解读南方电网技术：陈磊 降低新型电力系统复杂性的定频构网及有功控制技术

模拟同步机，是把老问题一起搬过来

报告开篇指出，新型电力系统中变流器接口电源（CIG，含风电、光伏、储能）替换同步机成为主导，构网型控制成为必需，其核心是电压源特性。但现有主流构网策略仍遵循传统电力系统框架，思路是模拟同步机特性，即虚拟同步机VSG。报告对此提出两个追问：是否最优、是否可行。

原因在于，传统三大稳定问题中的功角稳定、频率稳定，本身都是由同步机动态带来的。模拟同步机特性，就会把这些动态问题一并继承。而CIG容量小、数量多，电源数量剧增，报告称曾增加2个数量级，问题因此更加复杂。

。这句话点出了报告全部推演的起点：不是控制做得不够好，而是模仿的对象本身带着包袱。

复杂性来自有功与频率的全局耦合

报告把复杂交互的来源讲得很直白：传统电力系统中，扰动导致的有功变化引发同步机或VSG的频率变化，频率变化又通过相角变化影响所有同步机或VSG的有功。这种有功-频率-相角-有动的全局耦合，是引发系统复杂功角、频率动态的关键。

一旦系统规模增大到一定程度，其复杂性就可能超出分析控制的能力范围，就必须降低其复杂性。已有实践是直流异步互联——全国同步联网复杂性过高，利用电力电子的灵活可控性“解耦”各区域电网动态，把区域电网模块化。海量VSG全局交互导致的复杂性，远大于全国同步联网场景下同步机交互的复杂性，这是报告反复强调的判断。

报告还批评了传统做法：针对稳定问题不断增加稳定控制，如同打补丁、做加法，只会让系统日益复杂，无法从根本上解决新型电力系统的安全稳定难题。

用模块化思路重塑构网控制

报告借用软件工程、航空航天工程等大规模、多组件、高交互领域的通用经验，指出模块化的核心设计原则是“高内聚、低耦合”，通过把复杂系统分解为相对独立、耦合程度较低的模块，将复杂性控制在可管理范围内。而同步机与VSG组成的传统系统恰恰是非模块化的，所有转子动态全局耦合。

由此引出全新构网思路：电力系统日益电力电子化，实际上提供了按模块化思路重塑系统的重要契机。对于构网控制而言，应该切断有功和频率之间的耦合关系，实现设备和系统的动态解耦，从而减少系统中的动态和动态交互。

其理想形态是CIG控制为恒压恒频的理想电压源，把电力系统变为电路。这样CIG频率、相角动态消失，功率扰动后没有频率动态，系统频率固定在额定值，只存在潮流方程决定的静态安全问题。报告同时抛出两个必须回答的问题：频率固定后如何合理分配功率，以及为什么扰动后系统没有动态。

定频区内做理想电压源，区外再调节

针对第一个问题，报告指出有功频率控制是交流电力系统诞生至今的“金科玉律”，普遍认为频率固定就无法合理分配功率。报告提出要颠覆这一认知：有功控制和频率控制的耦合是同步机带来的，不是交流电力系统的固有特性。多台CIG控制为理想电压源时，扰动瞬间按网络方程即物理规律完成功率分配，每台按同步功率系数（电气距离）分担扰动功率。

针对第二个问题，答案是功率平衡动态被限制在设备内部，不传导到电网：CIG的功率平衡完全在内部解决（电容电压变化、机侧调节），对电网保持理想电压源，从而实现设备与系统解耦。

考虑到实际设备能力有限，报告给出网源协调原则：设备在能力范围内尽量实现理想电压源以支撑系统，能力范围外再进行调节保证设备安全。由此形成定频构网控制——定频区（FFZ，有功能力范围[Pmin Pmax]）内为恒压恒频VF控制，区外为频率下垂或虚拟同步机控制。

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三层有功控制与稳定性提升

报告构建了定频有功控制框架FF-APC。一次有功控制（PAPC）中，扰动时定频设备作为理想电压源按电气距离自动分配功率缺额；若某设备出力超过自身定频范围，则调整自身出力并转移至其他设备。在总备用足够前提下，只有局部、暂时的频率偏差，不存在系统范围的频率偏差。二次有功控制（SAPC）则在本地CIG增加模块执行控制中心下发的功率指令，架构与现有AGC一致，以数秒级周期离散进行，不影响扰动后的短时动态。

其时间逻辑被概括为：保留按电气距离分配的第一阶段，跳过一次、二次调频阶段，直接到经济调度阶段。

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稳定性方面，功角、频率两类稳定问题都源于同步机转子动态，在定频控制下都得到极大改善。系统不再需要考虑惯量特性；所有CIG处于FFZ内时系统由代数方程组描述，即使少量CIG在区外，方程也大大降阶。算例中故障极限切除时间从0.2s提高到4s以上。

仿真、试验与工程示范

报告给出了多层级验证。半实物仿真搭建两定频储能加负荷的100%CIG系统，控制器采用真实PCS控制器：负荷阶跃扰动下频率维持在额定值，功率分配与潮流调整正常实施；三相短路时快速限流无超调，故障清除后迅速退出限流，长时间短路不失稳。

真机试验搭建两台定频储能、跟网型光伏与负载构成的100%CIG系统，PCS额定容量100kW、额定交流电压380V，配4MWh液流电池组。试验显示：备用充足时系统频率维持额定值，扰动功率按电气距离和各定频CIG备用分配；总发电能力不足时出现稳态频差，功率按下垂系数分配。SAPC即使下发不恰当指令，系统仍会在可接受工况下运行。

工程侧，首个定频构网全绿电海岛保供微网项目在山东青岛大管岛投运；全国首个定频构网牧区末端保供微网项目在呼伦贝尔赫尔洪德投运；宁夏吴忠村镇末端保供模块化微电网项目投运；大电网中新能源配储、独立储能电站的定频示范也在推进。

兼容现有电网，分阶段走向定频

报告明确，定频设备与同步机/VSG可以并列运行，能否实现定频取决于定频设备比例。比例较低（同步机主导）时无法实现定频，但定频设备可提高稳定性，相当于带定频区的VSG或下垂控制，频率特性与目前系统相似。比例足够大（定频CIG主导）时，系统动态由FF-APC支配，稳态频率返回额定值，同步机只调峰、不调频。

报告认为定频控制提高稳定性的效果优于虚拟同步机：它实际是在传统下垂或VSG控制基础上引入一段定频区，相当于引入一段理想电压源区间，可增大VSG振荡模式阻尼比，增大稳定域，减缓故障中轨迹。

应用分阶段推进：一是CIG主导且备用足够的独立电力系统，如全离网风光储、有并离网切换的末端保供微电网，可实现无缝并离网切换；二是大电网中现有应用构网控制的场合，都可改造成定频控制，虽不能实现定频，但可显著提升稳定性且不增加硬件成本。

真机试验平台由两台定频储能、跟网型光伏与负载构成100%CIG系统，PCS额定容量100kW、额定交流电压380V，配套4MWh液流电池组，直流电压范围576至921V，并采用LCL滤波器。 两台PCS设置了不同参数：PCS1下垂系数0.02、定频区正负0.2，PCS2下垂系数0.04、定频区正负0.1。参数差异直接对应扰动功率在设备间的分配方式，也决定了谁先触及定频区边界、由谁继续承担功率。

这组数据覆盖了复杂度来源与稳定性改善两端。复杂度侧，报告称CIG电源数量增加2个数量级；稳定性侧，算例系统中全同步机系统故障极限切除时间约0.20s，而定频系统提高到4s以上。 试验侧，半实物仿真负荷在0至50kW之间阶跃变化，真机试验负荷从30kW变化至60kW再至90kW。二次有功控制方面，SAPC指令值调整为25kW后，PCS2出力约2分钟达到指令值。这些数值共同支撑了“频率基本固定、扰动就近分配”的结论。