0 引言

中国可再生能源发展迅猛，风电已经成为继煤电、水电后第三大电源。中国“三北”地区的区域电网中新能源占比也在不断升高，截至2015年底，甘肃、新疆、青海、吉林、冀北等省级电网新能源发电渗透率超过40%。根据中国国家能源局发布的《可再生能源发展“十三五”规划》，全国风电装机将增加62.8%，光伏发电装机将增加143.2%。高比例新能源接入将成为未来电力系统的关键特征。然而，随着新能源装机容量在电网中的比例越来越高，当由于直流闭锁、切机或负荷突变等原因导致系统频率发生变化时[1-2]，新能源发电设备不具备响应系统频率变化的惯性支撑能力和一次调频能力，会明显降低电力系统的安全稳定运行水平。

虚拟同步发电机（virtual synchronous generator，VSG）是一种能够等效常规同步发电机运行特征的先进发电控制技术[3-5]，具有多种实现形式。文献[6]利用传统同步机的转子运动方程，计算出变流器电流的参考值，进而控制变流器的d、q轴电流，从而为电网提供惯性支撑能力和一次调频能力，为电流控制型虚拟同步发电机，其优点在于不改变现有新能源发电设备主要采用的矢量控制技术，现场改造难度低。文献[7-8]利用传统同步机的电磁暂态方程和转子运动方程，通过控制电压幅值和功角实现对有功功率和无功功率的控制，为电压控制型虚拟同步发电机，这种实现形式主要集中于微电网中的应用研究[9-10]。天津、浙江等各省级电力公司已经或正在将虚拟同步发电机技术应用在微电网或配电网建设中[11]。然而，虚拟同步发电机在大电网中的应用研究仍属空白。

虚拟同步发电机分为单元式虚拟同步发电机和电站式虚拟同步发电机，其中单元式虚拟同步发电机又分为风电虚拟同步发电机和光伏发电虚拟同步机[11]。风电虚拟同步发电机主要依靠变流器锁相环采样计算电网频率，送入主控系统，通过主控系统附加的虚拟同步机算法，实现对变流器的主动调频控制，包括转子动能释放控制、变桨距预留备用容量、综合控制三种实现方案[12-14]。光伏虚拟同步发电机主要通过在直流母线位置并联DC-DC变流器并增加储能电池配置，通过DC-DC变流器与常规逆变器的协调控制，实现主动调频控制[15-16]。储能虚拟同步机可以在发电单元层面或电站层面实现，储能单元虚拟同步机与光伏虚拟同步机实现方式类似；储能电站式虚拟同步机是将大容量储能电池通过具有虚拟同步功能的变流器在电站35 kV母线或并网点接入，使电站整体具备主动调频支撑能力。

2016年，中国国家电网公司在张北风光储电站开工建设首个用于大电网的虚拟同步发电机示范工程，探索虚拟同步发电机多种实现方式和技术路线的可行性与经济性，目前已经取得阶段性应用成果。本文首先针对风电、光伏单元式虚拟同步发电机的不同技术路线进行仿真和实测结果的对比分析，介绍了国家风光储电站实施的虚拟同步发电机示范工程的进展情况，阐述了单元式、电站式两种虚拟同步发电机实现方式的工程实施方案及运行情况，对已改造设备的控制效果进行了实测验证。最后，本文对区域电网中虚拟同步机的控制应用方式以及预期效果作了初步分析，对关键技术的发展作出了展望。

1 虚拟同步发电机技术路线对比分析

1.1 电压控制型与电流控制型虚拟同步发电机对比分析

图1 电压控制型与电流控制型VSG控制框图
Fig. 1 Control diagram of voltage-control and current-control type VSG

虚拟同步发电机分为电压控制型和电流控制型两种控制结构。电流控制型与电压控制型的控制框图如图1所示。

如图1(a)所示，电压控制型VSG的控制结构为典型的双环控制，其中外环分为有功和无功两部分控制，外环控制的输出为VSG输出电压的相位 θ 和幅值e，内环控制为电压电流双环控制。虚拟同步功能依靠外环控制实现。如图1(b)所示，与电压控制型VSG不同，电流控制型VSG的控制仍然以目前新能源发电设备广泛采用的矢量控制为基础，通过在d、q轴电流分量 和的控制环中加入与电网频率 f 和电压U 相关的附加控制量，实现主动调频/调压控制。

基于两种控制结构，以文献[17]中典型算例为基础进行仿真研究，在5s时投入VSG额定功率的10%的负荷扰动，电压控制型和电流控制型VSG系统主动调频支撑特性如图2所示。

图2 主动调频支撑特性仿真曲线对比
Fig. 2 Simulation curve comparisons of active frequency
regulation support characteristic

由图2可知，采用相同惯性时间常数、有功调频系数的电压控制型和电流控制型虚拟同步发电机主动调频外特性基本一致，均能够在电网频率扰动时向电网提供相同幅度的有功功率支撑。

然而，通过两种结构VSG并网的小信号建模与仿真分析发现，两者的振荡模态存在较大差异，如表1所示。

表1 电压控制型和电流控制型VSG并网振荡模态
Table 1 Voltage-control and current-control type VSG integrated grid oscillation mode

续表

小信号稳定性分析结果表明：

（1）电压控制型VSG的虚拟同步控制环节为系统引入了新的模态，且为主导模态，该模态的阻尼较小。当虚拟同步环节的控制参数整定不当，尤其是惯性时间常数整定值过大时，该模态的阻尼可能为负，从而导致系统出现振荡失稳。

（2）电流控制型VSG具有与常规逆变器相同的高频振荡特性，但虚拟同步控制环节会影响系统原有模态的阻尼。当虚拟同步控制环节或锁相环控制参数整定不合理时，系统原有的高频模态阻尼可能为负，增大系统的高频振荡失稳风险。

1.2 风电虚拟同步发电机不同控制方式对比分析

风电虚拟同步发电机主要分为变桨距预留备用容量控制方式和转子动能释放控制方式。

1.2.1 预留备用容量控制方式

预留备用容量控制方式主要通过主控系统提前变桨，降低风能捕获效率，使风电机组在原有功率特性曲线下方运行，从而实时为调频预留固定幅度的备用容量。该控制方式下的风电机组运行示意图如图3所示。

图3 预留备用容量控制方式运行示意图
Fig. 3 Operation diagram of reserved spare capacity control type

由图3可以看出，红色连线为风机正常运行的MPPT曲线，蓝色连线为变桨距留备用后的减载运行曲线。通过调节桨距角，减载运行曲线在不同风况下的实发有功功率始终与MPPT曲线对应的有功功率相差一个固定值ΔP，保证风机在任意工况下均能够提供10%PN的有功支撑能力。

1.2.2 转子动能释放控制方式

转子动能释放控制方式主要是在电网频率发生扰动时，通过调节电磁转矩，降低或升高发电机转速来达到有功功率支撑的目的。

风电机组运行过程包括三个区段：最大风能捕获（MPPT）区、恒转速区和恒功率区。风电机组运行于恒功率区时，机组正常收桨，属于预留备用容量控制方式，电网频率扰动时机组正常开桨以支撑有功功率，有功支撑能力大小依赖于变流器的过载运行能力。MPPT区和恒转速区的调频过程示意图如图4所示。

图4 不同运行区段风电机组转子动能释放控制过程示意图
Fig. 4 Wind turbine kinetic energy release control in different operation zones

由图4可知，风电机组转子动能释放控制过程分为功率支撑阶段和转速恢复阶段。当电网频率降低时，风电机组通过增大电磁转矩，提供10%PN固定幅值的有功功率支撑，电磁功率变化过程为A-B-C，支撑过程中转速急剧下降，机械功率变化过程为A-D；当发电机转速达到下限值时，机组退出调频过程，为使转速恢复到初始值，电磁功率给定值应小于当前捕获的机械功率，电磁功率变化过程为C-E-A，机械功率随着转速的上升逐渐增加，变化过程为D-A，最后电磁功率和机械功率达到初始平衡点。MPPT区和恒转速区风电机组调频主要区别在于：MPPT区发电机转速并未达到最大值，因此运行于最大风能捕获功率值所对应的最优转速；恒转速区风电机组运行于额定转速，无法达到最大风能捕获效率。

1.2.3 对比分析

对比风电虚拟同步发电机两种控制方式，其调频支撑能力和运行经济性存在较大差异。

（1）系统频率动态过程中的支撑与调节能力。

预留备用控制方式可以提供长时间的有功支撑能力。而转子动能释放控制方式依靠转子动能释放来增加有功输出，受到风机低速保护的限值，有功支撑时间有限，且在支撑过程中会带来额外的机械功率损失，显然，功率支撑结束后风电虚拟同步发电机需要降低更多有功或从电网吸收有功才能使转速恢复到初始状态，达到新的功率平衡。这有可能给电网带来二次频率扰动，不利于电网的安全稳定运行。

（2）运行经济性。

与转子动能释放控制方式相比，预留备用控制方式要求风机在正常运行时脱离MPPT运行曲线，降低风能捕获效率，而电网调频事件偶有发生，为应对小概率事件，使风电机组长期运行在限功率状态，会造成大量的发电量损失，经济性差。然而，国家发改委2016年发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，要求电网在确保供电安全前提下对可再生能源全额消纳，显然，预留备用控制方式与国家政策和新能源发展趋势相悖，不容易推广应用。

1.3 光伏虚拟同步发电机不同控制方式对比分析

光伏虚拟同步发电机通过在直流母线配置DC-DC变流器和储能单元，利用储能电池提供有功功率支撑。DC-DC变流器控制方式分为模拟转子运动方程控制方式和改变功率给定值控制方式。

1.3.1 模拟转子运动方程控制方式

模拟转子运动方程控制方式在控制策略中增加了惯性控制环节、阻尼环节和一次调频环节，通过模拟转子运动方程生成VSG的电角度θVSG，结合锁相环得到电网相角θpll，计算得到DC-DC变流器输出有功电流参考值idcref，达到控制DC-DC输出有功功率的目的。模拟转子运动方程的光伏虚拟同步发电机控制策略框图如图5所示。

图5 光伏虚拟同步发电机模拟转子运动方程控制框图
Fig. 5 Control strategy of PV-VSG based on swing equation

1.3.2 改变功率给定值控制方式

改变功率给定值控制方式是按照式(1)改变DC-DC变流器输出功率给定值，以达到有功功率支撑的目的。该控制方式的控制框图如图6所示。

其中，Pdc_0为初始功率给定值，fN为电网额定频率，为锁相环采集的电网实际频率，PN为VSG额定功率，为VSG惯性时间常数，△f为电网频率变化量，  为计算得到的电网频率变化率。

图6 光伏虚拟同步发电机改变功率给定值控制框图
Fig. 6 Control strategy of PV-VSG based on additional frequency regulation characteristics

由图6可见，改变功率给定值控制方式控制环节中的  为锁相环检测计算得到，仅从外特性上模拟同步发电机的调频过程，且未包含同步发电机的阻尼方程。可以说，该控制方式未完全模拟同步发电机的二阶方程。

1.3.3 对比分析

对比光伏虚拟同步发电机两种控制方式，由于其模拟同步发电机的模型不同，导致VSG调频支撑能力存在一定差异。

（1）惯性调频响应时间。

与模拟转子运动方程控制方式相比，采用改变功率给定值控制方式的光伏VSG需要计算频率变化率  ，锁相环采集频率3～5个工频周期，  计算时间需要至少100ms，则惯性调频支撑启动时间相对较长，对调频响应速度不利。

（2）惯性调频支撑能力。

为防止电网频率正常波动时调频功能频繁启动，示范工程被改造的光伏VSG设置频率变化率死区为0.3 Hz/s，当实际电网频率变化率未超过死区时，光伏VSG不具备惯性调频支撑能力。而采用模拟转子运动方程控制方式的光伏VSG，在任一工况下均可提供惯性调频支撑。

2 张北风光储虚拟同步发电机示范工程

2.1 示范工程总体规划及进展情况

国家风光储输示范工程是大规模的集风力发电、光伏发电、储能及智能输变电工程四位一体的可再生能源示范电站，汇集了多种可再生能源形态，包括500 MW风电、100 MW光伏发电和70 MW多类型储能。中国国家电网公司2016年在张北风光储电站启动虚拟同步发电机示范工程建设，对现有173台风电机组（容量435.5 MW）、24台光伏逆变器（容量12 MW）及其控制系统进行改造，同时新建2台5 MW大容量电站式虚拟同步机。按照10%PN调频容量设计，示范工程建成后的主动调频支撑能力达到45.75 MW，将是世界上首个应用于大电网且规模最大的虚拟同步发电机示范工程。

一期示范工程涉及风电虚拟同步发电机118 MW，光伏虚拟同步发电机12 MW，电站式储能虚拟同步发电机10 MW，于2017年底竣工。

2.2 虚拟同步发电机示范工程实施方案

单元式虚拟同步发电机是在发电设备就地侧进行虚拟同步发电机功能改造，分散接入电网；电站式虚拟同步发电机是在电站中压侧或高压侧增加带储能电池的虚拟同步发电机变流器，使整站具备常规火电厂类似的调频特性。

2.2.1 风电虚拟同步发电机

示范工程的风电虚拟同步发电机工程改造采用两种实施方案。一是在风电机组的主控系统中增加虚拟同步发电机功能算法，通过变流器锁相环采集机端频率/电压信号，将信号通过光纤通讯的方式传入主控系统，主控系统的虚拟同步发电机功能算法根据实时转速将转矩指令值和桨距角指令值分别下发给变流器和变桨系统，实现虚拟惯量控制和一次调频控制。该方案优点在于通过软件升级实现，不需额外增加硬件，改造成本低。风电虚拟同步发电机主控系统改造方案如图 7 所示。

图7 风电虚拟同步发电机主控系统改造方案
Fig. 7 Renovation scheme of wind turbine VSG main control system

第二种改造方案是通过风电机组附加就地侧VSG控制器，用于计算功率指令值，并发送给主控系统；在电站并网点附加场站侧VSG协调控制器，用于采集并网点频率/电压。场站侧VSG协调控制器经高速通讯网络与每一个就地侧VSG控制器组网，由于专用通道传输信息量少，理论上通讯时间可以小于5ms，虚拟惯量控制和一次调频控制的响应时间足以满足标准要求。该方案优点在于全场风电虚拟同步发电机的控制目标均为并网点，不会因机端采样信号差异出现多机并联时的有功/无功环流问题，缺点在于需要增加额外的硬件成本，且支撑能力受到高速通讯网络的约束，实施效果尚待进一步论证。基于高速通讯网络的风电虚拟同步发电机附加VSG控制器实现方案如图 8 所示。

图8 风电虚拟同步发电机附加VSG控制器改造方案
Fig. 8 Renovation scheme of wind turbine VSG with external VSG controller

2.2.2 光伏虚拟同步发电机

示范工程采用的两 种光伏虚拟同步发电机改造方案原理相同，均为在逆变器直流母线上并联DC-DC变流器，通过配置储能电池提供有功调频支撑。不同之处在于，两种方案分别采用了磷酸铁锂电池和超级电容器，其容量分别为50 kW/30 min和50 kW/15s，造成了两种方案提供的调频支撑能力也不同，受到DC-DC变流器的容量约束，超级电容器的高倍率放电能力也无法充分发挥。相对超级电容器，同样容量的磷酸铁锂电池配置成本更低，但低温耐受性较差。

光伏虚拟同步发电机的拓扑结构如图 9 所示。

2.2.3 电站式虚拟同步发电机

对于国家风光储示范工程中未参与改造的风机和光伏逆变器，按照10%惯性容量配比原则，配置 2 台5 MW的电站式虚拟同步机。5 MW电站式虚拟同步机由全功率变流器、储能电池和升压变压器构成，能够提供120%PN下持续过载运行1min的能力。全功率变流器采用电压控制型拓扑结构。

图9 单元式光伏虚拟同步发电机拓扑结构
Fig. 9 Topology diagram of unit-type PV VSG

2.3 已改造虚拟同步发电机运行情况

2016年12月，已完成虚拟同步功能改造的24台光伏发电单元和2台风电机组正式并网试运行，整体运行情况良好。截至目前，风电、光伏虚拟同步机均发生过多次故障停机，经分析均为常规设备发生的故障，与虚拟同步发电机功能无关。然而，值得一提的是，通过对虚拟同步发电机运行数据分析发现，虚拟同步发电机的主动调频功能频繁启动，平均每天达到160次左右。24小时内调频统计情况如表 2 所示。

表2 虚拟同步发电机24小时各时段调频运行情况
Table 2 Frequency regulation of VSG in 24 hours

分析表明：厂家在虚拟同步发电机改造时，将一次调频死区设置为50±0.03 Hz，而由于机组锁相环得到的机端频率波动较大，导致调频功能频繁启动。这种情况可能会导致两方面的问题。

（1）电网正常运行时调频功能频繁启动，光伏虚拟同步机电池频繁充放电，有可能在电网真正发生频率事故时，电池未达到满充状态，无法正常提供足够的调频支撑。

（2）调频功能频繁启动，导致光伏虚拟同步机电池频繁充放电，影响电池运行寿命；导致风电虚拟同步机的转速或变桨系统频繁动作，影响风电机组的运行可靠性。

3 虚拟同步发电机控制效果实测验证

3.1 风电虚拟同步发电机

3.1.1 预留备用容量控制方式

本文对示范工程采用预留备用控制方式的2 MW风电虚拟同步发电机调频支撑能力进行现场实测。模拟电网频率由50 Hz阶跃降至49.8 Hz，被试机组预留备用容量10%PN，测试曲线如图10所示。

图10 风电VSG预留备用容量控制方式实测曲线
Fig. 10 Test curves of wind power VSG reserved spare capacity control type

从图10可以看出，当电网频率阶跃下降时，由于惯性控制发电机转速开始下降，但桨距角迅速从4°开桨到0°，释放预留的备用容量，风机捕获机械功率增加，转速开始回升，风机经过4s左右提供持续了6.2%PN左右的有功功率支撑。风机能为电网提供持续的有功功率支撑。同时从图中也可以看出，由于调频期间风速的波动，桨距角和转速发生了一定程度的波动，导致有功支撑精度不高。

3.1.2 转子动能释放控制方式

本文对示范工程采用转子动能释放控制方式的2 MW风电虚拟同步发电机调频支撑能力进行现场实测。模拟电网频率由50 Hz以0.5 Hz/s速率下降至48.1 Hz，风电机组初始运行于MPPT区，发电机转速下限设为1250 r/min，低于此限值退出调频过程。最大风能捕获运行区段的典型实测曲线如11所示。

图11 MPPT区段转子动能释放控制方式实测曲线
Fig. 11 Test curves of rotor kinetic energy release control type in MPPT zone

由图11可以看出，风电虚拟同步发电机在频率下降时能够提供10%PN的有功功率支撑，响应时间为500 ms左右，整个支撑过程中桨距角保持0°不变。然而，为避免发电机转速下降过快触发低速保护停机，机组控制软件中增加了转速变化率的限制，在调频支撑阶段转速每秒的变化量高于20 r/min时，有功功率支撑幅值降低为80%ΔP，导致机组在能力范围内的有功支撑幅值无法达到标准要求。此外，该控制方式下功率支撑过程退出后，风电VSG输出有功功率急剧下降，可能造成系统频率的二次扰动。

3.2 光伏虚拟同步发电机

3.2.1 模拟转子运动方程控制方式

本文对示范工程采用模拟转子运动方程控制方式的500 kW光伏虚拟同步发电机调频支撑能力进行现场实测，频率由50 Hz阶跃降至49.9 Hz，阻尼系数设为50。典型实测曲线如图12所示。

图12 模拟转子运动方程控制方式典型实测曲线
Fig. 12 The test results of swing equation control

由图12可以看出，频率下降过程中，光伏VSG依靠储能单元提供有功功率支撑。频率阶跃瞬间，由于惯性环节作用，最大支撑有功达到50 kW；频率进入稳态后，一次调频支撑幅值约为20 kW，惯性调频启动时间约为100 ms。同时可以看出，调频有功呈现震荡收敛过程，进入稳态时间约为670 ms，体现了类似同步发电机的摇摆特性。

3.2.2 改变功率给定值控制方式

本文对示范工程采用改变功率给定值控制方式的500 kW光伏虚拟同步发电机调频支撑能力进行现场实测，频率从50 Hz以0.5 Hz/s降低至48.1 Hz，典型实测曲线如图13所示。

由图13可以看出，电网频率下降时，光伏支路输出功率不变，完全依靠超级电容提供有功功率支撑，支撑功率幅值为50 kW，支撑时间为15s，惯性支撑启动时间为221 ms。电网频率上升时，超级电容不响应频率变化，完全依靠光伏逆变器压低输出有功功率，调频支撑功率极限为-100 kW。

图13 改变功率给定值控制方式典型实测曲线
Fig. 13 The test results of additional frequency regulation characteristics control

4 总结与展望

4.1 存在的问题

尽管示范工程风电、光伏虚拟同步发电机均能够在电网发生频率波动事件时快速提供有功功率支撑能力，单机控制取得了较好的实施效果，但仍具有以下问题。

（1）由于控制策略本身的控制逻辑、控制参数设置、协调控制等问题，风电、光伏虚拟同步发电机在部分工况下的调频支撑效果仍不理想，有进一步完善优化的空间。

（2）电压控制型虚拟同步发电机增加了低频振荡模态，则电站式虚拟同步发电机安装投运后可能存在低频振荡的风险，关键控制参数需要根据调频支撑能力和并网稳定性两方面的约束条件，进行优化整定。

（3）示范工程的虚拟同步发电机采用了多种技术路线，控制效果各有优劣，需要结合电网调频需求分析，进一步论证各种技术路线以及多机并联运行的适应性。

4.2 未来研究重点

（1）考虑经济性和可推广性，风电虚拟同步机的转子动能释放控制方式将是未来研究的重点，但需要与区域电网中的火电、水电调频能力实现协调控制，以降低转速恢复过程中的电网频率二次扰动风险。

（2）光伏虚拟同步发电机模拟转子运动方程控制方式因其能够模拟同步发电机的阻尼过程，有助于进一步增强系统阻尼，是未来研究的重点。

（3）受到DC-DC变流器的容量约束，超级电容器的高倍率放电能力无法充分发挥，考虑设备改造成本和调频支撑能力，锂电池更加适宜作为光伏、电站式虚拟同步发电机附加储能单元的电池选型。

（4）依托示范工程进度，本文只对风电、光伏单元式虚拟同步发电机的单机性能进行了实测验证，未来电站式虚拟同步发电机安装投运后，将开展现场测试，对电站式、单元式虚拟同步机的主动支撑效果进行对比分析。

（5）需要研究电压控制型虚拟同步发电机的控制参数优化整定方法，提出低频振荡主导模态的阻尼实施方案。

（6）从示范工程设备运行与测试结果来看，为同时满足设备可实现能力和电网调频需求，虚拟同步发电机技术标准的技术指标和测试指标仍需进一步详细论证。

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Research and Demonstration Application of Virtual Synchronous Generator Technology in Renewable Energy Power Station

GE Jun1, SONG Peng2,3, LIU Han-min3,4, LIU Hui2,3, LI Zhi2,3, WANG Xiao-sheng2,3, ZHU Si4
(1. State Grid Jibei Electric Power Co. Ltd.，Xicheng District, Beijing 100054, China;2. North China Electric Power Research Institute Co. Ltd.，Xicheng District, Beijing 100045, China;3. State Grid Laboratory of Wind-Solar-Energy Storage Hybrid Power Generation Technology，Xicheng District, Beijing 100045, China;4. Zhangjiakou Wind, Photovoltaic and Energy Storage Demonstration Station Co. Ltd.，Zhangjiakou 075000, Heibei Province, China)

Abstract: Renewable energy installed capacity has generally exceeded 30% in ‘Three North’ areas of China. High proportion of renewable energy in power systems has already formed basically. Facing high proportion of renewable energy integrated power grid frequency/voltage disturbance for traditional renewable energy stations, effective active frequency/voltage regulation supporting capacity of traditional renewable power station can not be provided, and the inertia and damping of power systems will be reduced, which will bring major challenges to the safety and stability of power grid. The first virtual synchronous generator demonstration projects applied to large power system of State Grid Corporation of China are constructed in wind power, photovoltaic and energy storage station in Zhangbei in 2016. Technical feasibility and economic efficiency of multiple implementation methods and technical routes of virtual synchronous generator are explored. 24 photovoltaic virtual synchronous generators and 2 wind power virtual synchronous generators technical renovation have been accomplished by now and phased achievements have been made. Firstly in this paper, different technical routes of unit virtual synchronous generator of wind power and photovoltaic are compared and analyzed. And the progress of the virtual synchronous generator demonstration project is introduced.Project implementation plan of the unit-type and the stationtype virtual synchronous generators are elaborated, controlling characteristics of the photovoltaic virtual synchronous generator and the wind power virtual synchronous generators in demonstration project are validated by the field test. Finally,the control application mode and expected effects of virtual synchronous generator in region power grid are preliminary analyzed in this paper and the development of key technologies are discussed.

Key words: virtual synchronous generators; demonstration project; controlling characteristics; field test; control application mode

Project Supported by National Key Research and Development Program of China (2016YFB0900500) and Science and Technology Foundation of SGCC (520101170022).

作者简介：

葛俊

葛俊（1970），男，博士，高级工程师，主要从事柔性直流输电、智能电网控制、电网企业管理等方面的研究工作。

宋鹏（1982），男，博士，高级工程师，主要从事新能源发电设备控制与检测技术研究工作，E-mail：18601121118@163.com。

（责任编辑 夏雪）