电力系统次同步振荡产生原因分析及对策
浅谈考虑大规模风电外送的电力系统次同步振荡问题
浅谈考虑大规模风电外送的电力系统次同步振荡问题随着三北地区大规模风电基地的建设，使得大规模远距离外送风电成为必然。
串联补偿技术可以有效地提高线路的输送容量，减少输电损耗，但也由此引发次同步谐振问题。
由于风电系统的结构复杂，传统抑制火电外送系统的次同步谐振方法并不完全适用，因此，大规模风电外送系统的次同步振荡成为亟待解决的问题。
标签：次同步振荡，串联补偿技术，风电外送1 电力系统次同步振荡问题概述中国风电基地主要集中在三北地区，这些风电基地大多位置较偏，受电力负荷小等因素限制，风电消纳能力有限，大规模风电必须通过外送至其他区域电网消纳。
因此，这种资源和负荷中心的逆向分布，使得大规模、远距离外送风电成为必然趋势。
对于大规模风电外送系统，串联补偿技术可以在提高系统稳定性的基础上有效地增加线路的输送容量，减少输电损耗。
但当输电线路串联电容补偿后，处于平衡状态的电力系统受到扰动时，电力网络与汽轮发电机组彼此互激，以一个或多个低于同步频率的自然频率交换数量可观的能量，从而使汽轮发电机的轴系断裂，这种现象称为次同步谐振（subsynchrous resonance，SSR）。
近年来，随着串联电容补偿的广泛应用，次同步谐振问题发生得更加频繁，造成的危害也更加严重。
因此，在广泛采用串补技术增加输电容量的同时，避免由此引发的SSR是一个迫切需要解决的问题。
由此看来，分析电力系统SSR现象和抑制电力系统SSR的产生具有重要的理论指导意义和现实意义。
2 串联补偿技术中的次同步谐振产生机理大规模风电外送中的串联补偿技术应用越来越广泛，这里主要讨论交流输电系统中由串联电容补偿引起的次同步谐振问题。
通过对含有串补电容的单机无穷大的输电线路来阐述串补电容引起SSR的原理，如下图所示。
频率为fe的发电机定子谐振电流会产生转速为的旋转磁场，此磁场相对于发电机转子的转速为，转子将受到频率为的交变力矩作用，当接近或等于发电机轴系的任一自然振荡频率fm时，就会发生电气-机械共振现象，即次同步谐振。
电力系统振荡的结果及处理方式
电力系统振荡的结果及处理方式2012/7/13 15:35:41当发生短路或突然有大负荷切除或投入时，发电机与大系统之间的功角会发生变化，发电机的输出功率就会沿着发电机的功角特性曲线来回摆动，这就是电力系统的振荡。
电力系统振荡的结果有两种：一个是发电机的输出功率和负载能重新在一个点上实现平衡，经过一段时间的振荡后重新达到稳定，保持同步运行。
一个是发电机的输出功率和负载能无法再在任何一个点上实现平衡，从而导致发电机失去同步。
发电机的原动机输入力矩突然变化，如：水轮机调速器不正常动作;系统发生突然短路;大机组或大容量线路突然变化等。
通常，短路是引起系统振荡,破坏稳定运行的主要原因。
电力系统振荡的预防：预防是多方面的，有继电保护上的要求，如快速切断故障线路;也有运行操作上的要求，如避免使发电机的容量大于被投入空载线路的充电功率，避免发电机带空载线路启动和以全电压向空载线路合闸;也有设计上的考虑，如避免发生发电机的次同步共振。
系统振荡有多种：异步振荡、同步振荡、低频振荡异步振荡——其明显特征是，系统频率不能保持同一个频率，且所有电气量和机械量波动明显偏离额定值。
如发电机、变压器和联络线的电流表，功率表周期性地大幅度摆动;电压表周期性大幅摆动，振荡中心的电压摆动最大，并周期性地降到接近于零;失步的发电厂间的联络的输送功率往复摆动;送端系统频率升高，受端系统的频率降低并有摆动。
引起电力系统异步振荡的主要原因：1、输电线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏;2、电网发生短路故障,切除大容量的发电、输电或变电设备,负荷瞬间发生较大突变等造成电力系统暂态稳定破坏;3、环状系统(或并列双回线)突然开环,使两部分系统联系阻抗突然增大,引启动稳定破坏而失去同步;4、大容量机组跳闸或失磁,使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降,造成联络线稳定极限降低,易引起稳定破坏;5、电源间非同步合闸未能拖入同步。
异步系统振荡的一般现象：(1)发电机，变压器，线路的电压，电流及功率周期性的剧烈摆动，发电机和变压器发出有节奏的轰鸣声。
电力系统振荡原因、现象、处理分析
分析时间
2006 年 7 月 31 日
分析地点
学习室
分析专业
电气检修队继电保护班Fra bibliotek分析种类岗位分析
参加人员
队长、专工、保护班人员
分析题目
电力系统振荡原因、现象、处理分析
分析内容 一、 提出问题：
2006 年 6 月 1 日、2006 年 6 月 25 日和 2006 年 7 月 1 日由于系统内故障而发生三次系 统振荡，我厂均有不同程度的反应，前两次我厂只有冲击现象，特别是 2006 年 7 月 1 日华 北与华中解网造成的系统振荡，我厂振荡现象明显，220KV、500KV 系统和各发电机反应 强烈，均出现振荡现象。 二、 原因分析：
7、 系统振荡时振荡解列装置动作的现象及处理： （1） 现象：“振荡解列装置 I 动作”、“振荡解列装置 II 动作”光字亮。丰万 I、 II 线跳闸，线路潮流回零，跳闸开关 5051、5053、5061、5063 红灯灭，绿 灯闪光。蒙西网与华北网解网，内 蒙西部网频率增大后又 降低，机组转速 升高。故障录波器动作，高周切机 装置动作，安全自动装 置动作。高周切 机第一轮、安全自动装置动作，#6F—B 组出口开关 5041、5042 跳闸，机 组负荷降至 10MW 左右。高周切机第二轮切#4 机组，#6、#4 机组自带厂用 电运行，锅炉投油维持基本燃烧，汽机手动维持转速在 3000rpm 附近。未 被切的机组在一次调频的作用下， 调门自动关回部分，有 功负荷不同程度 下降，可能出现多台炉同时投油助燃，炉前燃油压力降低。 （2） 处理：网控值班员将保护、高周切机、振荡解列装置动作情况、系统电压、 潮流、周波波动、摆动、系统冲击情况及一次设备检查情况汇报值长。如有 故障设备，应进行隔离，并及时汇报；网控人员应立即通知切机单元跳闸原 因，单元电气值班员通知机、炉专业人员；立即调整发电机端电压，暂时维 持厂用电自代，待令将发电机同期并网。如果汽轮机不能维持 3000rpm 运行， 厂用电不能维持自带，视高备变正常，应采用瞬停切换厂用电的方法切换。 配合机炉作好其它准备工作，待系统振荡平息后，待令将发电机并入电网； 由于蒙西网与华北网解列，我厂负责蒙西网调频任务，指令#2 机组为调频 机组，其他各机按值长令调整负荷。频率允许范围 50±0.5HZ，机组转速变 化范围 2970---3030rpm，当蒙西网与华北主网并列时，频率允许范围 50± 0.2HZ。当蒙西网与华北主网电压、频率偏差较大时，要及时汇报调度予以 调整，直到符合条件再进行同期并列。按调度令逐步进行，具备联网条件应 采用自动准同期装置进行并网。
电力系统次同步振荡及其抑制方法
电力系统次同步振荡及其抑制方法
电力系统次同步振荡是一种频率接近电网同步频率的振荡，可能会对电力系统造成损害。
其主要原因是由于输电线路的传输延迟和惯性导致的功率传输不对称性。
针对该问题，目前较为常用的抑制方法有以下几种：
1. 安装可控补偿装置：通过补偿装置改善系统传输特性，减小传输延迟，降低频率扰动。
2. 加装动态阻尼器：显著提高电力系统的阻尼比，降低了系统的振荡级别。
3. 控制系统参数辨识：通过对系统参数进行精确的辨识以及优化线路配置，降低系统的振荡频率，提高系统的稳定性。
4. 强化稳态控制：通过实时监测系统状态，提高系统对突发负荷变化的响应能力，以及对传输系统的控制能力。
综上，通过以上几种措施的综合应用，可以有效抑制电力系统次同步振荡，确保电力系统的安全稳定运行。
电力系统次同步振荡.
第8章HVDC引发SSO的机理及抑制8.1 概述由HVDC输电系统引起电力系统SSO的原因可以归纳为三种情况：（1）与HVDC的辅助控制器相关；（2）与HVDC系统的不正常运行方式相关；（3）与HVDC系统的电流控制器相关。
第一种情况可以通过改造辅助控制器来消除隐患，第二种情况尽管难以预测，但在实际工程中很少碰到，可以通过规范系统的运行来解决，第三种情况较为常见，可以通过在HVDC 控制器中做些改变加以解决，如加入SSDC。
本文重点讨论由HVDC电流控制器引发的SSO 问题。
实际经验表明，次同步振荡基本上只涉及汽轮发电机组，尤其是30万千瓦以上的大容量机组。
水轮发电机组转子的惯量比汽轮机要大得多，且水轮机的水轮上具有黏性阻尼，故其转子的固有阻尼很高，不易发生次同步振荡。
对于汽轮发电机组，HVDC系统也只有在一系列不利因素同时作用时,才可能产生次同步振荡不稳定。
这些不利因素主要包括：（1）汽轮发电机组与直流输电整流站之间的距离很近；（2）该汽轮发电机组与交流大电网的联系很薄弱；（3）该汽轮发电机组的额定功率与HVDC系统输送的额定功率在同一个数量级上。
其中，汽轮发电机组与交流系统大电网之间联系的强弱对其能否发生次同步振荡起着非常重要的作用。
常规电力负荷的特性随频率而变化，它们对发电机组次同步振荡有一定的阻尼作用，但当发电机与大电网的联系较弱时，这个阻尼基本上不起作用。
此外，若HVDC 系统所输送的功率大部分由附近的汽轮发电机组供应，则功率振荡通常发生在整流站和这些发电机组之间，当HVDC的额定功率与附近发电机组的额定容量相差不大时，振荡情况较严重。
在逆变站附近的汽轮发电机组一般不会发生次同步振荡，因为它们并不向直流输电系统提供有功功率,而只是与逆变站并列运行，向常规负荷供电。
HVDC系统中的次同步振荡与HVDC运行工况、控制方式、控制参数、输送功率、直流线路参数，以及发电机同直流输电线的耦合程度等因素有关。
交_直流电力系统的次同步振荡问题分析方法与应对措施
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第1期
能发生次同步振荡，需要进行专门分析。
IEC 919- 3 标准提出了一种定量的筛选工具，用
来表征发电机组与直流输电系统相互作用的强弱。
离整流站电气距离很远时，SCi≈SCTOT；当交流系统联
系紧密，系统容量很大时，也有 SCi≈SCTOT。
值得指出的是，用来计算机组作用系数的公式
只适用于联接于同一母线上的所有发电机组各不相
同的情况，此时，各发电机组具有不同的固有扭振频
率，一发电机组上的扭振不对另一发电机组的扭振
产生作用。但如果联接于同一母线上的几台发电机
第1期
杨文超等：交、直流电力系统的次同步振荡问题分析方法与应对措施
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U∠θU
Id 换流母线
XT
Ud
G
Iac
图 2 HVDC 简化系统
Δθ ΔU ΔUd ΔId Δω Δθu Δα ΔPd
定电流（定功率）控制
ΔId ΔIac Δθac
负阻尼
ΔTe
图 4 HVDC 引起次同步振荡示意图
HVDC 系统与汽轮发电机组之间的相互扭振作 用是由 HVDC 的快速控制引起的。如上简化系统图 所示的单机无穷大直流输电系统，整流站与汽轮发 电机组直接紧密耦合。此时若发电机 G 上有一微小 扰动△δ=Asinωm t，该扰动将引起换流母线交流电 压幅值 U 和相位 θu 的变化。现代的高压直流输电工 程中，换流器普遍采用等间隔触发，因此换相电压相 位的变化将引起换流阀触发角作相同的偏移，如图 3 所示，换相电压的相角偏移角度 Φ 会使触发角由稳 态的 α’变为 α，触发角的改变以及换相电压幅值 的变化，会引起直流电压 Ud、直流电流 Id 的变化，从 而引起直流传输功率 Pd 的变化。
电力系统次同步振荡产生原因分析及对策
电力系统次同步振荡产生原因分析及对策摘要：文章介绍电力系统中产生次同步振荡的原因，并对此问题所造成的危害进行介绍，在此基础上提出了目前在电力系统中比较常用的几种次同步振荡检测与抑制措施，以供参考。
关键词：电力系统；次同步振荡；原因；对策1引言随着我国经济的发展和用电负荷的增多，我国的电网规模也在不断扩大，但是在我国电网系统中进行电力输送中的高压越来越高、容量越来越大和距离越来越远动同时，也容易受到静态和动态稳定极限等因素的影响，所以需要采用串联补偿技术来解决上述问题并满足电力系统运行和发展的要求。
但是与此同时电力系统中的次同步振荡问题却层出不穷，其主要表现为一旦汽轮机组中的某一运行点受到了机械扰动或者电气扰动，就会使得汽轮机组就会处于一种特殊的运行状态中，即在汽轮机组与电力系统之间会存在低于系统同步频率的显著能量交换的现象，这就会导致汽轮机驱动转矩与发电机电磁制动转矩之间的平衡被打破，从而使得系统中出现扭转振动，不仅会对汽轮机组的轴系造成危害，而且对电力系统运行的稳定与安全也造成影响，甚至会导致严重安全和质量事故的发生，所以就需要在分析此问题产生原因的基础上，研究次同步振荡的监测与抑制措施，来确保电力系统的运行安全与可靠。
2电力系统次同步振荡产生原因正如前文所述在目前的交流输电系统中为了提高线路的输送能力、提高输电线路之间的功率分布和维护电力系统的稳定性，通常采用串联电容的方式进行无功补偿，但是采用此方法之后就会容易导致出现次同步振荡的问题，且此问题与串联电容、加装稳定器、励磁系统以及直流输电等都有关系。
一是由于感应发电机效应引起的次同步振荡，这主要就是在串补输电线路运行中一旦受到扰动，就会在发电机电枢绕组中产生次同步频率电流，此电流比同步频率要低，但是由于转子在旋转过此种的其回路的旋转速度比旋转磁动势要高，根据感应电动机的原理，其发电机在转子回路对于产生的次同步电流的等效电阻一旦超过谐振频率下的电枢绕组和电阻以及网络电阻之和时，就会导致此次同步电流的继续增加，以致会产生次同步振荡的问题。
浅析电力系统次同步振荡抑制措施
浅析电力系统次同步振荡抑制措施作者：曾鑫来源：《中国科技博览》2018年第26期[摘要]随着电力系统的不断改革，分布式电网的应用改变了传统配电网模式，推动了配电网的更新与发展，但在一定程度上增加了配电网运行难度。
大量电力电子器件的应用会引起电力系统中次同步振荡现象，严重影响了电力系统的运行稳定性。
本文简单分析了电力系统次同步振荡现象及相关的抑制措施。
[关键词]电力系统；同步振荡；抑制措施中图分类号：S254 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0244-01引言近年来，电网建设规模不断扩张，供电难度和设备负荷随之提高，越来越多的分布式新能源接入配电网。
分布式新能源具有环保的优点，应用在电力系统中可以满足社会发展对于电力的需求，有效降低电力运输过程中的损耗，提高供电质量，对我国电力事业的发展有重要的意义。
分布能源系统模型高维性、运行方式的不确定性、元件的强非线性、扰动的随机性，使得电力系统稳定现象多变，稳定机理十分复杂，电力系统动态机理与控制越来越困难。
此外，由于电网的运行形式不断变化，规模越来越大，大量电力电子设备及系统的应用会使电网呈现不稳定的运行状态，产生低于基波的次同步振荡现象，其安全稳定运行面临严峻挑战。
1 电力系统次同步振荡分析1.1 基本概念通过串联电容的形式进行无功补偿可以提高输电线路的输送能力，优化输电线路间的功率分布，并提高电力系统的稳定性，是交流输电系统中广泛采用的方法。
但这种方法也可能引发电气系统或汽轮发电机组以小于同步频率的振动频率进行能量交换，称为次同步振荡。
在电力系统运行中，针对电网的运行状态，在不同带宽频率下，控制的环节有所不同，如图1所示，在额定频率附近，属于电网同步和电流控制环节，当电力系统受到扰动后，系统平衡点偏移，在这种运行状态下，电网与发电机组之间存在一个或多个低于系统同步频率的频率，在该频率下进行显著能量交换，因而出现次同步谐振现象。
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电力系统次同步振荡产生原因分析及对策
作者姓名
(单位名称，省份城市邮政编码)
摘要：在电网中串联补偿电容可以提高输电能力和稳定性，但也可能发生次同步振荡（SSO，Subsynchronous Oscillation）运行状态。
发电机组以低于同步频率的振荡频率运行，严重影响机组的安全运行，对于电力系统的稳定性及其不利。
本文分析了电力系统次同步振荡产生的原因和影响，在此基础上，阐述了解决次同步振荡问题的具体步骤。
并探讨了有效抑制次同步振荡的保护方法，对于降低次同步振荡现象对电网安全的影响，提高电力系统的安全性和稳定性具有积极的意义。
关键词：次同步；振荡；输电；抑制；可控串补
发生机电扰动时，汽轮机驱动转矩与发电机电磁制动转矩之间失去平衡，使轴系这个弹性质量系统产生扭转振动[1-2]。
引起扭振的原因包括机械扰动与电气扰动。
机械扰动指不适当的进汽方式、调速系统晃动、快控汽门等。
电气扰动分为两类：一类是次同步谐振(SSR，Subsynchronous Resonance)及次同步振荡(SSO，Subsynchronous Oscillation) ；另一类指各种急剧扰动如短路、自动重合闸、误并列等。
一电力系统次同步振荡产生的原因及抑制步骤
（1）次同步振荡产生原因
通过串联电容的形式进行补偿可以提高输电线路的输送能力，优化输电线路间的功率分布，并可以增加电力系统的稳定性，是交流输电系统中广泛采用的方法[3-4]。
但这种方法也可能引发电力系统中的电气系统或汽轮发电机组以小于同步频率的振动频率进行能量交换，称为次同步振荡（SSO）。
诱发次同步振荡的原因包括串联电容、稳定器的加装、励磁系统、直流输电等。
次同步谐振会造成汽轮机或发电机的轴系长时间呈现低振幅扭振的状态，又因为发电机或汽轮机的转子具有较大的惯性，轴系具有灵敏的低阶扭转模态特性，所以发电机或汽轮机会出现低周高应力的机电共振，对发电机组的安全运行造成严重的威胁。
次同步振荡在交流输电系统和直流输电系统中的形成原理不同，在交流输电系统由于又谐振回路的存在所以称为次同步谐振（SSR），主要从异步发电效应、暂态力矩放大作用和机电扭振相互作用三个角度进行描述和分析。
其中，发电机扭振时最重要的一种影响，长时间的机电扭振的存在会加剧发电机组的疲劳损耗。
也会产生隐性故障，一旦发展成机电材料破损，将会造成恶性事故，对电力系统的安全稳定运行带来极大的威胁。
（2）抑制步骤
对于次同步振荡的问题可以通过三个步骤加以解决。
第一步是通过对系统进行分析，选择合适的运行方式。
由汽轮发电机轴系扭振监测系统对发电机组的各种电气扰动下的轴系扭振进行实时路波，分析机组轴系的模态、阻尼以及扭振对轴系造成的损失。
从而由阻尼值是收敛还是发散决定不同的运行方式下是否存在次同步振荡或次同步谐振。
第二步是对次同步振荡进行抑制或消除。
具体的办法是提高发电机组的阻尼来抑制或消除次同步振荡。
例如，可以通过发电机端阻尼控制系统（GTSDC）对发电机组定子电流进行控制达到提高阻尼的效果；还可以通过次同步阻尼控制系统，根据系统的具体控制要求，向电力系统或发电机组提高次同步电流，使发电机组增加与次同步扭振相适应的次同步阻尼扭矩，达到抑制次同步振荡的作用。
第三步是建立发电机组扭振保护系统（TSR），实时连续地监视汽轮发电机轴系的转速情况，并及时进行分析。
当轴系的疲劳值达到极限或者当轴系被激发特征频率的扭振、振幅逐步发散可能对机组安全构成威胁时，进行保护跳闸、告警及联动。
二次同步振荡监测与抑制措施
（1）轴系参数的监测与分析
对汽轮发电机的轴系参数进行实时监测是十分必要的。
汽轮发电机轴系参数监测系统如图1所示。
其中，在线阻尼监测及分析预警系统可以实时监测汽轮发电机轴系次同步振荡的相关数据信息。
并通过专家系统对发电机组扭振模态频率和阻尼变化情况进行分析和自动识别。
如果扭振模态频率或阻尼值超过阈值就发出警告信息，监控人员可以根据提示信息进行相应处理。
阻尼在线监测及实时预警模块，通过对发电机轴系次同步谐振信号的实时监测，自动辨识机组扭振模态频率和阻尼情况，当频率与阻尼超过限值时，进行告警，是阻尼和频率测量的重要分析工具。
汽轮发电机组轴系扭振监测装置监测装置（TMU），可以对各种机械或电气扰动下的轴系扭振进行测量，能够掌握发电机组的状态及损失情况；还能够测量发电机的转速、频率、电压电流等参数为计算和专家系统分析提高依据；而专家系统可以根据以上模块测量的轴系参数计算分析机组的运行状态和疲劳程度，根据预设的报警阈值在出现异常扭振时进行扭振低限或高限告警，便于对次同步振荡的抑制提供基础信息和消除依据。
图1 汽轮发电机轴系参数监测系统
（2）发电机端阻尼控制系统（GTSDC）抑制
发电机端阻尼控制系统（GTSDC）的作用是按照电路系统的需求，根据此同步振荡的具体情况，进行次同步电流补偿。
这样可以对次同步振荡引起的发电机轴系扭振力矩进行抑制。
该补偿电流是由电力电子变流器产生幅值和相位都可以调整的电流源。
该补偿电流的补偿大小通过阻尼控制器采集的发电机轴系扭振的动态反馈信号进行计算获得。
发电机端阻尼控制系统可以大大减小发电机组扭振保护系统的切机频率，抑制次同步振荡造成的不利影响。
（3）发电机组扭振保护系统（TSR）抑制
图2 发电机组扭振保护系统原理图
发电机组扭振保护系统（TSR）如图2所示。
当次同步振荡对发电机组的运行安全造成巨大影响时，该系统可以进行起动，通过事故告警或保护跳闸及采取切除机组的形式抑制次同步振荡。
主要监测的参数是发电机的轴系转速、轴系的寿命疲劳定值、次同步振荡的幅度。
将相关事故机组切除后，电力系统中的负阻尼状况消失。
再通过原动机的配合可以使转矩在短时间内减小，从而可以避免次同步振荡和轴系扭振影响扩大。
对于剩余的在线机组，切除机组将改变系统结构和等效串补度，一定程度上能增强在线机组的模态阻尼，有利于抑制次同步振荡。
三结束语
对于电力系统次同步振荡的抑制，要考虑到不同的系统结构、运行方式、发电机组情况、负载情况、补偿的运行方式等具体的情况，结合现场的实验进行有效治理，对可控串补的控制参数针对电网和发电厂两个方面进行监控和优化。
在电网和发电厂中，通过采取固定串补、可控串补，电厂侧采取SEDC、TSR等多种组合方案并用，共同达到抑制电网次同步谐振（SSR）和次同步振荡（SSO）的目的，保障交流或直流输电系统的安全稳定可靠运行。
参考文献：
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