CN106532739A - 风电机组分频段参与电力***一次调频方法 - Google Patents

Abstract

风电机组分频段参与电力***一次调频方法，涉及风电机组参与电网一次调频技术。目的是为了解决风电机组参与一次调频时风场经济性与调频容量相矛盾的问题。本发明首先分别使用高通滤波器和低通滤波器将电网中的高频信号和低频信号分离出来，然后在风电机组中引入惯性控制环节和下垂控制环节，根据风电场当前的弃风情况设置运行模式，所述运行模式为最优功率跟踪模式或次优功率跟踪模式，最后分别计算两种运行模式下的电磁功率参考值，将电磁功率参考值作用于转子变流器，完成风电机组分频段参与电力***的一次调频过程。本发明所述的方法实现了风电机组在不损失出力的同时，最大限度地参与电力***的一次调频，适用于风电机组的调频。

Description

风电机组分频段参与电力***一次调频方法

技术领域

本发明涉及风电机组参与电网一次调频技术。

背景技术

风电并网运行是大规模开发风能的有效形式，但随着风电装机容量的不断提升，原有的以火电、水电为主导的电源结构形式发生了改变，当风电渗透率大幅增高后，风电功率的波动性也对电网的频率稳定和有功平衡带来了一定的冲击，若依然只将风电机组处理成负的负荷叠加到电网有功功率平衡关系中，会给火电机组带来巨大的调频压力，不仅造成火电机组的频繁启停影响其使用寿命，也很大程度上限制了风电的进一步发展。

目前风电机组参与电网一次调频的控制策略主要分为三种：桨距角控制、惯性控制、减载控制。桨距角控制通过控制桨距角改变风能利用系数进而改变并网功率，由于桨距角的调整为机械动作，其调频速度慢；惯性控制利用转子转动惯量参与调频，在电网频率波动时吸收或释放转子动能转化为电磁功率，其调频速度虽较桨距角控制快但其调频容量有限；减载控制使风电机组运行在次优功率跟踪曲线上，利用留出的有功余量参与一次调频，其调频容量大，但风电机组长期运行于减载状态严重影响了风电场的经济性。

发明内容

本发明的目的是为了解决风电机组参与一次调频时风场经济性与调频容量相矛盾的问题，提出了考虑风电场经济性的风电机组分频段参与电力***一次调频方法。

本发明所述的风电机组分频段参与电力***一次调频方法包括以下步骤：

步骤一、使用高通滤波器将电网中波动频率高于的频率偏差信号分离出来，记为Δf_Hi；使用低通滤波器将电网中波动频率低于的频率偏差信号分离出来，记为Δf_Li，其中H_i为风电机组转子惯性时间常数，下角标i表示第i台风电机组，s表示传递函数；

步骤二、在风电机组中引入惯性控制环节和下垂控制环节，所述惯性控制环节包括虚拟惯性环节，该虚拟惯性环节由微分环节和比例环节两部分组成，其中比例环节的比例系数设置为2H_i；下垂控制环节的下垂系数R_i由式(1)确定；

其中，△f为电网正常运行时所允许的最大频率偏差，单位为p.u.；P_e1i为风电机组在当前风速下的最优功率，单位为p.u.；P_e2i为风电机组的减载运行功率，单位为p.u.；

步骤三、根据风电场当前的弃风情况设置运行模式：

设风电场中的第i台风电机组当前风速下的最优功率为P_e1i，风电场中有n台机组，风电场当前限定出力为P_out，则风电场当前的弃风量P_Δ如式(2)所示：

当P_Δ≤0时，风电场中所有机组均运行在最优功率跟踪模式下，称其为工作模式一；

当P_Δ>0时，风电场中所有机组均减载运行在次优功率跟踪模式下，称其为工作模式二；

步骤四、当风电机组处于工作模式一时，电磁功率参考值P_refi如式(8)所示：

P_refi＝P_MPPTi-ΔP_Hi (8)

其中，P_MPPTi为最优功率跟踪曲线；

当风电机组处于工作模式二时，电磁功率参考值P_refi如式(10)所示；

P_refi＝P_deli-(ΔP_Hi+ΔP_Li) (10)

电磁功率调整信号ΔP_Hi的获取方法为：对于步骤一中分离出的波动频率高于的信号Δf_Hi，输入步骤二中设置好的虚拟惯性环节，得到电磁功率调整信号△P_Hi，如式(6)所示：

电磁功率调整信号ΔP_Li的获得方法为：对于步骤一中分离出的波动频率低于的信 号Δf_Li，将其输入下垂控制环节，得到电磁功率调整信号ΔP_Li，如式(7)所示：

P_deli为次优功率跟踪参考值；

步骤五、将电磁功率参考值P_refi作用于转子变流器，完成一次调频过程。

本发明根据风电场当前的弃风量来决定机组运行在最优功率跟踪模式还是次优功率跟踪模式，分别计算两种不同模式下的电磁功率参考值P_refi，将电磁功率参考值P_refi作用于转子变流器，实现一次调频。该方法通过将电网频率偏差信号分频段处理的方式，使风电机组在最优功率跟踪模式下对电网频率偏差信号中的快变分量响应，在次优功率跟踪模式下对电网频率偏差信号中的快变分量与慢变分量均响应，使风电机组在保证自身出力的前提下最大限度地参与电网的一次调频，改善电网的频率质量。

附图说明

图1为本发明所述的风电机组分频段参与电力***一次调频方法总体框图；

图2为风电机组分频段参与一次调频控制框图；

图3为风电机组运行原理图；

图4为次优功率跟踪曲线，图中v_1i、v_2i和v_3i表示不同风速下风机的功率-转速曲线；

图5为有功备用减载控制原理图，，曲线1、2、3和4表示不同风速下风机的功率-转速曲线，其中曲线1的风速为11m/s，曲线2的风速为9m/s，曲线3的风速为7m/s，曲线4的风速为5m/s；

图6为实施方式二中的△f_Hi信号；

图7为某风声200s内风速变化情况；

图8为风电声最优出力；

图9为实施方式二中的△P_Hi信号；

图10为实测风速下的***频率偏差；

图11为实测风速下的风力机出力；

图12为实测风速下的风力机平均出力；

图13为实施方式三中的Δf_Hi和Δf_Li信号；

图14为实施方式三中的ΔP_Hi和ΔP_Li信号；

图15为实施方式三中的ΔP_i信号；

图16为风速为105m/s时突减负荷2％风机参与调频前后***频率偏差；

图17为风速为105m/s时突减负荷1％风机参与调频前后***频率偏差；

图18为风速为105m/s时突增负荷1％风机参与调频前后***频率偏差；

图19为风速为105m/s时突增负荷2％风机参与调频前后***频率偏差。

具体实施方式

具体实施方式一：本实施方式所述的风电机组分频段参与电力***一次调频方法包括以下步骤：

步骤一：设计如图2左侧实线框中所示的高通滤波器将电网中波动频率高于的频率偏差信号分离出来，记为Δf_Hi；设计如图2左侧虚线框中所示的低通滤波器将电网中波动频率低于的频率偏差信号分离出来，记为Δf_Li；其中H_i为风电机组转子惯性时间常数，下角标i表示第i台风电机组，s表示传递函数；

步骤二：在风电机组中引入惯性控制环节和下垂控制环节，所述惯性控制环节包括虚拟惯性环节，该虚拟惯性环节由微分环节和比例环节两部分组成，其中比例环节的比例系数设置为2H_i；下垂控制环节控制框图如图2中长点划线部分所示，其下垂系数R_i由式(1)确定。

其中，Δf为电网正常运行时所允许的最大频率偏差，单位为p.u.；P_e1i为风电机组在当前风速下的最优功率，单位为p.u.；P_e2i为风电机组的减载运行功率，单位为p.u.。当风电机组未减载运行时R_i→∞，将下垂控制通道断开。P_e2i的取值与风电场当前的弃风量有关，其整定方法和风电机组的运行模式判别在步骤三中说明；

步骤三：根据风电场当前的弃风情况设置运行模式。设风电场中的第i台风电机组当前风速下的最优功率为P_e1i，风电场中有n台机组，风电场当前限定出力为P_out，则风电场当前的弃风量P_Δ如式(2)所示。

当P_Δ≤0时，风电场中所有机组均运行在最优功率跟踪模式下，称其为工作模式一。在此工作模式下，风电机组始终按照最优功率跟踪曲线运行。风电机组的运行原理如图3所示，由当前转子转速ω_rmeasi确定最优功率跟踪参考值P_MPPTi，与电磁功率调整总信号ΔP_i叠加后得到电磁功率参考值P_refi，经由转子侧变流器作用后得到输出电磁功率P_ei，电磁转矩T_ei与机械转矩T_mi的转矩差使转子动作。其中，实现最优功率跟踪运行的方式是保持叶尖速比为最佳叶尖速比λ_MPPTi不变，从而保持风能利用系数为最大风能利用系数C_pmax不变。最优功率跟踪模式下的P_MPPTi确定方式如式(3)所示。

其中，ρ为空气密度，单位为kg/m³；r_i为风力机叶轮半径，单位为m。

当P_Δ>0时，风电场中所有机组均减载运行在次优功率跟踪模式下，称其为工作模式二。次优功率跟踪曲线如图4中的P_deli所示，图中，P_3i为有功余量，P_MPPTi为最优功率跟踪曲线，P_deli为减载曲线(与次优功率跟踪曲线是同一个概念)。例如，当风电机组减载至80％运行时，P_MPPTi是由每一个风速下的最大功率值点连接得到的，而P_deli是由每一个风速下的最大功率值的80％点连接得到的，而P_3i则为两者之差，即为20％最大功率值。

若将风电场的弃风量P_Δ均匀分配至每台风机，则每台风电机组的减载运行功率P_e2i可由式(4)确定。

在此工作模式下，风电机组按照次优功率跟踪曲线运行。风电机组的运行原理如图3 所示，由次优功率跟踪参考值P_deli替代P_MPPTi，与电磁功率调整总信号ΔP_i叠加后得到电磁功率参考值P_refi作用于转子侧变流器。其中，次优功率跟踪参考值P_deli由式(5)确定。

其中，ω_rdeli为使风电机组运行于次优功率跟踪曲线的转子转速，单位为p.u.；ω_rMPPTi为使风电机组运行于最优功率跟踪曲线的转子转速，单位为p.u.。

步骤四、对于步骤一中分离出的波动频率高于的信号Δf_Hi，如图2所示将其输入虚拟惯性控制环节中，得到电磁功率调整信号ΔP_Hi，如式(6)所示。

其运行原理如图3所示，当***频率降低时，虚拟惯性环节输出一个增强输出电磁功率的信号，通过改变转子侧变流器中的电流和电压增大电磁功率，此时电磁功率高于机械功率，转子转速降低，转子动能转化为电能增加风电机组出力；当***频率升高时，叠加一个削弱输出电磁功率的信号减小电磁功率，此时电磁功率低于机械功率，转子转速升高，电能转化为转子动能储存起来。而由于调节对象为波动频率高于的信号，转子动作时间小于转子惯性时间常数，转子始终处于动作状态能量始终处于动态平衡，保证风电机组的平均出力在长时间尺度下恒定，该部分信号的处理方法在工作模式一和工作模式二两种模式下均可投入使用。

对于步骤一中分离出的波动频率低于的信号Δf_Li，只能在工作模式二下进行处理。如图3所示将该部分信号馈入下垂控制环节后，得到电磁功率调整信号ΔP_Li，如式(7)所示。

步骤五、如图3所示，调整信号ΔP_Li与ΔP_Hi叠加后得到电磁功率调整的总信号ΔP_i， 将其取反与次优功率跟踪参考值P_deli叠加，得到电磁功率参考值P_refi，将电磁功率参考值P_refi作用于转子变流器，得到电磁功率P_ei。

在模式二下，每台机组均以P_e2i的功率减载运行，留出可用于调频的有功余量P_e1i-P_e2i。风电机组减载运行的调频原理如图5所示，图中虚线为最优功率跟踪状态，左侧的实线和右侧的点划线分别代表两种减载运行模式。在桨距角不变的条件下，对于任一固定风速工况，除了最大功率点外，都会有两个风功率系数一样的点，比如在风速为9m/s时点A和E捕获的风功率一样，但发电机转子转速不同，分别处于高转速和低转速处。由于使用增转速减载模式时，有一部分能量可以作为转子动能存储起来，更有利于能量的利用，因此选择右侧的点划线所代表的减载运行模式。当风速为9m/s时，风电机组处于减载状态下的A点，此时负荷增加导致频率下降，下垂控制环节输出一个增出力的信号，变频器快速动作增加电磁功率值，使得电磁功率大于调节缓慢的机械功率，电磁功率由图5中的A点瞬间上升至B点，而机械功率则沿着特性曲线A-F段缓慢上升，此时电磁功率大于机械功率，转子转速逐渐降低，电磁功率也由B点渐渐沿着最大功率跟踪曲线下降，最终在F点达到新的平衡，由此实现风电机组在转子转速控制下的减载调频。

结合步骤四可知，风电机组在工作模式一下只对波动频率高于的信号Δf_Hi响应，下垂控制通道断开。该模式下得到的电磁功率参考值P_refi如式(8)所示。

P_refi＝P_MPPTi-ΔP_Hi (8)

由式(3)、式(8)可以得到式(9)。

而当风电机组在工作模式二下，对波动频率高于的信号Δf_Hi和波动频率低于的信号Δf_Li均响应，该模式下得到的电磁功率参考值P_refi如式(10)所示。

P_refi＝P_deli-(ΔP_Hi+ΔP_Li) (10)

由式(5)、式(6)、式(7)可得到式(11)。

具体实施方式二：以某风电场4点到5点时段中截取的实测数据，建立风电渗透率为20％的风火联合调频模型，使用一组标准差为0.008的扰动进行仿真。该风电场中共有60台2MW机组，机组型号为W2000-87，当前限定出力为120MW，未出现弃风。W2000-87型号风力发电机基本参数如表1所示。

表1：2000-87型号风力发电机基本参数

步骤一：风电机组转子惯性时间常数H_i为5s，设计如图2左侧实线框中所示的高通滤波器将电网中波动频率高于0.2Hz的频率偏差信号Δf_Hi分离出来，如图6所示；

步骤二：在风电机组中引入惯性控制，附加的虚拟惯性环节控制框图如图2中短点划线部分所示，由微分环节和比例环节两部分组成，其比例系数设置为2H_i，即为10s。由于风电机组此时未减载运行，R_i→∞，将下垂控制通道断开。风电机组运行模式的判别在步骤三中具体说明；

步骤三：根据风电场当前的弃风情况设置运行模式。有60台2MW风电机组的风电场当前限定出力P_out为120MW，由如图7所示的风电场200s内风速变化情况，知对应时段内风电场在当前风速下的最优功率如图8所示。由式(1)知风电场当前的弃风量P_Δ≤0。

由P_Δ≤0，风电场中所有机组均运行在工作模式一，最优功率跟踪模式下。在此工作模式下，风电机组始终按照最优功率跟踪曲线运行。风电机组的运行原理如图3所示，由当前转子转速ω_rmeasi确定最优功率跟踪参考值P_MPPTi，与电磁功率调整总信号ΔP_i叠加后得到电磁功率参考值P_refi，经由转子侧变流器作用后得到输出电磁功率P_ei，电磁转矩T_ei与机械转矩T_mi的转矩差使转子动作。实现最优功率跟踪运行的方式是保持叶尖速比为最佳叶尖速比λ_MPPTi不变，从而保持风能利用系数为最大风能利用系数C_pmax不变。空气密度取为1.295kg/m³，最优功率跟踪模式下的P_MPPTi确定方式如式(2)所示。

步骤四：对于步骤一中分离出的波动频率高于0.2Hz的信号Δf_Hi，如图2所示将其输入虚拟惯性控制环节中，由式(3)得到电磁功率调整信号ΔP_Hi，如图9所示。

步骤五：风电机组在工作模式一下只对波动频率高于0.2Hz的信号Δf_Hi响应，该模式下由式(4)得到的电磁功率参考值P_refi如图11中的点划线所示。

按照由步骤一到步骤五的调频方法得到的电网频率和风力机出力变化情况分别如图10和图11所示。图中实线为风电机组未参与一次调频只依靠火电机组调频时的情况，点划线为风电机组参与一次调频风电机组与火电机组共同分担一次调频任务时的情况。由图10的仿真结果对比分析知，在实际风速下风电机组惯性控制改善了***的频率动态稳定性，风电机组未参与一次调频时***频率偏差的方差为3.1776×10^-6pu，而风电机组参与一次调频后的***频率偏差的方差为2.5939×10^-6pu，由于风电机组的惯性控制***频率偏差的方差下降为原来的0.8倍。当***频率降低时，虚拟惯性环节输出一个增强输出 电磁功率的信号，通过改变转子侧变流器中的电流和电压增大电磁功率，此时电磁功率高于机械功率，转子转速降低，转子动能转化为电能增加风电机组出力；当***频率升高时，叠加一个削弱输出电磁功率的信号减小电磁功率，此时电磁功率低于机械功率，转子转速升高，电能转化为转子动能储存起来。

而风电机组未参与一次调频时的平均出力为0.7786pu，风电机组参与一次调频后的平均出力为0.7785pu，如图12所示(图12中，实线与点划线重合)，得出风电机组以此策略参与一次调频时对其出力没有影响。验证了当调节对象为波动频率高于0.2的信号时，由于转子动作时间小于转子惯性时间常数，转子始终处于动作状态，能量始终处于动态平衡，保证风电机组的平均出力在长时间尺度下恒定。

具体实施方式三：以某风电场3点到4点时段中截取的实测数据，建立风电渗透率为20％的风火联合调频模型，使用一组标准差为0.008的扰动与阶跃信号叠加而成的复合扰动进行仿真。该风电场中共有60台2MW机组，机组型号为W2000-87，其基本参数如表1所示。当风速为10.5m/s时，风电场限定出力为94MW。

步骤一：风电机组转子惯性时间常数H_i为5s，设计如图2左侧实线框中所示的高通滤波器将电网中波动频率高于0.2Hz的频率偏差信号Δf_Hi分离出来，如图13中的实线所示(以电网负荷突减1％为例)；设计如图2左侧虚线框中所示的低通滤波器将电网中波动频率低于0.2Hz的频率偏差信号Δf_Li分离出来，如图13中点划线所示(以电网负荷突减1％为例)；

步骤二：在风电机组中引入惯性控制，附加的虚拟惯性环节控制框图如图2中短点划线部分所示，由微分环节和比例环节两部分组成，其比例系数设置为2H_i，即为10s。电网正常运行时所允许的最大频率偏差Δf为4×10^-3p.u.，风电机组在当前风速下的最优功率P_e1i为0.7824p.u.，风电机组的减载运行功率P_e2i为0.7042p.u.，P_e2i的取值与风电场当前的弃风量有关，其整定方法在步骤三中说明。下垂控制环节控制框图如图2中长点划线部分所示，由式(1)得到其下垂系数R_i为0.05。

步骤三：根据风电场当前的弃风情况设置运行模式。当风速为10.5m/s时，有60台2MW风电机组的风电场限定出力P_out为84MW，由式(2)知风电场当前的弃风量P_Δ为9.89MW。

由P_Δ>0，风电场中所有机组均减载运行在工作模式二，次优功率跟踪模式下。将风电场的弃风量P_Δ均匀分配至每台风机，由式(3)知风电机组的减载运行功率P_e2i为0.7042p.u.。

次优功率跟踪曲线如图4所示，图中，P_3i为有功余量，P_MPPTi为最优功率跟踪曲线，P_deli为减载曲线。此时，风电机组减载至90％运行，P_MPPTi是由每一个风速下的最大功率值点连接得到的，而P_deli是由每一个风速下的最大功率值的90％点连接得到的，而P_3i则为两者之差，即为10％最大功率值。

在此工作模式下，风电机组按照次优功率跟踪曲线运行，其次优功率跟踪参考值P_deli由式(4)确定。

其中，ω_rdeli为使风电机组运行于次优功率跟踪曲线的转子转速，单位为p.u.；ω_rMPPTi为使风电机组运行于最优功率跟踪曲线的转子转速，单位为p.u.。

步骤四：对于步骤一中分离出的波动频率高于0.2Hz的信号Δf_Hi，如图2所示将其输入虚拟惯性控制环节中，由式(5)得到电磁功率调整信号ΔP_Hi，如图14中实线所示。

对于步骤一中分离出的波动频率低于0.2Hz的信号Δf_Li，如图2所示将该部分信号馈入下垂控制环节后，由式(4)得到电磁功率调整信号ΔP_Li，如图14中虚线所示。

如图3所示，调整信号ΔP_Li与ΔP_Hi叠加后得到电磁功率调整的总信号ΔP_i，如图15所示。风电机组在工作模式二下，对波动频率高于0.2Hz的信号Δf_Hi和波动频率低于0.2Hz的信号Δf_Li均响应。

步骤五、将ΔP_i取反与次优功率跟踪参考值P_deli叠加由式(5)得到电磁功率参考值P_refi。

按照由步骤一到步骤五的调频方法，对一个稳定的***在第10s时分别突减负荷2％、突减负荷1％、突增负荷1％、突增负荷2％，其200s内电网频率变化情况的仿真结果分别如图16、图17、图18、图19所示。图中实线为风机未参与一次调频只依靠火电机组调频时的情况，点划线为风机参与一次调频风电机组与火电机组共同分担一次调频任务时***频率偏差的变化情况。由仿真结果可知，风电参与一次调频后，当负荷突变2％时***频率偏差变化幅值由0.0037pu减小至0.0032pu，当负荷突变2％时***频率偏差变化幅值由0.0019pu减小至0.0016pu，验证了风电机组参与一次调频后***频率的稳定性增强。

Claims (2)

1.风电机组分频段参与电力***一次调频方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一、使用高通滤波器将电网中波动频率高于的频率偏差信号分离出来，记为Δf_Hi；使用低通滤波器将电网中波动频率低于的频率偏差信号分离出来，记为Δf_Li，其中H_i为风电机组转子惯性时间常数，下角标i表示第i台风电机组，s表示传递函数；

步骤二、在风电机组中引入惯性控制环节和下垂控制环节，所述惯性控制环节包括虚拟惯性环节，该虚拟惯性环节由微分环节和比例环节两部分组成，其中比例环节的比例系数设置为2H_i；下垂控制环节的下垂系数R_i由式(1)确定；

$R_i=\frac{\mathrm{\Δ}f}{P_{e1i}-P_{e2i}}---\left(1\right))$

其中，Δf为电网正常运行时所允许的最大频率偏差，单位为p.u.；P_e1i为风电机组在当前风速下的最优功率，单位为p.u.；P_e2i为风电机组的减载运行功率，单位为p.u.；

步骤三、根据风电场当前的弃风情况设置运行模式：

设风电场中的第i台风电机组当前风速下的最优功率为P_e1i，风电场中有n台机组，风电场当前限定出力为P_out，则风电场当前的弃风量P_Δ如式(2)所示：

$P_{\mathrm{\Δ}}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{P}_{e1i}-P_{out}---\left(2\right)$

当P_Δ≤0时，风电场中所有机组均运行在最优功率跟踪模式下，称其为工作模式一；

当P_Δ>0时，风电场中所有机组均减载运行在次优功率跟踪模式下，称其为工作模式二；

步骤四、当风电机组处于工作模式一时，电磁功率参考值P_refi如式(8)所示：

P_refi＝P_MPPTi-ΔP_Hi (8)

其中，P_MPPTi为最优功率跟踪曲线；

当风电机组处于工作模式二时，电磁功率参考值P_refi如式(10)所示；

P_refi＝P_deli-(ΔP_Hi+ΔP_Li) (10)

电磁功率调整信号ΔP_Hi的获取方法为：对于步骤一中分离出的波动频率高于的信号Δf_Hi，输入步骤二中设置好的虚拟惯性环节，得到电磁功率调整信号ΔP_Hi，如式(6)所示：

${\mathrm{\ΔP}}_{Hi}=2H_i\frac{d\left({\mathrm{\Δf}}_{Hi}\right)}{dt}---\left(6\right)$

电磁功率调整信号ΔP_Li的获得方法为：对于步骤一中分离出的波动频率低于的信号Δf_Li，将其输入下垂控制环节，得到电磁功率调整信号ΔP_Li，如式(7)所示：

${\mathrm{\ΔP}}_{Li}=\frac{{\mathrm{\Δf}}_{Li}}{R_i}---\left(7\right)$

P_deli为次优功率跟踪参考值；

步骤五、将电磁功率参考值P_refi作用于转子变流器，完成一次调频过程。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，次优功率跟踪参考值P_deli由式(5)确定：

$P_{deli}=P_{e2i}+(P_{e1i}-P_{e2i})\·\frac{{\mathrm{\ω}}_{rdeli}-{\mathrm{\ω}}_{rmeasi}}{{\mathrm{\ω}}_{rdeli}-{\mathrm{\ω}}_{rMPPTi}}---\left(5\right)$

其中，ω_rdeli为使风电机组运行于次优功率跟踪曲线的转子转速，单位为p.u.；ω_rMPPTi为使风电机组运行于最优功率跟踪曲线的转子转速，单位为p.u.，ω_rmeasi为当前转子转速。