GB∕T 38983.1-2020 虚拟同步机 第1部分：总则

书书书

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书书书

前言

ＧＢ／Ｔ３８９８３《虚拟同步机》分为５个部分：

———第１部分：总则；

———第２部分：风力发电虚拟同步发电机；

———第３部分：光伏发电虚拟同步发电机；

———第４部分：电力储能虚拟同步机；

———第５部分：负荷侧虚拟同步机。

本部分为ＧＢ／Ｔ３８９８３的第１部分。

本部分按照ＧＢ／Ｔ１．１—２００９给出的规则起草。

本部分由中国电力企业联合会提出。

本部分由全国微电网与分布式电源并网标准化技术委员会（ＳＡＣ／ＴＣ５６４）归口。

本部分起草单位：中国电力科学研究院有限公司、国网江苏省电力有限公司、国网冀北电力有限公

司电力科学研究院、国网天津市电力公司、国网重庆市电力公司电力科学研究院、国电南瑞科技股份有

限公司、许继集团有限公司、国网江西省电力有限公司、广西电网有限责任公司电力科学研究院、国网新

源张家口风光储示范电站有限公司、东南大学、华北电力大学、重庆大学、湖南大学、江苏固德威电源科

技股份有限公司。

本部分主要起草人：盛万兴、吕志鹏、刘海涛、吴鸣、苏剑、孙丽敬、宋振浩、于辉、刘辉、王旭东、

李俊杰、张伟、韦徵、秦晓辉、刘汉民、周柯、曹建博、苏丽宁、颜湘武、涂春鸣、范瑞祥、曾正、

王建华、翁蓓蓓。

Ⅰ

犌犅／犜３８９８３．１—２０２０

虚拟同步机第１部分：总则

１范围

ＧＢ／Ｔ３８９８３的本部分规定了虚拟同步机的基本规定、功能要求和性能要求。

本部分适用于虚拟同步机的设计与应用。

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／Ｔ１８４５１．２风力发电机组功率特性测试

ＧＢ／Ｔ１８４８７（所有部分）电动汽车传导充电系统

ＧＢ／Ｔ１９９６３风电场接入电力系统技术规定

ＧＢ／Ｔ１９９６４光伏发电站接入电力系统技术规定

ＧＢ／Ｔ２０２３４（所有部分）电动汽车传导充电用连接装置

ＧＢ／Ｔ２９３１９光伏发电系统接入配电网技术规定

ＧＢ／Ｔ３４１２０电化学储能系统储能变流器技术规范

ＧＢ／Ｔ３６５４８电化学储能系统接入电网测试规范

ＧＢ／Ｔ３７４０８光伏发电并网逆变器技术要求

ＧＢ／Ｔ３７４０９光伏发电并网逆变器检测技术规范

３术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

３．１

虚拟同步机狏犻狉狋狌犪犾狊狔狀犮犺狉狅狀狅狌狊犿犪犮犺犻狀犲；犞犛犕

通过模拟同步机的惯量、内电势等机电暂态特性，使得端口的功率、电压运行外特性与同步机相似

的电力电子变流系统或设备。

３．２

虚拟同步发电机狏犻狉狋狌犪犾狊狔狀犮犺狉狅狀狅狌狊犵犲狀犲狉犪狋狅狉

端口特性表现为发电机发电的虚拟同步机。

３．３

虚拟同步电动机狏犻狉狋狌犪犾狊狔狀犮犺狉狅狀狅狌狊犿狅狋狅狉

端口特性表现为负荷用电的虚拟同步机。

３．４

虚拟同步机有功调频系数犪犮狋犻狏犲狆狅狑犲狉犳狉犲狇狌犲狀犮狔狉犲犵狌犾犪狋犻狅狀犮狅犲犳犳犻犮犻犲狀狋狅犳犞犛犕

虚拟同步机有功功率随频率变化的变化率。

注：虚拟同步机有功调频系数通常用犓犳表示，计算方法如式（１）所示。用虚拟同步机有功功率变化量标幺值（以虚

拟同步机额定有功功率为基准值）与系统频率变化量标幺值（以系统额定频率为基准值）的比值来表示。

１

犌犅／犜３８９８３．１—２０２０

犓犳＝±Δ

犘／犘Ｎ

Δ犳／犳Ｎ

……（１）

式中：

±———对于虚拟同步发电机，

符号取负号，犓犳表征了随频率的升降虚拟同步发电机发出有功功率减少或增

加的多寡；对于虚拟同步电动机，符号取正号，犓犳表征了随频率的升降虚拟同步电动机消耗有功功率

增加或减少的多寡。

Δ犘———虚拟同步机有功功率的变化量，Δ犘＝犘ｅ－犘０，犘ｅ是频率变化后的虚拟同步机有功功率，犘０是系统频

率保持额定频率时的虚拟同步机有功功率，单位为千瓦（ｋＷ）。

犘Ｎ———虚拟同步机的额定有功功率，单位为千瓦（ｋＷ）。

Δ犳———系统频率的变化量，Δ犳＝犳－犳Ｎ，犳是频率变化后的系统频率，单位为赫兹（Ｈｚ）。

犳Ｎ———系统额定频率，单位为赫兹（Ｈｚ）。

３．５

虚拟同步机无功调压系数狉犲犪犮狋犻狏犲狆狅狑犲狉狏狅犾狋犪犵犲狉犲犵狌犾犪狋犻狅狀犮狅犲犳犳犻犮犻犲狀狋狅犳犞犛犕

虚拟同步机无功功率随电压幅值变化的变化率。

注：虚拟同步机无功调压系数通常用犓Ｖ表示，计算方法如式（２）所示。用虚拟同步机无功功率变化量标幺值（以

虚拟同步机额定容量为基准）与并网点电压幅值变化量标幺值（以并网点所在电压等级对应的标称电压为基

准）的比值来表示。

犓Ｖ＝±Δ

犙／犛Ｎ

Δ犝／犝Ｎ

……（２）

式中：

±———对于虚拟同步发电机，

符号取负号，犓Ｖ表征了随端口电压幅值的升降虚拟同步发电机发出无功功率

减少或增加的多寡；对于虚拟同步电动机，符号取正号，犓Ｖ表征了随端口电压幅值的升降虚拟同步电

动机消耗无功功率增加或减少的多寡。

Δ犙———虚拟同步机无功功率的变化量，Δ犙＝犙－犙０，犙是并网点电压变化后的虚拟同步机无功功率，犙０是

并网点电压变化前的虚拟同步机无功功率，单位为千乏（ｋｖａｒ）。

犛Ｎ———虚拟同步机额定容量（视在功率），单位为千伏安（ｋＶＡ）。

Δ犝———并网点电压幅值变化量，Δ犝＝犝－犝０，犝是变化后的虚拟同步机并网点电压，犝０是变化前的虚拟同步

机并网点电压，单位为伏特（Ｖ）。

犝Ｎ———并网点所在电压等级对应的标称电压，单位为伏特（Ｖ）。

３．６

虚拟同步机惯性时间常数犻狀犲狉狋犻犪狋犻犿犲犮狅狀狊狋犪狀狋狅犳犞犛犕

物理意义上表示虚拟同步机的虚拟转子在额定转矩作用下从静止启动到转速达到额定值所需的

时间。

注：虚拟同步机惯性时间常数可等效为同步发电机的惯性时间常数，通常用犜Ｊ表示，计算方法如式（３）所示。

犜Ｊ＝２

犠ｋ

犛Ｎ

……（３）

式中：

犜Ｊ———虚拟同步机惯量时间常数，单位为秒（ｓ）；

犠ｋ———虚拟同步机虚拟转子在额定转速时的动能，单位为千焦（ｋＪ）。

３．７

虚拟同步机惯量响应犻狀犲狉狋犻犪狉犲狊狆狅狀狊犲狅犳犞犛犕

虚拟同步机有功功率响应于系统频率变化率的特性，表征在系统频率变化过程中虚拟同步机由于

虚拟转子动能变化而释放或吸收的电磁功率。

注１：对于电压源型虚拟同步机，虚拟同步机的惯量响应还包括虚拟转子的转速和功角在不平衡转矩作用下不能突

变而是按照转子运动方程变化的特性。

注２：当假设频率变化过程中犳≈犳Ｎ时，虚拟同步机惯量响应的电磁功率计算式如式（４）所示。

２

犌犅／犜３８９８３．１—２０２０

犘ｉｎｅｒｔｉａ＝－犜Ｊｄ

犳／ｄ狋

犳Ｎ

犘Ｎ……（４）

式中：

犘ｉｎｅｒｔｉａ———虚拟同步机惯量响应的电磁功率，单位为千瓦（ｋＷ）；

ｄ犳／ｄ狋———频率变化率，单位为赫兹每秒（Ｈｚ／ｓ）。

３．８

有功调频启动时间狆犻犮犽狌狆狋犻犿犲狅犳犪犮狋犻狏犲狆狅狑犲狉犳狉犲狇狌犲狀犮狔狉犲犵狌犾犪狋犻狅狀

从系统频率升高或降低超过有功调频死区开始，虚拟同步发电机实际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。

３．９

有功调频响应时间狉犲狊狆狅狀狊犲狋犻犿犲狅犳犪犮狋犻狏犲狆狅狑犲狉犳狉犲狇狌犲狀犮狔狉犲犵狌犾犪狋犻狅狀

从系统频率升高或降低超过有功调频死区开始，虚拟同步发电机实际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。

３．１０有功调频调节时间狊犲狋狋犾犻狀犵狋犻犿犲狅犳犪犮狋犻狏犲狆狅狑犲狉犳狉犲狇狌犲狀犮狔狉犲犵狌犾犪狋犻狅狀

从系统频率升高或降低超过有功调频死区开始，虚拟同步发电机实际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虚拟同步机可包括电力电子变流器、

等效转子的蓄能部分、控制部分等，应具备提供惯量功率或部

分一次调频功率的功能。

４．２应用于光伏发电并网的虚拟同步发电机除应满足本标准的规定外，

还应满足ＧＢ／Ｔ３７４０８、

ＧＢ／Ｔ３７４０９、ＧＢ／Ｔ１９９６４、ＧＢ／Ｔ２９３１９的相关规定。

４．３应用于风力发电并网的虚拟同步发电机除应满足本标准的规定外，

还应满足ＧＢ／Ｔ１８４５１．２、

ＧＢ／Ｔ１９９６３的相关规定。

４．４应用于储能并网的虚拟同步发电机除应满足本标准的规定外，

还应满足ＧＢ／Ｔ３６５４８、

ＧＢ／Ｔ３４１２０等相关规定。

４．５应用于电动汽车充电桩的虚拟同步电动机除应满足本标准的规定外，

还应满足ＧＢ／Ｔ１８４８７（所有

部分）、ＧＢ／Ｔ２０２３４（所有部分）等相关规定。

５功能要求

５．１虚拟同步机应具备参与电网频率调节、

电网电压调节、惯量响应和阻尼控制功能。

５．２虚拟同步机应具备参与电网频率调节的功能。当系统频率偏差值大于系统频率偏差设定值时，

虚

拟同步机应自动调节有功功率，参与电网频率调节。

５．３虚拟同步机应具备电网电压调节功能。当系统电压偏差值大于系统电压偏差设定值时，

虚拟同步

机应自动调节无功功率，参与电网电压调节。

５．４虚拟同步机应具备惯量响应功能，

当系统频率变化率大于系统频率变化率设定值时，虚拟同步机

应自动调节有功功率，抑制电网频率快速变化。

５．５虚拟同步机应具备阻尼控制功能，

模拟同步机阻尼特性，使由外界作用或电力系统本身固有原因

引起的功率振荡幅度逐渐下降，提高电力系统动态稳定性。

３

犌犅／犜３８９８３．１—２０２０

６性能要求

６．１电网频率调节

６．１．１调频死区

虚拟同步发电机有功调频死区的绝对值宜在０．０３３Ｈｚ～０．１Ｈｚ范围内。

６．１．２动态指标

６．１．２．１虚拟同步发电机有功调频系数犓犳宜在２０～５０范围内。

６．１．２．２虚拟同步发电机有功调频动态响应曲线如图１所示，

有功调频启动时间应满足下列规定：

ａ）风力发电虚拟同步发电机有功调频启动时间不大于５００ｍｓ；

ｂ）光伏发电和储能虚拟同步发电机有功调频启动时间不大于１００ｍｓ。

６．１．２．３虚拟同步发电机有功调频响应时间应满足下列规定：

ａ）风力发电虚拟同步发电机有功调频响应时间不大于５ｓ；

ｂ）光伏发电和储能虚拟同步发电机有功调频响应时间不大于５００ｍｓ。

６．１．２．４虚拟同步发电机有功调频调节时间应满足下列规定：

ａ）风力发电虚拟同步发电机有功调频调节时间不大于１０ｓ；

ｂ）光伏发电和储能虚拟同步发电机有功调频调节时间不大于１ｓ。

６．１．２．５虚拟同步发电机的有功响应允许误差应在±２％犘Ｎ以内。

说明：

犘０———有功功率初始值；

犘１———有功功率目标值；

狋０———频率阶跃起始时间；

狋ｐ———有功调频启动时间；

狋ｒ———有功调频响应时间；

狋ｓ———有功调频调节时间。

图１有功调频动态响应曲线

６．１．３有功调频有功功率调节幅度

虚拟同步发电机参与一次调频的有功功率调节量最大值应不小于额定功率的１０％，不得因有功调

４

犌犅／犜３８９８３．１—２０２０

频导致发电设备脱网或者停机。

６．２电网电压调节

６．２．１无功调压动态指标

虚拟同步发电机无功调压的动态指标应满足下列规定：

ａ）虚拟同步发电机无功调压系数犓Ｖ宜在１２．５～３３．３范围内；

ｂ）无功功率响应时间应不大于５０ｍｓ；

ｃ）无功功率控制允许偏差应在±２％犘Ｎ以内。

６．２．２无功调压