电力系统次同步振荡.ppt

一、次同步谐振 —国内工程中次同步谐振问题 托克托电厂位于内蒙古自治区呼和浩特市西南60km处，通过4回500kV线路向京津塘电网输电，托克托－浑源4回500kV线路安装了串补装置，浑源－安定2回500kV线路、浑源－霸州2回500kV线路也加装了串补装置； 托克托电厂送出系统存在严重的SSR问题。 发电机、系统元件参数及滤波器实际参数偏差导致滤波器在高Q值时频点偏移，试投期间发生了异步自励磁问题； 目前工程把Q值降低很多，削弱了抑制作用。 一、次同步谐振 —国内工程中次同步谐振问题 神华国华锦界（神木）电厂通过锦界～忻都～石北线路向河北南网输送电力。在锦界—忻都双回线路忻都侧、忻都—石北三回线路忻都侧装设了线路串补装置。 存在较严重的次同步谐振问题 机组转速中扭振模态信号经过比例移相环节，调整TCR支路电纳，在高压母线电压（机端电压）产生次同步频率变化分量，微调发电机电磁功率，附加产生次同步频率电转矩增量，控制参数合适时，可以抑制机网扭振互作用。 2009年开始运行，表明了主要系统运行方式下抑制效果良好。 二、次同步振荡 —直流引起汽轮机组次同步振荡原理 整流站把交流转换直流，通过直流输电线路可远距离输送功率，逆变站把直流转换交流。高压直流输电具有输电距离远、输电容量大和控制灵活等特点。 高压直流输电工程原理图 ±500kV直流输电工程单极采用两个6脉动换流单元串联组成12脉动；±800kV及以上直流输电工程单极采用四个6脉动换流单元串联组成24脉动。 高压直流输电控制 实际直流控制器的控制结构复杂，控制分层：站控、极控和阀控等。其中极控系统可分为极层和换流器层控制。直流基本控制方式有整流侧定电流控制或定功率控制、逆变侧为定直流电压控制或定熄弧角控制。 HVDC引起SSO机理 若火电机组送出系统与HVDC耦合较为紧密，由于HVDC的快速控制特性，可能会使与机组轴系次同步扭振频率互补的次同步频率振荡在电网中为负阻尼特征，可能使机组轴系的次同步扭振出现不稳定现象。 1977年，美国的Square Butte电厂附近的高压直流输电（HVDC）工程在调试过程中，发现该厂的汽轮发电机组轴系发生了扭振现象 次同步振荡研究方法 机组作用系数法 时域仿真 复转矩系数法 特征值分析 次同步振荡研究方法——机组作用系数法 机组作用系数法（UIF） UIF（Unit Interaction Factor,UIF）是EPRI推荐的、用于检查系统中可能由直流输电系统激发产生次同步振荡的发电机组的方法，该方法已列入IEC TS 60919-3-1999 (Performance of high-voltage direct current (HVDC) systems - Part 3 Dynamic conditions)。在评估某一直流输电系统可能引起交流系统中哪些发电机组发生次同步振荡时，首先采用机组作用系数法计算整流站附近交流系统中所有大型汽轮发电机组的UIF系数具有参考价值；通过UIF 分析可以从交流系统众多发电机组中筛选出哪些发电机组具有发生次同步振荡的危险性而必须做进一步的详细研究，而对于其它机组则不必做进一步研究等有价值的信息。基于EPRI 的研究报告EPRI EL-2708，直流输电系统的控制对某一汽轮发电机组扭转模式稳定性的影响可以使用以下定义的机组作用系数来评估： 式中：UIFi为机组i 的作用系数，SHVDC为直流输电系统的额定功率，Si为发电机i的额定容量，SCTOT是包括发电机i 时，在直流换流站交流母线（交流滤波器除外）处的短路容量，而SCi是不包括发电机i 时，在直流换流站交流母线（交流滤波器除外）处的短路容量。 呼辽输电工程主要分为直流孤岛送出和交直流混联送出两种运行方式。送端由伊敏、鄂温克、呼伦贝尔3个电厂组成； 送端机组存在弱阻尼，轴系长期小幅度扭振。 二、次同步振荡 —国内工程中次同步振荡问题 东北-华北背靠背直流联网系统 绥中电厂2?800MW机组、2?1000MW机组，接入换流站东北交流侧，正常方式东北侧为整流侧； 部分工况下存在次同步振荡风险。 直流输电附加次同步振荡阻尼控制（SSDC ） HVDC具有快速可控性，通过适当的附加控制策略，可能抑制机组轴系的次同步振荡现象，例如采取如下措施： 在一个合适的范围内通过修改整流侧电流调节器的增益和时间常数等，改变调节幅值和频率响应范围来实现抑止振荡的效果；或者装设辅助次同步振荡阻尼控制（SSDC），直流控制中装设辅助次同步振荡阻尼控制，通过在直流定电流或定功率控制结构中附加次频分量，使得