次同步振荡规程
第13章电力系统的次同步振荡及轴系扭振
由式(5)可知，12 只含有角频率为 n 的自由扭转成分， 而式(3)中的 p 1,2 零重根，反映了轴系在无阻尼时，可作
匀速旋转运动，而含有i c1c2t的成分，这时整个轴
7
2 多质块弹性轴系
2.1 双质块弹性轴系(续)
对式(3)作一简要讨论
式(3)中的根 p 3 , 4 是一对共 轭复根，反映了轴系一 旦受扰，扰动消失后两 个质块可能相对作频率
为 n 的扭转振荡。
若将式 (1)改写为
(用12 作变量)
1
2
K 12 M1 K 12 M2
1977年，无电容时依然出现扭振现象，其由HVDC及其 控制系统引起，称之为“装置引起的次同步振荡”。
统称次同步扭振SSO（subsynchronous oscillation）。
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3
1 引言(续)
SSO研究频率范围
次同步：10－50Hz 超同步：80－100Hz
一个n个质块的轴系当不接入系统，轴系自由 运动时，由于有机械阻尼，这(n—1) 个扭振模 式的实部均为负，从而轴系是稳定的，且有机
械阻尼时，p 1 , 2 =0转化为一个零根，一个负实
根。
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2 多质块弹性轴系
2.2 多质块弹性轴系模型
设如图13.1(b)表示汽轮发电机多质块轴系，含高压、中 压和低压缸 (A和B) 以及发电机、励磁机等6个质块，则 第i个质块(i=1~6)的线性化运动方程为
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别上课讲义
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。
第13章 电力系统的次同步振荡及轴系扭振
M
1
2，定义P
=AKA，则对实际系数P非负定，可设
其特征根对角阵
A ωn2
diag
(
2 n1
,
2 n2
,,
n2N，) 并设P
的特征向量阵为U，从而PU=UA，又由于 PT P对称，
故U可取为正交阵，即 U 1 。U T
若定义线性变换阵Q=AUS，及线性变换
δ Qδ(m)
（9）
右上角标“m”表示解耦模式，S为对角阵，其对角元 的取值使发电机质块 (设为第k质块) 对应的Q阵行元素 (即第k行元素)均等于1。
为 n 的扭转振荡。
若将式 (1)改写为
(用12 作变量)
1 2
K12 M1
12
K12 M2
12
（4）
式中， 12 1 2 为转子两
质块间相对运动角位移增量。则 由式(4)可得
12
K12
1 M1
1 M2
12
def
K M
12
（5）
用12 作变量，系统降为二阶，
则式(5)的特征根为
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2
1 引言
1930s，发现电容会引起发电机自激。当时认为是纯电 气谐振问题，称之为“异步发电机效应”。
1970s，美国Mohave电站发电机大轴2次被扭振破坏。 揭示“机电扭振互作用”现象。
后来发现故障发生时，会出现“暂态力矩放大”现象。
1977年以前，统称为：次同步谐振（SSR）。共同点
N
1, N
K N 1,N N
（8a）
(Mp 2 Dp K )δ Tm Te T
M，D为对角阵，K为三对角阵，K T K 。
次同步振荡、同步振荡、异步振荡、低频振荡及其区别
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
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
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——精选推荐
[编辑本段]次同步振荡概述次同步振荡是电力系统中的一个专用术语。
关于次同步振荡问题的最早讨论始于1937年，但直到1971年，有关轴系扭振的问题皆被忽略。
1970年12月和1971年10月，美国Mohave电站先后两次因次同步谐振而引起发电机组大轴损坏，其中第二次事故的发生，引发了一股世界范围内对次同步谐振研究的热潮。
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SquareButte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，都表明有或可能导致次同步振荡。
[编辑本段]次同步振荡原理交流输电系统中采用串联电容补偿是提高线路输送能力、控制并行线路之间的功率分配和增强电力系统暂态稳定性的一种十分经济的方法。
但是，串联电容补偿可能会引起电力系统的次同步谐振（SSR，SubsynchronousResonance），进而造成汽轮发电机组的轴系损坏。
次同步谐振产生的原因和造成的影响可以从三个不同的侧面来加以描述，即异步发电机效应（IGE，InductionGeneratorEffect）、机电扭振互作用（TI，TorsionalInteraction）和暂态力矩放大作用（TA，TorqueAmplification）。
对次同步谐振问题，主要关心的是由扭转应力而造成的轴系损坏。
轴系损坏可以由长时间的低幅值扭振积累所致，也可由短时间的高幅值扭振所致。
由直流输电引起的汽轮发电机组的轴系扭振与由串联电容补偿引起的汽轮发电机组的轴系扭振在机理上是不一样的，因为前者并不存在谐振回路，故不再称为次同步谐振（SSR），而称为次同步振荡（SSO，SubsynchronousOscillation），使含意更为广泛。
[编辑本段]次同步振荡种类由直流输电引起的次同步振荡具有定电流（定功率）控制的直流输电系统所输送的功率是与网络频率无关的，因此直流输电系统对汽轮发电机组的频率振荡不起阻尼作用，对汽轮发电机组的次同步振荡也不起阻尼作用。
电力系统次同步振荡分析
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。
次同步谐振
次同步谐振定义1：交流输电系统采用串联电容补偿后，其电气系统固有频率可能会与汽轮发电机轴系的自然扭振频率形成谐振关系，此时如系统受到扰动，电气系统与汽轮发电机轴系之间可能会产生的次同步频率功率交换。
定义2：当有串联电容补偿的电力系统受到扰动发生电感电容谐振时，其谐振频率与汽轮发电机组的轴系扭振某一振型的频率之和接近或等于系统的同步频率时发生的谐振。
调整直流输电的功率，或有串联补偿装置的电力系统重合闸时也有可能引起次同步谐振（汽轮发电机轴系会与电力系统功率控制设备，如高压直流输电系统，静止无功补偿系统等，发生相互作用，产生的低于同步频率的振荡。
）。
次同步谐振（SubSynchrous Resonance SSR）物理概念比较复杂。
当高压远距离输电采用串联电容补偿时，电容量C与线路的电感量L组成一个固有谐振频率。
F=1/(2πLC)此频率一般低于50Hz。
发电机定子也出现频率为的三相自激电流，在气隙中产生频率为的旋转磁场。
此旋转磁场的转速，低于主磁场的同步转速。
气隙中两个磁场同时存在对轴系产生一个交变扭矩，其频率为：ft=f-fs式中ft——交变扭矩的频率；f——电网频率；fs——串联电容补偿固有频率。
如果轴系的自然扭振频率fv 正好等于交变扭矩频率ft，即fv=ft=f-fs或fv+fs=f，此时，发电机组轴系的自然扭振频率fv 与串联补偿产生的电磁谐振频率fs 相加恰好等于电网频率f0 ，相互“激励”，形成“机一电谐振”。
因为fs 低于电网频率，所以叫“次同步谐振”。
1、次同步振荡原理交流输电系统中采用串联电容补偿是提高线路输送能力、控制并行线路之间的功率分配和增强电力系统暂态稳定性的一种十分经济的方法。
但是，串联电容补偿可能会引起电力系统的次同步谐振（SSR，SubsynchronousResonance），进而造成汽轮发电机组的轴系损坏。
次同步谐振产生的原因和造成的影响可以从三个不同的侧面来加以描述，即异步发电机效应（IGE，InductionGeneratorEffect）、机电扭振互作用（TI，TorsionalInteraction）和暂态力矩放大作用（TA，TorqueAmplification）。
第06章电力系统次同步振荡和励磁分析.
自激时，同步电机定子自激电流的振荡周期决定于定子回路中的电抗及电容。
因此，同步电机定子中，也可能出现与额定频率不同的自激电流（电机的转速为同步转速）。
这种自激现象称为异步自激现象。
在异步自激条件下，自激电流的气隙旋转磁场的转速与电机转子的转速不同。
令ω f 为这个气隙磁场的转速，ω s 为同步转速，（即转子的时际转速）， s = 中将有 sf 频率的电流。
如果电机转子不对称时，则定子电流中将包括其变化情况如图 6-9 所示。
如果电机转子对称时，例如为异步电机时，则定子电流中只包括(1 ± s f ω f − ωs ωs 为转差率，则转子两种频率的电流分量， (1 + s f 频率的一种分量，而且图6.9 s 的值必须为负。
因为只有在这种条件下，电流才通过异步发电机作用产生出一定的有功功率，并供给定子方面所存在的电阻损耗。
在前面的讨论中，我们一直认为电机为具有同步转速的发电机。
如果电机为同步电动机，并以同步转速运行时，前面所得的结论都可加以利用。
如果这个电机为起动过程中的同步时，即其转速低于同步转速时，这个电动机同样可能发生凸极同步自激电流或异步自激。
但应注意，电机定子中的凸极同步自激电流的频率效应和电机转子的转速相对应。
例如，电机在同步转速发生这种自激时，这个自激电流的频率为 50 周/秒，起动到半同步转速发生这种自激时，这个自激电流的频率为 25 周/ 秒。
同步电机在起动过程中发生异步自激时，其定子中的自激电流的频率将更低，因为只有这样才能使异步自激电流产生的旋转磁场的转速低于电机转子的转速，并形成异步发电机作用，从而维持异步自激。
推斥同步自激时，定子中的自激电流的频率也和电机转子的转速相对应；如前所述它具有较高速度不断增长的特点，而且只有在不断增长时才能够存在。
这种自激现象是由于同步电机纵轴和横轴瞬变参数的不对称而出现的；当对应异步自激的特性方程的一对复根变为一对重根时，异步自激即转化为推同步自激,因而推同步自激和异步自激很难分开,且处于异步自激区内。
汽轮机组次同步振荡监测装置工作原理
汽轮机组次同步振荡监测装置工作原理说到汽轮机组次同步振荡监测装置，嘿，别看这名字长得像个科技感十足的专业术语，其实它就像是电厂里的一位隐形守护者，默默地守护着汽轮机组的安全运行。
就像是汽车的发动机监控系统，它会在机组出现“异常振动”的时候发出警报，提醒大家赶紧处理，不然可能就会闹个大乌龙。
你可以把它想象成一个“耳聪目明”的小助手，专门盯着汽轮机的脉搏，一旦发现不对劲，马上给你敲响警钟。
什么是“次同步振荡”呢？这可不是科幻片里的高科技武器哦。
简单来说，次同步振荡就是指汽轮机转速在某些情况下，可能会出现与电网频率不一致的现象，也就是说，汽轮机组的转速会有点“跑偏”，有点不听话，这时候它就像一个脾气暴躁的小孩子，开始“乱蹦乱跳”。
这种“乱跳”不仅会影响设备的稳定运行，还可能引发设备损坏，甚至会导致停机或出现事故，后果不堪设想。
所以，及时发现次同步振荡并解决它，显得尤为重要。
这时候，次同步振荡监测装置就像是站在高山上的哨兵，密切观察着汽轮机组的每一个细节。
它的工作原理其实并不复杂，就像是一个“心电图”仪器，通过对汽轮机组的转速和电网频率的实时监测，判断是否存在异常波动。
当系统检测到某个频率的波动超出正常范围时，它就会发出警报，告诉操作人员：嘿，小心点，这里有点问题！大家赶紧看看，是不是有些地方出现了不对劲的振荡，得赶紧调整。
可以说，这个监测装置就是厂房里的“眼睛”，比你我都清楚地知道汽轮机的状态。
这种装置的监测过程，基本是24小时不打烊，时刻关注着机组的动态，就像守夜人一样。
它通过安装在汽轮机组的各个关键位置的传感器，把实时数据传回控制中心。
要是发生次同步振荡，控制系统立刻就能收到信号，这时就会触发报警系统，让工作人员知道：哎，有点不对劲！然后，工作人员会根据报警信号来分析问题的根源，是机械故障，还是电力系统的不稳定，或者说是两者之间的相互作用。
分析完问题，调整或是修理设备，保证机组稳定运行，避免更大问题的发生。
次同步谐振方案
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：日期：二〇一六年七月一、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：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），云南威信电厂、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。
动态电力系统分析第三章 次同步谐振
所以 u d q q 0
u q d d 0
应用派克反变换,得定子A相电压 u a u a 0 u a cos u d 0 u d sin u q 0 u q 其中 cos cos 0 cost cost sin t sin sin 0 sint sin t cos t 所以定子A相电压增量为
二．次同步谐振的基本概念
TJ 1 0 0 T J2 0 K12 0 0 1 K12 d 2 2 K12 K12 K 23 K 23 0 dt 2 0 0 0 TJN N 0 0 0 0 1 0 0 2 0 K N 1, N N 0
九．电力系统广域控制
第三章 电力系统次同步谐振分析目录
一．概述
二．次同步谐振的基本概念 三．简单电力系统的次同步谐振分析 四．多机电力系统的次同步谐振分析 五．轴系暂态扭矩计算
一．概述
大型汽轮发电机组转子轴系 具有显著的机械弹性，在一定条 件下会电气量相互作用自发产生 振荡 。 这种自发振荡属于微小扰动 下的不稳定性，因此可以用系统 的线性化微分方程进行分析。
0 id X ad 0 0 0 i f XD 0 0 0 i D 0 X q X aq X aq iq 0 X aq X S X aq i S 0 X aq X aq X Q iQ 0 id p d q q 0 0 i f p f 0 0 0 i D p D 0 0 0 iq p q d d 0 0 i S p S 0 0 RQ iQ p Q 0 0 X ad 0 0
次同步振荡 特征值
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。
次同步谐振方案
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：日期：二〇一六年七月一、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：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），云南威信电厂、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。
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次同步振荡规程变更内容
第一章：设备规范：4.15项发变组保护设备规范增加增加STATCOM变压器保护；4.21项STATCOM变压器设备规范，增加4.22项STATCOM电抗器设备规范，增加4.23项STATCOM功率柜设备规范。
第二章机组辅助设备启停：61项增加次同步装置的投停
系统图部分：发变组主接线系统图进行了增加了STATCOM变压器，同时增加了SEDC+STATCOM原理图、STATCOM 10kV接线图和STATCOM MCC接线图
4.22电阻器
4.23功率柜
61 次同步装置的投停
61.1 CSN-30换流器控制装置面板及指示灯说明：61.1.1 指示灯说明
61.1.2 液晶界面菜单结构：
61.1.3 通道说明：
61.1.4 屏柜信号灯、按钮及屏柜背面小开关说明
61.2 次同步振荡装置运行规定
61.2.1 机组并网后投入GTSDC，机组解列前负荷＜100MW时退出GTSDC；
61.2.2 运行中不得停用设备交直流电源；
61.2.3 装置在运行中，任何人不得再对装置的带电部位触摸或拔插设备及插件，不允许随意
操作如下命令：开出传动、修改定值，固化定值、装置设定等；
61.2.4 装置投入与退出只能通过DCS进行操作，否则可能会引起设备毁坏及其威胁人身安全；
61.2.5 运行中发现故障指示灯亮时，首先对设备进行初步检查并联系维护人员处理；
61.2.6 功率柜间环境温度＜5℃时，将功率柜出风口切换开关切至室内。
61.2.7 机组停运，该装置可随机组停运安排检修，但在机组并网后必须及时将该装置投入运
行；
61.2.8 GTSDC在下列情况下应退出运行：
61.2.8.1 在系统使用的交流电压、交流电流开入、开出回路上作业；
61.2.8.2 装置内部作业；
61.2.8.3 修改定值。
61.3 次同步振荡装置的投入
61.3.1 检查STATCOM变压器保护柜运行正常，在STATCOM变压器投入之前完成
STATCOM变压器保护投入；
61.3.2 投入上层控制器柜；
61.3.3 合上配电柜列表中所有开关；
61.3.4 合上就地控制柜列表中所有开关；
61.3.5 合上次同步振荡10kV开关和次同步振荡10kV启动开关柜控制电源开关，检查开关
柜工作指示正常；
61.3.6 检查上层控制器和就地控制器均无故障指示；
61.3.7 检查所有柜门出于关闭状态；
61.3.8 所有人员撤离GTSDC设备间；
61.3.9 在DCS操作自动投入按钮；
61.3.10 观察次同步振荡10kV开关和次同步振荡10kV启动开关的分合顺序如下：
61.3.11 次同步振荡10kV开关开关合位，次同步振荡10kV启动开关分位，持续时间约1min
－2min；
61.3.12 次同步振荡10kV开关开关合位，次同步振荡10kV启动开关合位，持续时间约几百
ms，投入完成。
61.4 次同步振荡装置的退出
61.4.1 在DCS操作自动退出按钮；
61.4.2 次同步振荡10kV开关开关分位和次同步振荡10kV启动开关分位，退出完成；61.4.3 进入GTSDC设备间之前确认次同步振荡10kV开关和次同步振荡10kV启动开关均
处于分位，检查一次设备确实不带电；
61.4.4 断开开关柜控制电源开关；
61.4.5 关闭就地控制柜所有电源开关；
61.4.6 关闭配电柜所有电源开关；
61.4.7 退出上层控制器柜；
61.4.8 设备退出完毕，注意此时STATCOM变压器和STATCOM变压器保护仍处于工作状
态。
61.4.9 次同步振荡装置一次设备上工作，在装置停运30分钟后做安全做安全措施。
61.5 GTSDC设备间设备检查
61.5.1 运行期间禁止打开功率柜室的五防锁，在巡视通道内完成对功率柜的巡视；
61.5.2 功率柜室内照明应正常，地面无积水和异物，设备无放电、冒烟、过热变色；
61.5.3 功率柜室内空调正常运行，室内温度-10℃～40℃，湿度不超过70%；
61.5.4 功率柜冷却风扇运行正常，滤网无堵塞；
61.5.5 系统监控屏、系统控制屏和装置控制屏的交直流电源指示灯正常，控制系统无报警信
号。
61.5.6 装置投入正常使用后，因设备间功率柜为大功率电力电子设备存在爆炸风险，除运行
人员正常巡检和设备检查外，禁止在设备间长时间逗留；
61.5.7 观察设备间内设备有无异常声响、烟雾、放电、火花异常现象等；
61.5.8 检查次同步振荡10kV开关开关合位，次同步振荡10kV启动开关合位；
61.5.9 装置正常运行时，就地控制柜面板运行指示灯亮，故障指示灯灭；控制器MMI面板运
行灯亮，故障灯灭，如有异常，联系人员处理；
61.5.10 检查配电柜和就地控制柜所有开关应在投入位置，检查配电柜和就地控制柜时禁止站
在逆变柜前后和触摸逆变柜，禁止操作所有开关。
61.6 GTSDC告警信息及处理方式：
61.6.1 告警信息说明及处理方式
61.6.2 动作信息说明及处理：。