CN112865147B - 一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统的控制方法 - Google Patents
一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统的控制方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提出了一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统及控制方法。该系统包括并联接入电网的双馈式可变速抽水储能单元和飞轮储能单元。本控制方法为：电网频率正常时，飞轮储能采用转速控制，保持其荷电量为1/2，双馈感应电机以转速为控制目标，控制水泵水轮机始终运行在最优效率的转速下；电网频率变化初期，飞轮储能采用虚拟惯性控制，参与惯性响应；电网频率变化后期，飞轮储能与双馈式可变速抽水蓄能参与一次调频，飞轮储能保持虚拟惯性控制，虚拟惯性系数取决于飞轮的荷电状态；双馈感应电机采用下垂控制，下垂系数取决于电网频率的实际偏差和双馈感应电机的转速，水泵水轮机对电网频率偏差进行控制。
Description
技术领域
本发明涉及混合储能在电网频率调节中的应用领域，特别涉及一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统及控制方法。
背景技术
随着风电、太阳能等分布式能源装机总量的不断提升，其出力的间歇性和波动性给电网的安全、稳定运行带来了极大挑战。这些分布式能源一般通过电力电子变换器并网，缺乏传统发电机并网时的阻尼和惯性，限制了新能源在电网中的渗透率。为了解决上述问题，需要在电网中配置一定容量的储能，参与电网的频率调节，为电网提供功率和能量的辅助服务，增大电网的惯性和阻尼。
典型的电网频率波动可以分为三个阶段：惯性响应阶段、一次调频阶段和二次调频阶段。其中，惯性响应阶段持续时间为毫秒级，一次调频阶段持续时间为几十秒到几分钟，二次调频阶段持续时间可达几十分钟。此外，电网频率还呈现高频次的波动性，因此当储能参与一次调频时，需要频繁地快速充放电。
目前，在各种储能形式的装机总量中，抽水蓄能以91.9％占据着绝对优势，但抽水蓄能作为一种能量型储能形式，无法短时提供大功率，并且从抽水工况切换到发电工况需要一定的时间。而飞轮储能作为一种功率型储能形式，可以短时释放大功率，循环寿命长，响应时间短，可以高频次地参与电网调频，应对出力频繁的挑战。因此，飞轮储能与双馈式可变速抽水蓄能的混合储能形式，既可以在短时间内为电网提供大功率支撑，又可以长时间释放或吸收能量，可以全方面满足电网的调频需求。
相关技术中，大多仅从宏观角度论述了混合储能调频方法，缺乏对飞轮储能和双馈式可变速抽水蓄能具体控制细节的深入研究；此外，在储能参与调频的过程中，大多数相关技术未能区分频率波动的不同阶段电网对储能出力的需求，一方面延长了电网频率的恢复时间，另一方面没有充分考虑不同储能形式的出力特性，因此在达到同样调频效果的前提下，需要配备更大的储能容量。
由于飞轮的储能量与转速的平方成正比，为了进一步提升储能量，需要提升飞轮的转速，而这会造成发热、耐压等级提升等问题，给传统的三相永磁同步电机带来了极大挑战。在此背景下，多相永磁同步电机由于可实现大容量飞轮储能而受到了广泛关注。
发明内容
本发明的目的在于一定程度上解决现有技术的不足之处，提出了一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能调频系统及控制方法，用于实现大容量飞轮储能与双馈式可变速抽水蓄能共同参与电网的频率调节。本发明在频率变化初期，利用飞轮储能为电网提供阻尼和惯性支撑，延缓频率的快速恶化，减小频率在波动过程中的最大偏差；在频率变化后期，利用飞轮储能与双馈式可变速抽水蓄能与共同参与调频，减小电网频率的稳定偏差。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
本发明第一方面提出的一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统，其特征在于，包括：通过变压器并联接入电网的双馈式可变速抽水储能单元和飞轮储能单元；所述双馈式可变速抽水储能单元包括抽水蓄能并网断路器，抽水蓄能转子侧断路器，抽水蓄能网侧滤波器，抽水蓄能网侧变流器，抽水蓄能直流母线，抽水蓄能机侧变流器，双馈感应电机和水泵水轮机；所述飞轮储能单元包括飞轮储能并网断路器，飞轮储能网侧滤波器，飞轮储能网侧变流器，飞轮储能直流母线，四个飞轮储能机侧变流器，四个飞轮储能机侧滤波器，十二相永磁同步电机和飞轮；各器件的连接关系如下：
所述双馈感应电机和水泵水轮机通过第一转轴连接构成可变速抽水蓄能机组；所述双馈感应电机的定子和所述双馈感应电机的转子侧并联后依次通过所述抽水蓄能并网断路器和抽水蓄能侧变压器接入电网；所述双馈感应电机的转子侧设有与双馈感应电机的转子依次连接的所述抽水蓄能机侧变流器、抽水蓄能直流母线、抽水蓄能网侧变流器、抽水蓄能网侧滤波器和抽水蓄能转子侧断路器；
所述永磁同步电机的转子和飞轮通过第二转轴连接构成飞轮储能机组；所述永磁同步电机的定子侧每三相形成一个桥臂共计四个桥臂，各桥臂上分别设有一个所述机侧滤波器和机侧变流器，四个桥臂并联后依次通过所述飞轮储能直流母线、飞轮蓄能网侧变流器、飞轮储能网侧滤波器、飞轮储能并网断路器和飞轮储能侧变压器接入电网。
本发明第二方面提出的一种根据上述混合调频系统的控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
当电网频率处于正常状态时，所述飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统不参与电网调频；所述飞轮储能单元采用转速控制，保持其荷电量SOC＝0.5；所述双馈式可变速抽水蓄能单元，所述双馈感应电机以转速为控制目标，通过当前出力需求和水头高度，拟合出所述水泵水轮机的最优效率转速，所述双馈感应电机控制所述水泵水轮机始终运行在最优效率的转速下；
当电网频率出现波动时，所述飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统参与电网调频，且分为惯性响应阶段、一次调频阶段和二次调频阶段；
当处于惯性响应阶段时，所述飞轮储能单元采用虚拟惯性控制，保持飞轮储能虚拟惯性系数为最大值参与电网调频；所述双馈式可变速抽水蓄能单元不参与电网调频，所述双馈式可变速抽水蓄能单元维持当前出力；
当处于一次调频阶段时，所述飞轮储能单元和所述双馈式可变速抽水蓄能单元共同参与一次调频；其中，所述飞轮储能单元保持虚拟惯性控制，飞轮储能惯性系数取决于飞轮储能单元的荷电状态；所述双馈感应电机采用下垂控制，其下垂系数取决于电网频率的实际偏差和双馈感应电机的转速，利用所述水泵水轮机的导叶开度对电网频率偏差进行PI控制；
当处于二次调频阶段时，所述飞轮储能单元和所述双馈式可变速抽水蓄能单元维持当前出力，等待其他发电机组进行二次调频，使电网频率恢复正常水平。
与现有发明相比，本发明的有益效果如下：
1、飞轮储能利用虚拟惯性控制，在频率变化初期为电网提供了阻尼和惯性支撑，减小了电网频率偏差的最大值；
2、双馈式可变速抽水蓄能与飞轮储能共同参与电网调频，并考虑了飞轮储能荷电状态和双馈感应电机的转速可调范围，避免了飞轮储能与双馈感应电机运行在危险工作区，减小了电网频率的稳态偏差。
3、本发明可以较好的满足电网短时与长时、功率型与能量型的综合调频需求。
附图说明
图1是本发明涉及的飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统的结构拓扑图。
图2是本发明提出的一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频控制框图。
图3是电网频率某次波动的典型曲线。
图4是本发明实施例中电网频率的波形图。
图5的(a)、(b)、(c)、(d)分别是本发明实施例中飞轮储能的电磁转矩、功率、转速和SOC波形图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步的详细说明。应当理解，本发明通过参考附图描述的实施例是示例性的，仅用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
以下结合附图，详细阐述本发明提出的一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统及控制方法。
本发明涉及的飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统的结构拓扑如附图1所示，该系统包括通过变压器并联接入电网1的双馈式可变速抽水储能单元和飞轮储能单元；双馈式可变速抽水储能单元包括抽水蓄能并网断路器K1，抽水蓄能转子侧断路器K2，抽水蓄能网侧滤波器3，抽水蓄能网侧变流器4，抽水蓄能直流母线5，抽水蓄能机侧变流器6，双馈感应电机7和水泵水轮机8；飞轮储能单元包括飞轮储能并网断路器K3，飞轮储能网侧滤波器10，飞轮储能网侧变流器11，飞轮储能直流母线12，四个飞轮储能机侧变流器 13、14、15、16，四个飞轮储能机侧滤波器17、18、19、20，十二相永磁同步电机21和飞轮22。其中，双馈感应电机7和水泵水轮机8通过第一转轴连接构成可变速抽水蓄能机组，永磁同步电机21的转子和飞轮22通过第二转轴连接构成飞轮储能机组。本发明系统中各器件的连接关系如下：
双馈感应电机7的定子和转子侧并联后依次通过抽水蓄能并网断路器K1和抽水蓄能侧变压器2接入电网1；双馈感应电机7的转子侧设有与双馈感应电机7转子依次连接的抽水蓄能机侧变流器6、抽水蓄能直流母线5、抽水蓄能网侧变流器4、抽水蓄能网侧滤波器3和抽水蓄能转子侧断路器K2。永磁同步电机21的定子侧各相依次通过机侧滤波器(17、18、19、20)、机侧变流器(13、14、15、16)、飞轮储能直流母线12、飞轮蓄能网侧变流器11、飞轮储能网侧滤波器10、飞轮储能并网断路器K3和飞轮储能侧变压器9接入电网1。
本发明还提出一种根据上述混合调频系统的控制方法，其控制框图如附图2所示，具体包括以下步骤：
S1，判断本混合调频系统是否参与电网调频，当电网频率处于正常状态(本实施例中，电网频率处于正常状态指电网频率为50±0.033Hz)时，本混合调频系统不参与电网调频，执行步骤S2；当电网频率出现波动时，本混合调频系统参与电网调频，执行步骤S3。图3是电网频率某次波动的典型曲线，可以分为三个阶段：惯性响应阶段，持续时间为毫秒级；一次调频阶段，持续时间为几十秒到几分钟；二次调频阶段，持续时间可达几十分钟。
S2，本混合调频系统中的飞轮储能单元与双馈式可变速抽水蓄能单元均不参与电网调频，此时飞轮储能单元采用转速控制，保持其荷电量为1/2，即SOC＝0.5；对于双馈式可变速抽水蓄能单元而言，为了应对水头的波动，提升水泵水轮机的运行效率，双馈感应电机始终以转速为控制目标，通过调节双馈感应电机转子的转速，保持水泵水轮机工作在最优工作效率对应的转速下，水泵水轮机最优工作效率对应的转速的计算流程为：
S21，根据当前水泵水轮机的水头H和出力需求P(当前水泵水轮机的出力需求P由电网直接指定)，计算出水泵水轮机的单位出力p1；
式中，D1为水泵水轮机的转轮直径，η1为双馈式可变速抽水蓄能单元的发电效率；
S22，根据水泵水轮机的最高出力曲线：p1＝f1(q1)(该最高出力曲线根据水泵水轮机本身的运行特性确定)，拟合出水泵水轮机单位出力p1所对应的单位流量q1；
S23，根据水泵水轮机的最高效率曲线：η2max＝f2(q2)(该最高效率出力曲线根据水泵水轮机本身的运行特性确定)，拟合单位流量q1对应的水泵水轮机最优工作效率η2max；
S24，根据水泵水轮机的效率峰顶曲线：n1＝f3(q1)|η2＝η2max(该效率峰顶曲线根据水泵水轮机本身的运行特性确定)，查找单位流量q1和水泵水轮机最优工作效率η2max对应的最优单位转速n1；
S25，根据得到的最优单位转速n1，计算水泵水轮机最优效率对应的最优实际转速nr：
进一步地，得到该最优实际转速nr后，双馈感应电机以该最优实际转速nr为控制目标，维持水泵水轮机工作在最优效率的转速下。
S3，检测电网的频率变化率和频率偏差，对频率变化率进行低通滤波，滤除高次谐波成分。当电网的频率变化率超过死区所设置的阈值，并且电网的频率变化率和频率偏差同号时，则判定本混合调频系统处于惯性响应阶段，电网频率正在恶化，此时飞轮储能单元采用虚拟惯性控制，参与电网调频，由于该过程持续时间比较短，飞轮储能单元的转速不会超过或低于所允许的最大范围，因此飞轮储能单元以最大虚拟惯性系数参与电网调频，尽量减小电网频率的最大偏差，此时飞轮储能单元的有功增量为：
式中，ΔPFESS1为惯性响应阶段飞轮储能单元参与电网调频时的有功增量，KFESS为最大飞轮储能虚拟惯性系数，df/dt为电网频率变化率。
S4，检测电网频率偏差，当电网频率偏差超过死区所设定的阈值时(按照电网要求，该阈值一般为0.033Hz)，双馈式可变速抽水蓄能采用下垂控制参与电网一次调频，同时飞轮储能单元保持虚拟惯性控制，为了避免过度充放电，飞轮储能惯性系数取决于飞轮储能单元的荷电状态，具体如下：
式中，ΔPFESS2为一次调频阶段飞轮储能单元参与电网调频时的有功增量，KFESS为最大飞轮储能虚拟惯性系数，df/dt为电网频率变化率，CFESS为飞轮储能充放电系数。
进一步地，由于该阶段的持续时间比较长，为了避免飞轮储能单元过度充放电，需要考虑飞轮储能单元的荷电状态，用充放电系数CFESS对飞轮储能单元的有功增量进行调节，具体为：
式中，c1为充放电因子；SOC为飞轮储能单元的荷电状态，SOCmid1为放电时飞轮储能单元的荷电状态标准值，SOCmid2为充电时飞轮储能单元的荷电状态标准值；Δf为电网的频率偏差，Δf＝fgrid-fe，fe为电网额定频率，一般为50Hz，fgrid为电网的实际频率。
在放电状态下，即Δf＜0且df/dt＞0时，此时电网频率低于额定值，但电网频率处于恢复期，因此飞轮储能单元的荷电量越大，飞轮储能单元充放电系数CFESS越大，飞轮储能单元参与调频的功率增量也越大。随着放电过程的持续，飞轮储能单元的荷电量逐渐较小，充放电系数也在减小，飞轮储能单元向外释放的功率也减小，避免了飞轮的过度放电，充电过程类似。
进一步地，对于双馈式可变速抽水蓄能单元而言，分为双馈感应电机侧和水泵水轮机侧。对于双馈感应电机侧，需要将电网的频率偏差转化为双馈感应电机的转速偏差，进而调整双馈式可变速抽水蓄能的输出功率，此时对双馈感应电机采取下垂控制，下垂系数主要考虑两方面的因素：第一个因素是频率的偏差，用频差系数CSP来进行调节，频率偏差的绝对值越大，频差系数越大；第二个因素是双馈感应电机的转速，用转差系数CFR来进行调节，由于双馈感应电机的转速只能在同步转速1000rpm的±10％范围内调节，因此在参与电网调频过程中，转速不能超过该范围。具体如下式所示：
nref＝nr+Δn＝nr-CSPCFRKPESSΔf
式中，nref为双馈感应电机的目标转速，nr为步骤S2中拟合得到的水泵水轮机最优效率转速，Δn为双馈感应电机的转速增量；KPESS为下垂系数；CSP为频差系数，CFR为转差系数，具体计算公式为：
其中，c2为频差因子，Δf0为双馈感应电机的最大频率偏差，c3为转差因子，n为双馈感应电机的转速，nSY为双馈感应电机的同步转速，n0为双馈感应电机所允许的最大转速偏差。
频差系数与电网频率偏差的绝对值成正相关，电网频率偏差的绝对值越大，频差系数越大，转差系数与转速的可调节范围成正相关，转速越接近同步速，转速可调节范围越大，转差系数越大，当转速接近所允许的最大或最小值时，转差系数下降，避免了双馈感应电机的转速超过安全运行范围。综合上述分析，电网频率偏差越大，双馈感应电机的转速越接近同步转速，下垂系数越大，双馈式可变速抽水蓄能参与电网调频时的功率增量也越大。
进一步地，为了增加双馈式可变速抽水蓄能单元参与调频时的出力范围，在水泵水轮机的导叶开度控制中频差控制，使其通过改变机械转矩，调整出力，进而参与电网调频，其导叶开度按照下式计算：
式中，yref为水泵水轮机的导叶开度；y0为水泵水轮机不参与电网调频时的导叶开度；Δy为水泵水轮机参与电网调频时的导叶开度增量，kp、ki分别为比例和积分系数。
S5，当电网频率稳定在一个恒定的偏差量时，飞轮储能单元和双馈式可变式抽水蓄能单元维持当前出力，等待其他发电机组进行二次调频，使电网频率恢复正常水平。
S6，当电网频率恢复正常时，飞轮储能单元的功率增量、双馈感应电机的转速增量和水泵水轮机的导叶开度增量均为0，此时系统恢复到正常工作状态，为下一次参与电网调频做好准备。
以下为本发明实施例及其有效性验证。
在Matlab/Simulink中搭建了飞轮储能单元与双馈式可变速抽水蓄能单元的数字仿真系统，模拟飞轮储能单元与双馈式可变速抽水蓄能单元参与电网调频的过程。在2.4s以前，电网频率处于正常水平，水泵水轮机工作在最优效率的转速下，飞轮储能单元的荷电量为 0.5，在2.4s时刻，给电网突增0.1pu的负载，使电网频率突然下降，触发飞轮储能单元与双馈式可变速抽水蓄能单元参与电网调频。
电网频率波形如附图4所示，在电网频率恶化期，首先是飞轮储能单元进行惯性响应，通过短时输出大功率，为电网提供功率支撑，减小电网频率的最大偏差；接下来是飞轮储能单元与双馈式可变速抽水蓄能单元共同参与一次调频，在更长的时间尺度上为电网提供能量，减小电网频率的稳态误差。
附图5的(a)、(b)、(c)、(d)展示了在整个过程中飞轮储能单元的电磁转矩、功率、转速和荷电状态波形图，从图中可以看到，在惯性响应阶段，飞轮储能单元的输出功率迅速达到最大值，并保持最大功率为电网提供支撑，而当双馈式可变速抽水蓄能单元参与电网调频后，飞轮储能单元开始根据荷电状态调整输出功率，避免过度放电。
通过上述仿真结果可知：采用本发明提出的一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统及控制方法，可以在电网频率的变化初期，通过飞轮储能单元短时释放大功率，为电网提供惯性支撑，减小频率的最大偏差；在电网频率的变化后期，通过飞轮储能单元与双馈式可变速抽水蓄能单元共同参与调频，为电网提供持续的能量，可以减小电网频率的稳态偏差。由于在调频控制中考虑了飞轮储能单元的荷电状态和双馈感应电机的转速限制，有效避免了飞轮储能单元过度充放电，保证双馈感应电机始终运行在安全工作区。
最后应说明的是：本发明未详细阐述部分属于本领域的公知技术，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (4)
1.一种飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统的控制方法，所述飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统包括：通过变压器并联接入电网的双馈式可变速抽水蓄能单元和飞轮储能单元；所述双馈式可变速抽水蓄能单元包括抽水蓄能并网断路器，抽水蓄能转子侧断路器，抽水蓄能网侧滤波器，抽水蓄能网侧变流器，抽水蓄能直流母线，抽水蓄能机侧变流器，双馈感应电机和水泵水轮机；所述飞轮储能单元包括飞轮储能并网断路器，飞轮储能网侧滤波器，飞轮储能网侧变流器，飞轮储能直流母线，四个飞轮储能机侧变流器，四个飞轮储能机侧滤波器，十二相永磁同步电机和飞轮；各器件的连接关系如下：
所述双馈感应电机和水泵水轮机通过第一转轴连接构成可变速抽水蓄能机组；所述双馈感应电机的定子和所述双馈感应电机的转子侧并联后依次通过所述抽水蓄能并网断路器和抽水蓄能侧变压器接入电网；所述双馈感应电机的转子侧设有与双馈感应电机的转子依次连接的所述抽水蓄能机侧变流器、抽水蓄能直流母线、抽水蓄能网侧变流器、抽水蓄能网侧滤波器和抽水蓄能转子侧断路器；
所述永磁同步电机的转子和飞轮通过第二转轴连接构成飞轮储能机组；所述永磁同步电机的定子侧每三相形成一个桥臂共计四个桥臂，各桥臂上分别设有一个所述机侧滤波器和机侧变流器，四个桥臂并联后依次通过所述飞轮储能直流母线、飞轮蓄能网侧变流器、飞轮储能网侧滤波器、飞轮储能并网断路器和飞轮储能侧变压器接入电网；
其特征在于，所述控制方法包括以下步骤：
当电网频率处于正常状态时，所述飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统不参与电网调频；所述飞轮储能单元采用转速控制，保持其荷电量SOC＝0.5；所述双馈式可变速抽水蓄能单元，所述双馈感应电机以转速为控制目标，通过当前出力需求和水头高度，拟合出所述水泵水轮机的最优效率转速，所述双馈感应电机控制所述水泵水轮机始终运行在最优效率的转速下；
当电网频率出现波动时，所述飞轮储能与双馈可变速抽水蓄能混合调频系统参与电网调频，且分为惯性响应阶段、一次调频阶段和二次调频阶段；
当处于惯性响应阶段时，所述飞轮储能单元采用虚拟惯性控制，保持飞轮储能虚拟惯性系数为最大值参与电网调频；所述双馈式可变速抽水蓄能单元不参与电网调频，所述双馈式可变速抽水蓄能单元维持当前出力；
当处于一次调频阶段时，所述飞轮储能单元和所述双馈式可变速抽水蓄能单元共同参与一次调频；其中，所述飞轮储能单元保持虚拟惯性控制，飞轮储能惯性系数取决于飞轮储能单元的荷电状态；所述双馈感应电机采用下垂控制，其下垂系数取决于电网频率的实际偏差和双馈感应电机的转速，利用所述水泵水轮机的导叶开度对电网频率偏差进行PI控制；
当处于二次调频阶段时，所述飞轮储能单元和所述双馈式可变速抽水蓄能单元维持当前出力，等待其他发电机组进行二次调频，使电网频率恢复正常水平。
2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，当处于惯性响应阶段时，所述飞轮储能单元采用的虚拟惯性控制为：
式中，ΔPFESS1为惯性响应阶段飞轮储能参与电网调频时的有功增量，KFESS为最大飞轮储能虚拟惯性系数，df/dt为电网频率变化率。
3.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，当处于一次调频阶段时，所述飞轮储能单元采用的虚拟惯性控制为：
式中，ΔPFESS2为一次调频阶段飞轮储能参与电网调频时的有功增量，KFESS为最大飞轮储能虚拟惯性系数，df/dt为电网频率变化率，CFESS为飞轮储能充放电系数，计算公式如下：
式中，c1为充放电因子；SOC为飞轮储能的荷电状态，SOCmid1为放电时飞轮储能的荷电状态标准值，SOCmid2为充电时飞轮储能的荷电状态标准值；Δf为电网的频率偏差。
4.根据权利要求1～3中任一项所述的控制方法，其特征在于，当处于一次调频阶段时，所述双馈感应电机的下垂控制和水泵水轮机的导叶开度控制为：
nref＝nr+Δn＝nr-CSPCFRKPESSΔf
式中，nref为双馈感应电机的目标转速，nr为拟合得到的水泵水轮机最优效率转速，Δn为双馈感应电机的转速增量，KPESS为下垂系数，CSP为频差系数，CFR为转差系数；c2为频差因子，Δf为电网的频率偏差，Δf0为双馈感应电机的最大频率偏差，c3为转差因子，n为双馈感应电机的转速，nSY为双馈感应电机的同步转速，n0为双馈感应电机所允许的最大转速偏差；yref为水泵水轮机的导叶开度，y0为水泵水轮机不参与电网调频时的导叶开度，Δy为水泵水轮机参与电网调频时的导叶开度增量，kp、ki分别为比例和积分系数。
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