基于實時仿真的網省AGC聯合測試技術

歐開健，伍文聰，郭琦，胡亞平

(1. 直流輸電技術國家重點實驗室(南方電網科學研究院)，廣州510663；2. 國家能源大電網技術研發(實驗)中心，廣州510663；3.廣東省新能源電力系統智能運行與控制企業重點實驗室，廣州510663；4.中國南方電網公司電網仿真重點實驗室，廣州510663；5. 中國南方電網電力調度控制中心，廣州510663)

0 引言

自動發電控制(automatic generation control， AGC)是建立在以計算機為核心的數據采集與監控系統(supervisory control and data acquisition，SCADA)、發電機組協調控制系統以及高可靠信息傳輸系統基礎之上的高層控制技術手段[1]，通過遙測輸入環節、計算機處理環節和遙控輸出環節構成電力生產過程的遠程閉環控制系統，涉及到調度中心計算機系統、通道、遠程終端單元(remote terminal unit, RTU)、廠站計算機、調功裝置和電力系統等[2]。AGC作為電網調度自動化系統中的一項重要功能，其功能特性直接關系到電網的安全經濟運行[3]。隨著實際電網異步運行的實施[4]和統一調頻控制區建設的推進，AGC控制功能的重要性愈加凸顯。

為適應區域調頻輔助服務市場的需要，必須建立與市場范圍相適應的統一調頻控制區，實現所有市場主體公平響應同一個控制目標，如圖1所示。

統一調頻控制前，各個調度機構AGC根據離線整定的參數，獨立計算區域控制誤差(area control error, ACE)值并下發所轄電廠執行。而當電網統一調頻控制區建成后，應由總調統一測算控制區的調節需求，按照市場出清結果公平分配各中調AGC的控制ACE，各個調度機構的AGC存在密切的交互通信，如圖1所示?？梢?，在統一調頻控制環境下，迫切需要建立網省AGC聯合實時測試系統，以研究和驗證網省調度機構AGC之間的協調性，為AGC策略參數的測試和優化提供技術支持，保障電力現貨市場和電網的安全經濟運行[5]。

AGC控制環節眾多、牽涉面廣泛，AGC功能特性仿真測試一直是電網調度自動化等相關領域的難題。而電力現貨市場環境下，對網省AGC聯合實時仿真測試提出了更高要求[6]，其難點主要體現在以下方面。1)AGC與仿真平臺之間的海量數據交互。AGC應用需要區域交換功率、電廠出線功率、主要線路功率等遙測遙信量，以及各受控電廠區域控制器(plant local controller，PLC)機組遙調量。因此，對于大規模交直流電網AGC仿真測試，需要傳輸的實時數據量是非常龐大的，這對網省AGC聯合實時仿真測試接口帶來巨大挑戰。2)網省各AGC之間的異構系統數據交互。在統一調頻控制環境下，各個調度機構的AGC存在密切的交互通信，這種情況下，AGC測試的需求也發生了變化，由原來單個調度機構AGC的測試問題變成了網省多個AGC交互測試的問題。另外，網省多AGC異構系統中，可能涉及不同的AGC廠家，各廠家AGC接口迥異，這對網省各AGC之間的異構系統數據交互方式提出了更高要求。

當前國內外采用的AGC功能特性仿真測試方法均有一定的局限性，其一般是根據AGC邏輯搭建簡化仿真模型開展AGC相關仿真研究。文獻[7]采用Simulink仿真程序對某區域電網各種控制模式進行動態頻率仿真分析和對比驗證。文獻[8]采用實時數字仿真器(real-time digital simulator，RTDS)進行含AGC的電源模塊模擬，實現源網協調聯合實時仿真。文獻[9]通過理論分析的方法，研究了AGC超調引起頻率波動的機理，并對典型的頻率波動實例進行分析，提出改進電網頻率波動問題的措施。

而對于AGC實際功能的測試研究，相關文獻報道較少。在實際應用中，AGC廠家、調度運行部門對于AGC的測試主要包括AGC功能開環測試和AGC控制閉環測試兩部分[10]。其中AGC功能開環測試一般在調度自動化系統的鏡像區進行，對電網運行影響較少，但只能驗證AGC基本功能，難以滿足AGC性能測試要求。AGC控制閉環測試一般在實際電網系統上進行，其為AGC提供了真實的測試環境，但對電網運行影響較大，難以開展大量測試項目。另外，對于基于實時仿真的網省AGC聯合測試，國內外未見相關報道。

本文結合南方電網仿真重點實驗室近年來的交直流電網仿真調控平臺建設，提出基于實時仿真的網省AGC聯合測試方案，研究開發實時仿真與網省AGC異構系統的通信交互接口和實時閉環測試技術，開展網省級AGC聯合實時接口測試，為下一步電力市場環境下的AGC功能特性仿真測試平臺構建和研究分析提供技術基礎。

1 網省AGC聯合實時測試總體技術方案

基于實時仿真的網省AGC聯合測試總體技術方案如圖2所示，主要包括RTDS實時數字仿真器、網級AGC系統和省級AGC系統等部分。RTDS實時數字仿真器用于AGC子站、發電機和交直流電網的仿真模擬，網級和省級AGC是被測試系統，分別包括AGC主站、SCADA和前置(front end，FE)等。

1.1 大規模交直流電網精確實時仿真平臺

為了給網省AGC提供逼真的測試環境，本文采用RTDS實時仿真器作為仿真內核，以精確模擬大規模交直流并聯電網實際運行特性。RTDS仿真測試模型中，對南方電網直流輸電系統、交流電網主網、重要發電廠以及出清結果中標概率較大的發電機進行完整模擬，實現了南方電網220 kV及以上系統的詳細模擬，其中包括1 300多個三相節點、350多臺發電機、2 400多條支路、13回常規直流、3回柔性直流，較好地保留原始電網的固有特性。

同時，HVDC控制保護行為的準確模擬對大規模交直流并聯電網特性也至關重要。為準確模擬直流系統控制保護特性，以上RTDS實時仿真中，所模擬的直流系統采用實際直流控制保護裝置或詳細控制保護軟件模擬。

1.2 AGC主站與實時仿真的數據交互

AGC主站經SCADA應用、前置FE和仿真接口千兆收發網絡接口卡(gigabit transceiver network，GTNET)[11]，與實時仿真系統進行實時通信數據交互，主要包括以下幾個方面。

1.2.1 AGC遙測和遙信

AGC主站應用在每個執行周期，從SCADA應用讀取控制區、電廠、機組、聯絡線的模擬量和狀態量，其中包括各種計算量，如表1所示。

表1 AGC遙測和遙信數據內容

表1中，頻率、電廠出線有功功率、機組實時有功功率等3個模擬量在RTDS仿真模型中可直接獲取，而PLC上下限、PLC振動區等2個模擬量則需要根據相關規則在SCADA庫中進行設定，重要遙信、PLC的AGC遠方就地信號、機組的AGC遠方就地信號等3個狀態量也需要根據相關規則在SCADA庫中進行設定，區域交換功率需要SCADA庫建立相應計算公式進行計算。

1.2.2 AGC遙調指令

對于不帶實際電廠監控系統的機組，AGC主站應用在每個控制周期，根據調節需要，下發PLC的遙調指令，遙調指令的下發是通過SCADA向PLC關聯的模擬量下發遙調來實現。對于帶實際電廠監控系統的機組，AGC主站經SCADA、前置FE后直接通過104規約[12]向電廠監控系統下發實時遙調指令。

1.3 網省AGC聯合實時仿真測試流程和機理

如圖2所示，基于實時仿真的網省AGC聯合實時仿真測試流程和內在機理如下。

1.3.1 出清結果的導入

將調頻輔助市場出清系統(不屬于本文模擬范圍)的出清結果(或出清模擬結果)通過104規約導入各網省AGC服務器，各網省AGC主站分別讀取出清文件，用于設置各AGC發電單元的控制模式，其中中標AGC發電單元運行模式設置為自動調頻模式(AUTOR)，未中標的AGC發電單元運行模式設置為計劃發電模式(SCHEO)。

1.3.2 網級AGC主站數據獲取與執行

RTDS實時仿真器對發電機及交直流電網進行仿真，得到發電機及交直流電網的運行狀態，通過輸入輸出板卡GTNET送到網級前置FE，然后上傳到網級SCADA。網級SCADA根據拓撲計算對量測數據進行數據補齊，得到滿足AGC主站需要的完整系統數據。

網級AGC主站在每個執行控制周期內(AGC執行周期為1～8 s可調，AGC控制周期為4～16 s可調)，從網級SCADA中讀取相關遙測和遙信量，根據目前的電網頻率和聯絡線交換功率狀態，給出網級調管發電機組PLC的遙調指令以及對各省級AGC的ACE計算值，并下發到網級SCADA和網級前置FE。其中網級調管發電機組的遙調指令通過網級前置FE下發到網級AGC子站執行。

1.3.3 省級AGC主站數據獲取與執行

與此同時，網級SCADA分別將各省級AGC主站(圖2中AGC1，AGC2，…，AGCn)所需的電網量測數據以及ACE計算值，通過網級前置FE分別轉發到各省級前置FE(圖2中FE1，FE2，…，FEn)，然后通過各省級SCADA(圖2中SCADA1，SCADA2，…，SCADAn)上傳到各省級AGC主站。

各省級AGC主站在每個執行控制周期內，從各省級SCADA中讀取相關遙測、遙信量和ACE計算值，給出對各省級調管發電機組PLC的遙調指令，并下發到各省級SCADA和各省級前置FE，然后分別轉發到網級前置FE，并由網級前置FE統一下發到各省級AGC子站執行。

經過以上步驟，網級和各省級AGC子站分別執行了對應AGC主站的遙調指令，發電機及交直流電網的運行狀態發生改變，本AGC執行控制周期結束，進入下一個AGC執行控制周期依次執行，從而實現網省AGC聯合實時閉環仿真測試。

1.4 網省AGC聯合實時仿真測試大綱

基于上述網省AGC聯合實時仿真測試系統，開展了以下網省AGC功能和性能測試。

1.4.1 網省AGC功能測試

網省AGC功能測試包括系統正常下的功能測試和系統異常下的功能測試。

系統正常下的功能測試包括調頻市場出清結果解析、網省AGC獨立與聯合控制模式切換、ACE計算與分配、網省AGC調節功率分配、中標單元執行出清結果、非中標機組小步長返回、調頻里程統計、調頻性能指標統計等。

系統異常下的功能測試包括通信異常(網省AGC通信異常、各省級AGC通信異常)、出清結果異常(中標容量不平衡、中標容量越限、分配因子不平衡等)、出清文件名稱錯誤、ACE異常(多源ACE偏差大、ACE越限等)、PLC異常(PLC不可控、暫停等)等。

1.4.2 網省AGC性能測試

網省AGC性能測試主要為電網擾動測試，包括高頻擾動測試和低頻擾動測試。

對于交流電網，可通過交流系統故障、切發電機、切負荷等故障擾動，模擬電網頻率變化進行網省AGC性能測試。

對于交直流電網，還可在直流系統的頻率限制控制(frequency limit control，FLC)投入或退出情況下，通過直流閉鎖或直流功率調整等故障擾動模擬系統頻率變化，進行網省AGC性能測試。

2 網省AGC聯合實時測試關鍵技術研究

本文基于實時仿真的網省AGC聯合測試系統中，AGC與實時仿真以及各網省AGC之間的數據通信接口是關鍵環節，下面分別進行分析。

2.1 網省AGC與仿真平臺的海量實時數據交互通信接口

2.1.1 適應于網省AGC測試的實時仿真建模

在一般RTDS實時仿真應用中，為節省仿真資源，一個或幾個發電廠往往被模擬為一個等值機，如圖3(a)所示。而對于本文中的網省AGC仿真測試，需要詳細模擬AGC受控發電廠的各個受控單元(即PLC機組)，且每個PLC機組都要增加機組有功功率遙測等物理量，而一個受控發電廠內往往分為幾個PLC機組，如圖3(b)所示，這將大大增加需要傳輸的實時數據量。

圖3 發電廠實時仿真模型

2.1.2 網省AGC仿真測試的海量實時數據

如本文第1節所述，AGC應用還需要區域交換功率、電廠出線的有功功率等遙測遙信量。因此，對于大規模交直流電網AGC仿真測試，需要傳輸的實時數據量是非常龐大的。

比如，對于2020年南方電網等值電網，按400條500 kV線路、800條220 kV線路、350個電廠計算，其中300個電廠中標概率小，按不受控電廠模擬為一個等值機組，另外50個電廠中標概率大，按AGC受控電廠模擬為多個PLC機組，則所需傳輸的實時數據量估算如下。

線路遙測量：每條線路首端和末端有功功率遙測量各1個，400條500 kV線路和800條220 kV線路共需2 400個遙測量。

不受控電廠遙測量：每個電廠實時有功功率遙測量1個，300臺不受控機組共需300個遙測量。

受控電廠遙測量：每個PLC機組實時有功功率遙測量1個，按1個受控電廠分為3個PLC機組計算，50個受控電廠共需150個遙測量。

以上共計2 850個遙測量需要RTDS輸出，再加上其他重要遙測量和AGC遙調量，網省AGC與仿真平臺需交互的實時模擬量高達3 000個左右，這對網省AGC聯合實時仿真測試接口設計帶來巨大挑戰。

2.1.3 多GTNET卡并聯同步高速通信

為解決上述網省AGC仿真測試中的海量實時數據交互問題，本文采用多GTNET卡并聯同步的數據接口方法，如圖4所示。

圖4 多個GTNET聯接的示意圖

GTNET是RTDS實時仿真器配套的一種用于與外部設備進行網絡聯接的接口卡，可支持DNP104、DNP3、GSE、SV、PLAYBACK、PMU等多種網絡協議[11]。圖4中，GTNET板卡即相當于遠動機，一張GTNET板卡最大可實現512個模擬量、1 024個狀態量輸出，以及100個模擬量、512個狀態量輸入。按照以上的遙測量計算，本文的網省AGC仿真測試至少需6塊GTNET接口板卡并聯同步通信。

2.2 網省多AGC異構系統實時數據交互通信接口

2.1節闡述了AGC與實時仿真平臺需要交互的遙測量、遙信量和遙調量等。由于本文的網省AGC聯合測試系統包括1個網級AGC主站和多個省級AGC主站應用，但如果這些AGC主站應用都通過各自的前置直接從RTDS獲取相應遙測量和遙信量，則會使得AGC與仿真平臺需交互的實時模擬量過于龐大，從而帶來實時性、同步性等一系列問題。同時，由于RTDS仿真模型可能由于資源限制有所簡化，需要拓撲計算和數據補齊才能得到滿足AGC主站需要的完整系統數據，如果采用以上多端數據接口方式，則各網級、省級SCADA系統均需要進行拓撲計算和數據補齊，這會大大增加系統開發工作量。

為解決以上問題，本文提出采用“單端接口、數據轉發”的實時數據交互通信接口方法，即只由網級前置FE通過104協議與實時仿真接口，采集到的數據經網級SCADA補齊后，再經網級前置FE通過JMS[13]報文格式轉發到各省級前置，以滿足各省級AGC主站的數據需求，如圖2所示。

本文的網省多AGC異構系統中，可能涉及不同的AGC廠家，各廠家接口迥異，因此采用以上數據交互通信接口方式，可在滿足實時仿真要求的情況下有效簡化網級和省級多AGC異構系統之間的數據接口。

3 網省AGC聯合實時仿真接口測試

為建立本文基于實時仿真的網省AGC聯合測試系統，關鍵在于實時仿真與網省AGC之間的通信接口。為驗證基于實時仿真的網省AGC聯合測試系統的可行性，本文建立了圖5所示的測試系統，開展了多GTNET卡并聯同步高速通信能力及其接口延時特性測試。

3.1 多GTNET卡并聯同步通信測試

為驗證多GTNET卡并聯同步高速通信能力及其接口延時特性，測試系統中1個Rack同時接6塊GTNET板卡，每張板卡輸出500個模擬量，共計3 000個模擬量。

如圖5所示，6塊GTNET板卡均已與網級AGC主站系統連通(綠色表示連通狀態)，3 000個模擬量數據可動態刷新，說明試驗系統具備多GTNET卡并聯同步高速通信能力。

圖5 多GTNET卡并聯同步通信測試界面

3.2 通信接口延時測試

為測試多GTNET卡并聯通信接口延時特性，試驗步驟如下。

實現AGC主站系統與與RTDS工作站同步對時，RTDS運行后會自動記錄啟動時間。

在RTDS中設置了一個計數器，該計數器初始值為0，RTDS運行后，該計數器實時按秒計時，即實際時間運行1 s，計數器自動增1。同時計數器的數值通過GTNET板卡104規約傳輸至AGC主站系統。

在AGC主站系統查看接收到計數器數值的時間。

通信接口延時計算如式(1)—(2)所示。

ΔT=Tm-Ts

(1)

Ts=TR+Tc

(2)

式中：Tm為AGC主站系統接收到計數器數值的時間；Ts為RTDS發送計數器數值的時間；TR為RTDS啟動時間；Tc為計數器秒數。

選取3次報文進行通信接口延時測試，結果如表2所示。

表2 通信接口延時測試結果

實際電網中主站一般數據刷新時間為3～5 s。由表2可見，本文的通信接口延時小于3 s，滿足試驗要求。

4 結論

AGC控制環節眾多、牽涉面廣泛，特別是在電網統一調頻控制區模式下，網省各個調度機構AGC還存在密切的交互通信，AGC功能特性仿真測試一直是電網調度自動化等相關領域的難題。本文結合南方電網仿真重點實驗室近年來建設的交直流電網仿真調控平臺，提出并研究了基于實時仿真的網省AGC聯合測試方案及其通信交互接口技術，主要結論如下。

基于實時仿真的網省AGC聯合測試系統包括RTDS實時數字仿真器、網級AGC系統和省級AGC系統等部分。AGC主站經SCADA應用、前置FE和仿真接口GTNET板卡，與實時仿真系統進行實時通信數據交互。

網省AGC主站的正常運行需要獲取實時仿真提供的多種遙測遙信量，本文采用多GTNET卡并聯同步的數據接口方法，解決了網省AGC仿真與仿真平臺的海量實時數據交互通信問題。

為同時滿足網級、省級多AGC主站的實時仿真數據需求，本文提出采用“單端接口、數據轉發”的實時數據交互通信接口方法，解決了網級AGC與各省級AGC的實時數據交互通信問題。

開展了多GTNET卡并聯同步高速通信能力及其接口延時特性測試，驗證了基于實時仿真的網省AGC聯合測試系統的可行性。

下一步將在以上網省AGC聯合測試技術方案和通信接口關鍵技術基礎上，進一步完善基于實時仿真的AGC功能特性仿真測試平臺，開展電力市場環境下網省AGC聯合測試，為AGC入網檢測和電網安全經濟運行提供良好的技術支撐。