基于轉子動能與分布式儲能的雙饋風機頻率控制策略

蔡瑋良，程海鋒，潘智軒，程進，戴明利

（上?？睖y設計研究院有限公司，上海 200335）

風電作為新能源發電的主力軍，到2021年底在我國的裝機容量已經達到了30 萬MW[1]，連續12 a保持新增裝機容量世界第一。面對如此大規模的裝機容量，風電并網后帶來的電力系統安全、穩定問題就顯得尤為重要。雙饋風力發電機（doubly-fed induction generator，DFIG）作為風電應用最為廣泛的機型之一[2]，其通過轉子側和網側變流器與電網相連，轉子轉速與系統頻率解耦，通常運行于最大功率跟蹤狀態[3]。雙饋風力發電機的傳統解耦控制雖實現了風能利用的最大化，但當電網發生功率波動時，其轉子動能被“隱藏”[4]，無法像常規同步發電機一樣為電網提供有功支撐，導致系統穩定性降低，容易引發頻率安全問題。

針對風機并網帶來的調頻問題，國內外學者進行了大量研究，提出了虛擬慣量控制[5-9]、超速減載控制[10]和變槳距角控制[11-12]等調頻策略。并且隨著近年來儲能技術的高速發展，儲能裝置在風機調頻中也得到了廣泛應用[13-17]。實現風電機組頻率調節的關鍵在于能量或功率。對于雙饋風電機組來說，其調頻能量來源主要有兩種途徑，一是自身的轉子動能或通過減載預留的風能，另一個則是外界儲能裝置提供的能量。利用轉子動能的傳統虛擬慣量控制策略采用風機轉子動能模擬同步發電機組的慣量響應特性和阻尼特性，實現風電機組主動提供慣量支撐的功能，但其能量不足以提供一次頻率調節，且在風機退出慣量支撐時可能存在頻率二次跌落的問題。而超速減載控制策略則是采用減少風機捕獲風能、預留有功功率的方式，該方案滿足了一次調頻的能量需求，但由于穩態時部分風能處于棄風狀態，造成大量風能資源的浪費，且在超速減載狀態下風機轉速可調節范圍變窄，一定程度上也限制了其一次調頻能力。儲能裝置調頻方案既能滿足慣量響應速度的要求，也能實現一次調節的時長需要，然而其容量與經濟投入成正比，完全依靠儲能裝置調頻會導致容量過大、成本較高。因此，若能將風、儲聯合控制，則既能充分利用風機“隱藏”動能，又能發揮儲能裝置能量充足的優點，有效降低儲能設備容量，實現發電效益最大化。

基于上述分析，文中在討論雙饋風電機組轉子動能調頻潛力后提出基于轉子動能與分布式儲能的風機調頻控制方案。該方案將轉子動能和分布式儲能裝置共同作為調頻能量來源，利用風機自身轉子動能實現慣量支撐，利用分布式儲能裝置提供一次頻率調節，通過動態識別系統頻率波動，實現電網對風機主動參與系統頻率調節的要求。同時結合分布式儲能裝置功能需求及功率限制對其容量進行配置，既保證了儲能系統的最小容量，又減少了系統的經濟成本。最后，分別在Matlab/Simulink四機兩區域模型和風電機組實驗平臺對該方案進行仿真實驗，驗證所提控制策略的可行性。

1 雙饋風機轉子動能調頻能力

當雙饋風電機組轉子角速度從ωr1調節至ωr2時，該過程所釋放的轉子動能ΔEk計算公式如下：

式中：Ek為轉子動能；ωr為轉子角速度；n為轉子轉速；J為雙饋風機轉動慣量；N為齒輪箱變比。

由于風機所蘊含轉子動能與其初始轉速緊密相關，且不同風速下風機轉速不同，轉子動能也相差較大，故需結合實際風速對轉子動能進行計算。以1.5 MW 和2 MW 雙饋風電機組為例[18-19]，其等效轉動慣量分別為7.565 8×106kg·m2和14.2×106kg·m2，風機極對數p=2。設風機最小轉速n=1 050 r/min 時，代入式（1）即可得到不同轉速下風機所蘊含的轉子動能，如表1所示。

表1 1.5 MW和2 MW風機轉子動能調頻能力Tab.1 Rotor kinetic energy frequency regulation capability of 1.5 MW and 2 MW DFIG

當雙饋風電機組以10%額定功率響應系統頻率變化時，可以得到不同轉速下風機提供功率響應的時長?？梢钥闯?，當轉速在1 500 r/min 以上時，風機可以通過降速釋放轉子動能的方式為系統提供不少于30 s的功率響應；而對于1.5 MW風機，當轉速低于1 425 r/min時，無法滿足電網對風機提供30 s時長的一次調頻能量要求，對于2 MW風機則是轉速低于1 395 r/min時無法滿足一次調頻需求。而無論轉速處于何值，1.5 MW 和2 MW風機所含的轉子動能均能提供不少于5 s 的功率支撐，滿足電網對風機慣量響應的要求。因此，綜合慣量和一次調頻定位分析以及轉子動能定量分析能夠得出，當負荷增加導致系統頻率下跌時，可將雙饋風機轉子動能作為響應頻率變化率即提供慣量支撐的能量來源。

2 基于轉子動能與分布式儲能風機調頻控制策略

考慮到利用轉子動能的傳統虛擬慣量控制和超速減載控制策略存在的不足，同時結合近年來儲能裝置技術的不斷成熟以及在風電領域的廣泛應用，提出如圖1所示的基于轉子動能和分布式儲能雙饋風電機組調頻控制策略，以解決風機并網帶來的頻率調節問題。參考同步發電機組調頻過程中慣量能量來源于轉子動能、一次調頻能量來源于鍋爐預留蓄熱的能量提供方式，文中將轉子動能和分布式儲能裝置共同作為支撐風機變流器調頻的能量源，利用風機轉子動能響應系統頻率變化率，提供慣量功率支撐，有效避免轉速調節過深導致的頻率二次跌落現象發生的同時也能保證慣量響應速度；利用分布式儲能裝置響應頻率偏差量，提供一次調頻能量。在保證一次調頻效果的前提下最大程度減少儲能設備的充放電頻率和經濟投入。

圖1 基于轉子動能與分布式儲能的風機調頻控制策略框圖Fig.1 Block diagram of DFIG frequency control strategy based on rotor kinetic energy and distributed energy storage

2.1 風儲協調控制策略

對于風電機組的慣量支撐能力，第1節分析了轉子動能在系統產生功率缺額時為電網提供功率調節的時間，證明無論何種風速其能量均滿足系統慣量響應要求，故文中選擇利用轉子動能響應系統頻率變化率，以減少分布式儲能裝置的容量配置，降低系統投入成本。與傳統虛擬慣量控制策略不同的是，所提策略僅利用風機自身能量響應頻率變化率，因此轉子動能作用時間短、轉速變動幅度小、電磁功率與最大功率跟蹤點偏差少，不會產生因轉速過調而引發的頻率二次跌落現象。圖2為風機轉子動能慣量響應曲線。正常工況下，雙饋風電機組在轉速-功率公式的控制下運行于最大功率跟蹤點，即圖2 中A點。轉速-功率公式為

圖2 風機轉子動能慣量響應曲線Fig.2 Inertia response curves of DFIG rotor kinetic energy

其中

式中：PMPPT為最大功率跟蹤曲線輸出功率；kopt為最大功率跟蹤曲線系數；ρ為空氣密度；Cp為風能轉換系數；λopt為最佳葉尖速比；R為風機葉片半徑。

當負荷增加導致系統功率短缺、頻率低于額定值時，風機向電網輸出功率提供慣量支撐。此時電磁功率參考值由PMPPT變為PRotor，電磁功率增大，機械功率不變，使得電磁轉矩高于機械轉矩，在轉矩差的作用下轉速快速下跌，轉子動能以電磁功率形式輸出。由于變流器控制響應速度在ms 級別，慣量響應功率將以較快速度輸出，以阻止頻率的快速下跌。直至頻率變化率減小到零時，轉子轉速開始回升，風機依照MPPT 曲線恢復至最大功率跟蹤點，形成閉環控制，整個過程中風電機組運行軌跡為A-B-C-D-A。對于風機慣量調節范圍，由于雙饋風機轉子轉速一般在0.7（標幺值）≤ωr≤1.2（標幺值）范圍內運行，表1 顯示在該區間內風機具有足夠轉子動能以電磁功率形式輸出提供慣量功率支撐，因此在負荷增加引發的風機調頻中，無需設置轉速限制。

當負荷減少引發頻率上升時，雙饋風電機組通過減少有功輸出進行慣量響應，在轉子動能慣量控制模塊作用下，風機沿曲線A-E-F-G-A進行調節。由于風機無論是在最大功率跟蹤區、恒轉速區或是恒功率區，轉速ωr均不能超過1.2（標幺值），因此需設置轉速保護限制，即ωmax= 1.2ωn。PRotor表達式為

式中：Δf為頻率偏差量；H為慣量響應系數。

利用分布式儲能裝置實現風電機組一次頻率調節，既滿足了系統能量需求，也通過充放電方式實現了對盈余能量的充分利用。分布式儲能裝置在風機生產階段即可安裝完成，能夠實現同容量風機統一安裝、統一配置，設計和控制更加簡潔，相較于集中式儲能設備，其空間占地小、無需投入土建成本。儲能裝置種類多樣，性能各有不同，考慮到文中采用分布式儲能設備的作用是模擬同步發電機組鍋爐預留蓄熱，完成系統的一次調頻功能，而電網調頻日內波動次數頻繁、對機組調頻速度要求高[20]，結合超級電容器可循環次數高、響應速度快的優點，文中采用超級電容器作為一次調頻能量來源。

超級電容器安裝于雙饋風電機組的直流母線處，通過雙向DC/DC 變換器與直流電容相連，其能量通過網側變流器與電網進行交換。當系統正常運行時，超級電容器不啟動；若負荷增加導致系統能量短缺，超級電容器在DC/DC 變流器控制下釋放能量；若負荷突減引發功率盈余，超級電容器則持續充電，吸收盈余功率。觸發超級電容器充放電功能的是系統頻率偏差量，當|Δf|≤0.033 Hz，即頻率偏差處于調頻死區時，超級電容器不參與一次頻率調節，只有當Δf＞0.033 Hz或Δf＜-0.033 Hz 時，超級電容器才通過充放電均衡系統能量，調節系統平衡。此外，在充放電過程中需對超級電容器荷電狀態（SOC）進行監控，防止過充或過放現象發生，一般其SOC的調節范圍在0.2～1（標幺值）：

式中：SOCmin為荷電狀態下限值；SOCmax為荷電狀態上限值。

超級電容器充放電功率Pc表達式為

式中：D為一次調頻響應系數。

綜合雙饋風電機組頻率調節期間轉子動能和分布式儲能裝置的功能定位，風儲協調控制策略的流程圖如圖3所示。當頻率偏差處于調頻死區時，轉子轉速和分布式儲能裝置均不啟動。若頻率偏差超出調頻死區，系統判定風機轉子轉速和儲能設備荷電狀態是否處于調節范圍，然后根據頻率變化率釋放或吸收轉子動能提供慣量支撐，根據頻率偏差量對儲能裝置充電或放電完成一次調頻，直至完成系統頻率調節，轉子轉速恢復至初始穩態值，分布式儲能裝置也停止充放電。文中在頻率調節過程中增設了調頻死區，不僅有效避免了非故障情況頻率波動導致的分布式儲能裝置頻繁啟動，也延長了分布式儲能設備的使用壽命。

2.2 分布式儲能容量配置

在配置分布式儲能裝置容量時，不僅要考慮其功能作用，還需對其輸出功率與網側變流器的適配度進行分析。首先，分布式儲能裝置在所提控制策略中的功能是提供一次調頻功率支撐，而一次調頻輸出或輸入功率大小與系統頻率偏差有關，眾多文獻表明，功率調節值一般不會超過機組額定功率的10%，時間為30 s。其次，當選定超級電容器的額定功率為10%PN時，需分析流入網側變流器的功率是否會超出其限值。

流入網側變流器的功率Pgsc由雙饋風電機組轉子側輸出功率Prsc和超級電容器輸出功率Pc兩部分組成，Prsc與雙饋風電機組的轉子轉速和轉差率s密切相關：

轉子轉速的工作范圍一般為0.7～1.2（標幺值），則s在-0.3～0.2（標幺值）之間變化。當轉差率s=-0.3 時，雙饋風電機組輸出功率Pe達到額定值，轉子側輸出功率Prsc也達到最大。

若雙饋風電機組額定功率為2 MW 時，流過轉子側變流器的最大功率為461 kW，超級電容器最大輸出功率為200 kW，依據式（6），流入網側變流器功率為661 kW，該值小于某公司網側變流器的限值700 kW。因此以200 kW×30 s作為超級電容器能量配置，既滿足一次調頻能量需求，也能滿足網側變流器功率限制。此外，為了保證網側變流器的安全可靠，對于已建的風電機組可適當降低超級電容器的輸出功率和容量。對于新建的雙饋風電機組，可以適當增加網側變流器的額定功率，避免發生流入網側變流器的功率超過其限值的現象。

2.3 風儲協調頻率控制策略經濟性分析

相較于超速減載方案，基于轉子動能與分布式儲能的風機調頻方案正常工況下始終運行于最大功率跟蹤點，減少了棄風造成的經濟損失，并且所提方案對轉速調節范圍也不再提出限制。不足之處在于，分布式儲能裝置的安裝增加了投資成本，但參考相關數據[21-22]，基于轉子動能與分布式儲能的風機調頻策略仍有較強經濟優勢。

分布式儲能系統的成本投入由儲能系統的初始投資成本Ft和運行維護成本Fy兩部分組成[21]，兩項成本均與設備的額定功率和額定容量相關：

式中：Sc為分布式儲能設備容量；Pp為DC/DC變流器額定功率；nt_c為分布式儲能裝置的單位容量成本；nt_p為分布式儲能裝置的單位功率成本；nt_pwm為變流器的單位功率成本；my_c為分布式儲能裝置的單位運行成本；my_pwm為變流器的單位運行成本。

對于分布式儲能設備來說，其直接安裝于風電機組直流母線側，容量小，和風機構成一體，因此其初始投資成本不包含土建相關費用。表2為儲能系統的成本單價[22]。

表2 儲能系統成本單價Tab.2 Cost unit price of energy storage system

依據式（8）以及表2，文中對基于轉子動能與分布式儲能的風機調頻策略經濟成本和超速減載策略的經濟損失進行了計算，并將兩者經濟效益進行對比。以2 MW 雙饋風電機組為例，對于基于轉子動能與分布式儲能風機調頻方案，超級電容器能量配置為200 kW×30 s 時，DC/DC 變流器額定功率為200 kW，總成本投入為46.5 萬元。由于計算出的初始投資成本為當年一次性投入，而維護成本為每年投資，為了實現統一并考慮到資金的時間價值因素，需將初始投資成本按年等值投資進行折算?？紤]超級電容器使用年限為8 a，變流器折舊年限為20 a，進行折算后每年需投資4.91 萬元。對于超速減載控制策略，當減載率為10%時，在不限電情況下每年因風能資源浪費造成的電量損失為93 kW·h，電費損失則高達50.1萬元。綜合對比表3 中經濟成本可以得出，基于轉子動能與分布式儲能的風機調頻策略的成本投入遠小于超速減載方案的年經濟損失。

表3 超速減載策略和風儲協調策略經濟性對比Tab.3 Economic comparison between overspeed load shedding strategy and wind-storage coordination strategy

3 仿真分析與研究

3.1 仿真系統模型

文中在Matlab/Simulink 系統中搭建了經典四機兩區域模型對基于轉子動能與分布式儲能的風機調頻策略進行驗證。區域1 電源由310 臺1.5 MW 雙饋風力發電機和1 臺裝有調速器和勵磁調節器的900 MW 同步發電機組構成；區域2電源由1 臺900 MW 同步發電機組構成。同時，在兩區域內分別安裝無功補償裝置C1和C2，以提高系統功率因數，穩定線路電壓。根據2.2 節對分布式儲能裝置的容量配置，對區域1 中每臺雙饋風電機組的直流母線處均安裝容量為150 kW×30 s 的超級電容器，通過DC/DC 直流變換器與風機相連。

文中分別對比了不同風速下發生不同負荷波動事件時，利用轉子動能的傳統虛擬慣量控制策略、超速減載控制策略（減載率10%）和基于轉子動能與分布式儲能風機調頻策略的響應特性和調頻效果，通過對風機風速和負荷L1，L2，L3的調節實現了不同工況的仿真。

3.2 仿真結果分析

3.2.1 負荷突增

中風速（10 m/s）時，設置系統負荷在5 s 時突增100 MW，對比分析三種不同控制策略下系統頻率、風機出力和轉子轉速等參數的變化情況，如圖4所示。由于負荷增加時機組輸出功率小于負荷功率，系統頻率會迅速下跌，而三種控制策略都具有慣量支撐功能，且控制系數H和D相同，因此頻率下降速率幾乎一致，頻率最低點也均為49.71 Hz。虛擬慣量控制策略的轉子動能無法提供長期能量支撐，不具備一次調頻能力，其穩態頻率偏差最大，為49.78 Hz；超速減載控制策略具有10%預留功率，能夠參與一次調頻，穩態頻率偏差有所提升，為49.8 Hz；基于轉子動能與分布式儲能策略利用超級電容器提供一次調頻，與慣量支撐能量來源不同，穩態頻率偏差進一步改善，為49.82 Hz。中風速下，三種策略的慣量支撐能力幾乎相同，但基于轉子動能和分布式儲能策略的一次頻率調節能力更具有優勢，穩態頻率偏差最小。

圖4 風速10 m/s負荷突增10%時風機響應波形Fig.4 DFIG response waveforms when load increase 10%under 10 m/s wind speed

對比轉子轉速變化，由于超速減載控制策略是通過增加轉子轉速來預留有功功率，其穩態下轉速最高，為1.19（標幺值），風機輸出功率和風能利用系數也最小。開始調頻后三種策略的轉速均會下降，風電機組輸出功率也會增加，僅超速減載策略是通過風機功率進行一次調頻，故其穩態風機輸出功率比負荷突增前有所提高，風能利用系數也有所增加，而另兩種方案穩態時和負荷突增前風機狀態無較為明顯變化。此外，對比發現，即使在增速調頻后，超速減載方案的風能利用系數為0.345，也要遠小于基于轉子動能和分布式儲能方案的0.38。綜合分析，中風速、負荷突增工況下，基于轉子動能和分布式儲能方案在系統頻率調節和風力資源利用上均為最優。

低風速（7 m/s）時，設置同樣工況，仿真結果如圖5所示。仿真發現，基于轉子動能和分布式儲能調頻策略的頻率最低點為49.7 Hz，穩態頻率偏差為49.81 Hz，調頻效果比其他兩種方案都更為明顯。虛擬慣量控制策略的頻率最低點為49.66 Hz，是三者中最低的，這是由于低風速時雙饋風電機組的轉子轉速幾乎達到最低點，所具備的可調節轉子動能較少，僅響應頻率變化率則能量尚可，若需同時響應頻率偏差則能量不足。

圖5 風速7 m/s負荷突增10%時風機響應波形Fig.5 DFIG response waveforms when load increase 10%under 7 m/s wind speed

虛擬慣量和基于轉子動能與分布式儲能調頻方案的風機穩態輸出功率為0.075（標幺值），在負荷突增時由于虛擬慣量方案需響應頻率偏差量，其風機輸出功率變化量要大于基于轉子動能和分布式儲能方案，但由于轉速幾乎都處于下限值，因此轉子轉速和風機功率變化量都較小。超速減載方案穩態功率輸出值為0.049（標幺值），和其他兩種方案相差不大，風能利用系數也接近，這是由于當風速較低時，超速減載方案預留功率量較少，一次調頻能力不足。綜合分析，低風速、負荷突增工況下，虛擬慣量控制策略轉子動能低，超速減載方案預留功率少，調頻能力差，而基于轉子動能和分布式儲能方案由于具有超級電容器協助，調頻效果最好。

3.2.2 負荷突減

中風速（10 m/s）時，仿真設置系統負荷在5 s時突減100 MW，對比三種不同控制策略下系統頻率、風機出力和轉子轉速的變化情況，如圖6所示。從圖6 可以看出，中風速下三種策略的頻率上升速率相同，頻率最高點均為50.29 Hz；穩態頻率最低的是基于轉子動能和分布式儲能策略的50.19 Hz，其次為超速減載策略的50.2 Hz，虛擬慣量策略由于不具備一次調頻能力，其穩態頻率最高，為50.22 Hz。圖6 顯示，即使在中風速下，頻率波動前超速減載策略的轉子轉速已經達到1.18（標幺值），接近上限值，當參與調頻后轉速更是上升到1.21（標幺值）。仿真結果表明，超速減載策略在負荷突減工況下轉速的變化限制了其頻率調節能力。

圖6 風速10 m/s負荷突減10%時風機響應波形Fig.6 DFIG response waveforms when load decrease 10%under 10 m/s wind speed

高風速（12 m/s）時，設置同樣的仿真工況，仿真結果如圖7所示。從波形結果可以看出，無論從最大頻率偏差量還是穩態頻率偏差量看，基于轉子動能和分布式儲能方案的調頻效果最好。超速減載策略的穩態頻率和虛擬慣量策略幾乎相等，均為52.1 Hz，表明高風速下超速減載方案不再具備一次調頻能力，這是由于頻率變化前風機轉子轉速已經達到上限值，無法再通過提速的方式減少風電機組的有功輸出，為系統提供一次頻率調節。高風速下，超速減載策略的風電機組輸出功率、風能利用系數與其他兩種策略相差最大，幾乎達到2 倍，此時風能資源浪費現象最嚴重，調頻效果也較差。

圖7 風速12 m/s負荷突減10%時風機響應波形Fig.7 DFIG response waveforms when load increase 10%under 12 m/s wind speed

綜合對比不同風速和不同負荷波動下的仿真結果可以得出：低風速時，虛擬慣量策略的轉子轉速接近下限值，在響應系統頻率偏差量時轉子動能不足，超速減載策略的風電機組輸出功率低，預留功率較少，兩者調頻能力均較差；高風速時，超速減載控制策略的轉子轉速接近上限，轉子調節范圍減小，一次調頻能力不足。而基于轉子動能和分布式儲能風機調頻策略在以上四種工況下慣量和一次頻率調節效果均最優，能有效滿足電網對風電機組調頻能力的要求。

4 實驗驗證

為了驗證所提控制策略的可行性，搭建了如圖8所示的風電機組實驗平臺，該平臺由異步電動機、雙饋感應發電機、變流器柜、變頻器柜、超級電容器柜、電網模擬器和RCP 上位機組成，雙饋感應發電機在異步電動機拖動下旋轉發電，經變流器柜、母線與電網模擬器連接，超級電容器柜則通過DC/DC 變換器與直流母線相連進行能量交換，平臺各部分參數如表4所示?；谵D子動能與分布式儲能的風機調頻策略主要是通過控制轉子側變流器和DC/DC 變流器實現，故在實驗過程中按2.1 節方式通過RCP 上位機對變流器柜和超級電容器柜實時控制，實現文中所提控制策略。

圖8 實驗平臺Fig.8 Experimental platform

表4 實驗平臺參數Tab.4 Experimental platform parameters

雙饋風電機組與電網直連，文中利用電網模擬器分別對電網頻率下降（負荷增加）和頻率上升（負荷減少）工況進行模擬，驗證所提控制策略的實驗結果。設置輸入電網模擬器的頻率曲線初始時為50 Hz，10 s 后下跌至49.9 Hz，40 s 時恢復至50 Hz，30 s 后頻率又上升至50.1 Hz，該工況下雙饋風電機組有功功率、轉子轉速和超級電容器的有功輸出結果如圖9所示。

圖9 實驗波形Fig.9 Experimental waveforms

實驗結果表明，當系統頻率突然下跌時，在慣量控制作用下轉子轉速由穩態時的1 610 r/min降至1 585 r/min，風機輸出功率由初始的4 kW 瞬間增大至4.3 kW，隨著后期系統頻率的穩定，風電機組在分布式儲能的作用下持續額外提供0.25 kW 有功功率補償。當系統頻率上升時，頻率變化率為正值，轉子轉速增大至1 650 r/min，超級電容器以-0.25 kW 吸收有功功率進行充電，在兩者共同作用下，風機輸出功率降至3.65 kW，之后轉子轉速逐漸恢復到初始值1 610 r/min，轉子動能退出風機調頻，超級電容器持續吸收有功功率直至頻率恢復額定值。實驗數據顯示在基于轉子動能與分布式儲能風機調頻控制策略下，風電機組輸出功率由轉子轉速和超級電容器共同決定，能夠有效響應系統頻率波動，為電網提供動態有功功率支撐。

5 結論

考慮到虛擬慣量控制策略無法提供一次頻率調節，超速減載控制策略轉速調節范圍受限、發電效益下降，提出了基于轉子動能與分布式儲能風機調頻控制策略，利用轉子動能提供慣量功率支撐、分布式儲能裝置響應一次頻率調節，將兩者共同作為風機調頻能量來源，既為風機并網調頻提供新方法，也簡化風機升級改造難度。

1）對1.5 MW 和2 MW 風電機組在不同轉速下所含轉子動能進行計算，分別確定其在10%額定功率支撐下的頻率調節時長，結果表明，無論處于何轉速值，風機轉子動能均可提供不少于5 s的慣量支撐，但不能滿足一次調頻30 s 時長的要求。因此當負荷增加導致系統頻率下跌時，可將雙饋風機轉子動能作為響應頻率變化率，即提供慣量支撐的能量來源。

2）結合分布式儲能裝置能量充足的特點，選擇超級電容器作為風機一次調頻能量源，響應頻率偏差量，同時依據分布式儲能裝置的調頻功能及網側變流器對功率的限制，優化其容量配置，最大程度降低儲能裝置經濟成本。

3）在綜合考慮超級電容器和變流器的安裝成本下，超速減載的年經濟損失為50.1 萬元，而基于轉子動能與分布式儲能的年平均投資為4.91 萬元，對比發現所提控制方案仍有較強的經濟優勢。

4）相較于虛擬慣量和超速減載策略，基于轉子動能與分布式儲能風機調頻策略無論是在低、中、高風速下，或是負荷突增、突減工況下，其頻率調節效果均為最優，有效提升了并網風機的慣量和一次調頻能力，實驗結果也表明其能有效響應系統頻率波動。