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1. 研究目的与意义（文献综述）

1. 目的及意义（含国内外的研究现状分析）

1.1 研究背景

人类社会进步与能源消费之间存在着密切关联，随着传统化石能源的逐渐枯竭以及能源消费引起的环境问题日益恶化, 未来人类发展与传统能源结构不可持续的矛盾不断尖锐^[1]。风能作为一种清洁可再生能源, 对减少碳排放、改善气候、实现绿色经济发展具有重要意义，因此愈来愈受到世界各国的重视。风能资源蕴藏丰富，分布广泛，全球风能资源总量约为2.74×10⁹ MW,其中可利用的风能为2×10⁷ MW，比世界上可开发利用的水能资源总量的10倍还要多。图1-1为全球风能理事会(GWEC) 统计的从2004到2018 年共十五年间全球风电新增与累计装机容量。从GWEC的统计数据可以明显看出，过去十五年间全球风电装机容量逐年增加，风力发电事业发展迅速。根据2019年4月全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风电发展报告2018》，随着技术成本逐渐下降和新兴市场推动，2018年全球风电装机容量为51.316GW，全球累计风电装机容量为591.549GW^[2]。

图1-1 2004-2018 历年全球新增及累计风电装机容量

我国可开发利用的风能储量约10亿kW，其中，陆地上风能储量约2.53亿kW（陆地上离地10m高度资料计算），海上可开发和利用的风能储量约7.5亿kW，共计10亿kW^[3]。根据国家能源局统计数据，2019年全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦，到2019年底，全国风电累计装机2.1亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.04亿千瓦、海上风电累计装机593万千瓦，风电装机占全部发电装机的10.4%。2019年风电发电量4057亿千瓦时，首次突破4000亿千瓦时，占全部发电量的5.5%^[4]。

表1-12019年风电并网运行统计数据

为便于分析我国各地区在风能资源分布与风电建设上的差异，利用表1-1中的数据，作出2019年我国各地区风电累计并网容量如图1-2 所示，容易看出由华北、西北、东北组成的“三北地区”风能储量丰富，风电开发规模大。其中东北地区虽然在并网容量上略小于华东地区、中南地区，但其主要原因是东北地区统计数据仅包括辽宁、吉林、黑龙江三省，体量较小。总体而言，我国风能资源呈现出“北多南少、西富东贫”的能源分布格局。然而受地理、经济等因素影响，我国负荷中心集中在东南沿海地区；风电丰富的“三北地区”，处于电网末端，远离负荷中心，形成了风电电源与负荷中心逆向分布的格局。“三北地区”的主要风电基地与东南沿海地区负荷中心相距千余公里，加之“三北地区”当地资源市场规模小、电源装机相对于用电负荷严重过剩，当地无法全部消纳，造成了严重的“弃风现象”。以位于西北地区的甘肃电网为例，甘肃风电装机容量大，但省内用电基数小，外送电量有限，使得新能源弃风自2014年后逐年增加，2016年达到最高43.11%， 当年弃风量高达103.79亿千瓦时。

图1-22019年全国各地区风电累计并网容量

为缓解清洁能源消纳问题，国家发展改革委、国家能源局印发了《清洁能源消纳行动计划(2018—2020年)》，提出到2020年要确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右)，弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右)^[5]。结合我国风电基地与负荷中心逆向分布的发展现状，迫切需要采取高效合理的输电方式，将风电资源进行大规模、远距离输送。

随着电力电子技术的快速发展以及电力电子开关技术在电力系统中的应用，极大地促进了线路输送功率的提高和风电能源的接入。柔性交流输电系统（Flexible AC transmissionsystem）通过在系统中使用适当的FACTS装置能够实时控制电流、阻抗等输电系统参数，提高了线路的功率极限，且使得输电系统更加稳定可靠。尽管柔性交流输电系统输电容量以及效率有所增加，但是从原理上来说其输电能力依旧受到功率稳定极限公式中功角的限制。与交流输电技术相比，直流输电技术不受功角限制，更适用于大容量、远距离输电。对于某些海上风电场在向外输送电能，无法途中进行无功补偿的情况，目前只能采用直流输电技术进行并网。

随着电力电子器件的开发进步，高压直流输电技术（high voltage directcurrent,HVDC）结束了采用汞弧阀换流的时期，进入了使用半导体开关器件进行换流的新时期。在采用半导体器件进行换流时，又分为晶闸管（SCR）与绝缘栅双极晶体管（IGBT）两种换流阀。前者为半控型器件，即只可控制其导通，无法控制其关断；后者为全控型器件，即既可控制其导通，又可控制其关断。传统直流输电技术一般指基于晶闸管相控换流器的HVDC（current sourceconverter based HVDC, LCC-HVDC），又称为基于电流源型换流器的HVDC。其存在以下特点：（1）在潮流反转时电压极性反向，电流方向不变；（2）采用晶闸管类半控型器件，容易换相失败；（3）开关频率不高，有严重的谐波问题；（4）LCC-HVDC会吸收大量无功功率，在受端接入弱交流系统或是在风电、光伏等分布式电源接入时，运行特性受到极大影响^[6]。新型HVDC以电压源型换流器为基础，称为柔性直流输电（voltage sourceconverterbased HVDC, VSC-HVDC）。相比于传统LCC-HVDC，VSC-HVDC在应用于风电场向外输出电能时具有以下优点：（1）在潮流反转时，电压极性不变，电流反向；（2）采用IGBT全控型器件进行换流，极少出现换相失败情况；（3）采用PWM控制技术，使得VSC-HVDC输出电压电流谐波含量低，滤波装置体积重量更小；（4）能够快速实现有功无功解耦控制，在VSC容量允许情况下，VSC-HVDC系统可向故障系统提供有功功率和无功功率的紧急支援，提高系统功角电压的稳定性。

采用VSC-HVDC可以让风力发电机在非额定风速、低于额定功率情况下工作。其优良的控制性与适应性，使得其在远距离输送风电资源时具有明显优势。在解决风电消纳问题时，采用风电经柔性直流输电并网将会逐渐成为最有前景的方向之一。

目前我国“三北地区”主要风电基地安装的风机类型多为双馈风机，在全国大力推动风电平价上网的大背景下，相比直驱机组外转子发电机低廉造价所带来不可预期的全生命周期成本，双馈机组以可预见的全生命周期可靠性让齿轮箱技术成为陆上机组的主流选择。根据近期国际风机三大制造商（维斯塔斯、西门子歌美飒、GE）的战略增长计划，未来几年其陆上风机将全部采用双馈齿轮箱技术路线。双馈风机属于变速恒频发电机，其运行状态随着风况改变不断进行调整。不同于直驱风机组，双馈风机组的定子直接与电网相连，其机侧的变化会直接影响电网运行。当双馈风电场经过VSC-HVDC方式并网时，大量的电力电子装置被广泛安装在电力系统中，这种电力电子化电力系统具有电力电子装置惯性小、响应速度快等特点，将会增加并网系统出现振荡的风险。随着风电并网规模迅速增长，风电场与电网之间相互作用引起的次同步振荡问题对风电并网系统发展带来了严峻的挑战。如果系统的次同步振荡问题没有得到及时处理，将会对风电场、设备厂商以及电网公司造成巨大经济损失甚至引发大范围安全事故，危机电网安全稳定运行^[7]。

综上，双馈风机经过VSC-HVDC接入电网将会是未来解决风电消纳的重要途径。但是由风电接入柔性直流输电系统带来的次同步振荡问题，将会成为影响电网安全稳定的一大考验。深入研究该输电模式下次同步振荡问题的发生机理、影响因素以及抑制策略，不仅对新能源并网系统安全稳定运行具有重要意义，而且对我国能源结构优化的发展战略具有积极推动作用。

1.2 国内外研究现状

早在20世纪30年代就已经有了关于次同步振荡问题的讨论，该问题最初出现在火电机组领域。1970年和1971年美国Mohave电厂先后发生两次由次同步振荡引发的发电机组安全事故，引起了电力系统行业对次同步振荡问题极大的关注。随着近年来全球范围内风电装机容量逐年增加，国内外都曾发生大型风电场并网引发的次同步振荡现象。我国华北地区以双馈风机为主的风电基地在经串补送出风能时，曾多次出现次同步振荡。仅2015年到2016年，河北地区的沽源风电场就检测出58次振荡事件。

1.2.1 风电并网系统次同步振荡机理

电力系统机械或电气元件之间以低于系统工频(50/60 Hz)，高于2Hz的频率进行能量交换的现象，称为次同步振荡(subsynchronous oscillation，SSO)。经过多年的研究分析，目前将风电并网系统中出现的次同步振荡问题，按照其产生机理分为3大类，如图1-3。分别是次同步谐振(subsynchronous resonance ， SSR) 、装置引起的次同步振荡(subsynchronous torsional interactions，SSTI)以及次同步控制相互作用(subsynchronous control interaction，SSCI) ^[8]。

（1）次同步谐振(SSR)

次同步谐振是指在异常运行状态下，串联补偿电路中的补偿电容与风电机组轴系的定子电感之间形成次同步谐振回路，能量以某个或多个次同步振荡频率在风电机组和电网间不断交换，危及风电机组与电网安全稳定运行。次同步谐振主要包括：感应发电机效应（IGE）、扭转互作用（TI）、暂态扭矩放大作用(TA)。目前风电并网实际运行时，暂未发生扭转互作用与暂态扭矩放大作用引起的 SSR 现象，因此这两种类型的SSR并非是我们关注的重点。IGE是指在某次同步频率fssr 下，风电机组转子的等效电阻表现为负阻值特性，当在该频率下的电网系统(输电线路、变压器等)和发电机定子的等效电阻之和小于转子等效负值电阻的绝对值时，整个风电机组并网系统的等值电阻为负值，形成电气回路的自激，并网次同步电流将持续发散振荡^[9-10]。风电机组并网系统感应发电机效应强调的是一种纯粹电气回路的谐振现象，与风电机轴系无关。

文献[11]指出由于直驱风电机组的背靠背变流器将风力发电机与电网隔离，阻止了电网中的次同步

图1-3 风电并网系统SSO问题分类

振荡电流与风电机组定子内部绕组的相互作用。因此，直驱风电机组不存在次同步谐振现象。文献[12]指出双馈型风电机组和鼠笼风电机组的轴系长度较短，转子转动惯量较大，而且存在齿轮箱，使得轴系自然扭振频率较低(1~5Hz)，只有当输电线路串补度非常高时才会引发此类型风电场并网系统的次同步振荡。考虑输电线路的经济性与可靠性，实际中电气线路的串补度一般小于 70%，电气谐振的自激条件难以实现。在正常情况下，SSR 并不是风电机组主要的次同步振荡类型。

（2）装置引起的次同步振荡(SSTI)

装置引起的次同步振荡(SSTI)又称为次同步轴系扭振作用，当并网系统中风电场的风电机组变流器、HVDC 或者 FACTS 装置等控制参数设计与运行方式不合理时，风电机组轴系可能与电力电子设备控制器之间相互作用，引起风电并网系统发生次同步振荡。上述电力电子装置控制器的快速响应能力可能会对风电机组电磁转矩及转速的相位差产生负面影响，当两者之间的相位差大于 90°时，风电机组将引入负阻尼效应，诱发系统发生次同步振荡。并且由SSCI 引起的SSO 与发电机组的轴系固有模态频率完全无关，没有机械系统参与。

SSTI的主要研究集中在火电机组领域，并由此延伸进入风电并网系统。当轴系自然频率和网络谐振频率互补时轴系即会发生SSO。理论上除了直驱永磁同步发电机轴系（DPMSG）被换流器从电网隔离外，其余各种风电机组都有发生轴系扭振相互作用的风险。但在实际中，由于风电机组轴系有高低速轴系及中间的齿轮箱构成，导致风机等效的轴系比火电机组短且刚度系数较低，使得风机轴系的自然扭振频率较低(1-5Hz)且阻尼较强。扭振相互作用若要引发振荡电气回路的谐振频率应处于45-49 Hz，需要很高的串补度才能产生谐振现象。同样出于输电线路的经济性与可靠性，实际中工程的串补度达不到满足产生谐振的水平，所以装置引起的次同步振荡(SSTI)的概率很小，风电在实际工程中尚未检测到由此类原因导致的次同步振荡事件。

（3）次同步控制相互作用（SSCI）

由风电机组控制器与弱交流系统或者串联补偿之间的相互作用引发的次同步振荡称为次同步控制互作用(SSCI)。SSCI 与风力发电机组的轴系扭振无关，其振荡频率与弱交流系统阻抗、输电线路串补度、风电机组控制器以及系统运行方式相关。变流器控制系统的参与是SSCI发生的重要因素，由于鼠笼型风力发电机组中没有变流器装置存在，因此不会出现SSCI。文献[13]指出直驱风电机组控制器在次同步频率下呈现具有负电阻的容性阻抗特性，当其接入弱交流电网时，将与电网输电线路中的电感构成电气谐振回路，并因负阻尼效应产生次同步振荡。文献[14]通过理论与实际风场测量数据详细分析了风电机组与串补系统相互作用引起的次同步振荡特性，揭示SSCI的产生主要原因是DFIG 在次同步频率下具有负阻尼特性，分析结果表明风电机组的振荡频率随着时间、电网运行方式及发电机数量的不同而不断变化。

综上所述，SSTI、SSR两种次同步振荡在实际双馈风电场经VSC-HVDC系统接入电网时发生概率较低，学界关于上述问题关注度并不高。双馈风机转子通过背靠背变换器与电网相连，定子与电网直接相连，该结构使得SSCI成为了双馈风机中更易出现的次同步振荡问题。

1.2.2 风电并网系统次同步振荡分析方法

研究风电并网系统发生次同步振荡问题，需要选择建立合适的数学模型和计算方法。对电力系统次同步振荡问题的研究一般也可分两步进行^[15]。所谓第一步是在并未获得发电机组轴系参数等电力系统原始数据时，采用“筛选法”对发电机组进行SSO研究。频率扫描法就是“筛选法”的一种，通常在并网系统规划阶段采用此类方法。第二步是指在第一步分析完成后，再进一步分析时，若能够取得详细准确的参数时，可以选择使用时域仿真法、复转矩系数法、特征值分析法、进一步研究该问题，并提出和校核可能的预防及控制措施。

（1）频率扫描法

频率扫描法的基本思路如下：首先将除了待研究的风电机组以外的并网系统建立正序网络，针对某一特定的频率，计算从待研究的风电机组看向并网系统侧的等效阻抗，通常称该阻抗为SSO等值阻抗。通过频率扫描法可以得出，SSO等值电阻和SSO 等值电抗随频率变化的曲线。当SSO 等值电抗在零附近所对应的次同步频率点上的SSO 等值电阻小于零时，系统产生次同步振荡风险较高，而且SSO等值电阻绝对值越大电气振荡越容易发散。频率扫描法可以有效地定性筛选有次同步振荡风险的风电机组，是一种近似的线性方法。由于该方法在分析时缺少发电机组具体参数，没有考虑系统运行方式以及控制器暂态特性的影响，其得到的分析结果精确度不高，不适用于包含电力电子等非线性元件的计算，更多地适用于定性分析。

（2）时域仿真法

时域仿真法首先要建立网络中各元件的等值数学模型，该数学模型既可以是线性模型也可以是非线性模型，网络元件也可以根据实际问题分析使用集中参数模型或分布参数模型。通常建立的数学模型中包含发电机组、电力电子器件及线路、变压器等。然后在电磁暂态仿真软件中用数值积分方法求解并网系统动态特性的微分方程组，作出系统各变量时域响应曲线，以便分析系统动态特性。在现有EMTP、PSCAD等电磁暂态计算机仿真软件的支持下，时域仿真法可以详细模拟网络中各种元件从纳秒级到秒级时间尺度的机电暂态及电磁暂态过程。其在仿真过程能够研究电力电子装置的控制特性、输电线路分布参数特性和参数的频率特性、电网元件(如变压器、电抗器等)的非线性特性，还能模拟风电机组、系统故障以及开关动作等各种网络操作。时域仿真法主要优势在于：在考虑各种非线性因素作用的基础上，精确模拟系统的运行状态，得到各变量随时间变化的曲线。时域仿真法适用范围非常广泛，无论是大扰动下次同步振荡还是小扰动下次同步振荡，该方法几乎可以模拟所有非线性设备的暂态过程、控制过程、故障过程。时域仿真法缺点在于其只呈现出时域仿真结果，难以对各种特性、现象进行分析鉴别。另外，时域仿真法也多用于对其他方法分析结论的验证。

（3）特征值分析法

特征值分析法又称状态空间法。首先基于系统在小扰动下的线性化状态空间模型，建立并求解对应的状态矩阵，获得状态矩阵的特征值、特征向量以及参与因子。根据特征根在复平面上的位置判断系统的稳定性。当特征根位于复平面的左半平面时，则相应的次同步频率下不发生振荡或者振荡收敛，且阻尼系数与其特征根实部的绝对值成正比。当特征根位于虚轴上或者复平面的右半平面时，则相应次同步频率下振荡模态不稳定，且实部数值越大，越容易发生振荡。特征值分析法的优势在于可以通过特征值的变化来分析系统的次同步振荡状况，另外可以借助线性控制理论来设计控制器抑制次同步振荡。特征分析法适用于除了暂态力矩放大作用的所有次同步振荡问题。由于实际风电工程中，并未发生过暂态力矩放大作用带来的SSO问题，因此特征值分析法在分析风电并网系统SSO问题时，仍旧有很大潜力。但是特征值分析法对系统的描述只能基于正序网络，分析某一孤立频率下的动态特性。另外随着现代电力系统中设备规模日益庞大，求解高阶的系统状态矩阵时，使用特征值法将出现严重的“维数灾”问题。因此，特征值比较适用于电气特性明确的简单系统进行SSO分析的场景。

（4）复转矩系数法

复转矩系数法将频率扫描方法和特征根分析方法进行了结合^[8]。具体应用步骤如下：首先对系统中的某一发电机转子相对角度 上施加一个频率为 ( 50 Hz )的强制小干扰分量 ，其次分别计算由 引起的风电机组的电气复转矩 和机械复转矩 ，定义电气复转矩系数和机械复转矩系数如下： （1-1）

其中， ， 表示电气复转矩系数，由电气弹性系数 与电气阻尼系数 按照定义式（1-1）组成； 表示机械复转矩系数，同样由机械弹性系数 和机械阻尼系数 按照定义式（1-1）组成。使用复转矩系数法分析SSO的判别式为：

、 均为关于 的函数， 表示在频率 下的阻尼特性。在实际应用中，以上系数在各轴系自然扭振频率附近的小范围内进行扫描，即可判断风电并网系统是否会发生 SSO 现象。但复转矩系数法只适用于单机无穷大系统, 不适用于复杂电网系统^[16]。

（4）阻抗分析法

阻抗分析法，首先建立系统元件的小信号频域阻抗模型，利用奈奎斯特判据或者推广的奈奎斯特判据对系统稳定性进行判定，是目前国内外分析次同步振荡问题的热门方法。其按照阻抗模型使用的坐标系不同分为：静止坐标中的正负序阻抗模型和 dq 坐标系阻抗模型^[17]，两种坐标系的阻抗模型可以相互转化^[18]。需要注意每个电力电子设备通常会有各自的dq坐标系统，应当定义一个统一的dq坐标系进行阻抗建模^[19]。阻抗法没有传统特征值法在频域上的限制，而且也不存在电磁暂态模型不能线性化的问题。它非常适用于新能源及电力电子装置接入并网的稳定性分析，能够解释电力电子装置与电网之间相互作用，尤其是宽频带振荡的机理及特性。但阻抗法作为一种频域分析方法，在分析复杂的多输人、多输出系统时应用难度增大，需要对稳定性判据进一步研究。另外，由于时间尺度的限制，阻抗分析法难以直接分析和研究转速及控制器电压外环等秒级时间尺度的动态问题^[20]。

采用上述的方法，借鉴分析电力系统次同步振荡问题时提出的“分两步”，对风电并网系统出现的SSO现象进行研究。文献[21]采用频率扫描法指出双馈风电机组并网系统发生次同步振荡的参与因子主要是风电机组与电网的状态变量，控制器的变量对振荡特性影响较小，驱动系统的状态变量几乎对振荡没有影响。进一步定量分析，文献[22-23]建立了双馈风电场串补系统等值模型，通过特征值灵敏度分析了各因素变化对风机稳定性与安全运行域的影响，结果表明，串补度越高、风机转子侧变流器的电流环比例系数越大，稳定面积越小，影响稳定性最大的因素为风机转速，而线路串补度和风机并网台数对谐振频率有重要影响；文献[24]利用时域仿真法阐明了双馈风电机组经串补并网系统SSCI 产生的机理，认为主要是由于转子侧变流器电流环的快速响应性能导致了SSO现象；文献[25]将特征值分析法与时域仿真法结合，研究了DFIG 分别在定功率、恒转速及最大功率跟踪控制三种功率控制策略下的SSO特性，结果表明次同步振荡风险随着风速降低而增加；文献[26]将复转矩系数法与时域仿真法结合，验证了复转矩系数法的有效性，并且提出与HVDC相连的送端电网强度会影响SSO稳定性，即送端电网越弱，等效电气阻尼系数在次同步频率范围内负值绝对值越大，系统越容易出现次同步振荡；文献[27]提出一种基于dq 坐标的阻抗分析法，认为变流器并网失稳的主要原因是dq 坐标系中变流器阻抗中电阻为负的特性，并通过改善锁相环的参数有效提高了系统的稳定性；文献[28]提到双馈风电场经串补输电系统等效导纳与电网阻抗不匹配会引起系统失稳，系统的稳定性很大程度上取决于其等效阻抗/导纳是否呈现负特性；文献[29]建立了DFIG风电场经柔直接入交流电网的系统等值模型，利用阻抗分析法次同步振荡产生机理，认为DFIG在次同步振荡频率上表现出“负电阻、感性电抗”性质，与柔直风场侧变流器表现出的“正电阻、容性电抗”性质，构成等效的负电阻谐振电路，并因负阻尼效应引起系统的次同步振荡。

2. 研究的基本内容与方案

2. 研究（设计）的基本内容、目标、拟采用的技术方案及措施

2.1引言

针对我国风电基地与负荷中心呈现逆向分布的供需格局，大规模双馈风电场经柔性直流输电系统接入交流电网是未来“三北地区”风电基地风能输出的有效手段。根据上述国内外大规模风电场并网系统sso现象的研究，近年来学界对双馈风电机组经串补并网或经传统hvdc接入电网发生sso现象进行了大量的分析讨论，而对于双馈风电场接入柔性直流输电系统引发的次同步振荡问题研究较少，两种sso现象的产生机理存在差异，因此有必要对双馈风电场接入柔性直流输电系统引发sso现象的机理进行分析，提出有效的次同步振荡抑制措施。

3. 研究计划与安排

3. 进度安排

第1周：查找阅读参考文献及书籍，对风电并网系统次同步振荡问题进行初步调研；

第2-3周：了解风电接入柔性直流输电系统的次同步振荡研究现状，综述文献，撰写开题报告；

4. 参考文献（12篇以上）

4. 参考文献

[1]周孝信,曾嵘,高峰,屈鲁.能源互联网的发展现状与展望[j].中国科学:信息科学,2017,47(02):149-170.

[2] 全球风能理事会.全球风电发展报告2018.[eb/ol].https://www.gwec.net, 2019-04-03.