性曲线开始下降，当转子转速降至〇. 7pu时风力机组将退出调频进 入转速恢复阶段。
[0077] 低风速区内，转子可释放动能Δ Ek较小是风力机组可参与调频时间的主要限制因 素，因此风力机组的调频能力随着风速增加而增大；中风速区为转速恒定区转速不随风速 增大风电机组所能释放的总动能A ^保持不变，而随着转速下降输入机械功率损失AElciss急剧增加是该区域内风力机组惯性调频能力主要限制因素，因此调频能力随着风速增加而 减小。由图4还可以看出当风速增加至13m/s时，风力机组在整个惯性调频过程中的有效释 放调频动能为负值，这是因为当转子转速下降到一定程度后释放动能已经无法弥补因转速 下降引起的输入机械功率损失导致输出功率小于调频前功率，即输出功率增量[Pjt)_PA] 为负值。过大的功率损耗也将导致中风速区风力机组退出调频时对系统频率冲击远大于低 风速区。
[0078] 用递增函数f (Vw)表示图4中低风速区内有效释放动能与风速之间的关系，递减 函数g(Vw)表示中风速区内有效释放动能与风速之间的关系：
[0080] 高风速区由于桨距角在调频前处于非零状态，释放动能转速降低导致风力机组减 小桨距角从而捕获的风功率增加，这将有利于风力机组参与调频，使其具有比中低风速区 更强的惯性调频能力。然而风力机组输出功率调频前已达额定值，此时变频器短时过载能 力成为主要调频能力限制因素，通常认为风电机组可短时增发20%的额定功率。
[0081] 综上分析，附加惯性调频控制环节使DFIG机组能够快速响应系统频率变化，但是 各不同风速区内呈现不同的特性：低风速区风力机组可释放动能较小；中风速区调频初期 风力机组输出功率增加能有效抑制电网频率波动，随着转速进一步降低功率损失加剧导致 其释放动能对系统调频没有实际贡献，此时转速虽未达下限也应主动对其进行保护抑制减 速；高风速区风力机组自身桨距角调节机制有利于其参与调频，变桨距角减载运行控制是 解决风力机组变频器容量限制的有效办法。
[0082] 2. 2主动转速保护控制策略
[0083] 为了维持风力机组在调频过程中自身稳定性及优化调频性能，本文基于DFIG机 组在不同风速区间惯性调频特性提出了主动转速保护控制策略。与设定转速限值的转速 保护方式不同，该策略利用负反馈调节信号逐渐减小调频作用，从而将转速维持在稳定区 域内。为了更好的对转速进行保护，控制器根据实时工况和系统容量调整控制器PI控制系 数。
[0084] 如图5所示为控制原理图：转速保护控制环节根据风速、风机转速和桨距角参数 按⑶式计算风机实时捕获机械风功率Pjt)，将其与发电机输出电磁功率PJt)比较得到 风力机组因参与系统调频引起的输入输出功率差额A P (包括输出功率增量和功率损失）， 经过比例环节和积分环节输出负反馈功率控制量AP2，最终与惯性调频控制信号AP1-起 作为调频附加有功功率给定值。
[0085] 不计机械及其他损耗情况下，风力机组参与调频前捕获的机械风功率与输出功率 相等，此时ΔΡ为零；风力机组参与调频后，输出功率增加和转速下降引起的功率损失导致 AP大于零。实际工程中需要考虑风力机组自身机械损耗和电磁损耗，为了使用方便，不同 运行状态下的风力机组自身功率损耗可通过查表法得到。触发开关的作用是保证惯性调频 控制环节和转速保护控制环节同步动作，避免转速保护控制环节对风力机组稳态运行产生 干扰作用。
[0087] 由（7)式可知功率差额Δ P对时间的积分与风力机组调频释放总动能成比例关 系，因此积分环节作用随着释放动能增加而逐渐加大。控制器参数比例系数K1和积分系数 Kp需根据系统容量和运行工况整定，如图6所示为惯性调频主动转速保护控制算法流程示 意图：判断区间分别对应于风力机组低、中、（高+启动前）风速区间；K1K2为与风力机组容 量相关的参考比例系数和参考积分系数：
[0088] 高风速区可通过附加桨距角辅助调节环节优化风力机组的调频性能，桨距角辅助 调节环节可采用如图7所示有备用的变桨距控制策略。风力机组正常工作于K%减载量状 态，参与调频后输出功率增加后仍保持在额定功率以内，因此避免了变频器容量短时过载 能力限制。借助桨距角辅助调节环节，调频过程中风力机组桨距角机械调节更迅速，捕获风 功率能满足增加功率需求，转速保护控制环节对其影响不大，因此本文对高风速区域内桨 距角控制和仿真不做进一步研究。
[0089] 3、仿真分析
[0090] 本文在MATLAB/Simulink中搭建了如图8所示的经典四机两区域仿真系统算例， 其中：G1、G3和G4分别为容量为400MW和1000 Mff的火电厂，均配备了调速器和电力系统稳 定器。G2为由200台I. 5MW的双馈风力发电机组成的风电场，风电场额定容量为系统总容 量14. 2%。负荷Ll和L2为恒定有功负荷分别为500MW和1000MW。选取各个发电厂的额 定容量为其功率基值，转速基值为DFIG机组的额定转速。
[0091] 系统初始稳定频率为50Hz，控制死区0. 2Hz，负载L2在t = IOs时刻由1000 Mff突 增到1100MW，导致系统频率降低。仿真内容分别在中低风速工况下，DFIG机组采用固定限 值转速保护和本文所提出主动转速保护惯性调频控制，对系统频率响应和DFIG机组自身 运行稳定性情况进行了对比。
[0092] 如图9所示风速为9m/s (低风速区，最大功率跟踪区）时负荷扰动后系统频率响 应曲线对比情况。DFIG机组不加额外调频控制情况下，系统频率下降最快且降幅较大，波动 幅值已超出调频范围〇. 5Hz。采取惯性调频控制能使风力机组响应系统频率波动，通过释放 转子动能有效地将频率波动幅值限制为0.36Hz。但是由于低风速区风机转速较低提供的动 能有限，采用固定限值转速保护情况下风力机组参与调频9s后退出调频，对系统频率造成 二次跌落冲击，这不利影响将随着风电场规模增大而加剧。采用主动转速保护控制后系统 频率波动幅值为0. 38Hz，系统能将扰动后的频率有效控制在要求范围内，并且有效消除了 前者具有的频率二次冲击，整个调频过程平稳。
[0093] 如图10 (a)、（b)所示对比了低风速区扰动后DFIG机组惯性调频输出功率、转速变 化过程。可以看出DFIG机组采用固定限值转速保护时，转子转速迅速降低释放部分动能， 功率瞬时增加约为0. 22pu，有效的支持了系统惯性响应；但是转速下降到0. 7pu后机组退 出调频进入转速恢复阶段，输出功率突降，这也是引起系统二次频率跌落的原因。可看出， 与前者相比主动转速保护控制作用随着释放动能增加负反馈抑制作用逐渐加强，输出功率 曲线没有跌落过程从而避免对系统频率的二次冲击，最小转速离下限值0. 7pu还有一定裕 量，从而维持了风力机组调频过程中的自身稳定性。
[0094] 如图11所示为风速为12. 5m/s (中风速区，恒转速区）时负荷扰动后系统频率响 应曲线对比情况。由曲线对比可看出，中风速条件下DFIG机组采用惯性调频控制同样能抑 制频率波动幅值。但是采用固定限制转速保护的情况下频率曲线在t = 28s之后出现新的 震荡趋势，这是因为此时风力机组输入机械功率损失加剧，其释放动能已对系统调频不起 有功支持作用，但是由于转子转速还未达到转速保护限值而调节信号一直在因此转速将持 续下降。采用主动转速保护控制的频率曲线越过波谷后快速趋于稳定，有利于系统频率的 后续恢复，优化了系统频率响应特性。
[0095] 如图12 (a)、图12 (b)所示，对比了中风速区DFIG机组惯性调频控制过程中输出功 率、转速变化过程。可以看出当DFIG机组转子速度减小到一定程度后，继续降低转速释放 动能反而将导致输出功率衰减加剧，此后风力机组已经无法通过释放动能对系统频率提供 惯性支持作用，虽然此时转速仍未达下限值也应主动对转速进行保护。可以看出采用主动 转速保护控制策略后，转子转速下降到一定程度后将被抑制降低，防止机