟同步发电机的积极作用，为风电机组虚拟同步发电机友好并网和安全运行提供规范性支撑。3与其它标准文件的关系本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。本标准在电能质量、电网频率异常响应等并网特性方面参考国家现行标准GB/T12325《电能质量供电电压偏差》、GB/T14549《电能质量公用电网谐波》、GB/T12326《电能质量电压波动和闪变》、GB/T15543《电能质量三相电压不平衡》、GB/T15945《电能质量电力系统频率偏差》以及GB/T19963《风电场接入电力系统技术规定》;风电机组通用要求与GB/T19960.1《风力发电机组第一部分：通用技术条件》一致；试验方法参考了NB/T31051《风力发电机组低电压穿越能力测试规程》、NB/T31054《风电机组电网适应性测试规程》以及Q/GDW630《风电场功率调节能力和电能质量测试规程》,同时在惯量、一次调频、无功控制等方面进行了细化和规定。此外，编制过程中参考了现有电网运行及同步发电机相关标准，包括GB/T31464《电网运行准则》、GB/T30370《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》等。4主要工作过程2016年4月21日，召开大纲审查会，明确了标准大纲架构和各部分编写重点，明确了编写工作的牵头单位和配合单位，并确定各单位分工及标准编制计划。2016年5月30日-6月3日，编写组集中工作，形成初稿。2016年6月7日，召开标准初稿审查会，决定将标准名称由《大功率风电机组虚拟同步发电机技术要求和试验方法》修改《风电机组虚拟同步发电机技术要求和试验方法》,并完善了标准框架及编写2016年6月22日-23日，召开标准征求意见稿工作会，明确了虚拟惯量的技术要求和试验方法。2016年7月5日，召开标准征求意见稿审查会，明确了虚拟同步机的技术要求。2016年7月6日-8日，召开标准征求意见讨论会，明确了技术要求具体指标。2016年7月12日，再次召开标准征求意见稿审查会，形成标准征求意见稿，公司采用函审方式在系统内外广泛征求本标准征求意见稿的修改意见。2016年7月27日，编写组汇总、梳理了本标准征求意见稿收到反馈意见，并逐条进行了答复，完成了标准送审稿。2016年7月28日，公司标准化专业工作组组织召开了标准送审稿审查会，与会专家协商一致，同意按专家意见修改后报批。5标准结构和内容本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》(国家电网企管(2014)455号文)的要求编写。本标准基于当前风电机组虚拟同步发电机技术现状和示范应用需求，同时兼顾现状电网结构、配置以及调度运行要求，本着安全、友好、可靠运行的原则，提出了风电机组虚拟同步发电机应满足的基本要求；同时，本着安全性和可操作性原则，提出了风电机组虚拟同步发电机在虚拟惯量、一次调频、无功控制、故障穿越和电网适应性等方面的技术要求；此外，鉴于目前虚拟同步发电机技术尚处于示范验证阶段，本着虚拟同步发电机并网外特性不低于传统同步发电机组的原则，借鉴传统同步发电机组的技术参数取值范围，规定了虚拟同步发电机惯性时间常数、有功调频系数技术参数等的取值范围。本标准主要结构和内容如下：2.前言；3.标准正文，共设6章：范围、规范性引用文件、术语和定义、基本规定、技术要求、试验方法。其中：1)范围：规定标准的适用范围；2)规范性引用文件：规定标准引用文件；3)术语和定义：规定标准采用的术语和定义；4)基本规定：规定风电机组虚拟同步发电机应满足的基本要求；5)技术要求：规定风电机组虚拟同步发电机在虚拟惯量、阻尼控制、一次调频、无功控制、故障穿越、电网适应性方面的具体技术要求；6)试验方法：规定风电机组虚拟同步发电机性能的测试方法。4.附录：共设2章附录。其中：1)附录A:惯量及一次调频测试参数说明；2)附录B:动态无功电流响应特性。6条文说明本标准规定了风电机组虚拟同步发电机的技术要求和试验方法，现对标准中下列条文进行具体分析和说明：1.第3条术语和定义本标准第3.5条中，给出了虚拟同步发电机惯性时间常数T,的计算表达式。根据定义(电力系统暂态分析(第二版),李光琦，P157),T,为在发电机组转子上施加额定转矩Tm后，转子从停顿状态(Q=0)加速到额定状态(Qm)时所经过的时间，即：联立式(1)~(2)即可解得：1)本标准第5.1条中，给出了惯量响应时虚拟同步发电机有功功率变化量的计算表达式。对于同步机，当转速发生变化时，其转子动能发生变化，释放或吸收的能量对外表现为输出电磁功率的增减。转子动能的变化量，即输出电磁功率变化量的累积能量为：输出电磁功率为该能量的微分：代入上式得：2)本标准第5.1条中，规定了虚拟同步发电机的惯量响应时间。传统同步发电机的惯量支撑功率几乎可以瞬间释放出来，是一种自发的即时响应，但兼顾到虚拟同步发电机频率测量需要的延时和可实现性，规定了响应时间不大于500ms。3)本标准第5.2条中，阻尼系数D没有规定具体指标。传统同步发电机的阻尼系数是电机固有的物理属性，虚拟同步发电机是通过控制模拟出对系统振荡模式的阻尼功能。结合目前虚拟同步发电机的研究水平和技术实现方式，对于新能源并网可能出现的从低频到次同步频率的不同时间尺度振荡模式，其虚拟同步发电机阻尼控制功能的概念、理解尚未达成共识，如何规定和测试阻尼系数均还不具备技术条件。4)本标准第5.3中，规定了虚拟同步发电机的有功出力大于20%Px时，虚拟同步发电机应能调节有功输出，参与电网一次调频。对于采用双馈式拓扑结构的虚拟同步发电机，当其有功出力低于20%Pv时，电机运行转速较低，滑差较大，此时电机转速再向下调节可能会导致机侧变流器不受控，虚拟同步发电机运行不稳定。因此，当虚拟同步机有功出力低于20%Px时，虚拟同步发电机可不再参与电网一次调频。5)本标准第5.3条中，规定了虚拟同步发电机一次调频控制的死区范围是±0.03Hz。参考同步发电机相关技术规定，一次调频死区为2转/分，即2/3000*50=0.033Hz。兼顾到虚拟同步发电机频率检测的精度，故设置一次调频死区为±0.03Hz。6)本标准第5.3c)中，参考同步发电机相关技术规定GB/T30370《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》,火电机组的有功调频系数K;为20,故推荐了虚拟同步发电机的有功调频系数K;为20。7)本标准第5.3d)中，考虑到新能源发电的功率调节速度较快，虚拟同步发电机的一次调频时间可略快于传统同步发电机，因此规定了一次调频的启动时间应不大于3秒，响应时间应不大于12秒，调节时间应不大于30s。8)本标准第5.4条中，结合目前大规模新能源接入电网后电压控制的已有经验和实际需求，规定了虚拟同步发电机应有多种无功控制模式，包括恒电压控制、电压下垂控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等，具备快速响应风电场无功控制指令，完成在线切换运行模式的能力。9)本标准第5.5a)中，规定了电网发生三相短路故障引起电压跌落时，虚拟同步发电机动态无功电流控制的响应时间。目前大规模新能源已经逐渐接入500kV及以上电压等级的电网，当电网发生短路故障时，500kV及以上电压等级的线路断路器切除故障时间目前一般在60～80ms,因此，为了协调电网短路故障期间电网保护动作特性与虚拟同步发电机对电网电压的支撑能力，规定了虚拟同步发电机动态无功电流控制的响应时间应不大于60ms。10)本标准第5.5条中，规定了虚拟同步发电机的高电压耐受能力。对于大规模新能源接入电网附近有直流送出情况，当直流单/双极闭锁后将在送端电网内换流站近区产生工