CN108448622A - 一种双馈风电机组参与电网调频的桨距角控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于双馈风电机组技术领域，公开了一种双馈风电机组参与电网调频的控制方法及桨距角。采用比例控制环节，将电网的频率偏差为输入信号，经过比例放大环节，产生功率附加控制信号；采用微分控制环节，将频率变化率作为输入信号，产生响应功率。本发明对模拟惯量控制器参数与电网的频率调节等效模型结合起来进行分析，证明了可调频风机的并入电网可以增加电网的等效惯量和等效阻尼。在改进的桨距角控制，引入了频率响应控制环节，通过调节桨距角，DFIG在高风速条件下也可以较好地参与一次调频。仿真结果表明，采用模拟惯量控制和改进的桨距角控制的双馈风电机组能有效地参与一次调频，减小电网的稳态误差。
Description
技术领域
本发明属于双馈风电机组技术领域，尤其涉及一种双馈风电机组参与电网调频的控制方法及桨距角。
背景技术
传统的双馈风电机组追踪最大功率点的运行方式使得电网频率与其转子转速解耦，不具备惯性响应和调频能力，而随着电网中风电的渗透率越来越大，研究双馈风电机组的频率响应能力显得尤为迫切。电网的惯量反映了电网阻止频率变化的能力，使得发电机有响应的时间重建有功平衡。双馈风电机组的惯性控制需要在电网频率变化时，调节其有功出力，释放或存储旋转动能，达到对电网提供惯性支持的目的。由于双馈风电机组对有功和无功的解耦控制，使得其无法响应电网的频率变化，因此，与同步发电机不同，双馈风电机组的固有惯量对电网表现为一个“隐藏”的惯量。若电网的总负荷量一定，当越来越多“无惯量”的双馈风电机组取代传统的同步发电机并入电网时，导致电网的等效惯量不断减小，而惯量越小，将直接导致电网的频率稳定性减弱。对于这一难题，现有阶段，常用以下技术对电网的频率进行调节：1.虚拟惯量控制法，其存在的缺陷是：目前这种控制方法大多没有对当前风速进行分析，且在所有的频率状况下均采用相同的控制参数，影响***频率的控制效果；此外由于虚拟惯量控制与最大功率跟踪控制矛盾，因而限制了虚拟惯量控制的效果。2.减载控制方法，其存在的缺陷是：这种方法使得双馈风电机组不能处于最大效率工作点；并且基于桨距角控制的减载方法不适用于需要快速响应的电力***一次频率调节。3.下降(比例控制方法)，其存在的缺陷是：目前这种方法很少单独使用，一般和虚拟惯量控制相互结合，以取得更好的控制效果。例如：桨距调节技术。双馈风电机组的变桨机构是机械部件，其调整速度较慢，采用直接的变桨法调频效果不明显；而且稳态时，也放弃了最大功率跟踪，同时机组机械部件的频繁动作也增加了检修费用，并容易缩短机组的使用寿命。另外，变桨法通常使用在高风速段，针对于中低速段，其频率调节效果并不理想。
综上所述，现有技术存在的问题是：双馈风电机组并入电网时，导致电网的等效惯量不断减小，惯量越小，直接导致电网的频率稳定性减弱。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种双馈风电机组参与电网调频的控制方法及桨距角。
本发明是这样实现的，一种双馈风电机组参与电网调频的控制方法，所述双馈风电机组参与电网调频的控制方法采用比例控制环节，将电网的频率偏差作为输入信号，经过比例放大环节，产生功率附加控制信号，即ΔP1＝-KpfΔf；采用微分控制环节，将频率变化率作为输入信号，产生响应功率，即
微分环节采用频率变化率控制，在频率变化初始时刻即可检测到频率的变化趋势，可以提供较大的频率支撑，但随着频率变化率的逐渐降低，产生的功率信号逐渐变小；而比例环节采用频率偏差作为输入，在频率变化初期的控制速度虽然较慢，但是随着频率的继续跌落，在频率跌落最低点附近可以产生较大的功率反馈信号。
因此，采用了两个控制环的模拟惯量控制环节产生的功率控制信号为:
当电网频率下降时，风机组利用这部分能量，进行电网频率调节，使电网频率提升。
进一步，所述双馈风电机组参与电网调频的控制方法具体包括：
第一个控制环，采用比例控制环节，电网的频率偏差作为输入信号，经过比例放大环节，产生功率附加控制信号：
ΔP1＝-KpfΔf；
第二个控制环，采用微分控制环节，将频率变化率作为输入信号，产生响应功率为：
fN为电网额定频率50Hz，fs为电网实时频率，Pd为风机减载后发电功率，Kdf和Kpf为比例系数，ΔP1和ΔP2分别为两个控制环的响应功率。
采用两个控制环的模拟惯量控制环节产生的功率控制信号为：
进一步，所述双馈风电机组参与电网调频的控制方法的控制器参数：PG是同步发电机的输出功率，PW是风电机组的输出功率，PL是负载大小，PA为总功率缺额；
稳态时，功率平衡方程：
PG+PW-PL＝PA＝0；
当电网频率波动时，总功率缺额与频率偏差之间有如下关系：
得：
风电机组在并入电网之后，电网的等效惯量变为其中，风电机组并网之后增加的惯性值由Kdf决定，Kdf变化时改变电网的等效惯性；当风电机组按照追踪最大功率点运行时，Kdf＝0，对电网的惯量没有贡献，具备模拟惯量控制的双馈风电机组Kdf＞0，提高电网惯性；电网的等效阻尼变为D*＝Kpf+D，同理具备模拟惯量控制的双馈风电机组Kpf＞0，电网的等效阻尼也会增加。
本发明的目的在于提供一种应用所述双馈风电机组参与电网调频的控制方法的双馈风电机组。
本发明的另一目的在于提供一种所述双馈风电机组的桨距角，所述双馈风电机组的风能利用系数是叶尖速比λ和桨距角β的综合函数：
式中：R为风轮半径，C1-C6为具体风机型号的风能利用系数。
增加桨距角频率响应环节，当风电机组转速接近额定转速时，只能通过桨距角控制预留一定的桨距角，从而保留一部分有功备用，并在频率降低时通过桨距角执行机构调节桨距角，释放存储的有功参与电网调频。
如下图5所示，若桨距角不动作时，机组可以通过超速法，使转速增加，在点2运行，从而可以保留部分有功，此时桨距角为最小值βmin。风力机的桨距角增大到β1时，将使得其功率-转速曲线下移，运行点从点1下降到点3，捕获的风能减少，此时便可以减载运行保留部分有功；反之，若此时桨距角减小，风力机捕获的风能又能相应地增加，便可将之前减载运行保留的有功功率释放出来，相当于增加了原动机的机械功率，使得发电机发出的电磁功率增加，达到其输出有功可调的目的。
以电网的频率偏差作为输入，通过调节桨距角的大小来响应电网频率变化。
本发明在风速低于额定风速时，采用超速法减载和模拟惯量控制将双馈风电机组“隐藏”的惯量重新显现出来，并对模拟惯量控制器参数与电网的频率调节等效模型结合起来进行分析，证明了可调频风机的并入电网可以增加电网的等效惯量和等效阻尼。双馈风电机组的频率控制环节将Δf和df/dt两个辅助控制回路加入功率控制器中。其中，第一个控制环借鉴了同步发电机调速器的控制思想，采用了比例控制环节，将电网的频率偏差作为输入信号，经过比例放大环节，从而产生功率附加控制信号，即ΔP1＝-KpfΔf。第二个控制环采用了微分控制环节，将频率变化率作为输入信号，产生的响应功率为Kdf和Kpf为比例系数，ΔP1和ΔP2分别为两个控制环的响应功率。
稳态时，有如下功率平衡方程：
PG+PW-PL＝PA＝0
其中PG是同步发电机的输出功率，PW是风电机组的输出功率，PL是负载大小，PA为总功率缺额。
则当电网频率波动时，总功率缺额与频率偏差之间有如下关系：
则由上两式得：
具备模拟惯量控制的风电机组在并入电网之后，电网的等效惯量变为其中，风电机组并网之后增加的惯性值由Kdf决定，Kdf变化时便可改变电网的等效惯性。当风电机组按照追踪最大功率点运行时，Kdf＝0，此时对电网的惯量没有贡献，具备模拟惯量控制的双馈风电机组Kdf＞0，便可提高电网惯性。电网的等效阻尼变为D*＝Kpf+D，同理具备模拟惯量控制的双馈风电机组Kpf＞0，电网的等效阻尼也会增加。
在改进的桨距角控制通过对传统的桨距角执行机构进行改进，引入了频率响应控制环节，通过调节桨距角，DFIG在高风速条件下也可以较好地参与一次调频。仿真结果表明，采用模拟惯量控制和改进的桨距角控制的双馈风电机组能有效地参与一次调频，减小电网的稳态误差。
采用MATLAB/SIMULINK仿真软件建立的4机2区域电网模型，如下图7所示。电网模型由4台额定功率为700MW的同步发电机组成，其惯性时间常数为6.5s，在母线2处接入一台等值容量为800×1.5MW的DFIG风电机组，其有功标幺值输出上限为1，负荷L1和L2大小分别为2200MW和1800MW，双馈风电机组的变桨时间常数为3s，设置风速为14m/s，风电机组均通过改进的桨距角控制减载20％运行，负荷在40s时突增350MW。仿真结果如下图11～图13所示。
图11为风电机组在参与调频和不参与调频时的频率变化对比图，风机参与调频时，频率跌落最低点为49.85Hz，不参与调频时为49.75Hz，稳态频率偏差为0.1Hz。此时可以看出，风电机组参与调频对改善电网频率效果非常显著。
图12为双馈风电机组的出力变化图，40s时，使用了改进的桨距角控制的风电机组可以在电网的频率发生变化时，通过调整减小桨距角的大小，增加风力机的风能捕获，从而可以增加发电机发出的电磁功率。在电网频率变化初期，风电机组的最大功率变化接近0.15pu，在调频过程中出力明显；而未附加改进桨距角控制时，由于此时风机组不具备调频能力，在负荷突增前后，其出力基本维持在0.8pu附近，几乎没有参与电网调频。
图13为双馈风电机组的桨距角变化图，40s时，电网频率降低，出现有功缺额，使用了改进的桨距角控制的风电机组可以将桨距角由17.8度开始减小，释放有功储备参与电网的频率调整；而未使用改进桨距角控制的风电机组由于其原始桨距角动作机构不具备频率响应能力，故在电网的频率变化前后，其桨距角没有发生变化，维持在17.8度左右。
附图说明
图1是本发明实施例提供的双馈风电机组参与电网调频的控制方法流程图。
图2是本发明实施例提供的DFIG模拟惯量控制原理图。
图3是本发明实施例提供的频率调节的等效模型示意图。
图4是本发明实施例提供的传统桨距角控制结构图。
图5是本发明实施例提供的风力机的桨距角控制特性曲线示意图。
图6是本发明实施例提供的改进的桨距角控制结构图。
图7是本发明实施例提供的仿真***结构示意图。
图8是本发明实施例提供的频率变化图。
图9是本发明实施例提供的风电机组出力图。
图10是本发明实施例提供的风电机组转速变化图。
图11是本发明实施例提供的频率变化图。
图12是本发明实施例提供的风电机组出力变化图。
图13是本发明实施例提供的风电机组桨距角变化图。
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。
在电网频率变化时，为了使双馈感应风电机组表现出类似同步发电机的惯量响应特性，通过对风电机组控制器中增加频率控制环节，将电网的频率变化作为输入量引入频率控制环节，重新将风电机组的转速与电网频率“耦合”在一起，将之前“被隐藏”的惯量显现出来，在电网频率下降时，双馈风电机组可以通过该频率控制环节降低机组的转子转速，释放备用有功和转子旋转动能，参与电网的一次调频，是双馈风力发电机组的模拟惯量控制。
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双馈风电机组参与电网调频的控制方法包括以下步骤：
S101：借鉴同步发电机调速器的控制思想，采用比例控制环节，将电网的频率偏差作为输入信号，经过比例放大环节，产生功率附加控制信号；
S102；采用微分控制环节，将频率变化率作为输入信号，产生的响应功率。
下面结合附图对本发明的应用原理作进一步的描述。
1、为了获得频率响应，双馈风电机组的频率控制环节需要将Δf和df/dt两个辅助控制
回路加入功率控制器中，如图2所示。图2中，fN为电网额定频率50Hz，fs为电网实时频率，Pd为风机减载后发电功率，Kdf和Kpf为比例系数，ΔP1和ΔP2分别为两个控制环的响应功率。
其中，第一个控制环借鉴了同步发电机调速器的控制思想，采用了比例控制环节，将电网的频率偏差作为输入信号，经过比例放大环节，从而产生功率附加控制信号，即
ΔP1＝-KpfΔf (1)
第二个控制环采用了微分控制环节，将频率变化率作为输入信号，产生的响应功率为
由于输入信号不同，比例控制环节和微分控制环节也各有优劣。微分环节采用频率变化率控制，在频率变化初始时刻即可检测到频率的变化趋势，可以提供较大的频率支撑，但随着频率变化率的逐渐降低，产生的功率信号逐渐变小；而比例环节采用频率偏差作为输入，在频率变化初期的控制速度虽然较慢，但是随着频率的继续跌落，在频率跌落最低点附近可以产生较大的功率反馈信号。
因此，采用了两个控制环的模拟惯量控制环节产生的功率控制信号为：
2、控制器参数对电网惯性的影响分析
图3是电网频率调节的等效模型，其中PG是同步发电机的输出功率，PW是风电机组的输出功率，PL是负载大小，PA为总功率缺额。
稳态时，有如下功率平衡方程：
PG+PW-PL＝PA＝0 (4)
则当电网频率波动时，总功率缺额与频率偏差之间有如下关系：
则由式(1)和式(5)得：
由式(6)可得，具备模拟惯量控制的风电机组在并入电网之后，电网的等效惯量变为其中，风电机组并网之后增加的惯性值由Kdf决定，Kdf变化时便可改变电网的等效惯性。当风电机组按照追踪最大功率点运行时，Kdf＝0，此时对电网的惯量没有贡献，具备模拟惯量控制的双馈风电机组Kdf＞0，便可提高电网惯性。电网的等效阻尼变为D*＝Kpf+D，同理具备模拟惯量控制的双馈风电机组Kpf＞0，电网的等效阻尼也会增加。
3、双馈风力发电机组的桨距角控制
3.1传统的桨距角控制
对于传统的可变桨风电机组的桨距角控制方式通常是：在额定风速以下，保持桨距角为0度附近，通过改变机组的转子转速使风力机运行在最佳叶尖速比的状态下以实现最大风能利用率；在额定风速以上时，为使转子转速维持在额定转速附近，通常增大桨距角以减少风力机的风能捕获，从而使发电机的输出功率保持在额定功率附近]；若风速下降，风力机捕获的风功率不足以维持发电机的额定功率，便可减小桨距角，增加风能捕获，增加机组出力。其控制***如图4所示。
图4中，ωr和ωr *分别为风电机组的实时转速和额定转速，Tβ为桨距角执行机构的变桨常数，β为输出的桨距角。
3.2改进的桨距角控制
在风速低于额定风速时，双馈风电机组可以通过超速法存储一定的备用容量，但是当转速接近额定转速时，超速法便不再适用。此时只能通过桨距角控制预留一定的桨距角，从而保留一部分有功备用，并在频率降低时通过桨距角执行机构调节桨距角，释放存储的有功参与电网调频。如图5所示为风力机的桨距角控制特性曲线。
图5中，若桨距角不动作时，机组可以通过超速法，使转速增加，在点2运行，从而可以保留部分有功，此时桨距角为最小值βmin。风力机的桨距角增大到β1时，将使得其功率-转速曲线下移，运行点从点1下降到点3，捕获的风能减少，此时便可以减载运行保留部分有功；反之，若此时桨距角减小，风力机捕获的风能又能相应地增加，便可将之前减载运行保留的有功功率释放出来，相当于增加了原动机的机械功率，使得发电机发出的电磁功率增加，达到其输出有功可调的目的。
变速风电机组的风力机捕获的机械功率可以表示为：
式中：ρ为空气密度，A为风力机的扫风面积，V为风速大小，CP为风能的利用系数。其中，风能利用系数是叶尖速比λ和桨距角β的综合函数：
式中：R为风轮半径，C1-C6为具体风机型号的风能利用系数。
由于风能利用系数CP与桨距角β和叶尖速比λ之间为一个较为复杂的数学关系，找出其具体的数学函数关系难度较大，通常可以通过查表法来确定具体的值。而本发明采用了如图6所示的控制方案。
图6中，β0为减载预留的桨距角，Kβ为比例系数。相较图4增加了桨距角频率响应环节，以电网的频率偏差作为输入，通过调节桨距角的大小来响应电网频率变化，可以为电网提供长久的功率支持。
4、双馈风电机组与同步发电机的频率特性比较
当双馈风电机组追踪最大功率点运行时，其输出的有功功率一般已经达到最大风能利用率状态，没有备用功率，且其转子转速与电网频率的解耦控制关系使得其不具备频率响应能力。当电网频率下降时，不能增加原动机的输出。而在其功率控制器中加入了频率响应环节之后，“隐藏”的惯量被显现出来，具备了类似同步发电机的频率响应能力。
大型发电厂的同步发电机组典型惯性常数在2～9s的范围内，而风电机组的典型惯性常数在2～6s的范围内，这表明，风电机组的惯性常数H与传统的同步发电机组接近。故具备调频能力的双馈风电机组惯性常数与同步发电机在一个数量级，这意味着同等容量的可调频风电机组在取代传统同步发电机并入电网之后将不会减小电网的等效惯量。
同步发电机的转子转速可以异步运行范围为0.95pu-1pu，而风电机组由于实现了变速运行，转子转速具有很大的变速空间，其异步运行范围为0.7-1.2pu。假设电网频率从f0变化到f1，对应地，转子转速按比例从ω0变化至ω1，发电机释放的转子动能则根据两者的转子转速运行范围可得，风电机组最大可以提供66％的动能，而同步发电机只有9.75％。因此，同等容量的风电机组可释放的转子旋转动能远远超过同步发电机，风电机组具有更强的调频能力。故当电网中风电的渗透率不断提高时，其对于电网的惯量贡献将不容忽视。而且双馈风电机组在参与电网调频时，可以发挥其响应迅速的优势，与传统同步发电机的调频结合起来，实现优势互补，增强电网的频率响应能力。
下面结合仿真对本发明的应用效果作详细的描述。
1、仿真部分
仿真部分采用MATLAB/SIMULINK仿真软件建立的4机2区域电网模型，如图7所示。该电网模型由4台额定功率为700MW的同步发电机组成，其惯性时间常数为6.5s，在母线2处接入一台等值容量为800×1.5MW的DFIG风电机组，其有功标幺值输出上限为1，负荷L1和L2大小分别为2200MW和1800MW，双馈风电机组的变桨时间常数为3s，额定风速为12m/s，在此模型中，双馈风电机组减载20％运行，负荷L1处设置40s时有负荷阶跃。
1.1模拟惯量控制的仿真
利用图7所示的模型，设置风速为9m/s，风电机组均通过超速法减载20％运行，负荷在40s时突增400MW，其仿真结果如图8～图10所示。
图8为风电机组在参与调频和不参与调频时的频率变化对比图，风机参与调频时，频率跌落最低点为49.75Hz，不参与调频时为49.68Hz，稳态频率偏差为0.07Hz。DFIG的频率响应出力是不可或缺的一部分，改善电网频率效果明显。
图9为双馈风电机组的出力变化图，40s时，附加了模拟惯量控制的风电机组可以在电网的频率发生变化时，快速调用备用有功为电网的提供有功支持，在电网频率变化初期，风电机组的最大功率变化接近0.1pu，在调频过程中出力明显；而未附加模拟惯量控制时，由于此时风机组不具备调频能力，在负荷突增前后，其出力基本维持在0.61pu附近，几乎没有参与电网调频。
图10为双馈风电机组的转速变化图，40s时，电网频率降低，出现有功缺额，附加了模拟惯量控制的风电机组可以迅速降低转子转速，释放有功储备和转子的旋转动能参与电网的频率调整；而未附加模拟惯量控制的风电机组由于电网频率与其转子转速之间仍然是解耦关系，故在电网的频率变化前后，其转子转速几乎没有发生变化，维持在1.115pu左右。
1.2改进的桨距角控制仿真
利用图7所示的模型，设置风速为14m/s，风电机组均通过改进的桨距角控制减载20％运行，负荷在40s时突增350MW，其仿真结果如图11～图13所示。当风速达到14m/s时，由于风电机组的转子转速已经达到最大值，无法使用超速法进行减载，此时的模拟惯量控制也已不在适用，故此时采用改进的桨距角控制进行减载和调频。
图11为风电机组在参与调频和不参与调频时的频率变化对比图，风机参与调频时，频率跌落最低点为49.85Hz，不参与调频时为49.75Hz，稳态频率偏差为0.1Hz。此时可以看出，风电机组参与调频对改善电网频率效果非常显著。
图12为双馈风电机组的出力变化图，40s时，使用了改进的桨距角控制的风电机组可以在电网的频率发生变化时，通过调整减小桨距角的大小，增加风力机的风能捕获，从而可以增加发电机发出的电磁功率。在电网频率变化初期，风电机组的最大功率变化接近0.15pu，在调频过程中出力明显；而未附加改进桨距角控制时，由于此时风机组不具备调频能力，在负荷突增前后，其出力基本维持在0.8pu附近，几乎没有参与电网调频。
图13为双馈风电机组的桨距角变化图，40s时，电网频率降低，出现有功缺额，使用了改进的桨距角控制的风电机组可以将桨距角由17.8度开始减小，释放有功储备参与电网的频率调整；而未使用改进桨距角控制的风电机组由于其原始桨距角动作机构不具备频率响应能力，故在电网的频率变化前后，其桨距角没有发生变化，维持在17.8度左右。
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。
Claims (5)
1.一种双馈风电机组参与电网调频的控制方法，其特征在于，所述双馈风电机组参与电网调频的控制方法采用比例控制环节，将电网的频率偏差作为输入信号，经过比例放大环节，产生功率附加控制信号；采用微分控制环节，将频率变化率作为输入信号，产生响应功率；
采用两个控制环的模拟惯量控制环节产生的功率控制信号为：
当电网频率下降时，风机组利用这部分能量，进行电网频率调节。
2.如权利要求1所述的双馈风电机组参与电网调频的控制方法，其特征在于，所述双馈风电机组参与电网调频的控制方法具体包括：
第一个控制环，采用比例控制环节，电网的频率偏差作为输入信号，经过比例放大环节，产生功率附加控制信号：
ΔP1＝-KpfΔf；
第二个控制环，采用微分控制环节，将频率变化率作为输入信号，产生响应功率为：
fN为电网额定频率50Hz，fs为电网实时频率，Pd为风机减载后发电功率，Kdf和Kpf为比例系数，ΔP1和ΔP2分别为两个控制环的响应功率；
采用两个控制环的模拟惯量控制环节产生的功率控制信号为：
3.如权利要求1所述的双馈风电机组参与电网调频的控制方法，其特征在于，所述双馈风电机组参与电网调频的控制方法的控制器参数：PG是同步发电机的输出功率，PW是风电机组的输出功率，PL是负载大小，PA为总功率缺额；
稳态时，功率平衡方程：
PG+PW-PL＝PA＝0；
当电网频率波动时，总功率缺额与频率偏差之间有如下关系：
得：
风电机组在并入电网之后，电网的等效惯量变为其中，风电机组并网之后增加的惯性值由Kdf决定，Kdf变化时改变电网的等效惯性；当风电机组按照追踪最大功率点运行时，Kdf＝0，对电网的惯量没有贡献，具备模拟惯量控制的双馈风电机组Kdf＞0，提高电网惯性；电网的等效阻尼变为D*＝Kpf+D，同理具备模拟惯量控制的双馈风电机组Kpf＞0，电网的等效阻尼也会增加。
4.一种应用权利要求1～3任意一项所述双馈风电机组参与电网调频的控制方法的双馈风电机组。
5.一种如权利要求4所述双馈风电机组的桨距角，其特征在于，所述双馈风电机组的风能利用系数是叶尖速比λ和桨距角β的综合函数：
式中：R为风轮半径，C1-C6为具体风机型号的风能利用系数；
增加桨距角频率响应环节，以电网的频率偏差作为输入，通过调节桨距角的大小来响应电网频率变化。
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