铱控方案 | 构建电网安全防线：低频振荡监测与抑制系统

铱控方案 | 构建电网安全防线：低频振荡监测与抑制系统

随着电力系统互联规模持续扩大、新能源发电占比快速提升、快速励磁技术广泛应用，电网动态稳定特性发生深刻变化，低频振荡已成为威胁电网安全运行的典型问题。

一、背景与需求：为什么要监测低频振荡？

低频振荡是电力系统中发电机转子角、转速、线路功率、母线电压等关键电气量，在0.1Hz～2.5Hz频段内出现的近似等幅或增幅振荡现象。该问题轻则影响电能质量、干扰机组正常运行，重则引发机组失稳、系统解列，甚至造成大范围停电事故，对电网安全稳定运行构成直接威胁。

当前多数发电场站仍存在监测能力不足的问题：常规监控系统仅实现基础数据采集，缺乏专用低频振荡判别、实时预警与联动控制能力，难以在振荡初期快速响应、遏制风险扩大。

上海铱控基于多年工程经验，打造两套标准化监测架构，适配不同场站现有设备条件，实现低频振荡全流程监测与处置。

二、架构方案：全场景覆盖监测模式

上海铱控低频振荡监测与抑制系统提供两种灵活部署架构，可根据场站现有自动化设备配置、改造预算、现场工况按需选择，兼顾实用性、经济性与可靠性。

方案一：基于PMU系统的数据复用架构

图1 基于PMU系统的网络拓扑谱图

该方案充分利用场站现有同步相量测量装置（PMU），以最小成本实现专用监测能力。适用已配置 PMU 装置的、追求低成本、快速改造的场站。

l 数据采集：依托场站已部署的 PMU 装置，实时采集机组电压、电流、功率、频率等同步相量数据，采样精度高、时间同步性好。

l 核心配置：新增低频振荡监视及抑制主机，对接现有 PMU 系统获取实时数据，完成振荡判别、预警输出与数据存储。

l 方案特点：成本低、能利用PMU高精度的时间同步优势；但改造过程需更改原PMU拓扑，需厂家配合并进行安防备案（更推荐使用铱控PMU装置的场站选择）。

方案二：基于独立测控装置的直采架构

图2 基于独立测控装置的网络拓扑谱图

该方案采用专用低频振荡测控装置独立部署，采用物理级的独立监测，不依赖场站现有 PMU 系统。适用于无 PMU 设备或需独立监测提升可靠性的场站。

l 数据采集：通过专用测控装置接入机组 PT/CT回路，独立采集交流电气量，自主计算功率、频率等关键参数。

l 核心配置：标配高速测量测控装置+低频振荡监视主机，支持多路交流量采集、数字量输入输出。

l 方案特点：物理独立采集、响应快速、可靠性极高，满足调度与现场严苛要求。

为适应不同振荡严重程度下的差异化响应需求，两种方案在判定逻辑上均设为双阈值分级告警机制，即：

一级告警（预警级）：当监测到功率振荡幅值 >一级告警定值且振荡频率处于 0.1Hz～2.5Hz 区间时，系统触发第一个单点DO信号。该信号用于提示运行人员关注振荡趋势，或联动轻量级控制策略。

二级告警（严重级）：当功率振荡幅值进一步上升至 >二级告警值且频率仍处于 0.1Hz～2.5Hz 区间时，系统触发第二个单点DO信号。该信号对应更高级别的防御动作。

三、联动处理逻辑：振荡触发后快速稳机护网

监测只是第一步，如何利用监测结果去抑制振荡才是关键。当系统判定振荡发生后，会通过硬接线DO信号通知机组的DCS（集散控制系统）、DEH（数字电液调节系统）或调速器发送告警。

无论是火电机组还是水电机组，在振荡初期的首要目标都是“切断负阻尼源”和“隔离外部扰动”。在发生振荡告警后，均需立即执行以下防御动作：

1.退出协调控制

汽轮机退出 DEH 功率闭环，切阀位控制/转速控制；水轮机调速器退出功率闭环，切开度控制（导叶开度模式），禁止跟踪有功指令。

2.退出一次调频

当装置触发告警信号时，机组控制系统立即强制闭锁或退出一次调频功能，防止机组在振荡期间因频率波动产生额外的功率扰动。

3.闭锁AGC指令

接收到振荡告警后，系统立即闭锁来自调度端的AGC远程指令，将负荷设定值“冻结”在当前值，不再响应外部功率调整。

4.信号保持与防抖动

告警信号设计为“自保持”方式。一旦触发上述控制策略，该状态将持续保持，只有当振荡完全平息且系统持续满足正常条件（如延迟10个采样周期以上）后，告警信号才会复归，机组方可逐步恢复常规控制模式。

四、结语

低频振荡监测与抑制，是保障新型电力系统安全稳定运行的关键环节。铱控提供的解决方案，通过毫秒级的硬接线联动，确保机组在面临振荡风险时能够迅速、准确地执行统一的防御动作，为电厂和电网筑起一道坚实的“动态稳定防线”。