新疆地區新能源引發次同步振蕩典型案例分析

楊志文

(神華國能哈密電廠，新疆 哈密 839000)

當今新能源發電特別是風力發電已經成為中國能源戰略的主要組成部分，“十二五”期間，我國在新疆、甘肅、內蒙古、吉林等地規劃建設了8個千萬千瓦級的風電基地。由于我國能源與負荷中心逆向分布的特點，使得遠距離、高容量風電外送成為必然趨勢[1]，高壓直流輸電技術以及串補輸電技術是實現大規模風電外送的兩種主要方式，但可能導致系統的次同步振蕩(SSO)問題[2]，影響外送系統的穩定安全運行。2009年美國德克薩斯州某風場發生的串補電容引起的次同步振蕩以及2010年起發生在河北沽原地區風場與串補相互作用引發的次同步諧振事件，使得更多學者認識到風電次同步振蕩問題的嚴重性，開始此類問題的研究[3-7]。

2015年7月1日，新疆哈密地區某電廠三臺運行的火電機組全部跳閘(另外一臺機組停運)，事故分析表明本次跳閘是由于次同步振蕩引起的，這是國內發生的新能源并網引起的新型次同步振蕩問題的又一典型案例。

針對本次火電廠發生的新型次同步振蕩，本文介紹了跳機電廠次同步振蕩事件過程，并基于現場試驗和大量監測數據對電廠所在系統的次同步振蕩影響因素進行了分析，針對性地提出了抑制本電廠次同步振蕩的解決方案，最后對抑制方案的工程可行性進行了驗證。

1 某電廠次同步振蕩事件分析

新疆哈密地區送出系統結構如圖1，哈密地區風、光、火打捆的電源輸送基地通過±800kV直流輸送至鄭州。其中跳機電廠4×660MW機組通過500KV聯變送至天山換流站，麻黃溝西風匯444MVA、麻黃溝東風匯643.5MVA通過兩級750KV聯變與天山換流站相連。

圖1 哈密地區送出系統結構圖Fig.1 Schematic diagram of Hami area transmission system

2015年7月1日11時53分到55分，某電廠2號、1號、3號機組的軸系扭振保護相繼動作跳機，造成損失功率共1280MW，頻率波動達0.1 Hz，天中直流功率也由4500MW降到了3000MW。

機組跳閘前，模態3(30.76Hz)扭振峰值達到0.5rad/s，此期間，臨近電廠1號、2號機組的軸系扭振保護裝置(TSR)發生保護啟動(啟動模態為模態2，頻率為31.25Hz)，且于20秒后保護啟動復歸。對此期間交流電網PMU記錄的次同步范圍內的諧波頻率分析，交流電網中此時間段內持續存在16Hz到24Hz的次同步間諧波分量，并主要分布于山北站、哈密站、天山站、花園廠、南湖廠沿線。圖2為PMU的數據頻率波動情況。

圖2 PMU數據頻率波動趨勢圖Fig.2 Frequency fluctuation trend chart of PMU data

跳閘機組模態3頻率為30.76Hz，其互補頻率為19.24Hz(50-30.76=19.24)。根據上圖PMU數據頻率分布情況，系統諧波頻率在10:50左右短時穿越19.24Hz(圖2中靠上的水平線)，其后在11:50后持續在19.24Hz波動，對比7月1日跳機電廠TSR記錄的模態幅值變化曲線，如圖3，機組模態3扭振幅值變大的時間段，與系統振蕩頻率在19.24Hz附近的時間段完全吻合。

圖3 某電廠機組模態3幅值變化曲線Fig.3 Variation curve of mode 3 amplitude a power plant unit

由此，初步判斷系統中的次同步振蕩諧波是引發此次扭振保護動作的主要原因。

2 某電廠機組扭振特性分析

跳機電廠汽輪發電機組為東汽660MW機組，包括高中壓合缸，低壓缸A，低壓缸B，發電機，集中質量模型參數如下表所示。

表1 機組集中質量模型Tab.1 Lumped mass model of unit

根據廠家提供的機組軸系的連續質量模型，代入多自由度振動微分方程，如公式(1)，獲得機組軸系扭轉振動的模態頻率和振型[8]。

(1)

根據各質量塊的轉動慣量和扭轉剛度可確定出質量矩陣[M]和剛度矩陣[K]，對四質量塊模型，M和K陣如下：

(2)

(3)

進一步可求出固有頻率和各質量塊的扭位移，將扭位移歸一化可得到機組的振型曲線。

圖4 機組軸系振型曲線 Fig.4 Vibration mode shape curve of unit shaft

機組軸系三階模態頻率分別為15.38Hz、25.27Hz、30.76Hz。根據振型曲線，在發生模態3對應頻率的扭振時，各質量塊之間的扭位移均較大，更容易引起軸系疲勞損傷，經工程計算，模態3的疲勞累積初值為0.251rad/s，為疲勞累積起始值最低的模態。

跳機電廠機組自2015年3月投運后，數次監測到SSO現象的發生。有的是由于線路電氣擾動產生，有的則是由外界激勵產生，前者激勵后在機組自身的機械阻尼作用下迅速衰減，后者激發后由于線路次同步諧波持續存在，次同步振蕩會持續。持續存在的次同步振蕩說明某電廠在當前的網絡結構下存在嚴重的次同步振蕩風險。

在發生7.1事件跳機前，某電廠配置的TSR裝置曾多次啟動錄波，對錄波數據進行分析，發現某電廠機組存在持續振蕩甚至呈發散趨勢的轉速信號，其中幅值較大的為模態3，典型錄波曲線如下圖所示。

圖5 現場錄波數據模態3分析Fig.5 Mode 3 analysis of field recording data

分析模態3轉速信號幅值及衰減系數，如表1。6月13日05:13:52的錄波中(圖5中的第一個錄波分析圖)，模態3衰減系數為負，如表2中加粗斜體所示。

表2 機組錄波分析情況匯總Tab.2 Summary of unit wave recording data analysis

當衰減系數大于0時，表示轉速信號收斂，阻尼為正；當衰減系數小于0時，表示轉速信號發散，阻尼為負。根據以上分析，某電廠機組模態3存在弱阻尼甚至負阻尼的情況，當外界存在次同步頻率的諧波擾動且頻率與機組軸系頻率耦合時，易引起機組扭振，此時軸系存在失穩風險。

3 某電廠次同步振蕩擾動源特性分析

跳機電廠由于處于風火打捆并且經直流送出的網架結構內，引起次同步振蕩的機理復雜，影響因素較多。自2014年4月以來，無規律發生過百余次的次同步振蕩。

風機的轉子側變流器如果控制參數設置不合理可能會引起風電機組次同步扭振[9]，如果風機的并網點電氣量中存在間歇波分量，轉子變流器回路有可能對該間歇波具有放大作用。

風電場附近裝設SVC或SVG[10-11]，由于電力電子器件的快速響應特性，加上控制回路的高放大倍數，SVC與SVG設備會對間諧波分量起到明顯的放大作用[12-13]。

跳機電廠距離天中直流47公里，兩者之間的電氣距離比較近；并且跳機電廠機組與交流電網的聯系比較薄弱，僅為兩回線路，存在發生次同步振蕩發散的可能[14-15]。

為深入分析哈密山北地區風電場功率波動、風電場及匯集站SVG/SVC動態無功補償設備的投退、功率波動、天中直流功率變化等因素是否對跳機電廠次同步振蕩產生影響，開展了風電出力調整、天中直流功率調整、SVC/SVG投退等相關試驗。相關試驗情況匯總見表3。

表3 哈密地區次同步振蕩擾動源特性分析試驗Tab.3 Characteristics analysis experiment of SSO disturbance source in Hami area

根據上述試驗情況，哈密地區的次同步振蕩擾動源可能不止一個，哈密地區的次同步振蕩是多種擾動源的綜合作用下的結果。

更進一步地采用電磁暫態分析方法表明，影響跳機電廠次同步振蕩特性的主要因素及影響趨勢為[16-19]：

(1)火電廠機組的運行工況會對次同步振蕩的頻率和軸系扭振的穩態幅值造成影響，表現為：機械阻尼越小，次同步振蕩頻率與軸系的固有扭振頻率越接近，相互作用引發的扭振強度會增加。

(2)直驅風電機組與交流電網的相互作用可能引起次同步振蕩，這一振蕩形態受交流電網強度、并網風機臺數與出力水平、風機內部控制參數等多重因素影響。

(3)風電場附近裝設的SVC或者SVG在恒電壓的控制模式下，比例/積分增益越大、阻尼越弱、振蕩頻率越高時，相比恒無功的控制模式，更容易激發出危險的次同步振蕩。

(4)在電廠機組負載水平較低時，臨近的特高壓直流系統對機組的次同步振蕩特性影響相對很小，但是隨著負載水平的升高，直流系統對次同步振蕩的頻率和軸系扭振的幅值的影響增大。

風機變流器或逆變器的控制參數的調整、SVG/SVC等電力電子設備的投退、天中直流的投退、系統運行方式的變化等，引發系統發生次同步振蕩時，當系統中諧波電流的振蕩頻率與發電機組軸系的某一固有扭振頻率互補或接近互補時，可能引起機組的扭振保護啟動，嚴重時甚至造成軸系疲勞損傷。

以2016年1月份投運的750kV三塘湖變為例，隨著三塘湖地區并網風機數量的增多，系統中頻繁發生風電次同步振蕩事件。對2016年上半年系統側發生的次同步振蕩情況進行統計，如圖6。部分統計數據列于表4。

圖6 哈密地區系統側次同步振蕩頻率統計Fig.6 Statistics of system side subsynchronous oscillation frequency in Hami area

表4 三塘湖投運后哈密地區次同步振蕩匯總Tab.4 Subsynchronous oscillation summary in Hami aera after Santanghu substation commissioning

續表

自三塘湖變投運至7月底，哈密地區共發生66次振蕩，振蕩頻率分布情況如圖6。實心正方形標記為系統發生振蕩時某電廠TSR扭振保護啟動；空心圈圈標記為振蕩時某電廠TSR扭振保護未啟動。根據統計，某電廠TSR扭振保護啟動次數為12次。

根據上述分析結果，哈密地區發生振蕩時，在系統側同時存在次同步頻率電流與超同步頻率電流，且電流諧波頻率不斷變化。當電流振蕩頻率與機組軸系的固有扭振頻率互補或接近互補，并且電流的諧波幅值達到一定程度時，就可能引起火電機組側發生次同步振蕩。

4 某電廠次同步振蕩抑制方案研究

考慮到實際機網運行方式的多樣性和網側振蕩頻率的時變性，實際系統中機組扭振的幅值將具有較強的不確定性，因此針對單一振蕩因素采取的抑制方法，無法完全解決振蕩問題[20-24]。

為了保護機組軸系安全，同時避免火電機組跳機時對系統產生大的沖擊，研究在火電機組側配置次同步振蕩抑制措施。參考國內已有成熟的工程實施案例，如上都電廠采取GTSDC+SEDC措施來抑制串補引發的次同步振蕩問題，鄂溫克電廠采取GTSDC+SEDC措施來抑制呼遼直流引發的次同步振蕩問題。考慮到本電廠次同步振蕩擾動因素的復雜性，研究采用GTSDC+SEDC聯合抑制方案的可行性[25]，此方案的實施為國內外首例抑制新能源引發次同步振蕩問題的工程應用。

SEDC采用汽輪機轉速信號作為反饋信號，基于分模態原理，通過濾波、比例、移相環節得到各個模態的控制信號，線性相加后通過限幅環節形成SEDC的輸出，疊加到勵磁調節器的控制信號上，從而在勵磁繞組上產生次同步頻率電壓和電流，進而產生相應的電磁轉矩，對SSO起到阻尼作用[26-27]。

GTSDC也以發電機軸系轉速偏差信號作為輸入量，但不同的是，GTSDC是通過向定子側注入與扭振模態互補頻率的動態補償電流來增加機組次同步頻率阻尼特性，進而達到避免SSO風險的目的[28-30]。

GTSDC+SEDC聯合抑制措施示意圖如圖7所示，兩種抑制措施均安裝于廠側，以汽輪發電機轉速差作為各自輸入，分別輸出至勵磁側與定子側，產生相應電磁轉矩，最終生成相應電氣阻尼。

圖7 GTSDC+SEDC聯合抑制示意圖Fig.7 Schematic diagram of GTSDC+SEDC combined inhibition

GTSDC+SEDC聯合抑制措施使定、轉子形成互為備用功能，其中一個裝置停運，另一個裝置還能繼續提供抑制功能，有效降低了發生次同步振蕩時的火電機組切機風險。而且二次設備結構簡單，相對兩個互為備用的一次設備，電廠的投資和運行維護成本都將大大降低。

為驗證GTSDC+SEDC抑制方案的有效性，針對電廠實際送出系統進行合理化等值，采用PSCAD軟件建模如下拓撲網絡模型。圖中風電場建模為n臺型號相同的1.5MW直驅風機，它們連接于同一條母線上，且控制參數及運行狀態一致，相當于實際多風機的平均參數和狀態。

圖8 等值電網模型Fig.8 Equivalent power grid model

以7.1事件為例，采用GTSDC+SEDC聯合抑制方案進行次同步振蕩抑制。經仿真分析，加入聯合抑制措施后，與無抑制措施相比，模態3轉速的穩態振蕩幅值從0.197rad/s降低到0.052rad/s，抑制效果達到74%，如圖9(a)所示。

同樣地，考慮其他惡劣工況，如四臺火電機組均為90%出力，機械阻尼較小(滿載阻尼的50%)；特高壓直流投運；風電場715臺直驅風機投運，SVG恒電壓控制。在本工況下，采取聯合抑制措施，與無抑制措施相比，模態3的最大轉速幅值從1.032rad/s減小到0.060rad/s，穩態轉速幅值從0.435rad/s降低到0.055rad/s，控制效果達87%，如圖9(b)所示。

在上述惡劣四機工況下，更進一步地，發生三相短路故障，此時仿真得到的模態3在有無抑制措施時，轉速波形的對比如圖9(c)所示。在聯合抑制措施下，模態幅值迅速衰減到較低水平。

(a) 7.1事件(a) 7.1 accident

根據上述仿真結果，在火電機組側安裝GTSDC+SEDC裝置，模態轉速的振蕩不再出現大的波動，而是迅速進入平穩期，且振蕩幅值大大減小。仿真研究結果表明GTSDC+SEDC抑制方案具有良好的抑制效果。

5 某電廠次同步振蕩抑制效果工程驗證

某電廠4×660MW機組采用單臺機配置GTSDC+SEDC聯合方案來抑制次同步振蕩。經過嚴謹的方案對比，采用北京四方繼保自動化股份有限公司生產的GTSDC與SEDC裝置。本方案于2019年開始工程實施，2020年9月具備投運條件。通過現場試驗來驗證GTSDC+SEDC的抑制效果。

在機組負荷保持穩定運行工況下，投入SEDC抑制功能，通過GTSDC在電網側注入諧波電流信號作為擾動源，分別激發出機組側軸系在三個模式下的扭轉振動，激勵20秒后，投入GTSDC抑制功能，在SEDC與GTSDC的聯合抑制作用下，模態轉速信號迅速衰減。模態1、模態2、模態3的抑制效果分別如圖10(a)、(b)、(c)所示。

(a)模態1(a)Mode 1

在同樣的GTSDC激勵條件下，與無抑制措施相比，投入SEDC抑制后，模態1最大轉速幅值由無抑制措施的0.225rad/s降低到0.08rad/s左右；激勵退出后，在GTSDC與SEDC的聯合作用下，模態1的轉速由0.08rad/s左右快速降低到0.03rad/s以下；

在同樣的GTSDC激勵條件下，與無抑制措施相比，投入SEDC抑制后，模態2最大轉速幅值由無抑制措施的0.25rad/s降低到0.1 rad/s左右；激勵退出后，在GTSDC與SEDC的聯合作用下，模態2的轉速由0.1rad/s左右快速降低到0.03rad/s以下；

在同樣的GTSDC激勵條件下，與無抑制措施相比，投入SEDC抑制后，模態3最大轉速幅值由無抑制措施的0.22rad/s降低到0.11 rad/s左右；激勵退出后，在GTSDC與SEDC的聯合作用下，模態3的轉速由0.11rad/s左右快速降低到0.03rad/s以下。

投入聯合抑制措施后，三個模態的衰減速率與無抑制措施時的衰減速率比較如表5所示。聯合抑制措施極大地提高了某電廠機組對三個軸系模態的阻尼能力。

表5 聯合抑制下模態衰減系數Tab.5 Mode attenuation coefficient under combined suppression measures

6 結語

某電廠所在的輸電網絡中存在與機組模態頻率互補的振蕩電流量是導致某電廠7.1事件軸系扭振跳機的主要原因。哈密地區系統側頻繁發生次同步振蕩，當系統中的電氣量的振蕩頻率與機組軸系固有扭振頻率互補或接近互補時，有可能引起機組側扭振保護啟動甚至疲勞累計。由于系統側的次同步振蕩擾動因素諸多，僅系統側的監測抑制措施并不完備。為了保護機組軸系安全，同時避免火電機組跳機對系統產生比較大的沖擊，火電機組側安裝GTSDC與SEDC次同步振蕩抑制裝置，提高阻尼能力，降低切機風險，保護軸系安全。經現場試驗驗證，在持續激勵條件下，投入GTSDC+SEDC聯合抑制措施，各模態被激發的轉速幅值顯著減小，且在激勵退出后轉速幅值迅速衰減到較小的幅值范圍內，模態衰減速率顯著提高，GTSDC+SEDC聯合抑制效果明顯。