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風電并網系統次/超同步振蕩的分析與控制 版權信息
- ISBN：9787030720474
- 條形碼：9787030720474 ; 978-7-03-072047-4
- 裝幀：一般膠版紙
- 冊數：暫無
- 重量：暫無
- 所屬分類：>>
風電并網系統次/超同步振蕩的分析與控制 內容簡介
本書總結了風電并網系統中新型次/超同步振蕩問題的特征與研究現狀，詳細闡述了風電并網系統的阻抗網絡建模與穩定性分析方法，分析了集群雙饋風機-串補輸電系統和直驅風機并網系統中發生的次/超同步振蕩問題的機理特性與影響因素，探討了風電機組層面的阻抗塑形控制技術和電網層面的基于電力電子變流器的網側次同步阻尼控制計算的基本原理與設計方法，簡單闡述了風電次/超同步振蕩問題的監測與保護技術，*后給出了本書技術的在兩個實際風電并網系統中的工程應用經驗與相關建議，即河北沽源集群風電-串補輸電系統和新疆哈密風火打捆直流外送系統。
風電并網系統次/超同步振蕩的分析與控制 目錄
目錄
序
前言
第1章 概述 1
1.1 電力系統振蕩問題回顧 1
1.2 次/超同步振蕩的定義、形態與分類 2
1.2.1 以往定義、形態與分類方法回顧 2
1.2.2 次/超同步振蕩的概念及基于相互作用機理的分類方法 5
1.3 風電次/超同步振蕩的形態、特征與危害 8
1.3.1 風電次/超同步振蕩的形態 8
1.3.2 風電次/超同步振蕩的主要特征 9
1.3.3 風電次/超同步振蕩的危害 9
1.4 風電次/超同步振蕩研究內容概述 10
1.5 主要挑戰與本書特色 11
1.5.1 面臨的主要挑戰 11
1.5.2 本書的重點與特色 14
參考文獻 16
第2章 風電次/超同步振蕩分析的模型和參數 19
2.1 模型構成與建模概述 19
2.1.1 模型構成 19
2.1.2 建模方法概述 21
2.2 頻域阻抗模型 23
2.2.1 阻抗模型概述 23
2.2.2 阻抗模型的機理構建方法 27
2.2.3 阻抗模型的擾動測辨方法 30
2.3 電壓源變流器的阻抗模型 32
2.3.1 典型電壓源變流器的系統結構與控制策略 33
2.3.2 電壓源變流器的阻抗建模 35
2.3.3 采用不同阻抗模型進行次/超同步振蕩穩定性評估的對比 40
2.3.4 全工況耦合阻抗模型及其測辨方法 43
2.4 風電機組的阻抗模型 45
2.4.1 1型風電機組 46
2.4.2 2型風電機組 47
2.4.3 3型風電機組 47
2.4.4 4型風電機組 50
2.5 交流電力網絡中主要設備的阻抗模型 52
2.5.1 汽輪(同步發電)機組 52
2.5.2 傳統直流輸電 54
2.5.3 交流輸電線與并網電抗器 56
2.5.4 其他電網元件 57
2.6 阻抗網絡模型 57
2.6.1 基本原理 57
2.6.2 阻抗網絡模型的構建方法 57
2.6.3 阻抗網絡模型的傳遞函數矩陣 60
參考文獻 61
第3章 基于阻抗網絡模型的風電次/超同步振蕩分析 63
3.1 分析方法概述 63
3.1.1 分析的目標 63
3.1.2 分析面臨的挑戰 63
3.1.3 分析方法綜述 64
3.2 基于阻抗網絡模型的頻域模式分析 69
3.2.1 振蕩模式的獲取 69
3.2.2 設備對振蕩模式的參與度 70
3.2.3 振蕩模式的分布特征 72
3.3 基于聚合阻抗頻率特性的定量分析 74
3.3.1 基本原理與一般流程 74
3.3.2 阻抗網絡模型的聚合 75
3.3.3 基于聚合阻抗頻率特性的穩定判據 79
3.3.4 基于聚合RLC電路模型的定量分析 83
3.3.5 與特征值分析和電磁暫態仿真的比較 84
參考文獻 91
第4章 雙饋風電集群-串補輸電系統的次同步振蕩分析 94
4.1 次同步振蕩的特征與機理 94
4.1.1 風電并網系統及典型次同步振蕩事件 94
4.1.2 主要特征 100
4.1.3 電路機理分析與實測驗證 103
4.2 基于阻抗網絡模型的風電次同步振蕩分析 110
4.2.1 風電機組的阻抗模型 110
4.2.2 阻抗網絡模型的構建 110
4.2.3 基于阻抗網絡的頻域模式分析 112
4.2.4 基于聚合阻抗頻率特性的次同步振蕩分析 114
4.2.5 現場錄波及電磁暫態仿真驗證 115
4.3 主要影響因素分析 118
4.3.1 風速的影響 118
4.3.2 并網風電機組臺數的影響 122
4.3.3 風電機組控制參數的影響 124
4.3.4 串補度的影響 128
參考文獻 129
第5章 直驅風電集群-弱交流系統的次/超同步振蕩分析 130
5.1 次/超同步振蕩的特征與機理 130
5.1.1 風電并網系統及典型次/超同步振蕩事件 130
5.1.2 主要特征 135
5.1.3 振蕩機理簡析與實測驗證 137
5.2 基于阻抗網絡模型的風電次/超同步振蕩分析 142
5.2.1 風電機組的阻抗模型 142
5.2.2 阻抗網絡模型的構建與聚合 143
5.2.3 基于聚合阻抗頻率特性的次/超同步振蕩分析 146
5.2.4 電磁暫態仿真驗證 148
5.2.5 次/超同步振蕩的振蕩源分析 150
5.3 主要影響因素分析 154
5.3.1 并網風電機組臺數的影響 155
5.3.2 交流電網強度的影響 155
5.3.3 風電機組控制參數的影響 156
5.3.4 特高壓直流輸電系統運行狀態的影響 159
5.3.5 電磁暫態仿真驗證 159
參考文獻 161
第6章 風電次/超同步振蕩防控方法概述 163
6.1 防控方法分類 163
6.2 系統規劃階段的預防措施 163
6.2.1 電網側預防措施 164
6.2.2 機組側預防措施 165
6.3 協調機-網運行方式 165
6.4 風電機組側主動阻尼控制 167
6.4.1 優化/調節風電機組變流器控制參數 167
6.4.2 改進網側變流器控制 167
6.4.3 改進轉子側變流器控制(3型風電機組) 169
6.4.4 同時替換網側與轉子側變流器控制(3型風電機組) 170
6.5 電網側主動阻尼控制 171
6.5.1 基于FACTS設備的阻尼控制 171
6.5.2 基于HVDC的阻尼控制 171
6.5.3 基于專用變流器的阻尼控制 171
6.6 防控方法總結及主要挑戰 171
6.6.1 防控方法總結 171
6.6.2 主要挑戰 173
參考文獻 173
第7章 風電機組的阻抗重塑控制 178
7.1 阻抗重塑控制原理與實現方法概述 178
7.2 基于次同步陷波器的阻抗重塑控制 179
7.2.1 工作原理 179
7.2.2 次同步陷波器嵌入位置的優選 182
7.2.3 次同步陷波器的設計 186
7.2.4 控制效果分析 189
7.3 雙饋風電機組基于RSC附加阻尼控制的阻抗重塑 191
7.3.1 基本原理和主要特點 191
7.3.2 雙饋風電機組附加次同步阻尼控制的設計 192
7.3.3 應用案例與控制效果分析 194
7.3.4 工程案例 204
7.4 直驅風電機組基于GSC附加阻尼控制的阻抗重塑 207
7.4.1 基本原理 207
7.4.2 直驅風電機組附加次/超同步阻尼控制的設計 208
7.4.3 應用案例與控制效果分析 209
參考文獻 213
第8章 基于電壓源變流器的網側次/超同步阻尼控制 215
8.1 基本原理與控制構成 215
8.1.1 基于電壓源變流器的次/超同步阻尼控制一般原理 215
8.1.2 并聯型VSC-SSDC的構成 216
8.2 風電次/超同步阻尼控制器的設計 218
8.2.1 GSDC-SSDC的構成 218
8.2.2 反饋信號的選取 219
8.2.3 模式濾波器的設計 219
8.2.4 比例-移相環節的設計 220
8.3 GSDC鏈式變流器及其控制系統的設計 221
8.3.1 GSDC-VSC的構成 221
8.3.2 GSDC-VSC的主電路參數設計 222
8.3.3 GSDC-VSC的容量設計 226
8.3.4 GSDC-VSC的控制 227
8.3.5 GSDC-VSC的等值傳遞函數模型 228
8.4 GSDC-SSDC參數的全工況優化設計 228
8.4.1 設計目標和要求 229
8.4.2 基于阻抗網絡模型的全工況優化設計原理 229
8.4.3 包括GSDC的系統阻抗網絡模型 230
8.4.4 SSDC參數設計的優化問題 232
8.4.5 優化問題的求解 233
8.4.6 沽源風電并網系統GSDC-SSDC參數的優化設計 233
8.5 GSDC裝置的研發、測試與應用 235
8.5.1 研發歷程 235
8.5.2 主電路參數設計及仿真分析 236
8.5.3 控制硬件在環測試 238
8.5.4 現場應用 242
參考文獻 242
序
前言
第1章 概述 1
1.1 電力系統振蕩問題回顧 1
1.2 次/超同步振蕩的定義、形態與分類 2
1.2.1 以往定義、形態與分類方法回顧 2
1.2.2 次/超同步振蕩的概念及基于相互作用機理的分類方法 5
1.3 風電次/超同步振蕩的形態、特征與危害 8
1.3.1 風電次/超同步振蕩的形態 8
1.3.2 風電次/超同步振蕩的主要特征 9
1.3.3 風電次/超同步振蕩的危害 9
1.4 風電次/超同步振蕩研究內容概述 10
1.5 主要挑戰與本書特色 11
1.5.1 面臨的主要挑戰 11
1.5.2 本書的重點與特色 14
參考文獻 16
第2章 風電次/超同步振蕩分析的模型和參數 19
2.1 模型構成與建模概述 19
2.1.1 模型構成 19
2.1.2 建模方法概述 21
2.2 頻域阻抗模型 23
2.2.1 阻抗模型概述 23
2.2.2 阻抗模型的機理構建方法 27
2.2.3 阻抗模型的擾動測辨方法 30
2.3 電壓源變流器的阻抗模型 32
2.3.1 典型電壓源變流器的系統結構與控制策略 33
2.3.2 電壓源變流器的阻抗建模 35
2.3.3 采用不同阻抗模型進行次/超同步振蕩穩定性評估的對比 40
2.3.4 全工況耦合阻抗模型及其測辨方法 43
2.4 風電機組的阻抗模型 45
2.4.1 1型風電機組 46
2.4.2 2型風電機組 47
2.4.3 3型風電機組 47
2.4.4 4型風電機組 50
2.5 交流電力網絡中主要設備的阻抗模型 52
2.5.1 汽輪(同步發電)機組 52
2.5.2 傳統直流輸電 54
2.5.3 交流輸電線與并網電抗器 56
2.5.4 其他電網元件 57
2.6 阻抗網絡模型 57
2.6.1 基本原理 57
2.6.2 阻抗網絡模型的構建方法 57
2.6.3 阻抗網絡模型的傳遞函數矩陣 60
參考文獻 61
第3章 基于阻抗網絡模型的風電次/超同步振蕩分析 63
3.1 分析方法概述 63
3.1.1 分析的目標 63
3.1.2 分析面臨的挑戰 63
3.1.3 分析方法綜述 64
3.2 基于阻抗網絡模型的頻域模式分析 69
3.2.1 振蕩模式的獲取 69
3.2.2 設備對振蕩模式的參與度 70
3.2.3 振蕩模式的分布特征 72
3.3 基于聚合阻抗頻率特性的定量分析 74
3.3.1 基本原理與一般流程 74
3.3.2 阻抗網絡模型的聚合 75
3.3.3 基于聚合阻抗頻率特性的穩定判據 79
3.3.4 基于聚合RLC電路模型的定量分析 83
3.3.5 與特征值分析和電磁暫態仿真的比較 84
參考文獻 91
第4章 雙饋風電集群-串補輸電系統的次同步振蕩分析 94
4.1 次同步振蕩的特征與機理 94
4.1.1 風電并網系統及典型次同步振蕩事件 94
4.1.2 主要特征 100
4.1.3 電路機理分析與實測驗證 103
4.2 基于阻抗網絡模型的風電次同步振蕩分析 110
4.2.1 風電機組的阻抗模型 110
4.2.2 阻抗網絡模型的構建 110
4.2.3 基于阻抗網絡的頻域模式分析 112
4.2.4 基于聚合阻抗頻率特性的次同步振蕩分析 114
4.2.5 現場錄波及電磁暫態仿真驗證 115
4.3 主要影響因素分析 118
4.3.1 風速的影響 118
4.3.2 并網風電機組臺數的影響 122
4.3.3 風電機組控制參數的影響 124
4.3.4 串補度的影響 128
參考文獻 129
第5章 直驅風電集群-弱交流系統的次/超同步振蕩分析 130
5.1 次/超同步振蕩的特征與機理 130
5.1.1 風電并網系統及典型次/超同步振蕩事件 130
5.1.2 主要特征 135
5.1.3 振蕩機理簡析與實測驗證 137
5.2 基于阻抗網絡模型的風電次/超同步振蕩分析 142
5.2.1 風電機組的阻抗模型 142
5.2.2 阻抗網絡模型的構建與聚合 143
5.2.3 基于聚合阻抗頻率特性的次/超同步振蕩分析 146
5.2.4 電磁暫態仿真驗證 148
5.2.5 次/超同步振蕩的振蕩源分析 150
5.3 主要影響因素分析 154
5.3.1 并網風電機組臺數的影響 155
5.3.2 交流電網強度的影響 155
5.3.3 風電機組控制參數的影響 156
5.3.4 特高壓直流輸電系統運行狀態的影響 159
5.3.5 電磁暫態仿真驗證 159
參考文獻 161
第6章 風電次/超同步振蕩防控方法概述 163
6.1 防控方法分類 163
6.2 系統規劃階段的預防措施 163
6.2.1 電網側預防措施 164
6.2.2 機組側預防措施 165
6.3 協調機-網運行方式 165
6.4 風電機組側主動阻尼控制 167
6.4.1 優化/調節風電機組變流器控制參數 167
6.4.2 改進網側變流器控制 167
6.4.3 改進轉子側變流器控制(3型風電機組) 169
6.4.4 同時替換網側與轉子側變流器控制(3型風電機組) 170
6.5 電網側主動阻尼控制 171
6.5.1 基于FACTS設備的阻尼控制 171
6.5.2 基于HVDC的阻尼控制 171
6.5.3 基于專用變流器的阻尼控制 171
6.6 防控方法總結及主要挑戰 171
6.6.1 防控方法總結 171
6.6.2 主要挑戰 173
參考文獻 173
第7章 風電機組的阻抗重塑控制 178
7.1 阻抗重塑控制原理與實現方法概述 178
7.2 基于次同步陷波器的阻抗重塑控制 179
7.2.1 工作原理 179
7.2.2 次同步陷波器嵌入位置的優選 182
7.2.3 次同步陷波器的設計 186
7.2.4 控制效果分析 189
7.3 雙饋風電機組基于RSC附加阻尼控制的阻抗重塑 191
7.3.1 基本原理和主要特點 191
7.3.2 雙饋風電機組附加次同步阻尼控制的設計 192
7.3.3 應用案例與控制效果分析 194
7.3.4 工程案例 204
7.4 直驅風電機組基于GSC附加阻尼控制的阻抗重塑 207
7.4.1 基本原理 207
7.4.2 直驅風電機組附加次/超同步阻尼控制的設計 208
7.4.3 應用案例與控制效果分析 209
參考文獻 213
第8章 基于電壓源變流器的網側次/超同步阻尼控制 215
8.1 基本原理與控制構成 215
8.1.1 基于電壓源變流器的次/超同步阻尼控制一般原理 215
8.1.2 并聯型VSC-SSDC的構成 216
8.2 風電次/超同步阻尼控制器的設計 218
8.2.1 GSDC-SSDC的構成 218
8.2.2 反饋信號的選取 219
8.2.3 模式濾波器的設計 219
8.2.4 比例-移相環節的設計 220
8.3 GSDC鏈式變流器及其控制系統的設計 221
8.3.1 GSDC-VSC的構成 221
8.3.2 GSDC-VSC的主電路參數設計 222
8.3.3 GSDC-VSC的容量設計 226
8.3.4 GSDC-VSC的控制 227
8.3.5 GSDC-VSC的等值傳遞函數模型 228
8.4 GSDC-SSDC參數的全工況優化設計 228
8.4.1 設計目標和要求 229
8.4.2 基于阻抗網絡模型的全工況優化設計原理 229
8.4.3 包括GSDC的系統阻抗網絡模型 230
8.4.4 SSDC參數設計的優化問題 232
8.4.5 優化問題的求解 233
8.4.6 沽源風電并網系統GSDC-SSDC參數的優化設計 233
8.5 GSDC裝置的研發、測試與應用 235
8.5.1 研發歷程 235
8.5.2 主電路參數設計及仿真分析 236
8.5.3 控制硬件在環測試 238
8.5.4 現場應用 242
參考文獻 242
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風電并網系統次/超同步振蕩的分析與控制 節選
第1章 概述 1.1 電力系統振蕩問題回顧 現代電網本質上是一個“被強制”工作在50/60Hz(交流)和0Hz(直流)的電能系統。在討論其振蕩問題時，通常是指在工作頻率之外“寄生”的或機械、或電磁、或其耦合的往復能量交換。當這種能量交換危及電力系統的正常運行時，將造成穩定性或電能質量問題。自電力系統誕生以來，振蕩就是其動態或穩定性研究的一個重要側面。 早在1919年，Carson就研究了輸電網絡的振蕩問題[1]。1926年，Evans等提出機電振蕩的概念[2]。1930年前后，Park等深入研究了同步發電機的低頻振蕩(low-frequency oscillation，LFO)現象。Butler等認識到旋轉電機對電網中電抗與串補電容引起的次同步頻率電流呈感應發電機效應(induction generator effect，IGE)，進而導致電氣振蕩或自激磁[3]。1970～1971年，美國Mohave電廠先后兩次發生扭振互作用(torsional interaction，TI)引發的大軸損壞事件。它們與其后出現的暫態扭矩放大(transient torque amplification，TTA)統稱為次同步諧振(sub- synchronous resonance，SSR)[4]。此后，又相繼發現電力系統穩定器(power system stablizer，PSS)、直流換流站、靜止無功補償器(static var compensator，SVC)、變速驅動，以及其他寬頻電力控制設備也會惡化旋轉電機某些機械模態的阻尼，導致持續扭振。它們被統稱為次同步振蕩(subsynchronous oscillation，SSO)[5]。 經過長期的研究，LFO、SSR/SSO的機理和特性已得到較為充分的揭示。它們的共性特征是，具有較大物理慣性的旋轉機組，特別是大型同步發電機組的主導和參與。但是，近年來，電力系統正在發生深刻變革。其突出特點和發展趨勢之一是電力電子變流器的廣泛接入，即在電源側，變流式電源持續增長，例如2016年我國新增裝機中，風電、光伏占比已超過燃煤機組，達到41.8%；在電網側，基于變流器的特高壓直流、柔性直流和柔性交流輸電裝備廣泛應用；在用戶側，采用變流器的分布式發電、直流配網和微電網技術蓬勃發展。這些都顯著改變了電力系統的動態行為，帶來新的穩定性和振蕩問題。尤其是近年來，風電等變流式電源引發的新型次/超同步振蕩(sub-& super-synchronous oscillation，SSSO或S3O)問題非常突出。變流式恒功率負載的負電阻特性、多變流器的鎖相環(phase-locked loop，PLL)回路耦合、變流器控制參與電網側串/并聯諧振，以及靜止同步補償器(static synchronous compensator， STATCOM)、基于電壓源變流器的高壓直流(voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC)輸電與弱交流電網的相互作用，曾激發頻率從數赫茲到數千赫茲以上的寬頻帶振蕩(wide-band oscillation，WBO)。此外，配供電系統中出現變流器參與的諧波放大或強制振蕩(forced oscillation，FO)等問題，也引起學術界和工業界的廣泛關注。 1.2 次/超同步振蕩的定義、形態與分類 20世紀70年代至今，作為電力系統穩定性的重要側面，SSR/SSO一直得到廣泛的關注。隨著電力系統的演變發展，SSR/SSO的形態和特征隨之處于不斷變化之中。美國Mohave電廠發生的惡性SSR事件開啟了機組軸系扭振與串補、高壓直流等相互作用分析，進而引發SSR/SSO的研究高潮。90年代初，柔性交流輸電系統(flexible AC transmission systems，FACTS)技術興起，推動了電力電子控制裝置參與、影響，以及抑制SSR/SSO的研究。21世紀以來，隨著風電、光伏等新型可再生能源發電的快速發展，其采用的變流器接入電網的方式不但影響傳統的扭振特性，而且與電網的互動正導致新的SSR/SSO形態。它們的內在機理和外在表現都跟傳統SSR/SSO有很大的區別，難以融入電氣與電子工程師協會(Institute of Electrical and Electronics Engineers，IEEE)在20世紀中后期逐步建立的術語與形態框架中，給該方向的研究和交流帶來不便，因此亟須對SSR/SSO的定義、形態與分類開展分析。 1.2.1 以往定義、形態與分類方法回顧 1. 以往定義的歷史回顧 20世紀30年代的學者就認識到，同步發電機和電動機對于電網中電抗與串補電容導致的次同步頻率電流呈現感應發電機特性，進而導致電氣振蕩或自激磁(self-excitation，SE)。但是，1970年以前人們只是將發電機軸系看成一個單質塊剛體，沒有意識到機械扭振模式的參與。直到美國Mohave電廠先后發生兩次大軸損壞事件，人們才認識到串補電網與汽輪機組機械系統之間相互作用可能產生扭振的風險。文獻[6]首次提出SSR、SSO、IGE和TTA等概念。文獻[7]提出扭振(模態)互作用的概念，并說明其為串補輸電系統的三種穩定性問題之一，其他兩種是機電振蕩和電氣自激(electrical self-excitation，ESE)，并首次討論了暫態扭矩問題。 1974年，IEEE電力系統動態性能(power system dynamic performance，PSDP)分委會成立了一個專門的工作組來推動對SSR現象的認識。它在1976年首次發布IEEE委員會報告[8]，并在1979年對該報告進行了**次文獻補充[9]，將SSR的形態劃分為感應電機效應(induction machine effect，IME)和扭振(torsional oscillation，TO)。此后，每隔6年出版一次文獻補遺[10，11]，總結相關理論、分析方法與控制手段的*新進展。1977～1980年，美國西部電網的Navajo電廠[12]、San Juan電廠[13]相繼出現SSR問題。以此為契機，學術界對SSR/SSO開展了大量的理論與實證研究。1980年，IEEE委員會在其報告中明確了SSR、自激(包括IGE/IME和TI)和軸系扭矩放大(shaft torque amplification，STA)等術語定義[14]。 在發現串補電容導致SSR的同時，加拿大Lambton電廠發現PSS會惡化低階扭振模態的阻尼，進而導致扭振。1977年10月，在美國Square Butte HVDC系統調試中發現，直流換流站與相鄰汽輪發電機組的低階扭振模態相互作用，導致HVDC-TI現象[15]。針對這些新情況，IEEE委員會在1985年第二次文獻補充[10]和新版定義[16]中增加了裝置型次同步振蕩的分類，將直流換流器、SVC[17]、PSS、變速驅動，以及其他寬頻電力控制設備與鄰近的汽輪機組之間相互作用引發的SSO歸為這一類別，并針對HVDC、PSS這一類控制參與的SSO問題首次提出控制相互作用(control interaction，CI)的概念，以及SSR仍然限于汽輪機組與串補輸電系統的相互作用。 1991年，第三次文獻補充[11]中提到極長、高并聯電容補償線路也可能引發低階TI，并針對HVDC引發的TI提出次同步扭振互作用(sub-synchronous torsional interaction，SSTI)的概念。1992年，IEEE SSR工作組對SSR/SSO進行了概括性分類[18]，將SSR限定為串補電容與汽輪發電機組的相互作用，包括IGE、TI和TA三類。SSO指汽輪發電機組與系統其他設備(PSS、SVC、HVDC[19]、電液調速、變速驅動變流器等)之間相互作用引發的機組軸系扭振。1997年，第四次文獻補充中闡明，軸系扭振同樣存在于異步電機、柴油機組、同步電動機中[20]。關于水輪機組相關的SSR/SSO問題，文獻[21]報道了具有低發電機-水輪機慣性比(generator-to-turbine inertia ratio，GTR)的水輪機組接入直流系統的SSTI問題。文獻[22]指出，接入串補電網的水輪機組也會出現IGE現象，并可能由故障導致高幅暫態扭矩。 20世紀末至今，在美國等西方國家，汽輪機組扭振相關的SSR/SSO理論與實踐已逐漸成熟，且新增火電機組和串補裝置減少，SSR/SSO問題不再突出，因此相關研究減少。21世紀以來，中國、印度、巴西等國家的串補和直流工程增多，導致SSR/SSO問題突出，因此啟動了新一輪的理論和實踐工作，并取得大量新的成果。同時，新型發電和輸電技術，如可再生能源發電和柔性交直流輸電技術的快速發展，帶來新的SSR/SSO問題，并引起學術界和工程界的廣泛關注。 20世紀90年代興起的FACTS技術推動了SSR/SSO兩方面的研發工作。一是，包含新型串補技術的FACTS控制器，如晶閘管控制串聯電容器(thyristor controlled series capacitor，TCSC)[23]、靜止同步串聯補償器(static synchronous series compensator，SSSC)、GTO控制串聯電容器(GTO controlled series capacitor，GCSC)和統一潮流控制器(unified power flow controller，UPFC)等對SSR/SSO特性的影響研究。二是，基于各種串、并聯或混合FACTS控制器實現對SSR/SSO的阻尼控制。同時，直流輸電技術的發展對SSR/SSO的影響特性也在發生變化。基于電容換相變流器(capacitor commutated converter，CCC)的CCC-HVDC仍跟傳統線路換相變流器(line commutated converter，LCC)的LCC-HVDC一樣，存在激發SSO或SSTI的風險[24]。基于電壓源變流器(voltage source converter，VSC)的VSC-HVDC則僅在某些特殊工況下會導致鄰近機組的電氣阻尼降低，但導致SSO的總體風險大大降低[25]。人們對柔性交直流輸電控制器的研究進一步擴展到一般性的VSC[26]。研究表明，VSC可能對鄰近機組的阻尼產生影響，但其極性和大小與其具體的控制策略和參數密切相關。 隨著風電、光伏等可再生能源發電的迅速發展，并通過電力電子變流器大規模集群接入電網，其參與或引發的新型SSR/SSO問題得到廣泛關注。早期主要討論自激磁感應發電機(self-excited induction generator，SEIG)和雙饋感應發電機(doubly-fed induction generator，DFIG)型風電機組與串補/HVDC相互作用引發SSR/SSO的風險[27]。分析表明，SEIG以放射式接入高串補度電網末端時，會產生IGE和TA風險，但不會導致TI[19]。DFIG由于變流器控制，特別是電流內環控制的參與，會大大加劇IGE風險[28]。典型的例子是，2009年10月，美國得州南部某電網因線路故障造成雙饋風電機群放射式接入串補電網，引發嚴重的SSR，進而導致大量機組脫網，以及部分機組損壞的事件。該新型SSO現象主要源于變流器控制與串補電網的相互作用，因此也被廣泛稱為次同步(控制)相互作用(sub- synchronous (control) interaction，記為SSCI/SSI)[29，30]。2011年始，我國河北省北部沽源地區(簡稱冀北沽源)風電場在正常工況下也多次出現類似的SSR/SSCI/SSI事件，表明在較低串補度和正常工況下，變流器控制也可能導致不穩定
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