本发明属于风力发电技术领域，尤其涉及一种适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法及agc模型。
背景技术：
发展可再生能源是改善我国能源结构、推进环境保护、保持社会与经济可持续发展的重大举措。但是可再生电源一般都具有波动性与间歇性的特征，使得可再生能源和电网的整体协调性较低。且可再生电源在传统的控制方法下一般运行在最大功率跟踪点，无法在系统频率波动时提供有功支持，更不能改变功率—频率特征曲线参与电力系统频率的二次调节。在电力系统中，频率的稳定取决于有功功率平衡。电力需求或发电功率的变化导致有功功率不平衡，此时，频率和净交换功率均会产生偏差。当频率降低初始时刻，功率的增加是由发电机和电动机的旋转动惯量提供。几秒钟后，机组调速器和负载都会对感应到的频率偏差做出响应。这时候有功功率平衡，系统频率平衡但处于额定频率附近，即频率的一次调节过程。频率一次调节是动力系统的自发过程，主要由同步发电机组的调速器完成，但是由于负荷的频率特性，这个调节过程是有差的，留下了净交换功率偏差和频率偏差。为了恢复正常的频率和预定的净交换功率，需采用频率二次调节，而这正是agc的主要任务。agc通过控制频率或净交换功率来校正频率的偏差，具体过程取决于agc的控制模式。如考虑电网约束的风电场自动有功控制技术，该策略提出了把主动进行风电场有功控制纳入电网自动发电控制管理，并提出了考虑储能的风电场有功控制3层模型；如大规模风电接入的互联电网有功调度与控制技术，该技术对含有大规模风电接入的互联电网有功功率调度模式进行了分析，提出通过多种方法消纳风电的思路，提出可以通过短期预测实现调度水平的提升；如大规模风电接入系统的发电优化调度方法，该策略提出了将风电预测偏差等引入传统的功率偏差信号，来改善含风电的电力系统频率控制效果，并对不同类型机组agc辅助服务需求进行评估。以上技术主要对于风电参与电网二次频率调节做了一定程度的探究，但是其研究内容大多是把风电作为变化的功率源以协调其它发电机的功率输出，对于风电机组本身的功率控制并没有做深入的研究。未来，在部分风电渗透率将达到50％以上的环境下，这种控制方法显然比较局限。
在系统频率二次调节过程中，根据节能调度原则，应当优先调度可再生能源和高效能、大容量机组发电。目前国内风电的有功调度主要采用人工调度和发电计划这两种方式，导致响应时间长、控制精度低。人工调度方式主观性较强，灵活性差，遇到突发情况(如负荷变化)时，很难及时准确地调配系统中的有效能源，会造成能源的缺失或浪费；发电计划是事先应对预案或临时采取的调度计划，不能在短时间内针对具体问题提出解决措施。两种策略均有延迟且覆盖精度有限，为会造成有功的不足，系统中所有并列运行的发电机组都装有调速器，有可调容量的机组的调速器均将反应系统频率的变化，系统中出现有功功率不平衡时，若有功功率电源不足或负荷增大时，将会引起系统频率跌落。
综上所述，现有技术存在的问题是：目前国内风电的有功调度主要采用人工调度和发电计划这两种方式，导致响应时间长、控制精度低。
若想实现风电功率的合理控制，应当在发电计划方式的基础上加入功率的自动控制，研究开发适用于大规模风电接入需求及特点的协调控制系统，即在发电计划方式的基础上，将风电计入自发电控制(agc)系统。对此，应当提出以下要求：
(1)由于风电的不确定性，我们既可以将风机看作一个输出功率波动的电源，也可以将其看作一个吸收负有功功率的负荷，即将风电实际出力和功率预测值的偏差计入区域控制偏差(ace)；
(2)按照国家有关规定，风电场应具备主动规定有功调节能力，甚至在某些情况下，通过合理的控制可以参与系统频率的二次调节过程；
(3)风电作为新能源，应当在允许的范围内被优先调度。
技术实现要素：
针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法及agc模型。
本发明是这样实现的，一种适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法，所述适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法，pref为风电机组参考功率；δpm为机组有功调节量；vavg为过去一小段时间风速的平均值；取5秒采样时间；βref为桨距角参考值；桨距角变化速度为[-4°/s,+4°/s]；桨距角取值范围为[-1°,+70°]；
(1)增加桨距角频率响应环节，以电网的频率偏差作为输入。类似于风电一次调频中的虚拟惯量控制、下垂控制和超速法等，给二次调频中的桨距角控制模块加上频率响应控制环节，通过调节桨距角的大小来响应电网频率变化，和本文提出的有功功率参考值响应相结合，可以共同为电网提供长久稳定的功率支持，也能够使电网频率更加精确。
(2)加强并优化风电场内部的控制。dfig的调频系数将决定机组的调频出力，风电机组的调频能力与其当前风速紧密相关。因此，可以根据风电场中每台dfig的当前风速和备用容量不断优化其调差系数，根据每台机组当前风速下的调频容量来决定机组的调频出力深度。具体体现在，可根据当前风速，自动决定风电场中每台机组调频出力份额，使获取低风速的机组调频出力少，保证风机运行的稳定性；获取风速高的机组调频出力多，保证风电场能有较好的调频效果。在实际的变风速场景中，每台风电机组将在各自运行的安全裕度内充分利用自身的的功率储备参与电网调频。
(3)在风能向电能的转化当中，可引入化学能作为媒介。变桨法中，桨距角的多次动作会造成极大的机械损耗，若发生桨距故障，二次调频将很难进行。在高风速段，风机充分捕获风能转化为电功率时，可将一部分电功率存放在化学电池中。当风机发生故障需要二次调频或能量补充时，可暂时释放化学电池中的能量，代替风电功率，维持电网的频率稳定。
一次频率调节和agc共同动作；一次频率调节过程辅助二次频率调节。
本发明选用的dfig变速恒频风电机，能够实现一次调频和二次调频同步进行。借助虚拟惯量控制、下垂控制和超速减载法，将频率变化率作为输入信号，经过控制环节输出额外的参考功率信号，在系统发生频率变化的时候，以改变风电机组的功率输出。若系统频率骤跌，则风电机组得到调频响应后，利用风电机组储存在旋转质量中的动能参与系统调频即通过对变流器进行控制，短时间内释放风电机组转子的转动惯性，即以释放备用功率的方式实现一次调频。电力系统的一次频率调节是利用系统固有的负荷频率特性，以及发电机调速器的作用来阻止系统频率偏离标准值的调节方式，其调频能力有限，并不能做到无差调节，而电力系统频率的二次调节则是利用调频器对原动机功率基准值进行的调节，可以做到无差调节。
本发明运用agc的控制方法来实现二次调频，agc通过控制频率或净交换功率来校正频率的偏差。在宏观层面，系统频率发生变化，一次调频开始时，二次调频同步进行，agc从电网中获取实时频率、联络线交换功率、各电源输出有功功率等信息，并与各设定值相比较，得出区域控制偏差，再通过pi控制得出区域调节功率并将其分配到各电厂控制器中，控制各机组的有功输出，最终达到频率的无差控制。从微观的层面，系统频率发生改变时，二次调频借助于变桨法，在较稳定高风速的情况下，通过适当的桨距角使风电机组获得有功功率备用，通过合理的控制使风电机组可以响应agc的控制信号。因此，经过agc控制下的二次调频之后，系统频率实现了无差调节，而一次调频在某种程度上也促进了频率的稳定和改善，对二次调频起了辅助的作用。
本发明的另一目的在于提供一种所述适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法的agc模型，所述agc模型描述如下：agc模型分为两个区域，其中区域1的agc输入量仅为频率的偏差值，控制对象为电厂1的同步发电机组g1；区域2的agc按图9改进的agc模型进行设计，控制电厂2(包含同步发电机组g21和g22)和电厂3(包含同步发电机组g31和g32)以及风电场。
本发明的agc系统模型根据频率偏差和交换功率偏差计算区域控制偏差ace，通过pid控制计算比例分量和积分分量经过电厂控制器反馈给电网。在定频控制模式下，ace的值为-10βδf；在定联络线净交换功率控制模式下，ace的值为δpt。有功功率和频率控制位于电网层、电厂层和电机层。互联电网的agc在最上层，由系统控制，其输入是当前系统中的频率f和联络线交换功率pflow,k,(k＝1,...,p)。受到现有的风电预测方法的限制，风电出力不能得到准确的计划，因此风电机组不能作为系统的主调频机组。为了提高agc的调节效果，本发明将风电机组视为吸收负有功的负荷，因此在agc中考虑风电预测误差，即在预测误差ace中引入风电预测偏差值分量。
进一步，所述agc模型的ace计算式为：
式中，pforecast为风电场预测值；pwm为风电场中第m台风机的输出功率。
进一步，所述agc模型的风电场二次频率调节参与系数kwp：
式中，pow为风电场的输出功率；pw_set为设定的风电场参与频率二次调节的门槛值，与有功备用的设定值有关；ssyn_res为系统中参与频率二次调节的同步机组的备用容量；sw_res为风电场的备用容量。
进一步，所述agc模型的分配系数αi采用自动计算方法，kwp作为agc计算分配系数αi的依据，定义αsi为第i个采用同步发电机组的传统电厂的分配系数，αw为风电场的分配系数，有：
式中，si_res为第i个参与调频的传统电厂的备用容量，αsi的大小与对应电厂的备用容量大小成正比。
本发明的另一目的在于提供一种使用所述适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法的风力发电机。
本发明的双馈风电机组参与电力系统调频的控制方法对于各种风速的具有较为普遍的适应性，在高风速段积极参与系统频率的调节，接受来自agc的控制信号，而在中低风速段仅参与频率的一次调节；采用本发明综合控制方法的风电场能更加有效地减少负荷事件引起频率波动的幅值，同时能够平滑由于风速变化引起频率波动的曲线。本发明采用的agc控制策略对dfig风电机组自身的控制系统进行改进，在微观层面将多种控制策略相结合。相比于前几种技术，本文的策略不仅能够很好地响应系统的二次频率调节信号，增加与同步机的协调控制能力，还能在高风速、高渗透率的情况下，快速响应负荷事件所造成的系统频率的波动分量，将虚拟惯量控制、超速减载控制和桨距角变换巧妙地融合，精确灵活地调配风电功率，维持电网频率稳定。
附图说明
图1是本发明实施例提供的适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法流程图。
图2是本发明实施例提供的同步发电机功率—频率特性示意图。
图3是本发明实施例提供的dfig参与电网频率的二次调节示意图。
图4是本发明实施例提供的通过速度控制的桨距角控制系统示意图。
图5是本发明实施例提供的通过功率控制的桨距角控制系统示意图。
图6是本发明实施例提供的不同桨距角下功率曲线示意图。
图7是本发明实施例提供的适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制示意图。
图8是本发明实施例提供的改进的agc模型示意图。
图9是本发明实施例提供的仿真平台内的自定义agc模型示意图。
图10是本发明实施例提供的恒定风速下的仿真结果示意图，图中：(a)系统频率变化；(b)风电场有功输出；(c)同步机有功输出；(d)dfig桨距角变化；_._._风电场不参与调频；.............风电场仅参与一次调频；_____本分米综合控制方法。
图11是本发明实施例提供的高风速段下的仿真结果示意图，图中：(a)风速变化；(b)系统频率变化；(c)dfig转速变化；(d)风电场输出功率；(e)dfig桨距角变化；(f)同步机输出功率；_._._风电场不参与调频；_____本发明综合控制方法。
图12是本发明实施例提供的中低风速段下的仿真结果示意图，图中：(a)风速变化；(b)系统频率变化；(c)dfig转速变化；(d)风电场输出功率；(e)dfig桨距角变化；(f)同步机输出功率；_._._风电场不参与调频；_____本发明综合控制方法。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。
如图1所示，本发明实施例提供的适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制方法包括以下步骤：
s101：借助虚拟惯量控制、下垂控制和超速减载法，将频率变化率作为输入信号，经过控制环节输出额外的参考功率信号；
s102：在系统发生频率变化的时候，以改变风电机组的功率输出；若系统频率骤跌，则风电机组得到调频响应后，利用风电机组储存在旋转质量中的动能参与系统调频即通过对变流器进行控制，短时间内释放风电机组转子的转动惯性，即以释放备用功率的方式实现一次调频。
1、适用于二次频率调节的双馈风力发电机功率控制
频率的二次调整通过移动发电机组的频率特性曲线，改变发电机组的有功功率使其与负荷变化相平衡，从而使系统频率恢复到原来的正常范围。其原理如图2所示：
当系统负荷增加，负荷特性曲线由pl改变至pl′，发电机的特性曲线与负荷特性曲线的交点由a点移动到b点，同时系统频率由f1下降到f2。此时为了让系统频率恢复到正常水平，系统自发电控制装置动作，改变发电机组的特性曲线，使其由pg改变至pg′，同时负荷与发电机组特性曲线的交点由b点移动至d点，系统频率由f2上升至f1，实现了系统频率的无差调节。当系统负荷减少时同理。
通过桨距角控制和功率跟踪控制的结合可以令双馈风力发电机实现类似于同步发电机移动功频特性曲线的功能，如图3所示：
假设电网的发电机仅为处于稳定风速下的风机，当系统负荷增加，负荷特性曲线由pl改变至pl′，发电机的特性曲线与负荷特性曲线的交点由a点移动到b点，同时系统频率由f1下降到f2。此时为了让系统频率恢复到正常水平，系统自发电控制装置控制风电机组的桨距角，改变双馈风力发电机的特性曲线，使其由pw改变至pw′，同时负荷与发电机组特性曲线的交点由b点移动至c点，系统频率由f2上升至f1，实现了系统频率的无差调节。
同理，当系统负荷降低时，也可以通过改变桨距角的方式改变风电机组的特性曲线。同时在极端情况下可以搭配使用部分风电机组紧急启停机等方法来实现风电场的功率控制。下面以桨距角控制为重点介绍适用于二次频率调节的风电机组功率控制方法。
传统的桨距角控制主要用于在高风速下稳定风机的输出功率，通过不断改变桨距角参考值而使风电机组运行于恒功率区，避免转速过高引起风电机组损坏。其示意图分别如图4和图5表示：
利用桨距角的减载控制可以在高风速的情况下有效增加风电机组的净功率输出，且其变化速度远超传统同步机的功率变化速度。因此将桨距角控制与传统电力系统的agc控制相结合，在较稳定高风速的情况下，通过适当的桨距角使风电机组获得有功功率备用，通过合理的控制使风电机组可以响应agc的控制信号。当系统频率降低时，风电机组减小桨距角以输出额外的有功功率；同样的，当系统频率升高时，风电机组增加桨距角以减少输出有功功率。
风电机组的输出功率与风能利用系数cp成正比，而cp又与桨距角β为高阶非线性关系，无法直接通过桨距角来控制输出功率。以本发明所采用的风电机组模型为例，在标准风速12m/s的条件下，当桨距角β＝1.05°时，风能利用系数cp最大为0.447，有功功率参考值po为1，此时双馈风力发电机可获取最大的机械功率，其备用容量为0。当桨距角为β＝4°时，风能利用系数cp最大为0.363，此时双馈风力发电机有功功率参考值po为0.81，也就是说，此时双馈风力发电机可以留有19％的有功功率备用。在0～4°变化时，风电机组输出功率和桨距角之间的关系如图6所示。
在某一确定风速下，本发明可以通过局部线性化的方式得到桨距角与输出功率的关系，可拟合dfig有功功率-桨距角关系曲线，但是单一风速下的功率曲线在控制中局限较大。只规定双馈风电机在大于等于标准风速时参与电力系统频率的二次调节。因此类似地，本发明可以得到所需风速下的一簇曲线，并将其写成表的形式，其中一部分如表1所示。
表1桨距角关系表(部分)
表1可作为后续风电机组参与电网二次调频时的控制依据。实际控制中桨距角变化速度一般不超过4.6°/s。
将agc分配到风电场的有功功率调节量记做δpagcw，则考虑风电参与系统频率二次调节的agc系统的电机层控制示意图如图7所示：
图7中，pref为风电机组参考功率；δpm为机组有功调节量；vavg为过去一小段时间风速的平均值，本发明取5秒采样时间；βref为桨距角参考值；桨距角变化速度为[-4°/s,+4°/s]；桨距角取值范围为[-1°,+70°]。
图7为考虑风电参与系统频率二次调节的agc系统的电机层控制示意图，反映了适用于二次频率调节的风电机组桨距角控制。pref为风电机组参考功率，δpwm为机组有功调节量，通过二者的累加，得到了风电机组的输出功率ps；vavg为过去一小段时间风速的平均值，查表可得该风速下风电机组桨距角参考值的大小；通过limiter模块对桨距角变化速度rate和桨距角取值范围β的限定，加上包含变桨距机构的反馈作用，就能控制二次调频时风电机组的桨距角。
在本发明中，根据频率响应控制可计算出风电机组参考功率：
二次调频主要有两种方法：第一种是agc，实现机组负荷的自动分配调度；第二种是由总调下令人为的进行机组负荷调整。根据频率一次与二次调节的关系，常分为以下几种策略：
1)一次频率调节为主，一次调频结束后动作agc；
2)一次频率调节和agc共同动作；
3)二次频率调节为主，agc动作时退出一次调频，待acg调节结束再开放一次调频功能。
本发明采用第二种方法，这种方法控制简单，且一次频率调节过程可以在一定程度上辅助二次频率调节，使频率更快的达到稳定。
2、计及预测误差和风电支持能力的agc模型
在预测误差ace中引入风电预测偏差值分量，则改进的ace计算式为：
式中，pforecast为风电场预测值；pwm为风电场中第m台风机的输出功率。
该表达式将风电预测误差计入区域控制偏差中，当风电功率产生预测外波动时，agc可以将功率偏差量分配到常规发电厂中，使常规发电机组增发相应的功率实现系统的功率平衡。
计划外的有功功率设定值pagc见式
因此将agc的目标风电场看做一个整体，要测量在公共连接点(pcc)的风力发电的变化(例如在变电站集中测量)，而不是在各风力机处测量，将风电场的总输出有功信号传递到agc中。
由于中低风速下双馈风力发电机增减功率的控制能力十分有限，因此不考虑双馈风力发电机作为agc控制机组；而在高风速下通过桨距角控制方法可以有效的进行功率控制，可以作为agc控制机组。因此在风电场输出功率达到一定要求时才允许风电场参与电力系统频率的二次调节。定义风电场二次频率调节参与系数kwp：
式中，pow为风电场的输出功率；pw_set为设定的风电场参与频率二次调节的门槛值，与有功备用的设定值有关；ssyn_res为系统中参与频率二次调节的同步机组的备用容量；sw_res为风电场的备用容量。
分配系数αi的制定有人工设定和自动计算两种方法，本发明采用自动计算方法，kwp作为agc计算分配系数αi的依据。定义αsi为第i个采用同步发电机组的传统电厂的分配系数，αw为风电场的分配系数，有：
式中，si_res为第i个参与调频的传统电厂的备用容量。αsi的大小与对应电厂的备用容量大小成正比。
因此，分配到各调频电厂的控制信号为：
式中，pagcw为分配到风电场的功率控制信号；pagci分配到为第i个参与调频的传统电厂的功率控制信号。
假设风电场有k台风电机参与频率的二次调节，在不考虑风的空间分布的情况下，假设各机组状态相同，则电厂控制器分配到各调频机组的有功调节量为：
δpwm＝pagcw/k(5)
因此，改进的agc模型如图8所示。
下面结合仿真对本发明的应用效果作详细的描述。
在digsilent/powerfactory仿真平台上搭建如图9所示的自定义agc控制模型：
1、仿真分析
为了验证所提出的风电机组参与电力频率二次调节控制方法的有效性，同样基于图7的含大规模风电场的仿真系统进行仿真验证。由于系统分为两个区域，因此根据不同需要设计两套的agc：其中区域1的agc输入量仅为频率的偏差值，控制对象为电厂1的同步发电机组g1；区域2的agc按图9改进的agc模型进行设计，控制电厂2(包含同步发电机组g21和g22)和电厂3(包含同步发电机组g31和g32)以及风电场。为了更好的展示控制效果，在不同的仿真条件下，区域联络线计划交换功率之和ps取初始潮流计算时区域联络线实际交换功率之和pa的值，以保证初始状态下联络线上的净交换功率偏差值δpt为0。此外，区域2的四台同步发电机组参数均相同，在二次调频过程中仅存在分配系数的不同，即输出功率变化的趋势是非常相似的，因此只取g21为代表进行分析。agc的主要控制参数如表2所示。
表2agc的主要控制参数
下面从恒定风速和变风速两种情况进行仿真分析和验证。
1.1风速恒定的情况
取恒定风速windspeed＝12m/s，母线5在5s时突增110mw负荷，仿真时间60秒。对以下三种情况下的一次频率调节效果进行分析比较：
(1)双馈风电机组不参与频率调节；
(2)双馈风电机组仅参与一次调频；
(3)双馈风电机组主动响应agc控制，采用本发明提出的控制方法参与频率的一次调节和二次调节。
仿真结果如图10所示。如图10(b)、(c)所示，当风电机组不参与系统频率的调节时，系统负荷事件引起的功率缺额将全部由系统同步机承担，风电场输出功率不响应系统频率变化。而风电场仅参与电网一次频率调节时，风电场输出功率在频率初始跌落时由于虚拟惯量控制的作用迅速增加，但是由于风电机组功—频特征曲线没有改变，其过程是短暂的，其输出功率随后又逐渐恢复到稳态时的水平，而同步发电机组输出功率也增长到181mw。
而采用本发明综合控制方法时，变参数惯量控制有效响应使得风电场在频率发生跌落的瞬间便能迅速增发大量的有功功率，迅速阻止系统频率的继续降低。同时，如图10(d)双馈风电机组类似于同步发电机组，可以响应agc控制而改变桨距角，桨距角由4°减小至1.3°后又逐步略微增加达到稳态。而风电场输出功率也稳定的增加，由初始状态下的158mw达到198mw的稳态，其功率增长值为40mw。同时，同步机的输出功率在经历了初始的快速增长之后又有所降低，相对前两种控制方法其稳态值由181mw降低至166mw，降低了同步发电机组的调频压力。
以上仿真表明，双馈风力发电机能够主动响应系统agc的控制信号，在稳定风速下能够达到很好的调频效果。但是实际情况下，风电场风速是不断变化的，因此本算例比较具有局限性，仅作为风电场参与电力系统调频的过程展示。下面将考虑在实测波动的风速下进行仿真，风电场仅参与系统频率一次调节的情况不再考虑。
1.2风速波动的情况
1)高风速段的情况
风速随机波动，本时间段预测风速为12m/s，母线5在5s时突增110mw负荷，仿真时间120秒。对以下两种情况下的频率调节效果进行分析比较：(1)风电场不参与频率调节；(2)风电场组主动响应agc控制，采用本发明提出的控制方法参与频率调节。
仿真结果如图11所示，其中波动风速如图11(a)所示。由图11(a)可见，系统风速处在高风速段，以预测风速12m/s为中心，随着时间发生了较大的变化。由图11(c)、图11(d)、图11(e)可见，当风电场不参与电力系统频率调节时，双馈风力发电机的输出功率紧随风速的变化而改变，本身会引起系统频率的波动，同时对于电力系统发生负荷事件所造成的系统频率波动的分量没有响应，桨距角的变化仅仅在一定限度上保持输出功率的稳定。而采用本发明综合控制方法时，由于将风速的实际分量和预测分量(即风电场功率的实际分量和预测分量)的差值信号作为ace输入的一部分，acg会对风速的波动做出响应以优化其输出的功率控制信号。同时，双馈风电机组采用了综合惯量控制，对于负荷事件所造成的系统频率的波动分量快速响应；此外由于处在高风速段，风电机组本身接受acg的控制，主动通过附加的桨距角控制改变风机的输出功率。
如图11(b)所示，当风电场不参与电力系统频率调节时，在系统频率发生突降时其变化曲线的谷值为49.844hz，且后续频率受风速的影响波动较大；而当风电场采用本发明控制方法时，电力系统频率的变化曲线的谷值为49.934hz，较之前的提高了0.09hz，且之后频率受风速的影响波动也有所降低。如图11(f)所示，当风电场采用本发明控制方法时，由于风电场对系统频率变化更加敏感，先于同步机组调速器动作，同步机组在系统发生频率突降时输出功率的变化曲线更加平滑。且后续输出功率有所降低，降低了同步机组的调频压力。
2)中低风速段的情况
风速随机波动，本时间段预测风速为10m/s，母线5在5s时突增110mw负荷，仿真时间120秒。同样的，对上文两种情况下的频率调节效果进行分析比较。
仿真结果如图12所示，其中波动风速如图12(a)所示。由图12(a)可见，系统风速处在中低风速段，以预测风速10m/s为中心，随着时间发生了较为剧烈的波动。和高风速段的分析方法类似，由图12(c)、图12(d)、图12(e)可见，当风电场不参与电力系统频率调节时，本身输出功率紧随风速的变化而改变。而采用本发明综合控制方法时，acg会对风速的波动做出响应以优化其输出的功率控制信号。同时，双馈风电机组采用了综合惯量控制，对于负荷事件所造成的系统频率的波动分量快速响应。但是应当注意的是，由于处在中低风速段，风电机组无法在不具备参与二次调频的能力，风电机组附加的桨距角控制器不接受来自agc的控制信号(风电场的agc功率分配系数为0)，各同步发电机组的功率分配系数仅与本身的有功备用容量有关。因此，两种控制情况下风电场的输出功率变化趋势差别不是很大，但是采用本发明控制方法时在系统频率发生波动时还是能够快速的在一定程度上提供功率支持。
如图12(b)所示，当风电场不参与电力系统频率调节时，在系统频率发生突降时其变化曲线的谷值为49.842hz，且后续频率受风速的影响波动较大；而当风电场采用本发明控制方法时，电力系统频率的变化曲线的谷值为49.939hz，较之前的提高了0.097hz，且之后频率受风速的影响波动也有所降低。如图12(f)所示，两种控制情况下同步机组的输出功率变化趋势差别也不是很大，但是采用本发明控制方法时其输出功率变化曲线更为平滑。
综上，本发明所提出的双馈风电机组参与电力系统调频的控制方法对于各种风速的具有较为普遍的适应性，能够快速的响应系统频率的变化，在参与电力系统频率一次调节的同时，可以根据不同的运行情况主动响应agc的控制信号，改变功率—频率运行特性曲线，协同电网中的同步发电机组参与频率二次调节，平滑了同步发电机组的功率输出曲线，降低了同步发电机组的调频压力。
本发明基于同步发电机二次频率调节时移动功率—频率特征曲线的原理，设计了双馈风力发电机的桨距角附加控制器，使其能够像同步机一样响应来自agc的控制信号。然后设计了含风电场的agc，使其能够根据风电场的运行状况设置功率分配系数，同时根据风电场实际功率与预测功率之间的偏差优化控制效果。最后，基于ieee15母线系统在digsilent/powerfactory仿真平台上搭建了含大规模风电场的系统模型进行仿真，建立了对应的agc模型，对风电场参与电力系统频率调节的控制方法进行了对比分析。通过分析可以得出：(1)本发明所提出的双馈风电机组参与电力系统调频的控制方法对于各种风速的具有较为普遍的适应性，在高风速段积极参与系统频率的调节，接受来自agc的控制信号，而在中低风速段仅参与频率的一次调节；(2)采用本发明综合控制方法的风电场能更加有效地减少负荷事件引起频率波动的幅值，同时能够平滑由于风速变化引起频率波动的曲线。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。