基于實時仿真的AGC閉環測試能力研究

伍文聰，胡斌江，朱益華，胡亞平，郭琦，歐開健

(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

電力系統運行狀態有不同的評價指標，頻率是反映電力系統運行品質的重要參數之一[1]。發電機發出的有功功率發生變化或者系統負荷產生波動而引發的系統不平衡狀態會通過頻率的變化反映出來。當前，電網呈現出特高壓、遠距離、大容量西電東送的輸電格局，網絡結構越來越復雜，規模愈加龐大，電網頻率異常不僅會給電力用戶帶來嚴重后果，而且會影響電力系統自身運行[2 - 5]。而自動發電控制(automatic generation control，AGC)是維持互聯電網穩定運行的主要手段[6]，AGC實時跟蹤負荷的變化，調節系統有功功率，使系統頻率穩定于允許范圍，可以使系統重新回到平衡狀態。

在電力市場環境下，AGC是輔助服務的重要組成部分[7]。電力系統中的負荷時刻在變動，導致電網頻率時刻處于動態變化中；電機突然故障退出運行或負荷發生很大波動時，電網瞬間躍變到非穩定運行狀態，這需要網省級調度交易中心提供AGC輔助服務。因此，電力市場環境下AGC作用更加顯著。

為適應電力市場建設需要，南方電網正在開展統一調頻控制區建設[8]，其中最重要的就是網省間的AGC改造，尤其是AGC策略參數的制定。而AGC控制環節眾多、牽涉面廣泛，AGC功能特性測試一直是電網調度自動化等相關領域的難題。文獻[9]利用實時數字仿真器(real-time digital simulator, RTDS)實時仿真平臺對孤島運行方式下云廣直流自動功率調整功能與送端小灣電廠AGC的相互配合關系進行了仿真研究。文獻[10]對某水電機組開展單臺機組AGC性能驗證試驗，該試驗通過現場調度發令測試單機AGC性能。文獻[11]采用試驗—仿真—再試驗的工作模式，首先進行一些初步試驗用以了解燃機、汽機的負荷變化特性，并將該特性用于仿真邏輯中，然后利用機組夜間停運時進行一系列的AGC仿真試驗，以驗證邏輯功能并進行參數初步設置，經過大量仿真試驗再進行正式試驗。文獻[12]針對特高壓聯絡線上的功率波動特點，研究提出了一種網省協調的AGC策略，并利用MATLAB/Simulink對華中電網的AGC模型進行仿真計算。文獻[13]針對大規模電力系統二次調頻控制的動態仿真問題，采用混雜系統的建模方法，提出了一種適于機電暫態及中長期動態全過程仿真的自動發電控制模型。文獻[14]通過仿真試驗對比了2種典型機組協調控制系統策略對機組一次調頻和自動發電控制(AGC)指令的響應特性。上述文獻研究未涉及大電網AGC調度主站功能閉環仿真測試的研究。而當前常用方法是在實際電網中開展AGC閉環測試，但該測試流程復雜，需要多個運行單位相互配合，測試工作具有一定風險，而當南方電網建成統一調頻市場以后，將更加難以在實際電網中開展AGC功能的測試，因此調度自動化迫切需要有一個可真實模擬實際電網的仿真環境，來支撐開展AGC功能測試。

而此前南方電網科學研究院建設的電網調度運行仿真鏡像系統是一個對電網進行準確模擬的系統[15]，可部署調度自動化的AGC功能應用。在技術路線方面，基于實時仿真的AGC閉環測試是可行的。為驗證RTDS實時仿真具備開展AGC閉環測試的能力，本文選取了實際電網的AGC事件進行仿真反演，包括現場測試的功率擾動下AGC控制響應事件、電網系統頻率波動AGC響應事件。本文采用錄波回放方式控制調頻機組出力、由AGC應用閉環控制調頻機組這兩種不同方式反演來驗證頻率仿真的準確性以及RTDS開展AGC閉環測試的能力。

1 基于實時仿真的AGC閉環仿真系統設計與構建

1.1 系統功能架構

基于實時仿真開展AGC調頻閉環仿真系統的基本框架如圖1所示。

圖1 AGC調頻閉環測試基本框架

鏡像系統主站部署了與實際電網調度系統一致的軟件程序，AGC閉環測試涉及的主要軟件程序是SCADA和AGC，SCADA負責將前置采集到的數據進行處理，AGC從SCADA獲取計算所需的電網數據，主要包括發電機組出力、重要線路斷面功率、系統頻率、開關狀態等，AGC再將計算得到的調頻電廠所要承擔的出力反饋至SCADA，由SCADA經前置向實時仿真(電網)的電廠發送PLC控制命令，即實時仿真模擬實際電網向AGC功能應用提供仿真數據，AGC根據仿真數據及內部策略發出PLC控制命令反饋至實時仿真系統，從而形成一個閉環測試系統，能夠驗證AGC參數的有效性及開展相關參數的優化。

為進一步發揮實時仿真精確仿真的優勢，將實時仿真系統與直流控制保護系統相連，使實時仿真能夠更真實地模擬實際電網。

在本文測試架構中實時仿真與鏡像系統主站的接口利用RTDS公司的GTNET板卡(104規約)實現，即GTNET板卡相當于實際電網的RTU裝置，保證了鏡像系統主站采集數據方式與實際電網主站一致，區別是測試采集數據是由實時仿真產生的仿真數據，而非實際電網數據。

1.2 大電網RTDS仿真模型

為實現基于實時仿真的AGC閉環仿真，首要條件是建立對大電網精確仿真的RTDS實時仿真模型，從而對大電網系統頻率進行準確仿真模擬，方可在RTDS與AGC閉環后完成AGC主站的正確控制。

本文以南方電網夏季負荷最大的極限方式(簡稱夏大極限方式)數據為基礎，搭建了南方電網220 kV及以上交直流大電網RTDS仿真模型，同時根據反演事件的運行方式需要，對開機方式和負荷水平進行必要調整。

在大電網RTDS仿真模型中，電機調速器對系統頻率起關鍵作用，為此發電機調速器模型根據BPA方式數據進行模型搭建，其中網級調度機構控制電廠的調速器主要以GM模型(BPA暫態穩定程序提供的調節系統模型)為主，邏輯結構如圖2所示。同時在RTDS中根據邏輯結構搭建相同的調速器控制邏輯。

圖2 GM卡邏輯結構

若RTDS模型庫中的調速系統模型找不到一致或類似的調速模型，則需根據實際系統的傳遞函數框圖搭建自定義模型，如圖3所示。

圖3 自定義調速器模型

此外，本文RTDS仿真采用ZIP負荷模型(40%恒阻抗+30%恒電流+30%恒功率)模擬各廠站負荷，同時考慮負荷頻率特性，即負荷的有功功率和無功功率受頻率偏差影響變化，負荷模型的邏輯結構如圖4所示。

圖4 ZIP負荷邏輯結構

1.3 基于實時仿真的AGC閉環反演方法

上述測試架構搭建完成后，為驗證基于實時仿真的AGC閉環仿真的有效性，在確定選取的多個實際現場AGC動作事件后，制定了相應的仿真測試方法，具體如下。

1)收集斷面(AGC動作事件發生時刻附近)數據及方式數據，將原RTDS實時仿真模型數據中的發電機出力及負荷水平調整至與AGC動作事件時刻附近的運行方式一致。如表1的數據示例，在夏大極限方式中電廠A發出的有功功率為100 MW，而發生AGC動作事件前電廠A發出的有功功率為80 MW，則在RTDS模型中修改功率參考值使得仿真初態的電廠A出力為80 MW，以同樣的方法修改全電網的電廠及負荷。

表1 方式調整數據示例

2)利用實際SCADA系統導出參與調頻機組或一次調頻變化較大機組的出力曲線，如表2所示。修改RTDS模型中上述機組的出力控制，出力變化參考值按出力曲線下發控制，全網其他電廠按典型方式數據進行修改。

表2 電廠出力曲線數據示例

3)通過類似錄波回放的方式仿真AGC動作事件中功率變化較大的機組，仿真全網頻率與實際現場的全網頻率進行比較，仿真頻率與實際頻率趨勢吻合，則驗證建立的RTDS仿真模型具備開展AGC頻率仿真的能力。

4)將RTDS實時仿真系統與調度系統通過104規約進行閉環，在AGC動作事件中網級調度參與調頻的機組由OS2系統的AGC應用進行自動控制，中調參與調頻的機組繼續通過類似錄波回放的方式進行出力控制，仿真全網頻率與實際現場的全網頻率進行比較，由AGC應用閉環控制機組的仿真出力與實際出力進行比較。

2 AGC仿真反演案例分析

本文選取2個電網實際發生的AGC動作事件進行仿真反演，以研究基于實時仿真的AGC閉環測試能力，詳細仿真如下。

2.1 電廠快減出力的AGC動作案例

2018年調度在實際電網測試了功率擾動情況下AGC控制響應情況，擾動生成方式是調度員手動快速調整電廠出力，按700 MW/min速度減少出力700 MW，試驗中系統頻率最低49.95 Hz，回到49.975 Hz(死區)，用時3 min。

按前文試驗方法進行試驗，一方面由于仿真模型的運行方式與實際反演事件所處的運行方式有差別，另一方面仿真模型的一次調頻動作比實際情況理想，為使系統頻率能夠下降到死區外，仿真中調整減出力比實際多減少約400 MW。電廠減出力后，系統的發電功率與負荷不平衡，導致系統頻率下降，觸發AGC動作，AGC調整調頻電廠出力，主要電廠出力比對如圖5所示(虛線為實際出力，實線為仿真出力)。

圖5 電廠出力及系統頻率比對

由仿真結果可知，參與調頻的主要電廠的仿真出力與實際出力在變化趨勢及大小基本一致，且仿真頻率與實際頻率趨勢一致，在頻率下降到死區以外時(死區為0.025 Hz)，系統能在3 min內恢復到死區內，但在具體細節上，仿真與實際的頻率存在差異，分析原因主要有以下方面。

1)由于實際現場的負荷也是呈現一定變化的，但仿真中負荷是恒定的。

2)仿真與實際現場的機組一次調頻存在差異，仿真的一次調頻是理想響應，而實際機組的一次調頻存在未響應的情況，導致仿真與實際現場的頻率特性有一定差別。系統減少相同出力，仿真的頻率下降幅度較??；另外，在系統恢復過程中，仿真的頻率也相對恢復快。

本次試驗雖然仿真與實際現場的頻率存在一定差異，但趨勢基本一致，可認為建立的電網220 kV及以上等級的仿真模型具備仿真電網系統頻率變化的能力。

在驗證RTDS對于電網頻率仿真能力后，將RTDS仿真系統與網級調度運行監控系統(operation control system，OCS)系統進行閉環，在反演AGC動作事件中參與調頻的網絡調度電廠由AGC應用直接閉環控制，其他電廠與類似錄波回放方式控制調頻機組出力的試驗基本一致。

同樣對調整電廠進行減少出力的操作，試驗結果如圖6所示。

圖6 調頻電廠出力及系統頻率比對

從頻率比對結果來看，與類似錄波回放方式控制調頻機組出力的試驗基本一致。在細節上，仿真頻率與實際頻率更加吻合。本試驗驗證了RTDS系統是具備與AGC應用閉環試驗的能力。

2.2 電網頻率波動導致的AGC動作案例

電廠E 1臺機組退出AGC模式，進行手動調節穿越振動區操作，全廠出力波動(如圖7實線所示)，進而引發電網頻率波動，最高頻率為50.13 Hz，最低頻率為49.86 Hz，波動周期33 s，波動約3 min后平息(如圖7的虛線所示)。

圖7 現場頻率曲線

同樣采用前文所述的測試方法，電網頻率波動期間功率變化較大的6個電廠發出的有功功率采用功率回放方式，頻率仿真結果如圖8所示。仿真結果中系統頻率波動非常接近實際現場的電網頻率波動情況，頻率最大值為50.14 Hz，最小值為49.86 Hz，平均振蕩周期35 s，約3 min后平息。通過比對頻率的振蕩周期、最大值和最小值，認為仿真結果成功復現了電網頻率波動現象，同時也說明RTDS實時仿真模型具有較高的準確性，能比較真實地反應實際電網的頻率特性。

圖8 系統頻率仿真結果

為驗證基于RTDS實時仿真的AGC閉環測試能力，將參與調頻的網絡調度電廠由AGC應用直接閉環控制，其他電廠與類似錄波回放方式控制調頻機組出力的試驗基本一致。仿真結果如圖9—10所示。在頻率波動的前半段，電廠的AGC指令是跟隨頻率振蕩，到了后面半段明顯發現頻率波動是衰減的，原因是總調AGC主站策略控制電廠出力可將頻率波動進行平復。仿真的AGC動作指令曲線與現場AGC動作指令趨勢一致，跟隨頻率波動而出現指令的波動調節。仿真結果表明接入OCS系統的AGC主站，RTDS實時仿真能夠驗證AGC主站控制策略。

圖9 AGC閉環測試的系統頻率仿真結果

圖10 OCS系統AGC主站下發的某電廠控制指令

3 結論與展望

本文通過搭建基于實時仿真的AGC閉環測試系統，并對實際AGC動作事件進行反演驗證，證明了建立的RTDS實時仿真模型具備仿真交直流大電網系統頻率變化的能力，具有較高的準確性。同時RTDS系統具備與AGC應用閉環試驗的能力，可接入調度OCS系統的AGC主站，RTDS實時仿真能夠驗證AGC主站控制策略。

但本文提出的閉環試驗系統還需進一步提升仿真精度，主要包括2個方面：1)RTDS仿真中電廠機組采用的是理論模型，與實際電廠工況存在差異，后續將在RTDS仿真中依據實測數據搭建調速器模型，能夠準確反映實際電網電廠調速器特性；2)RTDS仿真中負荷的調頻特性模型與實際工況也有差異，后續將考慮建立感應電動機并聯靜態負荷特性的綜合負荷模型，負荷模型中的感應電動機采用3階模型，靜態負荷特性部分采用ZIP模型，通過此方法提升負荷的仿真精度。此外，為適應新能源將參與調頻服務的發展，目前已在開展新能源頻率控制邏輯的仿真建模研究。

展望未來，本文的研究工作將為后續進一步開展網省AGC聯合測試提供技術支持，同時提出的AGC閉環試驗系統后續還將應用于新能源接入后的頻率控制特性測試、多能互補的網源荷儲協調控制技術研究等場景，具有良好的應用前景。