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次同步振荡数据分析方法及应用在电力系统中，有很多情况会发生次同步振荡，我们如何对其进行有效分析是研究次同步振荡问题的关键。
1.理论基础：对于次同步振荡的问题，我们在研究这个问题的时候应该首先了解次同步振荡的常见基本类型和分析方法。
1.1常见的基本类型：第 1 类形态源于旋转电机的轴系扭振，中旋转电机包括大型汽轮机组、水轮机组、1-3 型风电机组和大型电动机；系统中的串联电容、高速控制装备/器(包括SVC、LCC-HVDC、VSC-HVDC、PSS/电液调速)以及进行投切操作的开关等对机械扭振做出反应，能导致机组在对应扭振模式上的阻尼转矩减弱乃至变负，成振荡的持续乃至放大。
第2 类形态源于电网中电感(L)-电容(C)构成的电气振荡，交流串补电网、各种滤波电路以及并联补偿都存在构成L-C 振荡的电路元件，从电网来看，于网络元件具正电阻特性，会导致该L-C振荡的持续或发散，旋转电机(包括同步/异步发电/电动机)或者电力电子变流器在特定工况下可能对该振荡模式呈现“感应发电机/负电阻”效应，负电阻超过电网总正电阻时，可能导致L-C 振荡发散；当然，机或变流器也会改变等值电感/电容参数，而在一定程度上改变振荡频率。
第 3 类形态则源于电力电子变流器之间或其与交流电网相互作用产生的机网耦合振荡，第1、2类形态不同，这一形态往往难以从机组或电网侧找到初始的固有振荡模态，果基于阻抗模型来解释，也可以看作是多变流器与电网构成的“虚拟阻抗”在特定频率上出现串联型(阻抗虚部、实部或并联型(阻抗无穷大)谐振的现象。
1.2次同步振荡分析的基本分析方法：1.2.1筛选法包括机组作用系数分析法；阻抗扫描分析法，主要用于定性分析与筛选，从众多发电机中筛选出存在次同步振荡风险的机组及运行工况，其计算方法简单，速度快，所需要的基础数据较少，不需要发电机组轴系等详细参数，但是分析结果误差较大。
1）机组作用系数分析法：2i i 1⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛-=TOT HVDCi SC SC S S UIF其中i UIF 为第i 台发电机与直流输电之间的作用系数；HVDC S 为直流输电系统的额定容量（MW ）；i S 为第i 台发电机组的额定容量（MVA ）；i SC 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，同时不包括交流滤波器的作用；TOT SC 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。
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。
含大规模风电电力系统次同步振荡特性分析含大规模风电电力系统次同步振荡特性分析报告摘要：本报告主要介绍了含大规模风电电力系统次同步振荡特性分析。
在电力系统中，风电并网后会引入次同步振荡，对电网稳定性造成威胁。
所以，理解、研究风电电力系统的次同步振荡特性是非常必要的。
该报告首先介绍了风电电力系统特性和次同步振荡的形成机理，然后利用动态等值模型和状态空间法分析了风电电力系统的次同步振荡特性。
最后结合实例分析了次同步振荡的影响及防范措施。
一、引言随着风力发电技术的发展和普及，大规模风电电力系统在全球范围内得到了广泛的应用。
风能是一种较为清洁的可再生能源，其并网后对电力系统的稳定性和可靠性会产生直接的影响。
大规模风电并网后，常常会出现次同步振荡，进一步对电网稳定性造成威胁。
因此，理解、研究风电电力系统的次同步振荡特性是非常必要的。
二、风电电力系统特性大规模风电电力系统与传统的火电、水电电力系统有很大的不同。
传统电力系统是由同步电机驱动的，在稳态和短时动态过程中，同步电机能够提供惯性支持，对电力系统的动态稳定性有积极的影响。
相比之下，风电单元则没有同步机组，其机械部件与电气部件间存在时滞，系统响应时间较慢，不稳定因素较多。
此外，由于风电电力系统的而难以精确控制机组的输出功率等参数，风电对电力系统的负荷和频率控制带来了很大的挑战。
三、次同步振荡次同步振荡还被称为“风机振荡”或“风电本体振荡”，它的起因主要是由风力机的自身机械惯性、附加负载和电气反馈导致的。
具体而言，风力机作为一个复杂的动力系统，其机械部件具有一定的振动模式，且能够产生结构振动，在发电模式下将电能输送到电网中，且工作在连续的状态下，产生的转矩来自于风轮的扭矩，而反馈输入则是电气负载。
次同步振荡主要表现为低频振荡，其频率大约在0.1~1Hz之间，振荡幅度较大。
这种振荡不仅会对周围环境产生较大的声音、振动等，还会对电力系统造成较大的负面影响，如降低发电机的输出功率、加速轴承的磨损、损伤电气线路、造成电网压降、破坏电网稳定性等。
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。
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。
文[2]首次提出了SSR、SSO、感应发电机效应(inductiongeneratoreffect,IGE)和暂态扭矩放大(torqueamplified,TA)等概念。
电力系统次同步振荡及其抑制方法
电力系统次同步振荡是一种频率接近电网同步频率的振荡，可能会对电力系统造成损害。
其主要原因是由于输电线路的传输延迟和惯性导致的功率传输不对称性。
针对该问题，目前较为常用的抑制方法有以下几种：
1. 安装可控补偿装置：通过补偿装置改善系统传输特性，减小传输延迟，降低频率扰动。
2. 加装动态阻尼器：显著提高电力系统的阻尼比，降低了系统的振荡级别。
3. 控制系统参数辨识：通过对系统参数进行精确的辨识以及优化线路配置，降低系统的振荡频率，提高系统的稳定性。
4. 强化稳态控制：通过实时监测系统状态，提高系统对突发负荷变化的响应能力，以及对传输系统的控制能力。
综上，通过以上几种措施的综合应用，可以有效抑制电力系统次同步振荡，确保电力系统的安全稳定运行。
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。
电力系统稳定器对次同步振荡的影响及其机制研究
电力系统稳定器（PSS）是用来提高电力系统稳定性的装置，它通过向发电机的励磁系统注入与转子速度偏差成比例的信号来抑制同步振荡。
对于次同步振荡的影响，研究表明：
1. 反馈类型：不同类型的PSS对次同步振荡的影响程度不同。
一般而言，速度反馈型PSS 对次同步振荡有较大的影响，而功率反馈型PSS几乎不影响次同步振荡。
2. 阻尼特性：PSS主要通过增加系统的阻尼来减少次同步振荡现象，改善系统的动态稳定性。
3. 频域分析：利用频域分析方法可以评估PSS对次同步振荡模态的影响，进而优化其设计参数。
4. 柔性交流输电系统：在柔性交流输电系统中，PSS的作用尤为重要，因为它可以有效应对由于快速电力电子控制引入的新的动态特性问题。
其次，研究PSS对次同步振荡影响的机制涉及以下几个关键方面：
1. 系统模型：首先需要建立包含PSS的详细电力系统模型，包括发电机、调速系统、励磁系统以及相关的电力网络。
2. 参数设计：PSS的参数设计对其性能至关重要，不当的参数设置可能导致PSS无法有效地抑制次同步振荡。
3. 信号注入方式：PSS的信号注入方式（如相位补偿和增益调整）会影响其对特定频率振荡的抑制效果。
4. 系统响应：分析PSS对系统各部分响应的影响，包括对发电机组、电网及其它相关设备的影响。
5. 实验验证：通过仿真或现场测试验证理论分析和设计的有效性，确保PSS能够在实际操作中达到预期的抑制效果。
综上所述，电力系统稳定器的设计和应用是一个复杂的工程任务，需要综合考虑多种因素才能有效地抑制次同步振荡，保证电力系统的稳定运行。
