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。

目前静止无功补偿器控制以PI控制器为主，然而一组固定的PI参数在不同工况下对于静止无功补偿器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，使得静止无功补偿器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。

然而静止无功补偿器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技术应用于静止无功补偿器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。