次同步谐振含义
次同步谐振含义
次同步谐振（SubSynchrous Resonance SSR ）物理概念比较复杂。
当高压远距离输电采用串联电容补偿时，电容量C 与线路的电感量L 组成一个固有谐振频率
LC f s π21
=
此频率 一般低于50Hz 。
发电机定子也出现频率为f-f s 的三相自激电流，在气隙中产生频率为f s 的旋转磁场。
此旋转磁场的转速，低于主磁场的同步转速。
气隙中两个磁场同时存在对轴系产生一个交变扭矩，其频率为
f t =f-f s
式中 f t ——交变扭矩的频率；
f ——电网频率；
f s ——串联电容补偿固有频率。
如果轴系的自然扭振频率f v 正好等于交变扭矩频率 f t ，即
f v =f t =f-f s 或 f v +f s =f
此时，发电机组轴系的自然扭振频率f v 与串联补偿产生的电磁谐振频率f s 相加恰好等于电网频率f 0 ，相互“激励”，形成“机一电谐振”。
因为f s 低于电网频率，所以叫“次同步谐振”。
SSR-DS ——次同步谐振动态稳定器。
次同步谐振抑制方法综述
次同步谐振抑制方法综述近年来，次同步谐振（SSR）抑制方法在电力系统中受到越来越多的重视和应用。
它是一种在系统发电机、变压器、导线等电力设备及热负荷的存在下，通过精确的控制让设备的电动活动不产生谐振的有效干扰抑制手段。
本文综述了 SSR制方法的发展现状，探讨了 SSR 制方法的基本原理，介绍了 SSR制技术的关键技术，并重点分析了各种 SSR制方法的特点和国内外应用现状。
一、SSR抑制方法的发展现状次同步谐振抑制的技术的出现，为电力系统的安全稳定提供了有效的保障。
由于次同步谐振抑制方法的发展速度加快，已经成为当今电力系统中重要的控制防护技术之一。
近年来，随着次同步抑制技术的发展，诸多技术、方法和抑制深度的自动检测技术也得到了充分的发展，为解决次同步抑制问题提供了有效的保障。
二、SSR抑制方法的基本原理次同步谐振抑制工作的基本原理是，当电力系统中存在谐振现象时，抑制器会及时检测到谐振的振幅和频率，并根据实际情况采取抑制谐振的措施，由于抑制器的反应速度极快，可以有效地阻止谐振现象的产生，使其电压和频率能够稳定在规定范围内。
三、SSR抑制技术的关键技术次同步谐振抑制的关键技术主要包括谐振检测、抑制识别和抑制调节等三个主要环节。
谐振检测是抑制谐振现象的重要环节，根据检测到的谐振的频率和振幅等，快速的确定谐振的位置，从而更有效的采取抑制措施。
抑制识别是抑制谐振过程中的重要环节，主要是通过对电力系统中谐振现象的精确检测，分析出抑制谐振现象的机理，以便确定正确的抑制策略。
最后，抑制调节是次同步谐振抑制过程中最关键的环节，需要根据不同的情况科学选择合理的抑制参数，以提高抑制的效率和准确度。
四、各种SSR抑制方法的特点和国内外应用现状（1）电压状态量抑制方法。
它是目前应用最广泛的抑制技术之一，其特点为根据谐振检测抑制器的检测结果，精确控制发电机的电子机械转矩，从而抑制谐振的发生。
目前，该方法在国内南方地区的水电站已经具有较好的运行效果，并得到了良好应用。
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别上课讲义
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别一、次同步振荡（SSR，SubsynchronousResonance）：发电机经补偿度较高的串补线路接入系统或者直流输电、静止无功补偿装置控制装置参数设置不当时，较易出现网络的电气谐振频率与大型汽轮发电机轴系的自然扭振频率接近的情况，造成发电机大轴扭振、破坏大轴，由于振荡频率低于同步频率，该现象称为次同步振荡。
二、同步振荡：当发电机输入或输出功率变化时，功角δ将随之变化，但由于机组转动部分的惯性，δ不能立即达到新的稳态值，需要经过若干次在新的δ值附近振荡之后，才能稳定在新的δ下运行。
同步振荡主要现象：（1）机组和线路电流、功率指示周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零；（2）发电机机端和500kV母线电压表指示波动较小；（3）系统及发电机频率变化不大，全系统频率未出现—局部升高、另一局部降低现象；（4）发电机轰鸣声较小，导叶开度无明显变化。
有关机械量、电气量出现摆动，以平均值为中心振荡，不过零；振荡周期稳定清晰接近不变，摆动频率低，一般在0.2-2.0Hz；指针式仪表摆动平缓无抖动，机组振动较小；用视角可以估算振荡周期；中枢点电压保持较高水平，一般不低于80％；同步振荡出现时各机组仍保持同步运行，频率基本相同。
处理方法：（1）已经振荡的发电厂可不待调度指令立即增加发电机励磁提高电压，但不得危及设备安全,必要时可适当降低发电机有功。
（2）处于送端的机组适当降低有功出力，处于受端的机组增加有功出力。
（3）若正在进行线路或主变停运等操作时，应立即暂停操作。
（4）尽快查找并去除振荡源。
着重了解本厂是否存在强迫振荡源（如发电机组非同期并网、发电机组调速器、励磁调节器有异常等）。
若有，应立即消除调速器或励磁调节器的故障（故障励磁调节器可暂时倒备励）。
如一时无法消除，则解列发电机组。
（5）在采取以上措施后，应报告调度值班人员，听侯调度指令。
三、异步振荡：发电机因某种原因受到较大的扰动，其功角δ在0－360°之间周期性地变化，发电机与电网失去同步运行的状态。
次同步谐振问题中参数特性分析及扰动清除时序影响研究的开题报告
次同步谐振问题中参数特性分析及扰动清除时序影响研究的开题报告题目：次同步谐振问题中参数特性分析及扰动清除时序影响研究一、课题背景及意义随着电力系统规模的不断扩大和复杂性的增加，次同步谐振问题已成为电力系统运行中的一种常见问题。
在电力系统中，由于电力设备的存在，如变压器和电容器等，以及负荷的变化等因素的影响，系统中存在着多种谐振现象。
其中，次同步谐振问题最为普遍，也是最为严重的问题之一。
次同步谐振问题会导致电力系统的稳定性降低，增加电力设备的损耗和维护成本，甚至造成系统事故。
目前，国内外针对次同步谐振问题进行了广泛地研究。
其中，参数特性分析和扰动清除是解决次同步谐振问题的两个关键技术。
参数特性分析可以有效地分析次同步谐振问题产生的原因，为后续的解决方案提供依据；而扰动清除则可以通过控制系统中的信号或参数来消除谐振现象。
因此，开展次同步谐振问题中参数特性分析及扰动清除时序影响研究，对于电力系统运行的稳定性和安全性具有重要意义。
二、研究内容和方案本研究的主要内容和方案包括：1. 回顾次同步谐振问题的研究现状和成果，分析次同步谐振问题的发生原因、特点和影响等。
2. 对参数特性分析方法进行研究，分析影响次同步谐振问题的关键参数，并通过仿真实验验证分析结果的正确性。
3. 对扰动清除技术进行研究，分析扰动清除的常用方法及其优缺点，并通过仿真实验验证其可行性。
4. 研究扰动清除的时序影响，分析扰动清除时序对消除谐振现象的影响，并提出相应的解决方案。
通过仿真实验验证方案的有效性。
5. 采用MATLAB等软件进行仿真分析，验证分析和方案的正确性和可行性。
三、成果预期及意义本研究预期可以获得以下主要成果：1. 对次同步谐振问题进行深入分析，掌握其发生原因和特点，对后续研究提供依据。
2. 分析次同步谐振问题的关键参数特征，并提出相应的参数特性分析方法。
3. 分析扰动清除技术的常用方法及其优缺点，并提出相应的解决方案。
4. 研究扰动清除时序对消除谐振现象的影响，并提出相应的解决方案。
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别一、次同步振荡（SSR，SubsynchronousResonance）：发电机经补偿度较高的串补线路接入系统或者直流输电、静止无功补偿装置控制装置参数设置不当时，较易出现网络的电气谐振频率与大型汽轮发电机轴系的自然扭振频率接近的情况，造成发电机大轴扭振、破坏大轴，由于振荡频率低于同步频率，该现象称为次同步振荡。
二、同步振荡：当发电机输入或输出功率变化时，功角δ将随之变化，但由于机组转动部分的惯性，δ不能立即达到新的稳态值，需要经过若干次在新的δ值附近振荡之后，才能稳定在新的δ下运行。
同步振荡主要现象：（1）机组和线路电流、功率指示周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零；（2）发电机机端和500kV母线电压表指示波动较小；（3）系统及发电机频率变化不大，全系统频率未出现—局部升高、另一局部降低现象；（4）发电机轰鸣声较小，导叶开度无明显变化。
有关机械量、电气量出现摆动，以平均值为中心振荡，不过零；振荡周期稳定清晰接近不变，摆动频率低，一般在0.2-2.0Hz；指针式仪表摆动平缓无抖动，机组振动较小；用视角可以估算振荡周期；中枢点电压保持较高水平，一般不低于80％；同步振荡出现时各机组仍保持同步运行，频率基本相同。
处理方法：（1）已经振荡的发电厂可不待调度指令立即增加发电机励磁提高电压，但不得危及设备安全,必要时可适当降低发电机有功。
（2）处于送端的机组适当降低有功出力，处于受端的机组增加有功出力。
（3）若正在进行线路或主变停运等操作时，应立即暂停操作。
（4）尽快查找并去除振荡源。
着重了解本厂是否存在强迫振荡源（如发电机组非同期并网、发电机组调速器、励磁调节器有异常等）。
若有，应立即消除调速器或励磁调节器的故障（故障励磁调节器可暂时倒备励）。
如一时无法消除，则解列发电机组。
（5）在采取以上措施后，应报告调度值班人员，听侯调度指令。
三、异步振荡：发电机因某种原因受到较大的扰动，其功角δ在0－360°之间周期性地变化，发电机与电网失去同步运行的状态。
PCS变流器用于电网稳定—提供主动阻尼的含义及控制方法
PCS变流器用于电网稳定—提供主动阻尼的含义及控制方法：1.次同步谐振的定义：次同步谐振（Subsynchronous Resonance,SSR）是指电力线路串入固定电容器后，电力网络与发电机之间以一个或多个低于系统同步频率的固有振荡频率进行相互能量交换，从而危及发电机轴系安全的一种电力系统运行状态。
另外，其他一些装置如电力系统稳定器(PSS)，静止无功补偿器(SVC)和直流输电换流器控制系统都可能引起发电机组的轴系扭振由于此时系统不存在电的谐振回路，因此将这些轴系扭振问题称为“装置引起的次同步振荡’而IEEE次同步谐振工作组也将由串联补偿电容器引起的次同步谐振和由装置引起的次同步振荡统称为次同步振荡(Subsynchronous Oscillation,SSO)。
2.次同步谐振问题产生的机制：次同步谐振问题产生的机制主要有以下3 种：1）感应发电机效应。
当同步电机经过含串联补偿的输电线路接入系统时，发电机电抗、线路电抗与串补电容在某一次同步频率下形成串联谐振，总电抗为零。
而同步电机在次同步频率下可以等效为一台异步电机，并且由于转子频率高于次同步频率，所以其处于发电状态。
由异步电机的等值电路可知，电机等效电阻为负值。
若此时电机等效电阻与线路电阻之和仍小于零，则定子中次同步频率的电气量会被持续振荡放大，这就是由感应发电机效应引起的次同步谐振，也被称为同步电机的“自励磁”或“自激”。
2）机电扭振互作用。
由于同步发电机的轴系是由多个质块构成，作为一个整体以同步频率旋转的同时，它们之间还会发生相对的扭转振荡，并且这些扭振模态都有固有的自然振荡频率。
当出现由感应发电机效应引起的次同步谐振时，会在轴系上产生与串联谐振频率互补频率的电磁转矩。
若轴系某些自然振荡频率与该电磁转矩的频率接近，就会产生电气系统与轴系机械系统之间的共振，被称为机电扭振互作用。
3）暂态力矩放大作用。
当系统遭遇大扰动，会出现严重的暂态过渡过程。
新能源电力系统次同步振荡问题研究
新能源电力系统次同步振荡问题研究摘要新能源电力系统次同步振荡属于系统稳定性问题，在许多大规模新能源系统中都检测到次同步振荡现象。
本文首先对新能源电力系统次同步振荡的相关研究成果进行介绍，包括次同步振荡类型和次同步振荡特点等。
在此基础上，探讨新能源电力系统次同步振荡问题及解决措施，包括次同步振荡成因分析、次同步振荡影响评估和次同步振荡抑制技术。
关键词新能源；电力系统；次同步振荡前言随着电力技术的快速发展，智能电网和能源互联网建设不断向前推进，电力系统结构更加复杂，具有多源和多变换特点。
在此情况下，也带来了一些新的次同步振荡问题。
在大规模新能源系统中，由于电力电子装置交互性复杂，多个装置之间的相互作用可能引发次同步振荡，对系统稳定性造成影响。
目前该问题的研究已经收到广泛关注，一些学者总结了新能源电力系统的次同步振荡类型和特点，可以作为次同步振荡问题的研究起点。
1 新能源电力系统次同步振荡相关研究1.1 次同步振荡类型在大规模能源系统中，串补技术和高压直流输电技术仍然是目前主要的技术手段，原有的次同步振荡问题固然存在，再加上新能源并网容量的增加，使次同步振荡问题表现出了新的特性。
新能源电力系统次同步振荡问题具体可分为以下几种类型：①次同步振荡，指电力系统的运行平衡点受扰动后，出现异常电磁和机械振荡的现象，发电机组联合系统低于工频自然振荡频率进行能量交换；②次同步谐振，指发电机组和电容补偿输电系统的耦合弱阻尼、零阻尼、负阻尼增幅振荡现象，具体包括次同步扭振、感应发电机效应、暂态力矩放大等；③装置次同步振荡问题，由发电机轴系和电网元件相互作用导致的振荡现象；④并网次同步振荡问题，在新能源并网过程中出现的次同步振荡，主要与变流器控制、线路串补电容等有关[1]。
1.2 次同步振荡特点从新能源电力系统的运行情况来看，次同步振荡问题主要具备以下几方面特点：①次同步现象发生频繁，由于我国能源分布特点与负荷需求不配套，大规模远距离送电成必然趋势，在远距离送电过程中，发生次同步振荡概率也明显增加；②新能源并网的次同步振荡问题较为突出，具有随机时变和频率范围宽等特点，目前新能源网架结构仍较为薄弱，容易引发次同步振荡现象；③次同步振荡问题具有较高的复杂性，交直流混合输电与电网互联导致电气阻尼特性越来越复杂，如果换流设备的接入不合理，容易出现次同步振荡；④出现次同步振荡问题时，通常影响范围较大，具有较高的危害性，特别是在电网规模扩大和电压等级升高的情况下，发生次同步振荡问题会对整个电网的运行稳定性产生影响[2]。
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别一、次同步振荡（SSR，SubsynchronousResonance）：发电机经补偿度较高的串补线路接入系统或者直流输电、静止无功补偿装置控制装置参数设置不当时，较易出现网络的电气谐振频率与大型汽轮发电机轴系的自然扭振频率接近的情况，造成发电机大轴扭振、破坏大轴，由于振荡频率低于同步频率，该现象称为次同步振荡。
二、同步振荡：当发电机输入或输出功率变化时，功角δ将随之变化，但由于机组转动部分的惯性，δ不能立即达到新的稳态值，需要经过若干次在新的δ值附近振荡之后，才能稳定在新的δ下运行。
同步振荡主要现象：（1）机组和线路电流、功率指示周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零；（2）发电机机端和500kV母线电压表指示波动较小；（3）系统及发电机频率变化不大，全系统频率未出现—局部升高、另一局部降低现象；（4）发电机轰鸣声较小，导叶开度无明显变化。
有关机械量、电气量出现摆动，以平均值为中心振荡，不过零；振荡周期稳定清晰接近不变，摆动频率低，一般在0.2-2.0Hz；指针式仪表摆动平缓无抖动，机组振动较小；用视角可以估算振荡周期；中枢点电压保持较高水平，一般不低于80％；同步振荡出现时各机组仍保持同步运行，频率基本相同。
处理方法：（1）已经振荡的发电厂可不待调度指令立即增加发电机励磁提高电压，但不得危及设备安全,必要时可适当降低发电机有功。
（2）处于送端的机组适当降低有功出力，处于受端的机组增加有功出力。
（3）若正在进行线路或主变停运等操作时，应立即暂停操作。
（4）尽快查找并去除振荡源。
着重了解本厂是否存在强迫振荡源（如发电机组非同期并网、发电机组调速器、励磁调节器有异常等）。
若有，应立即消除调速器或励磁调节器的故障（故障励磁调节器可暂时倒备励）。
如一时无法消除，则解列发电机组。
（5）在采取以上措施后，应报告调度值班人员，听侯调度指令。
三、异步振荡：发电机因某种原因受到较大的扰动，其功角δ在0－360°之间周期性地变化，发电机与电网失去同步运行的状态。
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别一、次同步振荡（SSR，SubsynchronousResonance）：发电机经补偿度较高的串补线路接入系统或者直流输电、静止无功补偿装置控制装置参数设置不当时，较易出现网络的电气谐振频率与大型汽轮发电机轴系的自然扭振频率接近的情况，造成发电机大轴扭振、破坏大轴，由于振荡频率低于同步频率，该现象称为次同步振荡。
二、同步振荡：当发电机输入或输出功率变化时，功角δ将随之变化，但由于机组转动部分的惯性，δ不能立即达到新的稳态值，需要经过若干次在新的δ值附近振荡之后，才能稳定在新的δ下运行。
同步振荡主要现象：（1）机组和线路电流、功率指示周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零；（2）发电机机端和500kV母线电压表指示波动较小；（3）系统及发电机频率变化不大，全系统频率未出现—局部升高、另一局部降低现象；（4）发电机轰鸣声较小，导叶开度无明显变化。
有关机械量、电气量出现摆动，以平均值为中心振荡，不过零；振荡周期稳定清晰接近不变，摆动频率低，一般在0.2-2.0Hz；指针式仪表摆动平缓无抖动，机组振动较小；用视角可以估算振荡周期；中枢点电压保持较高水平，一般不低于80％；同步振荡出现时各机组仍保持同步运行，频率基本相同。
处理方法：（1）已经振荡的发电厂可不待调度指令立即增加发电机励磁提高电压，但不得危及设备安全,必要时可适当降低发电机有功。
（2）处于送端的机组适当降低有功出力，处于受端的机组增加有功出力。
（3）若正在进行线路或主变停运等操作时，应立即暂停操作。
（4）尽快查找并去除振荡源。
着重了解本厂是否存在强迫振荡源（如发电机组非同期并网、发电机组调速器、励磁调节器有异常等）。
若有，应立即消除调速器或励磁调节器的故障（故障励磁调节器可暂时倒备励）。
如一时无法消除，则解列发电机组。
（5）在采取以上措施后，应报告调度值班人员，听侯调度指令。
三、异步振荡：发电机因某种原因受到较大的扰动，其功角δ在0－360°之间周期性地变化，发电机与电网失去同步运行的状态。
电力系统次同步振荡分析
电力系统次同步振荡（Power systemsynchronization oscillation）➢产生机理和条件次同步震荡基本概念：大型汽轮发电机组的转子轴系具有弹性，由于机械和电气的相互作用，在特定条件下会自发振荡。
输电线路的串联电容补偿、直流输电、电力系统稳定器的不当加装，发电机励磁系统、可控硅控制系统、电液调节系统的反馈作用等，均有可能诱发、导致次同步振荡（SSO）现象。
有时也发生在发电机非同期并列或系统发生不对称短路等大扰动后的暂态过程中。
根据次同步谐振产生的原因可从4个方面加以描述：1）感应发电机效应：假设发电机转子以常速旋转，由于转子的转速高于由次同步电流分量引起的旋转磁场的转速，在次同步频率下从电枢终端看去转子电阻呈负值。
当这个视在负值电阻超过电枢和电网在次同步频率下的等效电阻的总和时，就会发生电气自振荡，这种自激振荡认为是由过电压和过电流引起的。
2）扭转相互作用：设发电机转子在一个扭转频率fm下发生振荡，fm能导出电枢电压分量频率fem，其表达式为fem=fo+fm，当其中的次同步频率分量接近电气谐振频率fer时，电枢电流产生一个磁场，该磁场能产生使发电机转子振荡加强的转矩，这使次同步电压分量导致的次同步转矩得以维持。
如果次同步频率分量和转子转速增量的相位相同，而且等于或超过转子固有机械阻尼转矩时，就会使轴系的扭振加剧。
电气和机械系统之间的相互作用就被认为是扭转相互作用。
3）暂态力矩放大作用：当系统发生干扰时，电磁转矩就会施加于发电机转子上，使发电机轴段承受转矩压力。
串联电容补偿输电系统中的干扰，会造成在fo-fer频率下的电磁转矩振荡。
如果此频率接近于任何转子段的自然振荡频率fn，会导致转子转矩远远大于无串补系统的三相故障转矩，这是由电气和机械自然频率之间的振荡引起的，称为暂态转矩放大效应。
4）由电气装置引起的次同步振荡：最初发现HVDC及其控制系统会引起汽轮发电机组的轴系扭振，随后发现其他如电力系统稳定器（PSS）、静止无功补偿器（SVC）、汽轮机高速电液调速系统、电机调速用换流器等有源快速控制装置在一定条件下均可能引起汽轮发电机组次同步振荡。
次同步谐振
次同步谐振定义1：交流输电系统采用串联电容补偿后，其电气系统固有频率可能会与汽轮发电机轴系的自然扭振频率形成谐振关系，此时如系统受到扰动，电气系统与汽轮发电机轴系之间可能会产生的次同步频率功率交换。
定义2：当有串联电容补偿的电力系统受到扰动发生电感电容谐振时，其谐振频率与汽轮发电机组的轴系扭振某一振型的频率之和接近或等于系统的同步频率时发生的谐振。
调整直流输电的功率，或有串联补偿装置的电力系统重合闸时也有可能引起次同步谐振（汽轮发电机轴系会与电力系统功率控制设备，如高压直流输电系统，静止无功补偿系统等，发生相互作用，产生的低于同步频率的振荡。
）。
次同步谐振（SubSynchrous Resonance SSR）物理概念比较复杂。
当高压远距离输电采用串联电容补偿时，电容量C与线路的电感量L组成一个固有谐振频率。
F=1/(2πLC)此频率一般低于50Hz。
发电机定子也出现频率为的三相自激电流，在气隙中产生频率为的旋转磁场。
此旋转磁场的转速，低于主磁场的同步转速。
气隙中两个磁场同时存在对轴系产生一个交变扭矩，其频率为：ft=f-fs式中ft——交变扭矩的频率；f——电网频率；fs——串联电容补偿固有频率。
如果轴系的自然扭振频率fv 正好等于交变扭矩频率ft，即fv=ft=f-fs或fv+fs=f，此时，发电机组轴系的自然扭振频率fv 与串联补偿产生的电磁谐振频率fs 相加恰好等于电网频率f0 ，相互“激励”，形成“机一电谐振”。
因为fs 低于电网频率，所以叫“次同步谐振”。
1、次同步振荡原理交流输电系统中采用串联电容补偿是提高线路输送能力、控制并行线路之间的功率分配和增强电力系统暂态稳定性的一种十分经济的方法。
但是，串联电容补偿可能会引起电力系统的次同步谐振（SSR，SubsynchronousResonance），进而造成汽轮发电机组的轴系损坏。
次同步谐振产生的原因和造成的影响可以从三个不同的侧面来加以描述，即异步发电机效应（IGE，InductionGeneratorEffect）、机电扭振互作用（TI，TorsionalInteraction）和暂态力矩放大作用（TA，TorqueAmplification）。