基于实时仿真的AGC闭环测试能力研究

伍文聪，胡斌江，朱益华，胡亚平，郭琦，欧开健

(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

电力系统运行状态有不同的评价指标，频率是反映电力系统运行品质的重要参数之一[1]。发电机发出的有功功率发生变化或者系统负荷产生波动而引发的系统不平衡状态会通过频率的变化反映出来。当前，电网呈现出特高压、远距离、大容量西电东送的输电格局，网络结构越来越复杂，规模愈加庞大，电网频率异常不仅会给电力用户带来严重后果，而且会影响电力系统自身运行[2 - 5]。而自动发电控制(automatic generation control，AGC)是维持互联电网稳定运行的主要手段[6]，AGC实时跟踪负荷的变化，调节系统有功功率，使系统频率稳定于允许范围，可以使系统重新回到平衡状态。

在电力市场环境下，AGC是辅助服务的重要组成部分[7]。电力系统中的负荷时刻在变动，导致电网频率时刻处于动态变化中；电机突然故障退出运行或负荷发生很大波动时，电网瞬间跃变到非稳定运行状态，这需要网省级调度交易中心提供AGC辅助服务。因此，电力市场环境下AGC作用更加显著。

为适应电力市场建设需要，南方电网正在开展统一调频控制区建设[8]，其中最重要的就是网省间的AGC改造，尤其是AGC策略参数的制定。而AGC控制环节众多、牵涉面广泛，AGC功能特性测试一直是电网调度自动化等相关领域的难题。文献[9]利用实时数字仿真器(real-time digital simulator, RTDS)实时仿真平台对孤岛运行方式下云广直流自动功率调整功能与送端小湾电厂AGC的相互配合关系进行了仿真研究。文献[10]对某水电机组开展单台机组AGC性能验证试验，该试验通过现场调度发令测试单机AGC性能。文献[11]采用试验—仿真—再试验的工作模式，首先进行一些初步试验用以了解燃机、汽机的负荷变化特性，并将该特性用于仿真逻辑中，然后利用机组夜间停运时进行一系列的AGC仿真试验，以验证逻辑功能并进行参数初步设置，经过大量仿真试验再进行正式试验。文献[12]针对特高压联络线上的功率波动特点，研究提出了一种网省协调的AGC策略，并利用MATLAB/Simulink对华中电网的AGC模型进行仿真计算。文献[13]针对大规模电力系统二次调频控制的动态仿真问题，采用混杂系统的建模方法，提出了一种适于机电暂态及中长期动态全过程仿真的自动发电控制模型。文献[14]通过仿真试验对比了2种典型机组协调控制系统策略对机组一次调频和自动发电控制(AGC)指令的响应特性。上述文献研究未涉及大电网AGC调度主站功能闭环仿真测试的研究。而当前常用方法是在实际电网中开展AGC闭环测试，但该测试流程复杂，需要多个运行单位相互配合，测试工作具有一定风险，而当南方电网建成统一调频市场以后，将更加难以在实际电网中开展AGC功能的测试，因此调度自动化迫切需要有一个可真实模拟实际电网的仿真环境，来支撑开展AGC功能测试。

而此前南方电网科学研究院建设的电网调度运行仿真镜像系统是一个对电网进行准确模拟的系统[15]，可部署调度自动化的AGC功能应用。在技术路线方面，基于实时仿真的AGC闭环测试是可行的。为验证RTDS实时仿真具备开展AGC闭环测试的能力，本文选取了实际电网的AGC事件进行仿真反演，包括现场测试的功率扰动下AGC控制响应事件、电网系统频率波动AGC响应事件。本文采用录波回放方式控制调频机组出力、由AGC应用闭环控制调频机组这两种不同方式反演来验证频率仿真的准确性以及RTDS开展AGC闭环测试的能力。

1 基于实时仿真的AGC闭环仿真系统设计与构建

1.1 系统功能架构

基于实时仿真开展AGC调频闭环仿真系统的基本框架如图1所示。

图1 AGC调频闭环测试基本框架

镜像系统主站部署了与实际电网调度系统一致的软件程序，AGC闭环测试涉及的主要软件程序是SCADA和AGC，SCADA负责将前置采集到的数据进行处理，AGC从SCADA获取计算所需的电网数据，主要包括发电机组出力、重要线路断面功率、系统频率、开关状态等，AGC再将计算得到的调频电厂所要承担的出力反馈至SCADA，由SCADA经前置向实时仿真(电网)的电厂发送PLC控制命令，即实时仿真模拟实际电网向AGC功能应用提供仿真数据，AGC根据仿真数据及内部策略发出PLC控制命令反馈至实时仿真系统，从而形成一个闭环测试系统，能够验证AGC参数的有效性及开展相关参数的优化。

为进一步发挥实时仿真精确仿真的优势，将实时仿真系统与直流控制保护系统相连，使实时仿真能够更真实地模拟实际电网。

在本文测试架构中实时仿真与镜像系统主站的接口利用RTDS公司的GTNET板卡(104规约)实现，即GTNET板卡相当于实际电网的RTU装置，保证了镜像系统主站采集数据方式与实际电网主站一致，区别是测试采集数据是由实时仿真产生的仿真数据，而非实际电网数据。

1.2 大电网RTDS仿真模型

为实现基于实时仿真的AGC闭环仿真，首要条件是建立对大电网精确仿真的RTDS实时仿真模型，从而对大电网系统频率进行准确仿真模拟，方可在RTDS与AGC闭环后完成AGC主站的正确控制。

本文以南方电网夏季负荷最大的极限方式(简称夏大极限方式)数据为基础，搭建了南方电网220 kV及以上交直流大电网RTDS仿真模型，同时根据反演事件的运行方式需要，对开机方式和负荷水平进行必要调整。

在大电网RTDS仿真模型中，电机调速器对系统频率起关键作用，为此发电机调速器模型根据BPA方式数据进行模型搭建，其中网级调度机构控制电厂的调速器主要以GM模型(BPA暂态稳定程序提供的调节系统模型)为主，逻辑结构如图2所示。同时在RTDS中根据逻辑结构搭建相同的调速器控制逻辑。

图2 GM卡逻辑结构

若RTDS模型库中的调速系统模型找不到一致或类似的调速模型，则需根据实际系统的传递函数框图搭建自定义模型，如图3所示。

图3 自定义调速器模型

此外，本文RTDS仿真采用ZIP负荷模型(40%恒阻抗+30%恒电流+30%恒功率)模拟各厂站负荷，同时考虑负荷频率特性，即负荷的有功功率和无功功率受频率偏差影响变化，负荷模型的逻辑结构如图4所示。

图4 ZIP负荷逻辑结构

1.3 基于实时仿真的AGC闭环反演方法

上述测试架构搭建完成后，为验证基于实时仿真的AGC闭环仿真的有效性，在确定选取的多个实际现场AGC动作事件后，制定了相应的仿真测试方法，具体如下。

1)收集断面(AGC动作事件发生时刻附近)数据及方式数据，将原RTDS实时仿真模型数据中的发电机出力及负荷水平调整至与AGC动作事件时刻附近的运行方式一致。如表1的数据示例，在夏大极限方式中电厂A发出的有功功率为100 MW，而发生AGC动作事件前电厂A发出的有功功率为80 MW，则在RTDS模型中修改功率参考值使得仿真初态的电厂A出力为80 MW，以同样的方法修改全电网的电厂及负荷。

表1 方式调整数据示例

2)利用实际SCADA系统导出参与调频机组或一次调频变化较大机组的出力曲线，如表2所示。修改RTDS模型中上述机组的出力控制，出力变化参考值按出力曲线下发控制，全网其他电厂按典型方式数据进行修改。

表2 电厂出力曲线数据示例

3)通过类似录波回放的方式仿真AGC动作事件中功率变化较大的机组，仿真全网频率与实际现场的全网频率进行比较，仿真频率与实际频率趋势吻合，则验证建立的RTDS仿真模型具备开展AGC频率仿真的能力。

4)将RTDS实时仿真系统与调度系统通过104规约进行闭环，在AGC动作事件中网级调度参与调频的机组由OS2系统的AGC应用进行自动控制，中调参与调频的机组继续通过类似录波回放的方式进行出力控制，仿真全网频率与实际现场的全网频率进行比较，由AGC应用闭环控制机组的仿真出力与实际出力进行比较。

2 AGC仿真反演案例分析

本文选取2个电网实际发生的AGC动作事件进行仿真反演，以研究基于实时仿真的AGC闭环测试能力，详细仿真如下。

2.1 电厂快减出力的AGC动作案例

2018年调度在实际电网测试了功率扰动情况下AGC控制响应情况，扰动生成方式是调度员手动快速调整电厂出力，按700 MW/min速度减少出力700 MW，试验中系统频率最低49.95 Hz，回到49.975 Hz(死区)，用时3 min。

按前文试验方法进行试验，一方面由于仿真模型的运行方式与实际反演事件所处的运行方式有差别，另一方面仿真模型的一次调频动作比实际情况理想，为使系统频率能够下降到死区外，仿真中调整减出力比实际多减少约400 MW。电厂减出力后，系统的发电功率与负荷不平衡，导致系统频率下降，触发AGC动作，AGC调整调频电厂出力，主要电厂出力比对如图5所示(虚线为实际出力，实线为仿真出力)。

图5 电厂出力及系统频率比对

由仿真结果可知，参与调频的主要电厂的仿真出力与实际出力在变化趋势及大小基本一致，且仿真频率与实际频率趋势一致，在频率下降到死区以外时(死区为0.025 Hz)，系统能在3 min内恢复到死区内，但在具体细节上，仿真与实际的频率存在差异，分析原因主要有以下方面。

1)由于实际现场的负荷也是呈现一定变化的，但仿真中负荷是恒定的。

2)仿真与实际现场的机组一次调频存在差异，仿真的一次调频是理想响应，而实际机组的一次调频存在未响应的情况，导致仿真与实际现场的频率特性有一定差别。系统减少相同出力，仿真的频率下降幅度较小；另外，在系统恢复过程中，仿真的频率也相对恢复快。

本次试验虽然仿真与实际现场的频率存在一定差异，但趋势基本一致，可认为建立的电网220 kV及以上等级的仿真模型具备仿真电网系统频率变化的能力。

在验证RTDS对于电网频率仿真能力后，将RTDS仿真系统与网级调度运行监控系统(operation control system，OCS)系统进行闭环，在反演AGC动作事件中参与调频的网络调度电厂由AGC应用直接闭环控制，其他电厂与类似录波回放方式控制调频机组出力的试验基本一致。

同样对调整电厂进行减少出力的操作，试验结果如图6所示。

图6 调频电厂出力及系统频率比对

从频率比对结果来看，与类似录波回放方式控制调频机组出力的试验基本一致。在细节上，仿真频率与实际频率更加吻合。本试验验证了RTDS系统是具备与AGC应用闭环试验的能力。

2.2 电网频率波动导致的AGC动作案例

电厂E 1台机组退出AGC模式，进行手动调节穿越振动区操作，全厂出力波动(如图7实线所示)，进而引发电网频率波动，最高频率为50.13 Hz，最低频率为49.86 Hz，波动周期33 s，波动约3 min后平息(如图7的虚线所示)。

图7 现场频率曲线

同样采用前文所述的测试方法，电网频率波动期间功率变化较大的6个电厂发出的有功功率采用功率回放方式，频率仿真结果如图8所示。仿真结果中系统频率波动非常接近实际现场的电网频率波动情况，频率最大值为50.14 Hz，最小值为49.86 Hz，平均振荡周期35 s，约3 min后平息。通过比对频率的振荡周期、最大值和最小值，认为仿真结果成功复现了电网频率波动现象，同时也说明RTDS实时仿真模型具有较高的准确性，能比较真实地反应实际电网的频率特性。

图8 系统频率仿真结果

为验证基于RTDS实时仿真的AGC闭环测试能力，将参与调频的网络调度电厂由AGC应用直接闭环控制，其他电厂与类似录波回放方式控制调频机组出力的试验基本一致。仿真结果如图9—10所示。在频率波动的前半段，电厂的AGC指令是跟随频率振荡，到了后面半段明显发现频率波动是衰减的，原因是总调AGC主站策略控制电厂出力可将频率波动进行平复。仿真的AGC动作指令曲线与现场AGC动作指令趋势一致，跟随频率波动而出现指令的波动调节。仿真结果表明接入OCS系统的AGC主站，RTDS实时仿真能够验证AGC主站控制策略。

图9 AGC闭环测试的系统频率仿真结果

图10 OCS系统AGC主站下发的某电厂控制指令

3 结论与展望

本文通过搭建基于实时仿真的AGC闭环测试系统，并对实际AGC动作事件进行反演验证，证明了建立的RTDS实时仿真模型具备仿真交直流大电网系统频率变化的能力，具有较高的准确性。同时RTDS系统具备与AGC应用闭环试验的能力，可接入调度OCS系统的AGC主站，RTDS实时仿真能够验证AGC主站控制策略。

但本文提出的闭环试验系统还需进一步提升仿真精度，主要包括2个方面：1)RTDS仿真中电厂机组采用的是理论模型，与实际电厂工况存在差异，后续将在RTDS仿真中依据实测数据搭建调速器模型，能够准确反映实际电网电厂调速器特性；2)RTDS仿真中负荷的调频特性模型与实际工况也有差异，后续将考虑建立感应电动机并联静态负荷特性的综合负荷模型，负荷模型中的感应电动机采用3阶模型，静态负荷特性部分采用ZIP模型，通过此方法提升负荷的仿真精度。此外，为适应新能源将参与调频服务的发展，目前已在开展新能源频率控制逻辑的仿真建模研究。

展望未来，本文的研究工作将为后续进一步开展网省AGC联合测试提供技术支持，同时提出的AGC闭环试验系统后续还将应用于新能源接入后的频率控制特性测试、多能互补的网源荷储协调控制技术研究等场景，具有良好的应用前景。