CN111624895A - 一种实时电网模拟系统 - Google Patents

Abstract

一种实时电网模拟系统，包括数字仿真子系统、物理模拟子系统及信号交互接口单元。数字仿真子系统基于实际电网参数建立两套结构相同的大电网模型，在两套大电网模型中各选定一条支路作为电网模拟输出支路，将其中一套电网模型中运算得到的电流信号反馈到另一套电网模型中参与运算，实时运算得到准确的输出指令信号，通过信号交互接口单元输入物理模拟子系统，同时物理模拟子系统输出电流、电压信号，通过交互接口单元反馈回到数字仿真子系统，实现闭环实时仿真运行，实现电网特性的实时模拟。本发明实时电网模拟系统模拟实际大电网的运行特性及大电网与被测设备的交互性，适用于风电、光伏发电等可再生能源及储能系统并网性能测试。

Description

一种实时电网模拟系统

技术领域

本发明涉及一种电网模拟系统。

背景技术

随着风电、光伏发电等可再生能源及储能系统接入电网规模日益增加，接入电网的风电机组、光伏发电系统等可再生能源发电单元以及储能系统并网运行的可靠性将会直接影响电力系统运行的安全性，一旦出现并网事故，将会给电网带灾难性后果，为此，电网对并网可再生能源发电单元提出了越来越严格的要求，这就需要风电机组、光伏发电系统等可再生能源发电单元在现场安装运行前，在地面进行充分完善的并网运行可靠性测试。为在地面能模拟出大电网真实运行特性，尽可能真实完善地测试风电机组、光伏发电系统等可再生能源发电单元在日益复杂的电网工况下的性能，需要通过能真实模拟电网特性的电网模拟系统进行充分的地面测试。

传统的电网模拟器包括阻抗分压型、基于电力电子变换器方案的模拟器等，目前在国内常用的阻抗分压型电网模拟器抗冲击能力强，可以模拟电压跌落故障进行低电压穿越功能测试，但是跌落电压不能连续调节，且功能单一，不能模拟电网谐波畸变、频率变化等故障，在进行高电压穿越时，还需要进行改造。而部分采用基于电力电子变换器方案的电网模拟器，可以模拟谐波、频率故障，但只是根据参考信号波形放大输出，无法与电网实时交互，也就不能真实模拟电网特性。所以，若想在地面充分、全面的测试接入电网设备的并网性能，需要研究开发适用于地面测试的大功率实时电网模拟系统，真实再现实际大电网复杂运行工况和交互影响。

一般的实时电网模拟系统组成结构如图1所示，其思想是：利用实时仿真系统(RT-lab、RTDS等)建立电网模型，生成的指令信号输出到功率放大设备，同时功率放大设备的反馈信号经过传感器采集输入到实时仿真系统，功率放大设备连接被测设备(以下简称DUT)进行测试。其中最为关键的是实时仿真系统和功率放大设备之间的信号交互接口模型实现方法，信息交互接口模型优劣直接决定了实时电网模拟系统模拟电网的准确性、稳定性以及是否能够模拟被测设备与电网的实时交互性，这点在数十兆瓦的大功率应用场景下更为明显，目前已有文献和专利中对此所涉较少，一般采用理想变压器模型(以下简称ITM)或阻尼阻抗模型(以下简称DIM)实现，所提电网模拟系统并未考虑接口模型带来的影响，且多数并不适用于大功率应用场景。因而常见的电网模拟器及所谓的实时电网模拟系统并不能真实准确的模拟实际大电网运行特性，从而影响了地面测试的实验效果。

发明内容

本发明的目的是克服现有电网模拟器及所谓的实时电网模拟系统不能真实模拟实际电网运行特性及与被测设备的交互性的缺点，提供一种适用于大功率应用场景的实时电网模拟系统。本发明可真实再现实际大电网的运行特性，为风电、光伏发电等可再生能源并网单元进行可靠充分的地面测试提供保障。

本发明实时电网模拟系统主要包括三大部分：数字仿真子系统、物理模拟子系统及信号交互接口单元。数字仿真子系统实时运算得到指令信号，通过信号交互接口单元输入物理模拟子系统，同时物理模拟子系统输出电流、电压信号，通过交互接口单元反馈回到数字仿真子系统，实现闭环实时仿真运行，从而实现电网特性的实时模拟。实时电网模拟系统准确模拟电网特性取决于数字仿真子系统准确性和物理模拟子系统准确性，同时物理模拟子系统的带载能力是实现大功率应用场景前提条件。

所述的数字仿真子系统由工业控制计算机、实时仿真系统组成，在工业控制计算机上运行实时电网模拟系统监控程序，实时仿真系统一般采用RT-lab、RTDS等。主要实现参数设置、实时电网模拟系统运行控制与监控、模型运算等功能。

实时仿真系统中基于实际电网参数建立两套结构完全相同的大电网模型，实际电网参数主要包括节点数、电压等级、阻抗参数等参数，所述的大电网模型包含多条不同电压等级及不同线路阻抗的支路，能真实体现实际电网运行特性。

本发明分别在两套大电网模型中各选定一条支路作为电网模拟输出支路，所选定的两条支路的结构组成、参数及电压等级完全相同。将其中一套大电网模型记为主电网模型，将所述的主电网模型中的电网模拟输出支路以理想变压器模型(ITM)形式等效为受控电流源A，受控电流源A上流过的电流记为i₁，i₁也称为支路端口电流，支路端口等效电压记为u₁，u₁也称为指令电压；将另一套大电网模型记为辅电网模型，将所述的辅电网模型中的电网模拟输出支路以阻尼阻抗模型(DIM)形式等效为受控电流源B和受控电压源C的组合，并引入阻尼阻抗Z^*，受控电流源B上流过的电流记为i′₁，受控电压源C的电压记为u′₁，电网模拟输出支路端口电流记为i^*，支路端口等效电压记为u^*。将所述的电网模拟输出支路端口电流i^*反馈输入到所述的受控电流源A中，即令i₁＝i^*。两套大电网模型之间仅选定的电网模拟输出支路端口电流信号存在交互，除此之外均相互独立，本发明所述的大电网模型均基于实际电网参数建立，目的主要是通过虚拟的仿真环境尽可能真实的体现实际电网运行的特性。根据具体测试需求，所述的大电网模型一般包括多个节点、多条不同电压等级的支路，电力传输线路可采用π型或者T型连接，适用于可再生能源发电单元测试的大电网模型一般应包含交流220kV、110kV、35kV、10kV、690V等不同电压等级。

由于辅电网模型中电网模拟支路以DIM形式等效，在物理模拟子系统端口等效阻抗Z_eq实时匹配数字仿真子系统辅电网模型中的电网模拟输出支路阻尼阻抗Z^*，即Z^*＝Z_eq时，辅电网模型运算结果不会随着运行时间增加而使得误差累积，且运行稳定性不受采样误差、延时环节的影响，也即i^*是准确的，不受采样误差和延时环节影响。将所述的辅电网模型运算得到的电网模拟输出支路端口电流i^*引入主电网模型相同的支路端口中，该支路以ITM形式等效，从而可以得到准确的指令电压u₁，也就是说本发明首先可以保证实时电网模拟系统数字仿真子系统得到准确运算结果。

所述的物理模拟子系统包括交流电网和作为执行机构的功率放大器，所述功率放大器主电路端口接交流电网，所述的功率放大器输出端口接被测设备，实现功率流动。所述功率放大器信号输入端口接收实时仿真系统发送指令电压u₁，所述的功率放大器输出电压记为u₂，功率放大器连接被测设备后的输出电流记为i₂，由于u₁是由所述的主电路模型电网模拟支路以ITM形式等效得到，因此以u₁指令电压作为目标，通过功率放大器可以输出准确的功率放大波形，即本发明也保证了物理模拟子系统模拟结果的准确，同时也适用于大功率应用场景。

所述的信号交互接口单元包括信号采样处理模块、阻抗实时计算匹配模块以及电网模拟支路等效模型。将所述的指令电压u₁通过信号采样处理模块处理后输入到物理模拟子系统的功率放大器信号输入端口，所述的功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂通过所述的信号采样处理模块处理后分别反馈输入到所述的辅电网模型中的受控电流源B和受控电压源C，即令u′₁＝u₂，i′₁＝i₂，u′₁为辅电网模型中受控电压源C的电压，i′₁为受控电流源B上流过的电流。功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂通过所述的信号采样处理模块处理后输入到阻抗实时匹配计算模块，所述的阻抗实时匹配计算模块计算得到物理模拟侧端口等效阻抗Z_eq。如此，通过所述的信号交互接口单元实现数字仿真子系统与物理模拟子系统的信号交互，保证了实时电网模拟系统电网特性模拟的准确性和系统运行的稳定性。

本发明实时电网模拟系统实现模拟电网运行特性的过程包括以下步骤：

步骤1：在实时电网模拟系统启动运行前首先在所述的数字仿真子系统的实时仿真系统中设置仿真步长T_n，在主电网模型和辅电网模型中设定电网的正常运行工况、非理想电网工况、故障工况等不同的电网运行工况，在测试需要时通过所述的工业控制计算机控制触发不同的电网工况；

步骤2：完成步骤1后，信号交互接口单元和物理模拟子系统上电，所述的功率放大器自动进入待机状态，通过数字仿真子系统的工业控制计算机控制启动所述的实时仿真系统，主电网模型和辅电网模型同步开始仿真运算；

步骤3：主电网模型运算得到的指令电压u₁通过信号交互接口单元的信号采样处理模块处理后传输到功率放大器的信号输入端口，经过一定延时时间T_d1后，功率放大器输出功率放大波形，此时功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂更新为新的值，即u₂和i₂已实时更新，此过程称为前向激励功率放大过程，延时时间T_d1称为前向激励延时；

步骤4：更新后的功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂经过信号采样处理模块处理后，同时输入到阻抗实时计算匹配模块和与辅电网模型连接的受控电流源B及受控电压源C中，经过一定延时时间T_d2后，辅电网模型中受控电压源C的电压u′₁、受控电流源B上流过的电流i′₁、电网模拟输出支路端口电流i^*、电网模拟输出支路端口等效电压u^*和电网模拟输出支路阻尼阻抗Z^*均更新为新的值，同时因i₁＝i^*，i₁也实时更新为新的值，此过程称为后向信号反馈过程，延时时间T_d2称为后向反馈延时，后向反馈延时T_d2小于前向激励延时T_d1；

步骤5：重复步骤3和步骤4，完成前向激励功率放大过程和后向信号反馈过程，即可实现电网特性的实时模拟。实时电网模拟系统的一个运行周期记为T_s，则T_s略大于T_d1与T_d2之和，T_d1与T_d2之和越小，模拟准确度越高。

步骤6：根据测试需要，通过所述数字仿真子系统的工业控制计算机控制触发电网的不同运行工况，同时通过工业控制计算机实时观测系统运行时各变量值和运行状态，测试完毕与功率放大器输出端口连接的被测设备先停机，然后功率放大器再停机，最后再通过所述的工业控制计算机控制停止实时仿真系统运行，以保障实时电网模拟系统安全。

本发明的有益效果：

1)本发明的实时电网模拟系统可以模拟实际电网真实运行特性，真实再现实际大电网复杂运行工况，包括正常运行特性、谐波、频率变化、高/低电压故障、非理想电网工况以及弱电网特性等，同时通过本发明提供的实时电网模拟系统进行测试可以实现被测设备与电网的交互影响；

2)本发明提供实时电网模拟系统可以实现数字仿真侧不受采样误差、延时环节等因素的影响，同时物理模拟侧仍具备较强的有源负载带载能力，可以保障电网模拟特性的准确性、实时电网模拟系统运行的稳定性以及大功率应用场景的适应性；

3)通过本发明实时电网模拟系统，可以在地面进行充分、全面的接入电网被测设备的并网性能测试，极大地提高了地面测试的实验效果，也为建立大型风电机组、光伏发电系统等可再生能源发电单元及储能系统全面的地面测试系统提供了基础。

附图说明

图1现有的电网模拟器结构图；

图2本发明的总体构成框图；

图3本发明实时电网模拟系统框图。

具体实施方式

以下结合附图和具体实施方式对本发明做进一步说明。

如图2所示，本发明实时电网模拟系统主要包括三大部分：数字仿真子系统、物理模拟子系统及信号交互接口单元。数字仿真子系统实时运算得到指令信号通过信号交互接口单元输入到物理模拟子系统，同时物理模拟子系统输出电流、电压信号通过交互接口单元反馈回到数字仿真子系统，实现闭环实时仿真运行，从而实现电网特性的实时模拟。

数字仿真子系统实时运算得到指令信号到物理模拟子系统输出功率放大波形会存在延时，同时功率回路采样信号反馈回到数字仿真子系统参与实时运算也会存在延时，此外信号采样也会不可避免的存在误差，延时环节的存在和误差的累积会影响实时电网模拟系统模拟的准确性和运行的稳定性，本发明克服了上述缺点，可显著提高实时电网模拟系统的准确性和稳定性，同时本发明物理模拟子系统仍具备较强带载能力，可适用大功率应用场景。

图3所示为本发明实时电网模拟系统框图。如图3所示，以连接风电机组进行测试为例说明本发明实时电网模拟系统。所述的实时电网模拟系统主要包括三大部分：数字仿真子系统、物理模拟子系统及信号交互接口单元，数字仿真子系统与物理模拟子系统通过信号交互接口单元实现等效连接。

所述的数字仿真子系统由工业控制计算机、实时仿真系统组成，在工业控制计算机上运行实时电网模拟系统监控程序，实时仿真系统一般采用RT-lab、RTDS等。主要实现参数设置、实时电网模拟系统运行控制与监控、模型运算等功能。实时仿真系统中基于实际电网参数建立两套结构相同的大电网模型，实际电网参数主要包括节点数、电压等级、阻抗参数等参数，所述的大电网模型包含多条不同电压等级及不同线路阻抗的支路，能真实体现实际电网运行特性。本发明分别在两套大电网模型中各选定一条支路作为电网模拟输出支路，所选定的两条支路的结构组成、电网参数、电压等级完全相同，将其中一套大电网模型记为主电网模型，将所述的主电网模型中的电网模拟输出支路以理想变压器模型(ITM)形式等效为受控电流源A，受控电流源A上流过的电流记为i₁，i₁也可称为支路端口电流，支路端口等效电压记为u₁，u₁也称为指令电压；将另一套大电网模型记为辅电网模型，将所述的辅电网模型中的电网模拟输出支路以阻尼阻抗模型(DIM)形式等效为受控电流源B和受控电压源C的组合，并引入阻尼阻抗Z^*，受控电流源B上流过的电流记为i′₁，受控电压源C的电压记为u′₁，电网模拟输出支路端口电流记为i^*，支路端口等效电压记为u^*。将所述的i^*反馈输入到所述的受控电流源A中，即令i₁＝i^*。

两套大电网模型之间仅选定的电网模拟输出支路存在支路端口电流信号交互，除此之外均相互独立。以被测设备为风电机组为例，所建立的大电网模型中应至少包含交流110kV、35kV、10kV、690V在内的4种不同电压等级的支路，电力传输线路一般采用π型连接，节点、支路数量以及电网模拟支路的选定均需根据风电机组拟接入的实际电网确定。

由于辅电网模型中电网模拟支路以DIM形式等效，在物理模拟子系统端口等效阻抗Z_eq实时匹配数字仿真子系统辅电网模型中电网模拟输出支路阻尼阻抗Z^*，即Z^*＝Z_eq时，辅电网模型运算结果不会随着运行时间增加而使得误差累积，且运行稳定性不受采样误差、延时环节的影响，也即i^*是准确的，不受采样误差和延时环节影响。将所述的辅电网模型运算得到的电网模拟输出支路端口电流i^*引入主电网模型相同的支路端口中，该支路以ITM形式等效，从而可以得到准确的指令电压u₁，也就是说本发明首先可以保证实时电网模拟系统数字仿真子系统得到准确运算结果。

所述的物理模拟子系统包括交流电网和作为执行机构的功率放大器，所述功率放大器主电路端口接交流电网，所述的功率放大器输出端口接被测设备，实现功率流动。所述功率放大器信号输入端口接收实时仿真系统发送的指令电压u₁，所述的功率放大器输出电压记为u₂，功率放大器连接被测设备后的输出电流记为i₂，由于u₁是由所述的主电路模型电网模拟支路以ITM形式等效得到，因此以指令电压u₁为目标，通过功率放大器可以输出准确的功率放大波形，即本发明也保证了物理模拟子系统模拟结果的准确，同时也适用于大功率应用场景。

所述的信号交互接口单元包括信号采样处理模块、阻抗实时计算匹配模块以及电网模拟支路等效模型。将指令电压u₁通过信号采样处理模块处理后输入到物理模拟子系统的功率放大器信号输入端口，所述的功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂通过所述的信号采样处理模块处理后分别反馈输入到所述的辅电网模型中的受控电流源B和受控电压源C，即令u′₁＝u₂，i′₁＝i₂，u′₁为辅电网模型中受控电压源C的电压，i′₁为受控电流源B上流过的电流。功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂通过所述的信号采样处理模块处理后输入到阻抗实时匹配计算模块，所述的阻抗实时匹配计算模块计算得到物理模拟侧端口等效阻抗Z_eq。如此，通过所述的信号交互接口单元实现数字仿真子系统与物理模拟子系统的信号交互，保证了实时电网模拟系统电网特性模拟的准确性和系统运行的稳定性。

所述的工业控制计算机运行实时电网模拟系统的监控程序控制实时电网模拟系统启动、运行及停机，同时实时监测记录运行数据及系统状态，在开始运行前，在电网模型中设置不同的电网运行工况模式，包括电网的正常运行工况、非理想电网工况、故障工况等不同运行工况，开始运行后在系统运行周期T_s内完成前向激励功率放大过程和后向信号反馈过程并以此重复，即可实现电网特性的实时模拟，在运行过程中可以通过控制信号触发切换不同的电网运行工况，实现不同运行工况电网特性模拟。

综上所述，本发明实时电网模拟系统将数字仿真子系统实时运算得到指令信号通过信号交互接口单元输入到物理模拟子系统，同时物理模拟子系统输出电流、电压信号通过交互接口单元反馈回到数字仿真子系统，实现闭环实时仿真运行，从而实现了电网特性的实时模拟。本发明可以实现数字仿真侧不受采样误差、延时环节等因素的影响，同时物理模拟侧仍具备较强的有源负载带载能力，可以保障电网模拟特性的准确性、实时电网模拟系统运行的稳定性以及大功率应用场景的适应性。采用本发明实时电网模拟系统进行测试，对于对被测设备而言，与接入实际大电网相似，大电网不同运行工况特性会通过物理模拟子系统体现出来，而被测设备的响应特性也会通过物理模拟子系统反向影响到电网模型的实时运算结果，这也体现了实际运行中被测设备与其所接入电网的交互影响，与真实的大电网不同的是此时电网的特性是可控的，这就极大地方便了在地面上开展充分的测试，从而及早发现问题，避免设备并网运行后出现安全问题，同时也为建立大型风电机组、光伏发电系统等可再生能源发电单元及储能系统全面的地面测试系统创造了有利条件。

Claims (6)

1.一种实时电网模拟系统，其特征在于：所述的实时电网模拟系统包括数字仿真子系统、物理模拟子系统及信号交互接口单元；数字仿真子系统实时运算得到指令信号，通过信号交互接口单元输入物理模拟子系统，同时物理模拟子系统输出电流、电压信号，通过交互接口单元反馈回到数字仿真子系统，实现闭环实时仿真运行，实现电网特性的实时模拟。

2.如权利要求1所述的实时电网模拟系统，其特征在于：所述的数字仿真子系统由工业控制计算机和实时仿真系统组成，实现参数设置、实时电网模拟系统运行控制与监控、模型运算等功能；所述的实时仿真系统中，基于实际电网参数建立两套结构相同的大电网模型；所述的实际电网参数包括节点数、电压等级、阻抗参数，所述的大电网模型包含多条不同电压等级及不同线路阻抗的支路。

3.如权利要求2所述的实时电网模拟系统，其特征在于：在两套所述的大电网模型中各选定一条支路作为电网模拟输出支路，所选定的两条支路的结构组成、参数及电压等级相同；将其中一套大电网模型记为主电网模型，将所述的主电网模型中的电网模拟输出支路以理想变压器模型(ITM)形式等效为受控电流源A，受控电流源A上流过的电流记为i₁，i₁也称为支路端口电流，支路端口等效电压记为u₁，u₁也称为指令电压；将另一套大电网模型记为辅电网模型，将所述的辅电网模型中的电网模拟输出支路以阻尼阻抗模型(DIM)形式等效为受控电流源B和受控电压源C的组合，并引入阻尼阻抗Z^*，受控电流源B上流过的电流记为i′₁，受控电压源C的电压记为u′₁，电网模拟输出支路端口电流记为i^*，支路端口等效电压记为u^*；将所述的辅电网模型中电网模拟输出支路端口电流i^*反馈输入到所述的受控电流源A中，即令i₁＝i^*；两套大电网模型之间仅选定的电网模拟输出支路端口电流信号存在交互，除此之外均相互独立。

4.如权利要求1所述的实时电网模拟系统，其特征在于：所述的物理模拟子系统包括交流电网和作为执行机构的功率放大器；所述功率放大器主电路端口连接交流电网，所述的功率放大器输出端口连接被测设备，实现功率流动；所述功率放大器信号输入端口接收实时仿真系统发送指令电压，所述的功率放大器输出电压记为u₂，功率放大器连接被测设备后的输出电流记为i₂，以实时仿真系统发送指令电压u₁作为目标，通过功率放大器输出功率放大波形。

5.如权利要求1所述的实时电网模拟系统，其特征在于：所述的信号交互接口单元包括信号采样处理模块、阻抗实时计算匹配模块以及电网模拟支路等效模型；将指令电压u₁通过信号采样处理模块处理后输入到物理模拟子系统的功率放大器信号输入端口，所述的功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂通过所述的信号采样处理模块处理后分别反馈输入到所述的辅电网模型中的受控电流源B和受控电压源C，即令u′₁＝u₂，i′₁＝i₂，u′₁为辅电网模型中受控电压源C的电压，i′₁为受控电流源B上流过的电流；功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂通过所述的信号采样处理模块处理后输入到阻抗实时匹配计算模块，所述的阻抗实时匹配计算模块计算得到物理模拟侧端口等效阻抗Z_eq；如此，通过所述的信号交互接口单元实现数字仿真子系统与物理模拟子系统的信号交互，保证了实时电网模拟系统电网特性模拟的准确性和系统运行的稳定性。

6.如权利要求1至5的任一项所述的实时电网模拟系统，其特征在于：所述的实时电网模拟系统模拟电网运行特性的过程包括以下步骤：

步骤1：在实时电网模拟系统启动运行前首先在所述的数字仿真子系统的实时仿真系统中设置仿真步长T_n，在主电网模型和辅电网模型中设定电网的正常运行工况、非理想电网工况、故障工况，在测试需要时通过所述的工业控制计算机控制触发不同的电网工况；

步骤2：完成步骤1后，信号交互接口单元和物理模拟子系统上电，所述的功率放大器自动进入待机状态，通过数字仿真子系统的工业控制计算机控制启动所述的实时仿真系统，主电网模型和辅电网模型同步开始仿真运算；

步骤3：主电网模型运算得到的指令电压u₁通过信号交互接口单元的信号采样处理模块处理后传输到功率放大器的信号输入端口，经过一定延时时间T_d1后，功率放大器输出功率放大波形，此时功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂已实时更新，此过程称为前向激励功率放大过程，延时时间T_d1称为前向激励延时；

步骤4：更新后的功率放大器输出电压u₂和功率放大器连接被测设备后的输出电流i₂经过信号采样处理模块处理后，同时输入到阻抗实时计算匹配模块和与辅电网模型连接的受控电流源B及受控电压源C中，经过一定延时时间T_d2后，辅电网模型中的受控电压源C的电压u′₁、受控电流源B上流过的电流i′₁，所述的辅电网模型中电网模拟输出支路端口电流i^*、电网模拟输出支路端口等效电压u^*和电网模拟输出支路阻尼阻抗Z^*均更新为新的值，同时因i₁＝i^*，i₁也实时更新为新的值，此过程称为后向信号反馈过程，延时时间T_d2称为后向反馈延时，后向反馈延时T_d2小于前向激励延时T_d1；

步骤5：重复步骤3和步骤4，完成前向激励功率放大过程和后向信号反馈过程，即可实现电网特性的实时模拟；实时电网模拟系统的一个运行周期记为T_s，则T_s略大于T_d1与T_d2之和，T_d1与T_d2之和越小，模拟准确度越高；

步骤6：根据测试需要，通过所述数字仿真子系统的工业控制计算机控制触发电网的不同运行工况，同时通过工业控制计算机实时观测系统运行时各变量值和运行状态，测试完毕与功率放大器输出端口连接的被测设备先停机，然后功率放大器再停机，最后再通过所述的工业控制计算机控制停止实时仿真系统运行，以保障实时电网模拟系统安全。

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