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汽轮发电机组的轴系扭振电力系统的某些故障和运行方式，往往导致大型汽轮发电机组的轴系扭转振动，以致造成轴系某些部件或联轴器的疲劳损坏。
轴系扭振是指组成轴系的多个转子，如汽轮机的高、中、低压转子，发电机、励磁机转子等之间产生的相对扭转振动。
随着汽轮发电机组单机容量增大，轴系的功率密度亦相对增大，以及轴系长度的加长和截面积相对下降，整个轴系成为一个两端自由的弹性系统，并存在着各种不同振型的固有的轴系扭转振动频率。
同时随着大电网远距离输电使系统结构和输电技术愈趋复杂。
由于这两方面的原因，电力系统因故障或运行方式的改变所引起的电气系统与轴系机械系统扭振频率的耦合作用，将会导致大型汽轮发电机组的轴系扭转振动，严重威胁机组的安全运行。
产生轴系扭振的原因，归纳起来为两个方面：一是电气或机械扰动使机组输入与输出功率（转矩）失去平衡，或者出现电气谐振与轴系机械固有扭振频率相互重合而导致机电共振；二是大机组轴系自身所具有的扭振系统的特性不能满足电网运行的要求。
因此，无论产生的原因如何，从性质上又可将轴系扭振分为：短时间冲击性扭振和长时间机电耦合共振性扭振等两种情况。
从原则上讲，电力系统出现的各种较严重的电气扰动和切合操作都会引起大型汽轮发电机组轴系扭振，从而产生交变应力并导致轴系疲劳或损坏，只是其影响程度随运行条件、电气扰动和切合操作方式、频率（次数）等不同而异。
其中影响较大的可归纳为以下四个方面：1．电力系统故障与切合操作对轴系扭振的影响：通常的线路开关切合操作，特别是功率的突变和频繁的变化；手动、自动和非同期并网；输出线路上各种类型的短路和重合闸等都会激发轴系的扭振并造成疲劳损伤。
2．发电厂近距离短路和切除对轴系扭振的影响：发电厂近距离（包括发电机端）二相或三相短路并切除以及不同相位的并网，都会导致很高的轴系扭转机械应力。
例如在发电机发生三相短路时，短路处电压下降接近于零，于是在短路持续时间内，一方面与短路前有功负荷对应的同步电磁转矩接近于零，同时发电机因短路并以振荡形式出现的暂态电磁转距将激发起整个轴系的扭转振动。
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。
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。
汇报人：日期:CATALOGUE目录•引言•直驱风电并网模型及控制策略•电力系统动态特性分析•次同步振荡研究•直驱风电并网对电力系统动态特性的影响•直驱风电并网次同步振荡的抑制策略研究•结论与展望01引言研究背景与意义直驱风电并网技术作为新能源技术的重要发展方向，具有较高的应用价值和发展潜力。
直驱风电并网系统的动态特性分析对于电力系统的稳定运行具有重要意义。
次同步振荡是直驱风电并网技术中需要解决的关键问题之一，对于电力系统的安全性和稳定性具有重要影响。
010203研究现状与发展02031研究内容与方法23研究直驱风电并网系统的动态特性，包括风速、转速、功率等变量的动态变化规律和相互影响关系。
分析次同步振荡的产生机理和影响因素，研究如何通过控制策略和阻尼措施来抑制次同步振荡。
采用仿真分析和实验验证相结合的方法，对所提出的控制策略和阻尼措施进行验证和优化。
02直驱风电并网模型及控制策略风力发电机组模型电力电子变换器模型直驱风电并网模型最大风能捕获控制通过控制风力发电机组的电磁转矩，使得风能最大程度地转化为电能，提高风能利用率。
并网逆变控制直驱风电并网时，通过控制电力电子变换器的开关状态，实现电能的高效转换和传输，同时需要考虑电网电压频率和相位等因素。
直驱风电并网控制策略动态特性分析次同步振荡分析直驱风电并网运行特性分析03电力系统动态特性分析电力系统稳定性分析动态稳定性研究系统在遭受扰动后恢复稳定的能力。
静态稳定性暂态稳定性研究系统在故障发生后保持稳定的能力。
电力系统阻尼特性分析阻尼比衡量系统阻尼特性的指标，与系统的质量、刚度等因素有关。
自然阻尼系统在没有外部控制的情况下，由自身运动产生的阻尼。
强制阻尼系统在外部控制下，通过控制输入对系统施加的阻尼。
电力系统振荡模式分析04次同步振荡研究次同步振荡现象及机理次同步振荡现象次同步振荡机理次同步振荡对电力系统的影响稳定性问题次同步振荡可能导致电力系统的稳定性下降，影响电力系统的正常运行。
电力系统次同步振荡产生原因分析及对策摘要：文章介绍电力系统中产生次同步振荡的原因，并对此问题所造成的危害进行介绍，在此基础上提出了目前在电力系统中比较常用的几种次同步振荡检测与抑制措施，以供参考。
关键词：电力系统；次同步振荡；原因；对策1引言随着我国经济的发展和用电负荷的增多，我国的电网规模也在不断扩大，但是在我国电网系统中进行电力输送中的高压越来越高、容量越来越大和距离越来越远动同时，也容易受到静态和动态稳定极限等因素的影响，所以需要采用串联补偿技术来解决上述问题并满足电力系统运行和发展的要求。
但是与此同时电力系统中的次同步振荡问题却层出不穷，其主要表现为一旦汽轮机组中的某一运行点受到了机械扰动或者电气扰动，就会使得汽轮机组就会处于一种特殊的运行状态中，即在汽轮机组与电力系统之间会存在低于系统同步频率的显著能量交换的现象，这就会导致汽轮机驱动转矩与发电机电磁制动转矩之间的平衡被打破，从而使得系统中出现扭转振动，不仅会对汽轮机组的轴系造成危害，而且对电力系统运行的稳定与安全也造成影响，甚至会导致严重安全和质量事故的发生，所以就需要在分析此问题产生原因的基础上，研究次同步振荡的监测与抑制措施，来确保电力系统的运行安全与可靠。
2电力系统次同步振荡产生原因正如前文所述在目前的交流输电系统中为了提高线路的输送能力、提高输电线路之间的功率分布和维护电力系统的稳定性，通常采用串联电容的方式进行无功补偿，但是采用此方法之后就会容易导致出现次同步振荡的问题，且此问题与串联电容、加装稳定器、励磁系统以及直流输电等都有关系。
一是由于感应发电机效应引起的次同步振荡，这主要就是在串补输电线路运行中一旦受到扰动，就会在发电机电枢绕组中产生次同步频率电流，此电流比同步频率要低，但是由于转子在旋转过此种的其回路的旋转速度比旋转磁动势要高，根据感应电动机的原理，其发电机在转子回路对于产生的次同步电流的等效电阻一旦超过谐振频率下的电枢绕组和电阻以及网络电阻之和时，就会导致此次同步电流的继续增加，以致会产生次同步振荡的问题。
电力系统次同步振荡（Power systemsynchronization oscillation）➢产生机理和条件次同步震荡基本概念：大型汽轮发电机组的转子轴系具有弹性，由于机械和电气的相互作用，在特定条件下会自发振荡。
输电线路的串联电容补偿、直流输电、电力系统稳定器的不当加装，发电机励磁系统、可控硅控制系统、电液调节系统的反馈作用等，均有可能诱发、导致次同步振荡（SSO）现象。
有时也发生在发电机非同期并列或系统发生不对称短路等大扰动后的暂态过程中。
根据次同步谐振产生的原因可从4个方面加以描述：1）感应发电机效应：假设发电机转子以常速旋转，由于转子的转速高于由次同步电流分量引起的旋转磁场的转速，在次同步频率下从电枢终端看去转子电阻呈负值。
当这个视在负值电阻超过电枢和电网在次同步频率下的等效电阻的总和时，就会发生电气自振荡，这种自激振荡认为是由过电压和过电流引起的。
2）扭转相互作用：设发电机转子在一个扭转频率fm下发生振荡，fm能导出电枢电压分量频率fem，其表达式为fem=fo+fm，当其中的次同步频率分量接近电气谐振频率fer时，电枢电流产生一个磁场，该磁场能产生使发电机转子振荡加强的转矩，这使次同步电压分量导致的次同步转矩得以维持。
如果次同步频率分量和转子转速增量的相位相同，而且等于或超过转子固有机械阻尼转矩时，就会使轴系的扭振加剧。
电气和机械系统之间的相互作用就被认为是扭转相互作用。
3）暂态力矩放大作用：当系统发生干扰时，电磁转矩就会施加于发电机转子上，使发电机轴段承受转矩压力。
串联电容补偿输电系统中的干扰，会造成在fo-fer频率下的电磁转矩振荡。
如果此频率接近于任何转子段的自然振荡频率fn，会导致转子转矩远远大于无串补系统的三相故障转矩，这是由电气和机械自然频率之间的振荡引起的，称为暂态转矩放大效应。
4）由电气装置引起的次同步振荡：最初发现HVDC及其控制系统会引起汽轮发电机组的轴系扭振，随后发现其他如电力系统稳定器（PSS）、静止无功补偿器（SVC）、汽轮机高速电液调速系统、电机调速用换流器等有源快速控制装置在一定条件下均可能引起汽轮发电机组次同步振荡。
1、发电厂按使用能源划分有下述全然类型：(火力发电厂)、(核能发电厂)、(水力发电厂)、(风力发电场)和地热发电厂、潮汐发电厂、太阳能发电厂等。
2、火力发电厂的要紧设备有(锅炉)、(汽轮机)、(发电机)。
3、燃煤锅炉燃烧方式大致可分为以下三种(固定燃烧)、(悬浮燃烧)、(沸腾燃烧)。
4、火力发电厂中的锅炉按水循环方式可分为：(自然循环)、(强制循环)、(直流锅炉)三种类型。
5、锅炉本体的要紧部件按燃烧系统和汽水系统来设置，有〔空气预热器〕、喷燃器、(省煤器)、(汽包)、下落管、(水冷壁)、过热器、再热器等。
6、过热器布置在(膛顶部和水平烟道进口处)、省煤器分层布置在(垂直烟道中)、汽包布置在(锅炉顶部)、水冷壁布置在〔炉膛四面〕。
7、自然循环锅炉由〔汽包〕、〔下落管)、〔下联箱〕、〔水泠壁〕组成一个循环回路。
8、目前我国关于单元制机组一般采纳滑参数启动，按操作方法分为〔压力法〕、和〔真空法〕两种。
滑参数启动按启动前汽缸金属温度的上下可分为〔冷态滑参数启动〕和〔热态滑参数启动〕。
9、汽轮发电机组正常停机按其停机过程不同，能够分为〔定参数停机〕和〔滑参数停机〕。
10、汽轮发电机组启动方式按启动过程中新蒸汽参数的情况，可分为〔额定参数启动〕和〔滑参数启动〕两种启动方式；按汽轮机启动前的金属温度上下，又可分为〔冷态启动〕和〔热态启动〕。
11、汽轮机滑参数启动的优点为〔缩短机炉启动时刻〕、〔减少锅炉对空排汽,节约蒸汽减少热量损失〕、〔低参数蒸汽可对汽轮机叶片起清洗作用〕、〔减少启动过程的热应力及热变形〕。
12、汽轮机滑参数停机的优点为〔加速各金属部件冷却〕、〔减少汽机上下汽缸温差〕、〔充分利用锅炉余热通过经济性〕、〔对汽轮机叶片起清洗作用〕停机后汽轮机汽缸温度较低，可缩短盘车时刻。
13、汽轮机汽水系统包括：〔主蒸汽系统〕、〔上下压抽汽系统〕、〔真空系统〕、〔凝聚水系统〕和给水系统。
14、大型单元机组的定压运行，是指汽轮机在不同工况运行时，依靠改变〔调速汽门的开度〕来改变机组功率，汽轮机前的新汽压力〔维持不变〕的运行状态。
动态电力系统思考题一、励磁系统和调速器1. 自并（复）励的优点和缺点。
在励磁方式中不设置专门的励磁机，而从发电机本身取得励磁电源，经整流后再供给发电机本身励磁，称自励式静止励磁。
自励式静止励磁可分为自并励和自复励两种方式。
①自并励:自并励方式它通过接在发电机出口的整流变压器取得励磁电流，经整流后供给发电机励磁，优点:接线结构简单，设备少，投资省和维护工作量少 ,励磁调节速度快.缺点:近端三相短路而切除时间又较长时,强励能力差,不利系统稳定.因短路电流衰减快,继电保护的配合复杂,要采取一定的技术措施以保证其动作②自复励:自复励磁方式除没有整流变压外，还设有串联在发电机定子回路的大功率电流互感器。
这种互感器的作用是在发生短路时，给发电机提供较大的励磁电流，以弥补整流变压器输出的不足。
这种励磁方式具有两种励磁电源，通过整流变压器获得的电压电源和通过串联变压器获得的电流源。
优点:在机端近端短路时,因串联变的复励作用,使励磁系统具有较强的强励能力及较高的顶值倍数.缺点:投资大花费多,增加了阻极电抗,使换弧电压升高,波形畸变厉害.2. 为什么发电机突然甩负荷后可能出现过电压？为什么这个问题对自并励方式的发电机更加严重？在长线路传输大功率的情况下，首端母线电压等于额定电压，而首端发电机的等效电动势E则高于此额定电压。
负荷被甩掉，而原动机调速器和发电机自动调压装置因惯性在一开始起不到调节作用，母线电压就从额定电压上升到E，这是形成甩负荷过电压的第一个因素。
此外，由于空载发电机继续受到驱动而加速旋转，汽轮发电机在短时间内的转速可增至原来的1.10~1.15倍，水轮发电机转速可增至原转速的 1.3倍以上，电源电动势和母线电压将按上述同样倍数而继续增大，这是形成甩负荷过电压的另一个因素。
3. 旋转励磁有什么优点和缺点？答：课本p61①直流励磁系统由于受直流励磁机的整流子限制，功率不宜过大，可靠性较差。
直流励磁机时间常数较大，响应速度较慢，价格较高，一般只用于中、小型发电机励磁。
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。
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50OkV母线电压表指示波动较小；(3)系统及发电机频率变化不大，全系统频率未出现一局部升高、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，听候调度指令。
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。
