吉林省通榆风电基地规划建设9座风电场，总装机容量可达2 300 MW。在2016年1月，有3座风电场投入运行，分别为XH、TJ及XLS风电场，如图4－8所示，装机容量为493 MW，全部为双馈风力发电机。2020年年底，该地区的总装机容量已达到830 MW。该风电基地经含有串补的500 kV输电线路接入梨树变电站，然后接入吉林电网。500 kV线路的串补容量为358 Mvar，线路补偿度为30%。
图4-8 通榆风电基地电气接线图
XH风电场装机297 MW，共计安装3个厂家的198台1.5 MW风机；TJ风电场装机147 MW，共计安装两个厂家的72台2 MW和2台1.5 MW风机；XLS风电场装机49.5 MW，共计安装1个厂家的33台1.5 MW风机。各风电场安装风机的情况详见表4－1。
表4-1 各风电场安装风机的情况
随着风电机组的陆续并网，通榆风电基地通榆变及各风电场电压、电流振荡的情况时有发生。根据现场录波数据可知，振荡发生时风电基地内各点均可观测到振荡，各点电压、电流振荡的幅度有所差别，但振荡频率以及变化趋势一致。综合已观察到的大量振荡过程，该地区的典型振荡形态可分为三种：突发式短时间振荡、恒幅值长时间振荡和变动的长时间振荡。
1.突发式短时间振荡
2016年1月21日，TJ风电场1号主变低压侧A相电压和电流的录波数据如图4－9所示。显然，在该时段内发生了突发式短时间振荡。对该振荡过程进行分析可知，系统电压、电流呈现相同的振荡规律，均在发生短时振荡后恢复正常。分析结果表明，振荡频率为5.33 Hz，谐波电压最大值272 V，基波电压28.05 kV，谐波电压含量仅为0.97%。谐波电流最大值为48.1 A，此时的基波电流为58.3 A，谐波电流含量达到82.3%。可见，谐波电流的含量远大于谐波电压的含量。
2.恒幅值长时间振荡
4月6日，通榆风电基地发生了持续时间近2 h的恒幅值振荡。发生振荡时TJ风电场1号主变220 kV侧A相电流瞬时值如图4－10所示。振荡频率为4.85 Hz，在此时间段内谐波电流幅值维持在5 A左右，基波电流幅值保持25 A基本不变，谐波电流含量约为20%。
图4-9 TJ风电场1号主变35 kV侧A相电压和电流
（a）电压瞬时值
图4-9 TJ风电场1号主变35 kV侧A相电压和电流（续）
（b）电流瞬时值
图4-10 TJ风电场1号主变220 kV侧A相电流瞬时值
3.变动的长时间振荡
2016年1月17日，通榆地区发生振荡。此次振荡过程持续时间很长，期间振荡幅值变动也很大。通榆变1号主变220 kV侧基波电流和谐振电流的傅里叶分析（FFT）结果如图4－11所示。可见，振荡最严重时，谐振电流最高可达基波电流的119%。
文献［16，17］对影响风电场次同步振荡的因素进行了理论分析和仿真验证，包括串补容量、风速、控制器参数和并网风机台数等。但是，并没有进行现场验证。文献［18］通过现场实验对可能影响风电场次同步振荡的因素进行了全面的研究和实验验证，包括静止同步补偿器（STATCOM）、35 kV集电线路、不同类型的风力发电机组和固定串补等。
图4-11 通榆站录波数据的傅里叶分析结果
（a）A相基波电流有效值；（b）A相谐振电流有效值(www.xing528.com)
1）静止同步补偿器
首先，本文对STATCOM与次同步振荡间的关联进行了考察。实际安装的STATCOM具有两种控制模式：自动电压调节控制和定无功功率控制。实验一中，STATCOM采用自动电压调节控制，当XH风电场的1组STATCOM投入后，该风电场的振荡情况加剧。实验二中，STATCOM采用的是定无功功率控制。投切XH风电场的1组STATCOM，母线电压由投入前的224.5 kV升至225 kV，如图4－12所示，但系统振荡情况并无明显变化。因此，采用定无功功率控制的STATCOM对系统振荡无明显影响。
2）35 kV集电线路
风电场中，35 kV集电线路均采用电缆，电缆单位长度的电容较大。为了排除系统与电缆电容振荡的可能，课题组对35 kV集电线路进行了投切实验。XH风电场风机全部退出后，投切XH风电场的35 kV集电线路，未发现明显的电压、电流振荡现象。可见，系统振荡与35 kV集电线路的投切无明显关联。
图4-12 STATCOM投切实验结果
3）风力发电机
已有的研究表明，双馈风力发电机对次同步振荡有非常大的影响，因此，本文深入研究了不同风力发电机对次同步振荡的影响。
（1）单台风机。
对TJ风电场的单台B－Ⅱ风机进行投切实验发现，在并网后存在10 s左右的频率为5 Hz的明显低频扰动，随后衰减，35 kV侧输出电流中谐振电流的傅里叶分析结果如图4－13所示。同时发现并网后发电机输出电流中2、3、4次谐波含量较大。
图4-13 单机并网电流的傅里叶分析结果
（2）多台相同型号风机。
分别同时启动3台、6台、9台B－Ⅱ风机时，系统的振荡频率如表4－2所示。实验结果表明，振荡频率随并网风机数量的增加而增大，由3台并网时的5 Hz增加到9台并网时的5.4 Hz，风机数量达到6台以上时，振荡情况由单次突发式短时间振荡变为多次突发式短时间振荡，如图4－14所示，且35 kV侧振荡电流幅值由6台时的23 A左右增加至9台时的35 A左右。
表4-2 系统的振荡频率
图4-14 9台风机同时并网时电流的傅里叶分析结果
4）大量风机并网
4月7日，风速较高，风机并网后均能运行于额定状态，因此工作人员选择当日进行大量风机并网实验。10：22并网风机34台，风电出力约为51 MW，系统中存在频率为6.2 Hz的小幅波动，通榆500 kV变电站500 kV侧振荡电流有效值为4 A，220 kV侧振荡电压幅值为0.07 kV。10：47并网风机110台，风电出力约为153 MW，系统中存在频率为7.0 Hz的持续扰动，500 kV侧振荡电流有效值为34 A。11：13并网风机156台，风电出力约为230 MW，系统中存在频率为7.3 Hz的振荡，500 kV侧振荡电流有效值可达117 A。振荡过程中，振荡频率与并网风机台数的关系如表4－3所示。实验结果表明，振荡频率与并网风机台数正相关，即并网风机越多，系统振荡的频率越高。
综上可知，随着并网发电机的增多，系统振荡频率逐步提高。
5）固定串补
4月11日将瞻梨线的串补装置退出运行，此后，通榆变及各风电场电压振荡现象消失。保持串补退出状态至4月15日，其间，瞻梨线有功功率最大达到330 MW，通榆变及各风电场电压、电流及功率均未出现振荡现象。
表4-3 振荡频率与并网风机台数的关系
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