基于柔直控制的分区电网频率同步运行控制功能设计与应用-南方电网

基于柔直控制的分区电网频率同步运行控制功能设计与应用总结

项目背景

南方电网自2016年起逐步推进异步联网建设，目前已完成鲁西背靠背工程，并在2022年投运广州和东莞背靠背工程。随着未来电网将形成3至4个分区格局，分区异步运行成为发展趋势。为提升分区电网的频率稳定性与功率互济能力，研究并实施基于柔性直流（柔直）控制的频率同步运行控制功能具有重要意义。

控制功能设计

2.1 控制器设计

• 该功能在柔直单元的HVDC模式下实现，仅在该模式下生效。
• 控制器通过检测双侧频率偏差，结合滤波、隔直、PI控制和限幅等环节，计算直流功率调制量。
• 功能投入后，自动屏蔽FLC功能，以避免控制冲突。
• 与稳控系统配合时，稳控优先，稳控动作后退出频率同步控制。

2.2 功能特点

• 支持协调和独立控制模式。
• 可有效防止柔直过负荷，确保其在安全范围内运行。
• 通过模拟交流联络线的动态行为，实现分区电网间功率互济与频率同步。

2.3 功能作用

• 在机组跳闸、甩负荷、直流闭锁等扰动情况下，自动调节柔直功率，保持两侧频率一致性。
• 有效改善频率稳定性，实现调频资源的实时共享。

控制参数优化和仿真验证

3.1 优化模型

• 优化目标函数模型包含频率恢复时间、最大功率调制量、动态过程阻尼比、频率和直流功率振荡稳定性等指标。
• 使用自主研发的DSP仿真工具和粒子群优化算法（PSO）进行参数寻优。

3.2 参数导优

• 初始参数1（Kp=300，Ki=2400）：频率恢复时间55s，最大调制量200MW，阻尼比0.03，稳定性一般。

• 初始参数2（Kp=3，Ki=24000）：频率恢复时间不明确，调制量500MW，阻尼比-0.02，振荡不稳定。

• 寻优参数（Kp=3，Ki=2400）：频率恢复时间20s，调制量200MW，阻尼比0.19，稳定性最佳。

• Kp越大，调制超调量越大，动态恢复时间越长。

• Ki越大，柔直功率和频率越容易出现振荡，Ki越小则波动周期越长。

• 最优参数为Kp=3，Ki=2400，能有效提升系统稳定性。

示范应用

4.1 关键特性分析

• 同频功能投入特性：投入后，双侧频率在5s内基本保持一致，稳态后维持在0.005Hz以内。
• 同频功能退出特性：退出后，柔直功率按预定速率（300MW/min）由60MW恢复至160MW，双侧频率恢复异步运行。
• 直流功率升降：在自动功率曲线指令下，柔直功率参考值在指定时间内提升至300MW，实际功率为参考值与同频控制器输出的叠加。
• 电厂跳机：5月21日光坡核电厂#3机跳闸后，同频功能使双侧频率保持一致，云南和主网频率最低同步下跌至49.94Hz，有效提升频率稳定性。
• 直流异常：5月20日昆柳龙直流异常后，柔直功率瞬时提升约300MW，缓解了云南功率过剩与主网缺额问题。
• 稳态运行特性：同频功能在连续运行中提升了频率稳定性，但控制器输出限幅（±200MW）仍有优化空间，建议提升至±300MW。

4.2 柔性功率调制过程波动特性分析

• 同频功能投入后，存在0.25Hz的功率波动模式，波动幅度一般在±50MW以内，波动在若干周期内消失。
• 6月4日出现一次振幅±100MW、持续约1分钟的波动，波动幅度变化较大。

4.3 关口特性分析

• 云南、贵州、广西的关口功率偏差曲线显示，云南外送联络线在同频控制作用下，基本呈现与交流联网相似的特性。
• 为构建统一调频辅助服务市场提供了基础支持。

展望

• 鲁西柔直工程已实现世界上首次分区电网频率同步运行，为未来分区电网运行提供了范例。
• 广州和东莞背靠背工程将陆续实施同频控制功能，进一步推动分区电网的灵活互联与频率同步。
• 该功能有助于构建“合理分区，柔性互联，安全可控，开放互济”的主网架，提升全网频率稳定性与调频资源共享能力。

总结

本项目研究了基于柔性直流控制的分区电网频率同步运行控制功能，实现了异步联网下的频率同步与功率互济。通过优化Kp和Ki参数，提升了控制系统的稳定性与响应速度。在实际应用中，该功能有效应对了机组跳闸、直流闭锁、甩负荷等扰动，提高了频率一致性与系统稳定性。未来，该技术将在更多背靠背工程中推广，推动分区电网的协调发展和统一调频市场建设。