基于实时仿真的网省AGC联合测试技术

欧开健，伍文聪，郭琦，胡亚平

(1. 直流输电技术国家重点实验室(南方电网科学研究院)，广州510663；2. 国家能源大电网技术研发(实验)中心，广州510663；3.广东省新能源电力系统智能运行与控制企业重点实验室，广州510663；4.中国南方电网公司电网仿真重点实验室，广州510663；5. 中国南方电网电力调度控制中心，广州510663)

0 引言

自动发电控制(automatic generation control， AGC)是建立在以计算机为核心的数据采集与监控系统(supervisory control and data acquisition，SCADA)、发电机组协调控制系统以及高可靠信息传输系统基础之上的高层控制技术手段[1]，通过遥测输入环节、计算机处理环节和遥控输出环节构成电力生产过程的远程闭环控制系统，涉及到调度中心计算机系统、通道、远程终端单元(remote terminal unit, RTU)、厂站计算机、调功装置和电力系统等[2]。AGC作为电网调度自动化系统中的一项重要功能，其功能特性直接关系到电网的安全经济运行[3]。随着实际电网异步运行的实施[4]和统一调频控制区建设的推进，AGC控制功能的重要性愈加凸显。

为适应区域调频辅助服务市场的需要，必须建立与市场范围相适应的统一调频控制区，实现所有市场主体公平响应同一个控制目标，如图1所示。

统一调频控制前，各个调度机构AGC根据离线整定的参数，独立计算区域控制误差(area control error, ACE)值并下发所辖电厂执行。而当电网统一调频控制区建成后，应由总调统一测算控制区的调节需求，按照市场出清结果公平分配各中调AGC的控制ACE，各个调度机构的AGC存在密切的交互通信，如图1所示。可见，在统一调频控制环境下，迫切需要建立网省AGC联合实时测试系统，以研究和验证网省调度机构AGC之间的协调性，为AGC策略参数的测试和优化提供技术支持，保障电力现货市场和电网的安全经济运行[5]。

AGC控制环节众多、牵涉面广泛，AGC功能特性仿真测试一直是电网调度自动化等相关领域的难题。而电力现货市场环境下，对网省AGC联合实时仿真测试提出了更高要求[6]，其难点主要体现在以下方面。1)AGC与仿真平台之间的海量数据交互。AGC应用需要区域交换功率、电厂出线功率、主要线路功率等遥测遥信量，以及各受控电厂区域控制器(plant local controller，PLC)机组遥调量。因此，对于大规模交直流电网AGC仿真测试，需要传输的实时数据量是非常庞大的，这对网省AGC联合实时仿真测试接口带来巨大挑战。2)网省各AGC之间的异构系统数据交互。在统一调频控制环境下，各个调度机构的AGC存在密切的交互通信，这种情况下，AGC测试的需求也发生了变化，由原来单个调度机构AGC的测试问题变成了网省多个AGC交互测试的问题。另外，网省多AGC异构系统中，可能涉及不同的AGC厂家，各厂家AGC接口迥异，这对网省各AGC之间的异构系统数据交互方式提出了更高要求。

当前国内外采用的AGC功能特性仿真测试方法均有一定的局限性，其一般是根据AGC逻辑搭建简化仿真模型开展AGC相关仿真研究。文献[7]采用Simulink仿真程序对某区域电网各种控制模式进行动态频率仿真分析和对比验证。文献[8]采用实时数字仿真器(real-time digital simulator，RTDS)进行含AGC的电源模块模拟，实现源网协调联合实时仿真。文献[9]通过理论分析的方法，研究了AGC超调引起频率波动的机理，并对典型的频率波动实例进行分析，提出改进电网频率波动问题的措施。

而对于AGC实际功能的测试研究，相关文献报道较少。在实际应用中，AGC厂家、调度运行部门对于AGC的测试主要包括AGC功能开环测试和AGC控制闭环测试两部分[10]。其中AGC功能开环测试一般在调度自动化系统的镜像区进行，对电网运行影响较少，但只能验证AGC基本功能，难以满足AGC性能测试要求。AGC控制闭环测试一般在实际电网系统上进行，其为AGC提供了真实的测试环境，但对电网运行影响较大，难以开展大量测试项目。另外，对于基于实时仿真的网省AGC联合测试，国内外未见相关报道。

本文结合南方电网仿真重点实验室近年来的交直流电网仿真调控平台建设，提出基于实时仿真的网省AGC联合测试方案，研究开发实时仿真与网省AGC异构系统的通信交互接口和实时闭环测试技术，开展网省级AGC联合实时接口测试，为下一步电力市场环境下的AGC功能特性仿真测试平台构建和研究分析提供技术基础。

1 网省AGC联合实时测试总体技术方案

基于实时仿真的网省AGC联合测试总体技术方案如图2所示，主要包括RTDS实时数字仿真器、网级AGC系统和省级AGC系统等部分。RTDS实时数字仿真器用于AGC子站、发电机和交直流电网的仿真模拟，网级和省级AGC是被测试系统，分别包括AGC主站、SCADA和前置(front end，FE)等。

1.1 大规模交直流电网精确实时仿真平台

为了给网省AGC提供逼真的测试环境，本文采用RTDS实时仿真器作为仿真内核，以精确模拟大规模交直流并联电网实际运行特性。RTDS仿真测试模型中，对南方电网直流输电系统、交流电网主网、重要发电厂以及出清结果中标概率较大的发电机进行完整模拟，实现了南方电网220 kV及以上系统的详细模拟，其中包括1 300多个三相节点、350多台发电机、2 400多条支路、13回常规直流、3回柔性直流，较好地保留原始电网的固有特性。

同时，HVDC控制保护行为的准确模拟对大规模交直流并联电网特性也至关重要。为准确模拟直流系统控制保护特性，以上RTDS实时仿真中，所模拟的直流系统采用实际直流控制保护装置或详细控制保护软件模拟。

1.2 AGC主站与实时仿真的数据交互

AGC主站经SCADA应用、前置FE和仿真接口千兆收发网络接口卡(gigabit transceiver network，GTNET)[11]，与实时仿真系统进行实时通信数据交互，主要包括以下几个方面。

1.2.1 AGC遥测和遥信

AGC主站应用在每个执行周期，从SCADA应用读取控制区、电厂、机组、联络线的模拟量和状态量，其中包括各种计算量，如表1所示。

表1 AGC遥测和遥信数据内容

表1中，频率、电厂出线有功功率、机组实时有功功率等3个模拟量在RTDS仿真模型中可直接获取，而PLC上下限、PLC振动区等2个模拟量则需要根据相关规则在SCADA库中进行设定，重要遥信、PLC的AGC远方就地信号、机组的AGC远方就地信号等3个状态量也需要根据相关规则在SCADA库中进行设定，区域交换功率需要SCADA库建立相应计算公式进行计算。

1.2.2 AGC遥调指令

对于不带实际电厂监控系统的机组，AGC主站应用在每个控制周期，根据调节需要，下发PLC的遥调指令，遥调指令的下发是通过SCADA向PLC关联的模拟量下发遥调来实现。对于带实际电厂监控系统的机组，AGC主站经SCADA、前置FE后直接通过104规约[12]向电厂监控系统下发实时遥调指令。

1.3 网省AGC联合实时仿真测试流程和机理

如图2所示，基于实时仿真的网省AGC联合实时仿真测试流程和内在机理如下。

1.3.1 出清结果的导入

将调频辅助市场出清系统(不属于本文模拟范围)的出清结果(或出清模拟结果)通过104规约导入各网省AGC服务器，各网省AGC主站分别读取出清文件，用于设置各AGC发电单元的控制模式，其中中标AGC发电单元运行模式设置为自动调频模式(AUTOR)，未中标的AGC发电单元运行模式设置为计划发电模式(SCHEO)。

1.3.2 网级AGC主站数据获取与执行

RTDS实时仿真器对发电机及交直流电网进行仿真，得到发电机及交直流电网的运行状态，通过输入输出板卡GTNET送到网级前置FE，然后上传到网级SCADA。网级SCADA根据拓扑计算对量测数据进行数据补齐，得到满足AGC主站需要的完整系统数据。

网级AGC主站在每个执行控制周期内(AGC执行周期为1～8 s可调，AGC控制周期为4～16 s可调)，从网级SCADA中读取相关遥测和遥信量，根据目前的电网频率和联络线交换功率状态，给出网级调管发电机组PLC的遥调指令以及对各省级AGC的ACE计算值，并下发到网级SCADA和网级前置FE。其中网级调管发电机组的遥调指令通过网级前置FE下发到网级AGC子站执行。

1.3.3 省级AGC主站数据获取与执行

与此同时，网级SCADA分别将各省级AGC主站(图2中AGC1，AGC2，…，AGCn)所需的电网量测数据以及ACE计算值，通过网级前置FE分别转发到各省级前置FE(图2中FE1，FE2，…，FEn)，然后通过各省级SCADA(图2中SCADA1，SCADA2，…，SCADAn)上传到各省级AGC主站。

各省级AGC主站在每个执行控制周期内，从各省级SCADA中读取相关遥测、遥信量和ACE计算值，给出对各省级调管发电机组PLC的遥调指令，并下发到各省级SCADA和各省级前置FE，然后分别转发到网级前置FE，并由网级前置FE统一下发到各省级AGC子站执行。

经过以上步骤，网级和各省级AGC子站分别执行了对应AGC主站的遥调指令，发电机及交直流电网的运行状态发生改变，本AGC执行控制周期结束，进入下一个AGC执行控制周期依次执行，从而实现网省AGC联合实时闭环仿真测试。

1.4 网省AGC联合实时仿真测试大纲

基于上述网省AGC联合实时仿真测试系统，开展了以下网省AGC功能和性能测试。

1.4.1 网省AGC功能测试

网省AGC功能测试包括系统正常下的功能测试和系统异常下的功能测试。

系统正常下的功能测试包括调频市场出清结果解析、网省AGC独立与联合控制模式切换、ACE计算与分配、网省AGC调节功率分配、中标单元执行出清结果、非中标机组小步长返回、调频里程统计、调频性能指标统计等。

系统异常下的功能测试包括通信异常(网省AGC通信异常、各省级AGC通信异常)、出清结果异常(中标容量不平衡、中标容量越限、分配因子不平衡等)、出清文件名称错误、ACE异常(多源ACE偏差大、ACE越限等)、PLC异常(PLC不可控、暂停等)等。

1.4.2 网省AGC性能测试

网省AGC性能测试主要为电网扰动测试，包括高频扰动测试和低频扰动测试。

对于交流电网，可通过交流系统故障、切发电机、切负荷等故障扰动，模拟电网频率变化进行网省AGC性能测试。

对于交直流电网，还可在直流系统的频率限制控制(frequency limit control，FLC)投入或退出情况下，通过直流闭锁或直流功率调整等故障扰动模拟系统频率变化，进行网省AGC性能测试。

2 网省AGC联合实时测试关键技术研究

本文基于实时仿真的网省AGC联合测试系统中，AGC与实时仿真以及各网省AGC之间的数据通信接口是关键环节，下面分别进行分析。

2.1 网省AGC与仿真平台的海量实时数据交互通信接口

2.1.1 适应于网省AGC测试的实时仿真建模

在一般RTDS实时仿真应用中，为节省仿真资源，一个或几个发电厂往往被模拟为一个等值机，如图3(a)所示。而对于本文中的网省AGC仿真测试，需要详细模拟AGC受控发电厂的各个受控单元(即PLC机组)，且每个PLC机组都要增加机组有功功率遥测等物理量，而一个受控发电厂内往往分为几个PLC机组，如图3(b)所示，这将大大增加需要传输的实时数据量。

图3 发电厂实时仿真模型

2.1.2 网省AGC仿真测试的海量实时数据

如本文第1节所述，AGC应用还需要区域交换功率、电厂出线的有功功率等遥测遥信量。因此，对于大规模交直流电网AGC仿真测试，需要传输的实时数据量是非常庞大的。

比如，对于2020年南方电网等值电网，按400条500 kV线路、800条220 kV线路、350个电厂计算，其中300个电厂中标概率小，按不受控电厂模拟为一个等值机组，另外50个电厂中标概率大，按AGC受控电厂模拟为多个PLC机组，则所需传输的实时数据量估算如下。

线路遥测量：每条线路首端和末端有功功率遥测量各1个，400条500 kV线路和800条220 kV线路共需2 400个遥测量。

不受控电厂遥测量：每个电厂实时有功功率遥测量1个，300台不受控机组共需300个遥测量。

受控电厂遥测量：每个PLC机组实时有功功率遥测量1个，按1个受控电厂分为3个PLC机组计算，50个受控电厂共需150个遥测量。

以上共计2 850个遥测量需要RTDS输出，再加上其他重要遥测量和AGC遥调量，网省AGC与仿真平台需交互的实时模拟量高达3 000个左右，这对网省AGC联合实时仿真测试接口设计带来巨大挑战。

2.1.3 多GTNET卡并联同步高速通信

为解决上述网省AGC仿真测试中的海量实时数据交互问题，本文采用多GTNET卡并联同步的数据接口方法，如图4所示。

图4 多个GTNET联接的示意图

GTNET是RTDS实时仿真器配套的一种用于与外部设备进行网络联接的接口卡，可支持DNP104、DNP3、GSE、SV、PLAYBACK、PMU等多种网络协议[11]。图4中，GTNET板卡即相当于远动机，一张GTNET板卡最大可实现512个模拟量、1 024个状态量输出，以及100个模拟量、512个状态量输入。按照以上的遥测量计算，本文的网省AGC仿真测试至少需6块GTNET接口板卡并联同步通信。

2.2 网省多AGC异构系统实时数据交互通信接口

2.1节阐述了AGC与实时仿真平台需要交互的遥测量、遥信量和遥调量等。由于本文的网省AGC联合测试系统包括1个网级AGC主站和多个省级AGC主站应用，但如果这些AGC主站应用都通过各自的前置直接从RTDS获取相应遥测量和遥信量，则会使得AGC与仿真平台需交互的实时模拟量过于庞大，从而带来实时性、同步性等一系列问题。同时，由于RTDS仿真模型可能由于资源限制有所简化，需要拓扑计算和数据补齐才能得到满足AGC主站需要的完整系统数据，如果采用以上多端数据接口方式，则各网级、省级SCADA系统均需要进行拓扑计算和数据补齐，这会大大增加系统开发工作量。

为解决以上问题，本文提出采用“单端接口、数据转发”的实时数据交互通信接口方法，即只由网级前置FE通过104协议与实时仿真接口，采集到的数据经网级SCADA补齐后，再经网级前置FE通过JMS[13]报文格式转发到各省级前置，以满足各省级AGC主站的数据需求，如图2所示。

本文的网省多AGC异构系统中，可能涉及不同的AGC厂家，各厂家接口迥异，因此采用以上数据交互通信接口方式，可在满足实时仿真要求的情况下有效简化网级和省级多AGC异构系统之间的数据接口。

3 网省AGC联合实时仿真接口测试

为建立本文基于实时仿真的网省AGC联合测试系统，关键在于实时仿真与网省AGC之间的通信接口。为验证基于实时仿真的网省AGC联合测试系统的可行性，本文建立了图5所示的测试系统，开展了多GTNET卡并联同步高速通信能力及其接口延时特性测试。

3.1 多GTNET卡并联同步通信测试

为验证多GTNET卡并联同步高速通信能力及其接口延时特性，测试系统中1个Rack同时接6块GTNET板卡，每张板卡输出500个模拟量，共计3 000个模拟量。

如图5所示，6块GTNET板卡均已与网级AGC主站系统连通(绿色表示连通状态)，3 000个模拟量数据可动态刷新，说明试验系统具备多GTNET卡并联同步高速通信能力。

图5 多GTNET卡并联同步通信测试界面

3.2 通信接口延时测试

为测试多GTNET卡并联通信接口延时特性，试验步骤如下。

实现AGC主站系统与与RTDS工作站同步对时，RTDS运行后会自动记录启动时间。

在RTDS中设置了一个计数器，该计数器初始值为0，RTDS运行后，该计数器实时按秒计时，即实际时间运行1 s，计数器自动增1。同时计数器的数值通过GTNET板卡104规约传输至AGC主站系统。

在AGC主站系统查看接收到计数器数值的时间。

通信接口延时计算如式(1)—(2)所示。

ΔT=Tm-Ts

(1)

Ts=TR+Tc

(2)

式中：Tm为AGC主站系统接收到计数器数值的时间；Ts为RTDS发送计数器数值的时间；TR为RTDS启动时间；Tc为计数器秒数。

选取3次报文进行通信接口延时测试，结果如表2所示。

表2 通信接口延时测试结果

实际电网中主站一般数据刷新时间为3～5 s。由表2可见，本文的通信接口延时小于3 s，满足试验要求。

4 结论

AGC控制环节众多、牵涉面广泛，特别是在电网统一调频控制区模式下，网省各个调度机构AGC还存在密切的交互通信，AGC功能特性仿真测试一直是电网调度自动化等相关领域的难题。本文结合南方电网仿真重点实验室近年来建设的交直流电网仿真调控平台，提出并研究了基于实时仿真的网省AGC联合测试方案及其通信交互接口技术，主要结论如下。

基于实时仿真的网省AGC联合测试系统包括RTDS实时数字仿真器、网级AGC系统和省级AGC系统等部分。AGC主站经SCADA应用、前置FE和仿真接口GTNET板卡，与实时仿真系统进行实时通信数据交互。

网省AGC主站的正常运行需要获取实时仿真提供的多种遥测遥信量，本文采用多GTNET卡并联同步的数据接口方法，解决了网省AGC仿真与仿真平台的海量实时数据交互通信问题。

为同时满足网级、省级多AGC主站的实时仿真数据需求，本文提出采用“单端接口、数据转发”的实时数据交互通信接口方法，解决了网级AGC与各省级AGC的实时数据交互通信问题。

开展了多GTNET卡并联同步高速通信能力及其接口延时特性测试，验证了基于实时仿真的网省AGC联合测试系统的可行性。

下一步将在以上网省AGC联合测试技术方案和通信接口关键技术基础上，进一步完善基于实时仿真的AGC功能特性仿真测试平台，开展电力市场环境下网省AGC联合测试，为AGC入网检测和电网安全经济运行提供良好的技术支撑。