ICS29.240CCSF19中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准GB/T38983.2—2026虚拟同步机第2部分:电力储能虚拟同步机Virtualsynchronousmachine—Part2:Energystoragevirtualsynchronousmachineforpowersystems2026-07-02发布2027-02-01实施国 家 市 场 监 督 管 理 总 局国 家 标 准 化 管 理 委 员 会发 布目 次前言Ⅲ…………………………………………………………………………………………………………引言Ⅳ…………………………………………………………………………………………………………1 范围1………………………………………………………………………………………………………2 规范性引用文件1…………………………………………………………………………………………3 术语和定义1………………………………………………………………………………………………4 功能要求1…………………………………………………………………………………………………5 性能要求3…………………………………………………………………………………………………6 检测5………………………………………………………………………………………………………附录 A (资料性) 电力储能虚拟同步机检测记录19………………………………………………………ⅠGB/T38983.2—2026前 言 本文件按照 GB/T1.1—2020《标准化工作导则 第1部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。本文件是 GB/T38983《虚拟同步机》的第2部分。GB/T38983已经发布了以下部分:———第1部分:总则;———第2部分:电力储能虚拟同步机。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件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。本文件起草单位:国网上海能源互联网研究院有限公司、中国电力科学研究院有限公司、国家电网有限公司、国网冀北电力有限公司电力科学研究院、厦门科华数能科技有限公司、国网上海市电力公司、国网冀北电力有限公司张家口供电公司、国网北京市电力公司、泰州开泰电力设计有限公司、南京米特科技股份有限公司、国网江苏省电力有限公司连云港供电分公司、许继电气股份有限公司、北京南瑞普瑞用电技术有限公司、广州智光储能科技有限公司、国网江苏省电力有限公司泰州供电分公司、深圳市禾望电气股份有限公司、东北电力大学、浙江晶科储能有限公司。本文件主要起草人:吕志鹏、朱越、侯义明、刘思革、宋振浩、王海岩、刘文龙、李昊、巩宇、鞠玲、赵丽萍、徐式蕴、张雅君、陈皓、李梁溪、孙延、高帅、张良、杨虎、黄辉、王毅、窦胜、滕亚青。ⅢGB/T38983.2—2026引 言 随着新型电力系统建设推进及新能源大规模接入,电力系统电力电子化程度不断提高,系统惯量水平下降,电网对频率与电压稳定支撑能力提出更高要求。虚拟同步机通过模拟同步机的惯量与阻尼等机电暂态特性,使其端口功率与电压运行外特性与同步机相似,并参与频率调节与电压调节;电力储能具备快速、双向、可控的功率调节能力,采用虚拟同步机控制策略后在一次调频、惯量响应、阻尼调节、暂态电压支撑等方面发挥作用。GB/T38983《虚拟同步机》拟由五个部分组成。———第1部分:总则。目的在于规定虚拟同步机的基本规定以及通用的功能要求和性能要求。———第2部分:电力储能虚拟同步机。目的在于明确电力储能虚拟同步机的 功 能、性 能 与 检 测要求。———第3部分:负荷侧虚拟同步机。目的在于明确负荷侧虚拟同步机的功能、性能与检测要求。———第4部分:风力发电虚拟同步发电机。目的在于明确风力发电虚拟同步发电机的功能、性能与检测要求。———第5部分:光伏发电虚拟同步发电机。目的在于明确光伏发电虚拟同步发电机的功能、性能与检测要求。本文件侧重电力储能虚拟同步机的技术要求,突出其对电网稳定支撑能力的提升作用,从功能、性能及检测三个层面提出相关技术要求,以支撑电力储能虚拟同步机在电力系统中的规范化应用,保障其与电力系统的安全、稳定运行。ⅣGB/T38983.2—2026虚拟同步机第2部分:电力储能虚拟同步机1 范围本文件规定了电力储能虚拟同步机的功能要求、性能要求,描述了相应检测方法。本文件适用于在35kV 及以下配用电系统中应用的电力储能虚拟同步机的设计、运行与维护。2 规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中,注日期的引用文件,仅该日期对应的版本适用于本文件;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/T14549 电能质量 公用电网谐波GB/T20840.2 互感器 第2部分:电流互感器的补充技术要求GB/T20840.3 互感器 第3部分:电磁式电压互感器的补充技术要求GB/T24337 电能质量 公用电网间谐波GB26861 电力安全工作规程 高压试验室部分GB/T34120 电化学储能系统储能变流器技术要求GB/T34133 储能变流器检测技术规程GB/T38983.1 虚拟同步机 第1部分:总则GB/T40595 并网电源一次调频技术规定及试验导则DL/T2528 电力储能基本术语3 术语和定义GB/T38983.1、GB/T40595、GB/T34120、DL/T2528界定的术语和定义适用于本文件。4 功能要求4.1 有功功率控制电力储能虚拟同步机应具备接收有功功率控制指令、实现有功功率连续调节的能力。4.2 一次调频电力储能虚拟同步机应具备一次调频能力,当频率偏差值超出系统频率偏差设定值时,主动参与电网频率调节,并满足下列要求。a) 当电力系统频率偏差超出死区范围时,一次调频有功功率控制应满足公式(1)。ΔPt=-KfΔffnPn…………………………(1)1GB/T38983.2—2026式中:ΔPt ———电力储能虚拟同步机一次调频有功功率变化量,单位为千瓦(kW);Kf———有功调频系数,宜在33.3~200范围内可设置,并根据电网需求调整;Δf ———系统频率的变化量,Δf=f-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);Pn———电力储能虚拟同步机额定功率,单位为千瓦(kW)。b) 一次调频与调度有功(AGC)指令方向相反时,应闭锁 AGC 指令;一次调频与 AGC 指令方向相同时,应响应两者中较大值;在一次调频复归后,应进行当前功率指令与 AGC 指令或就地控制指令的偏差校验,当偏差小于给定阈值时,可立即执行 AGC 指令或就地控制指令,但当偏差大于给定阈值时,应暂停执行 AGC指令或就地控制指令,维持当前功率。4.3 无功功率控制4.3.1 电力储能虚拟同步机应具有无功控制功能,实现无功功率的连续调节。4.3.2 电力储能虚拟同步机应具有包括无功功率控制、定功率因数控制和无功电压下垂控制等多种无功控制方式,具备控制方式转换的能力。4.4 电压调节电力储能虚拟同步机应具备电压调节能力,当电压出现偏差值超出电压偏差设定值时,自动参与电网电压调节,并可根据电网需求调整。4.5 惯量响应电力储能虚拟同步机应具备模拟转动惯量能力,当系统频率出现扰动时,主动调节有功功率,且惯量响应有功功率变化量应满足公式(2)的要求。ΔPg=-TjfndfdtPn…………………………(2) 式中:ΔPg ———电力储能虚拟同步机惯量响应有功功率变化量,单位为千瓦(kW);Tj———电力储能虚拟同步机等效惯量时间常数,单位为秒(s),宜设置为2s~20s;dfdt———系统频率变化率,单位为赫兹每秒(Hz/s)。4.6 阻尼特性4.6.1 电力储能虚拟同步机阻尼系数应满足电力储能虚拟同步机稳定性和动态响应速度的要求。4.6.2 当系统发生0.2Hz~2.5Hz的频率振荡时,电力储能虚拟同步机应通过阻尼特性调节有功功率抑制频率振荡,提供的振荡能量流应小于零。振荡能量流计算如公式(3)所示。W =∫(ΔP ×2πΔf)dt…………………………(3) 式中:W———电力储能虚拟同步机提供的扰动能量,单位为千焦(kJ);ΔP ———电力储能虚拟同步机有功功率变化量,单位为千瓦(kW);t———时间,单位为秒(s)。4.7 暂态电压支撑电力储能虚拟同步机应在交流端口电压发生扰动时维持自身外特性持续并网运行,且能模拟自身2GB/T38983.2—2026励磁过程输出暂态无功电流增量,实现暂态电压支撑。暂态无功电流增量初始值应满足公式(4)的要求。ΔI·=ΔU·Z…………………………(4) 式中:ΔI·———电力储能虚拟同步机因电压扰动产生的暂态电流增量初始矢量值,单位为安(A);ΔU·———电力储能虚拟同步机交流端口电压测量值与电压扰动前电压测量值的矢量偏差,单位为伏(V);Z———电力储能虚拟同步机等效暂态阻抗复数值,单位为欧(Ω)。4.8 运行适应性电力储能虚拟同步机应具备电压、频率、频率变化率、短路比、相角跳变以及电压不平衡度适应性。4.9 零起升压电力储能虚拟同步机应具备零起升压功能,能自主构建电压和频率,辅助电力系统黑启动。5 性能要求5.1 有功功率控制电力储能虚拟同步机的有功功率控制满足下列要求:a) 响应时间应不大于500 ms,有功功率控制调节时间应不大于1s,充放电转换时间应不大于500ms;b) 有功功率控制偏差应不超过±2%额定功率(Pn),功率超调应不超过10%Pn。5.2 一次调频电力储能虚拟同步机参与一次调频控制时,满足下列要求:a) 一次调频的频率死区绝对值宜在±0.03Hz~±0.05Hz范围内可设置,并根据电网需求调整;b) 一次调频功率变化幅度宜限制在(20%~50%)额定有功功率范围内;c) 一次调频启动时间应不大于100ms,响应时间应不大于500ms,调节时间应不大于1.5s,达到稳态时有功功率控制偏差应不超过±2%Pn。5.3 无功功率控制电力储能虚拟同步机的无功功率响应时间应不大于500ms,调节时间应不大于1s,无功控制偏差不应超过±2%Pn,功率超调应不超过5%Pn。5.4 电压调节5.4.1 电力储能虚拟同步机电压调节无功响应时间应不大于150ms,调节时间应不大于500ms,无功偏差应不超过±2%Pn。5.4.2 电力储能虚拟同步机交流端口空载电压给定5%阶跃时,超调量应不大于阶跃电压的30%。5.5 惯量响应当系统频率变化率为1Hz/s时,在不同等效惯量时间常数下,惯量响应时间要求如表1所示,有功3GB/T38983.2—2026功率控制偏差不应超过±2%Pn。表1 电力储能虚拟同步机惯量响应时间等效惯量时间常数(Tj)设置范围s响应时间msTj≤2≤200210≤15005.6 阻尼特性5.6.1 当系统发生0.2Hz~2.5Hz的低频振荡时,阻尼比宜不小于0.3。5.6.2 电力储能虚拟同步机的阻尼特性响应时间应不大于500ms。5.7 暂态电压支撑5.7.1 电力储能虚拟同步机暂态低电压支撑满足下列性能要求:a) 无功电流增量达到暂态无功电流增量初始值的时间应不大于20ms;b) 在交流端口电压降低至(0%~80%)额定电压(Un)期间,在电流限幅前,有功功率控制目标值应不小于故障前的有功功率指令值与故障期间交流端口电压标幺值的乘积;c) 在交流端口电压降低至80%Un 以上时,在满足无功电流支撑能力的前提下,应能保持故障前有功功率值;d) 在交流端口电压恢复过程中,电力储能虚拟同步机应不引起电压波动和反调,电压波动幅度应不大于10%Un;e) 在交流端口电压恢复正常范围后,有功功率值应以不小于每秒30%Pn 的功率变化率恢复至故障前的有功功率值。5.7.2...
