CN102222938A - 直驱风电机组电压-频率综合控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种直驱风电机组电压-频率综合控制方法，涉及新能源发电技术领域，包括以下步骤：S1：检测风电机组运行时的桨距角、发电机转速和电磁转矩，并对检测值采样；S2：折算机组运行状态的隶属度；S3：计算风电场内各机组的虚拟励磁调节指令值和虚拟转矩调节指令值；S4：计算风电机组转速可动态调整的协调度参数K；S5：计算永磁直驱风电机组的变桨控制指令值和功率调节指令值，并与所述参数K叠加后发送给比较器；S6：对变桨控制机构和变流器控制机构进行控制，并实时检测风电机组的桨距角和输出有功、无功功率，将反馈信号送入比较器实现反馈控制。本发明能够符合实际工况，更好的实现变速恒频直驱电机风电场的综合优化控制。

Description

直驱风电机组电压-频率综合控制方法

技术领域

本发明涉及新能源发电技术领域，尤其涉及一种考虑风速变化的直驱风电机组电压-频率综合控制方法。

背景技术

直驱风电机组综合控制是整个风力发电控制系统中非常关键的一个环节，直接影响着风电机组的运行效率和电网对风电的接纳能力。

现有风电机组的综合控制通常采用直接电压和直接转矩的控制方式，例如，发明专利CN101272117A变速恒频风电机组风电场的电压无功快速控制方法，和发明专利CN101860042A风电场有功功率的协调控制方法，其实现主要是将风电场接入节点电压和频率的实时状态量与设定的基准电压值和基准频率值进行比较获取实时电压偏差量与频率偏差量，再经过PI控制器求取实时无功补偿量和有功补偿量，将补偿量下发给各风电机组。

这种控制方法以风电机组为控制单元，缺乏对整个风电场无功的统一规划，风电机组自治控制。当风电场中某些风电机组输出无功功率达到限值，各风电机组之间缺乏相互协调配合，容易造成全场的无功功率补偿量不足或者过剩，不符合实际工况，同理，由于风电机组变速运行时在不同运行点处的有功调节能力差异很大，该控制方法由于未考虑风能预测和机组运行区的分段控制，难以合理分配有功调节任务，容易导致风电机组转速过低或过高时的保护切机。

发明内容

(一)要解决的技术问题

本发明要解决的技术问题是：提供一种直驱风电机组电压-频率综合控制方法，其能够符合实际工况，能够在考虑风能预测的情况下，更好的实现变速恒频直驱电机风电场的综合优化控制。避免了风电机组转速过低或过高时的保护切机。

(二)技术方案

为解决上述问题，本发明提供了一种直驱风电机组电压-频率综合控制方法，包括以下步骤：

S1：检测风电机组的运行状态参数，并对检测值进行采样；

S2：折算所述风电机组的运行状态参数对运行区I、运行区II和运行区III的隶属度，隶属度

${\mathrm{\μ}}_A\left(x\right)=\frac{1}{1+{\left(\frac{\mathrm{\σ}}{x-\mathrm{\δ}}\right)}^2},$

其中：x为风电机组的运行状态参数，σ为线性区间长度，δ为线性区间中值，A为对应线性区间长度σ内所有取值的集合；

S3：根据各风电机组对指定运行点的实时隶属度，结合风电场的无功调节指令值和有功调节指令值计算出风电场内各机组的虚拟励磁调节指令值和虚拟转矩调节指令值；

S4：根据风电场接入点的实时频率偏差Δf，计算风电机组转速可动态调整的协调度参数K，

$K=\left\{\begin{array}{cc}1& \mathrm{\&Delta;f}>0.5\mathrm{Hz}\\ K_0+\frac{\mathrm{\&Delta;f}}{0.5}(1-K_0)& 0.2\mathrm{Hz}\&le;\mathrm{\&Delta;f}\&le;0.5\mathrm{Hz}\\ K_0& \mathrm{\&Delta;f}<0.2\mathrm{Hz}\end{array}\right.,$

其中，K₀为单元机组正常运行时的基准协调度；

S5：根据各机组的虚拟励磁调节指令值和虚拟转矩调节指令值计算得出永磁直驱风电机组的变桨控制指令值和功率调节指令值，叠加后发送给比较器；

S6：根据比较器输出的控制指令值对变桨控制机构和变流器控制机构进行控制，并实时检测风电机组的桨距角和输出有功、无功功率，将反馈信号送入比较器实现反馈控制。

优选地，所述步骤S3中，风电场的无功调节指令值和有功调节指令值的计算，包括以下步骤：

S10：计算风电场接入节点实时电压偏差ΔV和实时频率偏差Δf，

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;V}=V_I-V_W+\frac{P_{W}R+Q_{W}X}{V_W}\\ \mathrm{\&Delta;f}=50-\frac{\mathrm{\&omega;}}{2\mathrm{\&pi;}}\end{array}\right.;$

其中，V_I为接入节点初始稳态运行电压；V_W为风电场出口节点的实时电压；P_W和Q_W分别为风电场出口的输出有功功率和无功功率；R和X分别为风电场接入联络线的电阻和电抗；ω为发电机转速；

S20：计算风电场的虚拟励磁电流i_f，

$\left\{\begin{array}{c}v=-R_{s}i-L_s\frac{\mathrm{di}}{\mathrm{dt}}+e\\ e=M_f{i}_f\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}\mathrm{SIN\&theta;}-M_f\frac{{\mathrm{di}}_f}{\mathrm{dt}}\mathrm{COS\&theta;}\end{array}\right.,$

其中，v为风电场出口端电压，i为风电场出口端电流，t为控制芯片内置时钟时间，R_s为风电场的戴维南等效电阻，L_s为风电场的戴维南等效电抗，e为虚拟励磁电势，i_f为虚拟励磁电流，M_f为互感激磁电抗，θ为直驱永磁同步风力发电机的转子位置角，且

$\mathrm{SIN\&theta;}=\left[\begin{array}{c}\sin \mathrm{\&theta;}\\ \sin (\mathrm{\&theta;}-\frac{2\mathrm{\&pi;}}{3})\\ \sin (\mathrm{\&theta;}-\frac{4\mathrm{\&pi;}}{3})\end{array}\right],$ $\mathrm{COS\&theta;}=\left[\begin{array}{c}\cos \mathrm{\&theta;}\\ \cos (\mathrm{\&theta;}-\frac{2\mathrm{\&pi;}}{3})\\ \cos (\mathrm{\&theta;}-\frac{4\mathrm{\&pi;}}{3})\end{array}\right];$

S30：根据求得的虚拟励磁电流i_f，得到风电场的无功调节指令值

其中，i₀为虚拟空载励磁电流，表征风电场的内部无功损耗，为虚拟初相角，

为直驱永磁同步风力发电机转子的旋转角速度，θ为直驱永磁同步风力发电机的转子位置角；

S40：计算风电场的虚拟转矩增量

$\left\{\begin{array}{c}J\stackrel{\&CenterDot;\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}=T_m-T_e-D_p\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}\\ f=\frac{2\mathrm{\&pi;}}{\mathrm{\&omega;}}=\frac{2\mathrm{\&pi;}}{\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}}\end{array}\right.,$

其中，J为发电机的转动惯量，T_m为虚拟机械转矩，T_e为虚拟电磁转矩，

为直驱永磁同步风力发电机转子的旋转角加速度，D_p为风电场等效阻尼因数，f为风电场接入点的电压频率；

S50：根据所得虚拟转矩增量，计算风电场的有功调节指令值 $P_T=(T_m-T_e)\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}.$

优选地，所述的风电机组的运行状态参数包括：桨距角、发电机转速和电磁转矩。

优选地，所述步骤S1中，采样频率不低于0.7Hz。

优选地，所述步骤S5中，所述叠加包括：与对应的备用容量控制指令值、功率因数控制指令值、频率-转速协调控制指令值、动态电压控制指令值、系统过频控制指令值以及低压穿越控制指令值通过模拟加法器线性叠加。

(三)有益效果

本发明以风电场接入节点电压、频率作为调控对象，通过虚拟励磁调节算法和虚拟转矩调节算法，将整个风电场等效为一台同步发电机组，模拟同步发电机的迟相运行、进相运行等运行状态，使风电场内所有机组能够合理调节无功，有助于维持接入地区电网电压的稳定、抑制负荷低谷时由于电网充电功率引起的电压升高和大负荷投切导致的电网频率波动。本发明充分发挥了风电场内不同风电机组间的互补优势，能够符合实际工况，有效缓解了随风能变化引起的风电场出力波动；本发明结合风能预测改善风电机组的变速运行特性，在保证风能利用效率的情况下进一步平滑风电机组的出力，同时可支持电网调频，增大系统惯性；通过虚拟同步发电机的外特性，使风电从单一根据可利用的风能向电网供电过渡到能兼顾电网运行需求动态调整出力，更好的实现变速恒频直驱电机风电场的综合优化控制，避免了风电机组转速过低或过高时的保护切机，提高了电网对风电的接纳能力。

附图说明

图1为本发明实施例中所述直驱风电机组电压-频率综合控制方法的流程图；

图2为本发明实施例中所述直驱风电机组电压-频率综合控制方法的原理图；

图3为本发明实施例中所述模拟加法器的叠加电路图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。

如图1所示，本发明所述的直驱风电机组电压-频率综合控制方法，包括以下步骤：

S1：检测风电机组的运行状态参数，并对检测值进行采样；

本步骤中，采样频率不低于0.7Hz；所述的风电机组的运行状态参数包括：桨距角、发电机转速和电磁转矩。

S2：折算所述风电机组的运行状态参数对运行区I、运行区II和运行区III的隶属度，隶属度

${\mathrm{\&mu;}}_A\left(x\right)=\frac{1}{1+{\left(\frac{\mathrm{\&sigma;}}{x-\mathrm{\&delta;}}\right)}^2},$

其中：x为风电机组的运行状态参数，σ为线性区间长度，δ为线性区间中值，A为对应线性区间长度σ内所有取值的集合；风电机组的运行状态参数：桨距角、发电机转速和电磁转矩对运行区I、运行区II和运行区III的隶属度分别记为μ_AI(x)、μ_AII(x)和μ_AIII(x)。

所述线性区间为各风电机组的运行状态参数随机组出力变化的近似线性区间，包括：桨距角随机组出力变化的近似线性区间、发电机转速随机组出力变化的近似线性区间和电磁转矩随机组出力变化的近似线性区间。

受地形因素、尾流效应等影响，同一风电场内不同风电机组的运行状态差异很大。对于永磁直驱变速恒频风电机组，其无功-电压调节能力和有功-频率调节能力随机组运行状态改变而呈现非线性变化。因此，在一种考虑风能预测的风电场接入点电压-频率综合控制方法中，借鉴分段线性化思想，利用检测到的风电机组实时桨距角、发电机转速、电磁转矩等参数，计算其对图2中运行区I、运行区II和运行区III的隶属度，将直驱风电机组的运行区近似线性化为三段。其中，对工作在运行区I中的风电机组适于进行备用容量控制和功率因数控制；对工作在运行区II中的风电机组适于进行频率-转速协调控制和风电场接入点的动态电压控制；对工作在运行区III中的风电机组适于进行系统过频控制和低压穿越控制。

S3：根据各风电机组对指定运行点的实时隶属度，结合风电场的无功调节指令值和有功调节指令值计算出风电场内各机组的虚拟励磁调节指令值和虚拟转矩调节指令值；

本步骤中，虚拟励磁调节指令值和虚拟转矩调节指令值是通过将风电场等值为同步发电机，再通过同步发电机的等值电路计算求取的，计算方法借鉴同步发电机的相关算法。

本步骤中，风电场的无功调节指令值和有功调节指令值的计算，包括以下步骤：

S10：计算风电场接入节点实时电压偏差ΔV和实时频率偏差Δf，

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;V}=V_I-V_W+\frac{P_{W}R+Q_{W}X}{V_W}\\ \mathrm{\&Delta;f}=50-\frac{\mathrm{\&omega;}}{2\mathrm{\&pi;}}\end{array}\right.;$

其中，V_I为接入节点初始稳态运行电压；V_W为风电场出口节点的实时电压；P_W和Q_W分别为风电场出口的输出有功功率和无功功率；R和X分别为风电场接入联络线的电阻和电抗；ω为发电机转速；

S20：计算风电场的虚拟励磁电流i_f，

$\left\{\begin{array}{c}v=-R_{s}i-L_s\frac{\mathrm{di}}{\mathrm{dt}}+e\\ e=M_f{i}_f\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}\mathrm{SIN\&theta;}-M_f\frac{{\mathrm{di}}_f}{\mathrm{dt}}\mathrm{COS\&theta;}\end{array}\right.,$

其中，v为风电场出口端电压，i为风电场出口端电流，t为控制芯片内置时钟时间，R_s为风电场的戴维南等效电阻，L_s为风电场的戴维南等效电抗，e为虚拟励磁电势，i_f为虚拟励磁电流，M_f为互感激磁电抗，θ为直驱永磁同步风力发电机的转子位置角，且

$\mathrm{SIN\&theta;}=\left[\begin{array}{c}\sin \mathrm{\&theta;}\\ \sin (\mathrm{\&theta;}-\frac{2\mathrm{\&pi;}}{3})\\ \sin (\mathrm{\&theta;}-\frac{4\mathrm{\&pi;}}{3})\end{array}\right],$ $\mathrm{COS\&theta;}=\left[\begin{array}{c}\cos \mathrm{\&theta;}\\ \cos (\mathrm{\&theta;}-\frac{2\mathrm{\&pi;}}{3})\\ \cos (\mathrm{\&theta;}-\frac{4\mathrm{\&pi;}}{3})\end{array}\right];$

S30：根据求得的虚拟励磁电流i_f，得到风电场的无功调节指令值

其中，i₀为虚拟空载励磁电流，表征风电场的内部无功损耗，

为虚拟初相角，

为直驱永磁同步风力发电机转子的旋转角速度，θ为直驱永磁同步风力发电机的转子位置角；

S40：计算风电场的虚拟转矩增量

$\left\{\begin{array}{c}J\stackrel{\&CenterDot;\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}=T_m-T_e-D_p\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}\\ f=\frac{2\mathrm{\&pi;}}{\mathrm{\&omega;}}=\frac{2\mathrm{\&pi;}}{\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}}\end{array}\right.,$

其中，J为发电机的转动惯量，T_m为虚拟机械转矩，T_e为虚拟电磁转矩，

为直驱永磁同步风力发电机转子的旋转角加速度，D_p为风电场等效阻尼因数，f为风电场接入点的电压频率；

S50：根据所得虚拟转矩增量，计算风电场的有功调节指令值 $P_T=(T_m-T_e)\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}.$

S4：根据风电场接入点的实时频率偏差Δf，计算风电机组转速可动态调整的协调度参数K，

$K=\left\{\begin{array}{cc}1& \mathrm{\&Delta;f}>0.5\mathrm{Hz}\\ K_0+\frac{\mathrm{\&Delta;f}}{0.5}(1-K_0)& 0.2\mathrm{Hz}\&le;\mathrm{\&Delta;f}\&le;0.5\mathrm{Hz}\\ K_0& \mathrm{\&Delta;f}<0.2\mathrm{Hz}\end{array}\right.,$

其中，K₀为单元机组正常运行时的基准协调度；

由本步骤可知，若电网频率偏差在0.2Hz以内，则风电场按照预先选取的基准协调度实现协调控制，以固定的风能利用系数C_P值使用机组的储能；若频率偏差介于0.2～0.5Hz之间，随着频率偏差的不断增大，说明电网对于发电机组协调控制中有功出力调节速度的要求不断提高，发电单元的协调控制应该从风电机组的运行效率优先转向网侧频率支持优先，加快使用储能的速度；若频率偏差超过0.5Hz，则协调控制完全转变为网侧频率支持控制模式，最大限度地使用储能。

为保证风电机组转化风能的效率，减小风电波动对电网的不利影响，通过风能预测，估计风电机组的可能出力，为最大风能追踪控制和功率平滑控制提供参考，本步骤根据风电场接入点的频率变化，采用自适应算法，对最大风能追踪与功率平滑优化控制指令进行修正。最后，发送所得的控制指令给风电机组的变桨控制机构和变流器控制机构，对风电机组进行反馈控制。

S5：根据各机组的虚拟励磁调节指令值和虚拟转矩调节指令值计算得出永磁直驱风电机组的变桨控制指令值和功率调节指令值，叠加后发送给比较器；

本步骤中，所述叠加包括：与对应的备用容量控制指令值、功率因数控制指令值、频率-转速协调控制指令值、动态电压控制指令值、系统过频控制指令值以及低压穿越控制指令值通过模拟加法器线性叠加。所述模拟加法器可以采用如图3所示的叠加电路。

S6：根据比较器输出的控制指令值对变桨控制机构和变流器控制机构进行控制，并实时检测风电机组的桨距角和输出有功、无功功率，将反馈信号送入比较器实现反馈控制。

本发明的工作过程：

当风速变化时，控制器对变桨机构和变流器发出控制指令，调节机组出力，优化风电机组的运行转速；当网侧出现扰动时，系统层控制模拟同步发电机的调节过程，对相应机组发出调节指令，根据电网需求改变风电场的输出有功功率和无功功率。

根据风电场接入节点处的电压、频率实时变化情况，以及由调度中心发出的功率调节指令，采用虚拟励磁调节算法和虚拟转矩调节算法，模拟发电机的调节过程，按照步骤S3所述的具体实施方式计算得出风电场的无功调节指令Q_f和有功调节指令P_T。同时，采用与传统发电控制相似的线路压降补偿(LDC)控制，解决远距离送电时出现的负荷端压降过大问题。

风能不可控与风电机组的发电成本问题是风力发电不同于常规发电方式的主要方面。为降低风电成本，风电机组需要保证转化风能的效率，所以在该方法中，拟通过风能预测，估计风电机组的可能出力，得出能够兼顾最大风能追踪控制和功率平滑控制的优化控制指令。但是，由于该控制指令根据机组运行工况的变化进行调整，因此，在步骤S4中，根据风电场接入点的频率变化情况计算得出风电机组转速可动态调整的协调度参数，作为自适应算法的修正因子，对风电机组的最佳风能捕获与功率平滑优化控制策略进行自校正控制。最后，根据步骤S5和步骤S6所述，先将各机组的虚拟励磁调节指令和虚拟转矩调节指令转化为永磁直驱风电机组的变桨控制指令和功率调节指令，再同S4步骤得出的指令叠加后发送给比较环节；最后根据比较器输出的控制指令对变桨控制机构和变流器控制机构进行控制，并实时检测风电机组的桨距角和输出有功、无功功率，将反馈信号送入比较器实现反馈控制。

以上实施方式仅用于说明本发明，而并非对本发明的限制，有关技术领域的普通技术人员，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，还可以做出各种变化和变型，因此所有等同的技术方案也属于本发明的范畴，本发明的专利保护范围应由权利要求限定。

Claims (5)

1.一种直驱风电机组电压-频率综合控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：检测风电机组的运行状态参数，并对检测值进行采样；

S2：折算所述风电机组的运行状态参数对运行区I、运行区II和运行区III的隶属度，隶属度

${\mathrm{\&mu;}}_A\left(x\right)=\frac{1}{1+{\left(\frac{\mathrm{\&sigma;}}{x-\mathrm{\&delta;}}\right)}^2},$

其中：x为风电机组的运行状态参数，σ为线性区间长度，δ为线性区间中值，A为对应线性区间长度σ内所有取值的集合；

S3：根据各风电机组对指定运行点的实时隶属度，结合风电场的无功调节指令值和有功调节指令值计算出风电场内各机组的虚拟励磁调节指令值和虚拟转矩调节指令值；

S4：根据风电场接入点的实时频率偏差Δf，计算风电机组转速可动态调整的协调度参数K，

$K=\left\{\begin{array}{cc}1& \mathrm{\&Delta;f}>0.5\mathrm{Hz}\\ K_0+\frac{\mathrm{\&Delta;f}}{0.5}(1-K_0)& 0.2\mathrm{Hz}\&le;\mathrm{\&Delta;f}\&le;0.5\mathrm{Hz}\\ K_0& \mathrm{\&Delta;f}<0.2\mathrm{Hz}\end{array}\right.,$

其中，K₀为单元机组正常运行时的基准协调度；

S5：根据各机组的虚拟励磁调节指令值和虚拟转矩调节指令值计算得出永磁直驱风电机组的变桨控制指令值和功率调节指令值，叠加后发送给比较器；

S6：根据比较器输出的控制指令值对变桨控制机构和变流器控制机构进行控制，并实时检测风电机组的桨距角和输出有功、无功功率，将反馈信号送入比较器实现反馈控制。

2.如权利要求1所述的直驱风电机组电压-频率综合控制方法，其特征在于，所述步骤S3中，风电场的无功调节指令值和有功调节指令值的计算，包括以下步骤：

S10：计算风电场接入节点实时电压偏差ΔV和实时频率偏差Δf，

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;V}=V_I-V_W+\frac{P_{W}R+Q_{W}X}{V_W}\\ \mathrm{\&Delta;f}=50-\frac{\mathrm{\&omega;}}{2\mathrm{\&pi;}}\end{array}\right.;$

其中，V_I为接入节点初始稳态运行电压；V_W为风电场出口节点的实时电压；P_W和Q_W分别为风电场出口的输出有功功率和无功功率；R和X分别为风电场接入联络线的电阻和电抗；ω为发电机转速；

S20：计算风电场的虚拟励磁电流i_f，

$\left\{\begin{array}{c}v=-R_{s}i-L_s\frac{\mathrm{di}}{\mathrm{dt}}+e\\ e=M_f{i}_f\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}\mathrm{SIN\&theta;}-M_f\frac{{\mathrm{di}}_f}{\mathrm{dt}}\mathrm{COS\&theta;}\end{array}\right.,$

其中，v为风电场出口端电压，i为风电场出口端电流，t为控制芯片内置时钟时间，R_s为风电场的戴维南等效电阻，L_s为风电场的戴维南等效电抗，e为虚拟励磁电势，i_f为虚拟励磁电流，M_f为互感激磁电抗，θ为直驱永磁同步风力发电机的转子位置角，且

$\mathrm{SIN\&theta;}=\left[\begin{array}{c}\sin \mathrm{\&theta;}\\ \sin (\mathrm{\&theta;}-\frac{2\mathrm{\&pi;}}{3})\\ \sin (\mathrm{\&theta;}-\frac{4\mathrm{\&pi;}}{3})\end{array}\right],$ $\mathrm{COS\&theta;}=\left[\begin{array}{c}\cos \mathrm{\&theta;}\\ \cos (\mathrm{\&theta;}-\frac{2\mathrm{\&pi;}}{3})\\ \cos (\mathrm{\&theta;}-\frac{4\mathrm{\&pi;}}{3})\end{array}\right];$

S30：根据求得的虚拟励磁电流i_f，得到风电场的无功调节指令值

其中，i₀为虚拟空载励磁电流，表征风电场的内部无功损耗，

为虚拟初相角，

为直驱永磁同步风力发电机转子的旋转角速度，θ为直驱永磁同步风力发电机的转子位置角；

S40：计算风电场的虚拟转矩增量

$\left\{\begin{array}{c}J\stackrel{\&CenterDot;\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}=T_m-T_e-D_p\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}\\ f=\frac{2\mathrm{\&pi;}}{\mathrm{\&omega;}}=\frac{2\mathrm{\&pi;}}{\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}}\end{array}\right.,$

其中，J为发电机的转动惯量，T_m为虚拟机械转矩，T_e为虚拟电磁转矩，

为直驱永磁同步风力发电机转子的旋转角加速度，D_p为风电场等效阻尼因数，f为风电场接入点的电压频率；

S50：根据所得虚拟转矩增量，计算风电场的有功调节指令值 $P_T=(T_m-T_e)\stackrel{\&CenterDot;}{\mathrm{\&theta;}}.$

3.如权利要求1所述的直驱风电机组电压-频率综合控制方法，其特征在于，所述的风电机组的运行状态参数包括：桨距角、发电机转速和电磁转矩。

4.如权利要求1所述的直驱风电机组电压-频率综合控制方法，其特征在于，所述步骤S1中，采样频率不低于0.7Hz。

5.如权利要求1所述的直驱风电机组电压-频率综合控制方法，其特征在于，所述步骤S5中，所述叠加包括：与对应的备用容量控制指令值、功率因数控制指令值、频率-转速协调控制指令值、动态电压控制指令值、系统过频控制指令值以及低压穿越控制指令值通过模拟加法器线性叠加。

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