基于线性自抗扰控制的静止无功补偿器抑制弱交流风电系统次同步振荡策略

颜湘武 常文斐 崔 森 孙 颖 贾焦心

（河北省分布式储能与微网重点实验室（华北电力大学）保定 071003）

0 引言

2019 年8 月9 日，英国发生的大规模停电事故中多组大功率机组同时脱网，引发了一系列的电力事件。尽管英国国家电网公司提供的事故调查报告显示在故障过程中电网控制系统的反应都符合要求，但仍然有约100 万人受到停电影响。

2019 年9 月6 日，英国电网运行商发布了最终的调查报告，整理了事故的发展过程，对事故原因进行了分析和反思，总结了今后应对此类事件的经验，同时汇总了整个事故中所有涉及的企业的分析报告[1-3]。文献[4]针对大停电中独立并发的多重事件，提出了有关频率稳定控制技术的一些建议。文献[5-7]指出新能源机组大量代替同步机会降低系统的抗扰性，恶化频率响应特性，诱发英国大停电事故中的大幅功率缺额。此次大停电事件中值得注意的是霍恩(Hornsea)海上风电场因发生次同步频段内的振荡而引发的意料之外的大规模脱网，目前对于该次同步振荡现象少有文献进行深入分析。文献[8]对霍恩风电场的振荡过程进行了讨论和思考，分析了振荡事件的遗留问题。但对于此次事故的研究一直停留在分析英国官方所给的报告上，没有针对振荡事件给出具体的解决措施或利用仿真平台验证所提策略的有效性。

对于此次遭受雷击引起的次同步振荡事件，霍恩风电厂运营商Orsted 指出原因为在次同步振荡频率范围内的阻尼不足。在遭受雷击后，霍恩风电场并网点的等效电网强度弱，引发无功控制系统振荡，导致并网处电压波动，使得风电厂汇集站的电压跌落过大，触发了过电流保护动作，引发风机大规模脱网[2,8]。故针对霍恩风电系统静止无功补偿器（Static Var Compensator,SVC）的设计必须考虑风电系统不同于常规电力系统的特殊性，在并网的同时需要提高解决无功功率问题的精确性。目前SVC 控制以PI 控制器为主，然而一组固定的PI 参数在不同工况下对于SVC 出力调节效果有差异，无法满足如今大规模风电场轻载到满载各种工况下对高精度控制的要求。当系统出现明显扰动或发生振荡时，PI 环节的控制效果较差，甚至助增振荡，使得SVC的补偿难以有满意的效果，通常具有超调量大、调节时间长、参数适应能力差的缺陷[9-14]。而依赖系统精确模型的现代控制理论也不适合应用在复杂的风电系统，目前针对PI 控制进行优化的研究大多建立在风电场模型和参数已知的基础上，但是风电系统是一个地理分布分散并且经常遭到不确定性扰动的系统，难以确定其精确模型及参数，也就难以实现控制器设计，在一定程度上限制了其控制性能[11]。

自抗扰控制（Active Disturbance Rejection Control,ADRC）技术是中科院研究员韩京清教授在20 世纪90 年代末提出的[15]，可以应对被控对象外扰不明确和系统参数不确定的情况。自抗扰控制独立于被控对象，不依赖于其精确模型，可对次同步扰动和外界扰动构成的总扰动进行估计和补偿，且结构简单、具有较强的鲁棒性，是解决非线性、耦合、时变、不确定系统的有效手段[16-21]。文献[22]将自抗扰技术应用到光伏、火电打捆系统，通过自抗扰附加阻尼控制来抑制高压直流输电可能引起的次同步振荡，提高了电网的稳定性与可靠性。文献[23]根据复转矩系数法，基于自抗扰技术设计了专用于抑制风电场次同步振荡的静止无功发生器（Static Var Generator,SVG）控制策略。大量实践证明自抗扰控制技术在不确定的大扰动下依然具有非常好的控制效果，但其大量的非线性部件会导致调参过程非常复杂，给自抗扰控制器的实际应用带来了很大的阻碍。通过对自抗扰控制不断深入的研究，高志强教授提出了线性自抗扰控制[24]，将参数线性化，大大降低了调参难度，在实际工程运用中也取得了很好的控制效果[25]。文献[26]对比了线性自抗扰控制（Linear ADRC,LADRC）和PID 的控制效果，证明LADRC 可以提高SVG 补偿无功的快速性。然而SVC 作为目前电力系统中应用最多、技术最为成熟的动态无功补偿设备[27]，却鲜有文献提及LADRC技术应用于SVC 的控制策略及其对于系统次同步振荡现象的影响。故本文针对此次霍恩风电场事件，设计线性自抗扰控制器替换SVC 的电压PI 控制模块，在实现对霍恩风电场次同步振荡问题的抑制和改善的同时，对策略的有效性进行了验证。

本文首先对英国大停电事故进行了总结分析，重点梳理了霍恩风电场大规模脱网事件的发展过程。为了解决霍恩风电场发生的次同步振荡事故，本文基于线性自抗扰控制技术对静止无功补偿器的电压控制环节进行了改进，实现了对系统中次同步扰动的有效动态补偿，有效地克服了系统响应速度与超调之间的矛盾，从而提高了系统的稳定性与鲁棒性，抑制系统次同步振荡现象。利用Matlab/Simulink仿真软件构建了霍恩海上风电场的事故复现模型，验证了所述方法的有效性。

1 英国大停电事故介绍

8 月9 日星期五下午16 点52 分之前，英国电力系统运行正常，多处出现强风暴现象，但这种天气现象在英国的这一时期是很常见的。这一天的供需也与上星期五的情况相似，大约有50%的发电依赖于新能源。当天下午16:52:33:490，输电线路Eaton Socon-Wymondley 遭到雷击后，在Wymondley 记录到了21kA 的故障电流，在Eaton Socon 记录到了7kA 的故障电流。Wymondley 的主保护在70ms 后（16:52:33:560）运行，Eaton Socon 的主保护在74ms后（16:52:33:564）运行，在电网规范要求的80ms内清除了故障。

雷击附近区域的电压响应情况如图1 所示。各地方电压在故障清除后的100ms 内均回到稳定状态。所有故障前和故障后的稳态电压都在行业标准要求的范围内，故障期间的瞬态效应符合电网要求。谐波和负序电流都在相关标准和规范规定的范围内。

图1 事故期间的电压曲线 Fig.1 Voltage curves during accident

然而由于此次雷击，霍恩海上风电场与国家电网400kV 输电系统的连接点发生了不平衡的电压跌落，影响风电机组安全稳定运行[28]。最初，海上风场的无功补偿装置动作，向电网注入无功功率以维持电网电压的稳定。但在随后的几百毫秒内，风电场内有功功率和无功功率发生大幅振荡，大部分风力发电机通过自动保护系统断开，损失发电功率737MW。与此同时，约150MW 的分布式电源因相位偏移保护动作而跳闸脱网，小巴福德电厂因机组跳闸损失出力244MW。至此累计损失发电功率1 131MW，这在遭遇雷击时是一个极其罕见和意外的事件，系统频率迅速下降，进而导致频率变化率保护动作，约350MW 的分布式发电脱网，引发了电力系统的一系列事件。

1.1 霍恩海上风电场

霍恩风电场建于海上，离岸约120km，如图2所示。风电场分成 Hornsea 1A、Hornsea 1B 和Hornsea 1C 三部分，每部分容量400MW，分别连接到相应的海上交流汇集变电站，然后连接到位于海上的高压交流无功补偿站，再经过陆上高压交流变电站，最后接到国家电网变电站。在大停电事故发生前，霍恩风电场实际出力799MW，其中Hornsea 1B 输出功率400MW（该机组的最大容量）。

图2 霍恩风电场地理位置 Fig.2 The location of Hornsea wind farm

1.2 事故发展情况

结合英国国家电网公司和电力监管机构提供的信息，本文对霍恩风电场大规模脱网事故的发展过程进行了梳理。

经调查发现，在事故前10min 霍恩风电场曾出现过类似振荡现象，风电场升压站400kV 高压母线电压跌落2%，但没有造成任何减载。图3 显示了电网发生2%电压跌落时系统400kV 母线电压和静止无功补偿器的响应情况。

图3 电压跌落2%下霍恩风电场的响应 Fig.3 Response of Hornsea wind farm under 2% voltage drop

约10min 后，雷击导致线路发生单相接地故障，霍恩风电场再次发生振荡并且导致风电机组大规模脱网。图4 描述了事故过程中霍恩风电场的响应情况。

图4 事故发展过程 Fig.4 The course of the accident

对图4 中显示的振荡情况分析，16:52:33:490～ 16:52:33:728 风电机组脱网前系统振荡持续了大概238ms，经过了约2 个周期，单个振荡周期约119ms，振荡频率约8.4Hz。

结合图4 对事件发展过程进行整理分析如下：

1）16:52:33:490，线路Eaton Socon-Wymondley遭遇雷击发生了不对称电压跌落故障。

2）16:52:33:490～16:52:33:565，霍恩海上风电场升压站400kV 高压母线故障相从初始电压403kV 跌落到最低值约为373kV，跌落幅度30kV，相当于额定电压的7.4%。风电场35kV 中压汇集母线电压跌落约5%，霍恩风电场无功补偿装置动作，输出无功功率补偿电网电压跌落。

3）16:52:33:565～16:52:33:600，母线电压逐渐恢复，无功补偿装置响应有滞后，输出无功功率攀升到300Mvar，系统无功功率过剩，400kV 高压母线电压和35kV 中压汇集母线电压略有超调。

4）16:52:33:600～16:52:33:640，风电系统无功补偿装置检测到电压超调吸收无功300Mvar，35kV 母线电压跌落至最低点约21kV，跌落幅度约38%。触发了风电机组低电压穿越模块，Hornsea 1B 有功出力下降。

5）16:52:33:640～16:52:33:700，无功补偿装置响应输出超过 300Mvar 的无功功率，电压回升，16:52:33:700 时，霍恩风电场的有功功率输出基本恢复。

6）16:52:33:700～16:52:33:728，霍恩风电场无功补偿装置吸收无功功率560Mvar。Hornsea 1B 机组并网母线电压跌落至最低点约23kV，风电系统试图保持有功功率输出，导致此时Hornsea 1B 和Hornsea 1C 的风电机组过电流。

7）16:52:33:728～16:52:33:835，35kV 母线电压再次出现大幅跌落，Hornsea 1B、1C 因转子过电流触发切机保护信号。保护系统从15:52:33:728 开始给风机减载，并在107ms 后（15:52:33:835）完成减载。在机组过电流时，对风电机组减载是保护系统的行业标准，以避免永久损害发电机。Hornsea 1B和Hornsea 1C 减载后，Hornsea 1A 仍以62MW 的有功功率输出状态运行。

以上是本次霍恩风电机组大规模脱网事件的全过程。

1.3 事故原因分析

此次事故根本上由两个原因造成。一方面，霍恩海上风电场经过120km 的长距离海底电缆与英国主电网连接，海上风电场并网点的等效电网强度随着高压交流海缆长度的增加而减弱，因此交流电网对霍恩风电场并网点电压的支持作用降低。另一方面，霍恩风电场为远距离海上风电并网系统，为了补偿海缆的容性电流以及限制工频过电压，霍恩风电场采用无功补偿装置，如静止无功补偿器来提高线路输送容量和增强系统暂态稳定性。然而其不合理的控制方式导致SVC 响应滞后，无功输出曲线的尖峰和低谷与35kV 母线电压过冲和跌落的时刻近似重合，无功调节与电压变化同向。两个因素的共同作用导致霍恩风电系统发生了次同步振荡事故。

此外，在大规模风电场并网系统中投入无功补偿装置而引发电压异常振荡的现象时有发生，因此迫切需要设计合理的SVC 控制策略来提高风电并网系统的稳定性。

2 基于线性自抗扰控制策略的SVC 控制设计

2.1 线性自抗扰控制

韩京清教授提出的非线性自抗扰控制结构如图5 所示，包含非线性跟踪微分器（Tracking Differentiator,TD）[29]、扩张状态观测器（Extended State Observer,ESO）[30]、非线性状态误差反馈律（nonlinear State Error Feedback,NLSEF）[31]三部分。

图5 自抗扰控制框图 Fig.5 Block diagram of active disturbance rejection control

线性自抗扰控制技术是将ESO 的非线性函数用线性代替得到线性扩张状态观测器（Linear Extended State Observer,LESO），同时用线性状态误差反馈律（Linear State Error Feedback,LSEF）代替非线性状态误差反馈律，其框图如图6 所示。

图6 线性自抗扰控制框图 Fig.6 Block diagram of linear active disturbance rejection control

2.1.1 跟踪微分器的设计

跟踪微分器TD 的作用是跟踪给定的输入信号v0，得到其跟踪信号v1。使用TD 可以柔化输入信号的变化，缓和过渡过程中快速性和超调之间的矛盾，增强控制器的鲁棒性。

2.1.2 线性扩张状态观测器设计

LESO 的关键是在得到被控对象状态变量估计值的同时对系统的内部扰动和外部扰动之和进行估计，得到系统扰动的观测量。如图6 所示，线性扩张状态观测器根据控制信号u和系统输出的测量信号y估计出被控对象的各阶状态变量z1,…,zn以及总扰动的实时作用量zn+1，这使得自抗扰控制器不再特别依赖系统的精确模型，鲁棒性大大提高。

考虑n阶对象

式中，u和y分别为系统的输入和输出；y(n)为y的n阶导数；u(n-1)和y(n-1)分别为u和y的n-1 阶导数；w为外部扰动；f(t,y,…,y(n-1),u,…,u(n-1),w)（简写为f）包含了系统外扰以及所有不确定因素；b为给定的非零常数。

问题的关键在于对f的估计和补偿，设f可微且=，引入扩张状态x=[x1x2…xn+1]T,其中xn+1=f(t,y,…,y(n-1),u,…,u(n-1),w)，可将式（1）写为状态空间形式，即

式中，b0为b的估计值。

根据式（2），设计线性扩张状态观测器为

式中，β1,β2,…,βn为线性参数；z为扩张状态x=[x1x2…xn+1]T的估计值，z=[z1z2…zn+1]T，zn+1为系统综合扰动。

2.1.3 线性状态误差反馈律的设计

线性状态误差反馈律的作用是将TD 和ESO 中产生的信号通过一种合适的线性组合形成控制量，再从控制量中减去扰动部分得到不含扰动的纯控制量，使系统的控制信号更为合理，提高控制器的控制精度。

线性状态误差反馈律的设计如式（4）所示，可以看出非线性状态误差反馈律线性化后变成了PD环节，能够大大减少需要整定的参数。

式中，v1为输入信号；e1和e2为误差及误差的微分；kp,kd1,…,kdn-1为PD 环节增益。

2.2 基于线性自抗扰控制的SVC 设计

根据上述理论论述，使用线性自抗扰控制器替代SVC 原有的电压PI 控制环节，可对次同步扰动和外界扰动构成的总扰动进行估计和补偿，有很强的鲁棒性和适应性。该策略通过改进SVC 自身控制实现次同步振荡现象的抑制，不需要增加额外的装置。

本文采用TSC-TCR 型SVC 进行研究，霍恩风电场中基于LADRC 的SVC 控制策略如图7 所示。

图7 控制策略结构图 Fig.7 Structure diagram of the control strategy

由于系统次同步振荡现象动作快速，为了适时适量地补偿系统次同步扰动量，本文省去跟踪微分器环节[11]，令。故基于线性自抗扰控制的SVC 控制设计如下。

1）线性扩张状态观测器

自抗扰控制技术的精髓就是对扩张状态观测器的设计，根据系统的输出y和被控对象的输入u来跟踪状态信息和估计系统的总扰动。如图7 中点划线框1 所示，将真实测量的电压usvc反馈到LESO用于状态观测。

其中观测器的输出信号为z1、z2、z3，变量z1和z2分别跟踪给定指令信号及其微分信号，z3为LESO 对次同步扰动和外界扰动构成的总扰动的估计值。

2）线性状态误差反馈律

设计LSEF 为

如图7 所示，上述两部分即可组成SVC 的线性自抗扰控制器，控制器参数选取为：kp=1.44，kd1=2.4，b0=1/100，β1=18，β2=108，β3=216。

3 仿真验证

在Matlab/Simulink 仿真平台构建霍恩风电场模型，并对本文所提策略的有效性进行验证。

3.1 事故仿真复现

本文在Matlab/Simulink 仿真平台建立如图8 所示的1.2GW 霍恩风电场并网系统仿真模型。风电场由装机容量均为400MW 的风电机组1A、1B 和1C组成，每个机组含267 台额定电压0.69kV、额定功率 1.5MW 的双馈风机。风电机组经箱变（0.69kV/35kV）升压后汇集到汇流母线，再接至海上升压站升压至400kV 后，通过120km 高压交流海缆向电网输送功率，仿真中由长度均为60km 的线路L1 和L2 表示该海缆，海缆电阻为0.020 5Ω/km、电抗为 0.079 8Ω/km。在海底电缆中间节点配备TSC-TCR 型SVC，该SVC 由一个327Mvar 的晶闸管控制电抗器和三个282Mvar 的晶闸管投切电容器组成，采用定电压控制，其内部电压PI 控制参数kp_svc=5，ki_svc=800。以短路比表征交流电网强度，该仿真模型中风电系统并网点短路比约为2.8，属于弱交流系统。

图8 霍恩风电场结构图 Fig.8 Structural drawing of Hornsea wind farm

系统的主要控制参数见表1。

表1 风电系统控制参数 Tab.1 Control parameters of wind power system

（续）

调查报告指出，在脱网事故发生前，霍恩风电场曾出现过一次2%的电压跌落，并且没有造成任何减载，事故过程如图2 所示。构建霍恩风电场模型后对这一过程进行了复现，基本符合事故报告，仿真结果如图9 所示。

图9 电网电压跌落2% Fig.9 The grid voltage dropped by 2%

从图9 可以看出故障发生后，400kV 母线电压和SVC 输出的无功功率出现振荡，但整体呈现逐渐稳定的趋势，并在一定时间后稳定在故障前的状态。

在此模型基础上对图3 给出的霍恩风电场大规模脱网事故过程进行复现，仿真结果如图10 所示。考虑到英国大停电事故中霍恩风电场电网电压跌落事件始于英国时间8 月9 日下午16:52:33:490，为了便于对比，仿真中设置于时间节点A（3.490s）发生一处单相电压跌落故障。

将实际事件发展过程图3 与仿真复现图10 进行比对。仿真时间3.490～3.590s 即AB 区间，风电场35kV 中压母线电压最大跌落幅度约4%。与英国时间16:52:33:490～16:52:33:600 内35kV 母线电压跌落5%相对应。

图10 霍恩风电场事故复现 Fig.10 Reappearance of Hornsea wind farm accident

仿真时间3.590～3.695s 即BC 区间，Hornsea 1B在低电压穿越过程中输出有功功率跌落至约200MW 后恢复有功出力。对应英国时间 16:52:33:600～ 16:52:33:728 内风电机组实际输出有功功率降低约一半后恢复。

仿真时间3.695～3.715s 即CD 区间，Hornsea 1B 和1C 机组脱网。对应英国时间16:52:33:728 机组1B、1C 脱网。

事故复现模型中风电机组脱网前系统的振荡大概经过了2 个周期，整个持续时间约205ms，单个振荡周期约102.5ms，振荡频率约9.8Hz。整体复现结果基本与英国霍恩风电场事故现象相吻合。

仿真显示各个风电机组机端电压如图11 所示。

图11 风电机组机端电压 Fig.11 The terminal voltage of wind turbine

由此可见，Hornsea 1B、1C 脱网后，Hornsea 1A机端电压未能恢复稳定。表2 分别列出了Hornsea 1A、1B 和1C 机端在发生单相电压跌落故障前的电压、系统振荡过程中的最低点电压和振荡结束后的稳态电压。

表2 各风电机组出口机端电压 Tab.2 Output terminal voltage of each wind farm group

3.2 改进控制策略仿真

在验证LADRC 应用于SVC 的控制效果之前，为观察仅改进SVC 电压PI 控制参数对系统次同步振荡现象的影响，本文根据原有控制参数另外给出5 组PI 参数并进行仿真验证，仿真结果见附录。仿真结果证明了仅优化PI 控制参数难以有效地解决该问题，而应用本文所提控制策略后霍恩风电场次同步振荡现象得到明显的抑制和改善，仿真结果如图12 所示。

图12 LADRC 控制下霍恩风电场的响应 Fig.12 Response of Hornsea wind farm with LADRC

结合图10 和图12 可以看出，在原有PI 控制下的SVC 无法在系统发生故障后做出快速响应，输出合适的无功功率，最终导致系统发生次同步振荡现象。

采用LADRC 后系统能更快地稳定下来，电气量具有更好的平稳性。LADRC 给系统带来了更强的鲁棒性与抗扰性，有效地克服了PI 控制下响应速度与超调之间的矛盾，对系统次同步振荡现象有着非常强的抑制作用，解决了原有PI 控制会导致系统失稳的问题。

根据仿真结果从以下四个方面对策略的有效性做进一步分析。

1）SVC 的无功补偿量和35kV 母线电压由图13和图14 可以看出，电网发生故障后，在原有PI 控制下的SVC 对于系统恢复稳定所需要的无功功率进行了错误的估计，其输出的无功功率发生大幅振荡，35kV 母线电压振荡明显，存在明显的电压超调现象，恶化了风电场的电气环境，最终导致风电机组脱网。

图13 SVC 无功补偿量 Fig.13 Reactive power compensation of SVC

图14 35kV 母线电压 Fig.14 The voltage of the 35kV bus

基于LADRC 控制的SVC 能够正确判断系统实 际需要的无功功率，避免无功发生大幅振荡，更好地完成了无功补偿，使电压在短时间内恢复到稳定状态，且无明显超调，波动较小，为风电机组提供了更稳定的电网电压。

LADRC 解决了电网故障过程中母线电压恢复的“快速性”和“超调性”之间的矛盾，其控制性能明显优于原有PI 控制。同时结合图15 和图16 可以看出，LADRC 控制对于SVC 存在的无功补偿滞后的问题也有明显的改善。

图15 PI 控制下SVC 的无功补偿量和35kV 母线电压 Fig.15 Reactive power compensation of SVC and voltage of 35kV bus under PI control

图15 和图16 分别为PI 控制下和LADRC 控制下SVC 的无功补偿量和35kV 母线电压。可以看出，PI 控制下SVC 对电压的补偿有滞后性，输出无功曲线的尖峰和低谷与风电场母线电压过冲和跌落的时刻多次重合，无功调节与电压变化同向，在一定程度上阻碍了电网电压的稳定，加剧了霍恩风电场的振荡。

图16 LADRC 控制下SVC 的无功补偿量和 35kV 母线电压 Fig.16 Reactive power compensation of SVC and voltage of 35kV bus under LADRC

基于线性自抗扰控制的35kV 母线电压振荡幅度明显减小，无功补偿的滞后现象得到了显著的改善，在电压上升或者跌落的时刻，SVC 能够及时地吸收或发出无功来维持电压的稳定。总体上实现了快速、平滑的无功补偿，使系统能够更快地达到稳态。

2）风机机端电压

霍恩风电场中各风电机组机端电压如图17 所示。

图17 LADRC 控制下风电机组机端电压 Fig.17 The terminal voltage of wind turbine with LADRC

在不同阶段风电机组机端电压值见表3。

表3 出口机端电压 Tab.3 Output terminal voltage

结合表2 和表3 可以看出，线性自抗扰控制对于风电机组机端电压的恢复起到了很大的作用。电网发生单相电压跌落故障后，在图10 所示的霍恩风电机组脱网事故复现中，机端电压最低跌落至稳定值的67.8%，使用LADRC 后机端电压能快速收敛，最低跌落至稳定值的97.4%。

3）Hornsea 1B 有功功率输出

Hornsea 1B 有功功率如图18 所示，在霍恩风电机组脱网事故中，Hornsea 1B 的出力从400MW 跌落至约200MW 后恢复，但最终因转子过电流触发切机保护信号。

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

采用线性自抗扰控制后，从发生电网电压单相 故障到系统稳定的过程中，没有出现风电机组的脱网，并且功率曲线平稳，上下波动很小，Hornsea 1B输出的有功功率最低仅跌落至392.8MW，避免了原有PI 控制方式下功率的大幅振荡。

4）直流母线电压

风电机组直流母线电压如图19 所示，在SVC受PI 控制下的系统中，风机直流母线电压振荡明显，并且一段时间后不能稳定在额定值。SVC 采用LADRC 控制后，直流母线电压的振荡幅度明显降低，并且能够快速恢复稳定，减少了故障期间直流侧电压振荡对系统控制的干扰，为网侧变换器的正常工作提供条件。

图19 风电机组直流母线电压 Fig.19 DC bus voltage of wind turbine

4 结论

1）根据英国电力监管机构和英国国家电网公司提供的信息，介绍了霍恩海上风电系统出现的大规模风电机组脱网事件的演化过程，对事故发生的原因进行了分析。在Matlab 仿真软件中复现了霍恩风电场脱网事故的全过程，为更好地分析事故原因及提出具体可行的解决措施提供了良好基础。

2）为了解决霍恩风电系统发生的次同步振荡事故，采用线性自抗扰控制技术对SVC 的电压控制进行改进，对系统总扰动进行估计并补偿，保证SVC能够快速适量地输出无功功率以支持电压的恢复，为风电机组提供稳定的电网电压，平滑风机功率输出，避免霍恩风电场发生大规模脱网事件。

3）通过仿真验证了所提控制策略应用于SVC 后抑制弱交流风电系统次同步振荡的有效性，提高了系统的稳定性与抗扰性。海上风电系统在弱电网下的次同步振荡事故是我国发展海上风电可能面对的问题，所提策略可为我国避免此类事故的发生提供参考。

附 录

附表1 PI 对比参数 App.Tab.1 The comparison parameters of PI

附图1 A 组PI 参数下霍恩风电场的响应 App.Fig.1 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group A

附图2 B 组PI 参数下霍恩风电场的响应 App.Fig.2 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group B

附图3 C 组PI 参数下霍恩风电场的响应 App.Fig.3 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group C

附图4 D 组PI 参数下霍恩风电场的响应 App.Fig.4 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group D

附图5 E 组PI 参数下霍恩风电场的响应 App.Fig.5 Response of the Hornsea wind farm under PI parameters in group E