CN110401222B - 一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法及系统。所述方法包括：获取风电厂并网点的系统频率、发电机组受到的风速v和发电机组电机转速；通过辅助转速控制器和辅助频率控制器进行有功功率控制；辅助转速控制器进行有功功率控制包括判断发电机组电机转速与发电机组受到风速v时对应的最优转速ω_opt及1.01ω_opt的大小，得到对应的第一标记值，根据第一标记值，确定辅助转速控制器是否参与控制。通过辅助转速控制器对发电机组电机转速的控制，防止发电机组向电网注入的有功功率大于发电机组可捕获的最大机械功率时，发电机组电机转速持续下降，最终造成停机的现象，提升系统工作的鲁棒性。

Description

一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法及系统

技术领域

本发明涉及风力发电控制技术领域，特别是涉及一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法及系统。

背景技术

随着煤炭等传统能源的枯竭和使用化石能源发电对大自然造成的污染日益严重，电力行业正在寻求一些新能源发电方式来取代部分的传统发电方式。而由于风能的丰富性、清洁性等优势，使风力发电近几年发展迅速，其在电网中的占比不断提高，对电网的影响越来越大，已成为电力系统重要的组成部分，我国出台的国标GB/T 19963-2011中对风电场的有功功率调节提出了明确的要求，风力发电应具备参与电力系统调频、调峰和备用等要求。

在风力发电技术领域，无论是双馈异步风力发电机还是永磁同步风力发电机，最重要的控制目标都是确定风力发电系统流向电网的功率和变桨距风力机的桨距角角度的参考值。

目前广泛使用的变速恒频风力发电机的控制策略大多是基于矢量控制的最大功率点跟踪策略，这种控制模式提高了风力发电机组的发电效率，但也因为发电机的机械动能与电网频率的解耦以及有功功率输出不会响应频率的变化，使风电机组对系统频率的支撑作用几乎为零，所以采用大规模风电并网会导致系统惯量以及频率调节能力降低。

现有的利用自身机械储能特性实现风电机组参与频率调节的方法主要有两类：利用风电机组自身的旋转动能参与系统调频虚拟惯量法以及采用有功功率备用的减载调频技术。

虚拟惯量法调频能力有限，频率控制过程中由于释放了旋转动能，转速下降，会造成风功率捕获能力下降，仅能进行短暂的调频支持否则会造成风力机的停机，控制不当很容易造成对频率的二次冲击。

而现有的减载调频技术大多是依靠某一确定的功率函数计算出当前工况下的转速及桨距角参考值，这种控制方式需要复杂的计算，其控制效果取决于功率函数的准确度，鲁棒性也较差。

即无论是变速恒频风力发电机广泛采用的基于矢量控制的最大功率点跟踪策略还是利用自身机械储能特性实现风电机组中常用的利用风电机组自身的旋转动能参与系统调频虚拟惯量法以及采用有功功率备用的减载调频技术，都存在鲁棒性差的问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法及系统，提升系统调频的鲁棒性。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，所述方法包括：

获取风电厂并网点的系统频率f_sys、发电机组受到的风速v和发电机组电机转速ω_mech；

根据所述并网点的系统频率f_sys、所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech，通过辅助转速控制器和辅助频率控制器进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref；所述辅助转速控制器进行有功功率控制包括判断所述发电机组电机转速ω_mech与ω_opt及1.01ω_opt的大小，得到对应的第一标记E_ω值；根据所述第一标记E_ω值，确定所述辅助转速控制器是否参与控制，其中，ω_opt为所述发电机组受到风速v时对应的最优转速；

根据所述发电机组电机转速ω_mech进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值β_ref。

可选的，所述根据所述并网点的系统频率f_sys、所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech，通过辅助转速控制器和辅助频率控制器进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref具体包括：

根据所述并网点的系统频率f_sys计算所述辅助频率控制器输出的控制系数k_p；

根据所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech计算所述辅助转速控制器的输出值P_v；

根据公式P_ref＝k_p×P_max-P_v计算所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref，其中P_max为所述发电机组在受到风速v时，可稳定输出的最大功率值。

可选的，所述根据所述并网点的系统频率f_sys计算所述辅助频率控制器输出的控制系数k_p，具体包括：

根据所述并网点的系统频率f_sys计算频率响应系数k；

根据k_p＝1-d％+k计算所述控制系数k_p，其中d％为减载系数。

可选的，所述根据所述并网点的系统频率f_sys计算频率响应系数k具体包括：

根据公式

计算得到所述频率响应系数k，其中d％为减载系数，f₀为风电厂并网点的额定频率，f_min为线控控制区的频率最小值，f_DB为控制死区大小。

可选的，所述根据所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech计算所述辅助转速控制器的输出值P_v，具体包括：

判断所述发电机组电机转速ω_mech是否小于所述发电机组受到风速v时对应的最优转速ω_opt，得到第一判断结果，所述最优转速为所述发电机组受到风速v且输出最大功率P_max时，对应的电机转速；

若所述第一判断结果为是，则记所述第一标记E_ω为1；

若所述第一判断结果为否，则判断所述发电机组电机转速ω_mech是否大于1.01ω_opt，得到第二判断结果；

若所述第二判断结果为是，则记所述第一标记E_ω为0；

若所述第二判断结果为否，则记所述第一标记E_ω的值保持不变；

判断所述发电机组受到的风速v是否大于恒转速区起始风速v_cs，得到第三判断结果；所述恒转速区起始风速v_cs为当所述发电机组电机的最优转速等于所述发电机组电机的额定转速时，受到的风速；

若所述第三判断结果为是，则记第二标记E_v为1；

若所述第三判断结果为否，则记所述第二标记E_v为0；

判断所述第一标记E_ω和所述第二标记E_v是否都为0，得到第四判断结果；

若所述第四判断结果为是，则令所述辅助转速控制器的输出值P_v＝0；

若所述第四判断结果为否，则令所述辅助转速控制器的输出值P_v＝K_p*e(t)+K_i∫e(t)dt，其中K_p为所述辅助转速控制器的比例系数，K_i为积分时间常数，e(t)＝K₁ω_opt-ω_mech，其中1.1>K₁>1.01。

可选的，所述根据所述发电机组电机转速ω_mech进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值β_ref具体包括：

根据△ω＝ω_mech-K₁ω_on计算转速差△ω，其中1.1>K₁>1.01，ω_on为所述发电机组电机的额定转速；

根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第一控制量β₁；

根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第二控制量β₂；

根据所述第一控制量β₁和所述第二控制量β₂计算得到所述风力机桨距角的角度值β_ref。

可选的，所述根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第一控制量β₁具体包括：

根据公式

计算得到预先控制量β₁₁，其中K₃为累加系数，Δω_i为第i次参考值计算过程中的转速差；

判断所述预先控制量β₁₁是否小于0，得到第五判断结果；

若所述第五判断结果为是，则令所述第一控制量β₁＝0；

若所述第五判断结果为否，则令所述第一控制量β₁＝β₁₁。

可选的，所述根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第二控制量β₂具体包括：

根据公式β₂＝K₂*△ω计算得到所述第二控制量β₂，其中K₂为误差系数。

可选的，所述根据所述第一控制量β₁和所述第二控制量β₂计算得到所述风力机桨距角的角度值β_ref具体包括：

根据公式β_ref1＝β₁+β₂计算得到风力机桨距角的预先角度值β_ref1，

判断所述风力机桨距角的预先角度值β_ref1是否小于0，得到第六判断结果；

若所述第六判断结果为是，则令角度值β_ref＝0；

若所述第六判断结果为否，则判断所述风力机桨距角的预先角度值β_ref1是否大于β_max，得到第七判断结果，其中β_max为风力机桨距角的最大值；

若所述第七判断结果为是，则令角度值β_ref＝β_max；

若所述第七判断结果为否，则令角度值β_ref＝β_ref1。

一种风力发电机组参与系统调频的综合控制系统，所述系统包括：

数据获取模块，用于获取风电厂并网点的系统频率、发电机组受到的风速和发电机组电机转速；

有功功率控制模块，用于根据所述并网点的系统频率、所述发电机组受到的风速和所述发电机组电机转速进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值；

桨距角控制模块，用于根据所述发电机组电机转速进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：

通过获取风电厂并网点的系统频率f_sys、发电机组受到的风速v和发电机组电机转速ω_mech，分别进行有功功率控制和桨距角控制，得到发电机组向电网注入的有功功率值P_ref和发电机组的风力机桨距角的角度值β_ref。

其中有功功率控制过程中，采用辅助转速控制器和辅助频率控制器，在辅助转速控制器进行有功功率控制过程中，通过判断发电机组电机转速ω_mech与发电机组受到风速v时对应的最优转速ω_opt及1.01ω_opt的大小，得到对应的第一标记E_ω值，根据所述第一标记E_ω值，确定所述辅助转速控制器是否参与控制。

即在有功功率控制过程中，通过辅助转速控制器对发电机组电机转速ω_mech的控制，防止发电机组向电网注入的有功功率大于发电机组可捕获的最大机械功率时，发电机组电机转速ω_mech持续下降，造成最终停机的现象，从而提升系统工作的鲁棒性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的风力发电机组参与系统调频的综合控制方法流程图；

图2为本发明实施例提供的有功功率控制策略框图；

图3为本发明实施例提供的频率响应特性曲线图；

图4为本发明实施例提供的滞环启动特性曲线图；

图5为本发明实施例提供的桨距角控制策略框图；

图6为本发明实施例提供的计算辅助频率控制器输出的控制系数k_p流程图；

图7为本发明实施例提供的计算辅助转速控制器的输出值P_v流程图；

图8为本发明实施例提供的计算发电机组的风力机桨距角的角度值β_ref流程图；

图9为本发明实施例提供的电力系统仿真结构图；

图10为本发明实施例提供的仿真结果图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明的目的是提供一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法及系统，提升系统调频的鲁棒性。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

图1为本发明实施例提供的风力发电机组参与系统调频的综合控制方法流程图，如图1所示，一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，所述方法包括：

S101：获取风电厂并网点的系统频率f_sys、发电机组受到的风速v和发电机组电机转速ω_mech；

S102：根据所述并网点的系统频率f_sys、所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech，通过辅助转速控制器和辅助频率控制器进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref；所述辅助转速控制器进行有功功率控制包括判断所述发电机组电机转速ω_mech与ω_opt及1.01ω_opt的大小，得到对应的第一标记E_ω值；判断所述发电机组受到的风速v是否大于恒转速区起始风速v_cs，得到第二标记E_v值，根据所述第一标记E_ω值和所述第二标记E_v值，确定所述辅助转速控制器是否参与控制，其中，ω_opt为所述发电机组受到风速v时对应的最优转速，v_cs为当所述发电机组电机的最优转速等于所述发电机组电机的额定转速时，受到的风速；

S103：根据所述发电机组电机转速ω_mech进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值β_ref。

如图2所示，所述根据所述并网点的系统频率f_sys、所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech，通过辅助转速控制器和辅助频率控制器进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref具体包括：

根据所述并网点的系统频率f_sys计算所述辅助频率控制器输出的控制系数k_p；

根据所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech计算所述辅助转速控制器的输出值P_v；

根据公式P_ref＝k_p×P_max-P_v计算所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref，其中P_max为所述发电机组在受到风速v时，可稳定输出的最大功率值。

如图3所示的频率响应特性曲线，所述根据所述并网点的系统频率f_sys计算所述辅助频率控制器输出的控制系数k_p，如图6所示具体包括：

根据所述并网点的系统频率f_sys计算频率响应系数k；

根据k_p＝1-d％+k计算所述控制系数k_p，其中d％为减载系数。

所述根据所述并网点的系统频率f_sys计算频率响应系数k具体包括：

根据公式

计算得到所述频率响应系数k，其中d％为减载系数，f₀为风电厂并网点的额定频率，f_min为线控控制区的频率最小值，f_DB为控制死区大小。

所述根据所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech计算所述辅助转速控制器的输出值P_v，如图7所示具体包括：

判断所述发电机组电机转速ω_mech是否小于所述发电机组受到风速v时对应的最优转速ω_opt，得到第一判断结果，所述最优转速为所述发电机组受到风速v且输出最大功率P_max时，对应的电机转速；

若所述第一判断结果为是，则记所述第一标记E_ω为1；

若所述第一判断结果为否，则判断所述发电机组电机转速ω_mech是否大于1.01ω_opt，得到第二判断结果；

若所述第二判断结果为是，则记所述第一标记E_ω为0；

若所述第二判断结果为否，则记所述第一标记E_ω的值保持不变；

判断所述发电机组受到的风速v是否大于恒转速区起始风速v_cs，得到第三判断结果；所述恒转速区起始风速v_cs为当所述发电机组电机的最优转速等于所述发电机组电机的额定转速时，受到的风速；

若所述第三判断结果为是，则记第二标记E_v为1；

若所述第三判断结果为否，则记所述第二标记E_v为0；

判断所述第一标记E_ω和所述第二标记E_v是否都为0，得到第四判断结果；

若所述第四判断结果为是，则令所述辅助转速控制器的输出值P_v＝0；

若所述第四判断结果为否，则令所述辅助转速控制器的输出值P_v＝K_p*e(t)+K_i∫e(t)dt，其中K_p为所述辅助转速控制器的比例系数，K_i为积分时间常数，e(t)＝K₁ω_opt-ω_mech，其中1.1>K₁>1.01。

如图4所示的滞环启动特性，本实施中，辅助控制器采用滞环特性对所述发电机组电机转速ω_mech进行保护，使发电机组电机转速ω_mech大于发电机组受到风速v时对应的最优转速ω_opt，避免系统输出功率过大，发电机组电机转速持续下降，造成最终停机的状况。

如图5、图8所示，所述根据所述发电机组电机转速ω_mech进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值β_ref具体包括：

根据△ω＝ω_mech-K₁ω_on计算转速差△ω，其中1.1>K₁>1.01，ω_on为所述发电机组电机的额定转速；

根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第一控制量β₁；

根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第二控制量β₂；

根据所述第一控制量β₁和所述第二控制量β₂计算得到所述风力机桨距角的角度值β_ref。

所述根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第一控制量β₁具体包括：

根据公式

计算得到预先控制量β₁₁，其中K₃为累加系数，Δω_i为第i次参考值计算过程中的转速差；

判断所述预先控制量β₁₁是否小于0，得到第五判断结果；

若所述第五判断结果为是，则令所述第一控制量β₁＝0；

若所述第五判断结果为否，则令所述第一控制量β₁＝β₁₁。

所述根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第二控制量β₂具体包括：

根据公式β₂＝K₂*△ω计算得到所述第二控制量β₂，其中K₂为误差系数。

所述根据所述第一控制量β₁和所述第二控制量β₂计算得到所述风力机桨距角的角度值β_ref具体包括：

根据公式β_ref1＝β₁+β₂计算得到风力机桨距角的预先角度值β_ref1，

判断所述风力机桨距角的预先角度值β_ref1是否小于0，得到第六判断结果；

若所述第六判断结果为是，则令角度值β_ref＝0；

若所述第六判断结果为否，则判断所述风力机桨距角的预先角度值β_ref1是否大于β_max，得到第七判断结果，其中β_max为风力机桨距角的最大值；

若所述第七判断结果为是，则令角度值β_ref＝β_max；

若所述第七判断结果为否，则令角度值β_ref＝β_ref1。

本实施例还提供一种风力发电机组参与系统调频的综合控制系统，所述系统包括：

数据获取模块，用于获取风电厂并网点的系统频率、发电机组受到的风速和发电机组电机转速；

有功功率控制模块，用于根据所述并网点的系统频率、所述发电机组受到的风速和所述发电机组电机转速进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值；

桨距角控制模块，用于根据所述发电机组电机转速进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值。

具体地，在电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC中搭建包括基于双馈电机的风电场和同步发电厂的时域仿真模型，验证在不同风速下，所提控制方案对电力系统频率稳定性的贡献。

仿真结构图如图9所示，双馈风电厂由100台额定功率为1.5MVA的双馈风力发电机组成(风电机型号为SL1500/89，单台风电机组转动惯量为0.79s，其中s为时间单位秒)，同步发电厂由一台1000MVA的同步发电机(转动惯量为5.2s，配备标准IEEE调速器，其下垂系数R＝0.02p.u.，其中p.u.为下垂标幺值)代替，两个发电厂通过电压等级为35kV的母线连接。

风电厂机组的减载水平d％＝0.1，频率响应特性中的死区为0.1Hz，f_min为49.7Hz。桨距角变化率约束最大值为10°/s，桨距角约束为0°-90°。负载Load1负荷功率为700MW，340Mvar，负载Load2负荷功率为70MW，负载Load1一直投入，负载Load2在仿真时刻t＝5s时投入。

由于在t＝5s时有负载的突然投入会造成频率的下降，仿真对比了风电场采用本方法的控制策略参与频率调节和风电厂采用最大功率跟踪策略只依靠同步发电厂参与调频两种情况下，电网频率、单台风机输出功率、风机转子转速和桨距角的仿真结果(假设整个风电厂中风电机组的扫掠面风速相同)。

风电厂应用如图2、图5所示的控制框图后，与没有采用调频技术的风电厂的仿真结果对比如图10所示，在三个代表性风速下(10.4m/s、9.4m/s、6.9m/s)频率正常时风电机组采用本方法后，都成功减载10％。在Load2投入后，频率出现了跌落，采用本方法控制后风电机组都迅速调整了有功功率的输出支持频率稳定，桨距角控制也达到了预期效果，在高风速下辅助转速控制也抑制了转速的下降趋势，并逐渐恢复到最大转速(图中风机转子转速单位为p.u.，表示转速标幺值，额定转速为1.2p.u.)。

从仿真结果也可以看出与采用最大功率跟踪策略控制相比采用本方法控制后，(1)风电机组的有功输出可以响应频率的跌落，迅速调整有功功率输出支持频率稳定。(2)无论是最大频率跌落值、一次调频后的稳态误差还是调频动态过程都得到了明显的改善，提高了电力系统的频率稳定性，增强了大规模风电并网地区电网的调频能力。

本发明的有益效果是与使用超级电容器、蓄电池和燃料电池等电化学储能实现有功备用的手段相比，本方法利用自身机械储能特性实现有功备用的建设成本和控制复杂度更低。

与现有的利用自身机械储能特性实现减载调频技术(大多是依靠某一确定的功率函数和使用提前测量出大量的在不同风速、转速、桨距角情况下的功率数据，确定桨距角和转速的参考值，并以此为依据对电机进行控制)相比，本方法只需要风电机组出厂时已经测量的风速-最大功率数据-最优转速数据，无需复杂的计算就可以得到风电机组的有功功率输出和桨距角的参考值，控制更为迅速，降低了风电场技术升级的经济成本和工作量。

在有功功率控制过程中，通过辅助转速控制器对发电机组电机转速ω_mech的控制，防止发电机组向电网注入的有功功率大于发电机组可捕获的最大机械功率时，发电机组电机转速ω_mech持续下降，造成最终停机的现象，提升系统工作的鲁棒性，能更好提高风电厂的频率响应能力。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述方法包括：

获取风电厂并网点的系统频率f_sys、发电机组受到的风速v和发电机组电机转速ω_mech；

根据所述并网点的系统频率f_sys、所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech，通过辅助转速控制器和辅助频率控制器进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref；所述辅助转速控制器进行有功功率控制包括判断所述发电机组电机转速ω_mech与ω_opt及1.01ω_opt的大小，得到对应的第一标记E_ω值，根据所述第一标记E_ω值，确定所述辅助转速控制器是否参与控制，其中，ω_opt为所述发电机组受到风速v时对应的最优转速；

根据所述发电机组电机转速ω_mech进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值β_ref。

2.根据权利要求1所述的一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述根据所述并网点的系统频率f_sys、所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech，通过辅助转速控制器和辅助频率控制器进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref具体包括：

根据所述并网点的系统频率f_sys计算所述辅助频率控制器输出的控制系数k_p；

根据所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech计算所述辅助转速控制器的输出值P_v；

根据公式P_ref＝k_p×P_max-P_v计算所述发电机组向电网注入的有功功率值P_ref，其中P_max为所述发电机组在受到风速v时，可稳定输出的最大功率值。

3.根据权利要求2所述的一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述根据所述并网点的系统频率f_sys计算所述辅助频率控制器输出的控制系数k_p，具体包括：

根据所述并网点的系统频率f_sys计算频率响应系数k；

根据k_p＝1-d％+k计算所述控制系数k_p，其中d％为减载系数。

4.根据权利要求3所述的一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述根据所述并网点的系统频率f_sys计算频率响应系数k具体包括：

根据公式

计算得到所述频率响应系数k，其中d％为减载系数，f₀为风电厂并网点的额定频率，f_min为线控控制区的频率最小值，f_DB为控制死区大小。

5.根据权利要求2所述的一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述根据所述发电机组受到的风速v和所述发电机组电机转速ω_mech计算所述辅助转速控制器的输出值P_v，具体包括：

判断所述发电机组电机转速ω_mech是否小于所述发电机组受到风速v时对应的最优转速ω_opt，得到第一判断结果，所述最优转速为所述发电机组受到风速v且输出最大功率P_max时，对应的电机转速；

若所述第一判断结果为是，则记所述第一标记E_ω为1；

若所述第一判断结果为否，则判断所述发电机组电机转速ω_mech是否大于1.01ω_opt，得到第二判断结果；

若所述第二判断结果为是，则记所述第一标记E_ω为0；

若所述第二判断结果为否，则记所述第一标记E_ω的值保持不变；

判断所述发电机组受到的风速v是否大于恒转速区起始风速v_cs，得到第三判断结果；所述恒转速区起始风速v_cs为当所述发电机组电机的最优转速等于所述发电机组电机的额定转速时，受到的风速；

若所述第三判断结果为是，则记第二标记E_v为1；

若所述第三判断结果为否，则记所述第二标记E_v为0；

判断所述第一标记E_ω和所述第二标记E_v是否都为0，得到第四判断结果；

若所述第四判断结果为是，则令所述辅助转速控制器的输出值P_v＝0；

若所述第四判断结果为否，则令所述辅助转速控制器的输出值P_v＝K_p*e(t)+K_i∫e(t)dt，其中K_p为所述辅助转速控制器的比例系数，K_i为积分时间常数，e(t)＝K₁ω_opt-ω_mech，其中1.1>K₁>1.01。

6.根据权利要求1所述的一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述根据所述发电机组电机转速ω_mech进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值β_ref具体包括：

根据△ω＝ω_mech-K₁ω_on计算转速差△ω，其中1.1>K₁>1.01，ω_on为所述发电机组电机的额定转速；

根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第一控制量β₁；

根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第二控制量β₂；

根据所述第一控制量β₁和所述第二控制量β₂计算得到所述风力机桨距角的角度值β_ref。

7.根据权利要求6所述的一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第一控制量β₁具体包括：

根据公式

计算得到预先控制量β₁₁，其中K₃为累加系数，Δω_i为第i次参考值计算过程中的转速差；

判断所述预先控制量β₁₁是否小于0，得到第五判断结果；

若所述第五判断结果为是，则令所述第一控制量β₁＝0；

若所述第五判断结果为否，则令所述第一控制量β₁＝β₁₁。

8.根据权利要求6所述的一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述根据所述转速差△ω计算得到桨距角的第二控制量β₂具体包括：

根据公式β₂＝K₂*△ω计算得到所述第二控制量β₂，其中K₂为误差系数。

9.根据权利要求6所述的一种风力发电机组参与系统调频的综合控制方法，其特征在于，

所述根据所述第一控制量β₁和所述第二控制量β₂计算得到所述风力机桨距角的角度值β_ref具体包括：

根据公式β_ref1＝β₁+β₂计算得到风力机桨距角的预先角度值β_ref1，

判断所述风力机桨距角的预先角度值β_ref1是否小于0，得到第六判断结果；

若所述第六判断结果为是，则令角度值β_ref＝0；

若所述第六判断结果为否，则判断所述风力机桨距角的预先角度值β_ref1是否大于β_max，得到第七判断结果，其中β_max为风力机桨距角的最大值；

若所述第七判断结果为是，则令角度值β_ref＝β_max；

若所述第七判断结果为否，则令角度值β_ref＝β_ref1。

10.一种风力发电机组参与系统调频的综合控制系统，其特征在于，

所述系统包括：

数据获取模块，用于获取风电厂并网点的系统频率、发电机组受到的风速和发电机组电机转速；

有功功率控制模块，用于根据所述并网点的系统频率、所述发电机组受到的风速和所述发电机组电机转速，通过辅助转速控制器和辅助频率控制器进行有功功率控制，得到所述发电机组向电网注入的有功功率值；所述辅助转速控制器进行有功功率控制包括判断所述发电机组电机转速ω_mech与ω_opt及1.01ω_opt的大小，得到对应的第一标记E_ω值，根据所述第一标记E_ω值，确定所述辅助转速控制器是否参与控制，其中，ω_opt为所述发电机组受到风速v时对应的最优转速；

桨距角控制模块，用于根据所述发电机组电机转速进行桨距角控制，得到所述发电机组的风力机桨距角的角度值。

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