一、成果简介：

我国新能源消纳多采取大规模集中式接入、高电压远距离输送的方式。且风电、光伏等新能源大多以电力电子设备接入电网，电网高比例新能源接入和高度电力电子化特征将逐步凸显，安全稳定运行面临巨大技术挑战。首先，电网调节能力不断下降。新能源机组不具备常规机组的频率和电压支撑能力，会导致系统有功和无功储备减少，降低电网的频率和电压调节能力。其次，电网抗扰能力不断下降。新能源的有效转动惯量远小于常规机组，会导致系统总体惯量不断减小，持续恶化电网的抗扰能力。最后，电网稳定风险不断增加。新能源发电等其他电力电子装备的接入，会导致电网电力电子化程度不断提高，电网的稳定形态更为复杂，同时将日益增大电网的稳定风险。

世界各国都在积极探索高比例新能源的应对措施。近年来，虚拟同步发电机技术逐渐成为世界各国广泛关注的焦点和研究热点。虚拟同步发电机通过将同步机的机电暂态方程引入电力电子设备控制环节，从而使新能源能够自适应地参与系统的频率和电压调节，同时也具备了阻尼系统振荡的功能，可使新能源发电具备与常规火电接近的外特性。

本项目建立了新能源虚拟同步机单机和多机并网的半实物仿真平台，构建虚拟同步发电机“控制器-单机-场站”多维度的实用化验证手段。开展虚拟同步发电机振荡风险仿真评估，分析关键控制参数、电网参数等对振荡风险的影响，针对性的提出振荡风险的阻尼控制方案。建立风电、光伏、集中式虚拟同步机接入的风光储场站级控制仿真模型，研究虚拟同步机主动调频/调压特性对AGC/AVC子站控制策略的影响，提出多无功源协调运行方案。

项目形成了新能源虚拟同步发电机实用化验证与性能提升方法，有助于提高新能源装备制造水平，提升新能源电站调频、调压等主动支撑能力。项目将建设世界首座风光储多源互补的虚拟同步发电机示范工程，研究成果可推广应用于我国其他新能源装机规模较大的地区，为并网友好型新能源电站提供典型示范案例。

项目形成了新能源虚拟同步发电机运行评估手段与指标体系，可依托项目成果，积极申请编制国网公司企业技术标准和电力行业及国家技术标准，推动新能源并网标准的完善提升，促进新能源发电市场的快速、健康发展，提高我国电网的安全稳定运行水平。

风电虚拟同步发电机主动支撑功能

总体技术路线

二、技术优势及性能指标：

（1）主动支撑需求方面：分析了虚拟同步发电机在大型同步电网频率事故过程中的响应特性，辨析了虚拟同步发电机的惯量支撑和一次调频功能及其物理意义；明确了电压异常工况下新能源电站脱网的主要原因，并对新能源脱网引起的连锁反应进行了分析预判；分析了新能源功率振荡的主要特征与原因，指明了提升新能源并网系统阻尼技术的必要性与迫切性。

（2）控制技术与改造方案方面：风电方面，分析了转子惯量控制、转子超速控制、变桨控制三种控制方式提供频率支撑的实现方案与特点，成功开发并研制了具有自主调频和调压功能的单元式风电虚拟同步发电机，设计了整场虚拟同步发电机协调控制器-风机主控附加虚拟同步发电机控制器-风机主控系统三级控制系统，保证了风电机组自主、有序的实现主动支撑功能。光伏方面，提出在直流侧配置储能的单元式光伏虚拟同步发电机实现方式，提出了光伏-储能直流耦合的电气拓扑结构，及MPPT与虚拟同步策略协同调频控制技术，并验证其主动支撑效果。储能方面，成功研制并建造了2台5MW*20min电站式储能虚拟同步发电机，具备一次调频、调压等功能，各项参数均满足设计要求。创新设计了多个功率模块交流并联汇集、电池低压两级接入拓扑结构，建立了大规模独立储能调频系统的模块化高效集成方案；提出了主控-模块分层控制结构，解决了多电压源并联振荡问题；提出了基于SOC的下垂曲线动态调整的主动均衡与电量维持技术。

（3）性能实测与优化提升方面，针对虚拟同步发电机的控制模式和技术特征，深入开展虚拟同步发电机性能实测与优化验证。单元机组现场试验方面，提出了变流器锁相环-主控系统信号传输时间的测量方法，提出了基于二次侧施加扰动信号模拟电网频率/电压扰动的虚拟同步发电机单机现场试验技术，开发了成套测试装置，设计了适用于工程验收需求的80余种试验工况，完成了400余次现场试验，验证了实际运行场景下的虚拟同步发电机单机主动支撑性能。硬件在环仿真方面，提出了基于FPGA的超低延时信号接口交互方法，开发了并行化电力网络的小步长仿真建模方法及求解算法，实现了虚拟同步发电机全部并网特性的纳秒级实时仿真；基于现场实测数据，构建了涵盖主控单元和变流器控制单元的风/光/储3类6种虚拟同步发电机硬件在环仿真平台，对现场运行场景形成有益补充，全面验证了复杂扰动场景下虚拟同步发电机的并网特性。性能优化提升方面，构建虚拟同步发电机“样机研制、实验室测试、试点改造、现场测试、批量应用”全过程质量管控体系，发现了示范工程中共4类45个典型控制策略问题，全部完成闭环整改优化，切实保证示范工程的安全稳定运行。

（4）并网稳定性与振荡风险抑制方面：构建了电压控制型和电流控制型虚拟同步发电机小信号模型，计算得到系统特征根，分析了系统中各振荡模态的阻尼特性。在此基础上，研究了不同技术路线虚拟同步发电机控制参数对其稳定性的影响，并对虚拟同步发电机在不同电网条件下的稳定性及其并网适应性进行了分析。分析了不同电网强度和阻抗参数下，虚拟同步发电机振荡风险和特性。为抑制虚拟同步发电机发生振荡问题，提出在滤波电容上串联阻尼电阻和并联阻尼电阻的振荡抑制策略，通过改变滤波电容复阻抗的方法，阻尼谐波谐振尖峰，增加虚拟同步发电机并网系统的幅值裕度和相角裕度。

（5）多机并联性能验证方面：建立了孤网试验功率平衡系统，从功率平衡控制逻辑、通讯连接架构、监控视图等方面实现了孤网中各可控设备的遥控、遥测、遥调；基于孤网运行环境，开展了多类型虚拟同步发电机单机及并联运行的主动支撑性能实证；试验表明，虚拟同步发电机均具备惯量支撑、一次调频、调压及阻尼等主动支撑功能，各项性能指标均满足设计及标准要求。

（6）整站功率控制技术方面：提出了新能源场站AGC/AVC系统分层建模、交互迭代的仿真思路，建立了包括风、光、储多类型虚拟同步发电机接入的场站级仿真模型；研究了虚拟同步发电机自主调频特性对AGC子站控制策略影响，提出了源网协调的新能源虚拟同步发电机调频策略优化，提出了MPPT模式与降载模式虚拟同步发电机多机协同调频的运行策略，提出了风储协调、光储协调的优化运行策略；研究了虚拟同步发电机自主调压特性对AVC子站控制策略影响，提出了兼容新能源自主调压功能的新能源场站电压协同控制策略，在提升电压瞬时支撑能力的同时，保证新能源场站AVC的PCC点跟随特性。

三、所属领域：

综合能源系统方向：能源供应技术、能源控制技术

综合能源服务方向：清洁能源服务技术

智慧能源方向：能源互联网

四、成熟度：

产业化阶段

五、市场应用情况及经济效益分析：

市场应用情况：

项目全面掌握了虚拟同步发电机核心技术，研究成果已直接应用于张家口风光储输示范电站，首次实现了虚拟同步发电机电站并网与独立组网运行。主要应用情况包括：

（1）项目成果已直接应用于国家风光储输示范工程，建成了世界首座百兆瓦级多类型虚拟同步发电机电站，建成投运了59台风电、24台光伏、2台电站式虚拟同步发电机，为新能源发电企业提供了友好并网的标准典范。项目实现了新能源机组主动参与电压调节，有力提高了新能源消纳水平，冀北“三站四线”地区送出极限提升了2%，减少风光储电站2018年弃风、弃光电量947.2万千瓦时，增加发电收益568.39万元。

（2）项目成果已推广应用于我国辽宁、青海等省（区）的6个新能源电站。许继集团、南瑞集团掌握了虚拟同步发电机装备研制核心技术，生产的新能源装备已推广应用于华能通辽风电场、华能吉林洮北二期风电场、辽宁锦州大市风电场、青海格尔木海西州风电场、湖北武汉市武胜关风电场和西藏达孜光伏电站。

（3）项目编制的国家标准《虚拟同步机技术—总则》、行业标准《风电机组一次调频技术要求与测试规程》、《风电机组无功调压技术要求与测试规程》、国网公司企业标准《虚拟同步发电机技术导则》、《风电虚拟同步发电机技术要求和试验方法》、《单元式光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法》，有力推动了新能源行业规范化、高质量发展。

经济效益：

（1）提升电网安全运行水平

项目解决了新能源机组调频、调压和阻尼能力不足的问题，成果推广应用后可实现新能源机组对电网频率、电压和阻尼的主动支撑，提升电力系统对功率缺额故障的抗扰能力，降低由于电压波动引发大规模新能源脱网的风险，改善由于新能源机组阻尼不足导致的功率振荡问题，保证电网安全稳定运行。

（2）提高新能源消纳能力，促进节能减排行业发展

项目实现了新能源主动支撑电网电压的目标，有效提高了新能源汇集区域网架外送能力。项目成果推广至冀北五市（唐山、张家口、秦皇岛、承德、廊坊）新能源场站后，每年可增发电量27.8亿千瓦时，新增收益约14.23亿元，折合节约标准煤111.2万吨，减少碳排放277.2万吨。

（3）降低新能源电站投资成本

项目成果推广应用后，新能源机组具备无功支撑能力，可降低新能源电站配置无功补偿装置的投资成本。

（4）提高新能源装备制造水平国际竞争力

项目成果有助于提高我国新能源装备制造水平，完成从“被动上网”到“主动组网”的重大角色转换，满足新一代电力系统高比例可再生能源接入和多能互补综合能源利用的实际需求，打造具有国际竞争力的民族装备制造企业。