DL／T 2251-2021 标准规范下载简介

DL／T 2251-2021 次同步振荡监测与控制系统技术规范.pdf简介：

DL/T 2251-2021 是中国电力行业标准，全称为《电力系统次同步振荡监测与控制系统技术规范》。这个标准主要针对电力系统中的次同步振荡问题，这是一种由于电力系统中发电机、变压器等电气设备的参数不匹配或控制不当，导致的电力系统低频振荡现象。次同步振荡可能会对电力系统的稳定性和设备的运行效率造成严重影响。

该技术规范详细规定了次同步振荡的监测方法、诊断算法、预警阈值、控制策略等方面的要求。它包括但不限于：

1. 监测设备的选择和配置：推荐使用哪些设备进行实时监测，以及如何设置监测参数。

2. 数据采集和处理：对电力系统运行数据的采集、处理和分析，以便准确识别次同步振荡。

3. 诊断和预警：如何通过算法判断是否存在次同步振荡，以及如何设置预警机制，以便在振荡发生时及时发出警报。

4. 控制策略：提出了一些控制系统的实现方法和策略，如自动调速、同步器动作等，以抑制次同步振荡。

5. 安全与稳定性要求：对监测与控制系统的设计、实施和运行提出了安全性要求，以保证电力系统的稳定运行。

DL/T 2251-2021 的发布，对于提高电力系统的稳定性和可靠性，防止次同步振荡事故的发生具有重要意义。

DL／T 2251-2021 次同步振荡监测与控制系统技术规范.pdf部分内容预览：

DL/T22512021

Psso：功率的次同步振荡分量预设门槛 Isso1：电流的次同步振荡分量预设门槛 Iso2：电流的超同步振荡分量预设门槛

DB61∕T 1174-2018 建筑垃圾再生材料处理公路软弱地基技术规范Psso：功率的次同步振荡分量预设门槛 Isso1：电流的次同步振荡分量预设门槛 L2:电流的超同步振荡分量预设门槛

Psso：功率的次同步振荡分量预设门槛 Isso1：电流的次同步振荡分量预设门槛 Lso2：电流的超同步振荡分量预设门槛

5.1已发生次同步振荡或存在次同步振荡风险的电网，应部署次同步振荡监测与控制系统。次同步 振荡风险评估与系统部署指导原则可参考附录A。次同步振荡监测与控制系统典型组网架构可参考 附录B。 5.2次同步振荡监测系统应实现次同步振荡的监测、告警，并对次同步振荡数据进行记录、存储、分 析、展示， 5.3次同步振荡控制系统能应能实现次同步振荡的准确识别和快速控制，优先切除新能源厂（场）站 线路或静止无功发生器（staticvargenerator，SVG)。 5.4次同步振荡控制子站与控制主站之间的通信通道应采用2M光纤数字通道；次同步振荡监测子 站、监测主站之间的通信通道应采用电力调度数据网；次同步振荡监测子站、监测主站、控制子站、 控制主站与管理平台之间的通信通道应采用电力调度数据网。 5.5次同步振荡监控系统应符合电力监控系统安全防护安全一区的相关管理规定。 5.6次同步振荡监测子站和主站宜优先按照本文件关于次同步振荡监测子站和主站的要求进行配置， 在现场条件不满足的情况下，次同步振荡监测子站的监测功能可以通过厂（场）站内的相量测量装置 (phasormeasurementunit，PMU)实现。

■次同步振荡监测系统目

6.1次同步振荡监测子站的要求

主要技术要求如下： a）电流采样应接入电流互感器的测量绕组：

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b）应实现对电流、电压、功率等状态量的监视； c）应实现在线自检测：在正常运行期间，如发生异常，应及时发出告警信号； d）应实现自复位：因干扰而造成程序异常出错时，可通过自复位电路自动恢复正常工作； e）应以时钟同步装置作为基准时钟源； f）宜向本地监控系统、监测主站、管理平台提供监测子站运行状态信息： g）应具备人机接口，用于对子站进行参数配置、定值整定，并能够查看子站的运行状态等信息，

6.1.3.1计算要求

针对功率及电流的计算要求分别如下 a）采用瞬时功率计算时宜满足：频率范围为5Hz～45Hz，频率计算误差不宜高于1Hz； b）采用电流计算时：频率范围为5Hz～45Hz和55Hz～95Hz，频率计算误差不宜高于1Hz。

6.1.3.2连续录波要求

连续录波宜满足以下要求： a）每分钟形成一个文件，文件格式能兼容GB/T14598.24的要求； b）连续录波记录速率不低于1kHz； c）数据保存时间不少于3d。

6.1.3.3对时精度要求

对时精度高于±1us.

6.2次同步振荡监测主站的要求

主要技术要求如下： a）应实现在线自检测；在正常运行期间，如发生异常，应及时发出告警信号。 b）应实现自复位；因干扰而造成程序异常出错时，可通过自复位电路自动恢复正常工作 c）应以时钟同步装置作为基准时钟源。

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d）宜向本地监控系统、管理平台提供监测主站运行状态信息。 e）应具备人机接口，用于对主站进行参数配置、定值整定，并能够查看主站的运行状态等

主要性能要求如下： a）监测主站上送实时数据的延时不应大于1s； b）连续录波数据传输时间：从监测主站发出召唤命令到完成单个子站的单个录波文件的接 间不宜高于1min

7次同步振荡控制系统的要求

7.1次同步振荡控制子站的要求

主要技术要求如下： a）电流采样应接入电流互感器的保护绕组。 b）应实现对电流、电压、功率等状态量的监视。 c）应实现在线自检测：在正常运行期间，如发生元件损坏，不应造成误动作，且应及时发出告警 信号。 d）应实现自复位；因干扰而造成程序异常出错时，可通过自复位电路自动恢复正常工作。 e）应以时钟同步装置作为基准时钟源。 f）当电流互感器断线、电压互感器断线时，不应误动作。 g）宜向本地监控系统、控制主站、管理平台提供自身运行状态信息。 h）应具备人机接口，用于对子站进行参数配置、定值整定，并能够查看子站的运行状态等信息。

主要功能要求如下： a）模拟量采集功能：应采集所在场（厂）站的机组、主变压器、线路及动态无功补偿设备等元件 的电压、电流等。 b）次同步振荡识别功能：能够计算测量点的次同步振荡功率的频率和幅值或次同步振荡电流的频 率和幅值，并进行次同步振荡判别。 c）信息交互功能：应具备同时与控制主站、管理平台交互信息的功能。 d）应具备按元件实现次同步振荡的启动功能，启动逻辑宜结合次同步振荡幅值。 e）应具备按元件实现次同步振荡的告警功能，告警逻辑宜结合次同步振荡幅值及振荡持续时间。

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7.1.3.1计算要求

主要功能要求在满足7.1.2的基础上，还需满足： a）应能接收各控制子站满足动作条件元件的功率或电流振幅比； b）应能实时比较、排序各控制子站满足动作条件元件的功率或电流振幅比，具备将控制命令下发 给控制子站的功能。

主要性能要求在满足7.1.3的基础上，还需满足： a）控制主站发出的控制命令经多级通道传输，每级通道传输延时不宜超过20ms:

DL/T22512021

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b）控制主站发出的控制命令应至少持续100ms，以确保控制子站能可靠接收。

8次同步振荡管理平台的要求

主要技术要求如下： a）应支持GB/T26865.2，并在此基础上进行连续录波文件召唤功能扩展，连续录波文件扩展规约 参考附录C； b）应提供完善的数据备份方式 c）管理平台出现异常不应影响监测子站、监测主站、控制子站、控制主站的安全、可靠及独 立运行。

附录A （资料性） 次同步振荡风险评估与系统部署指导原则

附录A （资料性） 金评估与系纟

次同步振荡风险与新能源发电机组、火电机组、高压直流等装备特性，以及电网结构与参数等多 种因素有关，本原则结合国内外已发生的次同步振荡案例，首先提出宜开展振荡风险评估的情况，然 后提出振荡风险评估工作的指导原则，包括仿真模型和工具、评估内容和方法、评估结果认定方式 等，最后提出监测与控制系统部署范围和站点的指导原则。

A.2宜开展次同步振荡风险评估的情况

符合以下一种或多种情况的区域电网宜开展次同步振荡风险评估： 1）位于特高压直流系统送端的新能源发电基地电网； 2）位于柔性直流系统送端的新能源发电基地电网； 3）存在串联补偿线路的新能源发电基地电网； 4）存在新能源场站并网点短路比小于3情况的电网。

A.3.1仿真模型和工具

A.3.1.1新能源机组仿真模型应包括电气主电路和控制系统，电气主电路结构和参数应与实际机组 致，控制系统应采用实际机组的控制源代码或者控制器。 A.3.1.2高压直流、无功补偿等装备仿真模型应包括电气主电路和控制系统，电气主电路结构和参数 应与实际装备一致，控制系统应采用实际装备的控制源代码或者控制器。 A.3.1.3火电机组仿真模型应包括汽轮机模型、发电机模型和控制系统，模型和控制系统参数应与实 际机组一致。 A.3.1.4电网仿真模型的结构与参数应与实际系统一致。 A.3.1.5采用控制源代码的仿真可基于离线或实时仿真工具，采用实际控制器的仿真应基于实时数模 混合仿真工具。 A.3.1.6仿真步长宜不超过50μs。

次同步振荡风险的评估宜包含以下内容但不限于： 1）电网内新能源发电机组、高压直流、无功补偿、火电机组等装备在不同运行工况下的阻抗特性 扫描与分析； 2）针对电网内关键断面进行两端口或多端口的阻抗特性等值与振荡风险分析，应包括所有新能源 场站并网点母线、新能源汇集站并网点母线、串补线路端口母线、直流换流站母线等； 3）电网多工况运行特性仿真与振荡分量分析，可选的工况条件包含但不限于：新能源发电出力水 平与开机台数、无功补偿控制方式与出力水平、火电机组出力水平开机台数、直流输电送出功 率等； 4）实际系统广域相量测量系统（wideareameasurementsystem，WAMS）、场站故障录波、机组故

DL/T 2251=2021

障录波等录波数据分析； 5）振荡风险评估的结论宜包括：振荡风险涉及的主要场站及装备，振荡传播的主要路径， 法及措施。

A.3.3评估结果认定

次同步振荡风险评估结果的认定可采取但不限于以下形式： 1）由电网公司调度控制部门认定； 2）组织专家评审会认定； 3）由第三方试验检测机构认定。

A.4监测与控制系统部署指导原则

A.4.1监测系统部署原则

于A.2提出的宜开展针对风险评估的电网，宜同步开展监测系统的部署，宜优先配置新能源汇 直流换流站等站点； 于评估得出存在振荡风险的电网应部署监测系统，振荡风险涉及的主要场站、装备《交流高压架空送电线对短波无线电测向台站和收信台站保护间距的计算规程 CECS66：94》，以及传播 盖的站点，应优先部署。

A.4.2控制系统部署原则

对于评估得出存在针对风险的电网应部署控制系统，振荡风险涉及的主要场站、装备，以 路径覆盖的站点，应优先部署

图B.1次同步振荡监测与控制系统典型组网架构

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离线数据传输命令顿命令说明见表C.1.

《水锤吸纳器应用技术规程 CECS425：2016》表C.1离线数据传输命令顿命令说明

C.2扩展的命令参数字段定义