国网冀北电科院宋鹏：风光储虚拟同步发电机技术与工程应用

关于虚拟同步机在新能源电站的应用，光伏电站的推广模式就是集中配置储能，风电场的推广模式是风储协调，与单独配置储能相比，减少储能配置容量27%，充分利用转子动能的释放和储能的长时稳态支撑，兼具了风和储协调的运行优势，也是能够减少投资的成本。

——国网冀北电科院新能源所副所长宋鹏

8月7日，由华北电力大学、中国可再生能源学会主办的“第一届中国储能学术论坛暨风光储创新技术大会”在北京召开，会议为大力推广风能、太阳能、储能创新技术，推动风光互补、太阳能+储能、风光储技术以及智能微电网、能源互联网技术在综合能源服务领域的应用；搭建风能、太阳能与储能产业科学技术、创新应用的交流与合作平台，推进风电、太阳能发电无补贴平价上网项目技术发展，推动储能技术进步和创新。

主旨报告环节，国网冀北电科院新能源所副所长宋鹏作“风光储虚拟同步发电机技术与工程应用”报告。

国网冀北电科院新能源所副所长宋鹏

宋鹏：各位领导，各位专家，各位同学，下午好！我是来自国网冀北电科院新能源所的宋鹏。我今天汇报的题目是“风光储虚拟同步发电机技术与工程应用”。非常荣幸跟大家分享一下在工程开展过程中的一些成果。

我的汇报分成三个部分：

第一，国家风光储输示范工程介绍。

2011年，甘肃、冀北、东北就是三北地区发生了多次风电机组大规模脱网事故，国家层面非常重视，为了破解新能源并网友好性难题，在2011年三部委，科技部、财政部、发改委，和国家电网公司，启动建设世界上第一个风光储联合发电工程，这也是当时规模最大的风光储联合发电工程。

当时规划建设风电是50万千瓦、光伏10万千瓦、多类型储能7万千瓦。风光储这些设备接入到联合发电监控系统中，进行统一的监测、控制、调度。

当时国内陆上主流风机机型基本上是1.5兆瓦，工程当时示范应用了国内最典型的8种型号风电机组，包括2.5兆瓦的双馈风机、2.5兆瓦直驱、3兆瓦双馈风机等。二期工程示范了陆上最大的5兆瓦的风电机组，它的叶轮直径是124米。可以说示范工程覆盖了国内主流的制造商，并且示范建成了国内陆上最大的风电机组。

在光伏方面，这个工程示范应用了最全的光伏组件和跟踪方式，多角度、多方位全面开展技术经济比较。类型分单晶硅、多晶硅、背接触式、非晶薄膜、高倍聚光。结合工程应用也是研究了光伏组件清洁运维的方式在示范了光伏组件自动喷淋的方式以及自动滚刷的方式，通过示范应用光伏发电量达到了3%以上。

在储能这块一共是对7类电化学储能技术进行了实证评价，包括磷酸铁锂电池、超级电容、铅酸电池、钛酸锂电池、液流、电动汽车退役梯次利用等。相应的技术指标也是达到了国内的先进水平。

同时工程开发出了新能源全景联合发电监控系统，如左边这个图所示，风电、光伏、储能、智能变电站都有由这样一个系统控制，全景监控系统里面了设计了7种运行组态方式，包括削峰填谷、跟踪计划、参与调频等，实现了新能源电力的可预测、可控制、可调度。

这是我们通过在工程运行当中的一些长周期的运行统计数据，左边这个图蓝线是风机的出力，绿线是风光互补的出力，风光互补比风机波动性有一定的改善，加入储能控制以后，这个红线，可以看到跟踪计划的误差或者说计划合格率得到了很好的改善。统计数据来看，误差比原来降低了一半，跟踪计划的合格率60%提高到了90%，取得了比较好的效果。

在平滑出力这块，左边这个图可以看到，储能参与控制以后，风光储电站有功出力的波动性得到了明显的降低，绿线波动性要小了很多。

这个工程，整个时间过程是在2011年开始确定示范工程的实施方案，2011年底大概风光储输示范工程的一期已经完成了投产运行，第一次投产是10万千瓦的风电、4万光伏、2万储能，后续2014年12月完成了二期投产，二期包含了35万的风电、6万光伏。依托这个工程，在2017年年底分别投产了虚拟同步发电机示范工程以及电动汽车梯次利用工程。国家风光储输示范工程建设目的是探索如何利用风光资源互补优势和电化学储能、提升新能源电站并网友好型。2017年11月，动力电池梯次利用示范工程建设投运，主要目的是电动汽车日趋普及的这种背景下，如何实心退役动力电池的规模化利用。2017年12月投产的新能源虚拟同步发电机的示范工程，主要目的是探索在未来高比例新能源接入电网的驱使下，如何实现新能源机组对电网的主动支撑作用。

结合着我们国家风光储输示范工程的投产运行，也是示范了多方面的首台首套的新能源发电设备，包括了对风电、光伏、储能设备的一些运维技术进行研究，以及相应的在新能源并网问题上也是做了一些深入的研究示范，应该说随着示范工程的投产运行，在包括先进设备制造以及高效运维、破解新能源并网难题方面发挥了示范引领作用。随着工程投运以后，后边好像青海、东北等地陆续示范投运了多个联合发电工程。

第二部分，虚拟同步机发电机技术。

近年来我们国家风电、光伏新能源实现了跨越式发展。左边这个图可以看到，风电大概10年时间装机容量增长了100倍，光伏5年100倍。有一个信息很重要，到2018年底我国新能源装机占比达到了18.9%，其中风电是9.7，光伏9.2，首次超越了水电，成为了我国第二大能源。预计到2035年，新能源装机会达到13.7亿千瓦，占比会进一步提升到38.3%，高比例新能源接入将成为未来电网的重要特征，这个趋势很明显了。

新能源机组多采用电力电子设备并网，具有低抗扰性和弱支撑性，导致新能源消纳和安全运行方面问题突出。左上角这个图是2018年全国各省区弃风率的对比，可以看到，虽然在2018年我们国家的弃风率降低了5个百分点，但是在新疆、甘肃、内蒙、极力这些地区还是超过了7%平均值，应该说在三北地区弃风现象还是居高不下。

下边这两个图是实测的运行曲线，就是电压波动剧烈的曲线以及在新能源规模接入地区造成的曲线。右上角这个图是我们的仿真曲线，这个背景是华北、华中电网的联网，考虑到新能源如果不具备主动调频能力，新能源的占比分别在20%和40%的这种情况下，频率特性恶化的程度。可以看到，如果新能源占比20%的话，如果新能源不具备主动调频能力的话，频率最低点会降到49.21赫兹，基本上触及了低周减载保护，如果新能源占比达到40%以上，这个频率恶化会更低。

前期我们国家通过新能源机组的故障穿越能力的改造，包括低穿、电网适应性的能力改造，新能源的一些低抗扰问题已经得到了部分解决，但是新能源机组的弱支撑性问题仍然突出。和常规同步机组相比，我们国家的新能源机组基本上不具备常规机组所有的这种惯量支撑、一次调频、主动调频等等电网的主动支撑能力，可以说这种情况在未来高比例新能源接入电网条件下会带来新的稳定问题。下面这个图是一个示意图，新能源的并网装机占比越来越高以后，因为没有主动支撑能力，对电网支撑能力弱，这个天平，发电和负荷可能就会失去平衡，造成电网不稳定。新能源和常规能源相比，主动支撑能力这块，一个是惯量支撑，还有一次调频以及主动调压的能力都不具备。

这是两个案例，一个是2015年9月的锦苏直流闭锁导致的问题，损失的功率占比是3.55%，频率最低点是跌落到了49.56赫兹，一次调频过程大概持续了几分钟。右边这个图是应该也是在2014年，在张北地区，一个风电场投入电容支路，电压有一个跃升，后有一个缓慢爬升，超过了1.1倍的高电压限值，造成风机的高电压脱网，电压进一步上升，一共是73.7万千瓦的风电图网。如果区域里面新能源机组具备了主动调频能力以后，这些情况都会得到改善。

在这种背景下虚拟同步发动机技术，在学术圈开展了很多学术层面的研究，主要就是在新能源机组的主控/变流器控制环节中模拟同步机的运行机制，使新能源发电设备具备主动支撑电网能力，由“被动调节”转为“主动支撑”。

虚拟同步发电机有两种技术路线：1，内禀自同步性。利用同步发电机的数学模型，生成逆变器内电势幅值和相位，不需要锁相环。2，锁相同步性。锁相测频后计算附加调频、调压功率，生成有功/无功电流参考值。也就是说右边这个框图是在不改变我们现在新能源机组的控制结构的基础上实现的一种技术路线，他也能够提供主动支撑能力，但是只能说部分模拟同步机的运行机制，还不能够完全模拟。

火电机组的情况大家可能比较了解，火电机组是有个汽包，主气压力释放来作为一次调频的额外能量。新能源机组如果调频需要一个额外的能量来源支撑，这个能量从哪儿来？所以备用容量是新能源机组具备主动调频支撑能力的必要条件。这个备用来源有几种：1，桨距角控制（限功率），通过限功率提前压低有功出力。2，超速控制。3，单元机组配置储能。4，新能源电站集中配置储能。

第三部分，虚拟同步发电机的工程应用。

2017年底，依托国家风光储输示范工程，新能源虚拟同步机示范工程建成投运，工程投运3大类6种型号虚拟同步及设备。包括单元式的光伏虚拟同步机、单元式风电虚拟同步机，还有电站式的储能虚拟同步机。对不同储能类型（锂电VS超级电容）、不同储能成组方案（分散式VS集中式）、不同风机调频方案进行对比分析，全方位探索新能源主动支撑技术的工程实现方案，填补了虚拟同步发电机技术在大电网中的应用空白。

投产的风电虚拟同步机主要是2兆瓦单元式风电虚拟同步机，覆盖了转子惯量支撑和变桨距减载控制的两种调频策略。转子惯量支撑：当电网频率下降时，风机释放部分转子动能以达到功率支撑的目的。变桨距减载控制：就是限共预留备用，当电网频率下跌越过调频死区，机组可桨预留的备用释放出来。

左边这个图这是我们实测的一些曲线，左边这个就是利用提前预留备用容量10%，可以看到这个频率下降的有功支撑，主要通过桨距角开桨来实现功率支撑。右边这个图就是采用转子惯量支撑的方式实现调频支撑。频率下降以后有功功率支撑，发动机转速下降，桨距角不变，发动机转速有一个低速保护，低到一定程度以后要转速恢复，这个低速保护，不同的机组不一样，大概在1200—1300之间，恢复转速需要把电磁转矩降下来，就会造成有功功率的跌落，这个有功功率的跌落，如果新能源都有这种特性的话，从这个图里可以看到，这个时候频率还没有恢复，有功支撑没有了，还比初始的有功功率还要低，就会造成电网频率的二次跌落，甚至二次跌落的深度比一次跌落的深度还要多。

针对风电虚拟同步机机组一些应用的问题提出了一些研究，提高了轴系振动的问题，这儿有一个转矩的突变，这个转矩的突变就会引起轴系振荡的问题，需要对它的载荷进行控制。针对二次跌落的问题，这是第一次跌落，后边有支撑，支撑之后，因为有功功率的二次下降，造成电网的二次跌落。

这对这个二次跌落提出了一个风机转子转速的综合恢复策略，有效减少了频率二次跌落的深度，达到了78%，但是仍没有办法消除二次跌落。

针对光伏，主要就是研发了500千瓦的单元式的光伏虚拟同步机，主要是在原有光伏的拓扑结构里面，直流侧并联了分散式的储能装置，以及加装了一个DC/DC控制柜，涉及2个厂家，采用2种储能配置方案，一种是磷酸铁锂电池，一种是超级电容，按照这个指标，投入的成本差不多。

这两个曲线也是针对两种储能配置方式实测的曲线，也是能够满足和优于标准的规定，通过测试来看，光伏虚拟同步发电机一次调频的响应时间比风电要快，大概是在百毫秒级。

同样也是针对光伏配置单元式储能的问题，也是分别提出了一种光储协调控制的方案，考虑到锂电和超级电容在充放电倍率和循环寿命方面的差异，充分发挥储能单元的优势。这是一些仿真的曲线。

在场站侧新建了两台5兆瓦电站式储能虚拟同步发电机，涉及到2个厂家，设备研发过程中提出了多模块交流并联汇集、电池低压两级接入的拓扑结构，实现了多个电压源并联集成。提出主控—模块分层控制结构，避免了多个功率单元间并联运行环流和振荡问题。

通过实测，储能的一次调频响应时间更快，大概是在几十毫秒，这个是仿真平台上的硬件在环仿真曲线。

结合我们的工程应用开展了一些相关的理论研究、实测的试验，还有从2018年1月份开始大概1年的运行数据跟踪分析，建立了分、光、储虚拟同步发电机主动支撑特性指标体系。主要讲一下调频的死区，当时我们在运行分析的时候，最开始设的是0.03，0.03一天调频能达到几百次，后边考虑到电网的频率正常的变化，以及华北电网出现功率缺额的时候调频特征的一些变化需求，设成了0.05，和行标1870技术规范对新能源调频死区的设置相同。同时结合光伏、风电、储能的实测特性，分别对调频响应时间进行了差异化的设计。

说一下应用模式的技术经济性。在应用的过程当中，要达到电网需求，主动调频支撑性能的需求，但是要同时考虑到成本投入，技术指标和经济指标存在相悖的问题。预留备用这个路线，风电光伏都可以应用，但我们做了测算，用10万千瓦的风电场进行测算，如果额外预留这10%备用，会导致每年额外的发电损失是2500万。

针对转子惯量支撑，基本上只需要一个软件的升级就可以实现，但是会存在后续严重的频率二次跌落的问题。针对单元式储能在光伏上的应用，一次调频特性是优于火电机组的，可以达到百毫秒级，和在电站层面集中式的配置储能相比，机组分散式储能配置的投资成本应该说要远远高于他。场站式配置储能，同样是10万千瓦的电站，按照10%配置，年均成本是200万左右，当时都是首台首套设备，如果技术成熟的话这个成本还要进一步降低。

最终我们考虑，关于虚拟同步机在新能源电站的应用，光伏电站的推广模式就是集中配置储能，风电场的推广模式是风储协调，与单独配置储能相比，减少储能配置容量27%，充分利用转子动能的释放和储能的长时稳态支撑，兼具了风和储协调的运行优势，也是能够减少投资的成本。

我的汇报完毕，请大家批评指正。感谢大家！