基于線性自抗擾控制的靜止無功補償器抑制弱交流風電系統次同步振蕩策略

顏湘武 常文斐 崔 森 孫 穎 賈焦心

（河北省分布式儲能與微網重點實驗室（華北電力大學）保定 071003）

0 引言

2019 年8 月9 日，英國發生的大規模停電事故中多組大功率機組同時脫網，引發了一系列的電力事件。盡管英國國家電網公司提供的事故調查報告顯示在故障過程中電網控制系統的反應都符合要求，但仍然有約100 萬人受到停電影響。

2019 年9 月6 日，英國電網運行商發布了最終的調查報告，整理了事故的發展過程，對事故原因進行了分析和反思，總結了今后應對此類事件的經驗，同時匯總了整個事故中所有涉及的企業的分析報告[1-3]。文獻[4]針對大停電中獨立并發的多重事件，提出了有關頻率穩定控制技術的一些建議。文獻[5-7]指出新能源機組大量代替同步機會降低系統的抗擾性，惡化頻率響應特性，誘發英國大停電事故中的大幅功率缺額。此次大停電事件中值得注意的是霍恩(Hornsea)海上風電場因發生次同步頻段內的振蕩而引發的意料之外的大規模脫網，目前對于該次同步振蕩現象少有文獻進行深入分析。文獻[8]對霍恩風電場的振蕩過程進行了討論和思考，分析了振蕩事件的遺留問題。但對于此次事故的研究一直停留在分析英國官方所給的報告上，沒有針對振蕩事件給出具體的解決措施或利用仿真平臺驗證所提策略的有效性。

對于此次遭受雷擊引起的次同步振蕩事件，霍恩風電廠運營商Orsted 指出原因為在次同步振蕩頻率范圍內的阻尼不足。在遭受雷擊后，霍恩風電場并網點的等效電網強度弱，引發無功控制系統振蕩，導致并網處電壓波動，使得風電廠匯集站的電壓跌落過大，觸發了過電流保護動作，引發風機大規模脫網[2,8]。故針對霍恩風電系統靜止無功補償器（Static Var Compensator,SVC）的設計必須考慮風電系統不同于常規電力系統的特殊性，在并網的同時需要提高解決無功功率問題的精確性。目前SVC 控制以PI 控制器為主，然而一組固定的PI 參數在不同工況下對于SVC 出力調節效果有差異，無法滿足如今大規模風電場輕載到滿載各種工況下對高精度控制的要求。當系統出現明顯擾動或發生振蕩時，PI 環節的控制效果較差，甚至助增振蕩，使得SVC的補償難以有滿意的效果，通常具有超調量大、調節時間長、參數適應能力差的缺陷[9-14]。而依賴系統精確模型的現代控制理論也不適合應用在復雜的風電系統，目前針對PI 控制進行優化的研究大多建立在風電場模型和參數已知的基礎上，但是風電系統是一個地理分布分散并且經常遭到不確定性擾動的系統，難以確定其精確模型及參數，也就難以實現控制器設計，在一定程度上限制了其控制性能[11]。

自抗擾控制（Active Disturbance Rejection Control,ADRC）技術是中科院研究員韓京清教授在20 世紀90 年代末提出的[15]，可以應對被控對象外擾不明確和系統參數不確定的情況。自抗擾控制獨立于被控對象，不依賴于其精確模型，可對次同步擾動和外界擾動構成的總擾動進行估計和補償，且結構簡單、具有較強的魯棒性，是解決非線性、耦合、時變、不確定系統的有效手段[16-21]。文獻[22]將自抗擾技術應用到光伏、火電打捆系統，通過自抗擾附加阻尼控制來抑制高壓直流輸電可能引起的次同步振蕩，提高了電網的穩定性與可靠性。文獻[23]根據復轉矩系數法，基于自抗擾技術設計了專用于抑制風電場次同步振蕩的靜止無功發生器（Static Var Generator,SVG）控制策略。大量實踐證明自抗擾控制技術在不確定的大擾動下依然具有非常好的控制效果，但其大量的非線性部件會導致調參過程非常復雜，給自抗擾控制器的實際應用帶來了很大的阻礙。通過對自抗擾控制不斷深入的研究，高志強教授提出了線性自抗擾控制[24]，將參數線性化，大大降低了調參難度，在實際工程運用中也取得了很好的控制效果[25]。文獻[26]對比了線性自抗擾控制（Linear ADRC,LADRC）和PID 的控制效果，證明LADRC 可以提高SVG 補償無功的快速性。然而SVC 作為目前電力系統中應用最多、技術最為成熟的動態無功補償設備[27]，卻鮮有文獻提及LADRC技術應用于SVC 的控制策略及其對于系統次同步振蕩現象的影響。故本文針對此次霍恩風電場事件，設計線性自抗擾控制器替換SVC 的電壓PI 控制模塊，在實現對霍恩風電場次同步振蕩問題的抑制和改善的同時，對策略的有效性進行了驗證。

本文首先對英國大停電事故進行了總結分析，重點梳理了霍恩風電場大規模脫網事件的發展過程。為了解決霍恩風電場發生的次同步振蕩事故，本文基于線性自抗擾控制技術對靜止無功補償器的電壓控制環節進行了改進，實現了對系統中次同步擾動的有效動態補償，有效地克服了系統響應速度與超調之間的矛盾，從而提高了系統的穩定性與魯棒性，抑制系統次同步振蕩現象。利用Matlab/Simulink仿真軟件構建了霍恩海上風電場的事故復現模型，驗證了所述方法的有效性。

1 英國大停電事故介紹

8 月9 日星期五下午16 點52 分之前，英國電力系統運行正常，多處出現強風暴現象，但這種天氣現象在英國的這一時期是很常見的。這一天的供需也與上星期五的情況相似，大約有50%的發電依賴于新能源。當天下午16:52:33:490，輸電線路Eaton Socon-Wymondley 遭到雷擊后，在Wymondley 記錄到了21kA 的故障電流，在Eaton Socon 記錄到了7kA 的故障電流。Wymondley 的主保護在70ms 后（16:52:33:560）運行，Eaton Socon 的主保護在74ms后（16:52:33:564）運行，在電網規范要求的80ms內清除了故障。

雷擊附近區域的電壓響應情況如圖1 所示。各地方電壓在故障清除后的100ms 內均回到穩定狀態。所有故障前和故障后的穩態電壓都在行業標準要求的范圍內，故障期間的瞬態效應符合電網要求。諧波和負序電流都在相關標準和規范規定的范圍內。

圖1 事故期間的電壓曲線 Fig.1 Voltage curves during accident

然而由于此次雷擊，霍恩海上風電場與國家電網400kV 輸電系統的連接點發生了不平衡的電壓跌落，影響風電機組安全穩定運行[28]。最初，海上風場的無功補償裝置動作，向電網注入無功功率以維持電網電壓的穩定。但在隨后的幾百毫秒內，風電場內有功功率和無功功率發生大幅振蕩，大部分風力發電機通過自動保護系統斷開，損失發電功率737MW。與此同時，約150MW 的分布式電源因相位偏移保護動作而跳閘脫網，小巴福德電廠因機組跳閘損失出力244MW。至此累計損失發電功率1 131MW，這在遭遇雷擊時是一個極其罕見和意外的事件，系統頻率迅速下降，進而導致頻率變化率保護動作，約350MW 的分布式發電脫網，引發了電力系統的一系列事件。

1.1 霍恩海上風電場

霍恩風電場建于海上，離岸約120km，如圖2所示。風電場分成 Hornsea 1A、Hornsea 1B 和Hornsea 1C 三部分，每部分容量400MW，分別連接到相應的海上交流匯集變電站，然后連接到位于海上的高壓交流無功補償站，再經過陸上高壓交流變電站，最后接到國家電網變電站。在大停電事故發生前，霍恩風電場實際出力799MW，其中Hornsea 1B 輸出功率400MW（該機組的最大容量）。

圖2 霍恩風電場地理位置 Fig.2 The location of Hornsea wind farm

1.2 事故發展情況

結合英國國家電網公司和電力監管機構提供的信息，本文對霍恩風電場大規模脫網事故的發展過程進行了梳理。

經調查發現，在事故前10min 霍恩風電場曾出現過類似振蕩現象，風電場升壓站400kV 高壓母線電壓跌落2%，但沒有造成任何減載。圖3 顯示了電網發生2%電壓跌落時系統400kV 母線電壓和靜止無功補償器的響應情況。

圖3 電壓跌落2%下霍恩風電場的響應 Fig.3 Response of Hornsea wind farm under 2% voltage drop

約10min 后，雷擊導致線路發生單相接地故障，霍恩風電場再次發生振蕩并且導致風電機組大規模脫網。圖4 描述了事故過程中霍恩風電場的響應情況。

圖4 事故發展過程 Fig.4 The course of the accident

對圖4 中顯示的振蕩情況分析，16:52:33:490～ 16:52:33:728 風電機組脫網前系統振蕩持續了大概238ms，經過了約2 個周期，單個振蕩周期約119ms，振蕩頻率約8.4Hz。

結合圖4 對事件發展過程進行整理分析如下：

1）16:52:33:490，線路Eaton Socon-Wymondley遭遇雷擊發生了不對稱電壓跌落故障。

2）16:52:33:490～16:52:33:565，霍恩海上風電場升壓站400kV 高壓母線故障相從初始電壓403kV 跌落到最低值約為373kV，跌落幅度30kV，相當于額定電壓的7.4%。風電場35kV 中壓匯集母線電壓跌落約5%，霍恩風電場無功補償裝置動作，輸出無功功率補償電網電壓跌落。

3）16:52:33:565～16:52:33:600，母線電壓逐漸恢復，無功補償裝置響應有滯后，輸出無功功率攀升到300Mvar，系統無功功率過剩，400kV 高壓母線電壓和35kV 中壓匯集母線電壓略有超調。

4）16:52:33:600～16:52:33:640，風電系統無功補償裝置檢測到電壓超調吸收無功300Mvar，35kV 母線電壓跌落至最低點約21kV，跌落幅度約38%。觸發了風電機組低電壓穿越模塊，Hornsea 1B 有功出力下降。

5）16:52:33:640～16:52:33:700，無功補償裝置響應輸出超過 300Mvar 的無功功率，電壓回升，16:52:33:700 時，霍恩風電場的有功功率輸出基本恢復。

6）16:52:33:700～16:52:33:728，霍恩風電場無功補償裝置吸收無功功率560Mvar。Hornsea 1B 機組并網母線電壓跌落至最低點約23kV，風電系統試圖保持有功功率輸出，導致此時Hornsea 1B 和Hornsea 1C 的風電機組過電流。

7）16:52:33:728～16:52:33:835，35kV 母線電壓再次出現大幅跌落，Hornsea 1B、1C 因轉子過電流觸發切機保護信號。保護系統從15:52:33:728 開始給風機減載，并在107ms 后（15:52:33:835）完成減載。在機組過電流時，對風電機組減載是保護系統的行業標準，以避免永久損害發電機。Hornsea 1B和Hornsea 1C 減載后，Hornsea 1A 仍以62MW 的有功功率輸出狀態運行。

以上是本次霍恩風電機組大規模脫網事件的全過程。

1.3 事故原因分析

此次事故根本上由兩個原因造成。一方面，霍恩海上風電場經過120km 的長距離海底電纜與英國主電網連接，海上風電場并網點的等效電網強度隨著高壓交流海纜長度的增加而減弱，因此交流電網對霍恩風電場并網點電壓的支持作用降低。另一方面，霍恩風電場為遠距離海上風電并網系統，為了補償海纜的容性電流以及限制工頻過電壓，霍恩風電場采用無功補償裝置，如靜止無功補償器來提高線路輸送容量和增強系統暫態穩定性。然而其不合理的控制方式導致SVC 響應滯后，無功輸出曲線的尖峰和低谷與35kV 母線電壓過沖和跌落的時刻近似重合，無功調節與電壓變化同向。兩個因素的共同作用導致霍恩風電系統發生了次同步振蕩事故。

此外，在大規模風電場并網系統中投入無功補償裝置而引發電壓異常振蕩的現象時有發生，因此迫切需要設計合理的SVC 控制策略來提高風電并網系統的穩定性。

2 基于線性自抗擾控制策略的SVC 控制設計

2.1 線性自抗擾控制

韓京清教授提出的非線性自抗擾控制結構如圖5 所示，包含非線性跟蹤微分器（Tracking Differentiator,TD）[29]、擴張狀態觀測器（Extended State Observer,ESO）[30]、非線性狀態誤差反饋律（nonlinear State Error Feedback,NLSEF）[31]三部分。

圖5 自抗擾控制框圖 Fig.5 Block diagram of active disturbance rejection control

線性自抗擾控制技術是將ESO 的非線性函數用線性代替得到線性擴張狀態觀測器（Linear Extended State Observer,LESO），同時用線性狀態誤差反饋律（Linear State Error Feedback,LSEF）代替非線性狀態誤差反饋律，其框圖如圖6 所示。

圖6 線性自抗擾控制框圖 Fig.6 Block diagram of linear active disturbance rejection control

2.1.1 跟蹤微分器的設計

跟蹤微分器TD 的作用是跟蹤給定的輸入信號v0，得到其跟蹤信號v1。使用TD 可以柔化輸入信號的變化，緩和過渡過程中快速性和超調之間的矛盾，增強控制器的魯棒性。

2.1.2 線性擴張狀態觀測器設計

LESO 的關鍵是在得到被控對象狀態變量估計值的同時對系統的內部擾動和外部擾動之和進行估計，得到系統擾動的觀測量。如圖6 所示，線性擴張狀態觀測器根據控制信號u和系統輸出的測量信號y估計出被控對象的各階狀態變量z1,…,zn以及總擾動的實時作用量zn+1，這使得自抗擾控制器不再特別依賴系統的精確模型，魯棒性大大提高。

考慮n階對象

式中，u和y分別為系統的輸入和輸出；y(n)為y的n階導數；u(n-1)和y(n-1)分別為u和y的n-1 階導數；w為外部擾動；f(t,y,…,y(n-1),u,…,u(n-1),w)（簡寫為f）包含了系統外擾以及所有不確定因素；b為給定的非零常數。

問題的關鍵在于對f的估計和補償，設f可微且=，引入擴張狀態x=[x1x2…xn+1]T,其中xn+1=f(t,y,…,y(n-1),u,…,u(n-1),w)，可將式（1）寫為狀態空間形式，即

式中，b0為b的估計值。

根據式（2），設計線性擴張狀態觀測器為

式中，β1,β2,…,βn為線性參數；z為擴張狀態x=[x1x2…xn+1]T的估計值，z=[z1z2…zn+1]T，zn+1為系統綜合擾動。

2.1.3 線性狀態誤差反饋律的設計

線性狀態誤差反饋律的作用是將TD 和ESO 中產生的信號通過一種合適的線性組合形成控制量，再從控制量中減去擾動部分得到不含擾動的純控制量，使系統的控制信號更為合理，提高控制器的控制精度。

線性狀態誤差反饋律的設計如式（4）所示，可以看出非線性狀態誤差反饋律線性化后變成了PD環節，能夠大大減少需要整定的參數。

式中，v1為輸入信號；e1和e2為誤差及誤差的微分；kp,kd1,…,kdn-1為PD 環節增益。

2.2 基于線性自抗擾控制的SVC 設計

根據上述理論論述，使用線性自抗擾控制器替代SVC 原有的電壓PI 控制環節，可對次同步擾動和外界擾動構成的總擾動進行估計和補償，有很強的魯棒性和適應性。該策略通過改進SVC 自身控制實現次同步振蕩現象的抑制，不需要增加額外的裝置。

本文采用TSC-TCR 型SVC 進行研究，霍恩風電場中基于LADRC 的SVC 控制策略如圖7 所示。

圖7 控制策略結構圖 Fig.7 Structure diagram of the control strategy

由于系統次同步振蕩現象動作快速，為了適時適量地補償系統次同步擾動量，本文省去跟蹤微分器環節[11]，令。故基于線性自抗擾控制的SVC 控制設計如下。

1）線性擴張狀態觀測器

自抗擾控制技術的精髓就是對擴張狀態觀測器的設計，根據系統的輸出y和被控對象的輸入u來跟蹤狀態信息和估計系統的總擾動。如圖7 中點劃線框1 所示，將真實測量的電壓usvc反饋到LESO用于狀態觀測。

其中觀測器的輸出信號為z1、z2、z3，變量z1和z2分別跟蹤給定指令信號及其微分信號，z3為LESO 對次同步擾動和外界擾動構成的總擾動的估計值。

2）線性狀態誤差反饋律

設計LSEF 為

如圖7 所示，上述兩部分即可組成SVC 的線性自抗擾控制器，控制器參數選取為：kp=1.44，kd1=2.4，b0=1/100，β1=18，β2=108，β3=216。

3 仿真驗證

在Matlab/Simulink 仿真平臺構建霍恩風電場模型，并對本文所提策略的有效性進行驗證。

3.1 事故仿真復現

本文在Matlab/Simulink 仿真平臺建立如圖8 所示的1.2GW 霍恩風電場并網系統仿真模型。風電場由裝機容量均為400MW 的風電機組1A、1B 和1C組成，每個機組含267 臺額定電壓0.69kV、額定功率 1.5MW 的雙饋風機。風電機組經箱變（0.69kV/35kV）升壓后匯集到匯流母線，再接至海上升壓站升壓至400kV 后，通過120km 高壓交流海纜向電網輸送功率，仿真中由長度均為60km 的線路L1 和L2 表示該海纜，海纜電阻為0.020 5Ω/km、電抗為 0.079 8Ω/km。在海底電纜中間節點配備TSC-TCR 型SVC，該SVC 由一個327Mvar 的晶閘管控制電抗器和三個282Mvar 的晶閘管投切電容器組成，采用定電壓控制，其內部電壓PI 控制參數kp_svc=5，ki_svc=800。以短路比表征交流電網強度，該仿真模型中風電系統并網點短路比約為2.8，屬于弱交流系統。

圖8 霍恩風電場結構圖 Fig.8 Structural drawing of Hornsea wind farm

系統的主要控制參數見表1。

表1 風電系統控制參數 Tab.1 Control parameters of wind power system

（續）

調查報告指出，在脫網事故發生前，霍恩風電場曾出現過一次2%的電壓跌落，并且沒有造成任何減載，事故過程如圖2 所示。構建霍恩風電場模型后對這一過程進行了復現，基本符合事故報告，仿真結果如圖9 所示。

圖9 電網電壓跌落2% Fig.9 The grid voltage dropped by 2%

從圖9 可以看出故障發生后，400kV 母線電壓和SVC 輸出的無功功率出現振蕩，但整體呈現逐漸穩定的趨勢，并在一定時間后穩定在故障前的狀態。

在此模型基礎上對圖3 給出的霍恩風電場大規模脫網事故過程進行復現，仿真結果如圖10 所示。考慮到英國大停電事故中霍恩風電場電網電壓跌落事件始于英國時間8 月9 日下午16:52:33:490，為了便于對比，仿真中設置于時間節點A（3.490s）發生一處單相電壓跌落故障。

將實際事件發展過程圖3 與仿真復現圖10 進行比對。仿真時間3.490～3.590s 即AB 區間，風電場35kV 中壓母線電壓最大跌落幅度約4%。與英國時間16:52:33:490～16:52:33:600 內35kV 母線電壓跌落5%相對應。

圖10 霍恩風電場事故復現 Fig.10 Reappearance of Hornsea wind farm accident

仿真時間3.590～3.695s 即BC 區間，Hornsea 1B在低電壓穿越過程中輸出有功功率跌落至約200MW 后恢復有功出力。對應英國時間 16:52:33:600～ 16:52:33:728 內風電機組實際輸出有功功率降低約一半后恢復。

仿真時間3.695～3.715s 即CD 區間，Hornsea 1B 和1C 機組脫網。對應英國時間16:52:33:728 機組1B、1C 脫網。

事故復現模型中風電機組脫網前系統的振蕩大概經過了2 個周期，整個持續時間約205ms，單個振蕩周期約102.5ms，振蕩頻率約9.8Hz。整體復現結果基本與英國霍恩風電場事故現象相吻合。

仿真顯示各個風電機組機端電壓如圖11 所示。

圖11 風電機組機端電壓 Fig.11 The terminal voltage of wind turbine

由此可見，Hornsea 1B、1C 脫網后，Hornsea 1A機端電壓未能恢復穩定。表2 分別列出了Hornsea 1A、1B 和1C 機端在發生單相電壓跌落故障前的電壓、系統振蕩過程中的最低點電壓和振蕩結束后的穩態電壓。

表2 各風電機組出口機端電壓 Tab.2 Output terminal voltage of each wind farm group

3.2 改進控制策略仿真

在驗證LADRC 應用于SVC 的控制效果之前，為觀察僅改進SVC 電壓PI 控制參數對系統次同步振蕩現象的影響，本文根據原有控制參數另外給出5 組PI 參數并進行仿真驗證，仿真結果見附錄。仿真結果證明了僅優化PI 控制參數難以有效地解決該問題，而應用本文所提控制策略后霍恩風電場次同步振蕩現象得到明顯的抑制和改善，仿真結果如圖12 所示。

圖12 LADRC 控制下霍恩風電場的響應 Fig.12 Response of Hornsea wind farm with LADRC

結合圖10 和圖12 可以看出，在原有PI 控制下的SVC 無法在系統發生故障后做出快速響應，輸出合適的無功功率，最終導致系統發生次同步振蕩現象。

采用LADRC 后系統能更快地穩定下來，電氣量具有更好的平穩性。LADRC 給系統帶來了更強的魯棒性與抗擾性，有效地克服了PI 控制下響應速度與超調之間的矛盾，對系統次同步振蕩現象有著非常強的抑制作用，解決了原有PI 控制會導致系統失穩的問題。

根據仿真結果從以下四個方面對策略的有效性做進一步分析。

1）SVC 的無功補償量和35kV 母線電壓由圖13和圖14 可以看出，電網發生故障后，在原有PI 控制下的SVC 對于系統恢復穩定所需要的無功功率進行了錯誤的估計，其輸出的無功功率發生大幅振蕩，35kV 母線電壓振蕩明顯，存在明顯的電壓超調現象，惡化了風電場的電氣環境，最終導致風電機組脫網。

圖13 SVC 無功補償量 Fig.13 Reactive power compensation of SVC

圖14 35kV 母線電壓 Fig.14 The voltage of the 35kV bus

基于LADRC 控制的SVC 能夠正確判斷系統實 際需要的無功功率，避免無功發生大幅振蕩，更好地完成了無功補償，使電壓在短時間內恢復到穩定狀態，且無明顯超調，波動較小，為風電機組提供了更穩定的電網電壓。

LADRC 解決了電網故障過程中母線電壓恢復的“快速性”和“超調性”之間的矛盾，其控制性能明顯優于原有PI 控制。同時結合圖15 和圖16 可以看出，LADRC 控制對于SVC 存在的無功補償滯后的問題也有明顯的改善。

圖15 PI 控制下SVC 的無功補償量和35kV 母線電壓 Fig.15 Reactive power compensation of SVC and voltage of 35kV bus under PI control

圖15 和圖16 分別為PI 控制下和LADRC 控制下SVC 的無功補償量和35kV 母線電壓。可以看出，PI 控制下SVC 對電壓的補償有滯后性，輸出無功曲線的尖峰和低谷與風電場母線電壓過沖和跌落的時刻多次重合，無功調節與電壓變化同向，在一定程度上阻礙了電網電壓的穩定，加劇了霍恩風電場的振蕩。

圖16 LADRC 控制下SVC 的無功補償量和 35kV 母線電壓 Fig.16 Reactive power compensation of SVC and voltage of 35kV bus under LADRC

基于線性自抗擾控制的35kV 母線電壓振蕩幅度明顯減小，無功補償的滯后現象得到了顯著的改善，在電壓上升或者跌落的時刻，SVC 能夠及時地吸收或發出無功來維持電壓的穩定。總體上實現了快速、平滑的無功補償，使系統能夠更快地達到穩態。

2）風機機端電壓

霍恩風電場中各風電機組機端電壓如圖17 所示。

圖17 LADRC 控制下風電機組機端電壓 Fig.17 The terminal voltage of wind turbine with LADRC

在不同階段風電機組機端電壓值見表3。

表3 出口機端電壓 Tab.3 Output terminal voltage

結合表2 和表3 可以看出，線性自抗擾控制對于風電機組機端電壓的恢復起到了很大的作用。電網發生單相電壓跌落故障后，在圖10 所示的霍恩風電機組脫網事故復現中，機端電壓最低跌落至穩定值的67.8%，使用LADRC 后機端電壓能快速收斂，最低跌落至穩定值的97.4%。

3）Hornsea 1B 有功功率輸出

Hornsea 1B 有功功率如圖18 所示，在霍恩風電機組脫網事故中，Hornsea 1B 的出力從400MW 跌落至約200MW 后恢復，但最終因轉子過電流觸發切機保護信號。

圖18 Hornsea 1B 有功功率 Fig.18 Active power of the Hornsea 1B

采用線性自抗擾控制后，從發生電網電壓單相 故障到系統穩定的過程中，沒有出現風電機組的脫網，并且功率曲線平穩，上下波動很小，Hornsea 1B輸出的有功功率最低僅跌落至392.8MW，避免了原有PI 控制方式下功率的大幅振蕩。

4）直流母線電壓

風電機組直流母線電壓如圖19 所示，在SVC受PI 控制下的系統中，風機直流母線電壓振蕩明顯，并且一段時間后不能穩定在額定值。SVC 采用LADRC 控制后，直流母線電壓的振蕩幅度明顯降低，并且能夠快速恢復穩定，減少了故障期間直流側電壓振蕩對系統控制的干擾，為網側變換器的正常工作提供條件。

圖19 風電機組直流母線電壓 Fig.19 DC bus voltage of wind turbine

4 結論

1）根據英國電力監管機構和英國國家電網公司提供的信息，介紹了霍恩海上風電系統出現的大規模風電機組脫網事件的演化過程，對事故發生的原因進行了分析。在Matlab 仿真軟件中復現了霍恩風電場脫網事故的全過程，為更好地分析事故原因及提出具體可行的解決措施提供了良好基礎。

2）為了解決霍恩風電系統發生的次同步振蕩事故，采用線性自抗擾控制技術對SVC 的電壓控制進行改進，對系統總擾動進行估計并補償，保證SVC能夠快速適量地輸出無功功率以支持電壓的恢復，為風電機組提供穩定的電網電壓，平滑風機功率輸出，避免霍恩風電場發生大規模脫網事件。

3）通過仿真驗證了所提控制策略應用于SVC 后抑制弱交流風電系統次同步振蕩的有效性，提高了系統的穩定性與抗擾性。海上風電系統在弱電網下的次同步振蕩事故是我國發展海上風電可能面對的問題，所提策略可為我國避免此類事故的發生提供參考。

附 錄

附表1 PI 對比參數 App.Tab.1 The comparison parameters of PI

附圖1 A 組PI 參數下霍恩風電場的響應 App.Fig.1 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group A

附圖2 B 組PI 參數下霍恩風電場的響應 App.Fig.2 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group B

附圖3 C 組PI 參數下霍恩風電場的響應 App.Fig.3 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group C

附圖4 D 組PI 參數下霍恩風電場的響應 App.Fig.4 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group D

附圖5 E 組PI 參數下霍恩風電場的響應 App.Fig.5 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group E