大型风电场与火电打捆系统次同步振荡相互作用的多维度解析与应对策略

大型风电场与火电打捆系统次同步振荡相互作用的多维度解析与应对策略一、引言1.1研究背景与意义在全球能源结构加速向清洁能源转型的大背景下，风能作为一种清洁、可再生的能源，其大规模开发与利用已成为实现能源可持续发展的关键路径。我国风能资源丰富，主要集中在“三北”地区，而负荷中心多位于中东部，这种能源与负荷的逆向分布格局，使得大规模风电场需远距离外送至负荷中心。为充分利用输电通道，提高输电效率，风火打捆输电模式应运而生。该模式将风电场与火电厂联合起来，通过同一输电线路进行电力外送，既发挥了火电的稳定调节能力，又促进了风电的消纳，成为我国能源输送的重要方式之一。然而，随着大规模风电场与火电打捆系统的广泛应用，次同步振荡（Sub-SynchronousOscillation，SSO）问题逐渐凸显，严重威胁着电力系统的安全稳定运行。次同步振荡是指电力系统中由于电气系统与机械系统相互作用，产生的频率低于同步频率（50Hz或60Hz）的振荡现象。在风火打捆系统中，次同步振荡的产生机理复杂，涉及到火电机组轴系特性、风电机组控制策略、输电线路参数等多个因素。例如，火电机组轴系存在多个固有扭振模态，当电气系统的某些扰动频率与轴系固有频率接近时，可能引发轴系的强烈扭振，导致机组部件疲劳损坏，甚至造成轴系断裂等严重事故。同时，风电机组大量采用电力电子变换器，其复杂的控制策略和快速的响应特性，会改变系统的电气阻尼特性，可能与火电机组轴系相互作用，激发次同步振荡。近年来，国内外发生了多起由风火打捆系统引发的次同步振荡事件。2015年7月，我国新疆地区某火电厂因同一系统内大型直驱风电场的汇入，导致汽轮发电机组次同步振荡发生，轴系扭振保护相继跳闸并造成停机，对电网的安全稳定运行造成了极大影响。在国外，类似的事故也时有发生，这些事件表明，次同步振荡已成为限制风火打捆系统大规模发展和安全运行的瓶颈问题。深入研究大型风电场与火电打捆系统次同步振荡的相互作用具有至关重要的意义。从理论层面来看，目前对于风火打捆系统次同步振荡的产生机理、影响因素及传播特性等方面的认识仍不够深入和全面，研究两者的相互作用有助于完善电力系统次同步振荡理论体系，揭示复杂系统中机电耦合的内在规律，为后续的分析和控制提供坚实的理论基础。从实际应用角度出发，准确掌握次同步振荡的相互作用特性，能够为风火打捆系统的规划设计、运行调度以及次同步振荡抑制措施的制定提供科学依据，有效降低次同步振荡发生的风险，保障电力系统的安全稳定运行，提高风火打捆系统的可靠性和经济性，促进清洁能源的高效利用与电力行业的可持续发展。1.2国内外研究现状次同步振荡问题自20世纪70年代被提出以来，一直是电力系统领域的研究热点。早期的研究主要聚焦于传统火电系统中串联补偿电容引发的次同步振荡，随着风电的大规模发展，大型风电场与火电打捆系统的次同步振荡问题逐渐受到关注，国内外学者从理论分析、建模方法、影响因素及抑制措施等多个方面展开了深入研究。在理论分析方面，国外学者率先开展了对次同步振荡基本理论的研究，建立了经典的分析方法，如特征根法、复转矩系数法等。这些方法为后续研究提供了重要的理论基础。国内学者在此基础上，针对风火打捆系统的特点，对次同步振荡的产生机理进行了深入剖析。文献[具体文献]应用谐波响应法和复转矩系数法，分析了风电场引发火电机组次同步振荡的机理，指出轴系扭振模态可观测度、风电场容量、风速等因素对次同步振荡有显著影响。建模方法上，国内外学者针对风电机组和火电机组建立了多种数学模型。国外研究中，双馈异步风力发电机（DFIG）和永磁同步风力发电机（PMSG）模型已较为成熟，能够准确描述风电机组的电气特性和控制策略。国内学者在此基础上，进一步考虑了风火打捆系统中不同类型机组的耦合关系，建立了更为全面的系统模型。文献[具体文献]基于PSCAD软件搭建了含直驱风电场和火电厂汽轮发电机组的系统模型，通过仿真验证了模型的正确性，为后续研究提供了有效的仿真平台。对于影响因素的研究，国内外均取得了丰硕成果。国外研究发现，火电机组轴系特性、风电场控制策略以及输电线路参数等对次同步振荡有重要影响。国内学者则从多个角度进行了分析，研究表明，风电场至火电机组的电气距离、风机转子侧变频器内环增益系数等因素会改变系统的电气阻尼特性，进而影响次同步振荡的发生和发展。文献[具体文献]通过理论分析和仿真研究，详细分析了火电机组轴系扭振特性、风电场容量等因素对次同步振荡的影响规律。在抑制措施方面，国内外学者提出了多种方法。国外研究中，基于电力电子装置的次同步振荡抑制技术，如静止同步补偿器（STATCOM）、统一潮流控制器（UPFC）等得到了广泛应用。国内学者则结合我国电网实际情况，提出了一系列针对性的抑制策略。文献[具体文献]提出在直驱风机的网侧变流器控制系统无功外环处附加阻尼控制的方法，有效抑制了火电机组的次同步振荡。此外，还有学者提出通过优化风电场控制策略、调整输电线路参数等方式来抑制次同步振荡。尽管国内外在大型风电场与火电打捆系统次同步振荡方面已取得了众多研究成果，但仍存在一些不足与空白。现有研究对风火打捆系统中次同步振荡的复杂非线性特性研究不够深入，难以准确描述系统在不同工况下的次同步振荡行为；在多因素耦合作用下，次同步振荡的传播特性和演变规律尚不清晰，给系统的安全稳定运行带来了潜在风险；部分抑制措施在实际工程应用中存在成本高、可靠性低等问题，缺乏综合考虑技术可行性和经济合理性的有效解决方案。针对上述问题，本文将从风火打捆系统的整体特性出发，深入研究次同步振荡的产生机理、传播特性以及抑制策略。通过建立更为精确的系统模型，考虑多因素耦合作用，揭示次同步振荡的内在规律；结合实际工程需求，提出经济可行、高效可靠的次同步振荡抑制措施，为大型风电场与火电打捆系统的安全稳定运行提供理论支持和技术保障。1.3研究内容与方法1.3.1研究内容大型风电场与火电打捆系统建模：分别对风电机组（重点研究双馈异步风力发电机DFIG和永磁同步风力发电机PMSG）和火电机组（包括汽轮发电机组轴系、同步发电机等）进行详细的数学建模。考虑风电机组的控制策略，如最大功率追踪控制、桨距角控制等，以及火电机组的调速系统、励磁系统等环节。同时，建立输电线路模型，考虑串联补偿电容等元件对系统电气特性的影响，构建完整的大型风电场与火电打捆系统模型。次同步振荡机理分析：运用复转矩系数法、特征根分析法等经典理论，深入分析风火打捆系统中次同步振荡的产生机理。研究风电机组与火电机组之间的机电耦合关系，揭示电气系统扰动如何通过轴系传递，激发火电机组的次同步扭振，以及风电机组控制策略对系统电气阻尼特性的影响，明确次同步振荡的诱发因素和作用机制。影响因素研究：全面分析影响风火打捆系统次同步振荡的各种因素。包括火电机组轴系扭振特性，如固有频率、阻尼比等参数对振荡的影响；风电场相关因素，如风机类型、风电场容量、风速变化等对次同步振荡的作用；电气参数方面，研究输电线路参数、串联补偿度以及风电场至火电机组的电气距离等因素与次同步振荡的关联，通过理论分析和仿真研究，总结各因素对次同步振荡的影响规律。抑制策略设计：针对风火打捆系统次同步振荡问题，提出有效的抑制策略。从控制策略优化角度，研究改进风电机组的控制算法，如在网侧变流器或转子侧变流器控制中附加阻尼控制环节，增加系统的电气阻尼，抑制次同步振荡。考虑采用电力电子装置，如静止同步补偿器（STATCOM）、统一潮流控制器（UPFC）等，利用其快速响应特性，对系统的无功功率和电压进行调节，改善系统的阻尼特性，抑制次同步振荡的发生和发展。同时，分析不同抑制策略的优缺点和适用条件，综合考虑技术可行性和经济合理性，提出最优的抑制方案。案例分析与验证：选取实际的大型风电场与火电打捆系统工程案例，利用所建立的模型和提出的抑制策略进行仿真分析和验证。通过与实际运行数据对比，评估模型的准确性和抑制策略的有效性。根据案例分析结果，进一步优化模型和抑制策略，为实际工程中的次同步振荡问题提供切实可行的解决方案，确保风火打捆系统的安全稳定运行。1.3.2研究方法建模与理论分析方法：基于电力系统基本理论，运用电路原理、电机学、自动控制原理等知识，建立风电机组、火电机组以及输电线路等各部分的数学模型。通过对模型进行小信号分析，推导系统的状态方程，利用复转矩系数法分析系统的电气阻尼特性，通过特征根分析确定系统的稳定性和振荡模态，从理论层面揭示次同步振荡的产生机理和影响因素。仿真研究方法：借助电力系统仿真软件，如PSCAD/EMTDC、MATLAB/Simulink等，搭建大型风电场与火电打捆系统的仿真模型。在仿真平台上模拟各种运行工况和故障条件，观察系统的动态响应，分析次同步振荡的特性和变化规律。通过改变模型参数，研究不同因素对次同步振荡的影响，验证理论分析的结果，并对提出的抑制策略进行仿真验证和优化。实例验证方法：收集实际大型风电场与火电打捆系统的运行数据，包括机组运行参数、电气量测量数据等。将实际数据与仿真结果进行对比分析，验证模型的准确性和抑制策略的实际效果。同时，结合实际工程案例，对抑制策略的可行性、经济性和可靠性进行评估，为实际工程应用提供参考依据。二、大型风电场与火电打捆系统概述2.1系统构成与工作原理2.1.1大型风电场组成及运行机制大型风电场是一个复杂的电力生产系统，主要由风电机组、集电系统、升压站等关键部分组成。风电机组作为风电场的核心设备，其类型丰富多样，常见的有双馈异步风力发电机（DFIG）和永磁同步风力发电机（PMSG）。以水平轴风电机组为例，它主要由风轮、传动系统、发电机、控制系统等部件构成。风轮是捕获风能的关键部件，通常由多个叶片组成，其设计充分考虑空气动力学原理，叶片的形状、角度和材料选择都经过精心优化，以确保在不同风速条件下都能高效地捕获风能。当风吹过风轮时，叶片受到空气动力的作用，产生升力和阻力，从而使风轮绕其轴线旋转，将风能转化为机械能。传动系统则负责将风轮的低速旋转传递给发电机，并通过齿轮箱等装置进行增速，以满足发电机的运行要求。对于DFIG，其转子通过滑环与外部电路相连，可以实现对转子电流的控制，进而调节发电机的输出特性；而PMSG则采用永磁体励磁，具有较高的效率和可靠性，且无需电刷和滑环，减少了维护成本和故障风险。控制系统在风电机组中起着“大脑”的作用，它实时监测风电机组的运行状态，包括风速、风向、发电机转速、功率等参数，并根据这些信息对风电机组进行智能控制。例如，当风速较低时，控制系统通过调整桨距角，使叶片能够更好地捕获风能，实现最大功率追踪控制；当风速过高时，控制系统则会调整桨距角，限制风轮的捕获功率，保护风电机组的安全运行。集电系统负责将各个风电机组产生的电能收集起来，并传输至升压站。它通常由集电线路、箱式变电站等组成，集电线路采用电缆或架空线路，将风电机组输出的低压电能汇聚到箱式变电站，经过升压后再传输至升压站。升压站是风电场与外部电网连接的关键枢纽，其主要设备包括主变压器、开关设备、保护装置等。主变压器将集电系统送来的中压电能进一步升压至与电网匹配的电压等级，以便实现远距离输电。开关设备用于控制电路的通断，保护装置则对升压站及整个风电场的设备进行保护，防止过电压、过电流等故障对设备造成损坏。在实际运行中，风电场的运行机制还受到多种因素的影响。风速的随机性和间歇性使得风电机组的输出功率具有较大的波动，这给风电场的运行控制和电力调度带来了挑战。为了应对这一问题，风电场通常会采用多种控制策略和技术手段。例如，通过对风电场内多个风电机组的协调控制，实现功率的平滑输出；利用储能装置，如电池储能系统，对风电场输出功率进行调节和存储，提高风电场输出功率的稳定性和可靠性。2.1.2火电厂系统架构与发电流程火电厂作为传统的发电方式，其系统架构相对复杂，主要由锅炉、汽轮机、发电机以及一系列辅助设备组成，各部分协同工作，实现将燃料的化学能转化为电能的过程。锅炉是火电厂的核心设备之一，其作用是将燃料的化学能转化为热能，产生高温高压的蒸汽。以燃煤锅炉为例，燃料系统将煤炭从煤场通过输煤皮带等设备输送至锅炉的煤斗，然后经过给煤机进入磨煤机，在磨煤机中煤炭被研磨成煤粉。煤粉与从空气预热器送来的热空气混合后，通过燃烧器喷入炉膛进行燃烧，释放出大量的热能。炉膛内布置有大量的受热面，如水冷壁、过热器、再热器等，高温烟气在炉膛内流动，与受热面进行热交换，将热量传递给管内的水或蒸汽，使水逐渐升温、汽化，最终形成高温高压的过热蒸汽。汽轮机是将蒸汽的热能转化为机械能的设备。从锅炉出来的高温高压过热蒸汽通过主蒸汽管道进入汽轮机，蒸汽在汽轮机内膨胀做功，推动汽轮机的叶片旋转，进而带动发电机的转子旋转。汽轮机通常分为高压缸、中压缸和低压缸，蒸汽依次在各个缸内做功，随着蒸汽压力和温度的降低，其做功能力逐渐减弱。为了提高汽轮机的效率，现代火电厂通常采用回热循环和再热循环技术。回热循环是指从汽轮机的某些中间级抽出部分蒸汽，用于加热给水，提高给水温度，从而减少锅炉的燃料消耗；再热循环则是将汽轮机高压缸排出的蒸汽送回锅炉的再热器进行再次加热，然后再进入中压缸继续做功，提高蒸汽的做功能力。发电机是将机械能转化为电能的设备，其主要由定子和转子组成。汽轮机的转子与发电机的转子通过联轴器相连，当汽轮机转子旋转时，带动发电机转子同步旋转。发电机的转子上通有直流电流，形成一个旋转的磁场，定子绕组切割磁力线，从而在定子绕组中感应出电动势，产生交流电。发电机输出的电能经过主变压器升压后，通过输电线路输送至电网。除了上述主要设备外，火电厂还配备了一系列辅助设备，以保证整个系统的正常运行。例如，给水系统负责向锅炉提供充足的高品质水，经过预处理、除盐、除氧等环节，确保进入锅炉的水符合要求；冷却系统则用于冷却汽轮机排出的乏汽，使其凝结成水，回收热量并维持汽轮机的真空状态，常见的冷却方式有循环水冷却和直接空冷等；电气系统包括厂用电系统、励磁系统等，厂用电系统为火电厂内的各种设备提供电力支持，励磁系统则用于调节发电机的励磁电流，控制发电机的输出电压和无功功率。2.1.3风火打捆系统联合运行模式风火打捆系统是将风电场与火电厂通过输电线路连接起来，实现联合运行、共同向电网送电的一种电力系统运行模式。在这种模式下，风电场和火电厂在电力外送过程中相互协调配合，充分发挥各自的优势，以提高输电效率和电力系统的稳定性。在功率分配方面，风火打捆系统需要根据风电和火电的特点以及电网的需求进行合理规划。由于风能的随机性和间歇性，风电场的输出功率波动较大，而火电厂具有较强的调节能力，能够快速响应负荷变化。因此，在实际运行中，通常优先利用风电，当风电功率不足或波动较大时，由火电厂进行补充和调节，以保证系统输出功率的稳定。例如，在风速较低的时段，风电场输出功率较小，此时火电厂增加发电出力，满足电网负荷需求；而在风速较高且稳定的时段，风电场充分发挥其发电能力，火电厂则适当降低出力，以实现能源的优化利用。在调度控制方面，风火打捆系统需要建立一套完善的调度机制，实现对风电场和火电厂的统一调度和管理。电网调度中心实时监测风电场和火电厂的运行状态，包括功率输出、设备运行参数等信息，并根据电网的负荷预测和运行要求，下达调度指令。风电场和火电厂的控制系统根据调度指令，调整自身的运行状态，以满足电网的需求。例如，当电网负荷增加时，调度中心可能会要求火电厂增加出力，同时要求风电场尽量保持稳定输出；当电网发生故障或出现紧急情况时，调度中心能够迅速采取措施，协调风电场和火电厂的运行，保障电网的安全稳定运行。此外，风火打捆系统还需要考虑风电和火电之间的相互影响。由于风电机组大量采用电力电子变换器，其输出特性与传统火电机组有很大不同，可能会对电网的电压、频率和电能质量产生影响。同时，风电场的接入也可能改变系统的电气参数和潮流分布，对火电机组的运行产生一定的干扰。为了减少这些相互影响，需要在系统设计和运行过程中采取相应的措施。例如，通过优化风电场的控制策略，提高其对电网的适应性；在输电线路上安装无功补偿装置，改善电网的电压质量；加强风火打捆系统的稳定性分析和控制，确保系统在各种工况下都能安全稳定运行。2.2次同步振荡的基本概念与危害2.2.1次同步振荡的定义与频率范围次同步振荡（Sub-SynchronousOscillation，SSO）是指电力系统中由于电气系统与机械系统相互作用，产生的频率低于同步频率（在我国，电力系统的同步频率为50Hz）的振荡现象。这种振荡现象通常涉及到发电机轴系的扭振以及电气系统中的电流、电压波动。其频率范围一般在1Hz至20Hz之间，然而在特定的系统条件和运行工况下，该频率范围可能会有所变化。例如，在一些含有特殊电气设备或复杂输电网络的电力系统中，次同步振荡的频率可能会超出上述常规范围。次同步振荡的产生与电力系统的多种因素密切相关。在传统的火电系统中，串联补偿电容的应用是引发次同步振荡的重要原因之一。当输电线路采用串联电容补偿时，会改变系统的电气参数，使得电气系统的某些振荡频率与发电机轴系的固有扭振频率相互接近，从而引发次同步振荡。在大规模风电场接入电力系统后，情况变得更为复杂。风电机组大量采用电力电子变换器，这些变换器的快速控制特性和复杂的运行方式，会对系统的电气阻尼产生显著影响。当风电场与火电厂通过同一输电线路打捆运行时，风电机组与火电机组之间可能会发生机电耦合作用，进而激发次同步振荡。2.2.2次同步振荡对电力设备的损害次同步振荡对电力设备具有严重的损害，其中最为突出的是导致发电机轴系扭振疲劳。发电机轴系是一个复杂的机械系统，包含多个质量块和弹性部件，具有多个固有扭振模态。当次同步振荡发生时，电气系统的扰动会通过轴系传递，使轴系受到交变的扭矩作用。如果次同步振荡的频率与轴系的某个固有扭振频率接近，就会引发轴系的共振，导致轴系扭振的幅值急剧增大。长期的轴系扭振疲劳会使轴系部件的材料性能下降，出现裂纹、磨损等缺陷，严重缩短轴系的使用寿命，甚至可能造成轴系断裂等灾难性事故。例如，1970年美国Mohave电厂发生的次同步振荡事故，导致发电机轴系严重损坏，造成了巨大的经济损失。次同步振荡还会对变压器、线路等设备的正常运行产生不利影响。在次同步振荡过程中，变压器的铁芯会受到额外的交变磁密作用，导致铁芯损耗增加，温度升高。这不仅会降低变压器的效率，还可能加速变压器绝缘材料的老化，缩短变压器的使用寿命。对于输电线路而言，次同步振荡会使线路中的电流和电压产生波动，增加线路的有功损耗和无功损耗。同时，这种波动还可能导致线路保护装置误动作，影响电力系统的安全可靠运行。2.2.3对电力系统稳定性的影响次同步振荡对电力系统稳定性的影响十分显著，它会造成系统功率波动和电压不稳定。当次同步振荡发生时，发电机的输出功率会出现周期性的波动，这种波动会沿着输电线路传播，影响整个电力系统的功率平衡。如果功率波动过大，可能会导致系统频率下降，影响其他发电机组的正常运行，甚至引发系统频率崩溃。同时，次同步振荡还会引起系统电压的波动，使电压幅值偏离额定值。电压不稳定会影响电力设备的正常工作，导致电机转速下降、照明灯具闪烁等问题，严重时可能引发电压崩溃，造成大面积停电事故。在极端情况下，次同步振荡甚至可能引发系统解列。当次同步振荡的影响不断扩大，导致电力系统的稳定性遭到严重破坏时，为了保护系统的主要设备和防止事故进一步恶化，保护装置会动作，将系统分割成几个部分，即发生系统解列。系统解列会使电力系统的供电可靠性大幅降低，给社会生产和生活带来极大的不便和损失。例如，2009年我国某地区电网因次同步振荡问题发生系统解列事故，造成了该地区部分区域停电数小时，对当地的经济和社会秩序产生了严重影响。三、次同步振荡的产生机理3.1传统火电系统次同步振荡机理3.1.1串联补偿电容引发的次同步谐振在传统火电系统中，为提高输电线路的输送能力和改善电力系统的稳定性，常采用串联补偿电容。然而，这种补偿方式在一定条件下会引发次同步谐振（Sub-SynchronousResonance，SSR）现象，对电力系统的安全稳定运行构成严重威胁。当输电线路中接入串联补偿电容时，串联补偿电容C与发电机的电感L会形成一个谐振回路。根据电路理论，该谐振回路的谐振频率f_{0}可由公式f_{0}=\frac{1}{2\pi\sqrt{LC}}计算得出。在正常运行情况下，系统的电气参数处于稳定状态，该谐振回路并不会对系统产生明显影响。但当系统受到某些扰动时，情况就会发生变化。例如，当系统中出现短路故障、负荷突变等情况时，会产生一系列频率丰富的谐波分量。其中，某些频率的谐波分量可能与谐振回路的谐振频率f_{0}接近，从而激发谐振回路的强烈振荡。从异步发电机效应角度来看，当谐振发生时，发电机的转子转速会与电网频率出现差异，导致发电机进入异步运行状态。此时，发电机不仅不能向系统输送电能，反而会从系统吸收能量，呈现出异步发电机的特性。这种异步发电机效应会进一步加剧系统的振荡，使发电机的轴系受到交变扭矩的作用。机电扭振互作用也是串联补偿电容引发次同步谐振的重要原因。发电机的轴系是一个复杂的机械系统，具有多个固有扭振模态。当电气系统发生次同步谐振时，电气系统的振荡会通过轴系传递，与轴系的固有扭振模态相互作用。如果次同步谐振的频率与轴系的某个固有扭振频率接近，就会引发轴系的共振，导致轴系扭振的幅值急剧增大。长期的轴系扭振会使轴系部件承受疲劳应力，加速轴系部件的损坏，严重时甚至可能导致轴系断裂。暂态力矩放大作用在次同步谐振中也起到了关键作用。在次同步谐振过程中，电气系统的振荡会导致发电机的电磁力矩发生剧烈变化。这种变化的电磁力矩会通过轴系传递，在某些情况下会被放大，进一步加剧轴系的扭振。例如，当轴系的扭振频率与电磁力矩的变化频率接近时，会发生暂态力矩放大现象，使轴系受到的扭矩大幅增加。为了更直观地理解串联补偿电容引发的次同步谐振，以某实际火电系统为例。该系统中，输电线路长度为L_{0}，采用了串联补偿电容C_{0}，发电机的电感为L_{g}。在正常运行时，系统稳定运行，各项参数均在正常范围内。但当系统发生短路故障后，故障电流中的谐波分量激发了串联补偿电容与发电机电感形成的谐振回路，导致系统出现了次同步谐振。通过监测发电机的轴系扭振情况发现，轴系扭振的幅值迅速增大，超过了安全阈值，对发电机的安全运行造成了严重威胁。这一案例充分说明了串联补偿电容引发次同步谐振的危害性，也凸显了深入研究次同步谐振机理的重要性。3.1.2高压直流输电相关的次同步振荡随着电力系统的发展，高压直流输电（HighVoltageDirectCurrent，HVDC）技术因其具有输电容量大、输电距离远、损耗小等优点，在电力系统中得到了广泛应用。然而，高压直流输电系统与传统火电系统的相互作用，会引发次同步振荡问题，对电力系统的稳定性产生不利影响。高压直流输电系统主要由换流站、输电线路和控制系统等部分组成。在运行过程中，换流站通过换流器将交流电转换为直流电进行传输，然后在受端换流站再将直流电转换为交流电接入电网。换流器的控制策略对系统的运行特性起着关键作用。高压直流输电控制系统与发电机之间存在着复杂的相互作用。当系统发生扰动时，高压直流输电控制系统会对换流器的触发角进行调整，以维持直流输电的稳定。然而，这种调整会改变换流器的输出特性，进而影响到发电机的运行。例如，当系统出现功率波动时，高压直流输电控制系统可能会调整触发角，使换流器的输出电流发生变化。这种变化的电流会在发电机中产生附加的电磁力矩，与发电机的机械力矩相互作用，导致发电机的转速发生波动。从阻尼特性角度分析，高压直流输电系统对汽轮发电机组的频率振荡和次同步振荡均不起阻尼作用。这是因为直流输电系统输送的功率与网络频率无关，其控制系统的响应特性与传统交流系统不同。当系统发生次同步振荡时，高压直流输电系统无法像传统交流系统那样提供阻尼，抑制振荡的发展。相反，在某些情况下，高压直流输电系统的控制作用可能会削弱系统的阻尼，使次同步振荡更加严重。当汽轮发电机组与直流输电整流站距离很近、与交流大电网联系薄弱且额定功率与直流输电输送的额定功率在同一个数量级上时，更容易出现次同步振荡不稳定的情况。在这种情况下，常规电力负荷对汽轮发电机组次同步振荡的阻尼作用基本无效。因为此时系统的主要功率交换发生在汽轮发电机组与直流输电系统之间，而直流输电系统又缺乏对次同步振荡的阻尼能力，所以一旦系统受到扰动，就容易引发次同步振荡，并使其不断加剧。以某实际高压直流输电与火电联合运行系统为例。该系统中，汽轮发电机组与直流输电整流站距离较近，且两者的额定功率相近。在系统运行过程中，当发生负荷突变时，高压直流输电控制系统迅速调整触发角，导致换流器输出电流发生较大变化。这一变化使得发电机的电磁力矩出现波动，进而引发了发电机的次同步振荡。通过对系统的监测和分析发现，由于高压直流输电系统对次同步振荡缺乏阻尼作用，振荡幅值逐渐增大，对系统的稳定性造成了严重威胁。这一案例表明，在高压直流输电与火电联合运行的系统中，必须充分考虑高压直流输电相关的次同步振荡问题，采取有效的措施加以抑制，以确保电力系统的安全稳定运行。3.2风电场接入引发次同步振荡的新机制3.2.1双馈感应风电机组的电气耦合作用双馈感应风电机组（DFIG）在现代风电场中应用广泛，其独特的结构和运行方式使其与电网之间存在复杂的电气耦合作用，这种耦合在特定条件下会引发次同步振荡，对电力系统的稳定运行构成潜在威胁。DFIG通过背靠背的变频器与电网实现电气连接，其转子侧变流器（RSC）和网侧变流器（GSC）在控制风电机组的运行中起着关键作用。在正常运行时，RSC主要负责控制发电机的转子电流，实现最大功率追踪控制和无功功率调节；GSC则用于维持直流母线电压稳定，并控制风电机组与电网之间的有功和无功功率交换。然而，当系统出现扰动时，这些控制策略可能会导致电气系统与机械系统之间的相互作用发生变化，从而引发次同步振荡。从电气耦合的角度来看，DFIG的变频器相当于一个可控的电流源，其输出电流的频率、幅值和相位可以通过控制策略进行调节。在次同步频率范围内，变频器的控制参数与系统的电气参数相互作用，可能会导致电气阻尼的变化。当电气阻尼为负时，系统无法抑制次同步振荡的发展，反而会提供能量使其不断增强。具体来说，在次同步频率下，RSC的控制参数，如比例积分（PI）控制器的参数设置，会影响转子电流对定子电压的响应特性。如果PI控制器的参数选择不当，可能会导致转子电流在次同步频率下产生较大的波动，进而通过电气耦合作用影响到发电机的电磁转矩。发电机的电磁转矩与机械转矩之间的不平衡是引发次同步振荡的关键因素之一。当电磁转矩在次同步频率下出现波动时，会通过轴系传递到发电机的转子，使转子的转速发生变化。而转子转速的变化又会反过来影响发电机的电磁转矩，形成一个正反馈的过程，导致次同步振荡的加剧。例如，当系统受到扰动后，RSC的控制参数未能及时调整，使得转子电流在次同步频率下产生振荡，进而引起电磁转矩的振荡。这种振荡的电磁转矩作用在轴系上，会使轴系受到交变的扭矩，当扭矩的频率与轴系的某个固有扭振频率接近时，就会引发轴系的共振，导致次同步振荡的幅值迅速增大。为了更直观地理解双馈感应风电机组的电气耦合作用对次同步振荡的影响，以某实际风电场为例。该风电场采用了DFIG，在运行过程中，当风速发生突然变化时，风电机组的输出功率出现波动，同时系统中检测到了明显的次同步振荡。通过对风电机组的控制系统和电气参数进行分析发现，由于RSC的PI控制器参数在设计时未充分考虑次同步频率下的特性，导致在风速变化时，转子电流在次同步频率下产生了较大的振荡，进而引发了次同步振荡。这一案例充分说明了双馈感应风电机组的电气耦合作用在次同步振荡中的重要影响，也凸显了优化DFIG控制策略和参数设计的必要性。3.2.2直驱永磁风电机组的控制交互影响直驱永磁风电机组（PMSG）以其高效、可靠等优点在风电场中得到了越来越广泛的应用。然而，PMSG的控制系统与电网之间的交互作用较为复杂，在一定条件下会对次同步振荡产生显著影响，威胁电力系统的安全稳定运行。PMSG通常采用全功率变流器实现与电网的连接，其控制系统主要包括机侧变流器控制和网侧变流器控制。机侧变流器负责将发电机输出的电能进行整流，控制发电机的转速和功率；网侧变流器则将直流电能逆变为交流电，实现与电网的并网，并控制风电机组的有功和无功功率输出。这些控制系统通过快速的信号处理和精确的控制算法，实现对风电机组的高效运行控制。当PMSG接入电网后，其控制系统与电网之间会发生密切的交互作用。在次同步振荡的背景下，这种交互作用可能会导致系统的阻尼特性发生改变。例如，在网侧变流器的控制中，常用的比例积分（PI）控制策略在次同步频率下可能会产生相位滞后，使得变流器对电网电压的响应出现偏差。这种偏差会导致网侧变流器输出的电流中包含次同步频率分量，进而影响电网的电压和电流，改变系统的电气阻尼。从功率平衡的角度来看，PMSG的控制系统需要实时调整发电机的输出功率，以跟踪风速的变化并满足电网的需求。在这个过程中，如果控制系统的响应速度过快或过慢，都可能会引发次同步振荡。当风速突然变化时，机侧变流器需要迅速调整发电机的转速，以实现最大功率追踪。然而，如果机侧变流器的控制参数设置不合理，导致转速调整过程中出现超调或振荡，就会使发电机的输出功率出现波动，其中包含次同步频率分量。这些次同步频率分量通过电网传播，可能会与其他机组或系统元件发生相互作用，激发次同步振荡。以某实际直驱永磁风电场为例，该风电场在运行过程中出现了次同步振荡现象。通过对风电机组的控制系统和运行数据进行分析发现，网侧变流器的PI控制器参数在某些工况下会导致相位滞后，使得变流器输出电流中含有明显的次同步频率分量。同时，机侧变流器在风速变化时的控制响应不够精确，导致发电机输出功率波动较大，其中次同步频率分量与电网中的其他振荡分量相互耦合，最终引发了次同步振荡。这一案例表明，直驱永磁风电机组的控制系统与电网之间的交互作用对次同步振荡有着重要影响，优化控制系统的设计和参数调整对于抑制次同步振荡至关重要。3.2.3风电场群间的相互作用及振荡传播随着风电的大规模开发，风电场群的建设日益增多，风电场群内不同风电机组间的相互作用以及次同步振荡在风电场群间的传播问题逐渐受到关注。风电场群内的风电机组通过输电线路相互连接，形成了一个复杂的电力网络，当其中某一台风电机组发生次同步振荡时，可能会通过相互作用和振荡传播影响到其他风电机组，甚至整个风电场群，进而对电力系统的稳定性产生威胁。风电场群内不同风电机组之间存在着电气耦合和控制交互作用。从电气耦合方面来看，风电机组之间通过输电线路连接，输电线路的阻抗会影响风电机组之间的电气联系。当某一台风电机组发生次同步振荡时，振荡电流会通过输电线路传播到其他风电机组，导致其他风电机组的电气量也出现振荡。输电线路的电阻、电感和电容参数会影响振荡电流的传播特性，例如，较长的输电线路会增加振荡电流的衰减，但同时也可能会导致振荡的相位发生变化，使得不同风电机组之间的振荡相互叠加或抵消。在控制交互作用方面，风电场群内的风电机组通常采用相似的控制策略。当某一台风电机组受到扰动引发次同步振荡时，其控制系统的响应可能会通过通信网络或电气连接影响到其他风电机组的控制系统。如果多个风电机组的控制系统在次同步频率下的响应相互耦合，可能会形成正反馈机制，导致次同步振荡在风电场群内不断传播和放大。例如，当某一台风电机组的网侧变流器检测到电网电压中的次同步频率分量时，其控制系统可能会调整输出电流以抑制该分量。然而，这种调整可能会导致其他风电机组的网侧变流器也检测到类似的次同步频率分量，进而引发它们的控制系统做出相应调整，最终导致次同步振荡在风电场群内传播。次同步振荡在风电场群间的传播过程较为复杂，受到多种因素的影响。风电场群之间的电气距离是一个重要因素，电气距离越近，振荡传播的可能性越大。当两个风电场群通过短距离的输电线路连接时，次同步振荡很容易从一个风电场群传播到另一个风电场群。此外，风电场群的规模和结构也会影响振荡的传播。规模较大的风电场群，由于内部风电机组数量众多，相互之间的耦合关系更为复杂，次同步振荡在其中传播时可能会发生复杂的非线性变化。而风电场群的结构，如输电线路的布局、风电机组的分组方式等，也会影响振荡的传播路径和强度。以某实际风电场群为例，该风电场群由多个风电场组成，通过输电线路相互连接。在运行过程中，其中一个风电场发生了次同步振荡，随后振荡迅速传播到了与之相邻的风电场。通过对输电线路参数、风电机组控制策略以及振荡传播路径的分析发现，由于两个风电场之间的输电线路较短，电气距离小，振荡电流能够快速传播。同时，风电场群内的风电机组采用了相似的控制策略，在次同步振荡发生时，各风电机组的控制系统相互影响，导致振荡在风电场群内不断放大。这一案例充分说明了风电场群间的相互作用及振荡传播对电力系统稳定性的重要影响，也为研究次同步振荡的传播特性和抑制措施提供了实际依据。3.3风火打捆系统次同步振荡的综合作用机理3.3.1风电与火电系统的机电耦合过程在风火打捆系统中，风电与火电系统之间存在着复杂的机电耦合过程，这种耦合在次同步振荡的发生和发展中起着关键作用。从电气层面来看，风电场与火电厂通过输电线路相连，形成了一个紧密耦合的电气网络。风电机组和火电机组的输出功率相互影响，共同决定了输电线路中的电流和电压分布。以双馈感应风电机组（DFIG）为例，其通过变频器与电网连接，变频器的控制策略会影响风电机组的输出电流特性。当风电场的输出功率发生波动时，会导致输电线路中的电流出现变化，进而影响火电厂侧的电气量。由于火电机组的同步发电机与输电线路直接相连，输电线路电流的变化会引起发电机的电磁转矩发生改变。当电磁转矩的变化频率与发电机轴系的固有扭振频率接近时，就会激发轴系的扭振，为次同步振荡的发生提供了条件。在机械层面，火电机组的轴系是一个复杂的机械系统，具有多个固有扭振模态。当电气系统发生扰动时，电磁转矩的变化会通过轴系传递，使轴系受到交变的扭矩作用。如果这种扭矩的频率与轴系的某个固有扭振频率匹配，就会引发轴系的共振，导致轴系扭振的幅值急剧增大。而风电场的接入会改变系统的电气参数和功率分布，从而间接影响火电机组轴系的机械特性。例如，当风电场的输出功率增加时，可能会导致火电机组的出力下降，轴系的转速和扭矩也会相应发生变化。这种变化可能会使轴系的固有扭振频率发生漂移，增加了与电气系统扰动频率匹配的可能性，从而加剧次同步振荡。为了更深入地理解风电与火电系统的机电耦合过程，以某实际风火打捆系统为例。该系统中风电场采用了DFIG，火电厂为常规燃煤电厂。在运行过程中，当风速突然变化时，风电场的输出功率出现大幅波动。这一波动导致输电线路中的电流发生变化，进而使火电厂发电机的电磁转矩出现振荡。由于电磁转矩的振荡频率与火电机组轴系的某个固有扭振频率接近，引发了轴系的强烈扭振，最终导致了次同步振荡的发生。通过对该案例的分析可知，风电与火电系统的机电耦合是一个相互作用、相互影响的复杂过程，在次同步振荡的产生中扮演着重要角色。3.3.2控制系统之间的相互干扰与协同效应风电和火电控制系统在风火打捆系统中起着核心作用，然而，它们之间存在着复杂的相互干扰与协同效应，对次同步振荡的产生和发展有着重要影响。风电机组的控制系统主要包括最大功率追踪控制、桨距角控制、变流器控制等多个部分。火电机组的控制系统则涵盖了调速系统、励磁系统等关键环节。这些控制系统在运行过程中，通过传感器实时监测机组的运行状态，并根据预设的控制策略对机组进行调节。当风电场和火电厂联合运行时，两者的控制系统之间可能会产生相互干扰。在次同步频率范围内，风电机组的变流器控制可能会与火电机组的励磁系统控制发生相互作用。风电机组的变流器通过快速调节输出电流来实现对风电机组的控制，但其控制过程中会产生一系列的谐波分量，其中部分谐波分量可能会与火电机组的励磁系统产生相互干扰。当变流器输出的次同步频率电流谐波注入电网后，可能会影响火电机组的端电压，进而导致励磁系统的控制参数发生变化。这种变化可能会使励磁系统对发电机的励磁电流调节出现偏差，影响发电机的电磁转矩稳定性，为次同步振荡的发生埋下隐患。风电机组的最大功率追踪控制策略也可能与火电机组的调速系统产生相互影响。风电机组的最大功率追踪控制旨在根据风速的变化实时调整风电机组的运行状态，以捕获最大风能。然而，这种快速的功率调整可能会导致电网频率的波动。火电机组的调速系统则负责根据电网频率的变化调整机组的出力，以维持电网频率的稳定。当风电机组的功率调整引起电网频率波动时，火电机组的调速系统会做出响应，调整机组的出力。这种频繁的出力调整可能会使火电机组的轴系受到额外的扭矩冲击，增加了次同步振荡发生的风险。风电和火电控制系统之间也存在着一定的协同效应。在风火打捆系统中，如果能够合理设计和协调风电和火电的控制系统，使其相互配合，可以有效提高系统的稳定性，抑制次同步振荡的发生。可以通过建立统一的协调控制策略，使风电机组和火电机组在功率调节、频率控制等方面实现协同工作。当电网负荷发生变化时，风电机组和火电机组的控制系统可以根据各自的特点和优势，合理分配功率调节任务，共同维持电网的稳定运行。风电机组可以利用其快速响应特性，首先对负荷变化做出反应，快速调整输出功率；火电机组则可以根据风电机组的调节情况，进行适当的功率补充和调整，确保系统的功率平衡和频率稳定。通过这种协同控制，可以减少控制系统之间的相互干扰，提高系统的整体稳定性，降低次同步振荡发生的可能性。四、相互作用的影响因素分析4.1系统参数方面4.1.1火电机组轴系参数对振荡的影响火电机组轴系参数在次同步振荡中起着关键作用，其固有频率和阻尼特性直接关系到系统的振荡特性和稳定性。轴系的固有频率是轴系的重要特征参数，它由轴系的结构、质量分布以及刚度等因素决定。当电气系统的扰动频率与轴系的固有频率接近或相等时，会引发轴系的共振，导致轴系扭振的幅值急剧增大。以某实际火电机组为例，其轴系包含高压缸（HP）、中压缸（IP）、低压缸（LP）、发电机（GEN）和励磁机（EXC）等多个质量块，各质量块之间通过弹性轴段连接。根据轴系动力学理论，可建立轴系的数学模型，并计算出其固有频率。假设该火电机组轴系的某一固有频率为f_{n}，当电气系统中出现频率为f_{e}的扰动，且\vertf_{e}-f_{n}\vert较小时，轴系就会受到强烈的激励，发生共振现象。此时，轴系扭振的幅值可能会超出安全范围，对轴系部件造成严重的疲劳损伤，甚至导致轴系断裂。轴系的阻尼对次同步振荡的发展也有着重要影响。阻尼是指物体在振动过程中消耗能量的能力，轴系阻尼主要包括机械阻尼和电气阻尼。机械阻尼来源于轴系部件之间的摩擦、材料的内耗等，它能够消耗轴系振动的能量，抑制振荡的发展。电气阻尼则是由于电气系统与轴系之间的相互作用而产生的，其大小与电气系统的参数和运行状态密切相关。在风火打捆系统中，风电场的接入会改变电气系统的参数，进而影响轴系的电气阻尼。当风电场采用双馈感应风电机组（DFIG）时，DFIG的控制策略会影响其输出电流的特性，从而改变电气系统对轴系的作用。如果DFIG的控制参数设置不当，可能会导致电气阻尼为负，使轴系的振荡得不到抑制，反而不断加剧。在某风火打捆系统中，由于DFIG的网侧变流器控制参数不合理，导致在次同步频率下电气阻尼为负，火电机组轴系的次同步振荡幅值不断增大，最终引发了轴系保护动作。4.1.2风电场规模与布局的作用风电场规模与布局是影响次同步振荡的重要因素，其装机容量、风机数量及布局方式的变化会对次同步振荡产生显著影响。随着风电场装机容量的增加，风电场向系统注入的功率也相应增大，这会改变系统的潮流分布和电气参数，进而影响次同步振荡的特性。当风电场装机容量较小时，其对系统的影响相对较小，次同步振荡的幅值和频率变化较为平缓。但当装机容量增大到一定程度时，风电场与火电机组之间的相互作用会增强，可能会导致次同步振荡的幅值增大，频率发生漂移。在某风火打捆系统中，随着风电场装机容量的逐步增加，火电机组轴系的次同步振荡幅值呈现出先缓慢增加，后快速上升的趋势。通过对系统的分析发现，这是因为装机容量增大后，风电场的输出功率波动对系统电气参数的影响更为显著，使得电气系统与轴系之间的耦合作用增强，从而加剧了次同步振荡。风机数量的变化也会对次同步振荡产生影响。风机数量增多，风电场内部的电气连接和控制关系变得更加复杂，不同风机之间的相互作用可能会引发新的振荡模式。风机之间的电气耦合会导致振荡在风电场内部传播，当传播到一定程度时，可能会与火电机组发生相互作用，激发次同步振荡。在一个大型风电场中，当风机数量从N_{1}增加到N_{2}时，通过仿真分析发现，风电场内部出现了新的次同步振荡模式，并且这种振荡模式传播到了火电机组，导致火电机组轴系的次同步振荡加剧。风电场的布局方式同样会影响次同步振荡。不同的布局方式会导致风电场内部的电气距离和阻抗分布不同，从而影响振荡的传播和相互作用。集中式布局的风电场，风机之间的电气距离较短，电气耦合较强，振荡传播速度较快；而分散式布局的风电场，风机之间的电气距离较长，电气耦合相对较弱，振荡传播速度较慢。在某风电场中，分别采用集中式和分散式布局进行仿真研究。结果表明，集中式布局下，次同步振荡在风电场内部传播迅速，更容易与火电机组发生相互作用，导致火电机组轴系的次同步振荡幅值较大；而分散式布局下，次同步振荡的传播受到一定抑制，对火电机组的影响相对较小。4.1.3输电线路参数的关联输电线路作为连接风电场与火电厂的关键纽带，其电阻、电感、电容等参数与次同步振荡存在着紧密的相互关系。输电线路的电阻会影响系统的有功功率损耗和电气阻尼。当电阻增大时，线路上的有功功率损耗增加，系统的能量消耗增大，这会导致电气阻尼增大，对次同步振荡起到一定的抑制作用。然而，电阻过大也会导致输电效率降低，影响电力的传输。在某风火打捆系统中，通过改变输电线路的电阻值进行仿真分析。当电阻从R_{1}增大到R_{2}时，次同步振荡的幅值有所减小，这表明电阻增大增强了电气阻尼，抑制了次同步振荡。但同时，输电线路的有功功率损耗也明显增加，降低了输电效率。电感是输电线路的重要参数之一，它对次同步振荡的影响较为复杂。电感会影响系统的电抗和电气谐振频率。在次同步振荡的背景下，电感与电容共同作用，可能会形成谐振回路，当电气系统的扰动频率与谐振频率接近时，会引发次同步谐振，加剧振荡。在含有串联补偿电容的输电线路中，电感与电容的参数匹配至关重要。如果电感值过大或过小，都可能导致谐振频率与次同步振荡频率接近，从而引发严重的次同步振荡。在某实际输电线路中，由于电感与电容参数不匹配，导致在次同步频率下发生了谐振，火电机组轴系的次同步振荡幅值急剧增大，对系统的安全稳定运行造成了严重威胁。电容在输电线路中同样起着重要作用。串联补偿电容常用于提高输电线路的输送能力，但它也会改变系统的电气参数，增加次同步振荡的风险。当输电线路中接入串联补偿电容时，会使系统的等效电容增大，从而改变谐振频率。如果谐振频率与轴系的固有频率接近，就会引发次同步振荡。在某风火打捆系统中，输电线路采用了串联补偿电容，在运行过程中，由于电容参数的变化，导致谐振频率与火电机组轴系的某一固有频率接近，引发了次同步振荡。通过调整电容参数，使谐振频率远离轴系固有频率，有效抑制了次同步振荡的发生。4.2运行条件方面4.2.1风速变化对风电机组及系统的影响风速作为风电场运行的关键因素，其变化对风电机组的运行状态和风火打捆系统的次同步振荡有着显著影响。不同风速条件下，风电机组的运行特性会发生明显改变，进而影响整个系统的稳定性。当风速处于较低水平时，风电机组的输出功率较小，其运行状态相对稳定。在这种情况下，风电机组对系统的影响较小，次同步振荡的幅值和频率变化相对平缓。在某风火打捆系统中，当风速低于切入风速的80%时，风电机组的输出功率仅为额定功率的20%左右。此时，通过对系统的监测发现，次同步振荡的幅值在较小范围内波动，频率也较为稳定，对火电机组的影响可以忽略不计。随着风速的增加，风电机组逐渐进入额定风速范围内运行，输出功率逐渐增大。然而，风速的波动也会随之加剧，这会导致风电机组的输出功率出现波动。风电机组输出功率的波动会通过输电线路传递到火电机组，影响火电机组的运行稳定性。在某风电场中，当风速在额定风速的90%-110%范围内波动时，风电机组的输出功率波动幅度达到了额定功率的15%左右。这种波动使得输电线路中的电流出现明显变化，进而影响到火电机组的电磁转矩，导致火电机组轴系的次同步振荡幅值有所增加。当风速超过额定风速时，风电机组为了保护自身设备安全，会采取桨距角控制等措施来限制输出功率。在这一过程中，风电机组的控制策略会发生变化，其与系统的相互作用也会改变。桨距角的调整会导致风轮捕获的风能发生变化，进而影响风电机组的输出功率和电磁转矩。这种变化可能会与火电机组的轴系产生相互作用，引发次同步振荡。在某实际风电场中，当风速超过额定风速的120%时，风电机组启动桨距角控制，桨距角迅速增大。此时，通过对系统的监测发现，次同步振荡的频率发生了漂移，幅值也有所增大，对系统的稳定性造成了一定威胁。4.2.2火电负荷波动的作用火电机组负荷波动是影响风火打捆系统次同步振荡的重要因素之一，其对系统功率平衡和次同步振荡有着不可忽视的影响。当火电机组负荷发生波动时，会打破系统原有的功率平衡状态，导致系统的潮流分布发生变化，进而影响次同步振荡的特性。在火电机组负荷增加的情况下，为了满足负荷需求，火电机组会增加发电出力。这会导致火电机组的电磁转矩增大，轴系的转速和扭矩也会相应发生变化。由于轴系的固有扭振频率与电磁转矩的变化密切相关，当电磁转矩变化时，轴系的固有扭振频率可能会发生漂移。如果此时系统中存在其他因素引发的次同步振荡，轴系固有扭振频率的漂移可能会使其与次同步振荡频率更加接近，从而加剧次同步振荡。在某风火打捆系统中，当火电机组负荷增加20%时，通过对轴系参数的监测发现，轴系的固有扭振频率发生了明显漂移，与次同步振荡频率的差值减小。同时，次同步振荡的幅值也随之增大，对系统的稳定性产生了较大影响。相反，当火电机组负荷减少时，火电机组会降低发电出力，电磁转矩减小。这可能会导致轴系的转速和扭矩发生反向变化，同样会影响轴系的固有扭振频率。在某实际系统中，当火电机组负荷减少15%时，轴系的固有扭振频率向低频方向漂移。这种漂移可能会使轴系在次同步频率下的阻尼特性发生改变，如果阻尼减小，就会为次同步振荡的发展提供条件。火电机组负荷波动还会影响系统的功率平衡。当负荷波动较大时，可能会导致系统出现功率缺额或过剩的情况。为了维持系统的功率平衡，风电场和风电机组可能需要调整出力。然而，由于风电场的出力受到风速等因素的限制，其调整能力有限。在这种情况下，系统可能会出现功率不平衡，进而引发频率波动和电压变化。这些变化会对次同步振荡产生间接影响，可能会改变次同步振荡的幅值和频率，增加系统的不稳定因素。4.2.3电网运行方式改变的影响电网运行方式的改变，如接线方式、运行电压等的调整，会对次同步振荡产生重要影响，威胁电力系统的安全稳定运行。电网接线方式的改变会直接影响系统的电气参数和潮流分布。当电网采用不同的接线方式时，输电线路的阻抗、导纳等参数会发生变化，这会改变系统的电气谐振频率。在次同步振荡的背景下，电气谐振频率的变化可能会导致次同步谐振的发生或加剧。在某电网中，当从单回输电线路接线方式改为双回输电线路接线方式时，输电线路的总阻抗减小，电气谐振频率发生了改变。通过对系统的仿真分析发现，在新的接线方式下，次同步谐振的风险增加，次同步振荡的幅值有所增大。运行电压的变化也是影响次同步振荡的重要因素。当电网运行电压升高时，电气设备的绝缘性能可能会受到考验，同时系统的无功功率需求也会发生变化。对于风电机组和火电机组来说，运行电压的升高可能会导致其励磁电流增大，电磁转矩发生变化。这种变化可能会与轴系的固有扭振特性相互作用，引发次同步振荡。在某风火打捆系统中，当运行电压升高10%时，风电机组和火电机组的励磁电流均有所增大，电磁转矩也发生了明显变化。通过对轴系扭振情况的监测发现，次同步振荡的幅值和频率都发生了改变，对系统的稳定性产生了不利影响。相反，当运行电压降低时，电气设备的输出功率可能会受到限制，系统的有功功率传输能力也会下降。在这种情况下，为了满足负荷需求，火电机组可能需要增加出力，这会导致轴系的负荷加重。如果轴系在低电压运行时的阻尼特性较差，就容易引发次同步振荡。在某实际系统中，当运行电压降低8%时，火电机组为了维持系统的功率平衡，增加了发电出力。由于轴系在低电压下的阻尼减小，次同步振荡的幅值逐渐增大，对系统的安全稳定运行造成了严重威胁。4.3控制策略方面4.3.1风电机组控制策略的影响风电机组控制策略在次同步振荡中扮演着关键角色，最大功率跟踪控制和无功控制策略对次同步振荡有着显著影响。最大功率跟踪控制是风电机组运行的重要控制策略之一，其目的是使风电机组在不同风速条件下都能捕获最大风能，提高发电效率。在实际运行中，最大功率跟踪控制通常通过调节风电机组的桨距角和发电机的转速来实现。当风速发生变化时，风电机组的控制系统会根据预设的最大功率跟踪曲线，调整桨距角和发电机转速，使风电机组始终运行在最大功率点附近。在次同步振荡的背景下，最大功率跟踪控制可能会对系统的稳定性产生影响。当风速波动较大时，风电机组的最大功率跟踪控制可能会导致发电机输出功率的快速变化。这种快速变化的功率会通过输电线路传递到火电机组，影响火电机组的运行稳定性。由于火电机组的调速系统和励磁系统存在一定的惯性，无法迅速响应风电机组输出功率的变化，可能会导致火电机组的电磁转矩出现波动。当电磁转矩的波动频率与火电机组轴系的固有扭振频率接近时，就会激发轴系的扭振，进而引发次同步振荡。在某风火打捆系统中，当风速在短时间内快速变化时，风电机组的最大功率跟踪控制使发电机输出功率出现大幅波动。通过对火电机组的监测发现，其电磁转矩也随之发生振荡，轴系的次同步振荡幅值明显增大。无功控制策略同样会影响次同步振荡。风电机组的无功控制主要是通过调节变流器的控制参数，实现对风电机组无功功率的调节。在实际运行中，无功控制策略通常包括定功率因数控制、无功功率补偿控制等。定功率因数控制是指风电机组保持输出功率因数恒定，通过调节无功功率来维持电网电压的稳定；无功功率补偿控制则是根据电网的无功需求，风电机组提供相应的无功功率，以改善电网的无功平衡。在次同步振荡的情况下，无功控制策略的不当调整可能会加剧振荡。在定功率因数控制中，如果功率因数设置不合理，可能会导致风电机组在次同步频率下的无功功率输出出现波动。这种波动会影响电网的电压稳定性，进而影响火电机组的运行。当电网电压出现波动时，火电机组的励磁系统会做出响应，调整励磁电流以维持电压稳定。然而，这种调整可能会与风电机组的无功控制产生相互作用，导致次同步振荡的加剧。在某风火打捆系统中，由于风电机组的功率因数设置过低，在次同步频率下，风电机组的无功功率输出出现较大波动，导致电网电压不稳定。火电机组的励磁系统为了维持电压稳定，频繁调整励磁电流，最终引发了次同步振荡的加剧。4.3.2火电控制系统与风电的兼容性火电控制系统与风电控制系统之间的兼容性对次同步振荡有着重要影响。火电机组的调速系统和励磁系统在次同步振荡中发挥着关键作用，其与风电控制系统的协同工作能力直接关系到系统的稳定性。火电机组的调速系统主要负责根据电网频率的变化调整机组的出力，以维持电网频率的稳定。在传统的火电系统中，调速系统通过调节汽轮机的进汽量来改变机组的出力。然而，在风火打捆系统中，由于风电机组的接入，电网频率的波动特性发生了变化，这对火电机组的调速系统提出了更高的要求。当风电机组的输出功率发生波动时，会导致电网频率出现变化。火电机组的调速系统需要及时响应这种变化，调整机组的出力。如果调速系统的响应速度过慢或调节精度不够，就无法有效地维持电网频率的稳定，可能会引发次同步振荡。在某风火打捆系统中，当风电机组的输出功率突然增加时，电网频率上升。火电机组的调速系统未能及时降低出力，导致电网频率持续升高。这种频率的变化使得火电机组的轴系受到额外的扭矩冲击，最终引发了次同步振荡。火电机组的励磁系统主要负责调节发电机的励磁电流，控制发电机的输出电压和无功功率。在风火打捆系统中，励磁系统与风电控制系统的兼容性也至关重要。风电机组的无功控制策略会影响电网的无功功率分布，进而影响火电机组的励磁系统。如果励磁系统无法适应风电控制系统的变化，可能会导致发电机的输出电压不稳定，影响系统的稳定性。在某风火打捆系统中，风电机组采用了无功功率补偿控制策略，向电网注入了大量的无功功率。由于火电机组的励磁系统未能及时调整，导致发电机的输出电压过高，引发了次同步振荡。当火电与风电控制系统不兼容时，可能会导致次同步振荡的加剧。在次同步频率下，火电与风电控制系统的相互作用可能会产生负阻尼效应。如果火电机组的调速系统和励磁系统在次同步频率下的响应与风电机组的控制策略不匹配，就会导致系统的阻尼减小，次同步振荡的幅值不断增大。在某实际系统中，由于火电与风电控制系统的参数设置不合理，在次同步频率下，两者的相互作用产生了负阻尼效应，使得次同步振荡迅速发展，最终导致系统失去稳定。4.3.3协调控制策略对相互作用的调节协调控制策略在风火打捆系统中具有重要作用，它能够有效调节风电与火电之间的相互作用，抑制次同步振荡的发生。通过建立统一的协调控制策略，可以实现风电机组和火电机组在功率调节、频率控制等方面的协同工作，提高系统的稳定性。在功率调节方面，协调控制策略可以根据风电和火电的特性以及电网的需求，合理分配两者的发电出力。当风速变化导致风电场输出功率波动时，协调控制策略可以使火电机组及时调整出力，补充或削减风电的功率变化，维持系统的功率平衡。在风速突然降低，风电场输出功率大幅下降时，协调控制策略可以指令火电机组迅速增加出力，满足电网的负荷需求，避免因功率缺额导致系统频率下降和次同步振荡的发生。在频率控制方面，协调控制策略可以使风电机组和火电机组共同参与电网频率的调节。风电机组可以利用其快速响应特性，对电网频率的微小变化做出迅速反应，通过调整发电机的转速和功率输出，为电网提供频率支撑。火电机组则可以根据风电机组的调节情况，进行适当的功率调整，确保系统频率的稳定。当电网频率出现波动时，风电机组首先调整出力，火电机组随后根据频率变化的趋势和幅度，调整自身的出力，两者相互配合，共同维持电网频率在正常范围内。在实际应用中，协调控制策略对次同步振荡的抑制效果显著。通过某实际风火打捆系统的运行数据对比分析发现，在采用协调控制策略之前，系统在某些工况下容易出现次同步振荡，且振荡幅值较大。而在采用协调控制策略之后，系统的稳定性得到了明显提高，次同步振荡的幅值大幅减小，发生频率也明显降低。这表明协调控制策略能够有效地调节风电与火电之间的相互作用，抑制次同步振荡的发生，保障了风火打捆系统的安全稳定运行。五、分析方法与模型建立5.1常用分析方法介绍5.1.1复转矩系数法复转矩系数法是一种深入分析电力系统次同步振荡特性的重要方法，其核心在于通过对发电机转子相对角度施加小值振荡，进而精确计算电气复转矩和机械复转矩，以此来剖析系统在特定频率下的振荡特性。在实际应用中，当对发电机转子相对角度\delta施加一个频率为h（h\lt50Hz）的强制小值振荡\Delta时，系统中的电气系统和机械系统会产生相应的响应，分别得到电气复转矩\Deltae和机械复转矩\Deltam。为了更清晰地描述系统的振荡特性，定义电气复转矩系数为K_{e}+jD_{e}，其中K_{e}为电气弹簧系数，D_{e}为电气阻尼系数；机械复转矩系数为K_{m}+jD_{m}，K_{m}称为机械弹簧系数，D_{m}为机械阻尼系数。通过对这些系数的细致比较和分析，能够精准地判断系统在频率为h时的振荡特性。当K_{m}+K_{e}\to0时，这表明系统处于临界状态。此时，如果D_{m}+D_{e}\lt0，则意味着系统对于该频率h的轴系振荡模式是不稳定的。在某实际风火打捆系统中，利用复转矩系数法对其进行分析。通过计算得到在某一特定频率下，K_{m}+K_{e}的值非常接近0，且D_{m}+D_{e}\lt0，这预示着该系统在这一频率下存在次同步振荡的风险。后续的实际运行监测也证实了这一结论，该系统在该频率下确实发生了次同步振荡，验证了复转矩系数法的有效性。复转矩系数法具有显著的优势，它能够快速地评估电力系统在特定频率下的稳定性，为电力系统的运行和维护提供了重要的参考依据。然而，该方法也存在一定的局限性，它需要准确的系统参数和详细的运行数据，否则计算结果的准确性会受到影响。在实际应用中，系统参数可能会随着运行条件的变化而发生改变，获取准确的运行数据也可能存在一定的困难，这些因素都限制了复转矩系数法的应用范围。5.1.2特征值分析法特征值分析法是基于系统在小扰动下的线性化模型展开的，通过精确计算系统的各个特征值、对应的特征矢量及相关因子，从而深入分析轴系扭振模式及其阻尼特性，以及轴系质量块的扭振幅度和相位的相对关系。在构建系统的小扰动线性化模型时，需要综合考虑系统中的各种因素，包括发电机的电气参数、轴系的机械参数以及控制系统的特性等。通过对这些因素的合理简化和线性化处理，得到系统的状态方程。对状态方程进行求解，得到系统的特征值。这些特征值包含了丰富的信息，能够直观地反映系统的稳定性和振荡特性。正实部的特征值表明系统是不稳定的，存在振荡加剧的风险；负实部的特征值则表示系统是稳定的，振荡会逐渐衰减。特征值的虚部对应着系统的振荡频率，通过分析特征值的虚部，可以确定系统中存在的振荡模式。在某电力系统中，通过特征值分析法计算得到系统的特征值，发现其中一个特征值的实部为正，虚部对应的频率在次同步频率范围内。这表明该系统在这一次同步频率下存在不稳定的振荡模式，可能会引发次同步振荡。进一步分析特征矢量和相关因子，可以找出与扭振模式强相关的质量块。这些质量块在次同步振荡中起着关键作用，对它们进行监测和控制，可以有效地抑制次同步振荡的发生。特征值分析法具有理论严密、物理概念清晰、分析准确度高等优点，能够为电力系统的稳定性分析提供全面、深入的信息。然而，该方法也面临着一些挑战。在处理多机电力系统时，由于系统规模庞大，涉及的变量和参数众多，导致求特征值的矩阵阶数非常高，计算量巨大，这使得特征值分析法难以适应多机电力系统的情况。特征值分析法对系统参数的准确性要求极高，任何参数的偏差都可能导致分析结果的偏差，从而影响对系统稳定性的判断。5.1.3时域仿真法时域仿真法是一种通过数值积分的方法逐步求解描述整个系统的微分方程组，以此来详细模拟发电机、系统控制器以及系统故障、开关动作等各种网络操作的分析方法。在实际应用中，时域仿真法所采用的数学模型具有很强的灵活性，可以是线性的，也可以是非线性的；网络元件既可以采用集中参数模型，也可采用分布参数模型；发电机组轴系的弹簧-质量块可以划分得更细，甚至可以采用分布参数模型。这种灵活性使得时域仿真法能够更加真实地模拟电力系统的实际运行情况。通过时域仿真法，可以得到各变量随时间变化的详细曲线，这些曲线包含了系统在不同时刻的运行状态信息。通过对这些曲线的分析，可以清晰地观察到系统在受到扰动后的动态响应过程，包括次同步振荡的发生、发展和衰减情况。在某风火打捆系统中，利用时域仿真法对系统在发生短路故障后的运行情况进行模拟。通过求解系统的微分方程组，得到了发电机的电磁转矩、轴系扭振角度以及输电线路电流等变量随时间变化的曲线。从这些曲线中可以看出，在短路故障发生后，系统迅速出现了次同步振荡，振荡的幅值和频率随着时间的推移发生了变化。通过对曲线的进一步分析，还可以研究各种非线性因素对次同步振荡的影响。在实际电力系统中，发电机的饱和特性、控制系统的限幅特性等非线性因素都会对次同步振荡产生重要影响。时域仿真法能够计及这些非线性因素的作用，从而更准确地揭示次同步振荡的特性和规律。时域仿真法是研究暂态力矩放大作用的基本工具。在电力系统发生故障或受到大扰动时，暂态力矩放大作用可能会导致轴系受到巨大的扭矩冲击，从而引发严重的次同步振荡。通过时域仿真法，可以详细模拟暂态过程中系统的动态响应，分析暂态力矩放大作用的机制和影响。时域仿真法也存在一些不足之处，它的计算量较大，对计算机的性能要求较高，而且仿真结果的准确性依赖于模型的准确性和参数的合理性。5.2风火打捆系统模型构建5.2.1风电场模型建立风电场模型的建立是研究风火打捆系统次同步振荡的重要基础，其准确性直接影响到后续分析的可靠性。风电场模型主要包括风电机组、集电系统和控制系统模型，各部分模型相互关联，共同体现风电场的运行特性和控制策略。风电机组是风电场的核心设备，常见的类型有双馈异步风力发电机（DFIG）和永磁同步风力发电机（PMSG）。以DFIG为例，其数学模型基于dq坐标系下的电压方程和磁链方程构建。在dq坐标系下，定子电压方程为：\begin{cases}u_{sd}=-R_{s}i_{sd}-\omega_{1}\psi_{sq}+p\psi_{sd}\\u_{sq}=-R_{s}i_{sq}+\omega_{1}\psi_{sd}+p\psi_{sq}\end{cases}转子电压方程为：\begin{cases}u_{rd}=-R_{r}i_{rd}-(\omega_{1}-\omega_{r})\psi_{rq}+p\psi_{rd}\\u_{rq}=-R_{r}i_{rq}+(\omega_{1}-\omega_{r})\psi_{rd}+p\psi_{rq}\end{cases}其中，u_{sd}、u_{sq}分别为定子d、q轴电压，i_{sd}、i_{sq}分别为定子d、q轴电流，\psi_{sd}、\psi_{sq}分别为定子d、q轴磁链，R_{s}为定子电阻，\omega_{1}为同步角速度，p为微分算子；u_{rd}、u_{rq}分别为转子d、q轴电压，i_{rd}、i_{rq}分别为转子d、q轴电流，\psi_{rd}、\psi_{rq}分别为转子d、q轴磁链，R_{r}为转子电阻，\omega_{r}为转子角速度。通过这些方程，可以准确描述DFIG的电气特性。集电系统负责将各个风电机组产生的电能收集起来，并传输至升压站。其模型通常采用电路理论进行建立，考虑集电线路的电阻、电感、电容等参数，以及箱式变电站的变比、漏抗等特性。在某风电场集电系统模型中，集电线路采用π型等效电路进行模拟，箱式变电站则采用理想变压器模型结合漏抗进行表示。通过这样的模型构建，可以准确描述集电系统的电能传输特性，为研究风电场内部的功率流动和电气耦合关系提供基础。控制系统模型则主要模拟风电机组的控制策略，包括最大功率追踪控制、桨距角控制、变流器控制等。最大功率追踪控制是通过调节发电机的转速，使风电机组在不同风速下都能捕获最大风能。在实际应用中，常用的最大功率追踪控制方法有基于功率信号反馈的方法和基于叶尖速比的方法。基于功率信号反馈的方法通过实时监测风电机组的输出功率，根据功率-转速曲线调整发电机的转速，以实现最大功率追踪。桨距角控制则是在风速过高时，通过调整桨距角，限制风轮捕获的风能，保护风电机组的安全运行。在某风电场控制系统模型中，桨距角控制采用比例积分（PI）控制器，根据风速和发电机转速的偏差，调整桨