CN107895955A - 一种风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法，包括：S1判断电网频率变化量是否大于给定值，若是，则执行步骤S2；步骤S2：风机响应电网频率的变化，基于虚拟惯性控制环节，得到第一补偿功率参考值Pf；步骤S3：判断水轮机导叶开度是否变化，如是，则执行步骤S4；步骤S4：风机响应水轮机导叶开度的变化，基于新附加控制环节，得到第二补偿功率参考值Pμ；步骤S5：根据第一补偿功率参考值Pf和第二补偿功率参考值Pμ，获取风机补偿功率参考值总量PTe‑ref。采用虚拟惯性控制和新附加控制相协同的方法，风机发出补偿水锤效应的功率缺额，有效抑制电网频率恶化，并能避免水锤效应引起电网频率二次波动。
Description
技术领域
本发明涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法。
背景技术
电网频率作为衡量电力系统安全稳定运行的重要指标之一，其动态行为特性随着电网之间的互联而变的更加复杂。在水电比重较高的电力系统中出现较大负荷扰动时，由于水轮机水锤效应的影响，水轮机的出力不能及时响应电网中负荷功率的变化，反而使得发电机的输出功率会出现暂时的降低或升高，从而破坏电网中有功功率的平衡，最终导致电网频率恶化。
另一方面，我国风能资源丰富，风电产业持续快速发展，风电装机容量快速增长，然而弃风率依然很高。变速风机具有快速有功功率响应的特点以及在一定范围内任意输出有功功率的能力，因此，若能通过一定的控制策略使得风电能够用来补偿水电系统水锤效应引起的电网功率缺额问题，不仅能保证电网的安全稳定运行，还能有效降低弃风率，有利于社会经济的提高。
目前与水电系统相关的频率问题，并没有具体研究水锤效应对电网频率的影响；关于改善电网频率恶化的方法，大多数是考虑水轮机调速器参数的整定优化等，很少有文献从风电补偿水锤效应的角度入手。因此，在风电和水电资源同样丰富的地区，如何利用风电动态补偿电网大扰动情况下水轮机水锤效应引起的功率缺额，以有效抑制电网频率的恶化，是本领域技术人员亟待解决的技术问题。
发明内容
本发明提供一种风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法，能利用风电实时补偿水轮机水锤效应引起的功率缺额，有效抑制电网频率的恶化。
根据本发明实施例，提供一种风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法，所述方法包括：
步骤S1：判断电网频率变化量是否大于给定值，所述给定值为一次调频死区值；若是，则执行步骤S2；
步骤S2：风机响应电网频率的变化，基于虚拟惯性控制环节，得到第一补偿功率参考值Pf；
步骤S3：判断水轮机导叶开度是否变化，如是，则执行步骤S4；
步骤S4：风机响应水轮机导叶开度的变化，基于新附加控制环节，得到第二补偿功率参考值Pμ；
步骤S5：根据所述第一补偿功率参考值Pf和所述第二补偿功率参考值Pμ，获取风机补偿功率参考值总量PTe-ref。
进一步地，步骤S5中，按照下式获取风机补偿功率参考值总量PTe-ref：
PTe-ref＝Pf+Pμ+Pwmax
式中：Pwmax为风机获取的风能最大值。
进一步地，所述虚拟惯性控制环节包括第一控制回路，所述第一控制回路以实际频率和标准频率的偏差△f作为输入量，采用比例控制环节来改变风机输出的电磁功率，则所述第一控制回路的输出功率Pf1如下式所示：
Pf1＝-Kpf△f
式中：Kpf为所述第一控制回路的比例系数。
进一步地，所述虚拟惯性控制环节还包括第二控制回路，所述第二控制回路以作为输入量，经高通滤波后，采用比例控制环节实现惯性控制，则所述第二控制回路的输出功率Pf2如下式所示：
式中：Kdf为增加的等效惯性值。
进一步地，采用下式计算得到所述第一补偿功率参考值Pf：
式中：Pf1为所述第一控制回路的输出功率；Pf2为所述第二控制回路的输出功率；△f为实际频率和标准频率的偏差；Kpf为比例系数；Kdf为增加的等效惯性值。
进一步地，所述新附加控制环节包括第一附加控制回路，当水轮机导叶动作时，所述第一附加控制回路以水轮机导叶开度的变化值△μ作为输入量，采用比例控制环节来来改变风机输出的电磁功率，则所述第一附加控制回路的输出功率Pμ1如下式所示：
Pμ1＝Kpμ△μ
式中：Kpμ为所述第一附加控制回路的比例系数。
进一步地，所述新附加控制环节还包括第二附加控制回路，所述第二附加控制回路以作为输入量，经滤波器的滤波和比例控制环节后，所述第二附加控制回路的输出功率Pμ2如下式所示：
式中：Kdμ为所述第二附加控制回路中比例控制环节的比例系数。
进一步地，采用下式计算得到所述第二补偿功率参考值Pμ：
式中：Pμ1为所述第一附加控制回路的输出功率：Pμ2为第二附加控制回路的输出功率；Kpμ为所述第一附加控制回路的比例系数；Kdμ为所述第二附加控制回路中比例控制环节的比例系数。
进一步地，采用下式得到所述风机获取的风能最大值Pwmax：
式中：kmax为使风机获取风能到达最大值的系数；ωw为风机角速度；
kmax＝0.5ρπR5Cpmax/λopt 3
式中：ρ＝1.225kg/m3；R为风能的半径；Cpmax为风机功率系数Cp的最大值；λopt为Cp达到最大值Cpmax时对应的风机叶尖速比。
由于水轮机调速器死区的存在，使得水轮机导叶的动作时间滞后于频率开始波动的时间，当发生负荷扰动时，若使用单一的风机虚拟惯性控制的方法，水轮机水锤效应的存在会引起电网频率的二次波动，因此，采用虚拟惯性控制和新附加控制相协同的控制方法，令风机同时响应电网频率的变化和水轮机导叶开度的变化，可以很好地利用风电来补偿水轮机水锤效应所引起的功率缺额，抑制电网频率的二次波动，从而抑制电网频率恶化，保证电力系统的安全稳定运行。本发明不仅能消除水轮机水锤效应对电网频率的不利影响，还能够充分利用风力资源，发挥风电水电互补优势，降低弃风率。
附图说明
图1为水轮机组框图；
图2为负荷扰动发生时水轮机组的响应曲线图；
图3为本发明实施例提供的风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法的流程图；
图4为本发明实施例提供的风电补偿水轮机水锤效应的控制原理图；
图5为本发明实施例提供的风电并入水电系统的简化模型图；
图6为本发明实施例提供的不同控制方法下的电网频率偏移量曲线图；
图7为本发明实施例提供的不同控制方法下的水轮机输出功率曲线图；
图8为本发明实施例提供的不同控制方法下的风机和水轮机输出的总功率曲线图；
图9为本发明实施例提供的不同控制方法下的风机角速度曲线图；
图10为本发明实施例提供的不同控制方法下的风机输出的电磁功率曲线图；
图11为本发明实施例提供的风电场并入EPRI36节点水电系统示意图；
图12为本发明实施例提供的风电场并入EPRI36节电系统的电磁暂态仿真示意图；
图13为本发明实施例提供的风电场并入EPRI36节点系统的惯性中心频率曲线图；
图14为本发明实施例提供的风电场并入EPRI36节点系统的总输出功率曲线图；
图15为本发明实施例提供的风电场并入EPRI36节点系统的风机输出功率曲线图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。
水轮机组框图如图1所示，图中的Pref为给定的参考有功功率，△ωr为水轮机组转子角速度偏差，△PL为扰动功率，△μ为导叶开度，△Pm为水轮机的输出功率，Tw为水启动时间常数，TG为调速器时间常数，TR为复位时间，RT为水锤效应补偿环节的功率暂时下降率，Rp为未补偿的水锤效应功率下降率。当负荷增加时，水轮机组相关变量的响应曲线图如图2所示，由图2可知，当负荷增加时，水轮机的输出功率△Pm先减小后增大，而先减小的这部分功率缺额就是由于水轮机水锤效应引起的，这将导致电网频率发生恶化。
为消除水轮机水锤效应，抑制电网频率恶化，可在水轮机上附加水锤消除器，但这种方式会额外增加设备成本，且水锤消除器响应速度较慢，不利于电网频率的调节。而本发明中，采用风电补偿水锤效应的技术方案，不需要额外安装其他设备，只需要在风电机组增设相应的控制环节，便可充分发挥风水互补的技术优势，此外，电力电子设备具有响应快的技术特点，能更好地消除水锤效应带来的不利影响，抑制电网频率恶化，保证电网安全稳定运行。
具体地，如图3所示，本发明实施例提供一种风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法，所述方法包括：
步骤S1：判断电网频率变化量是否大于给定值，所述给定值为一次调频死区值，若是，则执行步骤S2；
其中，一次调频死区值是指为了防止在电网小频率偏差变化时水轮机调速器动作而设置的门槛值，由于风电参与水锤效应的控制，不宜动作过于频繁，应将电网频率的变化满足一次调频条件，才能继续执行步骤S2。
步骤S2：风机响应电网频率的变化，基于虚拟惯性控制环节，得到第一补偿功率参考值Pf；
步骤S3：判断水轮机导叶开度是否变化，如是，则执行步骤S4；
步骤S4：风机响应水轮机导叶开度的变化，基于新附加控制环节，得到第二补偿功率参考值Pμ；
步骤S5：根据所述第一补偿功率参考值Pf和所述第二补偿功率参考值Pμ，获取风机补偿功率参考值总量PTe-ref。
由于水轮机调速器死区的存在，使得水轮机导叶的动作时间滞后于频率开始波动的时间，当发生负荷扰动时，若使用单一的风机虚拟惯性控制的方法，水轮机水锤效应的存在会引起电网频率的二次波动，因此，采用虚拟惯性控制和新附加控制相协同的控制方法，令风机同时响应电网频率的变化和水轮机导叶开度的变化，可以很好地利用风电来补偿水轮机水锤效应所引起的功率缺额，抑制电网频率的二次波动，从而抑制电网频率恶化，保证电力系统的安全稳定运行。本发明不仅能消除水轮机水锤效应对电网频率的不利影响，还能够充分利用风力资源，发挥风电水电互补优势，降低弃风率。
图4为风电补偿水轮机水锤效应的控制原理图，本发明所述方法包括两个相互协同的控制环节，分别为虚拟惯性控制环节以及新附加控制环节。其中，虚拟惯性控制环节响应电网频率的变化，执行步骤S2；新附加控制环节响应水轮机导叶开度的变化，执行步骤S4。
进一步地，虚拟惯性控制环节包括第一控制回路和第二控制回路，所述第一控制回路以实际频率和标准频率的偏差△f作为输入量，采用比例控制环节来改变风机输出的电磁功率，从而改变风机转子转速，释放(或吸收)部分旋转动能。所述第一控制回路的输出功率Pf1(即所述第一控制回路的输出量)如下式所示：
Pf1＝-Kpf△f
式中：Kpf为所述第一控制回路的比例系数。第一控制回路通常称为下垂控制，下垂控制是根据自身的容量来补偿负载的不平衡。
所述虚拟惯性控制环节还包括第二控制回路，所述第二控制回路以作为输入量，经高通滤波后，采用比例控制环节实现惯性控制，则所述第二控制回路的输出功率Pf2如下式所示：
式中：Kdf为增加的等效惯性值。增加的高通滤波环节是为了减少转矩变化率，从而减小对机械驱动链的影响。
虚拟惯性控制环节使得风机类似同步机组参与一次调频，采用下式计算得到所述第一补偿功率参考值Pf：
新附加控制环节包括第一附加控制回路和第二附加控制回路，当水轮机导叶动作时，所述第一附加控制回路以水轮机导叶开度的变化值△μ作为输入量，采用比例控制环节来来改变风机输出的电磁功率，则所述第一附加控制回路的输出功率Pμ1如下式所示：
Pμ1＝Kpμ△μ
式中：Kpμ为所述第一附加控制回路的比例系数。
所述第二附加控制回路以作为输入量，经滤波器的滤波和比例控制环节后，所述第二附加控制回路的输出功率Pμ2如下式所示：
式中：Kdμ为所述第二附加控制回路中比例控制环节的比例系数。
采用下式计算得到所述第二补偿功率参考值Pμ：
虚拟惯性环节及新附加控制环节协同控制时，步骤S5中，按照下式获取风机补偿功率参考值总量PTe-ref：
PTe-ref＝Pf+Pμ+Pwmax＝Pf1+Pf2+Pμ1+Pμ2+Pwmax
式中：Pwmax为风机获取的风能最大值。
风电并入水电系统的简化模型图如图5所示，D-PMSG机组风轮捕获风功率的数学模型为：
式中：Pw为风机获取的风能；ρ＝1.225kg/m3，为空气密度；R为风机的半径；v为上风向自由风速；Cp(λ,β)为风机的功率系数，Cp(λ,β)的取值与叶尖速比λ和桨距角β有关；叶尖速比λ＝ωwR/v；ωw为风机角速度，风机角速度ωw的取值范围为0.75p.u.≤ωW≤1.25p.u.，如果风机角速度ωw超过该设定范围，有可能导致风电机组退出运行，引起电网频率的二次波动。
风机的额定功率为Pwn，额定角速度ωwn。在某一风速下，桨距角β保持恒定，为了使风机获取的功率达到最大，需要调整风机角速度ωw，使得风机的功率系数Cp达到最大值Cpmax，从而实现MPPT(Maximum Power Point Tracking，最大功率点跟踪)控制，这时，所对应的叶尖速比λ是唯一的，为λopt。Cpmax和λopt的数值可以通过对ωw进行搜索优化得到。当桨距角β＝2°时，Cpmax和λopt的取值分别为0.402和7.32。
采用下式得到所述风机获取的风能最大值Pwmax：
式中：kmax为使风机获取风能到达最大值的系数；ωw为风机角速度；
kmax＝0.5ρπR5Cpmax/λopt 3
式中：ρ＝1.225kg/m3；R为风能的半径；Cpmax为风机功率系数Cp的最大值；λopt为Cp达到最大值Cpmax时对应的风机叶尖速比。
不考虑D-PMSG机组的轴系动态，将其机械系统用单质量块模型等效表示，并忽略其机械损耗，则有：
Jwpωw＝Pw/ωw-PTe/ωw
式中：p为微分算子；Jw为风机的转动惯量；PTe为风机输出的电磁功率。
风机输出的电磁功率PTe的数值由全功率变流器决定。由于风电系统的电磁暂态过程远远快于其机电暂态过程，因此可以忽略D-PMSG机组和变流器的电磁调节过程，将其等效为一个惯性环节，即：
式中：PTe-ref为风机补偿功率参考值总量；TA为风力发电机组和变流器的等效时间常数；s为拉普拉斯算子。当处于MPPT控制方式下，PTe-ref等于Pwmax，即D-PMSG机组的出力不响应电网频率的变化，无法为系统提供频率支撑。
下面将通过仿真来验证本发明提供的协同控制方法能较好地解决本发明要解决的技术问题。采用基准参数时，风机在MPPT控制方式下，其输出功率为额定功率1.4MW。负荷功率ΔPL在10s时由0.7p.u.变为0.9p.u.。建立如图4所示的仿真模型，分以下4种情况进行仿真分析：1)无任何附加控制环节；2)仅添加虚拟惯性控制环节；3)仅添加新附加控制环节；4)同时添加虚拟惯性控制环节和新附加控制环节，即本文改进的协同控制。
图6为采用上述四种不同控制方法下的电网频率偏移量曲线图，由图6(对应图的纵坐标是角速度不是电网频率)的仿真结果可知，当风机没有加入任何附加控制的时候，电网频率偏移量在负荷扰动发生13.8s后到达最低点，其值为-0.0527p.u.；当只加入虚拟惯性控制回路时，电网频率偏移在负荷扰动发生19.8s后到达最低点，其值为-0.0174p.u.，可见虚拟惯性控制不仅提高了电网频率的最低值，同时延迟了电网频率达到最低值的时间；当只加入新附加控制环节时，电网频率偏移量在扰动发生后13.3s后达到最低点，其值为-0.023p.u.；当采用虚拟惯性和功率补偿协同控制时，电网频率偏移量在负荷扰动发生20.8s后到达最低点，其值为-0.013p.u.，相比单独的惯性控制和新附加控制，采用本发明提供的协同控制方法能明显减少电网频率偏移量。
图7为采用上述四种不同控制方法下的水轮机输出功率曲线图，由图7的仿真结果可知，无论风机系统有没有附加控制，水轮机输出的机械功率都会体现出水锤效应，这是水轮机所固有的特性，但是随着附加控制的加入，水轮机输出功率的下降量得到了改善，四种不同控制方法下水轮机输出功率的最低点依次为-0.0716p.u.、-0.0194p.u.、-0.0457p.u.、-0.017p.u.，可见本发明采用的协同控制方法能显著减少水轮机输出功率的下降量，补偿水轮机水轮效应的效果最好，有效抑制电网频率恶化，并能避免水锤效应引起电网频率二次波动。
图8为采用上述四种不同控制方法下的风机和水轮机输出的总功率曲线图，从图8的仿真结果可知，由于附加控制环节的加入，风机和水轮机输出的总功率不体现水锤效应的特点，其中虚拟惯性环节和新附加控制环节进行协同控制时，风机和水轮机输出的总功率响应速度达到最快，与其它三种控制方法相比，具有显著的优势。
图9为采用上述四种不同控制方法下的风机角速度曲线图，由图9的仿真结果可知，风机功率支持时间较短，当只有虚拟惯性控制环节时，25s之后风机角速度开始恢复，由于本次仿真不考虑二次调频部分，最终的频率到达稳态时会有一定的偏差，因此，风机角速度不会完全恢复到初始值；当只有新附加控制环节时，由于第一附加控制回路的作用，风机角速度不会立即恢复，需等待电网负荷降低时，风机从电网吸收一部风能量，进而角速度可恢复，或者等到电网频率恢复到允许范围内。
图10为采用上述四种不同控制方法下的风机输出的电磁功率曲线图，从图10可以看出，当只有虚拟惯性控制时，由于风机角速度的恢复，需要从电网吸收一部分功率，而采用本发明提供的协同控制方法时，由于新附加控制环节的第一附加控制回路的存在，会减小风机角速度的恢复值，风机需要吸收的功率减小，并且在在10s-25s之间输出的电磁功率更多，能更好地补偿水锤效应引起的功率缺额，有效抑制电网频率恶化，并能避免水锤效应引起电网频率二次波动。
接下来对EPRI36节点系统仿真进行仿真，其中母线BUS 30上所接入的风电场及水轮机部分做电磁暂态仿真，其余部分做机电暂态仿真，风电场双馈风机并入EPRI36节点水电系统示意图如图11所示，其中详细的电磁暂态部分仿真模型如图12所示。
在仿真过程中t＝30s时，扰动有功负荷增加0.64p.u.，下面根据如下四种控制方法进行仿真：1)无任何附加控制环节；2)仅添加虚拟惯性控制环节；3)仅添加新附加控制环节；4)同时添加虚拟惯性控制环节和新附加控制环节，即本文改进的协同控制。
图13为风电场并入EPRI36节点系统的惯性中心频率曲线图，由图13的仿真结果可知，当没有任何附加控制环节时，系统惯性中心频率在38s达到最低点0.9954p.u.，而采用虚拟惯性控制时，系统频率在39s时达到最低点0.9956p.u.，频率下跌相对减少4.35％；当采用协同控制时，系统惯性中心频率在39.5s时为0.9958p.u.，频率下跌相对减少8.7％。
图14为风电场并入EPRI36节点系统的总输出功率曲线图，图15为风电场并入EPRI36节点系统的风机输出功率曲线图。从图14、图15可以看出在30s时负荷扰动发生后，若没有任何附加控制，风机无法参与系统频率调整，输出功率为0.32p.u.，对于水轮机来说，由于调速器死区的存在，使得水轮机导叶动作滞后1.2s左右，并且水锤效应使得系统的总输出功率有8s中左右的下跌过程；虚拟惯性控制可以使得风机能够立即响应频率的变化而为系统提供有功功率支持，但是在30s时由于水锤效应的存在，系统的总输出功率依然有6s左右的下跌过程；若使用协同控制，在负荷扰动开始的时候，先是虚拟惯性控制发生作用，等水轮机导叶开始动作时，新附加控制开始发挥作用，使得风机能够实时补偿水锤效应引起的功率缺额，仿真结果图14显示系统的总输出功率随时间变化曲线呈现类似于汽轮机的特性，并没有功率下跌的存在。图15中协同控制之所以没能减少转子恢复时风机所吸收的有功功率，是因为新附加控制环节中第一附加控制回路的比例系数取值较小，几乎不影响风机转子转速的恢复。
由以上技术方案可知，本发明提供的一种风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法，采用虚拟惯性控制和新附加控制相协同的控制方法，令风机同时响应电网频率的变化和水轮机导叶开度的变化，可以很好地利用风电来补偿水轮机水锤效应所引起的功率缺额，抑制电网频率的二次波动，从而抑制电网频率恶化，保证电力系统的安全稳定运行。本发明不仅能消除水轮机水锤效应对电网频率的不利影响，还能够充分利用风力资源，发挥风电水电互补优势，降低弃风率。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本发明的其它实施方案。本申请旨在涵盖本发明的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本发明的一般性原理并包括本公开未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本发明的真正范围和精神由所附的权利要求指出。
应当理解的是，本发明并不局限于上面已经描述并在附图中示出的控制结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。
Claims (9)
1.一种风电补偿水轮机水锤效应的协同控制方法，其特征在于，包括：
步骤S1：判断电网频率变化量是否大于给定值，所述给定值为一次调频死区值；若是，则执行步骤S2；
步骤S2：风机响应电网频率的变化，基于虚拟惯性控制环节，得到第一补偿功率参考值Pf；
步骤S3：判断水轮机导叶开度是否变化，如是，则执行步骤S4；
步骤S4：风机响应水轮机导叶开度的变化，基于新附加控制环节，得到第二补偿功率参考值Pμ；
步骤S5：根据所述第一补偿功率参考值Pf和所述第二补偿功率参考值Pμ，获取风机补偿功率参考值总量PTe-ref。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤S5中，按照下式获取风机补偿功率参考值总量PTe-ref：
PTe-ref＝Pf+Pμ+Pwmax
式中：Pwmax为风机获取的风能最大值。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述虚拟惯性控制环节包括第一控制回路，所述第一控制回路以实际频率和标准频率的偏差△f作为输入量，采用比例控制环节来改变风机输出的电磁功率，则所述第一控制回路的输出功率Pf1如下式所示：
Pf1＝-Kpf△f
式中：Kpf为所述第一控制回路的比例系数。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述虚拟惯性控制环节还包括第二控制回路，所述第二控制回路以作为输入量，经高通滤波后，采用比例控制环节实现惯性控制，则所述第二控制回路的输出功率Pf2如下式所示：
<mrow>
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<mi>P</mi>
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式中：Kdf为增加的等效惯性值。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，采用下式计算得到所述第一补偿功率参考值Pf：
<mrow>
<msub>
<mi>P</mi>
<mi>f</mi>
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<mo>=</mo>
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</mrow>
</mfrac>
</mrow>
式中：Pf1为所述第一控制回路的输出功率；Pf2为所述第二控制回路的输出功率；△f为实际频率和标准频率的偏差；Kpf为比例系数；Kdf为增加的等效惯性值。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述新附加控制环节包括第一附加控制回路，当水轮机导叶动作时，所述第一附加控制回路以水轮机导叶开度的变化值△μ作为输入量，采用比例控制环节来来改变风机输出的电磁功率，则所述第一附加控制回路的输出功率Pμ1如下式所示：
Pμ1＝Kpμ△μ
式中：Kpμ为所述第一附加控制回路的比例系数。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述新附加控制环节还包括第二附加控制回路，所述第二附加控制回路以作为输入量，经滤波器的滤波和比例控制环节后，所述第二附加控制回路的输出功率Pμ2如下式所示：
<mrow>
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<mi>P</mi>
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<mn>2</mn>
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</mrow>
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式中：Kdμ为所述第二附加控制回路中比例控制环节的比例系数。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，采用下式计算得到所述第二补偿功率参考值Pμ：
<mrow>
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<mi>P</mi>
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<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>t</mi>
</mrow>
</mfrac>
</mrow>
式中：Pμ1为所述第一附加控制回路的输出功率：Pμ2为所述第二附加控制回路的输出功率；Kpμ为所述第一附加控制回路的比例系数；Kdμ为所述第二附加控制回路中比例控制环节的比例系数。
9.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，采用下式得到所述风机获取的风能最大值Pwmax：
<mrow>
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<mi>P</mi>
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</msub>
<msubsup>
<mi>&omega;</mi>
<mi>w</mi>
<mn>3</mn>
</msubsup>
</mrow>
式中：kmax为使风机获取风能到达最大值的系数；ωw为风机角速度；
kmax＝0.5ρπR5Cpmax/λopt 3
式中：ρ＝1.225kg/m3；R为风能的半径；Cpmax为风机功率系数Cp的最大值；λopt为Cp达到最大值Cpmax时对应的风机叶尖速比。
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