近年来，风力发电在国内外得到了迅猛的发展。2014年我国新增风电装机容量为2319.6万kW，单年装机容量首次突破2000万千瓦，同时累计装机量达到1.14609亿kW，突破了1.1亿kW，双双创下历史记录[1,2]。
由于风电场大多地处偏远地区，远离负荷中心，常采用串联补偿技术解决大规模风电外送问题。研究表明，串联补偿技术存在诱发风电机组的次同步振荡（Sub-SynonousOscillation，SSO）风险，不利于风电场以及外送系统的安全稳定运行[3-8]。
风电机组的次同步振荡问题有三种类型，分别是由风电机组控制器与固定串补之间的相互作用引发的次同步控制相互作用（Sub-SynonousControlInteraction，SSCI）[9,10]；风电机组轴系与固定串补之间的相互作用引发的次同步谐振（Sub-SynonousResonance，SSR）；风电机组控制器或者相邻的FACTS装置控制器与风电机组轴系之间的作用引发的装置引起的次同步振荡（Sub-SynonousTorsionalInteraction，SSTI）。
与火电机组不同，风机的轴系自然扭振频率较低（1～10Hz），需很高的串补度才能激发轴系扭振模态[4]。工程实际中串补度难以满足其激发条件，风电机组发生SSR的概率较小。风电机组SSTI问题尚未见诸文献报道。因此，风电机组的SSR和SSTI问题并不严重，发生概率较大的是由风电机组控制器和固定串补相互作用引起的SSCI。
与传统火电机组的次同步振荡问题不同，SSCI是随着风力发电技术的快速发展而出现的一种新的次同步振荡现象。本文首先介绍了SSCI的由来以及各种类型风电机组对其的免疫能力，继而归纳分析了SSCI发生机理与分析方法，总结了SSCI抑制措施。最后对SSCI的后续研究思路予以展望。
1SSCI问题的由来
目前公布的第一起SSCI事故发生于2009年9月，在美国德克萨斯州的某风电场。事故造成风力发电机组大量跳机以及内部撬棒电路损坏[11]。事故发生前，该风电场附近一条双回线路中的一条发生接地故障并断开[12]，导致系统接线方式发生变化，串补度突然上升。故障发生后，风力发电机组控制系统与固定串补间出现持续增大的振荡现象，发电机出口电压电流畸变严重[13,14]，如图1所示。
故障发生3s后，固定串补保护装置将线路的固定串补旁路，振荡逐渐被抑制[11]。事后分析结果表明，本次事故中并不存在SSR，而是由双馈感应发电机（DoubleFedInductionGenerator，DFIG）的转子侧变流器与固定串补系统的相互作用所引起，文献[13]将此种现象称为次同步控制相互作用（Sub-SynonousControlInteraction，SSCI）。
2012年12月25日，我国华北电网某风电场发生类似的次同步振荡现象，导致大量风机脱网[6]。
图1风电场SSCI事故录波
与SSR和SSTI不同，SSCI与风力发电机组轴系扭振完全无关，只是发电机控制系统与固定串补间的相互作用，振荡频率由发电机控制系统和传输线路参数决定[15]。同时，由于SSCI没有机械系统参与作用，系统对振荡的阻尼作用较小，SSCI所导致的振荡发散速度更快，危害比SSR和SSTI更严重。