CN109861252A - 基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法。本发明在现有的风电机组全风速控制方法基础上通过引入自重置积分器消除上述滞后效应的不利影响。为了达到要求的限功率水平，本发明优先通过调整电磁转矩控制风轮机转速，并且在必要时再调节桨距角限制功率输出，优化了桨距角伺服机构的运行工况。同时通过引入AGC控制信号，风机机组将上述备用容量转化为有功支撑，从而实现了特定条件下其对AGC的主动响应，使双馈风机较好地参与电网二次调频，解决电网惯性降低、调频能力不足等问题。

Description

基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法

技术领域

本发明涉及风力发电技术领域，具体涉及一种基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法。

背景技术

作为并网主流机型的双馈风电机组，其电力电子变换器屏蔽了机组与电网频率之间的耦合关系，导致风机无法提供类似于同步发电机的惯性响应能力与调频能力。因而，高比例风电接入系统势必导致电网惯性降低、调频能力不足等问题，为此，国内外的电网并网导则中均明确指出并网风电机组须提供调频辅助服务。

在全风速情况下，MPPT下风电机组出力具备较大的随机性以及波动性。为了保证电力系统的稳定性，往往采用调节传统发电机组、释放旋转备用功率等措施协调风电场出力。然而，随着风电渗透率的增加，上述方式将难以有效地平抑风电场出力的波动性，要求风电场在限功率运行方式下响应自动发电控制(automatic generation control，AGC)势在必行。

在上述背景下，从机组层面研究风电机组全风速限功率控制(wind powercurtailment control，WPCC)显得十分必要，而现有研究中，WPCC的实现手段依赖于带限幅的PID控制器(wind power curtailment control using PID，WPCC-UPID)，其存在滞后效应等缺点。因此，合理解决变速风电机组的频率控制问题，在兼顾经济性以及稳定性的前提下使得风电机组具备类似于同步发电机的二次调频能力主动响应电网AGC信号，将是未来风电调频技术需要进一步深入研究的方向。

发明内容

针对现有技术中的上述不足，本发明提供的一种基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法解决了电网惯性降低、调频能力不足等问题。

为了达到上述发明目的，本发明采用的技术方案为：一种基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，包括以下步骤：

S1、通过能量管理系统计算风电厂的AGC信号ΔP_W，并通过风电场的AGC信号ΔP_W计算风电厂功率控制器下达的命令信号P_WTref；

S2、通过有功功率测量装置测量风电机组的电磁功率值P_e，并根据电磁功率值P_e和命令信号P_WTref计算风机响应风电厂控制器的功率偏差信号ΔP₁；

S3、根据功率偏差信号ΔP₁计算转速进入恒转速区的动态角速度ω_dyC；

S4、当实时转速ω_r小于动态角速度ω_dyC时，进入步骤S5，否则进入步骤S8；

S5、令转速控制模块动作，根据风电机组电磁功率值P_e与最大风能跟踪区和恒转速区临界功率P_C的关系计算恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂；

S6、根据恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂，通过重置积分器计算转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω；

S7、通过转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω和最大功率跟踪时风电机组的有功功率P_ref计算风机的变流器有功功率参考值P_Wref，并进行电网调频控制，结束本方法；

S8、令变桨控制模块动作，令恒转速区判断子环节输出信号ΔP₃等于功率偏差信号ΔP₁；

S9、通过自重置积分器根据恒转速区判断子环节输出信号ΔP₃计算桨距角补偿控制环节的输出Δβ_p；

S10、通过当前转速ω_r计算转速限速控制输出Δβ_ω；

S11、通过转速限速控制输出Δβ_ω和桨距角补偿控制环节输出Δβ_p计算桨距角机构的参考值β_ref，并进行电网调频控制，结束本方法。

进一步地：所述步骤S1中风电厂功率控制器下达的命令信号P_WTref的计算公式为：

P_WTref＝P_set+ΔP_W

式中，P_set为风电场风电机组的有功功率参考值，其计算公式为：

式中，P_m为风轮机输出的机械功率，ρ为空气密度，A为风轮机叶片的扫掠面积，v为进入风轮机扫掠面之前的风速，C_pset为限功率状态时风能利用系数值；

限功率状态时风能利用系数值C_pset的计算公式为：

式中，C₁、C₂、C₃、C₄、C₅和C₆均为常系数，λ为叶尖速比，β为桨距角，λ_i为关于λ和β的函数；

叶尖速比λ的计算公式为：

式中，R为风轮机的半径。

进一步地：所述步骤S2中风机响应风电厂控制器的功率偏差信号ΔP₁的计算公式为：

ΔP₁＝P_e-P_WTref。

进一步地：所述步骤S3中转速进入恒转速区的动态角速度ω_dyC的计算公式为：

式中，ω_C为转速进入恒转速区的C点的转速标幺值，为比ω_C小的常数。

进一步地：所述步骤S5中恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂的计算公式为：

进一步地：所述步骤S6中转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω的计算公式为：

式中，ΔP_ω(t)为在t时刻的转速补偿控制环节的输出信号，K_iω为积分增益，ξ_ω为刷新后的初始状态，t_i为重置信号S_ω中发生的触发事件在第i个上升沿的时刻；

重置信号S_ω的计算公式为：

式中，ΔP_ω(t-t_s)为状态端口的输出值。

进一步地：所述步骤S7中风机的变流器有功功率参考值P_Wref的计算公式为：

P_Wref＝P_ref+ΔP_ω。

进一步地：所述步骤S9中桨距角补偿控制环节的输出Δβ_p的计算公式为：

式中，K_ip为积分增益，ξ_P为刷新后的初始状态，t_i为重置信号S_p中发生的触发事件在第i个上升沿的时刻；

重置信号S_p的计算公式为：

式中，ΔP_P(t-t_s)为状态端口的输出值。

进一步地：所述步骤S10中转速限速控制输出Δβ_ω的计算公式为：

Δβ_ω＝K_P(ω_r-ω_D)

式中，K_P为转速与桨距角增量Δβ_ω之间的比例系数，ω_D为转速额定阈值。

进一步地：所述步骤S11中桨距角机构的参考值β_ref的计算公式为：

β_ref＝Δβ_p+Δβ_ω。

本发明的有益效果为：

(1)本发明在现有的风电机组全风速控制方法基础上通过引入自重置积分器消除上述滞后效应的不利影响。为了达到要求的限功率水平，本发明优先通过调整电磁转矩控制风轮机转速，并且在必要时再调节桨距角限制功率输出，优化了桨距角伺服机构的运行工况。

(2)本发明通过引入AGC控制信号，风机机组将上述备用容量转化为有功支撑，从而实现了特定条件下其对AGC的主动响应，使双馈风机较好地参与电网二次调频。

附图说明

图1为本发明流程图；

图2为本发明实施例提供的最大功率跟踪控制下转速-有功功率参考值特性曲线图；

图3为本发明实施例提供的中低风速工况下风电机组限功率运行示意图；

图4为本发明实施例提供的高风速工况下风电机组限功率运行示意图；

图5为本发明实施例提供的基于自重置积分器的考虑参与电网二次调频的风电机组全风速限功率控制模型示意图；

图6为本发明实施例提供的电网系统仿真模型仿真结果示意图。

具体实施方式

下面对本发明的具体实施方式进行描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。

如图1所示，一种基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，包括以下步骤：

S1、通过调度控制中心的能量管理系统(EMS)计算出风电厂的AGC信号ΔP_W，经通信信道以及安装在发电厂的远方终端装置(RTU)，将AGC指令传送给受控机组的控制器(PLC)，并通过风电场的AGC信号ΔP_W计算风电厂功率控制器下达的命令信号P_WTref；

风电厂功率控制器下达的命令信号P_WTref的计算公式为：

P_WTref＝P_set+ΔP_W (1)

式中，P_set为风电场风电机组的有功功率参考值，其计算公式为：

式中，P_m为风轮机输出的机械功率，ρ为空气密度，A为风轮机叶片的扫掠面积，v为进入风轮机扫掠面之前的风速，C_pset为限功率状态时风能利用系数值；

限功率状态时风能利用系数值C_pset的计算公式为：

式中，C₁、C₂、C₃、C₄、C₅和C₆均为常系数，λ为叶尖速比，β为桨距角，λ_i为关于λ和β的函数；

叶尖速比λ的计算公式为：

式中，R为风轮机的半径。

S2、通过有功功率测量装置测量风电机组的电磁功率值P_e，并根据电磁功率值P_e和命令信号P_WTref计算风机响应风电厂控制器的功率偏差信号ΔP₁；

风机响应风电厂控制器的功率偏差信号ΔP₁的计算公式为：

ΔP₁＝P_e-P_WTref (5)。

S3、根据功率偏差信号ΔP₁计算转速进入恒转速区的动态角速度ω_dyC；

转速进入恒转速区的动态角速度ω_dyC的计算公式为：

式中，ω_C为转速进入恒转速区的C点的转速标幺值，为一个比ω_C稍小的常数。

S4、当实时转速ω_r小于动态角速度ω_dyC时，进入步骤S5，否则进入步骤S8；

S5、令转速控制模块动作，根据风电机组电磁功率值P_e与最大风能跟踪区和恒转速区临界功率P_C的关系计算恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂；

恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂的计算公式为：

S6、根据恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂，通过重置积分器计算转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω；

转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω的计算公式为：

式中，ΔP_ω(t)为在t时刻的转速补偿控制环节的输出信号，K_iω为积分增益，ξ_ω为刷新后的初始状态，t_i为重置信号S_ω中发生的触发事件在第i个上升沿的时刻；

重置信号S_ω的计算公式为：

式中，ΔP_ω(t-t_s)为状态端口X的输出值，其与积分结果端口Y的输出值ΔP_ω(t)近似相等。

S7、通过转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω和最大功率跟踪时风电机组的有功功率P_ref计算风机的变流器有功功率参考值P_Wref，并进行电网调频控制，结束本方法；

风机的变流器有功功率参考值P_Wref的计算公式为：

P_Wref＝P_ref+ΔP_ω (10)。

S8、令变桨控制模块动作，令恒转速区判断子环节输出信号ΔP₃等于功率偏差信号ΔP₁；

S9、通过自重置积分器根据恒转速区判断子环节输出信号ΔP₃计算桨距角补偿控制环节的输出Δβ_p；

桨距角补偿控制环节的输出Δβ_p的计算公式为：

式中，K_ip为积分增益，ξ_P为刷新后的初始状态，t_i为重置信号S_p中发生的触发事件在第i个上升沿的时刻；

重置信号S_p的计算公式为：

式中，ΔP_P(t-t_s)为状态端口X的输出值，其与积分结果端口Y的输出值ΔP_p(t)近似相等。

S10、通过当前转速ω_r计算转速限速控制输出Δβ_ω；

转速限速控制输出Δβ_ω的计算公式为：

Δβ_ω＝K_P(ω_r-ω_D) (13)

式中，K_P为转速与桨距角增量Δβ_ω之间的比例系数，ω_D为转速额定阈值。

S11、通过转速限速控制输出Δβ_ω和桨距角补偿控制环节输出Δβ_p计算桨距角机构的参考值β_ref，并进行电网调频控制，结束本方法。

桨距角机构的参考值β_ref的计算公式为：

β_ref＝Δβ_p+Δβ_ω (14)。

由图2双馈风电机组最大功率跟踪控制下转速-有功功率参考值特性曲折线ABCDE可知：按照不同的风速条件，此曲线可分为4个区域，即启动区、最大风能跟踪区、恒转速区，恒功率区。由图可知，若双馈风电机组始终运行最佳功率曲线P_opt上，风轮机输出最大的机械功率并且具有唯一的使得C_p取得最大值C_pmax的最优叶尖速比λ_opt。但由式(4)可知，当固定λ_opt时风速v与ω_r成正比关系，风速过小或过大情况下，其所对应的ω_r将越出安全转速范围[ω_A,ω_max]。因而，当风速低于v₁时，风轮机被固定在最低的转速区间[ω_A,ω_B]运行，此时C_P低于C_pmax，对应图中的直线AB段，即启动区；当风速位于区间[v₁,v₄]时，风力机根据风速v通过调整转速ω_r维持λ_opt恒定不变，从而使得C_P始终保持C_Pmax，从而捕获最大的风能，对应为曲线BC段，即最大风能跟踪区。C点时，风轮机转速达到额定转速ω_C，之后随着风速v增大，风力机转速ω_r在小长度的区间[ω_C,ω_D]内缓慢增大，此时C_p缓慢地减小而功率依旧渐渐地增大，直至额定功率D点，对应图中的直线CD段，即为恒转速区；随后，风轮机进入恒功率区，为了防止转速超过安全转速边界ω_max，风轮机通过调节桨距角使C_p迅速降低，从而保证风轮机捕获的机械能维持于额定值P_D。上述折线ABCD即为最大功率跟踪控制下转速-有功功率参考值特性曲线。有功功率参考值P_ref计算公式为：

式中：ω_A为切入角速度，ω_B为进入最大功率跟踪区的角速度，P_A、P_B分别为与ω_A、ω_B对应的功率参考值；ω_C为进入恒转速区的角速度，ω_D为进入恒定功率区的角速度，P_C、P_D分别为与ω_C、ω_D对应的功率参考值，而P_D为额定值1pu。

由图3中低风速工况下风电机组限功率运行示意图可知：假设初始时刻在最大功率跟踪模式下风电机组运行于a点，P_a为对应的最大机械功率，其同时位于极佳功率曲线P_opt1。当风电机组由最大风能跟踪控制切换至限功率控制时，优先调节转速，必要时配合桨距角共同完成。当有功指令限定值为P_set1时，通过适当的手段提升风轮机转速ω_r，此时风电机组的运行轨迹为a-b，而无调整桨距角的必要性。当有功指令限定值增大至P_set2时，类似地只需要将风轮机转速ω_r增大至ω_C，使风电机组沿着曲线abc运行即可，而c点即为与P_set2相对应的限功率稳态运行点。可见，当限功率程度较小时，风电机组仅仅只需通过调节转速就能充分地挖掘WPCC潜力。如果限功率水平进一步加深，则需在转速控制的基础上进一步通过调节桨距角共同实现。比如，当有功指令限定值增大至P_set3时，首先调节转速ω_r至ω_C，风电机组的运行轨迹为a-b-c，然而c点所对应的出力依然大于P_set3，此时风电机组必须进一步增大桨距角至β₃，此时e点即为与P_set3相对应的限功率稳态运行点。相比于d点，e点的桨距角更小(β2<β3)并且转速较高(ω_rd<ω_C)。此种控制方式下，风电机组实现WPCC的能力位于曲折线ABCFA围成的多边形内，具备稳定性。桨距机构动作幅度较小，有利于减轻变桨距机构的机械损伤，并且优先提升转速，并将减载的风能转化为风轮机转子的旋转动能，而这部分备用能量可在大负荷扰动时或者限功率程度减小时(风速下降或者限功率设定值提升)转换为电能，这表明其具备更高的风能利用率，提高了机组的经济可靠性。

由图4高风速工况下风电机组限功率运行原理示意图可知：当初始运行点位于恒功率区，假设初始时刻在最大功率跟踪模式下风电机组的稳态点为f点。当风电机组切换至限功率控制时，由于转速ω_r的可供变化的范围有限，因此只能采用桨距角控制完成限功率调节。当有功指令限定值为P_set4时，风电机组的运行轨迹为f-D-g-h。当初始运行点位于恒转速区。如图4中的g点，当风电机组切换至限功率控制时，类似地其也只能采用调节桨距角实现限功率调节。当有功指令限定值为P_set4时，风电机组的运行轨迹为g-h。

由图5基于自重置积分器的考虑参与电网二次调频的风电机组全风速限功率控制模型示意图并结合4种典型工况对此控制器进行阐述：

1)P_WTref>P_e时，附加转速补偿控制反向截止，ΔP_ω＝0，P_ωref＝P_ref。与此同时，Δβ_p＝0，β_ref＝Δβ_ω。这样，整个控制系统的控制效果与最大功率追踪控制效果完全相同。

2)中低风速下，P_WTref<P_e<P_C且ω_r<ω_dyC时，可知ΔP_ω<0，P_ωref<P_ref，此时在当前发电机转速ω_r下降低有功功率参考值P_ωref，从而间接调整风电机组电磁功率P_e，而P_e又实时反馈至模块I转速控制，由此构成一个精准的功率闭环控制系统；同时，ΔP₃＝0，Δβ_p＝0，Δβ_ω＝0，桨距角参考值β_ref＝0，桨距角机构不动作。如果ΔP_ω持续小于0，转速ω_r将不断增大，当ω_r直至高于ω_dyC，桨距角补偿控制器中ΔP₃＝-ΔP₁，Δβ_p>0，β_ref经过一阶惯性环节输出桨距角指令β_cmd，通过转速控制和调整桨距角的共同作用达到所要求的功率。

当P_WTref上升(比如，要求风电机组参与电网二次调频时，ΔP_W>0)，或者风速减小时，ΔP₃由正变负，Δβ_p>0且开始减小，直至到0时截止；同时，ΔP₂由负变正，ΔP_ω<0且开始增大，直至到0时截止；与转子相比，桨距角叶片的间常数更低，其响应速度更快，同时，可变的C点的转速值ω_dyC充分地保证了桨距角补偿器的时间响应裕度，因此，直到桨距角减小至较小值后风轮机转速才开始显著变化，如图3中ecba曲线所示。因而，风电机组参与电网二次调频时，先调节桨距角，后控制转速，释放有功备用。

3)高风速下，P_C<P_WTref<P_e，且ω_r>ω_dyC时，ΔP₂＝0，ΔP_ω＝0，P_ωref＝P_ref，此时转速的运行效果与最大功率跟踪控制效果相同。而ΔP₃＝-ΔP₁，通过调整桨距角实现WPCC。

综上所述，基于自重置积分器的考虑参与电网二次调频的风电机组全风速限功率控制模型可以减小了桨距角的动作频率，优化了桨距角的运行工况，而且实现了最大功率跟踪控制的自然过渡，这对于风电机组的经济运行以及并网友好性具有重要意义。

为了本发明的有效性，本发明实施例基于MATLAB的示例模型power_wind_dfig，在单机无穷大系统中对一台等值的9MW双馈风电机组进行了模拟计算，通过附加自重置积分控制器对原有双馈风电机组模型进行改造。改进后的双馈风电机组的风轮机参数见表1所示，而附加控制器的控制参数如表2所示。

表1风轮机参数

表2附加控制器的控制参数

实际情况中，风速具有较大的随机性以及波动性，风电机组的工况复杂。为了方便分析，仿真对比了最大功率跟踪控制(Maximum Power Point Tracking,MPPT)、带限幅的PID控制器(wind power curtailment control using PID，WPCC-UPID)以及本发明的基于自重置积分器(wind power curtailment control considering secondary frequencycontrol using self-reset integrator，WPCC-CSFC-USI)三种控制策略，在不同风速区(8～15.5m/s)，不同风电机组功率计划值PWTref(0.35pu，0.27pu，0.45pu，0.85pu，0.9pu)时风电机组的行为特征，具体包括中低风速以及高风速下，MPPT以及WPCC的稳定切换、一定限功率水平下风速的变速等情况。

由图6可知，低风速下，WPCC-UPID以及WPCC-CSF-URI均能优先通过提升转速，必要时再配合桨距角完成限功率运行，降低桨距角的动作频率。在0-50s区间中，WPCC-CSF-URI桨距角补偿控制环节以及限速控制均反向截止，Δβ_p以及Δβ_ω两者均为0，而ΔP_ω转速补偿控制环节有效，ΔP_ω<0，通过增大转速将减载功率转化为转子动能；而由于带限幅的PID控制器的滞后效应，WPCC-UPID的ΔPω不能及时响应ΔP₂，转速补偿控制环节反向截止，ΔP_ω为0，同时Δβ_p以及Δβ_ω两者均为0，因此其动态过程与MPPT一致。在50-100s区间中，风速v增大至11m/s，WPCC-CSF-URI的转速ω_r已经逐渐超过ω_dyC，桨距角补偿控制环节触发，Δβ_p>0，直到ω_r超过ω_D，限速环节有效，Δβ_ω>0，β_ref＝Δβ_p+Δβ_ω，进一步地配合桨距角调节输出功率；而WPCC-UPID的ΔP_ω由0变为负，转速ω_r以较快趋势增大，变桨控制根据ω_r调节桨距角，桨距角变化情况与WPCC-CSF-URI类似。在100-150s区间中，风电场控制信号P_WTref由0.35pu下跌至0.27pu，即限功率水平进一步加深，WPCC-UPID以及WPCC-CSF-URI的转速均处于ω_D附近，只能通过增大桨距角达到所需功率条件。在150-200s区间，风速v由11m/s跌落至8.5m/s，为了尽量维持之前的出力水平，WPCC-UPID和WPCC-CSF-URI均迅速降低桨距角以增大捕获的机械能，同时，降低转速将之前储备的旋转动能转化为电磁功率。在200-250s区间，P_WTref由0.27pu提升至0.45pu，风电机组由限功率运行切换至正常的MPPT运行，WPCC-UPID和WPCC-CSF-URI的转速继续跌落，进一步将以旋转动能形式储备的废弃风能转化为电能输出，因而此时风电机组的输出功率大于MPPT下的输出值，形成一个持续时间较长的小尖峰，直到250s，有功备用释放完毕，三者的所有动态曲线完全重合。在250-300s区间，风速v由8.5m/s跌落至12m/s，同理，WPCC-CSF-URI优先控制转速，再配合桨距角达到限功率水平；而由于滞后效应，WPCC-UPID的转速补偿环节ΔP_ω为0，反向截止，同时桨距角补偿环节Δβ_p为0，反向截止，因而，这段期间其与MPPT的动态曲线相同；直到293s，ΔP_ω由0变负ω_r，转速增大超过1.2pu，β_ref＝Δβ_ω，桨距角形成短暂的小尖峰。在300-350s区间，P_WTref由0.45pu提升至0.85pu，风机切换至MPPT运行，三者所有曲线重合。

在高风速下(v>12m/s)，WPCC-UPID以及WPCC-CSF-URI均能通过调节桨距角实现WPCC功能。在350-450s区间，风速v增大至14m/s，WPCC-CSF-URI下，P_e>P_C，转速补偿控制环节反向截止，ΔP_ω＝0，而桨距角补偿控制环节激活，Δβ_p>0，限速环节有效，Δβ_ω>0，β_ref＝Δβ_p+Δβ_ω，此时风电机组通过变桨控制及时跟踪P_WTref。同理，因为滞后效应，直到380s之后，WPCC-UPID才开始通过调整桨距角响应P_Wtref。在410s时，风电机组达到稳态，根据式(1)可知，此时其有功备用ΔP_WT为0.15pu，具备良好的参与电网调频的潜力。在450-500s区间，假设电力系统在450s发生较大的有功功率缺额现象，AGC通过检测母线电压频率下达控制信号ΔP_W至风电机组，故设置P_WTref由0.85pu提升至0.9pu，此时风电机组通过调整桨距角参与电网二次调频。

综上所述，全风速限功率运行下WPCC-UPID以及WPCC-CSF-URI均能跟踪风电场控制信号PWTref。相比于WPCC-UPID，WPCC-CSF-URI表现出更好的跟踪效果。

Claims (10)

1.一种基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、通过能量管理系统计算风电厂的AGC信号ΔP_W，并通过风电场的AGC信号ΔP_W计算风电厂功率控制器下达的命令信号P_WTref；

S2、通过有功功率测量装置测量风电机组的电磁功率值P_e，并根据电磁功率值P_e和命令信号P_WTref计算风机响应风电厂控制器的功率偏差信号ΔP₁；

S3、根据功率偏差信号ΔP₁计算转速进入恒转速区的动态角速度ω_dyC；

S4、当实时转速ω_r小于动态角速度ω_dyC时，进入步骤S5，否则进入步骤S8；

S5、令转速控制模块动作，根据风电机组电磁功率值P_e与最大风能跟踪区和恒转速区临界功率P_C的关系计算恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂；

S6、根据恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂，通过重置积分器计算转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω；

S7、通过转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω和最大功率跟踪时风电机组的有功功率P_ref计算风机的变流器有功功率参考值P_Wref，并进行电网调频控制，结束本方法；

S8、令变桨控制模块动作，令恒转速区判断子环节输出信号ΔP₃等于功率偏差信号ΔP₁；

S9、通过自重置积分器根据恒转速区判断子环节输出信号ΔP₃计算桨距角补偿控制环节的输出Δβ_p；

S10、通过当前转速ω_r计算转速限速控制输出Δβ_ω；

S11、通过转速限速控制输出Δβ_ω和桨距角补偿控制环节输出Δβ_p计算桨距角机构的参考值β_ref，并进行电网调频控制，结束本方法。

2.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S1中风电厂功率控制器下达的命令信号P_WTref的计算公式为：

P_WTref＝P_set+ΔP_W

式中，P_set为风电场风电机组的有功功率参考值，其计算公式为：

式中，P_m为风轮机输出的机械功率，ρ为空气密度，A为风轮机叶片的扫掠面积，v为进入风轮机扫掠面之前的风速，C_pset为限功率状态时风能利用系数值；

限功率状态时风能利用系数值C_pset的计算公式为：

式中，C₁、C₂、C₃、C₄、C₅和C₆均为常系数，λ为叶尖速比，β为桨距角，λ_i为关于λ和β的函数；

叶尖速比λ的计算公式为：

式中，R为风轮机的半径。

3.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S2中风机响应风电厂控制器的功率偏差信号ΔP₁的计算公式为：

ΔP₁＝P_e-P_WTref。

4.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S3中转速进入恒转速区的动态角速度ω_dyC的计算公式为：

式中，ω_C为转速进入恒转速区的C点的转速标幺值，为比ω_C小的常数。

5.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S5中恒转速判断子环节的输出信号ΔP₂的计算公式为：

6.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S6中转速补偿控制环节的输出信号ΔP_ω的计算公式为：

式中，ΔP_ω(t)为在t时刻的转速补偿控制环节的输出信号，K_iω为积分增益，ξ_ω为刷新后的初始状态，t_i为重置信号S_ω中发生的触发事件在第i个上升沿的时刻；

重置信号S_ω的计算公式为：

式中，ΔP_ω(t-t_s)为状态端口的输出值。

7.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S7中风机的变流器有功功率参考值P_Wref的计算公式为：

P_Wref＝P_ref+ΔP_ω。

8.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S9中桨距角补偿控制环节的输出Δβ_p的计算公式为：

式中，K_ip为积分增益，ξ_P为刷新后的初始状态，t_i为重置信号S_p中发生的触发事件在第i个上升沿的时刻；

重置信号S_p的计算公式为：

式中，ΔP_P(t-t_s)为状态端口的输出值。

9.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S10中转速限速控制输出Δβ_ω的计算公式为：

Δβ_ω＝K_P(ω_r-ω_D)

式中，K_P为转速与桨距角增量Δβ_ω之间的比例系数，ω_D为转速额定阈值。

10.根据权利要求1所述的基于自重置积分器的双馈风电机组参与电网调频控制方法，其特征在于，所述步骤S11中桨距角机构的参考值β_ref的计算公式为：

β_ref＝Δβ_p+Δβ_ω。