如何抑制风电系统次同步振荡问题？2019年英国大停电事故霍恩风电机组大规模脱网事故的技术反思

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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，损失负荷约3.2%。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。

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。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。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。

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。

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，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。

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，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。有学者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，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。

根据英国电力监管机构和英国国家电网公司提供的相关信息以及事故调查报告，河北省分布式储能与微网重点实验室（华北电力大学）的研究人员颜湘武、常文斐、崔森、孙颖、贾焦心，在2022年第11期《电工技术学报》上撰文，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风电机组脱网事件的发展过程，对霍恩风电场发生次同步振荡的具体原因进行了分析，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。

图1 控制策略结构图

图2 霍恩风电场结构图

为了解决霍恩风电场发生的次同步振荡问题，研究人员利用线性自抗扰控制抗干扰能力强、对不同工况适应性强的优点，提出使用线性自抗扰控制器替换静止无功补偿装置（SVC）的电压PI控制模块，对霍恩风电系统中的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，克服系统响应速度与超调之间的矛盾，提高系统的稳定性与鲁棒性，有效地抑制了霍恩风电系统次同步振荡现象。

图3 霍恩风电场事故复现

图4 LADRC控制下霍恩风电场的响应

研究人员最后通过仿真验证了所提控制策略应用于静止无功补偿器后，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。他们指出，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，该策略可为我国海上风电避免此类事故的发生提供参考。

研究背景：2019年英国大停电事故

2019年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

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。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 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

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，作者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。 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3 电压跌落2%下霍恩风电场的响应

图4 事故发展过程

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。

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。

本文编自2022年第11期《电工技术学报》，论文标题为“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”。本课题得到了北京市自然科学基金和国家电网公司总部科技项目的支持。

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