基于裕度因子的多风电场站集群频率协调控制策略

曹俊英，姚 骏，黄 森，徐 浩

（1.重庆大学 输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室，重庆 400044；2.国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西 南昌 330096）

0 引言

在“双碳”背景下，大力开发和利用新能源已逐渐成为人们关注的焦点［1］。随着新型电力系统中高比例可再生能源及高比例电力电子装备占比的增长，现代电力系统在运行、控制等方面与传统电力系统均存在差异。这将给高比例电力电子化电力系统带来新的挑战，如抗扰性弱、对频率的耐受能力不足等［2］，同时电力电子设备过载能力低、低惯量弱阻尼等特性也使得传统电力系统中已存在的频率稳定问题更加凸显。因此，应对电力电子化电力系统的频率稳定性研究展开深入探讨，提高新型电力系统的涉网频率特性，增强源网协调控制能力，为新能源的消纳与发展奠定良好基础。

目前，风电场站参与系统频率调节控制的方法主要有减载控制［3-4］和转子动能控制［5-6］。减载控制分为桨距角控制与超速控制，风电场站不运行在最大功率跟踪点上，以便留有备用容量。但这会减少风能的捕获，长期降额运行会降低风电场的经济效益，且桨距角的频繁动作会缩短机组的使用寿命。而风电场参与调频使用转子动能控制时，仍处在最优运行点，且无需增加额外投资。因此本文重点研究基于转子动能控制的风电场频率调节控制策略。

风电系统参与频率调节，在单风电场站层面主要是采取控制策略使其能在系统频率波动时进行主动响应。但是从多风电场站的角度出发，不同风电场站所处区域不同，运行工况不同，不同运行工况下各风电场站所具备的调频能力不同。因此有必要从调度的角度，协调各风电场站的调频能力，合理分配各场站的一次调频功率。之前对于调频功率指令值分配的研究大多按机组数目分配［7］或按比例分配［8］。然而，调频能力的差异性使得按机组数目分配与按比例分配存在局限性，不利于合理分配调频资源［9］。为此，文献［10］根据风速大小表征各风电机组的调频能力，依据本地风速调节各台机组的下垂系数，然而其仅考虑风速，并未考虑实时转子转速与变流器容量运行条件。文献［11］提出一种变参数减载的风电场站调频控制策略，用低风速风电场减载预留有功备用，并最大限度地整定下垂系数，保证减载功率的充分释放。但当用该方法时，在系统正常运行的情况下，风机仍处于减载运行状态，不能充分利用风能。文献［12］提出一种基于风速预测方法的风电场虚拟惯量响应协同分配控制策略，通过预测短期风速结合转子转速进行调频功率的分配。但在实际工程运用中预测控制受多方面因素的限制，实际效果有限。文献［13］提出一种将模糊控制与预测控制相结合的联合控制方法，用于提升虚拟同步控制发电机参与系统调频的响应性能。但该虚拟同步控制系统配有储能装置，并未考虑到实际风电系统原动机侧的调频能力约束，且引入储能单元将增加风电场建设成本。文献［14］提出一种基于时变虚拟惯性系数及时变下垂系数的多风电场频率协调控制策略，并根据期望的频率响应时间来实现虚拟惯性控制和下垂控制的有功支撑。文献［15］研究各风电场站间的调频时序配合问题，提出一种基于虚拟惯性控制与减载控制相结合的分层频率支撑策略。但上述多风电场集群控制均忽略了各风电场站源侧的物理约束特性，未能充分挖掘风电场站的频率调节能力。

综上，风电场在进行调频控制时，须结合各风电场的实际运行工况，合理地根据自身调频能力进行系统的有功支撑。基于平均分配及比例分配规则进行调度中心的有功功率分配策略实施简便，但是很难保证预先考虑到所有风电场的运行状态，且鲜有文献综合考虑转子转速约束及变流器容量限值约束后进行有功功率的分配。然而，对于多风电场站的频率协调控制，若忽略上述2 种运行状态约束，会造成低风速场站转子转速低于约束值或高风速场站变流器功率超出限值。当转子转速低于约束值会导致系统出现频率二次跌落现象，严重时导致风电场站脱网；当变流器容量在调频运行过程中超出限值时，会降低变流器的使用寿命，不利于风电场的正常运行。因此，须研究出一种综合考虑各风电场站运行状态约束且易于工程实施的实时频率协调控制方法。

针对上述问题，本文综合考虑各风电场站的转子转速及变流器容量运行状态，提出了一种基于等比例裕度因子的频率调节控制策略，各风电场站按照各自调频能力实时地分配一次调频功率指令值。对于虚拟惯量、虚拟阻尼系数的设置，本文依据频率响应变化趋势对运行状态进行分区，并在此基础上考虑风电系统原动机的响应及约束特性，结合各风电场站的可释放动能对虚拟惯量及虚拟阻尼系数进行分区自适应设置，这样有利于实现各风电场出力大小的实时协调控制。最后，建立含多风电场站集群系统的仿真模型，验证所提策略的有效性。

1 风电场站有功-频率控制模型

由于风电系统经背靠背变流器进行并网，其转子转速与系统频率解耦。当系统频率发生变化时，风电系统没有主动支撑作用，不具备惯量响应能力。因此，在实际运行过程中可通过虚拟同步控制模拟同步发电机特性来改进风电系统的控制结构，从而使风电场站具有惯量和阻尼。

通过模拟同步发电机转子摇摆方程，可得风电场站有功-频率控制模型，其控制方程如式（1）所示。

式中：PMPPT为风轮机捕获功率；PW为风电场站输出有功功率；ΔPf为一次调频功率；ω为风电场站输出角频率；ω0为额定角频率；J为风电场站虚拟惯量系数；D为风电场站虚拟阻尼系数。

将该有功-频率控制应用于风电场站进行频率调节，使风电场站具备主动频率支撑能力，从而提升系统频率稳定性。

2 多风电场站集群协调的一次调频功率分配方法

针对多风电场站集群系统的一次调频功率分配方法，大多采用按场站数目平均分配算法、按场站额定功率比例分配算法、基于场站当前输出功率的分配算法等。这些分配算法均未考虑到各风电场站之间的运行工况差异，没有合理地按照各风电场站的调频能力差异进行一次调频功率协调分配，可能会使某些风电场站因风速较低而无法达到一次调频功率指令值。为合理利用各风电场站的调频资源，且综合考虑各风电场站转子转速及变流器容量运行条件，下面提出一种多风电场站集群协调的一次调频功率分配方法。

2.1 多风电场站集群协调的一次调频功率分配控制框架

实际典型的新能源发电基地如风力发电、光伏发电等通常都是多场站并联结构，各场站经过传输线路汇聚到公共连接点（point of common coupling，PCC），再通过连接线路连入电网。对于实际风电场并联集群联网系统，建立其拓扑图，如附录A 图A1所示，多风电场站并联输出功率汇集至PCC，再经升压变压器输送至电网。

由于各风电场站实时风速各不相同，其运行工况也会有所差异，在同一时间各风电场站的调频能力不同。在系统发生功率缺额扰动时，若各风电场站均进行相同程度的调频动作，此时低风速风电场站与高风速风电场站采用同样的调频参数，会造成低风速风电场站转子转速低于约束值或高风速风电场站变流器功率超出限值。因此，具有不同调频能力的风电场站给系统频率控制的协调运行带来了挑战。同时，对于实际风电系统中的多风电场站并联集群结构，若各风电场站按自身控制系统整定一次调频系数，存在计算量大、参数整定复杂、不能充分发挥各风电场站调频能力等问题。为解决该问题，本文提出多风电场站“上层集中控制，下层协调分配”的调频控制方法。

多风电场站集群协调控制方法如图1 所示，包括上层的风电场集中控制层和下层的协调分配层。图中：fPCC为PCC 频率；fref为系统的额定频率；ΔP为多风电场站集群系统总一次调频量；ΔPi（i=1，2，…，N，其中N为风电场站总数）为第i个风电场站所接收到的一次调频指令值；ωri为第i个风电场站转子转速；Pei为第i个风电场站输出的有功功率。首先，风电场集中控制层通过输入PCC 频率进行调频功率计算得到多风电场站的有功功率调整量。然后，该调频功率通过各风电场站所反馈的转子转速、有功功率等信息进行协调分配。分配方法将在2.2节展开介绍，下发给各运行工况不同的风电场站，使各风电场站对电网进行频率支撑。

图1 一次调频功率分配方法Fig.1 Method of primary frequency regulation power distribution

2.2 基于等比例裕度因子的一次调频功率分配方法

风速较高的风电场其输出有功功率往往也较高，有着更高的调频能力，能够更好地参与系统频率调节；反之，风速较低的风电场其输出有功功率也较低，参与调频的能力也往往不如高风速机组。因此，如果对各风电场站采用同样的主动调频控制策略，并不能充分发挥各风电场的频率调节能力，无法获得较好的频率响应品质。为此，从多风电场层面考虑各风电场站参与系统频率调节时，有必要研究一种能够协调不同场站参与调频的功率指令分配方法，以便合理有效地分配风电场集群中各个风电场参与调频的有功功率，充分发挥各风电场站的调频能力，优化调频的效果及性能。基于此，本节提出一种基于等比例裕度因子的一次调频功率分配方法，综合考虑了各风电场站的转子转速及变流器有功容量限值运行条件。

根据风电场接入电力系统的一次调频技术规范［16］，风电场站应利用相应的有功控制系统完成有功-频率下垂特性控制，使其在PCC 具备参与电网一次调频的能力。考虑一次调频死区的一次调频有功-频率下垂特性通过如下表达式实现：

式中：ΔPPCC为PCC一次调频功率参考值；d为死区幅值；K为风电场站一次调频下垂控制系数；ΔfPCC=fPCC-fref。

当系统发生功率扰动后，上层的风电场集中功率控制系统将根据式（2）进行考虑频率调节死区的一次调频功率参考值的计算，并依据下文所提方法将该功率分配给各风电场站。

在一次调频过程中，储存在转子中的动能被用来提供频率支撑，然而过度使用动能可能导致频率二次跌落。为了保证风电系统的安全性，调频过程中风电场站须满足转子转速约束，构建第i个风电场站的能量裕度因子Mi如下：

式中：ωrmin为风电场站转子转速最小值；ωrmaxi为当前工况下第i个风电场站转子转速最大值。本文用多风电机组等值风电场的方法，为体现多风电场集群中风速分布差异特性，选取不同风速区的等值风电机组，各风电场站转子转速即为等值风电机组转子转速。

同时变流器存在容量限制，风速越大，风电场站输出功率越接近容量限值。为保证风电场站的安全运行，调频过程中应考虑变流器容量运行条件，构建第i个风电场站变流器容量裕度因子Ni如下：

式中：Pemax为变流器容量限值，其取值为1.2 p.u.［17］。

综上，多风电场站一次调频功率分配算法应综合考虑转子转速约束和变流器有功容量限制。高风速时转子动能储存量大，但调频过程中易受变流器容量限值影响；低风速时，变流器容量裕度大，但其转子转速低易降至最低允许值以下，将可能引发频率发生二次跌落问题。因此，在不同运行工况下一次调频功率的分配应同时考虑转子转速和变流器有功容量运行条件。

综合考虑转子转速和变流器有功容量运行条件可得第i个风电场站的频率调节裕度因子λi如下：

综合考虑能量裕度因子及变流器容量裕度因子区间大小，可得频率调节裕度因子λi的取值范围为（0，1）。

为了充分利用各风电场站所储存的转子动能，并综合考虑其变流器容量运行条件。合理的功率分配方案应保证各风电场站所承担的不平衡功率与频率调节裕度因子成正比，且该比例在各风电场站之间应相等，以便调频资源的均衡利用，其分配方式如式（6）所示。

然后将由基于等比例裕度因子的一次调频功率分配方法推导出各风电场站分别消纳的有功功率大小，令λ1+λ2+…+λN=c。

基于式（6）可得：

各风电场站所承担的一次调频功率之和为总不平衡功率ΔP，可得：

将式（7）代入式（8）可得：

由式（9）可得第1 个风电场站所承担的一次调频功率ΔP1的表达式如式（10）所示。

同理，可得其余各风电场站一次调频功率指令值如式（11）所示。

因此，可利用等比例裕度因子的协调分配算法得出各风电场站所承担的一次调频功率量，该一次调频功率量与各风电场站裕度因子成正比。与传统同步发电机的一次调频功率分配方案相比，本文综合考虑风电机组转子转速及变流器容量状态，有利于更加合理地根据各风电场站运行工况分配调频资源。所提策略在有效避免低风速风电场站达到转速限值的同时，能充分利用其他场站的机组转子动能；在有效避免高风速风电场站变流器超出其容量限值的同时，能充分发挥其他风电场站的频率调节能力。因此，所提方案可有效实现一次调频功率的合理分配，灵活充分地利用各风电场站的调频能力。

3 基于可释放动能的频率调节控制参数分区设置

上文提出一次调频功率的协调分配算法，下面将对有功-频率控制中其他调频参数如虚拟惯量、虚拟阻尼系数的设置进行进一步探讨。虚拟惯量和虚拟阻尼系数作为控制参数，与传统同步发电机的惯量和阻尼不同，其值可根据各风电场站不同工况进行灵活设置，从而使虚拟惯量及虚拟阻尼系数的大小随各风电场站频率调节能力动态变化，合理充分地发挥各风电场站的频率调节能力。

3.1 基于可释放动能的风电场站参数设置框架

运行在较高转子转速区域的风电场站比运行在较低转子转速区域的风电场站包含更多的可释放转子动能。为了合理设置调频参数，可根据扰动前各风电场站可释放的转子动能水平进行参数的设计，控制框架如图2所示，图中Ji、Di分别为第i个风电场站的虚拟惯量、虚拟阻尼系数值。

图2 风电场站各自整定参数的调频控制策略Fig.2 Frequency regulation control strategy for setting parameters of wind farm

各风电场站的可释放动能如下：

式中：ΔEki为第i个风电场站的可释放动能；Jk为风电场站惯量大小。

将调频参数设置为与式（12）呈正比关系，当可释放动能较大时相应调频参数也较大，同理，当可释放动能较小时相应调频参数也较小。为此，引入1个指数函数，使调频参数大小与各风电场站可释放动能呈正比关系，保证了高转速区转子动能的可释放性与低转速区的安全性。

基于可释放动能的虚拟惯量、虚拟阻尼取值为：

式中：J0、D0分别为风电场站的虚拟惯量系数、虚拟阻尼系数的基准值；m为虚拟惯量指数比例系数，单位是；n为虚拟阻尼指数比例系数，单位是；ωri0为第i个风电场站受扰前的转子转速；f(·)为本文所引入的指数函数。

综上，可得各风电场站基于可释放动能的有功频率控制框图如附录A图A2所示。

因此，虚拟惯量系数和虚拟阻尼系数可根据各风电场站不同运行工况进行自适应调节，实现了各风电场出力大小的实时协调控制，使各风电场合理有效地对系统进行频率支撑。在此基础上，考虑上述控制参数的灵活性，并结合系统频率响应的变化趋势，可对频率控制参数进行分区设置。

3.2 基于频率响应变化趋势的运行状态分区

当系统发生有功扰动时，其暂态响应过程除了与功率的变化量有关，还与系统的调频控制参数密切相关。基于有功-频率控制参数灵活可调的特性，并根据暂态过程中系统频率响应的变化规律，通过调节系统的转动惯量与阻尼系数，可提高系统频率响应的动态性能。基于此，本节根据频率响应变化趋势对运行状态进行分区，通过分析各运行状态特性与调频控制参数间的关系，考虑在系统频率恢复期间改变系统的虚拟惯量及虚拟阻尼系数值。一方面，改善系统的频率响应特性曲线；另一方面，保留更多的转子动能，用于其他紧急功率控制事件。

在相同有功扰动的情况下，对于不同的调频控制参数，系统的动态响应特性也有差异。基于有功-频率控制系统参数动态可调的特性，结合功角曲线特性进一步分析虚拟转动惯量和阻尼系数对系统频率响应的影响［18］。暂态过程的功角曲线和角频率曲线如图3 所示。若系统输入功率由P0阶跃变化至P1，则图3（a）中δ0为初始点功角，δ1为经过调节后系统恢复到平衡时的功角。变化过程可以分为4 个区间，分别对应图3（b）中角频率变化曲线的4个阶段。

图3 功角曲线及角频率曲线Fig.3 Curves of power angle and angular frequency

在区间［a，b）中，系统输出角频率大于额定角频率，角频率变化率大于0。说明在区间［a，b）的变化过程中，角频率ω逐渐远离额定角频率，ω大小逐渐增大，当运动到点b时，此时系统输出角频率与额定角频率差值Δω达到最大值，dΔω/dt=0。若Δω过大导致越限，则会对系统造成不利影响。因此，为改善系统的频率动态响应，应减小Δω的大小及Δω的变化速度，需要增大惯量Ji和阻尼系数Di。在区间［b，c）中，系统输出角频率大于额定角频率，但角频率的变化率小于0。说明角频率ω逐渐靠近额定角频率，ω逐渐减小，但功角仍逐渐增大至δ2，此时系统输出功率为P2。为提高系统的响应速度，使该过程尽快结束，需减小惯量Ji和阻尼系数Di。同理，区间［c，b）的分析过程与区间［a，b）类似，区间［b，a）与区间［b，c）类似，可得到一个周期内响应性能与调节参数的影响规律。

由上述分析结果可知，当系统受到功率缺额扰动时，在系统频率恢复期间应通过减小虚拟惯量及虚拟阻尼值来提高频率的动态响应特性。

3.3 频率调节控制参数分区设置

根据3.2节分析系统的频率响应曲线特性可知，在系统频率恢复期间应通过减小虚拟惯量及虚拟阻尼系数值来提高系统响应性能。在频率最低点之后，系统频率变化率由负转正，这意味着频率开始恢复，在此期间风电场应保留更多的转子动能。因此，频率恢复期间的虚拟惯量及虚拟阻尼系数值可根据频率最低点处各风电场站转子转速ωri.nadir进行参数的合理设计，这有助于抑制过量转子动能的释放，避免系统出现频率二次跌落现象。

当系统频率变化率大于0，即处于频率恢复期间时，虚拟惯量和虚拟阻尼系数的取值可参照式（13）和式（14）进行设置。进一步地，为了防止风速的随机波动引起参数取值的频繁变化，设定频率变化率阈值Td［19］。当频率变化率超出该阈值时，虚拟惯量及虚拟阻尼系数根据各风电场站不同工况进行自适应设置。虚拟惯量及虚拟阻尼的分区参数取值如下：

阈值Td的设置由电网频率允许波动范围所确定，为符合工程实际，本文中Td设定为0.9 rad／s2。

综上，多风电场站协调调频闭环控制过程如图4 所示。首先，对于多风电场站集群系统一次调频功率的协调分配问题，在综合考虑风电机组转子转速约束及变流器容量状态的基础上，提出了基于等比例裕度因子的一次调频功率分配方法。该方法通过输入PCC 频率进行调频功率计算，得到多风电场站的总有功功率调整量，并采用等比例裕度因子的方式协调分配给各运行工况不同的风电场站。然后，根据各风电场站在不同风速下含有不同程度的可释放动能，提出一种基于可释放动能的调频参数分区设置方法。根据转子转速实时调整虚拟阻尼和虚拟惯量，使运行在较高转速下的风电场站释放更多的动能。当系统频率发生扰动时，基于等比例裕度因子的一次调频功率分配与基于可释放动能的参数分区设置两者相互配合，构成了一个频率闭环协调控制，优化了整体的频率调节响应过程。

图4 多风电场站协调调频闭环控制框图Fig.4 Coordinated frequency regulation closed-loop control block diagram of multi-wind farm

多风电场站协调调频闭环控制具体实施过程如下：当系统受到负荷扰动时，一方面，基于式（2）得到考虑一次调频死区的总一次调频有功功率，并根据各风电场的转子转速及有功功率，按照式（11）将总调频功率下发给各风电场站；另一方面，对于虚拟惯量及虚拟阻尼系数的设置问题，根据式（15）、（16）进行分区制定。基于此，可充分发挥各风电场站的调频能力，这样有利于改善频率响应，提高系统的频率稳定性。

4 仿真分析

为验证本文所提策略的有效性，建立典型三机九节点系统，仿真系统拓扑如附录B 图B1 所示。以3 座风电场站并联集群为例，3 座风电场站额定功率均为100 MW。各自经升压变压器传输至PCC，SG1、SG2表示传统同步发电机组，额定功率均为450 MW，负荷采用恒功率模型。各发电机组及负荷容量如附录B 表B1 所示。本文中各发电机组输出有功功率标幺值均以各自额定容量为基准值。

为验证本文所提策略的有效性，分别对比如下3种场景：场景1，本文所提控制策略；场景2，无一次调频控制，虚拟惯量及虚拟阻尼系数按本文所提策略进行设定；场景3，一次调频功率指令值按本文所提策略进行设置，虚拟惯量及虚拟阻尼系数保持为固定参数不变。

设风电场1 — 3 的风速分别为低风速、中风速、高风速，研究中系统工况变化为在t=5 s 时，系统突增负荷75 MW，该工况（称之为工况1）下PCC 频率响应如图5所示。

图5 工况1下PCC频率响应Fig.5 Frequency response of PCC under Working Condition 1

根据图5，系统PCC 频率在使用本文所提控制策略后频率跌落最少，当系统不使用一次调频功率指令时，系统的频率跌落最大。由此可看出，采用本文所提控制策略可减小频率偏差量，提高系统的频率稳定性。

低风速风电场站1 的转子转速及有功功率波形见图6，图中转速、有功功率均为标幺值，后同。由图可知：当系统处于场景2，即不设有一次调频功率值时，转子动能释放最小，有功功率也最少；当处于场景3，低风速风电场站的虚拟惯量及虚拟阻尼系数与中高风速一致时，转子转速下降最多，即将越过转子约束边界值，易使系统发生频率二次跌落现象；当使用本文所提控制策略时，考虑了转子转速约束的运行条件，可充分利用低风速风电场站的调频能力。

图6 低风速风电场站1仿真结果Fig.6 Simulative results of Wind Farm 1 with low wind speed

中风速风电场站2 的转子转速及有功功率波形见附录B 图B2。由图可知：当处于场景2 不具有一次调频功率指令值时，转子转速下降最少，风电场有功功率最小；当不考虑可释放动能的虚拟惯量、虚拟阻尼参数设置，即处于场景3 时，也未充分发挥中风速风电场的可用调频容量；当使用本文所提控制策略时，风电场站2 的转子动能释放最多，且输出功率最大，不仅没有转子转速低于限值的情况，输出功率也未超出限值，保证了在系统频率调节过程中的调频物理约束边界，充分利用了风电场站2 的调频能力，合理利用了多风电场站集群系统的调频资源。

高风速风电场站的仿真结果如附录B 图B3 所示。可见由于风电场站3 处于高风速，其转子转速在额定值附近，未有太大波动。且使用本文所提方法时，风电场站3 的输出功率最大，也未越过变流器容量限值，充分发挥了高风电场站的调频资源。

设风电场站1与风电场站2的风速均为低风速，风电场站3 的风速为中风速，系统工况变化为在t=5 s时，系统突增负荷45 MW，该工况（称之为工况2）下PCC频率响应如图7所示。

图7 工况2下PCC频率响应Fig.7 Frequency response of PCC under Working Condition 2

根据图7，当用本文所提基于裕度因子的频率协调控制策略后，系统频率跌落最小。当处于场景2，即不具有一次调频功率指令时，系统频率最低点与额定频率间的偏差值最大。因此，使用本文所提策略能减小频率偏差值，有效改善系统的频率稳定性。

中风速风电场站3 仿真结果如图8 所示。可见当使用本文所提控制策略时，中风速风电场站出力最多，充分发挥了中风速风电场站的调频能力。同时其转子转速及变流器容量均未超出限值，合理利用了中风速风电场站的调频资源。

图8 中风速风电场站仿真结果Fig.8 Simulative results of Wind Farm 3 with medium wind speed

低风速风电场站1、2 的仿真结果如附录B 图B4所示。可见当系统处于场景3，虚拟惯量与虚拟阻尼系数的大小与中风速一样，未考虑各风电场站的差异性，其转子转速易越过转速约束值。然而本文所提策略由于考虑了转子转速约束条件，可最大限度地利用转子动能。

5 结论

本文对多风电场站集群系统的频率协调控制策略展开了深入研究，考虑不同运行状态下各风电场站的调频能力，提出了一种基于裕度因子的多风电场站集群频率协调控制方法。该方法可充分利用各风电场站的调频能力，提升高比例电力电子装备电力系统的频率稳定性，增强现代电力系统对新能源的消纳能力，具有一定的实际工程价值，得到主要结论如下。

1）综合考虑各风电场站转子转速及变流器容量运行条件，将一次调频功率按照等比例裕度因子的方式下发给各风电场站，能够合理利用各场站调频资源，有效避免各风电场站变流器容量超出限值或转子转速低于约束值。

2）基于各风电场站源侧的响应及约束特性，根据各场站不同运行工况下的可释放动能对虚拟惯量及虚拟阻尼系数进行自适应设置，可充分合理地发挥各风电场站的调频能力。并在此基础上考虑频率响应与虚拟惯量及虚拟阻尼间的关系，对频率调节参数进行分区自适应设置。这样不仅改善了系统的频率响应性能，而且能保留更多的转子动能，用于其他紧急功率控制事件。

附录见本刊网络版（http：//www.epae.cn）。