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风电次同步谐振实例特征及机理分析刘辉;李蕴红;李雨;谢小荣【摘要】集群风电-串补发输电系统面临着次同步谐振的风险,我国某大规模风电汇集地区近几年发生了多起次同步谐振事件,造成风机脱网和设备损坏等后果,威胁到电网安全运行.通过对该地区历次风电次同步谐振实例分析,全面总结出振荡事件的发生条件、频谱分布、阻尼特性、不同类型风机响应特性等特征.在此基础上,采用时域仿真复现了现场现象,通过特征根和电路模型分析,揭示了该地区次同步谐振的机理为“双馈风机控制参与的感应发电机效应”.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2016(049)003【总页数】7页(P134-140)【关键词】次同步谐振;双馈感应型风电机组;变流器控制;串补;感应发电机效应【作者】刘辉;李蕴红;李雨;谢小荣【作者单位】国网冀北电力有限公司电力科学研究院(华北电力科学研究院有限责任公司),北京 100045;国网冀北电力有限公司电力科学研究院(华北电力科学研究院有限责任公司),北京 100045;国网冀北电力有限公司电力科学研究院(华北电力科学研究院有限责任公司),北京 100045;清华大学电机系,北京 100084【正文语种】中文【中图分类】TM615风电的大规模开发和利用已经成为中国能源战略的重要部分，大容量、远距离输送是中国风能利用的显著特点[1-2]。
采用串补技术是一种十分经济有效提高线路输送能力的方法，然而大规模风电通过串补线路送出时可能诱发次同步谐振（SSR）问题。
风电机组因变频器所带来的结构特点决定了其在采用串补外送输电时的SSR问题和火电机组不完全相同，目前认为风电SSR主要有3种类型[4]：感应发电机效应（IGE），次同步控制相互作用（SSCI）和次同步扭振相互作用（SSTI）。
IGE是由串补引起的自激电气振荡，是串补和双馈发电机之间能量交换；SSCI是串补和风电机组控制系统之间能量交换，与发电机组的轴系固有模态频率完全无关，其振荡发散速度比IGE快很多；SSTI是带电力电子设备的输电系统和轴系之间能量交换。
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。
次同步谐振问题中参数特性分析及扰动清除时序影响研究的开题报告题目：次同步谐振问题中参数特性分析及扰动清除时序影响研究一、课题背景及意义随着电力系统规模的不断扩大和复杂性的增加，次同步谐振问题已成为电力系统运行中的一种常见问题。
在电力系统中，由于电力设备的存在，如变压器和电容器等，以及负荷的变化等因素的影响，系统中存在着多种谐振现象。
其中，次同步谐振问题最为普遍，也是最为严重的问题之一。
次同步谐振问题会导致电力系统的稳定性降低，增加电力设备的损耗和维护成本，甚至造成系统事故。
目前，国内外针对次同步谐振问题进行了广泛地研究。
其中，参数特性分析和扰动清除是解决次同步谐振问题的两个关键技术。
参数特性分析可以有效地分析次同步谐振问题产生的原因，为后续的解决方案提供依据；而扰动清除则可以通过控制系统中的信号或参数来消除谐振现象。
因此，开展次同步谐振问题中参数特性分析及扰动清除时序影响研究，对于电力系统运行的稳定性和安全性具有重要意义。
二、研究内容和方案本研究的主要内容和方案包括：1. 回顾次同步谐振问题的研究现状和成果，分析次同步谐振问题的发生原因、特点和影响等。
2. 对参数特性分析方法进行研究，分析影响次同步谐振问题的关键参数，并通过仿真实验验证分析结果的正确性。
3. 对扰动清除技术进行研究，分析扰动清除的常用方法及其优缺点，并通过仿真实验验证其可行性。
4. 研究扰动清除的时序影响，分析扰动清除时序对消除谐振现象的影响，并提出相应的解决方案。
通过仿真实验验证方案的有效性。
5. 采用MATLAB等软件进行仿真分析，验证分析和方案的正确性和可行性。
三、成果预期及意义本研究预期可以获得以下主要成果：1. 对次同步谐振问题进行深入分析，掌握其发生原因和特点，对后续研究提供依据。
2. 分析次同步谐振问题的关键参数特征，并提出相应的参数特性分析方法。
3. 分析扰动清除技术的常用方法及其优缺点，并提出相应的解决方案。
4. 研究扰动清除时序对消除谐振现象的影响，并提出相应的解决方案。
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。
新能源电力系统次同步振荡问题研究摘要新能源电力系统次同步振荡属于系统稳定性问题，在许多大规模新能源系统中都检测到次同步振荡现象。
本文首先对新能源电力系统次同步振荡的相关研究成果进行介绍，包括次同步振荡类型和次同步振荡特点等。
在此基础上，探讨新能源电力系统次同步振荡问题及解决措施，包括次同步振荡成因分析、次同步振荡影响评估和次同步振荡抑制技术。
关键词新能源；电力系统；次同步振荡前言随着电力技术的快速发展，智能电网和能源互联网建设不断向前推进，电力系统结构更加复杂，具有多源和多变换特点。
在此情况下，也带来了一些新的次同步振荡问题。
在大规模新能源系统中，由于电力电子装置交互性复杂，多个装置之间的相互作用可能引发次同步振荡，对系统稳定性造成影响。
目前该问题的研究已经收到广泛关注，一些学者总结了新能源电力系统的次同步振荡类型和特点，可以作为次同步振荡问题的研究起点。
1 新能源电力系统次同步振荡相关研究1.1 次同步振荡类型在大规模能源系统中，串补技术和高压直流输电技术仍然是目前主要的技术手段，原有的次同步振荡问题固然存在，再加上新能源并网容量的增加，使次同步振荡问题表现出了新的特性。
新能源电力系统次同步振荡问题具体可分为以下几种类型：①次同步振荡，指电力系统的运行平衡点受扰动后，出现异常电磁和机械振荡的现象，发电机组联合系统低于工频自然振荡频率进行能量交换；②次同步谐振，指发电机组和电容补偿输电系统的耦合弱阻尼、零阻尼、负阻尼增幅振荡现象，具体包括次同步扭振、感应发电机效应、暂态力矩放大等；③装置次同步振荡问题，由发电机轴系和电网元件相互作用导致的振荡现象；④并网次同步振荡问题，在新能源并网过程中出现的次同步振荡，主要与变流器控制、线路串补电容等有关[1]。
1.2 次同步振荡特点从新能源电力系统的运行情况来看，次同步振荡问题主要具备以下几方面特点：①次同步现象发生频繁，由于我国能源分布特点与负荷需求不配套，大规模远距离送电成必然趋势，在远距离送电过程中，发生次同步振荡概率也明显增加；②新能源并网的次同步振荡问题较为突出，具有随机时变和频率范围宽等特点，目前新能源网架结构仍较为薄弱，容易引发次同步振荡现象；③次同步振荡问题具有较高的复杂性，交直流混合输电与电网互联导致电气阻尼特性越来越复杂，如果换流设备的接入不合理，容易出现次同步振荡；④出现次同步振荡问题时，通常影响范围较大，具有较高的危害性，特别是在电网规模扩大和电压等级升高的情况下，发生次同步振荡问题会对整个电网的运行稳定性产生影响[2]。
电力系统次同步振荡问题研究综述摘要：随着我国互联电网规模的快速发展，尤其是（可控）串联补偿装置和高压直流输电的广泛应用，电力系统的次同步振荡问题已经变得比较突出。
本文介绍了电力系统次同步振荡问题的起因与危害，以及引起的次同步振荡现象的主要内容，指出了需要进一步关注和研究的问题。
关键词：电力系统；次同步振荡1 次同步振荡问题的起因与危害电力系统常见的失稳模式有振荡失稳和单调失稳等。
次同步振荡属于系统的振荡失稳，它是由电力系统中一种特殊的机电耦合作用引起的，其最大的危害是，严重的机电耦合作用可能直接导致大型汽轮发电机组转子轴系的严重破坏，造成重大事故，危及电力系统的安全运行。
早在20世纪30年代，人们就发现发电机在容性负载或经串联补偿电容补偿的线路接入系统时，在一定的条件下可能会发生“自励磁（Self Excitation）”现象。
此外，投切空载长输电线路时，由于线路分布电容的存在，在某些运行情况下也可能会引起“自励磁”的问题。
一般来说，“自激”可分为两种：同步“自激”和异步“自激”。
由于不当的参数配合或系统进入不当的运行方式，使电力系统中的上述“自激”条件得到满足，且这时发电机组仍运行在同步运行状态，在这种情况下发生的“自激”是“同步自激”。
当发生异步自励磁时，同步发电机定子电流中的次同步频率（即定子回路电感和电容的谐振频率）分量，是靠同步发电机对此分量发出的异步功率来维持的，是一种单纯的电气谐振振荡。
在此谐振频率下，同步发电机相当于一台异步发电机，它提供了振荡时所需要的能量。
这种自激方式通常又称为“异步发电机效应”或“感应发电机效应（Induction Generator Effect）”。
尽管感应发电机效应在实际电力运行中早已被人们发现，并观察到了所伴随的次同步频率自激振荡现象，但由于早期发现的这种振荡造成的危害不大，而且问题很快得到了解决，所以这个问题并没有得到人们的特别广泛关注。
次同步震荡产生原因分析：交流输电产生次同步震荡的原因分析，输电系统为了提高输电能力和增加瞬态稳定性，有时在电网中串联补偿电容，使整个电网形成R-L-C 回路，此回路将发生次同步谐振。
次同步振荡特征值一、引言次同步振荡是电力系统中的一种普遍存在的振荡现象，是由于系统中多个发电机或负荷与电网耦合而引起的，通常出现频率在0.1Hz以上，振荡幅值为0.1～1.0次额定电压。
次同步振荡会对电力系统的稳定性和安全性造成严重的威胁，因此研究其特征值和控制方法具有重要意义。
二、特征值次同步振荡可以通过系统中各个发电机和负荷的振荡频率和阻尼区别，其特征值包括频率、阻尼比和振幅等。
1. 频率特征值因为次同步振荡频率通常比电力系统电网基频低，因此可以利用滤波技术将基频信号滤波掉，得到次同步振荡的频率。
次同步振荡的频率一般在0.1Hz以上，不同的次同步振荡振荡频率具有不同的特征。
2. 阻尼特征值次同步振荡阻尼特征值可以通过快速阻尼扰动方法进行测量计算。
通常使用响应的功率变化曲线分析该系统的径向阻尼比。
可以通过计算快速阻尼扰动所引起的功率变化，来确定系统的径向阻尼比。
阻尼比越小，次同步振荡的振荡幅值越大，系统的稳定性越差。
3. 振幅特征值振幅特征值是指次同步振荡的振幅大小，通常以系统中某一发电机或负荷的振幅作为代表。
次同步振荡的振幅越大，系统的稳定性越差。
三、控制方法针对次同步振荡的控制方法主要包括主动控制和被动控制两种。
1. 主动控制主动控制是指在电力系统中引入一些控制方法或设备，以控制次同步振荡的产生和扩散，主要包括直接控制和间接控制两种。
（1）直接控制直接控制是指通过改变系统中设备的运行状态，实现次同步振荡的控制。
直接控制主要包括直接控制发电机输出功率、直接控制系统中电容电抗的状态和直接控制负荷的状态等方法。
（1）耦合器耦合器是指通过相邻的设备之间共振的耦合，以控制次同步振荡的传播，主要包括机械耦合器、电磁耦合器和谐振耦合器等方法。
（2）阻尼器阻尼器是指通过一些阻尼装置加入系统，控制次同步振荡的振荡幅值，主要包括电抗器、阻容器、实际发电机控制等方法。
（3）控制线圈控制线圈是指在输电线路上加设特殊的电气设备，使电流进一步落后于电压，从而抑制次同步振荡的产生和传播。
发电厂次同步振荡(SSO)问题的解决方法刘代样;汪立【摘要】当直流换流站发生单极或双极闭锁时,靠近直流换流站的发电机组就极有可能产生次同步振荡(SSO),这就迫切需要引入发电机轴系扭振保护(TSR)装置和SEDC装置采用于解决次同步振荡(SSO)引发的轴系扭振,避免造成轴系某些部件如联轴器断裂或疲劳损坏,保证机组和电网的安全运行.【期刊名称】《四川电力技术》【年(卷),期】2012(035)002【总页数】7页(P78-84)【关键词】次同步振荡(SSO);扭振保护(TSR);附加励磁阻尼控制器(SEDC)【作者】刘代样;汪立【作者单位】四川省电力工业调整试验所,四川成都610061;四川中电福溪电力开发有限公司,四川成都645152【正文语种】中文【中图分类】TK4740 引言汽轮发电机组轴系扭振是指在发生机电扰动时，汽轮机驱动转矩与发电机电磁制动转矩之间失去平衡，使轴系这个弹性质量系统产生一种振动形式——扭转振动。
引起扭振的原因来自两方面:机械扰动与电气扰动。
前者主要指不适当的进汽方式、调速系统晃动、快控汽门等。
后者一般根据大小分为两类:一类是由串联电容补偿所引起的次同步谐振(subsynchronons resonance，SSR)及有源电力设备及其控制系统(HVDC、PSS、SVC等)引起的次同步振荡(subsynchronous oscillation，SSO);另一类是指各种急剧扰动造成的暂态冲击，如短路、自动重合闸、误并列、甩负荷等。
由直流输电引起的汽轮发电机组的次同步振荡问题，1977年首先在美国Square Butte直流输电工程调试时被发现，后来，在美国的CU、IPP、印度的Rihand－Deli、瑞典的Fenno－Skan等高压直流输电工程中，都表明有可能导致次同步振荡。
根据IEEE的SSR工作小组的定义，次同步谐振是电力系统的一种状态，即电网在低于系统同步频率的一个或几个频率下与汽轮发电机进行能量交换。
关于汽轮发电机如何应对次同步振荡的探讨焦晓霞，沈梁伟（哈尔滨电机厂有限责任公司，哈尔滨150040）[摘要]我国有几条采用串补的大容量远距离输电线路发生了次同步谐振（SSR ）。
本文以某电厂为例介绍SSR 对发电机造成的破坏，由此探讨汽轮发电机如何应对SSR 的问题。
[关键词]扭振；次同步谐振；疲劳破坏；串联补偿装置[中图分类号]TM311.01.3[文献标识码]B[文章编号]1000-3983(2010)02-0001-06Discussion on the Reaction of Tur bogenerator to Subsycr onous ResonanceJIAO Xiao-xia,SHEN Liang-wei(Harbin Electric Machinery Company Limited,Harbin 150040,China)Abstract:Subsychronous resonance(SSR)have happened in China long transmission line with series capacitor compensation.Fatigue failure of generator rotor has been caused by SSR.Protective measures from generator point of view will be discussed in this paper.Key wor ds:torsional vibration;subsynchronous resonace (SSR);fatigue failure;series capacitor compensator1前言我国煤炭资源集中在西部，用户中心在东部，因此实施西电东送是必由之路。
高压输电线路中加装串联补偿装置可提高线路的输送能力。
以4台600MW 发电机500kV 两回路送出为例，输送能力可增加30%左右，与增建线路相比具有节约线路建设投资，节省输电走廊占地等优势。
. .. . . .资料. .. 中电普安电厂2×660MW新建工程
次同步谐振保护方案
编 写： （编写人会签） 审 核： （编写人会签） 审 定： 批 准： . .. . . .资料. .. 日 期：二〇一六年七月 . .. .
. .资料. .. 一、 概述 普安电厂两台机组双回线路33KM接入兴仁换流站，由于兴仁换流站为整流站，故电网中的包含很多谐波分量，有可能存在低于工频的谐波分量，这些谐波分量可能在某个频段与电网及普安电厂发电机变压器组产生电气谐振。当这些谐振的频率与发电机组轴系的固有扭振频率互补时（此时这两个频率之和等于系统的同步频率）或者说汽轮机发电机组轴系的自然扭振（普安自然扭振见表1）与折算到转子侧的电气谐振回路的自然振荡频率非常接近时，就会引起大轴的共振。电网和汽轮发电机组的耦合就会产生相互激励，当这种激励可以抵消和超过机械和电磁振荡中的所有阻尼和电阻消耗的能量时，就会在系统中产生次同步振荡，机组轴系将处于扭振状态，产生疲劳损耗，疲劳累计将严重影响转子的机械性能和寿命，严重时可导致大轴产生裂纹，损伤，甚至螺栓剪断、大轴断裂。 表1:普安电厂1-8阶自然扭振频率厂家数据： 阶数 1阶 2阶 3阶 4阶 5阶 6阶 7阶 8阶 频率（Hz） 19.7 29.2 57.2 118.8 149.0 161.8
二、 技术路线 1970年代美国Mohave电厂连续发生两次汽轮发电机组轴系出现严重损伤的事故，该事故由机网交互作用的次同步振荡引起汽轮发 . .. . . .资料. .. 电机轴系出现次同步扭振，进而因大轴疲劳损伤。事故发生之后，引起业界的高度重视，经过大量研究，明确了在长距离输电系统中使用电容串补或者高压直流输电的情况下，电源端的汽轮发电机组有可能存在扭振的风险。 这些年，随着我国电力建设的快速发展，大批煤电能源基地电源点的重点项目已经完成或正在进行。其中不少工程都存在次同步振荡及扭振的问题，典型的有：盘南电厂、发耳电厂（贵广直流），绥中电厂（东北-华北联网高岭背靠背工程），呼伦贝尔电厂、伊敏电厂、鄂温克电厂（呼辽直流），威信电厂、镇雄电厂（溪洛渡直流），等等，都由于直流输电而存在不同程度的次步振荡及扭振问题。普安电厂与盘南、发耳同是接入兴仁换流站，面临情况基本类同。 普安电厂两台机组双回线路33km接入兴仁换流站，当直流输电控制方式及控制参数不当时，会造成机网系统在某些次同步频率段出现阻尼很低或者阻尼为负的恶劣情况。在这种情况下，如果出现扰动，则很有可能激发出次同步振荡。特别是电气谐振频率与轴系固有扭振频率互补时，扭振难以平息，危害很大。比如，假设电网系统的次同步振荡频率为30Hz，则30Hz的次同步电流（尽管这个量可能不大）会在发电机三相绕组中产生对应于30Hz的旋转磁场，它与发电机的转子形成20Hz的转差频率，在定子旋转磁场和转子旋转磁场的共同作用下，除了同步力矩之外，同时叠加了20Hz的次同步力矩。如果这个20Hz的频率恰好十分接近汽轮发电机组轴系的某一阶固有扭振模态频率时，大轴上的扭振就会恶化，形成共振，难以平息，甚至出 . .. . . .资料. .. 现扭振幅度逐渐发散的状况。 在低阻尼或者负阻尼的恶劣情况下，电网系统与汽轮发电机组之间的这种耦合振荡有可能超过机械和电磁振荡中的所有阻尼所能消耗的能量，这样长期的扭振将使大轴产生金属疲劳损耗，疲劳累计将严重影响转子的机械性能和寿命，严重时可导致大轴产生裂纹，损伤，甚至螺栓剪断、大轴断裂。 学术界和工程界一致认为次同步振荡及发电机组扭振是公认的电力系统复杂问题，对电网安全稳定运行、电力设备安全运行有重大影响，它的复杂程度与机组及电网系统的众多因素相关。由于机组参数、电网系统参数、电网运行方式、直流输电换流站控制方式及参数等系统的复杂性，有的电厂只有在极端方式下才可能出现扭振，比如威信电厂、镇雄电厂，这种情况下，一般只需要安装扭振保护装置即可，实时监测机组扭振的情况；有的电厂出现扭振的可能性则较高，比如盘南电厂、伊敏电厂，这种情况下，一般先安装扭振保护装置，通过实时监测确实发现机组频繁出现扭振报警甚至出现扭振跳闸之后，尽快从两个方面入手，一是调整电网运行方式，二是考虑在发电厂侧实施扭振抑制方案。 三、方案依据 根据普安电厂至兴仁换流站双回500kV线路工程可行性研究报告，分析普安电厂和邻近的兴安（贵广Ⅱ回）直流之间可能存在的次同步振荡SSO （Subsynchronous Oscillation）问题，采用机组作用系数UIF （Unit Interaction Factor）法，对多种可能的N－1 和N . .. . . .资料. .. －2运行情况进行了分析。机组作用系数法UIF 是目前用于分析直流输电引起的次同步振荡问题的一种工程研究方法。机组作用系数的表示式如下：
UIFi= 其中UIFi为所考察的第i台机组的作用系数；MVAHVDC为直流输电系统的额定容量；MVAi为第i台机组的额定功率；SCTOT 为考虑第i台机组时，直流换流母线处的短路容量；SCi为不考虑第i机组时，直流换流母线处的短路容量。此外，对于相同类型的机组可以等值为一台机组处理。当UIF>0.1 时，认为直流输电系统与其临近的同步发电机组之间就将存在较为明显的相互作用，此时应该认真研究发电机组的次同步振荡问题。如果UIF<0.1，则认为发电机组不存在明显的次同步振荡问题。按照UIF 计算原则，在系统短路容量较低情况下（除普安电厂提供的短路容量），发生次同步振荡概率较大。因此为得到较为严苛的计算结果，应选取普安电厂投产年丰小方式，且黔西南机组关停较多作为研究边界条件。 2017 年普安电厂投产后，为满足黔电送粤10000MW，兴金线和金天线在金州变跳通，同时220kV 电网解环运行，丰小方式下八河～兴仁换流站发生N－2 故障后，电网与主网断开，兴仁换流站形成孤岛，该种条件下可能发生明显次同步振荡现象。由表2可知，八河～兴仁换流站N－2 故障运行方式下，普安电厂机组作用系数达到0.33 左右。其余运行方式下普安电厂机组作用系数均小于0.1，发电 . .. . . .资料. .. 机组不存在明显的次同步振荡问题。 表22017年丰小方式下普安电厂作用系数计算表(兴金线和金天线在金州变跳通) 序号 运行方式 MVAHVDC（MW） MVAi（MW） SCi （MW） SCTOT（MW） UIF
1 正常接线 3000 1320 15757 19002 0.0663 2 八河~兴仁换N-1 3000 1320 12858 16104 0.0923
3 八河~兴仁换N-2 3000 1320 5283 8530 0.3293 4 金州~兴仁换N-1 3000 1320 15723 18969 0.0666 5 金州~兴仁换N-2 3000 1320 13961 17213 0.0811 6 光照电厂~兴仁换N-1 3000 1320 13794 17035 0.0823 7 盘南电厂~兴仁换N-1 3000 1320 14104 17356 0.0798 若2017 年黔电送粤规模达不到10000MW ，则兴金线和金天线不需要站配串跳通，即使丰小方式下八河～兴仁换流站发生N－2故障，电网通过金天线依然和广西电网存在联系，发电机组也不存在明显的次同步振荡问题。由表3可知，该运行方式下，普安电厂机组 . .. . . .资料. .. 作用系数为0.07 左右。综上所述，仅在兴仁换流站孤岛运行方式下，普安电厂发电机组存在次同步振荡风险，其它方式下次同步震荡的风险较小。但为保证普安电厂安全可靠运行，报告仍然建议开展次同步震荡专题研究。 表32017年丰小方式下普安电厂作用系数计算表(金天线保持连接) 序号 运行方式 MVAHVDC（MW） MVAi（MW） SCi （MW） SCTOT（MW） UIF
1 正常接线 3000 1320 25289 28547 0.0296 2 八河~兴仁换N-1 3000 1320 22437 25696 0.0366
3 八河~兴仁换N-2 3000 1320 14981 18242 0.0726 4 金州~兴仁换N-1 3000 1320 22494 25754 0.0364 5 金州~兴仁换N-2 3000 1320 13961 17223 0.0815 6 光照电厂~兴仁换N-1 3000 1320 23322 26578 0.0341 7 盘南电厂~兴仁换N-1 3000 1320 23633 26889 0.0333 . .. .
. .资料. .. 综上所述，建议在项目前期做次同步振荡及扭振风险评估工作，主要包括： （1）收集轴系参数，建立汽轮发电机组轴系多质块模型，计算扭振模态频率、扭振振型。 （2）收集发电机组参数，包括调速系统参数、励磁系统参数等，建立发电机组等值模型。 （3）收集电网参数，包括直流输电系统的相关参数，建立发电厂外送系统等值模型。 （4）初步粗略计算筛选，确定发电厂次同步振荡的风险。 （5）时域仿真，详细计算多种运行方式下的次同步振荡特性，进一步定量进行次同步风险评估。 （6）根据计算及风险评估的结果进行分析，进一步对发电厂机组次同步振荡及扭振问题提出相应的解决方案，估算解决方案的投资。
四、投资分析 次同步谐振风险及研究计算费用：南网电科院来做预计要100万，但是日前联系南网电科院，告知工作繁忙，没有时间来负责普安项目。如果真的南网电科院不做的话，目前可以考虑南瑞，清华、浙大等高校，其相关费用较南网电科院较低。考虑到我们与南网的关系，而且研究中需要调取很多南网方面的数据，建议还是尽量由南网电科院来开展研究工作。
