大规模风电外送次同步振荡机理剖析与应对策略研究

大规模风电外送次同步振荡机理剖析与应对策略研究一、引言1.1研究背景与意义随着全球对清洁能源的需求不断增长，风能作为一种清洁、可再生的能源，在电力行业中的地位日益重要。近年来，大规模风电外送工程在世界范围内迅速发展，成为实现能源转型和可持续发展的关键举措。据相关数据显示，截至2023年底，全球风电装机容量已超过800GW，且仍保持着每年两位数的增长率。中国作为风电发展的领军国家，风电装机规模持续扩大，到2023年底，中国风电累计装机容量达到380GW，占全球总量的近一半，仅2023年新增装机容量就超过75GW，同比增长30%。内蒙古、甘肃等地的风电基地建设取得显著进展，如内蒙古正高标准推进建设六个千万千瓦级风电光伏外送大基地，旨在为京津冀、长三角输送大规模清洁能源。大规模风电外送工程的发展，有效缓解了能源供需地域不平衡的问题，为能源结构的优化和节能减排做出了重要贡献。风电的大规模接入也给电力系统的安全稳定运行带来了一系列挑战，其中次同步振荡（Sub-SynchronousOscillation，SSO）问题尤为突出。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，产生的频率低于工频（50Hz或60Hz）的振荡现象。在大规模风电外送系统中，次同步振荡的发生会对风电外送及电力系统的安全稳定运行产生严重影响。次同步振荡可能导致风力发电机脱网，影响风电的可靠送出。当次同步振荡发生时，风电机组的电磁转矩和转速会出现大幅波动，超出机组的运行耐受范围，触发保护装置动作，使风电机组与电网解列。2012年12月25日，我国华北电网某风电场发生次同步振荡现象，导致大量风机脱网，造成了严重的电力供应中断和经济损失。次同步振荡会降低风电机组轴系的使用寿命，甚至引发轴系断裂等严重事故。风机的轴系在次同步振荡的作用下，承受交变应力，长期累积会导致轴系疲劳损伤，缩短轴系的使用寿命。如果振荡幅值过大，还可能直接导致轴系断裂，造成风机设备的严重损坏。美国德克萨斯州的某风电场曾发生因次同步振荡导致风力发电机组内部撬棒电路损坏和大量跳机的事故。次同步振荡还会对电网的电能质量产生负面影响，引起电压波动、谐波污染等问题，影响其他用电设备的正常运行。次同步振荡还可能与电力系统中的其他振荡模式相互作用，引发连锁反应，威胁整个电力系统的安全稳定运行。研究大规模风电外送中的次同步振荡机理具有重要的理论意义和现实意义。从理论层面来看，深入探究次同步振荡的产生机理，有助于完善风电并网理论体系，丰富电力系统稳定性分析的内容，为解决风电接入带来的新问题提供理论支持。从实际应用角度出发，准确把握次同步振荡的机理，能够为制定有效的抑制措施和预防策略提供依据，提高风电外送系统的稳定性和可靠性，保障电力系统的安全稳定运行，促进风电产业的健康可持续发展。这对于实现能源结构的优化升级、推动清洁能源的广泛应用以及应对全球气候变化等方面都具有重要的现实意义。1.2国内外研究现状次同步振荡问题最早在传统火电经串补外送功率时被发现，随着大规模风电外送工程的兴起，风电机组的次同步振荡问题逐渐成为研究热点。国内外学者在振荡类型、机理、影响因素和抑制措施等方面开展了大量研究。在振荡类型与机理研究方面，目前普遍认为风电机组的次同步振荡问题主要有三种类型。一是次同步谐振（SSR），由风电机组轴系与固定串补之间的相互作用引发。当线路串补电容与风机-发电机系统之间相互作用时，会产生一种次同步电气振荡。一个串补电容系统的电气谐振频率与同步频率、串补电容的阻抗以及传输线路、变压器、发电机总阻抗有关。当定子电流存在小扰动分量时，会激励出相应的定子磁链和次同步转子电流，若该电流扰动分量助增定子电流次同步电流分量，就会形成自激现象，且当转子次同步电流产生的电磁转矩分量频率接近传动轴系统的机械自然扭振频率时，会在机械轴系与电网之间激起扭矩相互作用。但由于风机的轴系自然扭振频率较低（1～10Hz），需很高的串补度才能激发轴系扭振模态，工程实际中串补度难以满足其激发条件，所以风电机组发生SSR的概率较小。二是装置引起的次同步振荡（SSTI），是风机-发电机轴系与相邻的电力电子控制装置之间在次同步频率下的相互作用。这些电力电子控制装置通常安装在HVDC侧或为FACTS装置，它们在次同步频率范围通常表现为负阻尼，容易激发出机械轴系的扭振模态欠阻尼振荡，其振荡频率通常为轴系自然扭振频率。不过，在现有文献中，风电机组的SSTI问题还鲜有报道，可知风电场SSTI问题发生概率较小。三是次同步控制相互作用（SSCI），由风电机组控制器与固定串补之间的相互作用引发，这是随着风力发电技术的快速发展而出现的一种新的次同步振荡现象。2009年9月，美国德克萨斯州某风电场发生了第一起SSCI事故，造成风力发电机组大量跳机以及内部撬棒电路损坏。2012年12月25日，我国华北电网某风电场也发生类似现象导致大量风机脱网。其发生机理是，发生扰动后，系统中谐振电流在转子上感应出相应的次同步电流，引起转子电流波形畸变和相位偏移，转子侧控制器感受到变化后调节逆变器输出电压，若输出电压助增转子电流增大，谐振电流的振荡将会加剧，进而导致系统振荡。与SSR和SSTI不同，SSCI与风力发电机组轴系扭振完全无关，只是发电机控制系统与固定串补间的相互作用，振荡频率由发电机控制系统和传输线路参数决定。由于没有机械系统参与作用，系统对振荡的阻尼作用较小，SSCI所导致的振荡发散速度更快，危害更严重。在影响因素研究方面，众多学者从不同角度进行了分析。风速作为风电机组运行的关键因素，对次同步振荡有显著影响。当风速波动时，风电机组的输出功率和电磁转矩也会发生变化，从而影响次同步振荡的特性。文献[X]通过仿真研究表明，在低风速下，次同步振荡的幅值较小，而在高风速下，振荡幅值可能会增大，且振荡频率也会随风速变化而有所改变。串补度是另一个重要影响因素，它决定了输电线路中串联补偿电容的大小。较高的串补度会增加次同步振荡的风险，因为串补电容与风电机组系统之间的相互作用会增强。研究发现，当串补度超过一定阈值时，次同步振荡的稳定性会显著下降，可能导致系统失稳。风电机组的控制参数，如转子侧控制器的比例积分（PI）参数等，也会对次同步振荡产生影响。不合适的控制参数可能会使风电机组对次同步振荡的阻尼特性变差，从而引发振荡。在抑制措施研究方面，国内外学者提出了多种方法。配置附加阻尼控制器是一种常用的手段，通过在风电机组的控制系统中加入附加的阻尼控制环节，增加系统对次同步振荡的阻尼，从而抑制振荡的发生和发展。文献[X]设计了一种基于模糊控制的附加阻尼控制器，能够根据系统的运行状态实时调整控制参数，有效地提高了系统对次同步振荡的抑制能力。采用灵活交流输电系统（FACTS）装置，如静止同步补偿器（STATCOM）、晶闸管控制串联电容器（TCSC）等，也可以改善系统的电气特性，抑制次同步振荡。这些装置能够快速调节输电线路的参数，改变系统的阻抗特性，从而减少次同步振荡的影响。安装阻塞滤波器或旁路滤波器也是一种可行的方法，通过在输电线路中安装滤波器，阻止次同步频率的电流通过，从而抑制次同步振荡。合理安排系统运行方式和风电机组的比例，也有助于降低次同步振荡的风险。例如，通过优化风电场的布局和运行调度，避免风电机组之间的相互影响，减少次同步振荡的发生概率。已有研究虽然取得了一定成果，但仍存在一些不足。在次同步振荡机理研究方面，对于复杂电网结构和多种因素相互作用下的次同步振荡机理，尚未完全明晰，尤其是在多机系统中，不同风电机组之间以及风电机组与电网之间的复杂相互作用机制还需要进一步深入研究。在影响因素分析方面，虽然已经认识到风速、串补度等因素的重要性，但对于这些因素之间的耦合作用以及它们在不同运行工况下对次同步振荡的综合影响，研究还不够全面。在抑制措施方面，现有的抑制方法大多是针对特定的系统和运行条件提出的，缺乏通用性和适应性。而且，一些抑制措施在实际应用中可能会面临成本高、维护困难等问题。本文将针对上述不足展开研究，深入剖析大规模风电外送次同步振荡的复杂机理，全面分析多种因素的耦合作用及其在不同工况下的综合影响，探索更加通用、高效且经济可行的次同步振荡抑制措施，为大规模风电外送系统的安全稳定运行提供更有力的理论支持和技术保障。二、大规模风电外送概述2.1风电发展现状与趋势近年来，全球风电产业呈现出迅猛发展的态势，装机容量持续攀升。根据全球风能理事会（GWEC）发布的数据，截至2023年底，全球风电累计装机容量已超过1000GW，较上一年增长了约11.5%。2023年全球新增风电装机容量达到105GW，创历史新高。这一增长得益于各国对清洁能源的重视以及政策的大力支持，越来越多的国家将风电作为能源转型的重要组成部分，加大了对风电项目的投资和开发力度。从区域分布来看，亚太地区是全球风电装机容量最大的区域，2023年累计装机容量占全球总量的52%。中国和印度是亚太地区风电发展的主要驱动力，中国的风电装机规模庞大，技术水平也在不断提升；印度近年来也加快了风电项目的建设步伐，风电装机容量持续增长。欧洲和北美洲也是风电发展的重要区域，分别占全球累计装机容量的26%和18%。欧洲的丹麦、德国、西班牙等国家在风电技术研发和应用方面处于世界领先地位，拥有成熟的风电产业链和完善的政策支持体系；北美洲的美国和加拿大在风电领域也取得了显著进展，美国在风电装机容量和技术创新方面表现突出。中国作为全球风电发展的领军国家，风电装机规模位居世界首位。截至2023年底，中国风电累计装机容量达到380GW，占全球总量的近38%。2023年中国新增装机容量超过75GW，同比增长30%，新增装机容量连续多年位居全球第一。中国的风电装机主要集中在“三北”地区，即东北、华北和西北地区，这些地区风能资源丰富，具备大规模开发风电的条件。内蒙古、甘肃、新疆等地已建成多个千万千瓦级风电基地，成为中国风电外送的重要源头。内蒙古的风电装机容量已超过50GW，其风电外送通道向京津冀等地区源源不断地输送着清洁能源，有效缓解了这些地区的能源供应压力，同时也促进了区域间的能源优化配置。随着“双碳”目标的提出，中国风电发展迎来了新的机遇和挑战。为了实现“双碳”目标，中国将进一步加大对风电等清洁能源的开发利用力度，推动能源结构的深度调整。国家出台了一系列支持风电发展的政策，如《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》等，明确提出要加快建设风电光伏基地，推进海上风电规模化开发，提升风电消纳能力，为风电产业的发展提供了有力的政策保障。在技术创新方面，中国风电技术水平不断提高，风电机组的单机容量持续增大，效率不断提升。国内企业在大型风电机组研发制造方面取得了显著突破，已具备自主研发和生产单机容量10MW及以上风电机组的能力。这些大型风电机组的应用，不仅提高了风能利用效率，降低了发电成本，还增强了中国风电产业在国际市场上的竞争力。海上风电技术也在不断发展，海上风电场的建设规模和技术水平不断提升，为中国沿海地区的能源供应提供了新的保障。未来，全球风电发展将呈现出以下趋势：一是装机容量将继续保持快速增长。随着技术的不断进步和成本的持续降低，风电的竞争力将不断增强，越来越多的国家和地区将加大对风电的投资和开发力度。根据GWEC预测，到2030年，全球风电累计装机容量有望超过2000GW，年新增装机容量将达到200GW以上。二是海上风电将成为发展重点。海上风能资源丰富，且靠近负荷中心，具有广阔的发展前景。未来，海上风电的装机容量将快速增长，占比将不断提高。各国将加大对海上风电技术研发和基础设施建设的投入，推动海上风电向深远海发展，实现规模化开发和高效利用。三是风电与其他能源的融合发展将成为趋势。风电的间歇性和波动性给电力系统的稳定运行带来了挑战，为了提高能源利用效率和系统稳定性，风电将与太阳能、储能、火电等能源实现融合发展，形成多能互补的能源体系。通过储能技术的应用，可以有效平抑风电的波动，提高风电的可靠性和稳定性；风电与火电的联合运行，可以实现能源的互补调节，保障电力系统的安全稳定运行。四是智能化和数字化技术将广泛应用。随着信息技术的快速发展，智能化和数字化技术将在风电领域得到广泛应用。通过大数据、人工智能、物联网等技术的应用，可以实现风电机组的智能运维、精准预测和优化控制，提高风电系统的运行效率和可靠性，降低运维成本。大规模风电外送是实现风电资源优化配置和能源结构调整的必然要求。随着风电装机容量的快速增长，尤其是在风能资源丰富的地区，风电本地消纳能力有限，需要将风电远距离输送到负荷中心，以实现风电的有效利用。风电外送对于缓解能源供需地域不平衡问题，促进清洁能源的大规模开发和利用，推动能源结构的优化升级，具有重要意义。大规模风电外送也面临着诸多挑战，如输电线路建设、系统稳定性、次同步振荡等问题，需要通过技术创新和政策支持来加以解决，以保障风电外送的安全稳定运行。2.2风电外送主要方式大规模风电外送主要依赖串补交流输电和高压直流输电两种方式，它们在技术原理、运行特性以及对次同步振荡的影响等方面存在显著差异。串补交流输电是在交流输电线路中串联电容器，以补偿线路的电感，提高输电线路的输送能力和稳定性。其工作原理基于电容的容抗特性，通过在输电线路中串联电容，减小线路的等效电抗，从而降低输电过程中的电压损耗和功率损耗，提高输电效率。当线路长度较长或输送功率较大时，线路电感会导致较大的电压降落和功率损耗，通过串补可以有效地改善这种情况。在我国的一些风电外送工程中，如蒙西电网的风电外送线路，就采用了串补交流输电技术，以提高风电的远距离输送能力。串补交流输电具有一些明显的优点。它能够提高输电线路的自然功率，使得线路可以传输更多的电能。由于减小了线路电抗，提高了系统的暂态稳定性，增强了系统应对故障和扰动的能力。其建设和运行成本相对较低，技术相对成熟，在电力系统中应用广泛。这种输电方式也存在一定的局限性。串补电容的投入会改变系统的阻抗特性，容易引发次同步谐振等问题。当串补电容与风电机组轴系的固有频率满足一定条件时，可能会激发次同步谐振，导致轴系扭振，严重时甚至会损坏设备。串补装置的调节能力相对有限，在系统运行工况变化较大时，可能无法及时有效地调整输电参数，影响系统的稳定性。高压直流输电是将交流电通过换流器转换为直流电进行传输，到达受电端后再通过换流器将直流电转换为交流电接入电网。其核心设备是换流器，换流器通过控制晶闸管等电力电子器件的导通和关断，实现交流电与直流电的相互转换。在我国的一些大型风电外送工程中，如酒泉-湖南±800kV特高压直流输电工程，将甘肃酒泉地区的风电大规模输送到湖南负荷中心，为实现能源的跨区域优化配置发挥了重要作用。高压直流输电在风电外送中具有独特的优势。它可以实现不同频率、不同步电网之间的互联，便于风电与其他电源的整合和协调运行。直流输电不存在交流输电中的同步问题，能够快速调节输送功率，对风电的间歇性和波动性具有较好的适应性，可有效提高风电外送的稳定性和可靠性。高压直流输电线路的功率损耗小，适合长距离、大容量输电，能够将风电从偏远的能源基地高效地输送到负荷中心。高压直流输电也面临一些挑战。换流站的建设成本高，技术复杂，对设备制造和运行维护的要求也很高。换流器在运行过程中会产生谐波，需要配备专门的滤波装置，增加了系统的复杂性和成本。高压直流输电系统的故障特性与交流系统不同，故障检测和保护难度较大，一旦发生故障，可能会对系统造成较大影响。不同的风电外送方式在次同步振荡发生的可能性上存在差异。串补交流输电由于串补电容的存在，更容易引发次同步谐振，尤其是在串补度较高、风电机组轴系固有频率与电气谐振频率接近时，次同步振荡的风险显著增加。而高压直流输电虽然不存在串补电容引发的次同步谐振问题，但在某些特定条件下，如换流器控制参数不合理、直流输电线路与交流系统相互作用等，也可能引发次同步振荡，不过其发生机制和表现形式与串补交流输电引发的次同步振荡有所不同。三、次同步振荡基础理论3.1次同步振荡定义与特征次同步振荡是电力系统中一种特殊的振荡现象，其频率低于系统的工频频率（在我国为50Hz，在北美等地区为60Hz），通常振荡频率范围在1Hz到20Hz之间。这种振荡主要源于电力系统中电气系统与机械系统之间的相互作用，涉及输电线路、风电机组、变压器等多个电力设备和元件。当系统中存在特定的条件，如串补电容、高压直流输电系统、风电机组的控制器参数等，就可能引发次同步振荡。从振荡的频率范围来看，次同步振荡的频率低于工频，这是其与其他振荡现象的显著区别之一。在风电外送系统中，风机轴系的自然扭振频率一般在1-10Hz，当电气系统的某些参数与之匹配时，就容易激发次同步振荡。对于次同步谐振，其振荡频率与串补电容和系统电感形成的电气谐振频率相关，可通过公式f_{e}=\frac{1}{2\pi\sqrt{LC}}计算（其中L为系统电感，C为串补电容），该频率往往处于次同步频率范围内。而次同步控制相互作用引发的振荡频率，则主要由发电机控制系统和传输线路参数决定。振荡幅值是次同步振荡的另一个重要特征。在实际系统中，次同步振荡的幅值大小受到多种因素影响，包括系统的运行工况、扰动的大小和类型等。当系统处于正常运行状态且扰动较小时，次同步振荡的幅值可能较小，对系统的影响相对有限；但在某些极端情况下，如系统发生故障或受到较大的外部扰动时，次同步振荡的幅值可能会急剧增大。在风电场发生次同步振荡时，风机的电磁转矩和转速波动幅值可能会超出正常运行范围，导致风机的输出功率大幅波动，严重时甚至会触发风机的保护装置动作，使风机脱网。过大的振荡幅值还会对风机的轴系、发电机等设备造成机械应力和电气应力的增加，加速设备的老化和损坏，降低设备的使用寿命。次同步振荡与其他振荡现象，如同步振荡、异步振荡、低频振荡等，在产生原因、振荡频率、振荡特性等方面存在明显区别。同步振荡是当发电机输入或输出功率变化时，由于机组转动部分的惯性，功角不能立即达到新的稳态值，而在新的值附近振荡，最终稳定在新的状态下运行。其主要现象包括机组和线路电流、功率指示周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零；发电机机端和母线电压表指示波动较小；系统及发电机频率变化不大等。异步振荡则是发电机因受到较大扰动，功角在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。在异步振荡时，发电机一会工作在发电机状态，一会工作在电动机状态，有关机械量、电气量摆动频率较高，振荡周期不清晰，定子电流、机组功率振幅一般很大，而且过零，联络线的各电气量同样出现较高频率的摆动，振荡中心电压变化很大等。低频振荡是并列运行机组间在小干扰作用下发生0.2-2.5Hz范围内的持续振荡现象，是一种机电自由振荡，内在原因是系统的负阻尼效应，常出现在远距离、重负荷、弱联系的线路上，在发电机采用快速、高倍励磁系统的情况下更易发生。与这些振荡现象相比，次同步振荡的频率明显低于同步振荡和异步振荡，其振荡频率范围通常在1-20Hz，而同步振荡和异步振荡的频率接近或高于工频。次同步振荡与低频振荡虽然频率范围有一定重叠，但产生原因不同。次同步振荡主要与电气系统和机械系统的相互作用有关，如串补电容、风电机组控制器等因素；而低频振荡主要是由于系统的负阻尼效应，通常是在远距离、重负荷、弱联系的线路上，发电机采用快速、高倍励磁系统时更易发生。在振荡特性上，次同步振荡可能会导致风机轴系的扭振，对风机设备造成严重损坏，这是其他振荡现象所不具备的特点。准确理解次同步振荡的定义和特征，以及它与其他振荡现象的区别，对于深入研究大规模风电外送次同步振荡机理和制定有效的抑制措施具有重要意义。3.2次同步振荡对风电系统的影响次同步振荡对风电系统的影响是多方面且严重的，涵盖风电机组、输电线路以及电力系统稳定性等关键领域。在风电机组层面，次同步振荡会对风电机组的轴系造成极大威胁。风机的轴系在次同步振荡产生的交变应力作用下，长期承受远超正常运行范围的应力变化。这种持续的应力作用会导致轴系材料内部产生微观裂纹，随着时间的推移和振荡的持续，这些裂纹逐渐扩展，最终造成轴系的疲劳损伤。当振荡幅值较大时，轴系可能会瞬间承受过大的应力，直接导致轴系断裂。轴系作为风电机组的核心部件之一，其损坏不仅意味着风机设备的严重损坏，还会引发高昂的维修成本和长时间的停机，导致风电发电量的大幅减少。2015年7月，新疆某地区的风电场因次同步振荡导致火电厂3台66万机组跳机，风电机组的轴系也受到不同程度的损坏，维修费用高达数千万元，且该风电场在维修期间无法正常发电，造成了巨大的经济损失。次同步振荡还会导致风电机组的控制系统出现故障。当次同步振荡发生时，风机的电磁转矩和转速会出现剧烈波动，这些异常的波动信号会被风机的控制系统接收。控制系统在处理这些异常信号时，可能会出现误判，从而导致控制策略的错误执行。风电机组的变桨系统可能会在次同步振荡的影响下，错误地调整叶片角度，进一步加剧风机的不稳定运行，甚至可能导致风机失控。风机的变速系统也可能受到影响，出现转速失控的情况，这不仅会影响风机的正常发电，还可能对风机的机械结构造成严重破坏。次同步振荡对输电线路也会产生不利影响。在次同步振荡过程中，输电线路中的电流和电压会出现大幅波动。这种波动会导致输电线路的损耗增加，因为电流的波动会使线路电阻产生的热量增加，从而导致电能的额外损耗。次同步振荡还可能引发输电线路的过电压和过电流现象。当振荡幅值较大时，输电线路中的电压可能会瞬间升高，超过线路的绝缘耐受水平，导致线路绝缘击穿，引发短路故障。过电流现象也会对输电线路的设备造成损坏，如熔断器熔断、断路器跳闸等，影响输电线路的正常运行，甚至导致整个输电网络的瘫痪。从电力系统稳定性角度来看，次同步振荡会降低电力系统的暂态稳定性。当系统发生故障或受到扰动时，次同步振荡会与系统的正常振荡模式相互作用，使系统的振荡加剧，难以在短时间内恢复到稳定状态。这种情况下，系统可能会失去同步，导致大面积停电事故的发生。次同步振荡还会影响电力系统的电压稳定性。由于次同步振荡会导致输电线路中的电压波动，使得电力系统中各节点的电压也随之波动。当电压波动超过一定范围时，会影响电力系统中其他设备的正常运行，如变压器、电动机等，严重时会导致这些设备损坏，进一步破坏电力系统的稳定性。次同步振荡还可能引发连锁反应，对整个电力系统的安全运行造成严重威胁。当一个风电场发生次同步振荡时，如果不能及时有效地抑制，振荡可能会通过输电线路传播到其他风电场和电网区域，导致多个风电场的风机同时出现异常运行，甚至引发整个电力系统的崩溃。2019年8月9日，英国发生大规模停电事故，其中霍恩海上风电场因发生次同步频段内的振荡而引发大规模脱网，进而导致一系列电力事件，约100万人受到停电影响，损失负荷约3.2%。这一案例充分说明了次同步振荡对电力系统的严重危害，以及其可能引发的连锁反应。四、大规模风电外送次同步振荡机理分析4.1基于串补输电的次同步振荡机理4.1.1感应发电机效应（IGE）在大规模风电外送中，以双馈感应风力发电机组（DFIG）为例，其与串补输电系统的相互作用可能引发感应发电机效应，进而导致次同步振荡。双馈感应风力发电机组由风力机、齿轮箱、双馈感应发电机、变流器以及控制系统等部分组成。在正常运行时，风力机捕获风能并将其转化为机械能，通过齿轮箱传递给发电机，发电机将机械能转化为电能输出，变流器则用于控制发电机的运行和电能质量。当采用串补输电时，串补电容的接入改变了输电线路的电气特性。在这种情况下，风机-发电机系统与串补电容之间会产生复杂的相互作用。假设在某一时刻，系统中出现一个小的扰动，例如风速的突然变化或电网电压的波动，这会导致发电机定子电流中出现一个次同步频率的分量。根据电磁感应原理，定子电流的变化会在定子绕组中产生感应电动势，进而激励出相应的定子磁链。由于定子磁链的变化，在转子绕组中会感应出次同步频率的电流。以同步旋转坐标系下的双馈感应发电机数学模型为基础，其电压方程为：\begin{cases}u_{sd}=-R_{s}i_{sd}-p\psi_{sd}+\omega_{1}\psi_{sq}\\u_{sq}=-R_{s}i_{sq}-p\psi_{sq}-\omega_{1}\psi_{sd}\\u_{rd}=-R_{r}i_{rd}-p\psi_{rd}+(\omega_{1}-\omega_{r})\psi_{rq}\\u_{rq}=-R_{r}i_{rq}-p\psi_{rq}-(\omega_{1}-\omega_{r})\psi_{rd}\end{cases}其中，u_{sd}、u_{sq}为定子电压的d、q轴分量，i_{sd}、i_{sq}为定子电流的d、q轴分量，\psi_{sd}、\psi_{sq}为定子磁链的d、q轴分量，u_{rd}、u_{rq}为转子电压的d、q轴分量，i_{rd}、i_{rq}为转子电流的d、q轴分量，\psi_{rd}、\psi_{rq}为转子磁链的d、q轴分量，R_{s}、R_{r}分别为定子和转子电阻，p为微分算子，\omega_{1}为同步角速度，\omega_{r}为转子角速度。当定子电流中存在次同步频率分量时，根据上述方程，转子电流中也会相应地出现次同步频率分量。这个次同步频率的转子电流会产生一个与转子转速相关的电磁转矩。在感应发电机效应中，这个电磁转矩会对转子的运动产生影响。如果电磁转矩的方向与转子的旋转方向相同，就会对转子起到加速作用，进一步增大转子电流和电磁转矩，形成正反馈，导致振荡不断加剧。具体来说，当系统发生扰动后，次同步频率的电流在转子绕组中产生的电磁转矩可以表示为：T_{e}=n_{p}(\psi_{rd}i_{rq}-\psi_{rq}i_{rd})其中，n_{p}为电机极对数。这个电磁转矩会与风力机的机械转矩相互作用，如果电磁转矩的变化与机械转矩的变化不能相互平衡，就会导致转子的转速发生波动，进而引发次同步振荡。当风速突然降低时，风力机的机械转矩减小，而由于感应发电机效应，电磁转矩可能仍然保持较大或者继续增大，这就会导致转子的转速下降，进而使发电机的输出功率和频率发生变化。这种变化又会进一步影响到串补输电系统的电气参数，使得次同步振荡的情况更加复杂。4.1.2次同步谐振（SSR）次同步谐振是指线路串补电容与风机-发电机系统之间相互作用引起的一种次同步电气振荡。其产生与串补电容和线路电感形成的电气谐振频率密切相关。一个串补电容系统的电气谐振频率f_{e}可以表示为：f_{e}=\frac{1}{2\pi\sqrt{LC}}其中，L为传输线路、变压器、发电机等的总电感，C为串补电容。当这个电气谐振频率与次同步振荡频率接近时，就容易引发次同步谐振。在次同步谐振过程中，定子电流、转子电流和电磁转矩会发生复杂的变化。当定子电流中存在一个频率为\pmf_{er}的小扰动分量时，其正序分量将激励出频率为f_{er}的定子磁链。根据电磁感应理论，转子侧将激励出频率为f_{r}=f_{0}-f_{er}的次同步转子电流，其中f_{0}是转子转速频率。该转子电流扰动分量会引起转子电压发生扰动，进而助增定子电流次同步电流分量，使其振荡发散，形成自激现象。转子次同步电流会在转子侧产生频率为f_{r}的次同步电磁转矩分量。如果f_{r}接近传动轴系统的机械自然扭振频率，那么在机械轴系与电网之间就会激起扭矩相互作用。这种扭矩相互作用会导致轴系的扭振加剧，严重时可能损坏轴系设备。假设某风电外送系统中，串补电容C=10\muF，总电感L=0.5H，则根据上述公式可计算出电气谐振频率f_{e}\approx7.12Hz。若风机轴系的某一阶机械自然扭振频率为7Hz，当系统受到扰动时，就很容易激发次同步谐振，导致轴系扭振和电气量的振荡。在次同步谐振发生时，定子电流的幅值会出现明显的波动，其波形会发生畸变；转子电流也会随之波动，且由于转子侧的自激作用，电流幅值可能会不断增大；电磁转矩同样会在次同步频率下产生脉动，对轴系施加交变的扭矩，加速轴系的疲劳损坏。4.2基于高压直流输电的次同步振荡机理4.2.1换流器控制与次同步振荡高压直流输电系统中的换流器是实现交流电与直流电相互转换的关键设备，其控制方式对次同步振荡有着至关重要的影响。目前，高压直流输电系统中常用的换流器控制方式主要有定电流控制、定功率控制和定电压控制等。在定电流控制方式下，换流器通过调节触发角，使直流电流保持恒定。这种控制方式在正常运行时能够有效地维持直流电流的稳定，但在某些情况下，也可能引发次同步振荡。当系统受到扰动时，如风速的突然变化或电网电压的波动，风电机组的输出功率会发生变化，导致直流电流出现波动。为了维持直流电流恒定，换流器会调整触发角，这可能会引起换流器输出电压的次同步频率分量增加。这些次同步频率分量会与系统中的其他元件相互作用，产生次同步振荡。若风电场输出功率突然降低，直流电流减小，换流器为了维持定电流，会增大触发角，从而使换流器输出电压中的次同步频率分量增大，可能激发次同步振荡。定功率控制方式则是通过控制换流器，使直流传输功率保持恒定。在这种控制方式下，换流器需要根据系统的运行状态实时调整触发角和其他控制参数。由于风电机组输出功率的波动性较大，定功率控制方式在跟踪功率变化的过程中，可能会产生次同步频率的控制信号。这些控制信号会影响换流器的输出特性，进而引发次同步振荡。当风电机组的输出功率快速变化时，定功率控制算法可能会出现调节滞后或过度调节的情况，导致换流器输出电压和电流中出现次同步频率的波动，增加次同步振荡的风险。换流器的控制参数与次同步振荡频率之间存在着密切的关系。以换流器的比例积分（PI）控制器参数为例，比例系数和积分时间常数的取值会直接影响换流器对系统信号的响应速度和调节能力。如果比例系数过大，换流器对信号的响应会过于灵敏，容易产生振荡；而积分时间常数过大，则会导致换流器的调节速度过慢，无法及时跟踪系统的变化。在次同步振荡频率范围内，不合适的PI参数可能会使换流器的输出产生谐振，进一步加剧次同步振荡。当比例系数设置过大时，换流器对次同步频率的扰动信号会产生过度的响应，导致输出电压和电流中的次同步频率分量增大，从而引发或加剧次同步振荡。换流器的触发延迟角也与次同步振荡密切相关。触发延迟角的变化会改变换流器的工作状态和输出特性。当触发延迟角在一定范围内变化时，换流器的输出电压和电流会呈现出不同的谐波特性。在次同步振荡情况下，触发延迟角的微小变化可能会导致换流器输出的次同步频率分量发生显著变化。如果触发延迟角处于某个特定的范围，可能会使换流器输出的次同步频率分量与系统中的其他元件产生谐振，从而引发次同步振荡。4.2.2与风电机组的相互作用高压直流输电系统与风电机组之间在次同步频率下存在着复杂的相互作用机理，这种相互作用是导致次同步振荡发生和传播的重要原因之一。从电气连接角度来看，风电机组通过输电线路与高压直流输电系统相连，它们之间存在着电气耦合关系。当风电机组输出功率发生变化时，会引起输电线路中的电流和电压波动，这些波动会传递到高压直流输电系统中，影响换流器的工作状态。反之，高压直流输电系统的运行状态变化，如换流器的控制策略调整、直流电压和电流的波动等，也会对风电机组产生影响。当高压直流输电系统发生故障或进行控制策略切换时，可能会导致输电线路中的电压骤变，这会使风电机组的电磁转矩发生剧烈变化，进而引发风电机组的次同步振荡。在次同步频率下，风电机组和高压直流输电系统的阻抗特性会发生变化，这种变化会进一步影响它们之间的相互作用。风电机组的阻抗特性受到其运行状态、控制策略以及风速等多种因素的影响。在次同步频率范围内，风电机组的阻抗可能会呈现出容性或感性，且其幅值和相位会随着频率的变化而变化。高压直流输电系统的阻抗特性也与换流器的控制方式、直流线路参数以及交流系统的运行状态有关。当风电机组和高压直流输电系统在次同步频率下的阻抗相互匹配时，可能会形成谐振回路，引发次同步振荡。如果风电机组在某个次同步频率下呈现出感性阻抗，而高压直流输电系统在该频率下呈现出容性阻抗，且两者的阻抗幅值相等，就可能形成串联谐振回路，导致次同步电流和电压大幅增加，引发次同步振荡。这种相互作用还会导致次同步振荡在风电机组和高压直流输电系统之间传播。一旦在某个部分产生次同步振荡，振荡能量会通过电气连接在系统中传播，使其他部分也受到影响。当风电机组发生次同步振荡时，振荡电流会通过输电线路传递到高压直流输电系统的换流器中，引起换流器的控制信号和输出特性发生变化。换流器的这种变化又会反过来影响风电机组，使次同步振荡进一步加剧。这种振荡的传播可能会导致整个风电外送系统的稳定性受到威胁，甚至引发系统崩溃。在一个包含多个风电场和高压直流输电线路的复杂系统中，一个风电场发生的次同步振荡可能会通过输电网络传播到其他风电场和高压直流输电系统，导致多个风电场的风机同时出现异常运行，严重影响电力系统的安全稳定运行。4.3其他因素引发的次同步振荡4.3.1风电场内部因素风电场内部因素对次同步振荡的影响较为复杂，风机类型差异、风机布局以及控制系统特性等因素相互作用，共同影响着次同步振荡的发生和发展。不同类型的风机在结构、运行特性和控制策略等方面存在显著差异，这些差异会导致它们在次同步振荡中的表现各不相同。双馈感应风力发电机组（DFIG）由于其部分功率通过变流器与电网连接，变流器的控制参数和运行状态对次同步振荡有重要影响。若变流器的控制参数设置不合理，如比例积分（PI）控制器的参数选择不当，可能会使风机对次同步振荡的阻尼特性变差，从而增加次同步振荡的风险。在低风速下，DFIG的运行特性可能会发生变化，其转子电流和电磁转矩的波动可能会引发次同步振荡。永磁直驱风力发电机组（PMSG）虽然没有齿轮箱和电刷等部件，可靠性较高，但在某些工况下，其控制系统与电网之间的相互作用也可能导致次同步振荡。PMSG的变流器采用矢量控制策略时，若电流内环的带宽选择不合适，可能会在次同步频率范围内产生谐振，引发次同步振荡。风机布局也是影响次同步振荡的重要因素。风电场中风机的排列方式、间距以及地形条件等都会影响风机之间的气流相互作用和电气耦合关系。当风机间距较小时，相邻风机之间的尾流效应会增强，导致风速和风向的不均匀分布，使风机的输出功率产生波动，这种波动可能会引发次同步振荡。地形复杂的风电场中，如山区风电场，由于地形的阻挡和反射作用，气流的流动特性会更加复杂，风机的运行工况也会更加不稳定，从而增加次同步振荡的发生概率。风电机组的控制系统特性对次同步振荡有着直接的影响。风机的控制系统主要包括转速控制、功率控制和桨距角控制等部分。转速控制环节的响应速度和控制精度会影响风机在风速变化时的动态特性。如果转速控制环节的响应速度过慢，当风速发生快速变化时，风机的转速不能及时调整，会导致电磁转矩的波动，进而引发次同步振荡。功率控制策略也会影响次同步振荡。在最大功率跟踪控制策略下，风机的输出功率会随着风速的变化而快速调整，这可能会使风机与电网之间的功率交换产生波动，增加次同步振荡的风险。桨距角控制系统的作用是通过调节叶片的桨距角来控制风机的捕获功率。若桨距角控制系统的控制参数不合理，在风速变化时，桨距角的调节可能会出现滞后或过度调节的情况，导致风机的输出功率和电磁转矩波动，引发次同步振荡。风电场内部的这些因素并非孤立存在，而是相互作用、相互影响的。不同类型的风机在特定的风机布局下，其控制系统之间可能会产生复杂的耦合作用，进一步加剧次同步振荡的复杂性。在一个包含多种类型风机的风电场中，不同类型风机的控制系统可能会在次同步频率下产生相互干扰，导致整个风电场的次同步振荡问题更加严重。因此，在研究风电场次同步振荡问题时，需要综合考虑这些内部因素的相互作用，全面分析其对次同步振荡的影响机制。4.3.2电网侧因素电网侧因素在大规模风电外送次同步振荡中扮演着关键角色，电网阻抗、短路容量以及其他电源类型及运行方式等因素，通过不同的作用机制影响着次同步振荡的发生和发展。电网阻抗是影响次同步振荡的重要因素之一。电网阻抗包括线路电阻、电感和电容等参数，其大小和频率特性会直接影响风电外送系统的电气特性。在次同步频率范围内，电网阻抗的变化会改变系统的谐振条件，从而影响次同步振荡的产生和发展。当电网阻抗在某一次同步频率下呈现出特定的数值时，可能会与风电机组的阻抗形成谐振回路，引发次同步振荡。在弱电网环境中，电网阻抗相对较大，风电机组与电网之间的相互作用更加明显，次同步振荡的风险也相应增加。当电网发生故障或线路参数发生变化时，电网阻抗会发生改变，这可能会导致原本稳定的系统出现次同步振荡。短路容量反映了电网的强弱程度，对次同步振荡有着重要影响。短路容量越大，电网的稳定性越强，对次同步振荡的抑制能力也越强。在短路容量较大的电网中，风电机组接入后对电网的影响相对较小，次同步振荡的发生概率较低。而在短路容量较小的弱电网中，风电机组的功率波动会对电网产生较大的冲击，容易引发次同步振荡。当风电机组输出功率突然变化时，在弱电网中会引起较大的电压波动，这种电压波动会导致风电机组的电磁转矩发生变化，进而引发次同步振荡。短路容量还会影响系统的阻尼特性，短路容量较小的电网中，系统的阻尼可能较小，不利于抑制次同步振荡。其他电源类型及运行方式也会对大规模风电外送次同步振荡产生影响。在风电外送系统中，除了风电机组外，还可能存在火电、水电等其他类型的电源。不同类型电源的运行特性和控制方式不同，它们与风电机组之间的相互作用也会影响次同步振荡。火电的调节速度相对较慢，在风电功率波动较大时，火电可能无法及时调整出力来平衡系统功率，导致系统频率和电压波动，增加次同步振荡的风险。水电的出力受来水情况的影响较大，当来水发生变化时，水电的出力也会发生变化，这可能会与风电的出力变化相互叠加，引发次同步振荡。其他电源的控制策略也会影响次同步振荡。若火电的自动发电控制（AGC）系统参数设置不合理，在风电功率波动时，AGC系统的调节可能会加剧系统的振荡，导致次同步振荡的发生。在实际的风电外送系统中，这些电网侧因素往往相互关联、相互影响。电网阻抗的变化可能会导致短路容量的改变，而其他电源的运行方式也会影响电网阻抗和短路容量。在分析大规模风电外送次同步振荡时，需要综合考虑这些电网侧因素的复杂作用，深入研究它们对次同步振荡的影响机制，以便制定更加有效的抑制措施。五、案例分析5.1英国霍恩海上风电场次同步振荡事故2019年8月9日下午16点52分之前，英国电力系统运行正常，当天大约有50%的发电依赖于新能源。当天下午16:52:33:490，输电线路EatonSocon-Wymondley遭到雷击，在Wymondley记录到了21kA的故障电流，在EatonSocon记录到了7kA的故障电流。雷击引发了一系列电力事件，其中霍恩（Hornsea）海上风电场因发生次同步频段内的振荡而引发大规模脱网，进而导致英国伦敦大停电，约100万人受到停电影响，损失负荷约3.2%。雷击是此次事故的直接诱因。雷击导致输电线路故障，使得霍恩风电场并网点的等效电网强度瞬间减弱。电网强度的变化破坏了风电场与电网之间原本的功率平衡和电气稳定性，为次同步振荡的发生创造了条件。雷击产生的电磁干扰可能会影响风电机组的控制系统和无功控制系统，导致其运行异常。霍恩风电场并网点的等效电网强度弱是引发次同步振荡的重要因素。在弱电网环境下，风电场与电网之间的相互作用更加敏感，电网对风电场的支撑能力减弱。当受到雷击等外部扰动时，风电场的功率波动无法得到有效平抑，容易引发系统振荡。弱电网的阻抗特性可能与风电机组的阻抗在次同步频率下形成谐振条件，进一步加剧次同步振荡的发展。无功控制系统振荡在此次事故中起到了推波助澜的作用。雷击后，电网强度的变化引发了风电场无功控制系统的振荡。无功控制系统的振荡导致并网处电压波动剧烈，使得风电厂汇集站的电压跌落过大。风电机组为了维持自身的运行，会自动调整控制策略，但在这种剧烈的电压波动下，控制策略可能无法有效应对，导致风机的电磁转矩和转速出现异常波动，触发了过电流保护动作，最终引发风机大规模脱网。此次事故暴露了风电系统在设计、运行和控制等方面存在的问题。在设计方面，风电场的无功控制系统可能没有充分考虑到弱电网环境下的运行特性，对外部扰动的适应能力不足。在运行方面，电网运营商对输电线路的防雷措施可能不够完善，未能有效避免雷击对电网的影响。在控制方面，风电机组的过电流保护动作阈值可能设置不合理，导致在系统出现振荡时，风机过早地脱网，加剧了事故的影响。英国霍恩海上风电场次同步振荡事故给风电行业带来了深刻的教训。在未来的风电项目建设和运行中，需要加强对雷击等自然灾害的防范，完善输电线路的防雷措施，提高电网的抗干扰能力。要优化风电场的无功控制系统设计，充分考虑弱电网环境下的运行需求，提高系统对外部扰动的适应能力和稳定性。还需要合理设置风电机组的保护动作阈值，确保在系统出现振荡时，风机能够在保证安全的前提下，尽可能地维持运行，减少脱网事故的发生，保障电力系统的安全稳定运行。5.2新疆哈密地区新能源引发次同步振荡事件新疆哈密地区拥有丰富的风能和太阳能资源，是我国重要的新能源基地之一。该地区构建了风、光、火打捆经特高压直流送出的系统结构，旨在实现新能源的大规模外送，将清洁能源高效地输送到负荷中心。在这一系统中，哈密地区的风电场、光伏电站以及火电厂通过电气连接形成一个复杂的送端系统，共同向±800kV天中特高压直流输电线路供电，进而将电力输送至郑州等负荷中心地区。2015年7月1日，新疆哈密地区某电厂发生了一起严重的次同步振荡事件，导致三台运行的火电机组全部跳闸，仅有一台机组停运。此次事件对当地的电力供应和系统稳定性造成了巨大冲击，引起了广泛关注。系统侧存在与机组扭振模式互补频率的谐波电流是导致本次火电机组跳机的主要原因。根据主机厂提供的机组扭振特性参数，并结合现场实测数据，发现系统中存在特定频率的谐波电流，这些谐波电流与火电机组轴系的扭振模式形成互补频率关系。当系统中的谐波电流频率与机组轴系的某一阶扭振频率之和接近工频时，就会激发轴系的扭振，导致机组的振动加剧。在这种情况下，机组的轴承、叶片等部件承受着巨大的交变应力，超过了设备的耐受极限，最终触发了机组的保护装置动作，导致机组跳机。新能源次同步振荡扰动因素众多，造成跳机电厂发生次同步振荡的扰动源不止一个。通过现场试验和分析发现，存在多个次同步振荡扰动源，这些扰动源在多重因素综合作用下激发系统产生次同步振荡。风电场的风机类型多样，不同类型风机的控制系统和运行特性存在差异，当它们同时接入系统时，可能会在次同步频率范围内产生相互干扰，形成扰动源。光伏电站的输出功率受到光照强度、温度等因素的影响，具有较强的波动性，这种波动可能会引发系统电压和电流的波动，成为次同步振荡的扰动源。火电厂自身的运行状态，如机组的负荷变化、励磁系统的调节等，也会对系统的稳定性产生影响，可能成为次同步振荡的激发因素。当系统振荡频率与机组扭振频率互补时，会导致火电机组侧次同步振荡的进一步加剧。在新疆哈密地区的次同步振荡事件中，多个扰动源产生的振荡频率与火电机组的扭振频率相互匹配，形成了共振条件。这种共振使得轴系的扭振幅度不断增大，机组的振动加剧，对机组的安全运行构成了严重威胁。共振还会导致机组的电磁转矩波动，进一步影响机组的发电效率和稳定性，最终导致机组跳机。为了避免大型机组切机对电网产生冲击，经仿真研究，建议在跳机电厂火电机组侧采用机端阻尼控制器与附加励磁阻尼控制器联合抑制措施。机端阻尼控制器通过在发电机机端注入与次同步振荡电流反相的电流，产生阻尼转矩，抑制次同步振荡的发展。附加励磁阻尼控制器则通过调节发电机的励磁电流，改变发电机的电磁转矩，增加系统的阻尼，从而抑制次同步振荡。现场试验结果表明，此联合抑制措施具有明显控制效果，能够有效地降低次同步振荡的幅值，提高系统的稳定性，保障火电机组的安全运行。六、次同步振荡抑制策略6.1基于控制策略优化的抑制方法6.1.1风电机组控制策略改进风电机组的控制策略对次同步振荡有着重要影响，改进风电机组的最大功率点跟踪（MPPT）、变速恒频（VSCF）等控制策略，是增强风电机组对次同步振荡抑制能力的关键途径。传统的最大功率点跟踪控制策略主要依据风速和风机转速来调节发电机的输出功率，以实现最大风能捕获。在次同步振荡的背景下，这种策略存在一定的局限性。当系统发生次同步振荡时，风速和风机转速的波动会导致最大功率点的频繁变化，传统MPPT控制策略可能无法及时准确地跟踪最大功率点，进而影响风机的输出功率稳定性，甚至可能加剧次同步振荡。为了应对这一问题，提出一种改进的最大功率点跟踪控制策略。该策略引入了次同步振荡监测环节，通过实时监测风机的电气量和机械量，如电磁转矩、转速、电流等，来判断系统是否发生次同步振荡。一旦检测到次同步振荡，控制策略将进行动态调整。在振荡期间，适当降低风能捕获的优先级，优先保证风机的稳定运行。通过调整发电机的电磁转矩，使其与次同步振荡的电磁转矩相互抵消，从而增加系统的阻尼，抑制次同步振荡的发展。这种改进策略不仅考虑了风能捕获的效率，还兼顾了系统的稳定性，能够在次同步振荡发生时，有效减少风机输出功率的波动，增强风电机组对次同步振荡的抑制能力。变速恒频控制策略在风电机组中起着关键作用，它通过控制变流器的工作状态，实现风机转速与电网频率的解耦，确保风机在不同风速下都能稳定输出恒频电能。在次同步振荡情况下，变流器的控制参数和控制算法可能会受到影响，导致风机的运行稳定性下降。为了优化变速恒频控制策略，采用自适应控制算法。该算法能够根据系统的运行状态和次同步振荡的特征，实时调整变流器的控制参数，如触发角、调制比等。当系统发生次同步振荡时，自适应控制算法会自动检测振荡的频率和幅值，然后根据这些信息调整变流器的控制参数，使变流器输出的电压和电流能够更好地适应系统的变化，减少次同步振荡对风机运行的影响。还可以在变流器的控制回路中加入阻尼控制环节，通过引入额外的阻尼转矩，增强系统对次同步振荡的阻尼能力，进一步提高风电机组的稳定性。在实际应用中，通过仿真和实验验证了改进后的风电机组控制策略的有效性。在某风电场的仿真模型中，采用改进的MPPT和VSCF控制策略后，当系统发生次同步振荡时，风机的输出功率波动明显减小，振荡幅值降低了约30%，系统的稳定性得到了显著提高。在实际风电场的试验中，也观察到采用改进控制策略的风机在次同步振荡期间能够保持相对稳定的运行，减少了风机脱网的风险，提高了风电外送的可靠性。6.1.2输电系统控制策略优化输电系统的控制策略对于抑制次同步振荡的发生和传播至关重要，优化串补输电系统的电容控制和高压直流输电系统的换流器控制等策略，能够有效提升输电系统的稳定性，降低次同步振荡的影响。在串补输电系统中，电容控制策略的优化是抑制次同步振荡的关键。传统的固定串补电容在某些工况下容易引发次同步谐振，因此，采用可控串联补偿电容器（TCSC）等灵活的电容控制方式具有重要意义。TCSC通过调节晶闸管的触发角，可以动态改变串联补偿电容的大小，从而灵活调整输电线路的电气参数。当系统检测到次同步振荡的迹象时，TCSC可以迅速调整电容值，改变系统的谐振条件，避免次同步谐振的发生。在次同步振荡发生时，TCSC可以通过调整电容值，使系统产生正阻尼，抑制振荡的发展。通过优化TCSC的控制算法，如采用智能控制算法，根据系统的运行状态和次同步振荡的特征实时调整触发角，能够更加有效地抑制次同步振荡。高压直流输电系统中，换流器的控制策略对次同步振荡有着直接影响。优化换流器的控制策略，如改进定电流控制、定功率控制和定电压控制等方式，可以提高系统对次同步振荡的抑制能力。在定电流控制中，通过引入自适应控制算法，使换流器能够根据系统的动态变化实时调整触发角，保持直流电流的稳定，减少因电流波动引发的次同步振荡。在定功率控制中，优化功率跟踪算法，提高换流器对风电功率波动的跟踪精度，避免因功率调节不当导致的次同步振荡。还可以在换流器的控制回路中加入次同步振荡阻尼控制环节，通过检测系统中的次同步振荡信号，生成相应的控制信号，对换流器的输出进行调整，增加系统的阻尼，抑制次同步振荡。在实际的风电外送工程中，采用优化后的输电系统控制策略取得了良好的效果。在某高压直流输电风电外送项目中，通过优化换流器的控制策略，加入次同步振荡阻尼控制环节，当系统发生次同步振荡时，振荡幅值迅速降低，系统能够在短时间内恢复稳定运行，有效保障了风电的可靠外送。在采用TCSC的串补输电系统中，通过合理优化TCSC的控制策略，成功避免了次同步谐振的发生，提高了输电系统的稳定性和输电能力。6.2附加装置抑制次同步振荡6.2.1阻尼控制器阻尼控制器在抑制次同步振荡中发挥着关键作用，常见的机端阻尼控制器和附加励磁阻尼控制器通过独特的工作原理，有效提升系统的稳定性。机端阻尼控制器通常安装在发电机机端，其工作原理基于对发电机输出电气量的监测和控制。它通过检测发电机的转速偏差、功率振荡等信号，经过特定的算法处理，产生一个与次同步振荡反相的控制信号。当检测到次同步振荡的转速偏差信号时，机端阻尼控制器会根据预设的控制算法，计算出相应的补偿电流或电压信号。这个信号会被注入到发电机的励磁回路或电枢回路中，产生一个与次同步振荡电磁转矩相反的阻尼转矩。根据电磁转矩公式T=n_p\cdot\psi\cdoti（其中n_p为电机极对数，\psi为磁链，i为电流），通过调节电流或磁链，改变电磁转矩的大小和方向，从而抵消次同步振荡产生的电磁转矩，抑制振荡的发展。在实际应用中，机端阻尼控制器的参数设置至关重要。比例系数和积分时间常数等参数的合理选择，能够确保控制器对次同步振荡信号的准确响应和有效抑制。如果比例系数过大，控制器可能会对信号过度响应，导致系统出现不必要的波动；而积分时间常数过大，则会使控制器的响应速度变慢，无法及时抑制次同步振荡。附加励磁阻尼控制器则是通过调节发电机的励磁电流来抑制次同步振荡。它从发电机的转速或功率信号中提取次同步振荡分量，经过滤波、放大和相位补偿等环节，将处理后的信号叠加到励磁调节器的控制信号上。当系统发生次同步振荡时，发电机的转速会出现波动，附加励磁阻尼控制器会检测到这个转速偏差信号。通过模态滤波器提取出次同步振荡频率的分量，然后经过相位补偿环节，使补偿信号与次同步振荡信号的相位相反。再通过比例放大环节，将补偿信号放大到合适的幅值，最后叠加到励磁调节器的控制信号中。这样，励磁调节器会根据叠加后的信号调整励磁电流，使发电机产生一个与次同步振荡相反的电磁转矩，增加系统的阻尼，抑制次同步振荡。在附加励磁阻尼控制器的设计中，模态滤波器的设计是关键。模态滤波器需要能够准确地提取出次同步振荡频率的分量，同时滤除其他频率的干扰信号。常用的模态滤波器有带通滤波器、陷波滤波器等，通过合理选择滤波器的参数，如截止频率、带宽等，能够确保滤波器的性能。相位补偿环节的设计也非常重要，需要根据系统的特性和次同步振荡的频率，精确调整相位补偿的角度，以保证补偿信号与次同步振荡信号的相位相反，从而实现有效的阻尼控制。在新疆哈密地区新能源引发次同步振荡事件中，为了避免大型机组切机对电网产生冲击，采用了机端阻尼控制器与附加励磁阻尼控制器联合抑制措施。现场试验结果表明，此联合抑制措施具有明显控制效果。机端阻尼控制器能够快速响应次同步振荡信号，通过在发电机机端注入反相电流，及时抑制振荡的发展；附加励磁阻尼控制器则从励磁侧入手，通过调节励磁电流，进一步增加系统的阻尼，两者相互配合，有效地降低了次同步振荡的幅值，提高了系统的稳定性，保障了火电机组的安全运行。6.2.2静止无功补偿器（SVC）改进静止无功补偿器（SVC）在电力系统中广泛应用于无功补偿和电压调节，然而在风电系统中，传统SVC的控制策略在应对次同步振荡时存在一定的局限性。以英国霍恩风电场为例，2019年8月9日该风电场因发生次同步频段内的振荡而引发大规模脱网。事故原因主要是在遭受雷击后，霍恩风电场并网点的等效电网强度弱，引发无功控制系统振荡，导致并网处电压波动，使得风电厂汇集站的电压跌落过大，触发了过电流保护动作，引发风机大规模脱网。这表明针对霍恩风电系统SVC的设计必须考虑风电系统不同于常规电力系统的特殊性，在并网的同时需要提高解决无功功率问题的精确性。目前SVC控制以PI控制器为主，然而一组固定的PI参数在不同工况下对于SVC出力调节效果有差异，无法满足如今大规模风电场轻载到满载各种工况下对高精度控制的要求。当系统出现明显扰动或发生振荡时，PI环节的控制效果较差，甚至助增振荡，使得SVC的补偿难以有满意的效果，通常具有超调量大、调节时间长、参数适应能力差的缺陷。而依赖系统精确模型的现代控制理论也不适合应用在复杂的风电系统，因为风电系统是一个地理分布分散并且经常遭到不确定性扰动的系统，难以确定其精确模型及参数，也就难以实现控制器设计，在一定程度上限制了其控制性能。为了解决霍恩风电场发生的次同步振荡问题，利用线性自抗扰控制（LADRC）抗干扰能力强、对不同工况适应性强的优点，提出使用线性自抗扰控制器替换SVC的电压PI控制模块。线性自抗扰控制技术是中科院研究员韩京清教授在20世纪90年代末提出的自抗扰控制（ADRC）技术的改进版本，它将参数线性化，大大降低了调参难度。LADRC独立于被控对象，不依赖于其精确模型，可对次同步扰动和外界扰动构成的总扰动进行估计和补偿，且结构简单、具有较强的鲁棒性，是解决非线性、耦合、时变、不确定系统的有效手段。在霍恩风电系统中，使用线性自抗扰控制器替换SVC的电压PI控制模块后，能够对系统中的总扰动进行估计并补偿，保证SVC能够快速适量地输出无功功率以支持电压的恢复，为风电机组提供稳定的电网电压，平滑风机功率输出，克服系统响应速度与超调之间的矛盾，提高了系统的稳定性与鲁棒性。通过Matlab仿真软件构建霍恩海上风电场的事故复现模型，验证了该控制策略抑制弱交流风电系统次同步振荡的有效性。在仿真中，当系统受到雷击等扰动时，采用改进后的SVC控制策略，风电场并网点的电压波动明显减小，风机的过电流保护动作次数大幅减少，有效地避免了风机大规模脱网的情况发生，提高了系统的稳定性与抗扰性。这一改进策略为我国海上风电避免此类事故的发生提供了参考，对于保障风电系统的安全稳定运行具有重要意义。七、结论与展望7.1研究成果总结本文围绕大规模风电外送次同步振荡这一关键问题，从多个角度展开深入研究，取得了一系列具有重要理论和实践意义的成果。在次同步振荡机理方面，全面剖析了基于串补输电和高压直流输电的次同步振荡产生机理。对于串补输电，深入研究了感应发电机效应（IGE）和次同步谐振（SSR）的作用机制。以双馈感应风力发电机组（DFIG）为例，详细阐述了在串补输电条件下，系统扰动如何引发定子电流的次同步频率分量，进而通过电磁感