电力系统次同步振荡

1、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

2、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

3、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。8.2 次同步电气量在交直流侧间的传递关系分析

4、HVDC 换流器具有离散采样和调制的特性，可以用开关函数法对其进行分析。对换流 器进行开关函数分析后，可以得到系统的次同步电气量在发电机组转子、交流网络、 HVDC 直流侧系统之间的相互传递关系。当交流侧电压中有频率为 m 的次同步分量时，经过换流器调制作用后在直流电压中将 存在显著的频率为 （ 0-m）的分量，其中 0 为系统的额定频率；反之，当直流电流中存在次 同步频率为 r 的纹波分量时，经过换流器调制作用后在交流侧相电流中将存在显著的频率 为（ 0r）的分量。发电机组转子与交流网络的次同步分量是通过定、 转子磁场的相对运动产生的。 转子上 频率为 s的扰动会在定子侧感应出与 s互补的次

5、同步 （ 0-s）分量和超同步 （ 0+s）分量。 对于超同步分量， 系统往往具有正的阻尼特性， 一般不会引起振荡； 但对于次同步分量则易形 成负阻尼，从而引发轴系的次同步振荡。综上所述， 在分析由 HVDC 输电系统引起的 SSO 时，可以认为发电机转子上频率为 s 的扰动在定子侧感应出频率为 ( 0-s)的次同步分量， 该次同步分量经电网络传输到直流输电 系统的换流母线侧，频率为 ( 0-s)的交流电压分量在直流侧电压中产生频率为( 0-( 0-s)的电压纹波分量和直流纹波电流， 也就是说，发电机转子上的小扰动在经过交流网络传播后， 将在直流侧感应出与转子小扰动同频率的电压分量。当然， 该

6、纹波电流在交流网络中就又会感应出 ( 0-s) 的次同步电流分量。 这就是状态量的次同步分量在系统各个环节间的相互传递 过程和频率变换关系。 如果后产生的扰动电流助增了初始的次同步电流， 且扰动电压、 电流 形成的稳定电磁力矩足以维持轴系的扭振，系统中就会形成正反馈的轴系次同步振荡。8.3 高压直流输电系统的扭振相互作用分析 HVDC 系统引发的次同步振荡时，可以把整个动力系统分解为电气部分和机械部 分，两部分通过发电机组的电枢磁场和调速系统进行耦合。 轴系运动过程中的蒸汽摩擦、 油 膜粘滞、风阻、 结构阻尼等作用使得机组的机械阻尼为正。若电气部分形成的阻尼为负，且 其值超过了正的机械阻尼，

7、则系统在该振荡模态下的振荡是发散的， 如果不采取适当的抑制 措施，则会损坏发电机轴系，甚至导致系统失稳。分析由 HVDC 系统引起的电气负阻尼时，需要详细地分析交直流系统状态量的变化过 程。本文以图 8-1 所示的简化 HVDC 系统模型为例分析 HVDC 引发 SSO 时系统状态量的变 化过程，状态量的变化过程见图8-2。若与整流站紧密耦合的发电机上转子机械角速度有微小扰动 ，则将引起机端电压 (即图 8-1 中的整流站换流母线电压 U U )的幅值 U 和相位 U 发生变化，且该电压的扰动会经过交流输电网传递到整流站换流母线上。现代的HVDC系统中换流器普遍采用等间隔触发方式， 因此换流母

8、线电压的相角偏移会导致换流阀触发角 作相同角度的偏移，记为 。触发角的改变以及换相电压幅值的变化，都会引起直流母 线电压 U d的摄动，而 U d的摄动会引起直流电流 Id 的变化，并进而导致直流功率的变化 Pd 。HVDC 的定电流控制器会迅速对 Id 的变化作出响应，并实施相应的调整动作，从而 阻碍直流功率的变化， 使之最终为 Pd 。 Pd 通过交流网络的传递最终反映到汽轮发电机 侧，表现为发电机电气力矩的变化，即造成发电机电气力矩的摄动Te ，而 Te的变化又会引起发电机转速的变化， 进一步引起机端电压的变化， 如此形成一个闭环。 如果发电机转速 偏移量 与电气转矩变化量 Te 之间的

9、相角差超过 90，则将形成一种正反馈性质的扭 振相互作用， Te 会助增初始扰动，即出现负阻尼， 一旦该负阻尼超过发电机组轴系所提供 的正的机械阻尼，就出现 HVDC 控制系统引起的轴系扭振不稳定。XTIacacIdUd图 8-1 简化 HVDC 系统模型UUd Id定电流 IdIacU（ Pd）控制（ Pd ）ac负阻尼e图 8-2 HVDC 引发 SSO 时系统状态量变化过程由以上分析可知，系统是否会出现 SSO 决定于相应频率下的机械阻尼与电气负阻尼的 相对大小。 影响电气阻尼的因素较多， 如发电机与直流系统耦合的紧密程度， 直流功率水平、 触发角的大小、直流控制器的特性以及直流线路的参

10、数等。直流电流闭环控制系统具有低通滤波特性， 只有较低频率的直流电流扰动能通过， 其通 频带一般为 040Hz ，因此由 HVDC 系统引起的 SSO 一般为较低频率模态的振荡问题。8.4 交直流电力系统次同步电气阻尼特性交直流电力系统的次同步振荡阻尼特性受到发电机与 HVDC 的耦合程度、直流功率水 平、系统的运行控制方式、触发角以及控制器参数等的影响。（ 1）发电机与 HVDC 的耦合程度对阻尼特性的影响如图 8-3所示，设发电机 G经 Z1和HVDC 整流站相连，而系统 S经 Z2与整流站连接， 则当 Z 1Z 2,即发电机和 HVDC 弱连接时，发电机的电压摄动由Z1和 Z 2分压，使

11、换流站母线电压摄动极小，而且该摄动引起的直流电流摄动，经由Z1和 Z2 分流，在发电机支路引起电流摄动也极小， 从而发电机支路只有微小的电磁力矩摄动， 故不易引起扭振不稳定， 反之 亦然。图 8-3 发电机与 HVDC 的连接图美国 EPRI 研究报告提出的实用指标 UIF 可以用来评估直流输电和发电机耦合的紧密程 度。（ 2）直流功率水平对阻尼特性的影响在本质上， 电力系统次同步振荡是系统的功率振荡， 发电机组的次同步振荡阻尼特性必 然与直流系统的功率水平有密切的关系。 当输送的功率越大， 发电机组与 HVDC 的耦合作 用越强，发电机组的负阻尼越严重。此外，阻尼特性还与 HVDC 换流站的

12、无功补偿有关。若 HVDC 所需的无功功率由换流 站的无功补偿装置提供，则可以减弱交直流间的耦合，有利于缓解 HVDC 引起的 SSO。（ 3）触发角对阻尼特性的影响直流输电的运行控制最后都要作用于整流侧换流器的触发滞后角和逆变侧换流器的触 发超前角， 而直流电压与换流器的触发角之间存在着明显的非线性关系。 由交直流侧谐波的 相互传递和转换可以得到换流器的触发角的大小必然影响系统的次同步振荡的电气阻尼特 性。（4）直流系统控制器参数对阻尼特性的影响 对次同步振荡而言，相比于 HVDC 系统的其他控制方式，整流侧定功率控制、逆变侧 定熄弧角控制时更容易产生扭振。8.5 SSDC 抑制 SSO的原

13、理基于前文所述 HVDC 引发 SSO的机理， HVDC 整流侧的汽轮发电机发生轴系扭振不稳 定振荡的直接原因是发电机转速偏移量 与电气转矩变化量 Te 之间的相角差大于 90 。 由此可以以发电机的转速偏差 为输入信号， 经过适当的比例放大与移相环节， 将输出信 号通过定电流控制回路提供一个附加的电磁转矩Te ，使得其与 Te 的合成矢量 Te 与的相角差小于 90 （如图 8-4 所示），则系统最终会有一个正的阻尼转矩，这就是 SSDC 的设计思路。为达到最佳的抑制效果，应使Te 与同相位。图 8-4 电气转矩的向量关系图SSDC 抑制 SSO 时需要向发电机组提供一个足够大的正阻尼力矩才能平息发电机发散 的转速振荡，因此 SSDC 的控制策略为：当发电机转速增加时，在 SSDC 的作用下 HVDC 的直流电流参考值增大