附件1：单元式光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法_报批稿（含编制说明）

1、ICS点击此处添加中国标准文献分类号Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW XXXXXXXXX单元式光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法Technical requirements and testing method for unit photovoltaic virtual synchronous generator点击此处添加与国际标准一致性程度的标识XXXX - XX - XX发布XXXX - - XX实施国家电网公司发布Q/XXX XXXXXXXXX目次1范围22规范性引用文件23术语和定义24基本规定45技术要求46试验方法8附录A（资料性附录）惯量及一次调频测试参数说明13附录

2、B（资料性附录）动态无功电流响应特性1421前 言为规范单元式光伏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、陈梅、张军军、李臻、秦晓辉、郑飞、郭重阳、丁杰、王伟胜、白恺、汤海雁、秦筱迪、刘海涛、李琰、代林旺、韩志勇、李智、王彤、宋飞、韦徵、姚为正、王林、曹建博、刘汉民、王杨。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。单元式光伏虚拟同

3、步发电机技术要求和试验方法1 范围本标准规定了单元式光伏虚拟同步发电机的技术要求和试验方法。本标准适用于通过35kV及以上电压等级并网，以及通过10kV电压等级与公共电网连接的光伏发电站应用的单元式光伏虚拟同步发电机，接入其他电压等级的单元式光伏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电能质量供电电压允许偏差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

4、相电压不平衡GB/T15945电能质量电力系统频率偏差GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1虚拟同步发电机技术 virtual synchronous generator technology 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。3.2光伏发电单元 photovoltaic power unit光伏发电站中，一定数量的光伏组件以串并联方式连接，通过直流汇流箱和直流配电柜多级汇集，经变流器与单元升压变压器一次升压成符合电网频率和电压要求的电源。3

5、.3单元式光伏虚拟同步发电机 unit-type photovoltaic virtual synchronous generator (UPV VSG)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制及机电外特性的光伏发电单元，下文简称虚拟同步发电机。3.4虚拟同步发电机转动惯量J rotary inertia virtual synchronous generator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kgm2。3.5虚拟同步发电机转动惯量响应 rotary inertia response of VSG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

6、性。3.6虚拟同步发电机惯性时间常数 TJ inertia time constant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。(1)式中：J 虚拟同步发电机转动惯量，单位为kgm2；PN 虚拟同步发电机额定有功功率，单位：W；N 系统额定角速度，单位：rad/s。3.7虚拟同步发电机阻尼系数D damping coefficient of VSG用于表征虚拟同步发电机阻尼系统振荡能力的特征参数，单位为Nms/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。3.8虚拟同步发电机有功调

7、频系数Kf active power-frequency regulating coefficient of VSG在系统频率波动时，虚拟同步发电机有功功率变化量标幺值（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幺值（以系统额定频率为基准值）的比值。计算方法如公式（2）所示。(2)式中： P 虚拟同步发电机输出有功功率的变化量，单位：kW；PN 虚拟同步发电机的额定有功功率，单位：kW；f 系统频率的变化量，单位：Hz；fN 系统额定频率，单位：Hz。3.9一次调频启动时间 primary frequency pick up time从系统频率升高或降低超过一次调频死区开始，虚拟同步

8、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。3.10一次调频响应时间 primary frequency response time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。3.11一次调频调节时间 primary frequency settling time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

9、、电压/无功调节的能力，并在动态响应过程中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，利用相应的控制系统来实现惯量、阻尼特性、一次调频、电压/无功调节等相关功能。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/T 19964的相关规定。5 技术要求5.1 虚拟惯量当系统频率偏差大于0.03Hz时，虚拟同步发电机有功出力大于10%PN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/降低其有功功率输出。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%PN，响应时间不大于500ms，有功

10、功率误差不大于2% PN ，TJ应在4s12s范围内。(3)式中：f 虚拟同步发电机并网点频率，单位：Hz。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10%PN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10%PN时可不再继续增加；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20%PN时可不再继续减小；c) 有功调频系数Kf应

11、在520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3s，响应时间应不大于12s，调节时间应不大于30s，有功功率调节控制误差不应超过2%PN。注： P0 为虚拟同步发电机实际运行功率。图1 一次调频曲线图5.4 无功控制虚拟同步发电机无功功率输出范围应满足图2要求。图2 无功控制能力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，具备快速响应光伏电站无功控制指令，完成在线切换运行模式的能力。无功功率控制误差不应大于虚拟同步发电机额定有功功率的2%，响应时间不应大于1s。5.5 故障穿越5.5.1 考核曲线低电

12、压穿越的考核曲线如图3所示：图3 虚拟同步发电机低电压穿越能力要求高电压穿越的考核曲线如图4所示：图4 虚拟同步发电机高电压穿越能力要求5.5.2 故障类型及考核电压低电压穿越针对不同故障类型的考核电压如表1所示，高电压穿越仅考核三相故障。表1 低电压穿越考核电压故障类型考核电压三相对称短路故障交流侧线/相电压两相相间短路故障交流侧线电压两相接地短路故障交流线/相电压单相接地短路故障交流相电压5.5.3 有功功率恢复对故障期间没有脱网的虚拟同步发电机，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30额定功率/秒的功率变化率平滑的恢复至故障前的值。5.5.4 动态无功能力a) 自

13、虚拟同步发电机交流侧电压异常时刻起（UT0.9或UT1.1），动态无功电流的响应时间不大于60ms，调节时间不大于150ms；b) 自动态无功电流响应起直到电压恢复至正常范围（0.9UT1.1）期间，虚拟同步发电机输出的动态无功电流Iq应实时跟踪交流侧电压变化，并应满足公式（4）和（5）：Iq- Iq0 =K1（0.9-UT）IN （UT0.9）(4)Iq- Iq0 =K2（1.1-UT）IN （UT1.1）(5)式中：Iq虚拟同步发电机输出动态无功电流有效值，数值为正代表输出感性无功，数值为负代表输出容性无功；Iq0进入故障前的虚拟同步发电机输出动态无功电流有效值；K1、K2虚拟同步发电机输

14、出无功电流比例系数，K1和K2应可设置，K1取值范围应为1.52.5，K2取值范围应为01.5；UT 虚拟同步发电机交流侧实际电压正序分量与额定电压正序分量的比值；IN 虚拟同步发电机交流侧额定输出电流值；c) 对称故障时，动态无功电流的最大有效值不宜超过1.05IN；不对称故障时，动态无功电流的最大有效值不宜超过0.4IN；d) 动态无功电流控制误差不应大于10%IN。5.6 电网适应性虚拟同步发电机接入电网后，应满足电网适应性的要求。具体要求如下：a) 当光伏发电站并网点的闪变值满足GB/T 12326的规定时，虚拟同步发电机应能正常运行。b) 当光伏发电站并网点的谐波值满足GB/T 14

15、549的规定时，虚拟同步发电机应能正常运行。c) 当光伏发电站并网点的三相电压不平衡度满足GB/T 15543的规定时，虚拟同步发电机应能正常运行。d) 当光伏发电站并网点的供电电压偏差满足GB/T 12325的规定时，虚拟同步发电机应正常运行。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f48Hz根据供需双方协定的最低频率而定48Hzf49.5Hz频率每次低于49.5Hz，虚拟同步发电机应能至少运行10min49.5Hzf50.5Hz连续运行50.5Hzf51.5Hz频率每次高于50.5Hz，虚拟同步发电机应能至少运行2min。f51.5Hz根据

16、供需双方协定的最高频率而定6 试验方法6.1 基本条件6.1.1 电网条件测试前光伏发电单元并网点应满足下面要求：a) 电压谐波总畸变率在10min内测得的方均根值应满足GB/T 14549的规定；b) 电网频率在10min内测得的平均值的偏差应满足GB/T 15945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/T 12325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/T 15543的规定。6.1.2 试验设备6.1.2.1 光伏方阵模拟器光伏方阵模拟器应能模拟光伏方阵的I-V特性和时间响应特性，并应满足表3要求。表3 光伏方阵模拟器参数要求

17、参数要求输出功率使被测虚拟同步发电机产生最大输出功率以及检测方法中涉及的其他功率等级稳定度除了由被测虚拟同步发电机最大功率跟踪引起的变化外，光伏方阵模拟器的输出功率在整个测试期间应稳定在规定的功率等级，允许偏差26.1.2.2 电网模拟装置采用测试装置产生频率波动，为虚拟同步发电机的调频能力测试提供测试条件。图5为一种测试装置示意图，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48.00Hz51.50Hz频率区间；c) 频率偏差应不大于0.01Hz，可调节步长应不大于0.02Hz；d) 频率阶跃时

18、，响应时间应不大于20ms。6.1.3 电网故障发生装置电网故障发生装置应满足下述要求：a) 装置应能模拟三相对称电压跌落、相间电压跌落和单相电压跌落，跌落幅值应包含0%90%；b) 装置应能模拟三相对称电压抬升，抬升幅值应包含110%130%；c) 电压阶跃时间应小于20ms。6.1.4 测试电路虚拟同步发电机并网性能检测回路示意图如图5所示，数据采集装置应接在被测虚拟同步发电机交流出口侧。图5 虚拟同步发电机检测示意图6.1.5 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12bi

19、t。表4为测量设备精度的最低要求。表4 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a) TJ在4s12s范围内，推荐TJ为5s；b) 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；c) 调节电网模拟装置与光伏方阵模拟器使虚拟同步发电机在标称频率和标称电压条件下分别运行20%30%PN和70%90%PN两种工况下；d) 调节电网模拟装置在标称电压下输出频率按照图6的曲线变化，在t0t1、t2t3、t4t5、t6t7内频率变化率保持为0.5Hz/s，t4 - t32min、t6 - t5= t2 - t1

20、=1min；e) 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；f) 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6 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。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) 调节电网模拟装置与光伏方阵模拟器使虚拟同步发电机在标称频率和标称电压条件下运行在20%PN30%PN工况下；

21、c) 调节电网模拟装置在标称电压下输出频率按照表5设置频率，频率保持时间不应小于30s；d) 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；e) 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；f) 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；g) 调节电网模拟装置与光伏方阵模拟器使虚拟同步发电机在标称频率和标称电压条件下运行在70%PN90%PN工况下，重复步骤c)f)。表5 一次调频测试点序号机端频率（f , Hz）频率波动波形148.5249.0349.8449.9550.

22、1650.2750.4851.06.4 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7所示。图7中给出无功功率阶跃变化的设定值。图7 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% PN，依据图7所示虚拟同步发电机无功功率输出曲线，测试其无功功率输出特性。测试时采用以下步骤：在额定电压条件下，按照图7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

23、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6.5.1 测试准备进行故障穿越测试前，虚拟同步发电机应工作在与实际投入运行时一致的控制模式下。按照图5连接相关的检测装置。低电压穿越检测应至少选取5个点，并在0%UNU5%UN、20%UNU25%UN、25%UNU50%UN、50%UNU75%UN、75%UNU90%UN五个区间内均有分布，并按照5.5.1节中低电压穿越曲线要求选取故障时间。高电压穿越检测应至少选取2个点，并在110%UN

24、U120%UN、120%UNU130%UN两个区间内均有分布，并按照5.5.1节中高电压穿越曲线要求选取故障时间。6.5.2 空载试验故障穿越检测前应先进行空载测试，检测应按如下步骤进行：a) 断开检测回路中虚拟同步发电机机的连接；b) 调节故障模拟装置，模拟线路三相对称故障，电压跌落点应满足本规程6.5.1节的要求；c) 调节故障模拟装置，模拟表1中的AB、BC、CA相间短路或接地短路故障的一种，电压跌落点电压跌落点应满足本规程6.5.1节的要求；d) 调节故障模拟装置，模拟线路三相电压抬升，电压抬升点应满足本规程6.5.1节的要求；e) 故障模拟装置的电压阶跃时间不应大于20ms。6.5.

25、3 负载实验在空载测试结果满足要求的情况下，可进行故障穿越负载测试。负载测试时故障模拟装置的配置应与空载测试保持一致。a) K1和K2可设置，设置K1为2.5，设置K2为1.5；b) 将空载测试中断开的虚拟同步发电机接入电网运行；c) 调节虚拟同步发电机分别在0.1PN0.3PN和不小于0.7PN两种工况下进行检测； d) 控制故障模拟装置进行三相对称电压跌落；e) 通过数据采集装置记录被测虚拟同步发电机交流输出侧电压和电流的波形，记录应包含故障前10s到故障恢复正常后6s之内的数据；f) 控制故障模拟装置进行不对称电压跌落，重复步骤b)d)，计算方法参见附录B；g) 控制故障模拟装置进行三相

26、对称电压抬升，重复步骤b)d)；h) 每个故障点应连续做两次试验，两次试验均通过方为通过。6.6 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GB/T 31365执行。AA附录A （资料性附录）惯量及一次调频测试参数说明虚拟同步发电机调整参数见图A.1：符号：P0 有功功率初始值；P1 有功功率目标值；t0频率阶跃起始时间；tp 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-P0）（p.u.）所需时间；tr 响应时间；ts调节时间。图A.1 惯量及一次调频测试参数说明BB附录B （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

27、功电流响应特性示意图见图B.1：符号：t0 坐标零点为电网产生扰动的起始时刻；tr 响应时间；ts 调节时间； 动态无功电流超调量；Iq1 动态无功电流阶跃起始值；Iq2 动态无功电流的稳态值；Iq3 动态无功电流的最大过冲值；Iq 动态无功电流的阶跃量。图B.1 动态无功电流响应特性单元式光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法编制说明目录1 编制背景162 编制主要原则163 与其它标准文件的关系164 主要工作过程165 标准结构和内容176 条文说明171 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2016598号文) 的要求编写。

28、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单元式光伏虚拟同步发电机的技术要求和试验方法。明确单元式光伏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，为单元式光伏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) 体现单元式光伏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) 充分发挥单元式光伏虚拟同步发电机的积极作用，为单元式光伏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

29、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/T 12325 电能质量供电电压偏差、GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波、GB/T 12326 电能质量 电压波动和闪变、GB/T 15543 电能质量 三相电压不平衡、GB/T 15945 电能质量 电力系统频率偏差以及GB/T 19964光伏发电站接入电力系统技术规定，试验方法参考了GB/T 31365-2015光伏发电站接入电网检测规程、NB/T 32004-2013光伏发电并网逆变器技术规范、NB/T 32005-2013光伏发电站低电压穿越检

30、测技术规程、NB/T 32006-2013光伏发电站电能质量检测技术规程、NB/T32007-2013光伏发电站功率控制能力检测技术规程，同时在惯量、一次调频、无功控制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/T 31464电网运行准则、GB/T 30370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

31、会，决定将标准名称由电站型光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法修改为单元式光伏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重点。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，明确了虚拟同步发电机的技术要求。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

32、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2014455号文）的要求编写。本标准基于当前单元式光伏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，提出了单元式光伏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，提出了单元式光伏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

33、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的取值范围。本标准主要结构和内容如下：1. 目次；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：规定单元式光伏虚拟同步发电机应满足的基本要求；5) 技术要求：规定单元式光伏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

34、适应性方面的具体技术要求；6) 试验方法：规定单元式光伏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单元式光伏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章 术语和定义本标准第3.6条中，给出了虚拟同步发电机惯性时间常数TJ的计算表达式。根据定义（电力系统暂态分析（第二版）。李光琦，p.157），TJ为在发电机组转子上施加额定转矩Tm后，转子从停顿状态（=0）加速到额定状态（n）时所经过的时间，即： （1）式中，Wk为转子在额定转速时

35、的动能，即： （2）联立式（1）（2）即可解得： （3）上式中，（2） 第5章 技术要求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： (4)输出电磁功率为该能量的微分： (5)由，可得： (6)代入上式得： (7)设f(t)fN，则式(5)可简化为： (8) 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

36、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10%PN时，虚拟同步发电机应能调节有功输出，参与电网一次调频。对于单元式光伏虚拟同步发电机，若输出功率过低，存在运行不稳定的情况。因此，当虚拟同步发电机有功出力低于10%PN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5.3 c）中，参考同步发电机相关技术规定GB/T 30370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Kf为20，故推荐了虚拟同步发电机的有功调频系数Kf为20。7）本标准