当前大规模风电场由数百台甚至数千台风电机组组成，它们类型多样（双馈风电机组、鼠笼式风电机组、直驱风电机组等），控制参数各异，而且运行方式各不相同。风电场大多地处偏远地区，远离负荷中心，其并网点短路比(SCR)随着风电机组并网数量的增加而降低，形成弱交流系统。同时，大规模风电场常采用高压直流输电（HVDC）技术或串联补偿技术实现远距离外送。相关研究表明，当风电场并入弱交流系统、含串联补偿系统，以及HVDC系统时，均可能发生次同步振荡。

2009年10月，美国德州发生电网故障导致某双馈风电场经过含75%串联补偿的线路并入电网，引发了20 Hz左右的次同步振荡现象，系统电压振荡幅值超过2.0 pu，造成风电机组脱网及crowbar电路损坏。2011年以来，我国华北地区也多次出现以双馈风电机组为主的风电场经串补线路送出时的次同步振荡问题。国内某柔性直流输电示范工程调试过程中，记录过双馈风电场接入基于模块化多电平换流器的柔性直流(MMC-HVDC)系统时曾出现的振荡频率约为30Hz的次同步振荡现象，导致柔直系统停运。

新疆哈密三塘湖地区为大规模风机集中并网并通过长距离交流送出，属于典型的弱交流系统，该地区共有两座220kV风电汇集站，分别为天电麻黄沟西风电汇集站和龙源麻黄沟东风电汇集站，两个220kV风电汇集站共用一段220kV输电线路，经由山北变电站接入750kV哈密变电站

2014年以来，随着哈密三塘湖区域内风电场陆续并网，出现了不同程度的次同步振荡现象，经过现场测试发现其振荡频率不固定，随机分布于20Hz～50Hz之间，而且这种电压、电流的振荡还具有较快的发散速度，其振荡时的电压波形如图2所示。

图2为现场在线监测到的35kV母线线电压实时波形和有效值曲线，由图可见，系统电压在39秒时刻由稳定状态快速进入到了振荡状态，系统电压有效值表现为上下波动的曲线，波动幅度达到6.2kV。

针对现场存在次同步振荡现象，荣信公司以天山电力三塘湖风电场220kV主变下原有的两套SVG为试点，在既有SVG设备基础上，在不影响原有SVG主控制策略（恒电压）、不增加硬件部件或设备的前提下，采用附加控制策略的方式对次同步振荡进行抑制。

项目现场实测的次同步振荡抑制功能的投入与退出时，系统电压电流有效值曲线如图4所示，图5为抑制功能投入时的系统电压、系统电流及SVG电流瞬时值波形。

从图中可以看出，31s 时SVG退出抑制功能，系统电压逐渐发散，而在51s 时投入抑制功能，系统电压逐渐稳定。这也充分显示了次同步振荡抑制功能的有效性。