0 引言

锡林郭勒地区拥有多个大规模风电汇集基地，形成了首个多类型电源通过带有串补的交流、特高压直流混合外送系统，风电、火电、直流换流站和串补电容之间存在耦合，引发次同步振荡的因素较多，发生次同步振荡的风险大幅增加^[1-4]。对于电网来说，次同步谐振所带来的电压、电流的大幅振荡易导致变压器等设备损坏，风机切机也会导致系统有功大量缺失、频率大幅波动，严重威胁电网的安全稳定运行。

在电网次同步振荡的研究中，文献[5]从增加系统阻尼的角度出发，设计静止无功补偿器(Static Var Compensator，SVC)阻尼控制器来抑制次同步振荡。文献[6]指出附加次同步阻尼控制器的SVC能有效抑制次同步振荡，并且较大容量的SVC能有效増强其抑制次同步振荡的能力。文献[7]通过带通滤波器提取次同步频率分量，经过相位补偿环节和增益环节，在发电机转子上产生附加转矩来削减转速的增量，达到抑制次同步振荡的目的。文献[8]提出一种基于定子侧模拟电阻的次同步振荡抑制策略，以增强次同步频带下的电气阻尼。文献[9]通过阻断高压直流输电系统控制环节中次同步频率分量的传播途径来抑制次同步振荡。文献[10]研究了将带阻滤波器安装在转子侧变流器电流内环以阻断次同步电流分量作用途径的抑制方法。

本文以锡林郭勒地区风火打捆电源经特高压直流和特高压交流混合外送系统为分析对象，采用相应工程的基础数据作为分析计算依据，开展该地区蓝旗风电场次同步谐振风险的分析计算和防治策略研究。

1 次同步振荡风险初判 1.1 阻抗频率扫描

阻抗频率扫描法^[5]可用于双馈型风电场次同步谐振风险的初步筛查，是一种次同步谐振问题的近似分析方法，主要观察风电场中性点处至系统内部的等效阻抗，该阻抗是角频率ω的函数，记为Z(jω)= R(ω)+jX(ω)，从Z(jω)中找出其虚部X(ω)为零的频率点，即为系统的串联谐振点。若在谐振点对应的频率下Z(jω)的实部R(ω)小于零，则风电场可能会发生次同步谐振^[6]。利用该方法可初步筛选出具有潜在次同步谐振风险的系统运行方式，同时可确认不存在次同步谐振风险的系统运行方式，利用阻抗频率扫描法进行次同步谐振风险方式判定的原则如下。

(1) 若系统存在串联谐振点，即阻抗虚部等于零或接近于零，或者阻抗虚部随频率的变化曲线由负变正，以图 1为例，则该方式下存在次同步谐振的风险。

(2) 若系统阻抗频率特性存在电抗跌落的现象，以图 2为例，电抗跌落的程度可以用电抗跌折率来表示，若电抗跌折率大于30%，则可能存在次同步谐振的风险。

阻抗频率扫描法所涉及的系统运行方式变化主要包括火电机组开机数量的变化以及交流输电线路N-0与N-1运行的变化。由于锡林郭勒地区配套的风电和火电中优先保证风电出力，所以阻抗频率扫描时设定锡林郭勒地区所有风电场均投入，在交流输电线路的各种N-1方式中，考虑最恶劣工况。选取486种方式进行分析，发现蓝旗风电场在全部运行方式下均可能存在次同步谐振的风险。

1.2 短路比计算

直驱型风电场次同步谐振风险的初步判定可以通过计算风电场接入点的短路比实现。风电场接入点的短路比是指风电场接入点的短路容量除以风电场容量^[10]。由于火电厂和除蓝旗风电场外的其他风电场的投入情况会对接入点短路容量产生影响^[11]，本文分别计算火电厂及其他风电场全部投入和全部不投入情况下的短路比，结果见表 1。其中，四家火电厂各包含两台660 MW机组，一家火电厂包含两台350 MW机组；风电场容量1225 MW。

通常，当短路比小于1.5时认为风电场接入的交流电网很弱，如果采用直驱型风机，则可能存在比较大的次同步谐振风险；当短路比处于1.5~2时，风电场接入的交流电网较弱，直驱型风机存在一定的次同步谐振风险；当短路比大于2时，风电场接入的交流电网较强，直驱型风机不存在次同步谐振的风险。据此，表 1中数据显示，蓝旗风电场采用直驱型风电机组可能会存在一定的次同步谐振风险。

2 电磁暂态仿真 2.1 计算条件

从每种火电开机台数中选取一种电抗跌折率最大且包含串联谐振点的运行方式进行电磁暂态仿真^[12-15]。

(1) 实际运行中，火电机组的出力方式多样，为合理减少计算量，考虑负荷率低时机组的机械阻尼小，因此按照次同步阻尼稳定性最差的原则将火电机组的出力均设为40%。

(2) 在针对某一风电场的次同步谐振风险进行分析时，设定其他风电场的出力为40%。对于待分析的风电场，改变其接入电网的风机数量、输出功率以及风机类型(全部采用双馈风机、全部采用直驱风机、一半双馈风机一半直驱风机)，考察是否会发生次同步谐振。设定接入风机数量分别为总风机数量的10%、30%、50%、70%和100%；考虑到风电最大同时率为70%，因此输出功率分别取额定功率的10%、30%、70%。

(3) 设定直流输电功率为4000 MW(额定功率的40%)。

(4) 因切除一回交流线路会使系统的等效串补度增大，设定特高压交流输电系统为N-1方式。

(5) 扰动设置包括：小扰动为风机由电压源转换为实际电动机模型，大扰动包括锡林郭勒特高压线路锡林郭勒侧三相或单相对地短路，故障切除时间0.1 s。

2.2 仿真结果

利用PSCAD软件进行仿真计算，结果如下。

(1) 蓝旗风电场在多个运行方式下都存在次同步谐振风险，包括火电开10台机、8台机、4台机、2台机以及1台机的工况，谐振频率分布在5~22 Hz，收敛情况以图 3为例，发散情况以图 4为例。

(2) 当特高压直流停运，仅保留蓝旗风电场经锡林郭勒特高压交流输送至华北电网时，蓝旗风电场在多种接入风机数量和输出功率条件下均存在次同步谐振风险，振荡频率分布在9~14 Hz，如图 5、图 6所示。

(3) 特高压直流孤岛运行条件下，在直流重载运行方式下，蓝旗风电场次同步谐振风险较大，如图 7所示；在直流轻载运行方式下蓝旗风电场次同步谐振的风险较小，如图 8所示。

3 风电场次同步振荡抑制措施分析

风电场次同步谐振抑制措施主要可以分为两类，一类是基于风电机组自身的抑制措施，通过改进风电机组控制策略，重塑风电机组在次同步频率下的阻尼特性，消除负阻尼，达到抑制系统次同步谐振的目的；另一类则是在电网侧装设大容量集中式次同步谐振阻尼装置^[7]。

3.1 风电机组次同步谐振抑制技术

根据双馈风电机组产生次同步谐振的机理分析可知，双馈风电机组次同步谐振的负电阻主要由次同步电流分量引起，若能控制变流器使之产生与其相位相同的次同步电压，则可增强双馈风电机组的次同步等效电阻。为此，在生成参考电压时将电流进行附加阻尼控制^[16]。当系统进入稳态，附加阻尼控制器输出几乎为零，附加阻尼信号分量作为参考电压的修正，系统对负载扰动和电网电压的波动有很好的抗干扰能力。增加次同步谐振抑制控制后的变流器控制原理如图 9所示。

滤波环节的表达式为，其中S为传递函数的复数形式自变量，T_w为滤波环节的时间常数，由于次同步频率分量的电流经dq变换后频率变为f_r (参考频率)的互补频率，取较大值才能使次同步频率的信号通过该滤波环节时不改变。滤波环节的作用是阻止稳态信号的输入，仅当双馈风电机组中含有次同步频率的信号时该附加阻尼控制器才给系统增加阻尼，而稳态时附加阻尼控制器输出为零，对稳态运行无影响。由于采用高通滤波器，dq坐标工频输出为直流分量，经高通滤波后，工频分量输出为零，故次同步电流的附加阻尼控制对工频传递函数没有影响^[16]。以上分析可以看出，通过次同步电流的附加阻尼控制，使得转子对次同步电流呈正电阻，可避免谐振的发生^[16]。

为验证该抑制技术方案的有效性，在RT-LAB硬件在环实验平台上开展测试。将图 9的抑制技术加入双馈风电机组控制器，接入RT-LAB硬件在环平台系统，分别测试风电机组在有功功率为150 kW、270 kW、330 kW、450 kW、500 kW、660 kW、730 kW和850 kW时的次同步谐振抑制性能。以双馈风电机组有功功率730 kW工况为例，次同步谐振抑制策略投入前和投入后，双馈风电机组L1相定子电流和有功功率分别如图 10和图 11所示。

对图 10中的双馈风电机组L1相定子电流波形进行频谱分析，得出抑制前后定子电流频谱，见图 12和图 13。

由图 12和图 13可知，次同步谐振抑制措施投入后，双馈风电机组L1相定子电流中的次同步分量显著减小，其中抑制前次同步电流分量为74.4 A，抑制后为5.2 A，抑制率为93.01%。双馈风电机组不同有功出力工况下，次同步谐振抑制性能见表 2。

由以上分析可知，双馈风电机组不同有功出力工况下，次同步谐振均能得到有效抑制。

3.2 网侧集中式次同步阻尼控制器

为解决大规模风电外送系统中的次同步谐振问题，提出了网侧次同步阻尼控制技术。网侧次同步阻尼控制器(Grid-side Subsynchronous Damping Controller, GSDC)主要由次同步阻尼计算和次同步电流生成两部分组成，次同步阻尼计算由反馈测量、频率辨识、信号滤波、电压计算、比例移相、参考值计算器构成，次同步电流生成由特殊设计的电力电子变流器实现。

利用电磁暂态仿真验证网侧集中式次同步阻尼控制器的补偿效果，搭建网侧集中式阻尼控制器电磁暂态仿真模型，如图 14所示。系统等值电源为220 kV，经220 kV/37.5 kV变压器与网侧阻尼控制器相连，系统接入点最高电压40.5 kV。次同步谐振抑制装置采用链式换流阀结构，为提升仿真运算速度，仿真模型采用6个级联模块对42个级联模块进行等效仿真，同时为保证仿真精度，开关频率等比例放大。在输出50 Hz维持电流的基础上，令装置分别满额输出4 Hz和12 Hz的次同步分量，来验证装置在输出次同步时可满足装置稳定运行的要求。仿真结果如图 15—图 17所示。

从仿真结果可以看出，2~3.1 s装置输出电流可跟随4 Hz次同步电流指令，直流电容电压波动为9.3%，装置维持电流为工频0.033 kA；3.1~4 s装置输出电流可跟随12 Hz次同步电流指令，直流电容电压波动为10%，装置维持电流为工频0.033 kA。直流电压波动满足要求，该抑制方法有效。

4 建议

总体策略上，解决风电场次同步谐振问题应做到将保护监测设备、风电场次同谐振抑制以及电网侧集中式抑制等多措并举。

(1) 次同步谐振监测装置是及时发现次同步谐振，从而采取应对措施的基础，所以建议风电场加装次同步谐振监测装置，次同步谐振监测装置应具备在线监测次同步谐振，对次同步谐振进行分钟级长时间录波的功能。

(2) 对风电机组进行改进，使其自身具备次同步谐振抑制功能，从根本上消除风电机组次同步负阻尼，降低系统发生次同步谐振的风险。

(3) 由于锡林郭勒地区配套电源较多，运行方式多样，次同步谐振问题处于不断变化中，为了改善次同步谐振阻尼特性，建议风电场预留今后增加网侧集中式次同步阻尼控制器的条件和可能。