風力發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)次同步振蕩研究

于笑，陳武暉

（江蘇大學電氣信息工程學院，江蘇省 鎮(zhèn)江市 212013）

0 引言

次同步振蕩(subsynchronous oscillation，SSO)指電力系統(tǒng)機械或電氣元件之間以低于系統(tǒng)工頻(50/60 Hz)的頻率進行能量交換的現(xiàn)象，會引發(fā)系統(tǒng)穩(wěn)定性及電能質(zhì)量問題，危及電力系統(tǒng)安全運行[1-3]。該問題在工程上首次發(fā)現(xiàn)于火電機組-串補系統(tǒng)，20世紀70年代，美國Mohave火電廠發(fā)生2次因扭振互作用(torsional interaction，TI)造成的機組大軸疲勞損壞事件[2]，引起了學者對次同步振蕩問題的廣泛關(guān)注。此后發(fā)現(xiàn)的暫態(tài)扭矩放大作用以及由電力系統(tǒng)穩(wěn)定器、高壓直流輸電控制器或靜止無功補償器等快速控制設(shè)備引發(fā)的火電機組扭振問題均被納入次同步振蕩的概念之中[4]。經(jīng)過國內(nèi)外多年的研究，火電機組參與的次同步振蕩的建模手段、分析方法、控制及保護策略已相對成熟，能夠滿足工程需求。

然而近年來，電力系統(tǒng)出現(xiàn)了變革性的發(fā)展，在電源側(cè)表現(xiàn)為以風力發(fā)電為代表的新能源發(fā)電裝機容量迅速上升[5-6]?？紤]到環(huán)境及經(jīng)濟因素，風力發(fā)電一般在偏遠地區(qū)大規(guī)模集中開發(fā)，風機密集并網(wǎng)可能會造成地區(qū)電網(wǎng)并網(wǎng)點短路比過小，即出現(xiàn)弱交流電網(wǎng)情況[7]；此外，遠距離輸電容量需求也逐漸上升，部分地區(qū)采用串補技術(shù)提升輸電能力[8]。因此，對于風電并網(wǎng)可能形成以上 2種典型的網(wǎng)側(cè)環(huán)境。風電機組本身類型復雜多樣，主要分為1—4型(即1/2/3/4型—鼠籠式感應發(fā)電機/繞線式感應發(fā)電機/雙饋感應發(fā)電機/永磁直驅(qū)同步發(fā)電機)，其中雙饋風機(3型)與直驅(qū)風機(4型)具有變流器并網(wǎng)接口，憑借能量轉(zhuǎn)換效率高、有功無功解耦控制等優(yōu)點被廣泛采用[9-10]。

大量包含變流器的風電機組并網(wǎng)引發(fā)的新型次同步振蕩問題已嚴重威脅到電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行，目前工程中出現(xiàn)了雙饋風電場-串補和直驅(qū)風電場-弱電網(wǎng)2種引發(fā)次同步振蕩的場景[5,11]。由于雙饋/直驅(qū)風機采用部分/全功率變流器并網(wǎng)，其次同步振蕩涉及到多變流器與電網(wǎng)的動態(tài)交互過程，針對這種新型次同步振蕩問題，目前常用的分析方法包括特征值分析法、時域仿真法、頻率掃描法及阻抗法。

特征值分析法基于系統(tǒng)小擾動線性化狀態(tài)空間模型，通過求解其狀態(tài)矩陣的特征根可以準確判斷系統(tǒng)穩(wěn)定性，獲取相關(guān)模態(tài)信息，另外借助參與因子與特征值靈敏度，可以確定影響系統(tǒng)穩(wěn)定性的主要因素。然而對于設(shè)備眾多的大型系統(tǒng)，模型階數(shù)過高可能引發(fā)維數(shù)災問題，降階處理則要以損失精度為代價。同時該方法需要研究者掌握目標系統(tǒng)的完整電氣結(jié)構(gòu)，對于具有保密要求的風機制造商來說一般難以接受，也限制了該分析方法的應用范圍。綜上，特征值分析法適合應用于對電氣特性明確的簡單系統(tǒng)進行穩(wěn)定性分析的場景。

時域仿真法基于設(shè)備的微分-代數(shù)方程建立數(shù)學模型，利用計算機數(shù)值積分算法實現(xiàn)方程組求解以獲取系統(tǒng)各變量在時域內(nèi)的運行曲線，該方法能夠精確仿真系統(tǒng)的運行狀態(tài)，基于商業(yè)仿真平臺操作便捷。但該方法難以對現(xiàn)象機制作出闡釋，僅給出時域的結(jié)果，因此主要作為驗證性的輔助分析方法。

頻率掃描法基于驅(qū)動點阻抗的概念，在穩(wěn)態(tài)運行點加入某一頻率的小信號擾動，檢測對應頻率輸出信號以計算在該頻率下的阻抗值，通過不斷改變擾動信號頻率，可以辨識出系統(tǒng)頻率-阻抗特性曲線，以此判斷系統(tǒng)的穩(wěn)定性。但是該方法在某些頻率附近的掃描結(jié)果精度較低，易損失關(guān)鍵信息，適用于精度要求不高的定性分析。

阻抗法[12-13]利用設(shè)備的端口外特性來分析系統(tǒng)的穩(wěn)定性，該方法將系統(tǒng)分為2個子系統(tǒng)，分別建立阻抗模型，根據(jù)所用坐標系的不同，阻抗模型分為靜止abc坐標系下的正負序阻抗模型和dq坐標系下的阻抗模型，然后利用奈奎斯特或廣義奈奎斯特判據(jù)對系統(tǒng)穩(wěn)定性進行分析。由于該方法不需要明晰設(shè)備詳細模型及參數(shù)，僅借助其端口特性進行分析，在近年來電力電子設(shè)備大量接入電力系統(tǒng)的背景下得到了廣泛的關(guān)注。

次同步振蕩為新能源大規(guī)模并網(wǎng)引發(fā)的熱點問題之一，仍有諸多難題尚待研究。本文基于風電參與的次同步振蕩工程實例，梳理了近年來次同步振蕩領(lǐng)域相關(guān)的建模與分析、控制與保護研究成果，為今后風電次同步振蕩研究提供了參考。

1 雙饋風電場-串補并網(wǎng)系統(tǒng)

2009年10月，美國德州通過Ajo變電站入網(wǎng)的2座風電場發(fā)生約20 Hz的次同步振蕩[14]。振蕩事故前因短路故障切除了一條臨近線路，使得系統(tǒng)運行方式發(fā)生變化，風電場通過單條串補線路輻射式入網(wǎng)，且線路串補度由 50%上升至75%。次同步振蕩期間出現(xiàn)了高達約2倍的過電壓，如圖1所示，造成2座風電場內(nèi)大量風電機組撬棒電路毀壞。

圖1 美國德州次同步振蕩事故電壓-電流錄波Fig. 1 Field measure during SSO incident at Texas

此外，中國華北沽源風電集群在2010年串補投入后，也曾多次發(fā)生次同步振蕩現(xiàn)象[5,11]，振蕩頻率分布在3～10 Hz。從2012年底至2013年底，該地區(qū)出現(xiàn)次同步振蕩多達58次，嚴重時曾引起上千臺次風機的脫網(wǎng)以及變壓器不正常振蕩和噪聲，嚴重地威脅了電網(wǎng)及風電場安全運行。

1.1 機制分析

目前研究表明以上2處次同步振蕩現(xiàn)象由風電場內(nèi)的大量雙饋風機與串補引發(fā)，其等值電路如圖2所示，機組電氣部分包括雙饋異步風力發(fā)電機(double-fed induction generator，DFIG)，轉(zhuǎn)子側(cè)變流器(rotor side converter，RSC)，網(wǎng)側(cè)變流器(grid side converter，GSC)。大多數(shù)研究中將眾多風機等值為1臺機組，串補線路等值為R-L-C串聯(lián)電路，以單機-串補系統(tǒng)為對象進行建模分析。研究結(jié)論普遍將該振蕩問題歸為感應發(fā)電機效應(induction generator effect，IGE)引起的次同步諧振(subsynchronous resonance，SSR)或次同步控制互作用(subsynchronous control interaction，SSCI)[15]。

圖2 雙饋風電場串補系統(tǒng)等值電路Fig. 2 Equivalent system of DFIG-based wind farms

Zhixin Miao等人較早對該次同步振蕩問題進行了系統(tǒng)性研究[16-20]，文獻[16,18]分別采用特征值法和阻抗法分析了雙饋風電場-串補系統(tǒng)的失穩(wěn)機制，指出IGE是引發(fā)系統(tǒng)振蕩的主要原因，低風速、高串補度和不適當?shù)腞SC電流環(huán)參數(shù)會惡化系統(tǒng)阻尼，而由于風機軸系剛度很小，實際情況中不太可能出現(xiàn) TI。文獻[17]深入分析了雙饋-串補系統(tǒng)特征值計算結(jié)果，結(jié)合參與因子辨識出了 4種系統(tǒng)振蕩模態(tài)。文獻[20]基于雙饋風機正負序阻抗模型和 dq阻抗模型分析了三相不平衡狀態(tài)下系統(tǒng)穩(wěn)定性，研究表明負序分量不會引發(fā)系統(tǒng)次同步振蕩。此外，文獻[21]建立了雙饋風機完整的狀態(tài)空間模型，針對具體算例進行了特征值與參與因子分析。頻率掃描法[22-25]和時域仿真法[26-27]也被廣泛應用于雙饋風機次同步振蕩研究，文獻[25]分析了電力電子設(shè)備中的頻率耦合現(xiàn)象，提出了一種改進的頻率掃描方法以提高精度。文獻[28]基于定轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)矩分析法，從電磁轉(zhuǎn)矩的角度解釋了雙饋風機串補系統(tǒng)次同步振蕩機制。文獻[29]基于特征值和時域仿真對大型風電場中不同位置的風機對次同步諧振特性影響程度進行了比較分析。類似的，文獻[30]研究了不同位置的風電場對于次同步振蕩的影響。文獻[31-32]利用特征值法研究了雙饋風機全運行區(qū)域的次同步特性，并分析了主要因素對穩(wěn)定區(qū)域面積的影響。文獻[33]應用等效電阻分析了 IGE危險運行區(qū)域，該方法物理透明度較大，分析表明IGE危險區(qū)域在系統(tǒng)自然諧振頻率對應轉(zhuǎn)速的右側(cè)區(qū)域附近，該結(jié)論具有較強的普適性。文獻[34]進一步引入了一種分段概率配點方法首次評估了雙饋風電場 SSR在風速不確定性條件下的隨機穩(wěn)定性問題，具有較高的工程意義。

2015年以來，謝小榮等學者基于中國沽源地區(qū)次同步振蕩實際問題進行了研究[35-39]，文獻[35]通過時域仿真復現(xiàn)了沽源振蕩場景，并結(jié)合特征值法和等效電路分析了風速、串補度、控制參數(shù)以及并網(wǎng)風機數(shù)量對穩(wěn)定性的影響。文獻[37]利用沽源地區(qū)58次振蕩數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，與已有理論成果相互驗證。文獻[36]基于阻抗模型提出聚合RLC電路的穩(wěn)定性量化分析方法，在此基礎(chǔ)上，文獻[38]提出了阻抗網(wǎng)絡(luò)模型以考慮復雜系統(tǒng)中網(wǎng)絡(luò)拓撲、風速分布及風機類型等因素對振蕩特性的影響，并提出了基于阻抗矩陣行列式的穩(wěn)定性判據(jù)。經(jīng)過多年研究，雙饋風電場-串補系統(tǒng)次同步振蕩的機制分析已形成了較為成熟和一致的成果。此外，華北電力大學王海風等學者提出了開環(huán)模式諧振分析方法，考慮了其他場景下雙饋風電場的次同步振蕩問題。文獻[40]發(fā)現(xiàn)并分析了雙饋風電場在無串補場景下出現(xiàn)的次同步振蕩現(xiàn)象，文獻[41]研究了包含火電機組、雙饋風機和直驅(qū)風機的復雜系統(tǒng)的次同步交互作用，仿真表明該方法具有良好的準確性。

1.2 控制與保護

雙饋風電場次同步振蕩的抑制方法可以分為風機側(cè)和電網(wǎng)側(cè)抑制措施。風機側(cè)抑制措施主要包括優(yōu)化變流器控制參數(shù)、改善控制策略、附加阻尼控制和附加陷波濾波器控制。電網(wǎng)側(cè)抑制措施主要包括改變系統(tǒng)運行方式、安裝串聯(lián)/并聯(lián)型FACTS裝置。

通過優(yōu)化控制器參數(shù)，規(guī)避雙饋機組次同步振蕩危險運行區(qū)域，改善風電機組的輸出阻抗特性，從而可以降低雙饋風電場次同步振蕩風險；在改善控制策略抑制次同步振蕩方面，文獻[42]比較了轉(zhuǎn)子側(cè)變流器采用不同控制策略下的振蕩特性，研究表明采用直接轉(zhuǎn)速控制有助于提高系統(tǒng)阻尼。文獻[43-44]基于部分反饋線性化控制分別設(shè)計了網(wǎng)側(cè)變流器、轉(zhuǎn)子側(cè)變流器次同步阻尼控制器以抑制次同步振蕩。文獻[45]提出了一種網(wǎng)側(cè)變流器附加阻尼控制與轉(zhuǎn)子側(cè)變流器兩自由度微分控制結(jié)合的次同步振蕩抑制策略；附加阻尼控制是在變流器控制環(huán)節(jié)引入包含振蕩信息的輸入信號，控制變流器產(chǎn)生與次同步電流相位相同的次同步電壓，增強雙饋風機的次同步等效電阻。文獻[46]在轉(zhuǎn)子側(cè)變流器輸出電壓指令位置加入附加阻尼控制，控制器由高通濾波器、比例微分控制器和限幅器組成。文獻[47]在相同位置引入附加阻尼控制，而其控制器由比例增益、相位補償、帶通濾波器和限幅環(huán)節(jié)組成。文獻[48]在轉(zhuǎn)子側(cè)有功功率參考指令位置加入附加阻尼控制，實現(xiàn)了次同步振蕩有效抑制。文獻[19,49]基于特征值法和留數(shù)法對雙饋風機附加阻尼控制的最優(yōu)輸入信號以及最優(yōu)附加位置進行了分析。需要注意的是，由于各文獻中可能采用了不同的附加控制結(jié)構(gòu)或變流系統(tǒng)控制策略，因此其分析結(jié)論具有有限的普適性，需要對不同算例具體分析。文獻[50]首次提出在變流器控制系統(tǒng)中嵌入陷波濾波器濾除次同步頻段諧波以抑制雙饋風機次同步振蕩，并研究了陷波濾波器嵌入不同位置的抑制效果和參數(shù)設(shè)計方法。

在雙饋風電場并網(wǎng)系統(tǒng)中，通過改變系統(tǒng)運行方式規(guī)避振蕩風險較大的危險運行區(qū)域可以有效降低次同步振蕩的發(fā)生概率。在2010年10月沽源地區(qū)次同步問題產(chǎn)生之初，針對諧振多在風電上送功率較低工況下產(chǎn)生的特點，采用了在沽源風電上送功率低于100 MW情況下，臨時退出一套串補裝置的運行措施，避免諧振的產(chǎn)生。該措施于2011年3月應用后使振蕩次數(shù)大幅降低。進入2012年12月以后，隨著沽源地區(qū)新建風電場的大量接入，諧振的發(fā)生概率呈現(xiàn)增大趨勢，在風電上送功率高于100 MW限值情況下，多次出現(xiàn)低頻諧振現(xiàn)象。隨后通過對每次諧振的錄波數(shù)據(jù)進行持續(xù)跟蹤分析并結(jié)合理論研究，按照避免絕大多數(shù)諧振產(chǎn)生、同時不對沽源通道輸送極限及串補裝置的操作頻次產(chǎn)生明顯影響的原則，提出了沽源串補操作原則的調(diào)整建議，將臨時退出1套串補的風電上送功率調(diào)整為250 MW。該措施建議于2014年4月對串補投退原則進行了調(diào)整，進一步降低了低頻諧振風險，發(fā)生概率降低為原來的 5%以下。此外，還可以通過在電網(wǎng)側(cè)安裝 FACTS設(shè)備來抑制次同步振蕩。文獻[51]研究了晶閘管可控串聯(lián)補償裝置(thyristor controlled series compensation，TCSC)控制器中附加阻尼控制，并分析識別了最優(yōu)輸入控制信號及參數(shù)設(shè)計方法。文獻[52]針對 TCSC抑制雙饋風電場次同步振蕩的參數(shù)優(yōu)化問題，提出了單純形算法與電磁暫態(tài)仿真程序結(jié)合的非線性參數(shù)優(yōu)化方法。文獻[53-54]分別研究了利用靜止同步補償器(static synchronous compensator，STAT- COM)、統(tǒng)一潮流控制器(united power flow controller，UPFC)抑制風電場次同步振蕩的方法。文獻[55]利用特征值法分析了一種次同步阻尼器(subsynchronous damper，SSD)抑制雙饋風電場次同步振蕩的效果，其原理類似于工作在次同步頻段的有源電力濾波器。近期，相關(guān)部門在沽源地區(qū)察北風電匯集站低壓35 kV母線安裝了電網(wǎng)側(cè)次同步振蕩抑制裝置，容量為 10MV?A，裝置應用后次同步振蕩電流幅值顯著降低。抑制方法研究總結(jié)見表1所示。

針對雙饋-串補系統(tǒng)次同步振蕩的保護方面，現(xiàn)有研究成果較少，文獻[39]提出了基于阻抗網(wǎng)絡(luò)理論的系統(tǒng)級保護方案，由分布在各風電場的繼電保護裝置負責實時測量系統(tǒng)次同步阻抗并上傳至中央保護協(xié)調(diào)器，協(xié)調(diào)器在判斷系統(tǒng)失穩(wěn)后根據(jù)風機對次同步總等值電阻的靈敏度來確定切機數(shù)量和位置。目前實際工程中，沽源地區(qū)采用旁路串補的臨時措施應對嚴重的振蕩情況，但頻繁的投切串補會影響器件壽命，降低串補技術(shù)帶來的經(jīng)濟效益。

表1 抑制方法研究總結(jié)Tab. 1 Summary of SSO suppression methods

2 直驅(qū)風電場-弱電網(wǎng)系統(tǒng)

新疆哈密是我國的大型風電基地之一，其2015年網(wǎng)架結(jié)構(gòu)如圖3所示，由于本地負荷較小，新能源難以就近消納，形成風火打捆經(jīng)天中直流外送華中電網(wǎng)的輸電格局。風電密集并網(wǎng)以及薄弱的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)使得該地區(qū)近年來振蕩問題頻發(fā)。

圖3 新疆哈密地區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖Fig. 3 Topology of power system in Hami

2015年7月1日，該地區(qū)出現(xiàn)了持續(xù)的次同步振蕩現(xiàn)象[5,11]，11:53:45、11:54:50、11:55:24，振蕩導致花園電廠2號、1號、3號機組軸系扭振保護動作跳閘(模態(tài)3，頻率30.76 Hz)，扭振幅值達到0.5 rad/s，共損失功率128萬kW；此期間，南湖電廠1號、2號機組軸系扭振保護啟動(模態(tài)2，頻率31.25 Hz)，并于20 s后復歸。機組跳閘后，國調(diào)緊急將天中直流功率由450萬kW降至300萬kW運行。

花園電廠跳機故障，造成天山換流站聯(lián)絡(luò)變下網(wǎng)功率波動至350萬kW，西北電網(wǎng)頻率最低下降至49.91 Hz。直流近區(qū)220 kV母線電壓下降約2 kV，750 kV母線電壓下降約12 kV。對哈密變、天山換流站7月1日9:30至12:00同步相量測量單元(phasor measurement unit，PMU)數(shù)據(jù)進行頻譜分析，發(fā)現(xiàn)上述2個變電站內(nèi)各支路均存在次同步振蕩諧波，頻率在16～24 Hz波動，頻譜分析情況如圖4所示。結(jié)合扭振保護啟動時間進行分析，表明次同步電流頻率與火電機組軸系扭振頻率互補時激發(fā)的軸系扭振，引起了保護動作切機。

圖4 7.1振蕩事故頻率分析結(jié)果Fig. 4 Frequency during 7.1 SSO incident

2.1 機制分析

圖5 直驅(qū)風機典型結(jié)構(gòu)Fig. 5 Typical structure of PMSG

直驅(qū)風機的典型結(jié)構(gòu)如圖5所示，電氣部分包含永磁同步發(fā)電機和交直交變流系統(tǒng)。網(wǎng)側(cè)逆變器一般采用直流電壓外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)控制，通過鎖相環(huán)與電網(wǎng)保持同步。由于直流母線的緩沖作用，發(fā)電機和機側(cè)變流器對直驅(qū)風機涉網(wǎng)特性的影響很小[56]，目前文獻大多將其等值為單一受控源，重點對網(wǎng)側(cè)變流器的特性進行分析。文獻[56-57]較早研究了直驅(qū)風機和火電機組之間的次同步動態(tài)交互作用，在建模、分析和抑制方面形成了系統(tǒng)性的研究成果。

在新疆哈密復雜振蕩問題引起廣泛關(guān)注后，通過對多次振蕩數(shù)據(jù)的統(tǒng)計分析并結(jié)合理論研究，目前認為振蕩主要由直驅(qū)風機和弱電網(wǎng)之間的動態(tài)交互作用引發(fā)。文獻[58]建立了單逆變器并網(wǎng)系統(tǒng)的復合電流環(huán)模型，該研究認為鎖相環(huán)、電流環(huán)和電網(wǎng)電抗等參數(shù)在匹配不當?shù)那闆r下會形成正反饋作用造成系統(tǒng)振蕩。文獻[59]分析了網(wǎng)側(cè)變流器次同步諧波的小信號動態(tài)響應過程，認為輸出分量與原擾動之間滿足一定相位關(guān)系時形成的放大效應會導致振蕩。文獻[60]在dq坐標下建立了網(wǎng)側(cè)變流器輸入導納模型，提出直驅(qū)風機在次同步頻段表現(xiàn)出負電導特性，分析認為接入弱電網(wǎng)使得風機穩(wěn)定運行的控制參數(shù)配置區(qū)間變小，多種因素可能激發(fā)次同步振蕩。文獻[61-62]通過時域仿真復現(xiàn)了哈密7.1振蕩事故，并利用特征值法和 dq坐標下的阻抗法分析了次同步振蕩機制，表明直驅(qū)風機在次同步頻段表現(xiàn)出負電阻、容性阻抗特性，接入感性電網(wǎng)構(gòu)成負阻尼串聯(lián)諧振電路導致不穩(wěn)定振蕩。文獻[63]利用基于阻抗網(wǎng)絡(luò)模型的穩(wěn)定性分析方法研究了哈密次同步振蕩現(xiàn)象。文獻[64]應用開環(huán)模式諧振分析方法，對直驅(qū)風機鎖相環(huán)引發(fā)的次同步振蕩進行了分析。文獻[65]借助文氏橋正弦波發(fā)生器電路分析了電力電子器件參與的寬頻振蕩問題發(fā)生機制，指出系統(tǒng)中因控制環(huán)節(jié)或延遲環(huán)節(jié)等因素會引起輸入-輸出之間的相移，在阻抗上表現(xiàn)為負電阻效應，是系統(tǒng)發(fā)生自激振蕩的內(nèi)在機制。綜上，哈密地區(qū)復雜振蕩事件相關(guān)的理論研究處于起步階段，雖然已有研究成果從不同角度對失穩(wěn)機制進行了分析，但仍未形成一致的看法，有待于結(jié)合實際情況深入具體研究。

2.2 控制與保護

由于直接可依的機制分析成果較少，針對直驅(qū)風電場-弱電網(wǎng)場景下次同步振蕩目前缺少有效的控制方法。風電機組在設(shè)計過程中主要考慮強交流電網(wǎng)的情況，其控制參數(shù)對弱電網(wǎng)的適應性較差，對控制器參數(shù)進行優(yōu)化可能有效降低振蕩風險。文獻[66]基于網(wǎng)側(cè)變流器正負序阻抗模型對次同步振蕩進行研究，并提出一種鎖相環(huán)參數(shù)優(yōu)化設(shè)計方法以降低振蕩風險。2016年初，哈密地區(qū)部分風機控制器參數(shù)進行整改，且同時加強了750 kV網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，整體降低了振蕩發(fā)生的概率[11]。此外，文獻[61]提出在網(wǎng)側(cè)變流器應用附加阻尼控制實現(xiàn)直驅(qū)風機阻抗“重塑”，通過阻抗分析和時域仿真證實了該方法的有效性。

在缺乏有效的抑制措施情況下，為防止次同步振蕩加劇甚至引發(fā)汽輪機組扭振，建立完善的保護機制對于電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行具有十分重要的意義。目前南瑞繼保公司已在哈密地區(qū)布置了次同步振蕩監(jiān)控系統(tǒng)[67-68]，由檢測控制裝置、PMU和監(jiān)測分析主站3部分構(gòu)成，該方案提出了基于有功功率運行軌跡的系統(tǒng)穩(wěn)定狀態(tài)快速識別判據(jù)，同時結(jié)合鄰近火電機組的模態(tài)頻率特征，采取分論分級的風電機組切機策略，在火電機組扭振保護動作前快速平息電網(wǎng)次同步振蕩。該系統(tǒng)投運近一年時間，有效平息了幾十次次同步振蕩，保證了電網(wǎng)的安穩(wěn)運行，并且系統(tǒng)能夠保留振蕩期間整個地區(qū)電網(wǎng)的運行數(shù)據(jù)，便于研究者對次同步振蕩事件實現(xiàn)全景分析。

3 結(jié)論

風電等新能源發(fā)電在電力系統(tǒng)中所占比例將持續(xù)升高，及時對風電參與的次同步振蕩問題的發(fā)生機制和抑制措施進行研究，對于未來風電場的規(guī)劃和友好并網(wǎng)具有重要的意義。本文基于典型工程案例，從機制分析、控制和保護方面歸納梳理了風電次同步振蕩相關(guān)研究成果，總結(jié)出以下2點。

1）雙饋風電場經(jīng)串補并網(wǎng)的次同步振蕩普遍認為是在電力電子設(shè)備積極參與下的感應發(fā)電機效應引發(fā)的電氣振蕩，并與風速、串補度和轉(zhuǎn)子側(cè)變流器電流環(huán)參數(shù)密切相關(guān)，但現(xiàn)有的抑制措施實施成本較高，在復雜電網(wǎng)中的適應性需要進一步證實和研究。

2）直驅(qū)風電場在弱電網(wǎng)環(huán)境下的復雜振蕩問題研究尚處于起步階段，目前認為網(wǎng)側(cè)變流器控制參數(shù)不當以及并網(wǎng)點短路比較低是引發(fā)振蕩的重要因素，工程上已采用的抑制措施對振蕩雖有緩解，但試圖從根本上解決問題還需要對振蕩機制深入研究。