PSCAD电力系统次同步振荡分析介绍
次同步振荡数据分析方法及应用
次同步振荡数据分析方法及应用在电力系统中，有很多情况会发生次同步振荡，我们如何对其进行有效分析是研究次同步振荡问题的关键。
1.理论基础：对于次同步振荡的问题，我们在研究这个问题的时候应该首先了解次同步振荡的常见基本类型和分析方法。
1.1常见的基本类型：第 1 类形态源于旋转电机的轴系扭振，中旋转电机包括大型汽轮机组、水轮机组、1-3 型风电机组和大型电动机；系统中的串联电容、高速控制装备/器(包括SVC、LCC-HVDC、VSC-HVDC、PSS/电液调速)以及进行投切操作的开关等对机械扭振做出反应，能导致机组在对应扭振模式上的阻尼转矩减弱乃至变负，成振荡的持续乃至放大。
第2 类形态源于电网中电感(L)-电容(C)构成的电气振荡，交流串补电网、各种滤波电路以及并联补偿都存在构成L-C 振荡的电路元件，从电网来看，于网络元件具正电阻特性，会导致该L-C振荡的持续或发散，旋转电机(包括同步/异步发电/电动机)或者电力电子变流器在特定工况下可能对该振荡模式呈现“感应发电机/负电阻”效应，负电阻超过电网总正电阻时，可能导致L-C 振荡发散；当然，机或变流器也会改变等值电感/电容参数，而在一定程度上改变振荡频率。
第 3 类形态则源于电力电子变流器之间或其与交流电网相互作用产生的机网耦合振荡，第1、2类形态不同，这一形态往往难以从机组或电网侧找到初始的固有振荡模态，果基于阻抗模型来解释，也可以看作是多变流器与电网构成的“虚拟阻抗”在特定频率上出现串联型(阻抗虚部、实部或并联型(阻抗无穷大)谐振的现象。
1.2次同步振荡分析的基本分析方法：1.2.1筛选法包括机组作用系数分析法；阻抗扫描分析法，主要用于定性分析与筛选，从众多发电机中筛选出存在次同步振荡风险的机组及运行工况，其计算方法简单，速度快，所需要的基础数据较少，不需要发电机组轴系等详细参数，但是分析结果误差较大。
1）机组作用系数分析法：2i i 1⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛-=TOT HVDCi SC SC S S UIF其中i UIF 为第i 台发电机与直流输电之间的作用系数；HVDC S 为直流输电系统的额定容量（MW ）；i S 为第i 台发电机组的额定容量（MVA ）；i SC 为直流输电整流站交流母线上的三相短路容量，计算该短路容量时不包括第i 台发电机组的贡献，同时不包括交流滤波器的作用；TOT SC 为直流输电整流站交流母线上包括第i 台发电机组贡献的三相短路容量，计算该短路容量时不包括交流滤波器的作用。
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。
含大规模风电电力系统次同步振荡特性分析
含大规模风电电力系统次同步振荡特性分析含大规模风电电力系统次同步振荡特性分析报告摘要：本报告主要介绍了含大规模风电电力系统次同步振荡特性分析。
在电力系统中，风电并网后会引入次同步振荡，对电网稳定性造成威胁。
所以，理解、研究风电电力系统的次同步振荡特性是非常必要的。
该报告首先介绍了风电电力系统特性和次同步振荡的形成机理，然后利用动态等值模型和状态空间法分析了风电电力系统的次同步振荡特性。
最后结合实例分析了次同步振荡的影响及防范措施。
一、引言随着风力发电技术的发展和普及，大规模风电电力系统在全球范围内得到了广泛的应用。
风能是一种较为清洁的可再生能源，其并网后对电力系统的稳定性和可靠性会产生直接的影响。
大规模风电并网后，常常会出现次同步振荡，进一步对电网稳定性造成威胁。
因此，理解、研究风电电力系统的次同步振荡特性是非常必要的。
二、风电电力系统特性大规模风电电力系统与传统的火电、水电电力系统有很大的不同。
传统电力系统是由同步电机驱动的，在稳态和短时动态过程中，同步电机能够提供惯性支持，对电力系统的动态稳定性有积极的影响。
相比之下，风电单元则没有同步机组，其机械部件与电气部件间存在时滞，系统响应时间较慢，不稳定因素较多。
此外，由于风电电力系统的而难以精确控制机组的输出功率等参数，风电对电力系统的负荷和频率控制带来了很大的挑战。
三、次同步振荡次同步振荡还被称为“风机振荡”或“风电本体振荡”，它的起因主要是由风力机的自身机械惯性、附加负载和电气反馈导致的。
具体而言，风力机作为一个复杂的动力系统，其机械部件具有一定的振动模式，且能够产生结构振动，在发电模式下将电能输送到电网中，且工作在连续的状态下，产生的转矩来自于风轮的扭矩，而反馈输入则是电气负载。
次同步振荡主要表现为低频振荡，其频率大约在0.1~1Hz之间，振荡幅度较大。
这种振荡不仅会对周围环境产生较大的声音、振动等，还会对电力系统造成较大的负面影响，如降低发电机的输出功率、加速轴承的磨损、损伤电气线路、造成电网压降、破坏电网稳定性等。
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。
电力系统次同步谐振振荡的形态分析
作为电力系统稳定性的重要侧面,次同步谐振/振荡,从20世纪70年代至今,一直得到广泛的关注和研究。
而随着电力系统的演变发展,SSR/SSO的形态和特征也处在不断的变化之中。
1970年代,美国Mohave电厂发生的恶性SSR事件开启了机组轴系扭振与串补、高压直流等相互作用引发SSR/SSO的研究高潮;1990年代初开始,柔性交流输电系统(flexibleACtransmissionsystems,FACTS)技术兴起,推动了电力电子控制装置参与、影响以及抑制SSR/SSO的研究。
21世纪以来,随着风电、光伏等新型可再生能源发电迅速发展,其不同于传统同步发电机的,采用变流器接入电网的方式,不仅影响传统的扭振特性,且与电网的互动正导致新的SSR/SSO形态,它们的内在机理和外在表现都跟传统SSR/SSO有很大的区别,难以融入IEEE在20世纪中后期逐步建立的术语与形态框架中,从而给该方向的研究和交流带来不便。
目前,亟需针对SSR/SSO的新问题和新形态,扩展进而构建更通用的“学术语境”。
本文先简要回顾SSR/SSO的发展历史,重点讨论其形态分类,然后尝试提出一种新的分类方法,继而通过实例分析风电机组参与的新型SSR/SSO,最后讨论多形态SSR/SSO的共存与互动问题。
1 历史回顾20世纪30年代,人们就认识到同步发电机和电动机对于电网中电抗与串补电容导致的次同步频率电流呈感应发电机(inductiongenerator,IG)特性,进而导致电气振荡或自励磁(self-excitation,SE)[1]。
但是,1970年以前只是将发电机轴系看成一个单质块刚体,没有意识到机械扭振模式的参与。
直到1970年底和1971年美国Mohave电厂先后发生2次大轴损坏事件,人们才认识到串补电网与汽轮机组机械系统之间相互作用可能导致扭振机械谐振(torsionalmechanicalresonance)的风险。
文[2]首次提出了SSR、SSO、感应发电机效应(inductiongeneratoreffect,IGE)和暂态扭矩放大(torqueamplified,TA)等概念。
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。
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别【范本模板】
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
Observe the following
• Effect when the system resistance is lowered • Effect of resistance on damping • Rotor electrical time constants • Harmonics
Induction Generator Effect
Introduction to Sub Synchronous Effects in Power Networks
Dharshana Muthumuni Manitoba HVDC Research Centre
Outline
-Electrical resonance in the network
Is
1R.0s
0L.s1
R1.r0
L0.r1
1.0
0.1
(1-s)/sRr
Ws Wr S
Ws
Rr
Effective rotor resistance
s
• Negative for generator action
– If the negative resistance is greater than the total network resistance seen from the rotor, self-excitation will occur.
linev
VMac
Initial Angle of source = -14.9 deg. Initial Ramp up time = 0.2 sec. Machine enabled at = 1.1 sec.
m cs w
Tim er
Y winding leads the delta winding by 30 degrees.
- Super synchronous resonance's - Sub synchronous resonance's - Series compensation
- Mechanical system of a turbine- generator
- Mechanical system resonance's
y
Sub Synchronous Resonance
• Addition of power system components cause the resonance points to shift.
• A resonance point at a frequency below the system frequency is termed Sub Synchronous.
• Oscillations at natural frequency
– Multiple resonance
BRK
Ia1 1.0
0.1 Ea1
Ia2 1.0
5.0 0.04 R=0
System Response to a Disturbance
BRK
Ia1 1.0
0.1 Ea1
Ia2 1.0
5.0 0.04 R=0
– Simulation results
R=6 Ohms
R=2 Ohms
Machine Output Volts p.u.
Machine Output Volts p.u.
1.000 0.950 0.900 0.850 0.800 0.750
1.100 1.050 1.000 0.950 0.900 0.850 0.800 0.750 0.700
– Resonance points. – Damping is due to loads and losses. – Multiple resonance points in a complex power
network. – Location of the disturbance.
Network Electrical Characteristics
Tim ed Fault Logic
ISW ABC->G
Initial Angle of source = -3.813 deg. Initial Ramp up time = 0.2 sec. Source Magnitude = 477.8 kV.
• This system has a electrical resonance point at around 40 Hz
R=0
BRK
Ia2 1.0
0.1 Ea2
50.0
Tim ed Breaker Logic Open@t0
BRK
L 0.1 C 110 6
1 f
2 LC
f 503.292
Network Electrical Characteristics
• Frequency response of the network
500 Hz
1000 Hz
System Response to a Disturbance
y
y
Ea1 40
Main : Graphs
-40
Ia1 0.150 0.100 0.050 0.000 -0.050 -0.100 -0.150
Ia2 0.040
-0.040
0.160 0.180 0.200 0.220 0.240 0.260 0.280 ... ... ...
• Frequency response of the network
GEN 8
TL26-29
GEN 10
Bus B3U7S
VBUS37
TL26-28
TL28-29
BUS VBUS30
Bus 30
TRNS 8
BUSBus 26 VBUS26
load
TRNS
10
BUS
Bus 25
VBUS25
load
TL25-26 BUS
Ifa
System Group
4830.0 0.0345
Mag
VI
(31) FFT
1
Ph
(31)
F = 5 [Hz] dc
Tim ed Fault Logic
ISW ABC->G
Initial Angle of source = -3.813 deg. Initial Ramp up time = 0.2 sec. Source Magnitude = 477.8 kV.
TL2-25
BUS
Bus 2
VBUS2
TL2-3
VBUS18
BUS
Bus 18
load
TL17-18 TL3-18
BBuUsS28 VBUS28
load
VBUS27
load
BUS
TL26-27 TL17-27
TL16-17
Bus 27
BUS load
Bus 29
TRNS 9
VBUS29
BBuUsS38 VBUS38
TL5-8
TL6-7
BUS
Bus 7
BUSBus 39
VBUS39 load
TL7-8
load TRNS 2
1 GEN
TL9-39
BUS
Bus 8
VBUS8
load
TL8-9
SlaBcUkSBus load
Bus 31 VBUS31
BUS
Bus 9
VBUS9
GEN 2
TRNS TRNS
11
12
TL14-13
Induction Generator Effect
– Simulation Example
cfld VC
vfld Mactiv
S/H out in
hold
Ef0 w
376.99
telec Te
Ef If S
Tm Tm s tdy
w Tm
1.0
3 Phase RMS
linev
VMac
Initial Angle of source = -14.9 deg. Initial Ramp up time = 0.2 sec. Machine enabled at = 1.1 sec.
– Interference with Power system controls (PSS, Governors etc.)
Induction Generator Effect
– Basic Theory
• Induction generator
– Slip, Effective Negative Resistance
VBUS11 BUS
BUS Bus 11 Bus 13
VBUS13
TL6-11
TL10-11 BUS
Bus 10
TL13-10 VBUS10
TRNS 3
BUS Bus 32
VBUS32
GEN 3
BUS load
Bus 20 VBUS20
TRNS 5
BUS Bus 33 VBUS33
GEN 4
BUS BusEN 6
BBuUsS35
VBUS35
6 TRNS
VBUS22 BUS Bus 22
TL21-22
TL22-23
BUS load
Bus 23 VBUS23
TRNS 7
BUS VBUS36
Bus 36
7 GEN
System Response to a Disturbance
TL15-14
VBUS21
load