【GB国家标准】 虚拟同步机 第1部分:总则

ICS27.010
F19
中华人民共和国国家标准
GB/T38983.1—2020
虚拟同步机
第1部分：总则　
Virtual synchronous machinePart 1:General2020-07-21发布
国家市场监督管理总局
国家标准化管理委员会
发布
2021-02-01实施
SAC
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。GB/T38983.1—2020
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、韦徽、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。
1范围
虚拟同步机第1部分：总则
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
GB/T38983.1—2020
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光伏发电系统接人配电网技术规定GB/T34120
电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T36548
GB/T37408
GB/T37409
术语和定义
电化学储能系统接入电网测试规范光伏发电并网逆变器技术要求
光伏发电并网逆变器检测技术规范下列术语和定义适用于本文件。3.1
virtual synchronous machineVSM虚拟同步机
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
virtualsynchronousgenerator
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
virtual synchronousmotorbzxZ.net
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
active power-frequency regulation coefficient of VSM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K，表示，计算方法如式（1)所示。用虚拟同步机有功功率变化蛋标么值（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么值(以系统额定频率为基准值)的比值来表示。GB/T38983.12020
式中：
K,=±fif
△P/PN
...(1)
——一对于虚拟同步发电机，符号取负号，K，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土
加的多募；对于虚拟同步电动机，符号取正号，K，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
△P———虚拟同步机有功功率的变化量，△P=P。P。，P。是频率变化后的虚拟同步机有功功率,P。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）。PN
虚拟同步机的额定有功功率，单位为千瓦（kW），Af
系统频率的变化量，△f=f一fN，f是频率变化后的系统频率，单位为赫兹（Hz)。fN
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
reactive power-voltage regulation coefficient of VSM虚拟同步机无功功率随电压幅值变化的变化率。注：蔗拟同步机无功调压系数通常用Kv表示，计算方法如式（2）所示。用蔗拟同步机无功功率变化量标幺值（以虚拟同步机额定容为基准）与并网点电压幅值变化量标么值（以并网点所在电压等级对应的标称电压为基准）的比值未表示
式中：
士
Kv=+U/UN
AQ/SN
（2）
对于虚拟同步发电机，符号取负号，Kv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，Kv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募。AQ
虚拟同步机无功功率的变化量，△Q=Q一Q。，Q是并网点电压变化后的虚拟同步机无功功率，Q。是并网点电压变化前的虚拟同步机无功功率，单位为干乏(kvar)。Sn——虚拟同步机额定容量（视在功率），单位为千伏安（kVA)△U——并网点电压幅值变化量，△U=U-U。,U是变化后的虚拟同步机并网点电压,U。是变化前的虚拟同步机并网点电压，单位为伏特（V)。U——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inertiatimeconstantofVSM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T，表示，计算方法如式（3)所示2Wk
T,=SN
式中：
T,——虚拟同步机惯量时间常数，单位为秒(s)；W一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
inertiaresponseof VSM
....·（3）
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f~f时，虚拟同步机惯量响应的电磁功率计算式如式（4)所示，2
3.8
式中：
Pumin = -T, df/dp
Pineria——虚拟同步机惯量响应的电磁功率，单位为千瓦（kW)；df/dt——频率变化率，单位为赫兹每秒(Hz/s)。有功调频启动时间pick-uptimeofactivepower-frequencyregulationGB/T38983.1—2020
.（4）
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
response time of active power-frequency regulation有功调频响应时间
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
settlingtimeof activepower-frequencyregulation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
SZAG
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
GB/T38983.1—2020
6性能要求
6.1
电网频率调节
调频死区
6.1.1
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
6.1.2.2
6.1.2.3
6.1.2.4
6.1.2.5
虚拟同步发电机有功调频系数K，宜在20～50范围内。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：风力发电虚拟同步发电机有功调频启动时间不大于500ms；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。虚拟同步发电机有功调频响应时间应满足下列规定：风力发电虚拟同步发电机有功调频响应时间不大于5s；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。虚拟同步发电机有功调频调节时间应满足下列规定：风力发电虚拟同步发电机有功调频调节时间不大于10s；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。虚拟同步发电机的有功响应允许误差应在土2%P以内。P(pu>
说明：
P。-
一有功功率初始值；
有功功率目标值：
频率阶跃起始时间；
有功调频启动时间；
有功调频响应时间；
有功调频调节时间。
目标出力
实际出力
±5%（Pr-Po
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
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虚拟同步发电机无功调压系数Kv宜在12.5～33.3范围内；a）
无功功率响应时间应不大于50ms；无功功率控制允许偏差应在土2%P~以内。c）
6.2.2无功调压无功功率调节幅度GB/T38983.1—2020
虚拟同步发电机参与电网电压调节的无功功率调节量最大值应不小于额定功率的30%。6.3
虚拟同步机转动惯量响应
虚拟同步发电机转动惯量响应的动态指标应满足下列规定a）
虚拟同步发电机惯性时间常数T，宜在3s～12s范围内：惯量响应时间应不大于500ms；
c）有功功率控制的允许偏差应在土2%P以内；d）转动惯量响应幅值应与6.1.3的规定相适应6.4阻尼控制
虚拟同步发电机阻尼系数D应与惯性时间常数T，配合整定，使得虚拟惯量和一次调频有功超调满足电网并网要求。
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