大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩大規(guī)模風電經(jīng)HVDC送出時的問題

HVDC控制參數(shù)不合理可能引起次同步振蕩，稱為裝置引起的次同步振蕩(SSTI)。 1977年，美國的Square Buttez電廠在投入HVDC時，發(fā)生了第一起SSTI問題。換流器在次同步頻率范圍內(nèi)對功率、電流等進行快速控制時，會影響到發(fā)電機電磁轉矩和轉速的相位差。當相位差超過90度，換流器會給發(fā)電機引入負阻尼，從而引發(fā)發(fā)電機軸系的次同步增幅振蕩。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩國內(nèi)外研究現(xiàn)狀

目前，次同步振蕩問題主要出現(xiàn)在火電機組經(jīng)HVDC送出系統(tǒng)中。由于風電發(fā)展較晚，在實際工程中，風電經(jīng)HVDC送出尚未發(fā)生次同步振蕩問題。國內(nèi)外主要研究多集中在火電機組的次同步振蕩問題。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩風電場等值方法

由于HVDC系統(tǒng)復雜的調(diào)節(jié)特性，采用時域仿真法研究風電經(jīng)HVDC送出時的次同步振蕩問題是合理有效的。然而，時域仿真會受到計算機內(nèi)存和仿真時間的限制，仿真規(guī)模不能過大，對于含大量風電機組的風電場直接進行時域仿真在現(xiàn)階段是不可行的。因此，需要采用適當?shù)娘L電場等值方法對規(guī)模龐大的風電場進行等值，相關研究如下。

用一臺風電機組模擬風電場中所有風電機組的方法。這種方法中，所有風電機組通過出口變壓器接于同一母線，忽略風速分布、功率損耗等因素，簡單易行，但只能用于理想風電場的等值建模中?？紤]風速差異影響的方法。該方法考慮了不同區(qū)段因尾流效應造成的風速差異，將每個區(qū)段的風電機組用一臺風電機組等值，但忽略了一些約束并且以風力機群運行條件一致為前提，這與實際情況中風電機組類型不盡相同的現(xiàn)狀不符。參數(shù)辨識等值建模法，這種方法借鑒同步發(fā)電機同調(diào)等值中傳遞函數(shù)的概念，基于異步機模型，使用頻域響應辨識法的改進算法對異步發(fā)電機的同步電抗、暫態(tài)電抗、轉子時間常數(shù)和初始轉差進行最小二乘法擬合求取風電場的等值參數(shù)。

上述方法對于風電機組與高壓直流輸電系統(tǒng)的相互作用缺乏關注，且外送直流模型結構簡單，與實際工程有一定差距。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩次同步振蕩抑制措施

由于目前在風電經(jīng)HVDC送出過程中尚未發(fā)生過次同步振蕩問題，對次同步振蕩抑制措施的研究主要集中于火電機組的SSTI抑制措施。有文獻提出在轉子側換流器控制中加入一個阻尼環(huán)節(jié)抑制風電機組的次同步振蕩，其PI控制器參數(shù)須與軸系固有頻率以及其他變頻器控制參數(shù)相協(xié)調(diào)。

實際系統(tǒng)中，當HVDC選擇的輸入信號是從換流站母線中提取時，風電場的振蕩信號可能過小而難以精確提取，同時，對于在機端附加阻尼控制器這一類方法，對于含眾多不同種類風電機組的風電場，可能難以滿足經(jīng)濟性和可行性。因此，現(xiàn)有HVDC可能無法滿足抑制風電場次同步振蕩的要求。同時，風火打捆經(jīng)HVDC送出場景下，HVDC的有效性并未得到驗證。能否通過對SSDC進行適當?shù)恼{(diào)整，使其能同時抑制風/火電機組次同步振蕩問題，有待深入研究。

自2009年美國德州雙饋風電場發(fā)生次同步振蕩引起關注之后，國際上眾多學者對風電場并網(wǎng)系統(tǒng)的次同步振蕩進行了大量的研究，提出了多種方法以抑制次同步振蕩的產(chǎn)生或者降低其發(fā)生的風險。根據(jù)抑制機理的不同分為以下幾種類型:改變電氣參數(shù)、附加阻尼控制、附加濾波裝置 。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩改變電氣參數(shù)

（1）改變系統(tǒng)運行方式

在風電場并網(wǎng)系統(tǒng)實際運行過程中，如果已經(jīng)檢測到系統(tǒng)中存在次同步振蕩現(xiàn)象，可通過避開不安全的運行方式來避免事故的進一步擴大。例如切除風電機組，切除無功補償設備，SVG恒電壓控制改為恒無功控制、風電場或者HVDC降功率運行等等。

（2）控制風機合理短路比

大型直驅風電場接入弱交流系統(tǒng)或者雙饋風電場經(jīng)串補并入電網(wǎng)時會出現(xiàn)次同步振蕩風險，因此可在規(guī)劃階段通過評估風電機組接入總容量與電網(wǎng)短路容量以及串補度的關系，合理規(guī)劃風電發(fā)展。適當增強網(wǎng)架結構，降低輸電線路與變壓器阻抗，提高風電場并網(wǎng)點短路比，同時優(yōu)化輸電線路串補度，也可以降低次同步振蕩發(fā)生風險。但是增強網(wǎng)架結構會大幅度地增加風電建設成本，經(jīng)濟效益不高。建設初期合理的規(guī)劃風電裝機容量更對解決此問題更有幫助。

（3）優(yōu)化風電機組控制器

通過優(yōu)化控制器參數(shù)、改善控制策略，提高風電機組抑制次同步振蕩的能力，改變風電機組的輸出阻抗特性，從而改變風電機組與電網(wǎng)相互作用的次同步振蕩諧振點，可以有效降低次同步振蕩對系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的危害。

（4）串聯(lián)型FACTS裝置

常用來抑制風電并網(wǎng)系統(tǒng)次同步振蕩的串聯(lián)型FACTS裝置主要包括可控串聯(lián)補償電容器TCSC、門級控制串聯(lián)電容器、靜止同步串聯(lián)補償器(SSSC)等。有文獻分析了TCSC和GCSC對風電場次同步振蕩的抑制策略，并通過仿真驗證了大干擾下對SSCI的阻尼效果。雖然串聯(lián)型FACTS裝置通過合理的設計能夠取得很好的抑制效果，但它串接于系統(tǒng)之中，結構上不夠靈活，缺乏可靠性，且全控型的FACTS裝置價格昂貴。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩附加阻尼控制

（1）風電機組變流器附加阻尼控制

有文獻指出在風電機組轉子側變流器(RSC)或者網(wǎng)側變流器(GSC)控制系統(tǒng)中附加阻尼控制，可以抑制風電場的次同步振蕩，且轉子側附加阻尼效果較好。也有文獻提出在DFIG的轉子換流器的控制器內(nèi)電流環(huán)d軸或者q軸上附加一個陷波器以抑制次同步振蕩，特征根分析與仿真結果證明所提方法有效，并且d軸比q軸抑制效果較好。此方法通過修改雙饋風電機組變流控制器控制方式，引入阻尼控制環(huán)節(jié)實現(xiàn)抑制次同步振蕩的方式，不需要額外增加設備，是一種經(jīng)濟有效的方式。但是在工程實際中會受到控制器硬件的限制，在已建成風電場的風電機組中難以增加額外的阻尼控制回路。

（2）并聯(lián)FACTS裝置的次同步阻尼控制

抑制風電場并網(wǎng)系統(tǒng)次同步振蕩的主要并聯(lián)FACTS裝置包括靜止無功補償器(SVC)、靜止同步補償器(STATCOM)、統(tǒng)一潮流控制器(UPFC)以及超導儲能(SMES)等。有文獻采用概率法研究了多運行方式下風電場次同步振蕩的統(tǒng)計屬性，利用參與因子分析其相互作用模式，并提出了基于附加阻尼的SVC抑制措施。也有文獻提出一種基于VSC的集中抑制風電并網(wǎng)系統(tǒng)SSCI引起次同步振蕩的裝置一次同步振蕩阻尼器(SSD)，通過特征值分析設計了SSD的控制參數(shù)為SSCI提供正阻尼，并利用時域仿真驗證所提裝置的有效性。

相比串聯(lián)型FACTS裝置，并聯(lián)型FACTS裝置在結構上靈活可靠，在工程使用上更為方便，但是并聯(lián)型的抑制能力有限，不能從根本上解決次同步振蕩問題。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩附加濾波裝置

（1）阻塞濾波器

與抑制火電機組的次同步振蕩相似，在風電場并網(wǎng)系統(tǒng)輸電線路上串聯(lián)在次同步頻率下具有高阻抗，工頻下具有低阻抗特性的阻塞濾波器阻斷風電機組機械系統(tǒng)與電網(wǎng)電氣系統(tǒng)的相互作用，從而可抑制次同步振蕩的產(chǎn)生這種方法的優(yōu)點是結構簡單，但是存在一些缺點制約了其大規(guī)模工程應用:1)對頻率十分敏感，

當環(huán)境溫度導致元件參數(shù)變化時，容易失諧;2)體積大、造價高，運行時會有功率損耗且維護困難。

（2）旁路阻尼濾波器

旁路阻尼濾波器(BDF)是并聯(lián)在串補線路中，由一個電阻和多個LC并聯(lián)諧振濾波器串聯(lián)組成。正常運行狀況下，BDF在工頻下具有高阻抗，在次同步頻率下具有低阻抗，因此濾波器中的工頻電流很小，次同步電流很大，從而抑制次同步振蕩的發(fā)生。BDF對于IGE的抑制作用最為有效，它可以抑制頻率在90%基頻以下的次同步振蕩，但是高于此范圍，BDF就無能為力了。與BF類似，BDF也存在參數(shù)整定困難、容易失諧等缺點，目前還沒有實際投運的工程。

適用于大規(guī)模風電場并網(wǎng)系統(tǒng)次同步振蕩問題的分析方法主要包括頻率掃描分析法、特征根分析法、復轉矩系數(shù)法、時域仿真法、阻抗分析法以及幅相運動分析法等 。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩頻率掃描分析法

頻率掃描分析法可以篩選出具有次同步振蕩風險的系統(tǒng)運行方式，它是一種近似的線性方法。首先，建立風電機組并網(wǎng)系統(tǒng)的正序網(wǎng)絡;其次，從待研究的風電機組看向并網(wǎng)系統(tǒng)側，計算系統(tǒng)中的其他電網(wǎng)元件(主要包括其他風電機組、線路、變壓器等)的次暫態(tài)等值阻抗;然后通過計算得到SSO等值電阻和SSO等值電抗隨頻率變化的曲線當SSO等值電抗在零附近所對應的次同步頻率點上的SSO等值電阻小于零時，系統(tǒng)產(chǎn)生次同步振蕩風險較高，而且等值電阻絕對值越大電氣振蕩越容易發(fā)散。

有文獻采用頻率掃描分析法研究了雙饋風電機組并網(wǎng)系統(tǒng)中IGE產(chǎn)生的機理與影響因素，得出串補度的增加與風速的減小會誘發(fā)IGE的產(chǎn)生。也有文獻采用此方法指出雙饋風電機組并網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生次同步振蕩的參與因子主要是風電機組與電網(wǎng)的狀態(tài)變量，控制器的變量對振蕩特性影響較小，驅動系統(tǒng)的狀態(tài)變量幾乎對振蕩沒有影響。

頻率掃描分析法可以有效地定性篩選有次同步振蕩風險的風電機組，而且方法比較簡單，成本較低。但該方法存在以下缺點:不適用于存在電力電子等非線性元件的計算;沒有考慮系統(tǒng)運行方式以及控制器暫態(tài)特性的影響，由于簡化了發(fā)電機模型，分析結果不夠精確。所以需要采用精確分析法進一步對風電場次同步振蕩的程度與特性進行驗證。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩特征根分析法

首先在系統(tǒng)中加入小擾動信號，其次對系統(tǒng)建立線性化模型，然后通過求解系統(tǒng)狀態(tài)矩陣的特征根、特征向量和相關因子來判斷系統(tǒng)穩(wěn)定性的方法是特征根分析法。

右文獻通過特征根方法分析得到直驅風機并入弱交流系統(tǒng)時會產(chǎn)生次同步振蕩，在這種振蕩模態(tài)下，直驅風機表現(xiàn)為具有負阻特性的容性阻抗，與電網(wǎng)產(chǎn)生諧振回路，誘發(fā)次同步振蕩的產(chǎn)生。也有文獻通過此方法指出雙饋風電機組經(jīng)串補并網(wǎng)系統(tǒng)中風速的減小和串補度的增加會誘發(fā)IGE，轉子側變流器電流環(huán)控制器參數(shù)的增大會誘發(fā)SSCI的產(chǎn)生。有研究利用此方法設計了抑制風電并網(wǎng)系統(tǒng)次同步振蕩的附加阻尼控制器，并取得了較好的效果。有文獻建立了雙饋風電場串補系統(tǒng)等值模型，通過特征值靈敏度分析了各因素變化對風機穩(wěn)定性與安全運行域的影響，結果表明，串補度越高、風機轉子側變流器的電流環(huán)比例系數(shù)越大，穩(wěn)定面積越小，影響穩(wěn)定性最大的因素為風機轉速，而線路串補度和風機并網(wǎng)臺數(shù)對諧振頻率有重要影響。

特征根分析法科學理論嚴密，物理概念清晰，分析方法精確，可以用于優(yōu)化設計控制器以抑制次同步振蕩，適用于分析除了TA作用之外的各種次同步振蕩問題。但是其只能用于描述系統(tǒng)的正序網(wǎng)絡，且隨著電力系統(tǒng)規(guī)模越來越大，線性化系統(tǒng)狀態(tài)矩陣的維數(shù)將會非常高，使用特征根法時將出現(xiàn)嚴重的“維數(shù)災”問題。它只能用于孤立模態(tài)的動態(tài)特性分析，不能分析連續(xù)頻率的動態(tài)特性，且難以用數(shù)學模型表達特征根與元件參數(shù)、運行參數(shù)的關系。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩復轉矩系數(shù)法

復轉矩系數(shù)分析法將頻率掃描方法和特征根分析方法進行了結合，具體如下:首先對系統(tǒng)中的某一發(fā)電機轉子相對角度上施加一個強制小干擾分量△s，然后分別計算風電機組電氣部分與機械部分的電氣復轉矩和機械復轉矩，其中電氣復轉矩系數(shù)分為電氣彈性系數(shù)和電氣阻尼系數(shù)，機械復轉矩系數(shù)分為機械彈性系數(shù)和機械阻尼系數(shù)。當電氣彈性系數(shù)和機械彈性系數(shù)之和為0時，系統(tǒng)處于臨界狀態(tài)，如果此時系統(tǒng)阻尼為負，則表明在次同步頻率。系統(tǒng)將發(fā)生次同步振蕩。電氣復轉矩系數(shù)和機械復轉矩系數(shù)可以通過系統(tǒng)的傳遞函數(shù)模型得到。與此同時，電氣復轉矩系數(shù)還可以通過物理系統(tǒng)的測試曲線或者時域仿真響應曲線計算得出。

有文獻提出一種根據(jù)復轉矩系數(shù)頻率掃描的計算結果來估算次同步諧振模式特征值的方法，方便判斷系統(tǒng)是否發(fā)生次同步振蕩。也有文獻提出一種微小擾動穩(wěn)態(tài)響應算法用于計算含TCSC的電力系統(tǒng)次同步諧振的復轉矩系數(shù)，這種算法可以推廣到復雜的大規(guī)模風電并網(wǎng)系統(tǒng)。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩時域仿真法

時域仿真法是通過建立包含風力發(fā)電機組、電力電子裝置及電網(wǎng)元件的等值模型，在電磁暫態(tài)仿真軟件中用數(shù)值積分方法求解并網(wǎng)系統(tǒng)動態(tài)特性的微分方程組，得到系統(tǒng)中變量隨時間變化的響應曲線，從而分析系統(tǒng)動態(tài)特性的方法。時域仿真可以模擬元件從幾百納秒至幾秒之間的電磁暫態(tài)及機電暫態(tài)過程，仿真過程不僅可以考慮風電機組、電力電子裝置的控制特性，電網(wǎng)元件(如避雷器、變壓器、電抗器等)的非線性特性，輸電線路分布參數(shù)特性和參數(shù)的頻率特性，還可以進行線路開關操作和各種故障類型模擬。

時域仿真法的優(yōu)點主要有:模型適用范圍廣泛，適用于非線性設備的暫態(tài)過程模擬，詳細模擬控制和故障過程，分析不同強度擾動下的次同步振蕩，可計算次同步等效電抗、復轉矩系數(shù)等，為其他分析方法做仿真驗證。但缺點是難以分析次同步振蕩的振蕩模式、阻尼特性、產(chǎn)生機理、影響因素和預防與抑制策略等。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩阻抗分析法

阻抗分析法通過建立電力電子裝置的小信號頻域阻抗模型，利用奈奎斯特判據(jù)或者推廣的奈奎斯特判據(jù)對系統(tǒng)穩(wěn)定性進行判定，是近年來國內(nèi)外學者重點關注的理論方法。根據(jù)建立阻抗模型所用坐標系不同，阻抗分析又可分為:靜止坐標中建立正負序阻抗模型和dq坐標中建立阻抗模型。

J. Sun教授于2009年提出了基于諧波線性化的電力電子裝置正負序阻抗建模方法，得到了具有物理含義清晰的正負序阻抗以及應用簡便的穩(wěn)定性判據(jù)。本方法克服了傳統(tǒng)相量模型在頻域范圍上的局限性以及電磁暫態(tài)模型不可線性化的問題，并且在此阻抗模型基礎上建立的系統(tǒng)等效電路模型可以有效地揭示不同電力電子裝置(新能源變流器、FACTS及HVDC等)與電網(wǎng)之間相互作用，包括常見的次同步和超同步振蕩問題的機理和根源，為解決這些問題提供了有效的解析手段。

由于該理論是在小干擾理論下衍生的，所以它不能用于分析TA作用下的次同步振蕩，而且隨著電力電子化電力系統(tǒng)的普及，越來越多的電力電子設備并入公共電網(wǎng)，對于基于阻抗的多輸入多輸出系統(tǒng)穩(wěn)定性判據(jù)需要進一步的深入研究。但是阻抗分析方法有一定的局限性，難以應用到直流電壓、轉速等秒級時間尺度動態(tài)問題的分析和研究中。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩幅相運動分析法

有文獻提出了基于幅相運動的電力電子化電力系統(tǒng)電壓功角穩(wěn)定分析方法?？紤]直流電壓控制的影響提出了基于幅相運動方程的并網(wǎng)變流器建模方法，建立了內(nèi)在電勢與功率波動之間的狀態(tài)方程，并與時域仿真、特征根方法對比證明了此方法的可行性。也有文獻基于幅相運動方程分析了電壓源換流器并入弱電網(wǎng)時電流環(huán)控制范圍內(nèi)的相互作用，提出可以將電流環(huán)分為自穩(wěn)定和與電網(wǎng)互作用2部分，通過分析得到加速電流控制將會降低系統(tǒng)阻尼，惡化系統(tǒng)穩(wěn)定性。

根據(jù)已發(fā)表文獻，大規(guī)模風電場并網(wǎng)系統(tǒng)次同步振蕩產(chǎn)生機理按照相互作用的對象不同可以分為3種類型，分別是:次同步諧振(SSR)、裝置引起的次同步振蕩(SSTI)以及次同步控制互作用(SSCI) 。

次同步諧振(SSR)

次同步諧振產(chǎn)生機理如圖1所示，在異常運行狀態(tài)下，串聯(lián)補償電路中的補償電容與風電機組軸系的定子電感之間形成次同步諧振回路，能量以某個或多個次同步振蕩頻率在風電機組和電網(wǎng)間不斷交換，危及風電機組與電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。根據(jù)具體產(chǎn)生機理，次同步諧振主要包含3種類型:感應發(fā)電機效應(IGE);扭轉互作用(TI);暫態(tài)扭矩放大作用(TA) 。

IGE是指在某次同步頻率下，風電機組轉子的等效電阻表現(xiàn)為負阻值特性，當轉子等效負值電阻大于電網(wǎng)系統(tǒng)(輸電線路、變壓器等)和發(fā)電機定子在此頻率下等效電阻之和時，整個風電機組并網(wǎng)系統(tǒng)的等值電阻為負值，形成電氣回路的自激，并網(wǎng)次同步電流將持續(xù)發(fā)散振蕩。IGE強調(diào)的是一種電氣回路的諧振現(xiàn)象。風電機組并網(wǎng)系統(tǒng)的IGE現(xiàn)象通常發(fā)生在串補度非常高的情形，并且只涉及電氣系統(tǒng)的動態(tài)過程，與風電機軸系無關。風電并網(wǎng)系統(tǒng)中暫未發(fā)生扭轉互作用與暫態(tài)扭矩放大作用引起的SSO現(xiàn)象。

有文獻分析了雙饋風電機組(DFIG)并網(wǎng)系統(tǒng)IGE產(chǎn)生的機理與影響因素，得出串補度的增加與風速的減小會誘發(fā)IGE產(chǎn)生的結論。指出由于直驅風電機組的背靠背變流器將風力發(fā)電機與電網(wǎng)隔離，阻止了電網(wǎng)中的次同步振蕩電流與風電機組定子內(nèi)部繞組的相互作用。因此，直驅風電機組不存在次同步諧振現(xiàn)象。有文獻指出雙饋型風電機組和鼠籠風電機組的軸系長度較短，轉子轉動慣量較大，而且存在齒輪箱，這使得這2種類型的風電機組軸系自然扭振頻率較低，因此只有當輸電線路串補度非常高時才會引發(fā)此類型風電場并網(wǎng)系統(tǒng)的次同步振蕩。有文獻建立了雙饋風場并入帶串補的交流系統(tǒng)等效模型，通過仿真復現(xiàn)了SSR現(xiàn)象，并利用特征根方法分析其主導因素為風速、風機并網(wǎng)數(shù)量以及控制方式，揭示了DFIG次同步諧振的產(chǎn)生機理?？紤]輸電線路的經(jīng)濟性與可靠性，實際工程中的串補度一般小于70%，電氣諧振的自激條件難以實現(xiàn)。因此，在正常情況下，SSR并不是風電機組主要的次同步振蕩類型。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩裝置引起的次同步振蕩(SSTI)

如圖2所示，當并網(wǎng)系統(tǒng)中的風電場中的風電機組變流器、HVDC或者FACTS裝置等控制參數(shù)設計與運行方式不合理時，風電機組軸系可能與電力電子設備控制器之間相互作用，引起風電并網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生次同步振蕩。上述電力電子裝置控制器的快速響應能力可能會對風電機組電磁轉矩及轉速的相位差產(chǎn)生負面影響，當兩者之間的相位差大于90度時，風電機組將引入負阻尼效應，誘發(fā)系統(tǒng)發(fā)生次同步振蕩。

目前，由于動態(tài)無功補償裝置可以提供緊急無功支撐、提高電壓靜態(tài)穩(wěn)定性和暫態(tài)穩(wěn)定性以及增加系統(tǒng)輸送的容量等優(yōu)點，被廣泛應用于大規(guī)模風電并網(wǎng)系統(tǒng)。MMC-HVDC由于其輸出電壓畸變小、有功無功解藕控制等優(yōu)勢，成為海上風電并網(wǎng)系統(tǒng)的解決方案。但是這些電力電子裝置本身的快速響應能力有可能誘發(fā)并加劇風電機組發(fā)生次同步振蕩的風險。

裝置引起的次同步振蕩主要研究集中在火電機組領域，由于風電在實際工程中尚未遇到此問題，因此研究較少。有文獻研究了海上風電場經(jīng)VSC-HVDC并網(wǎng)的功率振蕩問題，提出了對VSC和風機控制器的阻尼控制的一種新型設計準則，同時討論了魯棒性與控制延遲、風機機械共振、風場可提供的阻尼以及功率曲線對實際工程阻尼設計的限制。也有文獻建立了風電機組與MMC的阻抗模型，發(fā)現(xiàn)風電場經(jīng)HVDC并網(wǎng)系統(tǒng)產(chǎn)生振蕩的機理為風電機組變流器與HVDC系統(tǒng)相互作用引起的，并提出一種有源阻尼控制方法有效地降低了振蕩發(fā)生的風險。

大規(guī)模風電并網(wǎng)次同步振蕩次同步控制相互作用(SSCI)

由風電機組控制器與弱交流系統(tǒng)或者串聯(lián)補償之間的相互作用引發(fā)的次同步振蕩稱為次同步控制互作用（SSCI），SSCI與風力發(fā)電機組的軸系扭振無關，其振蕩頻率與弱交流系統(tǒng)阻抗、輸電線路串補度、風電機組控制器以及系統(tǒng)運行方式相關。有文獻指出對于雙饋風電機組，當電網(wǎng)中產(chǎn)生次同步電流時，如果雙饋型風電機組變流器的輸出電壓增大發(fā)電機轉子中感應到的次同步電流，將會加劇電網(wǎng)次同步電流的振蕩，從而使DFIG轉子側控制器與串補線路之間形成互激，導致系統(tǒng)發(fā)生次同步振蕩現(xiàn)象。也有文獻通過理論與實際風場測量數(shù)據(jù)詳細分析了風電機組與串補系統(tǒng)相互作用引起的次同步振蕩特性，揭示SSCI的產(chǎn)生主要原因是DFIG在次同步頻率下具有負阻尼特性，分析結果表明風電機組的振蕩頻率隨著時間、電網(wǎng)運行方式及發(fā)電機數(shù)量的不同而不斷變化。

針對次同步振蕩(subsynchronous oscillation, SSO)問題的討論最早始于20世紀30年代，但直到1970年，美國Mohave電站先后發(fā)生了2起次同步振蕩導致的發(fā)電機組事故，才引起了廣大學者對這一問題的重視，并在世界范圍內(nèi)掀起了研究的熱潮。與汽輪機發(fā)電機組相比，對風電機組次同步振蕩問題的研究起步較晚，但隨著風電并網(wǎng)容量的快速增長，大規(guī)模風電場與電網(wǎng)之間相互作用引起的新型次同步振蕩問題近幾年已成為風電場安全穩(wěn)定運行的重要挑戰(zhàn)之一。

大規(guī)模風電場由數(shù)百臺臺甚至數(shù)千臺風電機組組成，它們類型多樣(雙饋風電機組、鼠籠式風電機組、直驅風電機組等)，控制參數(shù)各異，而且運行方式各不相同。風電場大多地處偏遠地區(qū)，遠離負荷中心，其并網(wǎng)點短路比(SCR)隨著風電機組并網(wǎng)數(shù)量的增加而降低，形成弱交流系統(tǒng)。同時，大規(guī)模風電場常采用高壓直流輸電(HVDC)技術或串聯(lián)補償技術實現(xiàn)遠距離外送。相關研究表明，當風電場并入弱交流系統(tǒng)、含串聯(lián)補償系統(tǒng)，以及HVDC系統(tǒng)時，均可能發(fā)生次同步振蕩。另外，在不合理的控制參數(shù)與運行方式下，風電場無功補償裝置將可能加劇SSO問題的嚴重性，給大規(guī)模風電場并網(wǎng)系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來嚴峻的挑戰(zhàn) 。

2009年10月，美國德州發(fā)生電網(wǎng)故障導致某雙饋風電場經(jīng)過含75%串聯(lián)補償?shù)木€路并入電網(wǎng)，引發(fā)了20 Hz左右的次同步振蕩現(xiàn)象，系統(tǒng)電壓振蕩幅值超過2.0 pu，造成風電機組脫網(wǎng)及crowbar電路損壞。2011年以來，我國華北地區(qū)也多次出現(xiàn)以雙饋風電機組為主的風電場經(jīng)串補線路送出時的次同步振蕩問題。2015年7月，我國西北某以直驅風電機組為主的風電基地，在沒有串聯(lián)補償?shù)那闆r下，多次出現(xiàn)次同步頻率范圍的持續(xù)功率振蕩現(xiàn)象，甚至引發(fā)200 km以外的直流送出配套火電機組扭振保護動作切機，嚴重威脅電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，影響風電的并網(wǎng)消納 。

由于風電場中存在大量類型多樣、控制參數(shù)各異的風電機組和無功補償裝置，且運行方式各不相同，其并入不同特征電網(wǎng)而產(chǎn)生次同步振蕩的機理與相關特性各不相同，所使用的分析方法以及針對不同的振蕩類型所采用的抑制措施也各有區(qū)別。首先介紹了大規(guī)模風電場經(jīng)串聯(lián)補償、弱交流系統(tǒng)或HVDC并網(wǎng)引發(fā)次同步振蕩的機理，然后論述了分析大規(guī)模風電場并網(wǎng)系統(tǒng)次同步振蕩的主要方法，在此基礎上歸納總結了次同步振蕩的抑制措施，最后對于大規(guī)模風電場并網(wǎng)次同步振蕩問題未來的研究方向予以展望。

由于我國電網(wǎng)規(guī)模龐大，網(wǎng)架結構復雜，各風電基地與電網(wǎng)相連接的方式也不盡相同，風電機組類型多樣、控制參數(shù)各異，多種電力電子裝置接入，導致西北和華北地區(qū)振蕩機理亦不同。因此，大規(guī)模風電場并網(wǎng)系統(tǒng)的次同步振蕩的產(chǎn)生機理、振蕩特性、影響因素、抑制策略等函待深入研究。未來的研究方向可從以下幾方面進行。

1}無串聯(lián)補償?shù)囊灾彬岋L電機組為主的大型風電場次同步振蕩問題。目前針對接入弱交流系統(tǒng)下以直驅風電機組為主的風電場的次同步振蕩問題研究較少，其振蕩發(fā)生機理與特性較為復雜，參與因子較多，函需開展研究。

2 ) FACTS裝置(靜止無功補償器SVC、靜止無功發(fā)生器SVG等)、VSC-HVDC等電力電子裝置對風電并網(wǎng)系統(tǒng)次同步振蕩特性的影響需要進一步的深化研究。

3)大規(guī)模風電并網(wǎng)系統(tǒng)的異構型多機次同步振蕩問題分析?，F(xiàn)有針對風電場并網(wǎng)系統(tǒng)問題的研究大多以單機無窮大系統(tǒng)為背景，多機系統(tǒng)僅考慮了相同控制參數(shù)、同種類型風電機組的情況，未考慮不同類型、不同控制參數(shù)風電機組間的相互作用。相應的抑制措施同樣未考慮對風電機組種類各異、控制參數(shù)不同而且數(shù)量龐大的大規(guī)模風電場并網(wǎng)系統(tǒng)的適用性。

國外風電并網(wǎng)運行中出現(xiàn)過的風電出力高風險爬坡事件曾給電網(wǎng)造成過很大損失。在我國大規(guī)模高集中風電接入系統(tǒng)的背景下安全問題更加嚴峻，高風險爬坡事件呈現(xiàn)出難建模、難預測、難防范的顯著特點。本課題在時間序列數(shù)據(jù)分析、風場局地氣候與風機地理布局以及風機功率限制與狀態(tài)切換三個層面上逐層深入研究極端氣候條件下風電場功率波動特性的建模和仿真，消除了傳統(tǒng)風場模型在極端事件下的不適用性。提出綜合運用高精度數(shù)值天氣預報、概率統(tǒng)計以及智能模式識別技術，建立高風險爬坡事件智能在線滾動預測模型，通過長過程仿真計算，給出計及風電預測誤差的運行風險概率，對大規(guī)模風電接入運行風險進行評估與預警。協(xié)調(diào)防御體系的優(yōu)化機制方面，在空間域利用分解協(xié)調(diào)的理念將優(yōu)化問題分解為主-從迭代問題，在時間線上采用時序遞進、滾動協(xié)調(diào)方式通過邊界約束實現(xiàn)滾動計劃與既定計劃的協(xié)調(diào)，建立適應多時空、多目標、全工況的協(xié)調(diào)防御體系。

《風電場并網(wǎng)技術》主要內(nèi)容包括風電場的組成與控制，風電場并網(wǎng)對電力系統(tǒng)的影響，風電場并網(wǎng)技術規(guī)定和要求，風電場并網(wǎng)方案，風電場調(diào)壓計算、潮流計算、穩(wěn)定計算、一次部分計算、繼電保護及安全自動裝置、調(diào)度自動化、通信，風光聯(lián)合運行，風能和抽水蓄能及其他儲能系統(tǒng)聯(lián)合運行，可再生能源發(fā)電微電網(wǎng)運行等。

本書全面介紹了大規(guī)模風電并網(wǎng)方面的知識及相關的主要問題，幫助讀者了解風電并網(wǎng)的最新研究成果及運行經(jīng)驗，介紹與風電并網(wǎng)相關的主要電氣、機械知識，機械工程師可以學習到足夠的電力工程知識，使他們可以理解風電場電壓控制和故障穿越問題；而電氣工程師可以從介紹的風電機組空氣動力學知識中獲益。他們都需要理解電力市場，尤其是風電可能如何交易。目前國內(nèi)還沒有像此書這樣綜合性地全面介紹風電場并網(wǎng)技術的專著。尤其在我國風電迅速發(fā)展，大規(guī)模風電并網(wǎng)已成為一個重大關注問題的背景下，本書有重要參考價值。

本書適用于風力發(fā)電尤其是風電并網(wǎng)方面的基礎研究、應用等方面的有關人員，包括研究、規(guī)劃、設計、建設和運行人員；本書也適用于可再生能源有關專業(yè)的大學本科生和研究生，也可用于教學培訓。