次同步谐振
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。
次同步谐振方案
中电普安电厂2×660MW新建工程次同步谐振保护方案编写：〔编写人会签〕〔编写人会签〕审定：日期：二〇一六年七月一、概述普安电厂两台机组双回线路33KM接入兴仁换流站，由于兴仁换流站为整流站，故电网中的包含很多谐波分量，有可能存在低于工频的谐波分量，这些谐波分量可能在某个频段与电网及普安电厂发电机变压器组产生电气谐振。
当这些谐振的频率与发电机组轴系的固有扭振频率互补时〔此时这两个频率之和等于系统的同步频率〕或者说汽轮机发电机组轴系的自然扭振〔普安自然扭振见表1〕与折算到转子侧的电气谐振回路的自然振荡频率非常接近时，就会引起大轴的共振。
电网和汽轮发电机组的耦合就会产生相互鼓励，当这种鼓励可以抵消和超过机械和电磁振荡中的所有阻尼和电阻消耗的能量时，就会在系统中产生次同步振荡，机组轴系将处于扭振状态，产生疲劳损耗，疲劳累计将严重影响转子的机械性能和寿命，严重时可导致大轴产生裂纹，损伤，甚至螺栓剪断、大轴断裂。
表1:普安电厂1-8阶自然扭振频率厂家数据：二、技术路线1970年代美国Mohave电厂连续发生两次汽轮发电机组轴系出现严重损伤的事故，该事故由机网交互作用的次同步振荡引起汽轮发电机轴系出现次同步扭振，进而因大轴疲劳损伤。
事故发生之后，引起业界的高度重视，经过大量研究，明确了在长距离输电系统中使用电容串补或者高压直流输电的情况下，电源端的汽轮发电机组有可能存在扭振的风险。
这些年，随着我国电力建立的快速开展，大批煤电能源基地电源点的重点工程已经完成或正在进展。
其中不少工程都存在次同步振荡及扭振的问题，典型的有：盘南电厂、发耳电厂〔贵广直流〕，绥中电厂〔东北-华北联网高岭背靠背工程〕，呼伦贝尔电厂、伊敏电厂、鄂温克电厂〔呼辽直流〕，威信电厂、镇雄电厂〔溪洛渡直流〕，等等，都由于直流输电而存在不同程度的次步振荡及扭振问题。
普安电厂与盘南、发耳同是接入兴仁换流站，面临情况根本类同。
普安电厂两台机组双回线路33km接入兴仁换流站，当直流输电控制方式及控制参数不当时，会造成机网系统在某些次同步频率段出现阻尼很低或者阻尼为负的恶劣情况。
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。
电力系统次同步谐振及低频振荡设计规程
电力系统次同步谐振及低频振荡设计规程
电力系统次同步谐振及低频振荡是一个经常会出现的问题。
为了解决这个问题，我国电力行业相继出台了多项相关技术规范和设计规程。
首先，电力系统次同步谐振及低频振荡设计规程要求在电力系统的设计中合理选用合适的电缆型号、敷设方式和地质环境。
同时，也需要通过适当的电路分析和电力系统仿真计算，以确保系统的稳定性和可靠性。
此外，还需要选择合适的控制策略，对故障进行快速的处理和控制，以避免次同步谐振及低频振荡的发生。
在具体的设计中，需要注意以下几个方面。
首先，要充分考虑电力系统的传输特性，选择合适的电源（如电荷等）和负载。
其次，需要充分了解线路的特性，比如线路的长度、阻抗等。
最后，要根据电力系统的工作情况来合理制定电力系统的运行方案和安全保护方案。
除了上述设计要求外，还需要合理制定合适的测试方案，建立起相关测量和分析体系，以及累积足够的电力系统运行数据和经验，便于对未来可能出现的问题进行分析和研究。
总之，电力系统次同步谐振及低频振荡设计规程是电力系统设计中非常重要的一部分，为电力系统的安全运行和可靠性提供了保障。
在实
际设计中，还需要充分了解电力系统的运行特性和各种因素的影响，并根据具体情况制定合适的设计方案和控制策略。
只有这样，才能保证电力系统运行的稳定性和可靠性。
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。
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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）。
对次同步谐振问题，主要关心的是由扭转应力而造成的轴系损坏。
轴系损坏可以由长时间的低幅值扭振积累所致，也可由短时间的高幅值扭振所致。
由直流输电引起的汽轮发电机组的轴系扭振与由串联电容补偿引起的汽轮发电机组的轴系扭振在机理上是不一样的，因为前者并不存在谐振回路，故不再称为次同步谐振（SSR），而称为次同步振荡（SSO，SubsynchronousOscillation），使含意更为广泛。
2、次同步振荡种类由直流输电引起的次同步振荡。
有定电流（定功率）控制的直流输电系统所输送的功率是与网络频率无关的，因此直流输电系统对汽轮发电机组的频率振荡不起阻尼作用，对汽轮发电机组的次同步振荡也不起阻尼作用。
但这本身不足以构成次同步振荡不稳定。
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。
这些不利因素包括：汽轮发电机组与直流输电整流站距离很近；该汽轮发电机组与交流大电网联系薄弱；该汽轮发电机组的额定功率与直流输电输送的额定功率在同一个数量级上。
汽轮发电机组与交流大电网之间联系的强弱（可以用联络线的阻抗来表达）起着非常重要的作用。
常规的电力负荷具有随频率而变化的特性，它们对汽轮发电机组的次同步振荡起阻尼作用。
但是，当汽轮发电机组与交流大电网弱联系时，这个阻尼基本上就不起作用。
此外，当直流输电系统的输送功率大部分由附近的汽轮发电机组供给时，功率振荡就基本上发生在直流输电整流站和附近的汽轮发电机组之间。
如果直流输电系统与附近的汽轮发电机组具有相近的额定容量，情况就比较严重。
由于定电流调节器的放大倍数随控制角α的增加而增加，因此发生次同步振荡的可能性也就相应增加，故对特殊的运行工况必须特别注意，例如当直流输电系统降压运行时应特别注意。
在逆变站附近的汽轮发电机组不会受到可能与直流输电系统相互作用而造成的危害。
因为它们并不向直流输电系统提供任何功率，而只是与逆变站并列运行供电给常规的随频率而变化的负荷。
此外，对于逆变站，至少当它以定直流电压控制方式运行时，每当交流电压有增加时就会引起无功功率消耗增加，或者刚好相反，其特性与常规负荷类似。
理论分析和实际经验表明，SSO基本上只涉及大容量汽轮发电机组，这是由大容量汽轮发电机组的轴系结构特点造成的。
而对于水轮发电机组，通常不必考虑其轴系扭振问题。
3、次同步振荡分析影响研究电力系统次同步振荡问题的数学模型和计算方法的因素至少有3个：所能提供的原始数据的详细程度和正确性；所要研究的次同步振荡的类型；次同步振荡问题研究的目的。
以工程实用的观点，可以把目前使用的分析电力系统次同步振荡问题的方法分为两大类：一类是用于分析电力系统是否会发生次同步振荡以及哪些机组会发生次同步振荡。
这类方法可以从众多的发电机组中逐机筛选出确实需要进行次同步振荡研究的机组。
因此称这类方法为研究电力系统次同步振荡问题的“筛选法”。
这类方法具有如下特点：所需要的原始数据较少，例如不需要发电机组的轴系参数；计算方法简单，物理概念明确；所得结果是近似的，可以作为进一步精确分析次同步振荡问题的基础。
这类方法的典型代表有用于分析串联电容补偿引起的次同步谐振问题的“频率扫描分析法”和用于研究由直流输电引起的次同步振荡问题的“机组作用系数法”。
另一类方法可以比较精确和定量地研究次同步振荡的详细特性。
这类方法的典型代表是“复转矩系数法”、“特征值分析法”和“时域仿真法”。
这类方法的共同特点是需要较详细和精确的原始数据，如发电机组的轴系参数，直流输电系统控制器的结构和参数等。
采用“特征值分析法”和“时域仿真法”，所能研究的网络规模不能太大，通常需要对实际网络作一定的简化后才能进行分析。
由于一座新电厂机组的轴系参数或一个新直流输电工程控制系统的结构和参数在规划阶段是很少能准确知道的。
因此，在规划阶段，采用此类方法进行实际的计算和分析是比较困难的。
根据上述对次同步振荡问题分析方法的分类，对电力系统次同步振荡问题的研究一般也可分两步进行。
第一步，用“筛选法”筛选出需要进行次同步振荡研究的机组，这一步通常在系统规划阶段进行；第二步，在取得详细和精确参数的前提下用“复转矩系数法”或“特征值分析法”或“时域仿真法”进一步研究该问题，并提出和校核可能的预防及控制措施。
3.1、频率扫描分析法频率扫描分析法是一种近似的线性方法，利用该方法可以筛选出具有潜在SSR 问题的系统条件，同时可以确认不对SSR问题起作用的系统部分。
频率扫描分析法的具体做法为：需要研究的相关系统用正序网来模拟；除待研究的发电机之外的网络中的其它发电机用次暂态电抗等值电路来模拟；待研究的发电机用图1中的虚线部分来模拟，其中的电阻和电感随频率而变化。
频率扫描法针对某一特定的频率，计算从待研究的发电机转子后向系统侧看进去的等效阻抗，即从图1的端口N向系统侧看进去的等值阻抗，通常称该等值阻抗为SSR等值阻抗。
频率扫描法计算的结果可以得到两条曲线，一条是SSR等值阻抗的实部（SSR等值电阻）随频率而变化的曲线，另一条是SSR等值阻抗的虚部（SSR等值电抗）随频率而变化的曲线。
根据这两条曲线，可对次同步谐振的三个方面问题(即异步发电机效应、机电扭振互作用和暂态力矩放大)作出初步的估计。
频率扫描法也许是确定是否存在异步发电机效应的最好方法。
如果SSR等值电抗等于零或接近于零所对应的频率点上的SSR等值电阻小于零，则可以确认存在异步发电机效应。
而等值电阻负值的大小则决定着电气振荡发散的速度。
该电气振荡并不意味着会引起轴系的负阻尼振荡，但对电气设备而言，可能是不能容忍的。
如果已经知道机组机械系统的参数(如固有扭振频率及其固有机械阻尼)，则采用频率扫描法还能对机电扭振互作用及暂态力矩放大作用进行分析。
机电扭振互作用可以使轴系中的弱阻尼扭振模式不稳定，而对应频率下的SSR 等值导纳的大小直接与该扭振模式的负阻尼相关，因此可以通过频率扫描法进行估计。
频率扫描法也可用来确定是否存在暂态力矩放大作用。
如果SSR等值电抗达到极小值的频率点与机组的固有扭振频率接近互补，就有可能存在暂态力矩放大作用。
在这种情况下，就应该用EMTP程序作进一步的研究。
同样，如果等值电抗达到极小值的频率点与机组的固有扭振互补频率相差大于3Hz，则可以排除暂态力矩放大作用。
SSR的分析通常从频率扫描开始，因为它是一种最省力而有效的方法。
利用频率扫描程序分析多种系统结构和多种串联补偿度的SSR问题所需要的成本比采用其它模型要低得多。
对用频率扫描法已确认的SSR问题，其严重程度还需要通过其它模型来加以校核。
3.2机组作用系数法对于一个规划好了的直流输电系统，估计其是否会引起次同步振荡问题，相对来说是比较简单的。
IEC919-3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。
这种方法称为机组作用系数法（UIF，UnitInteractionFactor）。
该方法的具体内容为：直流输电整流站与第i台发电机组之间相互作用的程度可用下式表达式中UIFi 为第i台发电机组的作用系数；SHVDC为直流输电系统的额定容量，MW；Si为第i 台发电机组的额定容量，MVA；SCi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，同时也不包括交流滤波器的作用；STOT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。
判别准则：若UIFi<0.1，则可以认为第i台发电机组与直流输电系统之间没有显著的相互作用，不需要对次同步振荡问题作进一步的研究。
若，则UIFi→0。
的条件是SCi＝SCTOT，也就是说，当SCi≈SCTOT时，UIFi 就会很小。
根据短路电流水平研究的经验知道：当某机组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组是相同的，例如一个电厂具有几台相同的发电机组，则在扭振激励作用下，几台发电机组将有相同的扭振响应，它们便不再是独立的了。
因此在分析扭振相互作用时，须将这几台相同的发电机组当作一等值机组来处理，该等值机组的容量就等于这几台发电机组容量之和，然后再用上述公式来计算该等值机组的UIF。