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| 編輯推薦： |
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《电力系统次同步谐振的分析与控制》可供电力系统领域的科学研究、运行管理和工程技术人员参考，也可供电气工程专业的高年级本科生和研究生阅读。
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| 內容簡介： |
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次同步谐振（subsynchronous resonance，SSR）是汽轮发电机组与串联电容补偿（简称串补）输电网之间相互作用而引发的一种稳定性问题，也是我国大容量远距离经济输电面临的重大技术难题之一。《电力系统次同步谐振的分析与控制》是作者团队在次同步谐振分析与控制领域近十年来研究与实践工作的总结与提炼。《电力系统次同步谐振的分析与控制》共13章。第1~4章侧重于次同步谐振的机理形态、系统建模和分析方法，重点论述多机复杂电力系统的SSR多维定量分析方法；第5章综述SSR防控的基本原理、一般方法和国内外应用工程；第6、7、9、10章分别具体分析了四种SSR控制技术，即附加励磁阻尼控制、基于晶闸管控制电抗器的次同步谐振阻尼控制、阻塞滤波器和基于电力电子变流器的新型机端次同步阻尼控制；第8章论述了SSR控制参数的优化设计方法；第11、12章介绍SSR的保护与测试技术；第13章以实际串补输电系统为例说明所述分析、控制与试验方法在工程实践中的应用。
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| 目錄：
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目录
前言
第1章概述1
1.1次同步谐振的基本概念1
1.2次同步谐振的机理与形态3
1.2.1感应发电机效应4
1.2.2扭振互作用5
1.2.3暂态扭矩放大6
1.2.4多形态与多模式次同步谐振6
1.3次同步谐振研究的简要回顾7
1.4次同步谐振的危害9
1.5我国电网次同步谐振问题及其特征11
1.6本书的特色与重点14
参考文献15
第2章次同步谐振分析的模型与参数17
2.1模型构成与建模概述17
2.2汽轮发电机组20
2.2.1整体构成20
2.2.2同步发电机21
2.2.3励磁系统26
2.2.4轴系机械系统29
2.2.5原动机及其调速系统39
2.3串联补偿电容器41
2.3.1构成41
2.3.2线性模型42
2.3.3非线性时域仿真模型43
2.4交流电力网络44
2.4.1交流输电线路44
2.4.2并联电抗器45
2.4.3其他电网元件46
2.4.4交流电网的通用模型46
2.4.5保护一二次设备47
2.5其他设备48
2.6机网接口48
2.7建模中一些需要关注的问题51
2.7.1同母线多台并联机组的等值处理51
2.7.2复杂大电网的等值与简化52
参考文献55
第3章次同步谐振的多维定量分析56
3.1次同步谐振问题的多维度性56
3.2多维定量分析的基本框架与方法概述57
3.2.1已有分析方法概述57
3.2.2多维定量分析方法的框架与指标体系67
3.2.3模式阻尼及其表达方法68
3.3多机多模式SSR的特征值分析69
3.3.1分析流程69
3.3.2小范围线性化建模70
3.3.3SSR模式特征值提取79
3.3.4SSR特征值分析示例81
3.4SSR模式阻尼的量化计算88
3.4.1串联电容补偿输电系统的通用性等值模型88
3.4.2基于阻抗频率扫描和最小二乘参数拟合的串联电容补偿输电网络等值88
3.4.3模式阻尼的推导90
3.4.4模式阻尼量化计算的算例验证与比较94
3.4.5量化计算方法小结与适用性分析98
3.5多机多模式SSR的时域仿真分析99
参考文献102
第4章次同步谐振的主要影响因素分析103
4.1影响SSR特性的主要因素概述103
4.2串联补偿电容和线路阻抗参数对SSR特性的影响104
4.2.1串补度107
4.2.2串联补偿电容的保护方式与保护电压水平110
4.2.3串联补偿电容的结构111
4.2.4电网的线路阻抗111
4.3机组轴系参数对SSR特性的影响111
4.3.1机组轴系扭振模式的频率113
4.3.2扭振模式的机械阻尼113
4.3.3扭振模式的振型114
4.3.4机组轴系的材料、结构和尺寸114
4.4同步发电机参数及其控制系统对SSR特性的影响114
4.4.1同步发电机参数119
4.4.2同步发电机控制系统120
4.5多机系统的机组组合与电网运行方式对SSR特性的影响120
4.5.1机组组合方式120
4.5.2电网运行方式122
4.6扰动或故障形态和参数对SSR特性的影响123
4.7FACTS控制器对SSR特性影响的概述129
参考文献132
第5章次同步谐振控制方法概述133
5.1SSR控制的目标133
5.2SSR控制的基本原理134
5.3SSR防控方法概述136
5.3.1机组制造阶段通过适当设计机组轴系参数避免或降低SSR风险136
5.3.2调整同步发电机的参数137
5.3.3调整电网结构和参数138
5.3.4协调机网运行138
5.3.5无源滤波器139
5.3.6SSR保护措施140
5.3.7附加励磁阻尼控制140
5.3.8优化设计串联电容的MOV和或间隙来降低故障引起的冲击扭矩140
5.3.9电力电子控制器或FACTS设备141
5.3.10其他方法148
5.4各种方法对防控SSR的作用148
5.5国内外解决SSR问题的工程应用概述150
5.5.1国外的SSR防控工程150
5.5.2国内的SSR防控工程151
5.6防控SSR的经验与建议151
5.6.1机网或厂网协调防控SSR的原则与思路152
5.6.2机网协调规划以降低SSR风险154
5.6.3量化评估以定位SSR风险155
5.6.4机网协调的SSR防控体系156
5.6.5SSR防控方案的技术经济比较158
5.7本书重点关注的SSR控制与保护方法160
参考文献160
第6章次同步谐振的附加励磁阻尼控制（SEDC）162
6.1SEDC原理与应用概述162
6.1.1基本原理162
6.1.2关键技术163
6.1.3研发与应用历程回顾166
6.2多模式SEDC及其优化设计168
6.2.1多模式SSR阻尼控制思路与基本结构168
6.2.2反馈信号选择169
6.2.3前置信号处理173
6.2.4模式滤波器的设计174
6.2.5比例 移相式控制规律176
6.2.6输出限幅177
6.2.7控制规律及其参数的优化设计问题178
6.3SEDC控制效果分析181
6.3.1采用特征值方法验证SEDC提高模式阻尼和镇定SSR的效果182
6.3.2采用时域仿真方法验证SEDC抑制SSR和改善其暂态特性的效果184
6.4SEDC与励磁系统的配合192
6.4.1励磁系统整流控制方式对SEDC控制信号通过性的影响分析192
6.4.2SEDC对励磁系统主要常规功能的影响分析194
6.5SEDC工业装置200
6.5.1SEDC装置的硬件结构201
6.5.2SEDC装置的软件开发202
6.5.3SEDC工业装置的外观202
6.5.4SEDC工业装置的功能特点204
6.6SEDC提高扭振模式阻尼的激励与抑制试验204
6.6.1试验原理204
6.6.2试验环境205
6.6.3主要试验内容及其结果205
6.6.4试验小结208
6.7SEDC的限制条件209
6.8SEDC在国内的应用211
参考文献211
第7章基于晶闸管控制电抗器的次同步谐振阻尼控制（TCRSSDC）213
7.1应用SVC抑制SSR的研发历程回顾213
7.2基于基波导纳次同步频率调制的TCRSSDC控制方法215
7.2.1TCR的模型分析和次同步控制机理215
7.2.2工频电纳次同步频率调制的时域仿真分析218
7.2.3工频电纳次同步调制的设备试验220
7.2.4多模式TCR SSDC基本结构222
7.3TCRSVC及其多模式SSDC的优化设计223
7.3.1锦界串联电容补偿输电系统及其SSR问题分析223
7.3.2TCRSVC的接入电路结构226
7.3.3SVC容量设计226
7.3.4SSDC的优化设计227
7.4SVC-SSDC的控制效果分析231
7.4.1小扰动情况的特征值分析验证231
7.4.2仿真分析验证232
7.5SVCSSDC对机网系统的影响236
7.5.1对系统电压的影响236
7.5.2谐波影响238
参考文献240
第8章基于遗传-模拟退火算法的次同步谐振控制参数优化设计242
8.1次同步谐振控制参数设计概述242
8.1.1设计目标242
8.1.2控制系统参数的一般设计流程244
8.1.3基于近似线性系统模型的约束优化设计问题246
8.2基于遗传 模拟退火算法的参数优化方法248
8.2.1遗传 模拟退火算法简介248
8.2.2遗传 模拟退火算法流程249
8.2.3遗传 模拟退火算法的实现与应用253
8.3基于遗传 模拟退火算法的SEDC比例-移相参数设计253
8.4基于遗传 模拟退火算法的SVC-SSDC比例 移相参数设计254
参考文献255
第9章阻塞滤波器257
9.1应用无源滤波器防范SSR的研发概述257
9.1.1串联型（阻塞）滤波器258
9.1.2并联型滤波器259
9.1.3旁路型滤波器259
9.1.4应用情况260
9.2托克托SSR防治工程概述261
9.2.1托克托电厂及其串联电容补偿输电系统261
9.2.2串联电容补偿引发的SSR问题261
9.2.3BF方案及其问题261
9.2.4改进BF方案及其实施262
9.3串联电容补偿引发的SSR风险分析263
9.3.1系统分析的评价方式263
9.3.2特征值分析264
9.3.3模式阻尼的参数灵敏度分析265
9.3.4时域仿真分析277
9.3.5风险分析小结277
9.4BF及其引发IGE-SSR的分析277
9.4.1电路结构与参数277
9.4.2BF投运引发的自激现象279
9.4.3BF电路的阻抗-频率特性280
9.4.4特征值分析282
9.4.5时域仿真分析284
9.4.6BF引发IGE-SSR的分析小结285
9.5BF的优化修正设计285
9.5.1BF可修正的参数分析285
9.5.2BF可能的修正方案及其对比分析286
9.5.3BF电抗支路品质因数TI和IGE模式阻尼的影响分析287
9.5.4BF增补电阻的参数优化设计288
9.5.5修正BF的控制效果分析289
9.6修正ＢＦ的现场试验292
9.7托克托电厂BF的工程应用及经验小结295
参考文献297
第10章基于电力电子变流器的次同步阻尼控制方法298
10.1技术发展趋势和实际工程背景298
10.2GTSDC的原理与构成300
10.2.1基本原理300
10.2.2GTSDC的构成301
10.2.3MSDC的构成301
10.2.4CTI的构成302
10.2.5GTSDC的技术、经济特点304
10.2.6GTSDC与常规STATCOM和有源滤波器的联系304
10.2.7GTSDC的关键技术305
10.3多模式次同步阻尼控制器（MSDC）307
10.3.1MSDC的控制策略307
10.3.2模式滤波器设计307
10.3.3增益和相位补偿的设计309
10.3.4补偿电流计算器310
10.4CTI及其控制系统311
10.4.1主电路结构311
10.4.2CTI主要参数的设计313
10.4.3CTI的控制316
10.5GTSDC的模型分析319
10.5.1建模方法319
10.5.2详细电路模型和可控电流源简化模型320
10.5.3近似线性化模型323
10.6GTSDC提供的电气阻尼分析323
10.6.1实际注入机组电流324
10.6.2电气阻尼系数的推导325
10.6.3相位补偿设计原则326
10.7装置研发327
10.8上都电厂6号机组GTSDC的试验分析329
10.8.1试验工况与主要试验项目329
10.8.2GTSDC控制参数的现场整定330
10.8.3信号注入激励及提高模式阻尼的测试331
10.8.4GTSDC抑制持续激励扭振的试验335
10.8.5试验结论339
10.9GTSDC对机网系统的影响分析340
参考文献340
第11章次同步谐振的保护342
11.1次同步谐振保护的研究与应用情况概述342
11.2电厂侧次同步谐振协调保护系统344
11.2.1体系结构344
11.2.2机组层次的TSR344
11.2.3电厂层次的协调机制348
11.2.4跳闸逻辑及其定值小结349
11.2.5保护系统的特点小结350
11.3疲劳寿命损失的在线估计方法351
11.3.1相关基本概念351
11.3.2方法概述352
11.3.3轴系机械扭矩的在线辨识354
11.3.4FLoL的在线计算365
11.4工程应用381
11.4.1保护定值设置381
11.4.2一次短路故障的保护响应过程及其分析382
11.4.3保护动作过程分析382
参考文献384
第12章次同步谐振的测试386
12.1测试技术概述386
12.2次同步谐振扭振的可控激励387
12.2.1基本概念与方法综述387
12.2.2附加励磁信号注入激励390
12.2.3定子侧电流注入激励395
12.2.4电网侧操作扰动激励398
12.3机组轴系扭振参数的测试与辨识399
12.3.1已有方法小
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| 內容試閱：
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第1章概述
本章概要：次同步谐振的基本概念与机理；次同步谐振的三种形态，即感应发电机效应、扭振互作用与暂态扭矩放大的特点；次同步谐振的研究历史与现实危害；我国电网面临的多模式次同步谐振问题；最后简要介绍本书的特色与重点。
1.1次同步谐振的基本概念
次同步谐振（subsynchronousresonance，SSR）是电力系统一种具有独特性质的动态现象或稳定性侧面，其概念一般引用IEEE的定义。
1980年，IEEESSR工作组在文献［1］中对SSR的定义译成中文为：SSR是电力系统中电网与汽轮发电机组之间以其组合系统的一个或多个固有频率交换能量而产生的一种状况或现象，因所述固有频率低于系统同步频率（50Hz或60Hz）而得名。
但在1985年，IEEESSR工作组引入了一个新的概念，即次同步振荡（subsynchronousoscillation，SSO），并对SSR的定义进行了修正，相关概念参考文献［2］，译成中文为：SSO是电力系统受扰偏移其平衡点后电网与汽轮发电机组之间以其组合系统的一个或多个低于系统同步频率的固有频率交换能量而产生的一种状况或现象；但不包括汽轮发电机组转子的刚体模式。SSR是指：当汽轮发电机组与串联电容补偿输电系统耦合且其间（次同步频率）能量交换呈缓慢衰减、不衰减乃至负阻尼增长时，电气和机械变量的振荡特性。可见，SSO的概念基本代替了原有的SSR的概念，而将新的SSR概念限定到了串联电容补偿输电系统与机组的相互作用。
以下从几个方面对SSO和SSR的概念进行说明。
1.SSO概念的范围
IEEE关于SSO的定义是很宽泛的，关键词包括机网、固有频率和次同步。
关键词之一的机网是指：SSO是电力系统中机组和电网构成的整体系统的一种特性，不是机组或电网单方面导致的，这对于我国目前“厂网分开”体制下研究和治理SSO非常重要。这里的“机”没有限定任何一种机组类型，火电（汽轮发电）机组、水电机组以及风电机组都有可能出现SSO现象。这里的“网”涵盖的内容也非常广泛，包括传统的交流串联电容输电和晶闸管型高压直流输电，也包括新兴的、基于电力电子技术的柔性交流和直流输电。
关键词之二的固有频率是指：SSO的频率是机网系统固有的，是由其内在结构和参数决定的，而不是外部特定的装置或控制“强迫的”（forced）。电力系统中有两种典型的固有振荡：其一是串联电容补偿电网中线路电感与串联电容构成的L-C振荡，电路见图1.1，固有频率的计算见式（1.1）；其二是汽轮发电机组轴系机械系统的扭振，其固有频率由轴系的多质块-弹簧模型来决定，具体计算方法参考第2章。由于电力系统的复杂性，可以预见其内在的固有频率远不止这两种。ωe=1LC=ω0k，k=XCXL，XC=1ω0C，XL=ω0L（1.1）式中，ωe为振荡频率；ω0为系统频率；L、C、XL、XC分别为电感、电容值及其对应的工频感抗和容抗；k称为串补度。
图1.1电网中线路电感与串联电容构成的L-C振荡电路
关键词之三的次同步是指：SSO的频率范围为ωSSO∈0，ω0，即低于系统频率ω0，因此次同步也是一种分数次谐波；与次同步对应的是超同步（super-synchronous），后者指高于系统频率ω0。
2.SSR概念的范围
汽轮发电机组与串联电容补偿输电系统相互作用引起的SSR现象被最早发现并关注，但IEEESSR工作组早期提供的SSR定义［1］却不限于此。后来发现，不仅串联电容补偿，其他一些宽频带控制设备，如高压直流输电（HVDC）变流器、静止无功补偿系统和电力系统稳定器（powersystemstabilizer，PSS），也会与机组相互作用，引发次同步频率的振荡现象。因此，IEEE提出了新的SSO概念［2］取代了原有的SSR概念，并将SSR概念限于机组与串联电容补偿输电系统的相互作用。
关于振荡与谐振概念的区别，IEEE指出［2］，谐振通常是指一个对象或系统的振动与外部施加的作用力同拍（同相）时出现的幅值较大的选择性响应特性；电力系统的谐振也应定义为，一个物理系统因受到周期性的且频率等于系统固有频率的激励而出现的响应持续增强的情形；因此，谐振即意味着一种周期性的现象，如两个振子系统，一个在其谐振频率或附近被激励，而另一个则作为其外部作用力而施加激励。
因此，从某种程度上来讲，SSO比SSR在概念上范围更大，后者可以看做前者的一种特殊情况。
3.SSOSSR与低频振荡
通常，电力系统低频振荡的范围为0.1~2.5Hz，虽然也低于系统频率，但一般不把它列入次同步振荡的范畴。低频振荡分析时，把发电机轴系当做一整个刚体，而不像SSR分析时需要考虑轴系内质块之间的扭振，存在多个扭振模式，因此，有时也将低频振荡称为模式0，而将SSR涉及的扭振称为模式n（n=1，2，3， ）。
1.2次同步谐振的机理与形态
SSR的机理分析有两种典型思路，其一是从物理概念出发，通过分析机网耦合过程中电量、磁量以及转矩、转速等的相互作用和影响，来阐述SSR的基本原理；其二是基于数学模型，通过推导动态系统的稳定性表征，如特征值、分岔点、阻尼等，来说明SSR的特征。前者对于理解SSR的物理本质以及诸多变量之间的相互关系很有帮助，具体可参考文献［2］和［3］；而后者则可揭示SSR的量化特性，具体可参考文献［4］和［5］。
图1.2所示为串联电容补偿输电系统的机网相互作用关系。机组定子侧电压和电流通过电网耦合；机组转子侧有励磁回路和阻尼绕组回路，励磁电流由励磁电压、转子感应电压经励磁回路产生；机组轴系的动态，包括其整体转动及内部扭振，由电磁扭矩、机械扭矩以及轴系结构、参数决定；而定子电流、转子电流、阻尼绕组电流以及轴系转速共同决定了耦合磁场；而耦合磁场的动态决定了定子和转子各绕组的感应电压；同时，耦合磁场、定子电流、励磁电流和阻尼绕组电流又都影响电磁转矩。机网之间即通过上述复杂的相互作用关系构成一个整体系统。图1.2串联电容补偿输电系统的机网相互作用关系示意
图1.2所示的耦合系统中除了系统频率外，还有两类典型的与SSR相关的固有振荡频率。第一类是机网电气回路上L-C形成的电气振荡频率，第二类是机组轴系机械系统固有的扭振频率。
对于第一类电气振荡频率，设其为ωe，则当电网发生扰动时，机组定子侧电流必然会出现频率为ωe的“自由”振荡分量，由于ωe不同于系统频率（同步旋转频率）ω0，则一方面，该固有频率电流分量会产生正序和负序的旋转磁场，进而在转子绕组上感应出互补频率，即ω0±ωe的电流分量，转子互补频率电流会反过来影响气隙磁场；另一方面，定子侧固有频率电流分量会与同步旋转的转子磁场相互作用，产生互补频率的扭矩，影响转子的速度。上述两方面过程实际上是交织在一起的，因为磁场、定转子电流、扭矩和轴系转速的改变是彼此影响的。这一复杂相互作用过程结果会改变定子感应电压的ωe频率分量，最终影响电网电流中ωe分量的动态，并重复上述过程。
对于第二类轴系扭振频率，设其为ωm，则当发电机转轴受到扰动时，转速中会出现频率为ωm的“自由”振荡分量，使得磁场的旋转速度受到影响，进而会在定子侧感应出互补频率，即ω0±ωm的电压分量，该电压通过电网回路形成互补频率电流分量，反过来又会影响气隙磁场、转子电流、扭矩和轴系转速等，形成交互作用。
对于实际的电力系统，由于电路中可能含有多个（串联补偿）电容和多台机组，并考虑到每台机组的轴系可能有多个扭振模式，因此，机网耦合系统的固有振荡频率可能非常多，其中一些会在特定条件下出现衰减缓慢、持续振荡或者发散情况，即SSR风险。
技术上，通常根据其主导固有频率及表征将SSR分为三种形态，即感应发电机效应（inductiongeneratoreffect，IGE）、扭振互作用（torsionalinteraction，TI）和暂态扭矩放大（torqueamplification，TA）。
1.2.1感应发电机效应
IGE的主导固有频率是机网系统的电气振荡频率。当电网中L-C回路形成一个ωeω0的固有频率，一旦受扰则机组定子电流会出现频率为ωe的分量，此时，前述机网相互作用过程对于该频率分量而言，可以近似看做在原有工频发电机内部“寄生”了一台异步感应电动机（发电机），其输出电流频率为ωe，而转速则为ω0，滑差为s=ωe－ω0ωe0。根据电机学原理，当转子回路比次同步电流产生的磁场旋转更快时，则转子电路的电阻Rr在定子侧端部的次同步电流看来，近似为Rrs0，呈现负值，当该负电阻绝对值超过机组电枢电阻和电网电阻之和时，则会导致固有频率ωe的电流分量以及对应的电压分量不断增长，系统出现自激或自励磁（selfexcitation，SE），这种SSR现象简称为IGE。
关于上述IGE的机理叙述，有以下几点需要说明：
（1）没有考虑发电机转轴的固有频率，即扭振模式，可以将其视为一个刚体；
（2）电气振荡频率是由L-C参数决定的，但实际系统中L和C应该是指所关注次同步电流的等效回路的等效电感和电容参数，其构成非常复杂，不仅包含电网侧诸多元件参数，而且包括机组内部电路的电气参数，甚至可能呈（频域）非线性特征；
（3）电网侧固有电气振荡频率与机组转子旋转速度之间的关系是IGE的关键，对于同步发电机，后者通常是额定转速，而对于一些异步发电机，如异步风机，则后者可能会随着原动机工况而发生变化，这在实际电网中是需要注意的；
（4）IGE中的负电阻只是针对固有振荡频率从机端观察机组内部等效电路的一种“视在”效果，它表明，在该频率上“寄生电动机发电机”从发电机转子持续获得能量，激发出IGE；电路中所有实际电阻整体上都是消耗功率的，或者说只是部分电阻吸收了功率并将其中一部分在固有频率上用于激发IGE。
1.2.2扭振互作用
TI主要关注发电机转轴系统的固有扭振频率。如前所述，当转轴上出现频率为ωm的转速分量，通过电磁感应就会在发电机定子侧产生互补频率ω0±ωm的电压分量，该电压通过电网回路形成互补频率电流分量，反过来影响气隙磁场、转子电流，并产生次同步扭矩分量，进而影响频率为ωm的扭振动态。一旦这种相互作用在特定条件下使得电网反过来形成的次同步扭矩能克服转轴自身的阻尼并助增扭振时，就会导致扭振不断加强，出现危险的TI形态SSR。
因此，TI的关键是机网的相互作用是否会助增轴系的扭振。而在电力系统的发展及其研究过程中，确实发现了这样一些情况。首先发现［6］，当在电网中使用串联电容补偿且其电气振荡频率接近扭振互补频率时，扭振在电网侧激发的互补频率电流进而产生的作用于轴系的扭矩很可能会助增扭振，造成自激，引发SSR风险。然后发现［7］，一些HVDC控制器也可能对扭振起到放大作用。随着电力电子技术的应用，继而又发现，很多高速电力电子式补偿器，如静止无功补偿器（staticvarcompensator，SVC）［2］对机组轴系扭振也会有影响。进一步总结表明，只要能在扭振（互补）频率范围内对影响扭振的变量（转速、电压、电流、磁场）起到作用的电路元件、设备和控制器，都可能改变TI特性。当然，按照IEEE的定义，将串联电容补偿引起的TI称为SSR，而将其他设备或控制器引起的TI归为SSO。
关于串联电容补偿引起的TI-SSR还有另外一种经常提及的解释，即认为是两个谐振系统的共振，一个是轴系机械系统的固有振荡，另一个是电气系统的L-C振荡，当这两个振荡的频率接近互补时（因为机电耦合关系），就会形成共振或谐振，导致SSR的放大。这种解释虽然有一定道理，但也容易造成一些误解：
（1）串联电容补偿引起的TI-SSR主要还是串联电容补偿回路对扭振的“放大”，扭振是主导性的，也就是说，发生TI-SSR时，主要现象为：机组转子侧轴系扭振幅度较大，衰减很慢乃至不断加强；机组定子侧扭振互补频率（而不是L-C形成的振荡频率）电流、电压幅值较大，衰减很慢乃至不断增大。
（2）TI-SSR主要危害机组转子机械系统，当扭振增大时，即使其绝对数值很小，如扭振转速仅为百分之几的额定转速，也可能产生接近于工作转矩的附加扭矩，危及转子机械系统安全。
（3
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