本发明涉及风力发电技术领域，具体地，涉及一种风力发电机组的功率控制方法、控制装置、控制器和系统。
背景技术：
风能作为一种清洁的可再生能源，越来越得到世界各国的重视，其中风力发电机组是将风能转化为电能的装置，其内设有发电机，发电机的转子同轴连接有轮毂，轮毂上设有特定数量的叶片，叶片随风转动时能够带动轮毂转动，从而带动转子转动，最后使发电机发电，从而将风能转化为机械能再转化为电能。
在未来新能源装机比重较高的发电系统中，多电源具备的虚拟惯量将成为维持系统动态稳定的可调节参数，虽然增加了分析电网稳定性的难度，但控制方法也会更为灵活。以变速风电机组为例，通过独立有功调节，机组即可虚拟出可控的惯性响应，有效避免削弱系统惯性，威胁频率稳定的不利影响。
在现有技术中，通常使用虚拟同步发电机控制(virtualsynchronousgenerator-vsg)方法来改善电力系统的稳定性。该控制方法是一种能够改善风力发电外特性的控制方法，从而提高电力系统接纳分布式电源的能力。在虚拟同步发电机控制方法所需要的硬件一般包括：储能单元、新能源场站和控制算法。
但是，由于现有的控制方法一般仅调节单个风机的并网点的电压和频率，但是无法控制设置在风机中的线路阻抗和变压器，无法应对并网点的频率的快速(例如几秒)扰动，即无法进行基于一次调频的响应。其次，风力发电机场由多个风机组成，它们之间的例如转速、偏航等运行动作彼此具有独特性，导致整场控制效果不具备协调性。
综上所述，现有的风力发电机控制方法中存在着无法对并网点(电网)频率的快速扰动进行应对、或者整场控制效果不具备协调性等诸多问题。
技术实现要素：
针对上述问题，本发明实施例提出了一种风力发电机组的控制方法、控制装置、控制器和系统，以解决现有控制方法中无法对电网频率的快速扰动进行应对、或整场控制效果不具备协调性等问题。
在第一方面中，本发明实施例提出了一种风力发电机组的功率控制方法，包括：
获取电网的实时频率；
当所述电网的实时频率波动达到预设条件时，确定所述风力发电场的虚拟惯性和虚拟下垂控制特性；
根据所述虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定所述风力发电场一次调频的功率指令值；
根据所述一次调频的功率指令值，对所述风力发电场中的每个风力发电机组的功率进行同步调节。
优选地，所述获取电网的实时频率包括：
获取所述风力发电场的并网点的实时频率；以及
所述确定所述风力发电场的虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，具体包括：
根据获取的至少两个所述实时频率，确定所述电网的实时频率变化速率；根据所述实时频率变化速率和预设的虚拟阻尼系数，确定所述风力发电场的虚拟惯性；
根据所述实时频率与频率设定值的差值，以及预设的虚拟有功调频系数，确定所述风力发电场的虚拟下垂控制特性。
优选地，所述根据所述虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定所述风力发电场一次调频的功率指令值，具体包括：
当所述电网的实时频率大于或所述频率设定值时，根据所述虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定所述风力发电场一次调频的有功功率增大指令值；或者/和，
当所述电网的实时频率小于所述频率设定值时，根据所述虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定所述风力发电场一次调频的有功功率减小指令值；
所述功率指令值包括有功功率增大指令值或者/和有功功率减小指令值。
优选地，所述根据所述一次调频的功率指令值，对所述风力发电场中的每个风力发电机组的功率进行同步调节，包括：
根据所述有功功率增大指令值或有功功率减小指令值，对所述每个风力发电机组的有功功率期望值进行同步修正；
根据各修正后的有功功率期望值，对各风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行同步调节。
优选地，所述根据各修正后的有功功率期望值，对各风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行同步调节，具体包括：
当所述电网的实时频率大于所述频率设定值，且所述风力发电场的一个风力发电机处于最大功率追踪区或恒转速区时，根据该风力发电机组的增大后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行增大调节；
当所述电网的实时频率大于所述频率设定值，且所述风力发电场的一个风力发电机处于恒功率区时，根据该风力发电机组的增大后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行增大调节，并对应调节所述风力发电机的叶片桨距角；或者/和，
当所述电网的实时频率小于所述频率设定值时，根据所述风力发电场的一个风力发电机组的减小后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行减小调节，并对应调节该风力发电机组的发电机转矩和叶片桨距角。
在第二方面中，本发明实施例公开了一种风力发电机组的功率控制装置，包括：
数据采集模块，用于获取电网的实时频率；
一次调频功率确定模块，用于当所述电网的实时频率波动达到预设条件时，确定所述风力发电场的虚拟惯性和虚拟下垂控制特性；根据所述虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定所述风力发电场一次调频的功率指令值。
优选地，所述一次调频功率确定模块包括：
虚拟参量确定子模块，用于根据获取的至少两个所述实时频率，确定所述电网的实时频率变化速率；根据所述实时频率变化速率和预设的虚拟阻尼系数，确定所述风力发电场的虚拟惯性；根据所述实时频率与频率设定值的差值，以及预设的虚拟有功调频系数，确定所述风力发电场的虚拟下垂控制特性；
功率指令生成子模块，用于当所述电网的实时频率大于或所述频率设定值时，根据所述虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定所述风力发电场一次调频的有功功率增大指令值；或者/和，
当所述电网的实时频率小于所述频率设定值时，根据所述虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定所述风力发电场一次调频的有功功率减小指令值；
所述功率指令值包括有功功率增大指令值或者/和有功功率减小指令值。
优选地，其集成设置在风电场的虚拟同步发电机中。
在第三方面中，本发明实施例公开了一种风力发电机组的功率控制器，用于通信连接第二方面的功率控制装置，所述功率控制器包括：
一次调频功率调节模块，用于接收所述功率控制装置发送的一次调频的功率指令值，并根据所述一次调频的功率指令值，对所述风力发电场中的每个风力发电机组的功率进行同步调节。
优选地，所述一次调频功率调节模块包括：
有功功率期望值修正子模块，用于根据所述功率控制装置发送的有功功率增大指令值或有功功率减小指令值，对所述每个风力发电机组的有功功率期望值进行同步修正；所述功率指令值包括有功功率增大指令值或者/和有功功率减小指令值；
功率调节子模块，用于当所述电网的实时频率大于所述频率设定值，且所述风力发电场的一个风力发电机处于最大功率追踪区或恒转速区时，根据该风力发电机组的增大后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行增大调节；当所述电网的实时频率大于所述频率设定值，且所述风力发电场的一个风力发电机处于恒功率区时，根据该风力发电机组的增大后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行增大调节，并对应调节所述风力发电机的叶片桨距角；或者/和，当所述电网的实时频率小于所述频率设定值时，根据所述风力发电场的一个风力发电机组的减小后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行减小调节，并对应调节该风力发电机组的发电机转矩和叶片桨距角。
优选地，其集成设置在风力发电机组的主控器中。
在第四方面，本发明公开了一种计算机可读的存储介质，其存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现第一方面中本发明实施例提供的风力发电机组的功率控制方法的步骤。
在第五方面，本发明实施例公开了一种风力发电机组的功率控制系统，包括：第二方面本发明实施例提供的风力发电机组的功率控制装置、以及第三方面本发明实施例提供的风力发电机组的功率控制器,所述功率控制装置与功率控制器通信连接。
应用本发明实施例所获得的有益效果为：
1、本发明实施例中，通过虚拟惯性和虚拟下垂控制特性来虚拟出同步发电机的对外特性中的惯性和下垂控制特性，相当于将整个风力发电场等效成一个同步发电机；根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定的一次调频功率指令值，进而基于同一个一次调频功率指令值对整个风力发电场的每个风力发电组进行功率同步调节，将风力发电场的各风力发电组协调整合为一个整体，使得整体的风力发电场对外表现出类似同步发电机的惯性和下垂控制特性，从而可以通过一次调频有效抑制电网的短时扰动，有利于将电网的频率快速稳定在频率设定值附近，提升电网的稳定性，提升风力发电机组等新能源机组的渗透率。
本发明附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，这些将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
本发明上述的和/或附加的方面和优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1为本发明实施例的风力发电机组的功率控制方法的流程方框图；
图2为本发明实施例的用于风力发电场虚拟同步发电机的场级控制逻辑的一个特例示意图；
图3为本发明实施例的风力发电机组的功率控制装置的框架示意图；
图4为本发明实施例的风力发电机组的功率控制器的框架示意图；
图5为本发明实施例的风力发电机组的功率控制系统的框架示意图。
附图标号介绍如下：
301-数据采集模块；302-一次调频功率确定模块；303-虚拟参量确定子模块；304-功率指令生成子模块；
401-一次调频功率调节模块；402-有功功率期望值修正子模块；403-功率调节子模块；
501-功率控制装置；502-(风力发电机组)单机；503-风电场计算控制系统；504-场站运行工作站；505-调度中心；506-以太网；507-(外部)电网；508-并网点；509-高压母线；510-风场主变；511-低压母线；512-光纤。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面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，而不能解释为对本发明的限制。
本技术领域技术人员可以理解，除非特意声明，这里使用的单数形式“一”、“一个”、“所述”和“该”也可包括复数形式。应该进一步理解的是，本发明的说明书中使用的措辞“包括”是指存在所述特征、整数、步骤、操作、元件和/或组件，但是并不排除存在或添加一个或多个其他特征、整数、步骤、操作、元件、组件和/或它们的组。应该理解，当我们称元件被“连接”或“耦接”到另一元件时，它可以直接连接或耦接到其他元件，或者也可以存在中间元件。此外，这里使用的“连接”或“耦接”可以包括无线连接或无线耦接。这里使用的措辞“和/或”包括一个或更多个相关联的列出项的全部或任一单元和全部组合。
本技术领域技术人员可以理解，除非另外定义，这里使用的所有术语(包括技术术语和科学术语)，具有与本发明所属领域中的普通技术人员的一般理解相同的意义。还应该理解的是，诸如通用字典中定义的那些术语，应该被理解为具有与现有技术的上下文中的意义一致的意义，并且除非像这里一样被特定定义，否则不会用理想化或过于正式的含义来解释。
下面首先介绍一些本发明实施例中使用到的技术术语。
一次调频：是指电网的频率一旦偏离额定值时，电网中单机的控制系统就自动地控制单机有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的自动控制过程。当电网频率升高时，一次调频功能要求单机利用其蓄能快速减负荷，反之，单机快速增负荷。本发明中主要指风力发电场的一次调频。
虚拟同步发电机(virtualsynchronousgenerator)：是一种利用模拟同步发电机组的机电暂态特性，使变流器中的电源具有同步发电机组的惯量、阻尼、一次调频、无功调压等在并网运行外特征的技术。
风电机组虚拟同步发电机(windturbinevirtualsynchronousgenerator)：是指利用虚拟同步发电机技术实现与常规同步发电机组相似运行机理及外特性的风电机组。
惯量响应(inertiaresponse)：是指虚拟同步发电机输出的有功功率响应于系统频率变化率的特性。
风电场并网点(pointofcommoncoupling)：是指风力发电场与外部电网连接的位置。
最大功率追踪区：是指风力发电机组在运行当中都能够最大限度地利用风能，根据风速控制转子转速使其按最优功率曲线运行。
恒转速区：是指在该区域中，当风速增大转速达到限定值时，此时风力发电机组的转速恒定，风力发电机组的功率继续增加。
恒功率区：是指在该区域中，当风速继续增加使功率达到额定值时，采用控制桨距角，来保持功率恒定。
下面结合附图具体介绍本发明实施例的技术方案。本发明实施例中提供了一种风力发电机组的功率控制方法，如图1所示，该方法包括一下步骤：
s101：获取电网的实时频率。
优选地，获取风力发电场的并网点的实时频率。
s102：判断电网的实时频率波动是否达到预设条件；若是，执行s103；否则执行s101。
s103：确定风力发电场的虚拟惯性和虚拟下垂控制特性。
优选地，根据获取的至少两个实时频率，确定电网的实时频率变化速率；根据实时频率变化速率和预设的虚拟阻尼系数，确定风力发电场的虚拟惯性；根据实时频率与频率设定值的差值，以及预设的虚拟有功调频系数，确定风力发电场的虚拟下垂控制特性。
s104：根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定风力发电场一次调频的功率指令值。
优选地，当电网的实时频率大于频率设定值时，根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定风力发电场一次调频的有功功率增大指令值。例如，频率设定值具体可以为50hz赫兹。
在另一个优选实施例中，当电网的实时频率小于频率设定值时，根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定风力发电场一次调频的有功功率减小指令值。
具体地，功率指令值包括有功功率增大指令值或者/和有功功率减小指令值，从而实现对每个风力发电机的功率进行增大或减小调节。
s105：根据一次调频的功率指令值，对风力发电场中的每个风力发电机组的功率进行同步调节。
优选地，根据有功功率增大指令值或有功功率减小指令值，对每个风力发电机组的有功功率期望值进行同步修正。例如，根据一次调频的有功功率增大指令值，对每个风力发电机组的有功功率期望值进行同步增大，从而实现对全场中的每个风力发电机组进行功率调节。例如，根据一次调频的有功功率减小指令值，对每个风力发电机组的有功功率期望值进行同步减小。全场中的每个风力发电机组能够通过一个调频功率指令值进行功率调节，提高每个风力发电组在调节功率时的一致性。
优选地，根据各修正后的有功功率期望值，对各风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行同步调节。
本发明实施例中的风力发电机组的功率控制方法了包括风力发电机单机的控制方法，该单机的控制方法根据每个风力发电机组中的不同情况采用转动惯量控制策略与风机变桨控制策略对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行同步调节。
优选地，当电网的实时频率大于频率设定值，且风力发电场的一个风力发电机处于最大功率追踪区或恒转速区时，根据该风力发电机组的增大后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行增大调节。
因此，本发明实施例的方法在风力发电场的一个风力发电机处于最大功率追踪区或恒转速区时，采用转动惯量控制策略对每个风力发电机进行功率调节，可以深度挖掘存储在风力发电机转子中的旋转动能，不仅能够减少调节风力发电机时的能量消耗，还能够提高单个风力发电机的调频指令的响应，提高风力发电机组的输出功率。
优选地，当电网的实时频率大于频率设定值，且风力发电场的一个风力发电机处于恒功率区时，根据该风力发电机组的增大后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行增大调节，并对应调节风力发电机的叶片桨距角。
因此，本发明实施例的方法在风力发电场的一个风力发电机处于恒功率区时采用转动惯量控制策略与风机变桨控制策略相结合的方式对每个风力发电机进行功率调节，可以深度挖掘存储在风力发电机转子中的旋转动能，不仅能够减少调节风力发电机时的能量消耗，还能够提高机组捕获功率补偿转子转动惯量所释放的机组功率，实现快速响应且长时提高机组输出功率，降低系统稳定频率偏差的目标。
优选地，当电网的实时频率小于频率设定值时，根据风力发电场的一个风力发电机组的减小后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行减小调节，并对应调节该风力发电机组的发电机转矩和叶片桨距角。
因此，本发明实施例的方法在电网的实时频率小于频率设定值时采用功率控制策略，降低风力发电机组的输出功率，计算此时的转矩和桨距角给定值，快速响应一次调频的功率减小指令值，从而能够快速响应且长时间降低风力发电机组的输出功率，进一步降低系统稳定频率偏差。
由于本发明实施例的方法能够通过由虚拟惯性和虚拟下垂控制特性确定的一次调频功率指令值，对整个风力发电场的每个风力发电组进行功率同步调节，因此本方法可以协调控制风力发电全场的动态响应，使全场中的风力发电组通过一个调频功率指令值进行调节，提高风力发电组的一致性。
为了更加详细描述本发明，以下对本发明的一个优选实施例进行具体描述：
如图2所示，首先，在风力发电场的并网点处测量出实时频率(例如，图2中的measuredfatpcc)。
图2中1/(1+stm)表示的步骤为在一定时间段内提取在并网点处理测量到的(电网)实时频率，1/(1+stm)是采样频率引起的延时等效为惯性环节，因此，根据采样频率引起的延时(例如，图2中的1/(1+stm))，确定实时频率f。
当根据所获得的实时频率f达到需要进行功率调节的预设条件时(例如，所获得的实时频率f超出频率死区范围frequencydeadbandsetpoint)，则输出采集到的实时频率值；如果所获得的实时频率f没有达到预设条件，即，没有超出频率死区范围，则继续测量实时频率f。
当系统获得实时频率值时，通过如下公式分别计算得出风力发电场的虚拟惯性deltp_inertia和虚拟下垂控制特性deltp_droop：
风力发电场的虚拟惯性通过以下公式计算得出：
其中，deltp_inertia为虚拟惯性数值，kd为虚拟同步发电机阻尼系数，df/dt为频率变化速率。
风力发电场的虚拟下垂控制特性通过以下公式计算得出：
deltp_droop＝-kdroop×(f-fn_deadband)
其中，deltp_droop为拟下垂控制特性数值，kdroop为虚拟同步发电机有功调频系数，f为并网点处测量出的电网的实时频率，fn_deadband为死区的边界频率。
具体地，当f的频率较低或发生频率降低时，fn_deadband对应死区的低频边界频率，为fn-δfufdeadband，当f的频率较高或发生频率升高时，fn_deadband对应死区的过频边界频率，为fn+δfofdeadband，其中，δfufdeadband为低频死区值，δfofdeadband为过频死区值，fn为电网的额定频率。在一个优选实施例中，额定频率fn值为50hz。。
接着，根据虚拟惯性数值和虚拟下垂控制特性的总和，确定风力发电场一次调频的功率指令值(例如，图2中的deltpcmd)。
在获得一次调频的功率指令值之后，基于该功率指令值进行调度(即图2中的dispatchdeltpcmd)，将该功率指令值发送到每个风力发电机组中的相应控制模块，并基于初始的单机的输出有功功率的期望值(例如，图2中的pwtcmd)，对风力发电场中的每个风力发电机组(wt1-wtn)的功率进行同步调节(例如，图2中的pcmdwt1-pcmdwtn)。
本发明实施例中的一次调频的功率指令值通过虚拟惯性数值和拟下垂控制特性数值确定得出，因此在本方法中仅需要测量在风力发电场的并网点处的实时频率，就能够获得功率指令值，大大降低测量难度并提高控制效果。
基于同一个发明思路，在第二方面中，本发明实施例还公开一种风力发电机组的功率控制装置，如图3所示，该装置包括：数据采集模块301和一次调频功率确定模块302。
数据采集模块301用于获取电网的实时频率。
一次调频功率确定模块302用于当电网的实时频率波动达到预设条件时，确定风力发电场的虚拟惯性和虚拟下垂控制特性；根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定风力发电场一次调频的功率指令值。
优选地，如图3所示，本发明实施例的一次调频功率确定模块302还包括：虚拟参量确定子模块303和功率指令生成子模块304。
虚拟参量确定子模块303，用于根据获取的至少两个实时频率，确定电网的实时频率变化速率；根据实时频率变化速率和预设的虚拟阻尼系数，确定风力发电场的虚拟惯性；根据实时频率与频率设定值的差值，以及预设的虚拟有功调频系数，确定风力发电场的虚拟下垂控制特性；
功率指令生成子模块304，用于当电网的实时频率大于或频率设定值时，根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定风力发电场一次调频的有功功率增大指令值；或者/和，当电网的实时频率小于频率设定值时，根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定风力发电场一次调频的有功功率减小指令值；其中，功率指令值包括有功功率增大指令值或者/和有功功率减小指令值。
优选地，本发明实施例的功率控制装置集成设置在风电场的虚拟同步发电机中。
在第三方面中，如图4所示，本发明实施例还公开一种风力发电机组的功率控制器，用于通信连接本发明实施例第二方面的功率控制装置，该功率控制器包括：一次调频功率调节模块401。
一次调频功率调节模块401用于接收本发明实施例的功率控制装置发送的一次调频的功率指令值，并根据一次调频的功率指令值，对风力发电场中的每个风力发电机组的功率进行同步调节。
优选地，如图4所示，本发明实施例的一次调频功率调节模块401包括：有功功率期望值修正子模块402和功率调节子模块403。
有功功率期望值修正子模块402用于根据功率控制装置发送的有功功率增大指令值或有功功率减小指令值，对每个风力发电机组的有功功率期望值进行同步修正。根据不同情况，功率指令值可以包括有功功率增大指令值或者/和有功功率减小指令值。
功率调节子模块403用于当电网的实时频率大于或频率设定值，且风力发电场的一个风力发电机处于最大功率追踪区或恒转速区时，根据该风力发电机组的增大后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行增大调节；当电网的实时频率大于或频率设定值，且风力发电场的一个风力发电机处于恒功率区时，根据该风力发电机组的增大后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行增大调节，并对应调节风力发电机的叶片桨距角。
在另一个实施例中，当电网的实时频率小于频率设定值时，根据风力发电场的一个风力发电机组的减小后的有功功率期望值，对该风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行减小调节，并对应调节该风力发电机组的发电机转矩和叶片桨距角。
优选地，控制器可以集成设置在风力发电机组的主控器中。
较佳地，在第四方面中，本发明实施例还提供了一种计算机可读的存储介质，该计算机可读的存储介质存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现本发明实施例提供的风力发电机组的功率控制方法所对应的步骤。
基于同一个发明思路，在第五方面中，本发明申请还公开一种风力发电机组的功率控制系统，其包括本发明第二方面的功率控制装置、以及第三方面的功率控制器，该功率控制装置与该功率控制器通信连接。该控制系统的框架示意图如图5所示，包括：功率控制装置501、以及至少两个功率控制器。该风力发电机组的功率控制系统是一个场级控制系统，具体可以为一个标准二次柜体，可以设置在升压站中。
每个功率控制器与风力发电场中的一个风力发电机组电连接；
至少两个功率控制器都与功率控制装置501电连接；
功率控制装置501，与风力发电场外部的电网电连接，用于获取电网的实时频率。当电网的实时频率波动达到预设条件时，确定风力发电场的虚拟惯性和虚拟下垂控制特性。根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定风力发电场一次调频的功率指令值。
功率控制器用于接收功率控制装置501发送的一次调频的功率指令值，并根据一次调频的功率指令值，控制各单机惯性控制模块402对风力发电场中的每个风力发电机组的功率进行同步调节。功率控制装置501和功率控制器的具体功能如上所述，此处不再赘述。
具体地，功率控制装置501，通过以太网与功率控制器和风力发电场的风电场计算机监控系统电连接；以及功率控制装置501通过通信网络与风力发电场外部的调度中心电连接。
继续参考图5，风电场的功率控制系统包括：功率控制装置501、多台(风力发电机)单机502、与每台单机502均对应的功率控制器、风电场计算机监控系统503、场站运行工作站504、调度中心505以及与(外部)电网507连接的并网点508。
其中，每台单机502与对应的功率控制器电连接(图中未示出)，功率控制装置501通过以太网506的方式分别与功率控制器、风电场计算机监控系统503、场站运行工作站504以及并网点508连接。
具体地，所有的功率控制器通过光纤512连接到功率控制装置501，其中，支持iec-104、modbus-tcp规约，并优选地要求光伏区通信管理机具备6～7路iec-104通道上送光伏区数据能力。
具体地，功率控制装置501连接到并网点508，并网点508连接电网507，所有的单机502均连接到低压母线511，低压母线511经过风场主变510后连接到高压母线509。功率控制装置501中设置有并网点采集装置，该装置能够实现并网点508的电压和频率的实时采集与数据传送，由功率控制装置501内部的通讯服务器进行电网异常判断；并网点采集装置能够实现有功功率、无功功率以及频率监测，并且也能够实现全场风机运行状态监测。
具体地，风电场计算机监控系统503连接到功率控制装置501，用于提供例如母线电压、风电场实际功率等的风电场电气运行参数信息。
具体地，调度中心505连接到功率控制装置501，用于获得调度给定的风电场有功和电压/无功指令，并上传风电场实时运行数据。优选地，本发明实施例支持iec-101/104等规约。
具体地，场站运行工作站504连接到功率控制装置501，用于获取无功补偿系统的当前运行状态，并对无功补偿系统进行无功指令控制。优选地，本发明实施例支持modbus-tcp/ip规约。
应用本发明实施例所获得的有益效果为：
1、本发明实施例中，通过虚拟惯性和虚拟下垂控制特性来虚拟出同步发电机的对外特性中的惯性和下垂控制特性，相当于将整个风力发电场等效成一个同步发电机；根据虚拟惯性和虚拟下垂控制特性，确定的一次调频功率指令值，进而基于同一个一次调频功率指令值对整个风力发电场的每个风力发电组进行功率同步调节，将风力发电场的各风力发电组协调整合为一个整体，使得整体的风力发电场对外表现出类似同步发电机的惯性和下垂控制特性，从而可以通过一次调频有效抑制电网的短时扰动，有利于将电网的频率快速稳定在频率设定值附近，提升电网的稳定性，提升风力发电机组等新能源机组的渗透率。
2、本发明实施例中，根据一次调频的功率指令值，对风力发电场的每个风力发电机组的有功功率期望值，根据各修改后的有功功率期望值，对各风力发电机组的变流器的有功功率输出值进行同步调节；由于对变流器的有功功率输出值进行调节(例如修改一下有功功率输出值这个参数值)；根据调节后的有功功率输出值，控制发电机的转子惯量，转子惯量的响应速度较快(例如几百毫秒级)远远快于传统的变桨响应速度(例如秒级)，使得发电机转子中预先存储的动能(属于机械能)可以迅速释放并被变流器转换成电能的有功功率输出，或者调小的那部分电能的有功功率可以迅速被吸收为发电机转子的额外的动能；转子的机械能与变流器的电能之间的转换过程非常迅速(例如整个过程不超过10秒)，使得整个风力发电场的对电网扰动(例如频率波动)的响应速度优于传统的火力发电机组，可以参与电网的一次调频，可以在电网故障前期可以迅速且有效为传统的火力发电机组争取时间，起到配合传统能源的作用。
3、本发明实施例中，当发电机转子中预先存储的动能可以迅速释放并被变流器转换成电能的有功功率输出时，转子的动能有所下降，此时可以结合适当的变桨控制，以提升风力发电机组捕获的风能，提升发电机的转子动能，从而补偿转子转动惯量所释放的发电机输出功率，既可以快速响应电网的扰动以稳定电网频率，满足一次调频的需要，又可以长时提高风力发电机组的输出功率。
4、本发明实施例中，风力发电机场等新能场站，虚拟同步发电机的控制功能主要由功率控制系统完成，相当于采用了集中控制的方式，便于功能拓展，例如可以集中调控风电场的无功功率控制及孤岛检测等。
以上所述仅是本发明的部分实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。