一种风储电站调频控制方法及装置

技术领域

本发明实施例涉及风电并网技术领域，尤其涉及一种风储电站调频控制方法及装置。

背景技术

风能在新型电力系统中占有重要地位，随着高比例的风力发电接入电网，电力系统的惯量大幅降低，导致电网在受到扰动时频率下降。风电机可通过释放旋转动能提供有功支撑，但可能会出现风电机过减速现象，难以支撑电网频率稳定性。目前，通过在风储电站内部配置储能设备来解决上述问题，但由于储能设备释放的有功功率与风电机组释放的附加有功功率缺乏相应的协调策略，出现储能设备荷电状态下跌过快，导致风储电站内有功备用不足以支撑电网频率的现象。因此如何协调风储电站中每一风电机组释放的附加有功功率和储能设备释放的有功功率，来实现风储电站中接入电网频率的短期稳定成为亟待解决的技术问题。

发明内容

本申请提供了一种风储电站调频控制方法及装置，来解决现有技术中如何协调风储电站中每一风电机组释放的附加有功功率和储能设备释放的有功功率，实现风储电站接入电网频率的短期稳定的技术问题。

本发明第一方面提供了一种风储电站调频控制方法，风储电站中包括储能设备和多台风电机组，储能设备中包括多个储能单元，包括：

获取风储电站中接入电网的电网频率数据、储能设备中每一储能单元的第一组调频数据以及多台风电机组中每一风电机组的第二组调频数据；

基于电网频率数据，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率；

基于所有的储能单元的第一组调频数据以及风储电站释放的第一功率，确定储能设备释放的第二功率；

基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率以及每一风电机组的第二组调频数据，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值，用于对风储电站中电网频率进行调频控制。

本发明实施例提供的风储电站调频控制方法，通过获取风储电站接入电网的频率数据、储能设备中每一储能单元的第一组调频数据以及多台风电机组中每一风电机组的第二组调频数据；首先基于电网频率数据，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率；其次基于每一储能单元的第一组调频数据以及风储电站释放的第一功率，确定储能设备释放的第二功率；最后基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率以及每一风电机组的第二组调频数据，确定风储电站中每一风电机组应释放的功率参考值，用于对风储电站中电网频率进行调频控制。实现储能设备和风电机组对风储电站中电网频率的协同控制，从而使风电机组释放足够的有功功率达到风储电站接入电网频率稳定的目的。

可选地，电网频率数据包括电网频率实际值与电网频率额定值；基于电网频率数据，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率，包括：

若电网频率实际值与电网频率额定值差值大于预设阈值，基于电网频率实际值与电网频率额定值，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率。

可选地，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率，包括利用下方第一关系式确定风储电站释放的第一功率；

ΔP

其中，ΔP

可选地，第一组调频数据包括储能设备中每一储能单元的实时荷电状态、荷电状态最小允许值、荷电状态平均值、荷电状态最大允许值；基于所有的储能单元的第一组调频数据以及风储电站释放的第一功率，确定储能设备释放的第二功率，包括：

基于每一储能单元的实时荷电状态、荷电状态最小允许值、荷电状态平均值、荷电状态最大允许值，确定每一储能单元的参与因子；

基于每一储能单元的参与因子以及风储电站释放的第一功率，确定每一储能单元释放的功率；

基于所有的储能单元释放的功率，确定储能设备释放的第二功率。

可选地，基于每一储能单元的实时荷电状态、荷电状态最小允许值、荷电状态平均值、荷电状态最大允许值，确定每一储能单元的参与因子，包括利用如下第二关系式确定得到每一储能单元的参与因子：

其中，R

可选地，每一风电机组的第二组调频数据包括每一风电机组的实际转子角速度，最低转子角速度，采样时间间隔，每一风电机组参与调频前一采样周期的转子角速度以及每一风电机组的转动惯量；基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率以及每一风电机组的第二组调频数据，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值，用于对风储电站中电网频率进行调频控制，包括：

基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率，确定所有的风电机组释放的功率；

基于每一风电机组的实际转子角速度与最低转子角速度，确定每一风电机组的参与因子；

基于每一风电机组的参与因子以及所有的风电机组释放的功率，确定每一风电机组释放的功率；

基于每一风电机组释放的功率，采样时间间隔，每一风电机组参与调频前一采样周期的转子角速度以及每一风电机组的转动惯量，确定每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值；

基于每一风电机组的实际转子角速度与每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值。

可选地，基于每一风电机组的实际转子角速度与最低转子角速度，确定每一风电机组的参与因子，包括利用如下第三关系式确定得到每一风电机组的参与因子：

其中，R

可选地，基于每一风电机组释放的功率，采样时间间隔，每一风电机组参与调频前一采样周期的转子角速度以及每一风电机组的转动惯量，确定每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，包括利用如下第四关系式确定每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值：

其中，ω

可选地，风储电站中还包括比例积分控制器，每一风电机组的第二组调频数据包括风电机组的额定功率；基于每一风电机组的实际转子角速度与每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值，包括：

基于每一风电机组的实际转子角速度与每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，通过比例积分控制器确定每一风电机组释放的功率初始计算值；

根据每一风电机组释放的有功功率初始计算值与风电机组的额定功率，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值。

本发明第二方面提供了一种风储电站调频控制装置，风储电站中包括储能设备和多台风电机组，储能设备中包括多个储能单元，包括：

第一获取模块，用于获取风储电站中接入电网的电网频率数据、储能设备中每一储能单元的第一组调频数据以及多台风电机组中每一风电机组的第二组调频数据；

第一确定模块，用于基于电网频率数据，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率；

第二确定模块，用于基于所有的储能单元的第一组调频数据以及风储电站释放的第一功率，确定储能设备释放的第二功率；

第三确定模块，用于基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率以及每一风电机组的第二组调频数据，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值，用于对风储电站中电网频率进行调频控制。

本发明提供的风储电站调频控制装置中各部件所执行的功能均已在上述第一方面任一方法实施例中得以应用，因此这里不再赘述。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明一实施例提供的风储电站调频控制方法流程示意图；

图2为本发明一实施例提供的风储电站调频控制方法结构示意图；

图3为本发明一实施例提供的风储电站调频控制方法结构示意图；

图4为本发明一实施例提供的风储电站调频控制方法结构示意图；

图5为本发明一实施例提供的风储电站调频控制方法结果示意图；

图6为本发明一实施例提供的风储电站调频控制方法结果示意图；

图7为本发明一实施例提供的风储电站调频控制方法结果示意图；

图8为本发明实施例提供的一种风储电站调频控制装置结构示意图。

具体实施方式

为使本公开实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本公开实施例的附图，对本公开实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本公开的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本公开的实施例，本领域普通技术人员在无需创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本公开保护的范围。

除非另外定义，本公开使用的技术术语或者科学术语应当为本公开所属领域内具有一般技能的人士所理解的通常意义。本公开中使用的“一个”、“一”或者“该”等类似词语也不表示数量限制，而是表示存在至少一个。“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。

此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。

针对背景技术中所提及的技术问题，本发明实施例提供了一种风储电站调频控制方法，如图1所示。如图2所示，该方法主要应用于风电接入系统在受到扰动，导致风电并网点频率下降的场景中。由背景技术可知风电接入系统在受到扰动，风电并网点频率下降时，风电机组可通过释放旋转动能提供有功支撑，但可能会出现风电机组过减速现象，难以支撑电网频率稳定性。可通过在风电场内部配置储能设备来解决上述问题，形成风储电站，所以本发明实施例风储电站中至少包括风电机组与储能设备。其中风电机组可以为双馈风机，不同于传统发电机，双馈风机的转速与电网频率解耦，且通常工作于最大功率跟踪点，缺乏旋转备用，难以支撑电网频率稳定性。即使在电网系统中设置有储能设备，储能设备含有多个储能单元，但由于储能设备中多储能单元释放的有功功率与风电机组释放的有功功率缺乏相应的协调策略，会出现储能设备中储能单元荷电状态下跌过快，导致风储电站内有功备用不足以支撑电网频率的现象。为了避免这种情况的发生，本发明实施例可以通过如下方法步骤对风储电站中的多个风电机组释放的有功功率与储能设备中多个储能单元释放的有功功率进行协调，具体的实现流程，参见如下：

步骤S110，获取风储电站中接入电网的电网频率数据、储能设备中每一储能单元的第一组调频数据以及多台风电机组中每一风电机组的第二组调频数据。

具体地，风储电站接入电网的频率数据可以包括电网频率实际值与电网频率额定值。储能设备中每一储能单元的第一组调频数据可以至少包括储能设备中每一储能单元的实时荷电状态、荷电状态最小允许值、荷电状态平均值以及荷电状态最大允许值。每一风电机组的第二组调频数据可以至少包括风储电站中每一风电机组的实际转子角速度以及最低转子角速度。上述数据获取方式属于现有技术，此处不再赘述，本领域技术人员可以通过任意公知的方式来获取，此处不做限制。

步骤S120，基于电网频率数据，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率。

具体地，下垂控制原理属于现有技术，因此这里不再过多的解释说明。本实施例中第一功率可指附加有功功率，即风储电站在稳定电网频率过程中需要额外或者附加释放的有功功率。在一个可选实施子中，以电网频率数据至少包括电网频率实际值与电网频率额定值，第一功率为附加有功功率为例。基于电网频率数据，利用下垂控制原理确定风储电站释放的附加有功功率时，具体可以参见如下方式实现，包括如下方法步骤：

步骤S210，若电网频率实际值与电网频率额定值差值大于预设阈值，基于电网频率实际值与电网频率额定值，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率。

具体地，预设阈值本领域技术人员可以根据风储电站实际工况进行确定，此处不做限制。判断风电机组、储能设备是否需要短期支撑风储电站电网频率。当电网频率跌落值小于预设阈值时，风电机组、储能工作不需要短期支撑风储电站频率；当电网频率跌落值大于预设阈值时，风电机组、储能设备需要短期支撑风储电站电网频率。

示例性地，以电网频率额定值为100Hz，预设阈值为30Hz为例。当获取到电网频率实际值为80Hz时，电网频率跌落指为20Hz，小于30Hz，所以风电机组、储能工作不需要短期支撑风储电站频率。当获取到电网频率实际值为60Hz时，电网频率跌落指为40Hz，大于30Hz，所以风电机组、储能设备需要短期支撑风储电站电网频率。

具体地，作为一可选实施了，利用下方第一关系式确定风储电站释放的附加有功功率，第一关系式为：

ΔP

其中，ΔP

步骤S130，基于所有的储能单元的第一组调频数据以及风储电站释放的第一功率，确定储能设备释放的第二功率。

具体地，本实施例中第二功率可指有功功率，即储能设备在稳定电网频率过程中需要释放的有功功率。在一可选实施例中，以第二功率为有功功率为例，第一组调频数据至少包括储能设备中每一储能单元的实时荷电状态、荷电状态最小允许值、荷电状态平均值、荷电状态最大允许值。确定储能设备应释放的有功功率具体可以参见如下方式实现，包括如下方法步骤：

步骤S410，基于每一储能单元的实时荷电状态、荷电状态最小允许值、荷电状态平均值、荷电状态最大允许值，确定每一储能单元的参与因子。

具体地，在一可选实施例中，利用第二关系式确定每一储能单元的参与因子，第二关系式为：

其中，R

步骤S420，基于每一储能单元的参与因子以及风储电站释放的第一功率，确定每一储能单元释放的功率。

具体地，本实施例中的功率可指有功功率。在一可选实施例中，以功率为有功功率为例。利用第五关系式确定得到每一储能单元应释放的有功功率，第五关系式为：

其中，ΔP

作为一可选实施例，第一组调频数据还包括每一储能单元的额定有功功率；利用如下第五关系式确定得到每一储能单元应释放的有功功率之后，还包括利用如下第六关系式确定得到每一储能单元应释放的有功功率：

ΔP

其中，P

步骤S430，基于所有的储能单元释放的功率，确定储能设备释放的第二功率。

具体地，在一可选实施例中，利用如下第七关系式确定得到储能设备应释放的有功功率，第七关系式为：

其中，ΔP

步骤S140，基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率以及每一风电机组的第二组调频数据，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值，用于对风储电站中电网频率进行调频控制。

具体地，在一可选实施例中，以每一风电机组的第二组调频数据包括每一风电机组的实际转子角速度，最低转子角速度，采样时间间隔，每一风电机组参与调频前一采样周期的转子角速度以及每一风电机组的转动惯量为例。确定风储电站中每一风电机组释放的附加有功功率时，具体可以参见如下方式实现，包括如下方法步骤：

步骤S610，基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率，确定所有的风电机组释放的功率。

具体地，在一可选实施例中，利用如下第六关系式确定得到全部风电机组应释放的附加有功功率，第八关系式为：

ΔP

其中，ΔP

步骤S620，基于每一风电机组的实际转子角速度与最低转子角速度，确定每一风电机组的参与因子。

具体地，在一可选实施例中，利用如下第三关系式确定得到每一风电机组的参与因子，第三关系式为：

其中，R

示例性地，一个风储电站中有2台风机，其中风电机组1的转速高，发出的有功功率较大；风电机组2的转速较小，发出的有功功率较小，实质上拥有较高转速的风电机组1也拥有较高的转子动能，瞬间可用于频率调节的有功功率值较大。若风电接入系统受到扰动，电网频率突降，风电机组需要按照设定的规则参与电网频率支撑，要求转子角速度大的风机瞬间释放更大的转子动能，转子角速度较小的风机释放少量的转子动能来支撑电网频率，从而避免低转子角速度的风电机发出过量的有功功率而失速脱网。

步骤S630，基于每一风电机组的参与因子以及所有的风电机组释放的功率，确定每一风电机组释放的功率。

具体地，本实施例中功率可为每一风电机组应释放的附加有功功率。在一可选实施例中，以每一风电机组释放的功率为应释放的附加有功功率为例，利用如下第九关系式确定得到每一风电机组应释放的附加有功功率，第九关系式为：

ΔP

其中，ΔP

步骤S640，基于每一风电机组释放的功率，采样时间间隔，每一风电机组参与调频前一采样周期的转子角速度以及每一风电机组的转动惯量，确定每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值。

具体地，在一可选实施例中，利用如下第四关系式确定得到每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，第四关系式为：

其中，ω

步骤S650，基于每一风电机组的实际转子角速度与每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值。

具体地，在一可选实施例中，以风储电站中还包括比例积分控制器，每一风电机组的第二组调频数据包括风电机组的额定功率为例，确定风储电站中每一风电机组释放的有功功率参考值，具体可以参见如下方式实现，包括如下方法步骤：

步骤S910，基于每一风电机组的实际转子角速度与每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，通过比例积分控制器确定每一风电机组释放的功率初始计算值。

具体地，在一可选实施例中，利用如下第十关系式确定得到每一风电机组释放的有功功率初始计算值，第十关系式为：

P

其中P

步骤S920，根据每一风电机组释放的有功功率初始计算值与风电机组的额定功率，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值。

具体地，本实施例中，功率参考值可为有功功率参考值，在一可选实施例中，利用如下第十一关系式确定得到风储电站中每一风电机组释放的有功功率参考值，第十一关系式为：

P

其中，P

在一个具体的例子中，以风电机组为双馈风机为例，具体参见图2、图3所示。图2为储能设备与双馈风机联合支撑电网频率的功率协调框图。实现方式主要通过计算储能设备应释放的有功功率以及双馈风电机组应释放的附加有功功率，形成相应控制指令，并将控制指令发送至储能设备功率控制模块、双馈风电机组的控制模块中来进行功率协调，得到最终的双馈风机有功功率参考值。此外储能设备按照确定好的有功功率指令释放相应的有功功率，从而与双馈风机共同完成对电网频率的短期协同支撑。其中死区控制模块，通过判断电网频率偏差△f是否超过调频阈值DB，决定电网频率是否需要调节。当电网频率偏差未超过调频阈值DB时，说明电网频率不需要调节；当电网频率偏差超过调频阈值DB时，说明电网频率需要进行调节，此时需要由下垂控制计算风储电站应释放的附加有功功率，以此实现电网短期频率支撑，具体实现过程见上述对应部分的描述，此处不再赘述。储能设备功率控制模块根据频率下垂控制模块计算出来的风储电站总应释放的附加有功功率以及储能设备中每一储能单元的荷电状态，计算储能设备中每一储能单元参与因子以及应释放的有功功率，具体实现过程见上述对应部分的描述。转子角速度控制器如图3所示，储能设备控制中的PQ控制、逆变器控制以及转子侧逆变器控制为本领域技术人员公知，此处不再赘述。图3中最大功率点追踪(Maximum power point tracking，MPPT)为本领域技术人员公知，根据双馈风机捕获的有功功率P

本发明实施例提供的风储电站调频控制方法，通过获取风储电站接入电网的频率数据、储能设备中每一储能单元的第一组调频数据以及多台风电机组中每一风电机组的第二组调频数据；首先基于电网频率数据，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率；其次基于每一储能单元的第一组调频数据以及风储电站释放的第一功率，确定储能设备释放的第二功率；最后基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率以及每一风电机组的第二组调频数据，确定风储电站中每一风电机组应释放的功率参考值，用于对风储电站中电网频率进行调频控制。实现储能设备和风电机组对风储电站中电网频率的协同控制，从而使风电机组释放足够的有功功率达到风储电站接入电网频率稳定的目的，避免了储能设备荷电状态过度下跌以及风电机组转子角速度下降过快的风险，保障了电网频率的稳定性。

为验证本发明技术方案的有效性，在一具体实施例中如图4所示，风风储电站由200MW双馈风机和容量为40MW/20MWh的储能设备组成，储能设备由2个储能单元组成。电网中传统发电机组的容量为500MVA，在发电机节点接入一个400MW的负荷1，在风储电站并网点接入一个40MW的负荷2。在10s时，负荷2突增20MW，以验证本专利所提的频率支撑方法的有效性。图5为本发明实例提供的电网频率变化示意图，没有储能设备与风电机联合支撑频率时，频率最低点降至49.76Hz，且大幅振荡，提供联合支撑后，频率最低点上升至49.9Hz，并迅速趋于稳定。图6、图7分别为本发明实施例中储能设备荷电状态变化示意图以及双馈风机转子角速度变化示意图。由图可知，实施本技术方案后，储能设备和风电机组共同出力支撑电网频率，减少了储能设备荷电状态下降与风电机组转子角速度的下降过快风险，并且不同初始转子角速度的风电机组转速差逐渐减小，避免了风电机组过减速的现象。

图8为本发明一实施例提供的一种风储电站调频控制方法及装置，风储电站中包括储能设备和多台风电机组，储能设备中包括多个储能单元，包括：

第一获取模块1010，用于获取风储电站中接入电网的电网频率数据、储能设备中每一储能单元的第一组调频数据以及多台风电机组中每一风电机组的第二组调频数据。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第一确定模块1020，用于基于电网频率数据，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第二确定模块1030，用于基于所有的储能单元的第一组调频数据以及风储电站释放的第一功率，确定储能设备释放的第二功率。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第三确定模块1040，用于基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率以及每一风电机组的第二组调频数据，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值，用于对风储电站中电网频率进行调频控制。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

作为本发明一可选实施装置，电网频率数据包括电网频率实际值与电网频率额定值，第一确定模块1020，包括：

第四确定模块，用于若电网频率实际值与电网频率额定值差值大于预设阈值，基于电网频率实际值与电网频率额定值，利用下垂控制原理确定风储电站释放的第一功率。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

作为本发明一可选实施装置，包括：

第五确定模块，用于利用下方第一关系式确定风储电站释放的第一功率；

ΔP

其中，ΔP

作为本发明一可选实施装置，第一组调频数据包括储能设备中每一储能单元的实时荷电状态、荷电状态最小允许值、荷电状态平均值、荷电状态最大允许值；第二确定模块1030，包括：

第六确定模块，用于基于每一储能单元的实时荷电状态、荷电状态最小允许值、荷电状态平均值、荷电状态最大允许值，确定每一储能单元的参与因子。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第七确定模块，用于基于每一储能单元的参与因子以及风储电站释放的第一功率，确定每一储能单元释放的功率。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第八确定模块，用于基于所有的储能单元释放的功率，确定储能设备释放的第二功率。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

作为本发明一可选实施装置，第六确定模块，包括：

第九确定模块，用于利用如下第二关系式确定得到每一储能单元的参与因子：

其中，R

作为本发明一可选实施装置，每一风电机组的第二组调频数据包括每一风电机组的实际转子角速度，最低转子角速度，采样时间间隔，每一风电机组参与调频前一采样周期的转子角速度以及每一风电机组的转动惯量；第三确定模块1040，包括：

第十确定模块，用于基于风储电站释放的第一功率、储能设备释放的第二功率，确定所有的风电机组释放的功率。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第十一确定模块，用于基于每一风电机组的实际转子角速度与最低转子角速度，确定每一风电机组的参与因子。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第十二确定模块，用于基于每一风电机组的参与因子以及所有的风电机组释放的功率，确定每一风电机组释放的功率。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第十三确定模块，用于基于每一风电机组释放的功率，采样时间间隔，每一风电机组参与调频前一采样周期的转子角速度以及每一风电机组的转动惯量，确定每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第十四确定模块，用于基于每一风电机组的实际转子角速度与每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

作为本发明一可选实施装置，第十一确定模块，包括：

第十五确定模块，用于利用如下第三关系式确定得到每一风电机组的参与因子：

其中，R

作为本发明一可选实施装置，第十三确定模块，包括：

第十六确定模块，用于利用如下第四关系式确定每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值：

其中，ω

作为本发明一可选实施装置，风储电站中还包括比例积分控制器，每一风电机组的第二组调频数据包括风电机组的额定功率；第十四确定模块，包括：

第十七确定模块，用于基于每一风电机组的实际转子角速度与每一风电机组参与调频时的转子角速度参考值，通过比例积分控制器确定每一风电机组释放的功率初始计算值。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

第十八确定模块，用于根据每一风电机组释放的有功功率初始计算值与风电机组的额定功率，确定风储电站中每一风电机组释放的功率参考值。详细内容参见上述实施例中对应部分的描述，在此不再赘述。

在本说明书的描述中，参考术语“本实施例”、“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本公开的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。在本公开描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。

显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。