容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统及其方法
阅读：597发布：2023-01-31
专利汇可以提供容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统及其方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本 发明 涉及容量最优的储能型双馈 风 机低压穿越控制系统及其方法。包括 电网 、耦合 变压器 、双馈异步发 电机 、网侧变流器、 转子 侧变流器、直流侧电容， 齿轮 变速箱和风机；其中电网一路通过变压器直接与发电机相连，一路依次通过网侧变流器，直流侧电容和转子侧变流器与发电机相连，直流侧储能装置通过双向DC/DC变流器与直流侧电容相连，发电机通过齿轮变速箱与 风 力 机相连。优点：在电网 电压 发生大幅度电压跌落时，提高了DFIG风力发电系统的 低电压 穿越能力，保证DFIG的不脱网运行；提高了DFIG风力发电系统在故障期间对电网电压的 支撑 能力；提出了减少DFIG实现 低电压穿越 对储能装置容量需求的措施，大幅度减少了储能装置的成本。，下面是容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统及其方法专利的具体信息内容。
1.一种容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统，其特征在于，包括电网、耦合变压器、双馈异步发电机、网侧变流器、转子侧变流器、直流侧电容，齿轮变速箱和风力机组件；其中电网一路通过变压器直接与发电机相连，一路依次通过网侧变流器，直流侧电容和转子侧变流器与发电机相连，直流侧储能装置通过双向DC/DC变流器与直流侧电容相连，发电机通过齿轮变速箱与风力机相连。
2.根据权利要求1所述的容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统，其特征在于，所述网侧变流器和转子侧变流器均包括一个电压源型的变流器，所述电压源型的变流器由三个桥臂构成，每个桥臂包括上桥臂和下桥臂；上桥臂和下桥臂均包括一个全控型可关断器件以及与全控型可关断器件串联的续流二极管。
3.根据权利要求2所述的容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统，其特征在于，所述的双向DC/DC变流器包括两个全控型可关断器件、两个续流二极管、电感以及电阻，其中一个全控型器件一路与另一个全控型器件串联，另一路与所述电感以及电阻串联后连接储能装置。
4.根据权利要求2所述的容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统，其特征在于，所述风力机组件包括风力机、控制风力机桨距角的桨距角伺服机械执行机构以及给桨距角伺服机械执行机构传输控制信号的桨距角控制系统。
5.根据权利要求2所述的容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统，其特征在于，所述的储能装置采用超级电容器或超导磁储能或电池储能系统的任意一种。
6.一种容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，在正常运行情况下，储能装置、网侧变流器控制器、转子侧变流控制器和风力机桨距角控制器运行于稳态控制模式，同时不断检测双馈风力发电机机端电压Us；
步骤2，当检测到双馈风力发电机机端电压跌落到其额定电压的0～80%时，储能装置、网侧变流器控制器、转子侧变流控制器和风力机桨距角控制器由稳态控制模式进入暂态控制模式.
步骤3，在检测到双馈发电机极端电压恢复到其额定电压的90%以上时，储能装置、转子侧变流器、网侧变流器和桨距角控制系统进入正常运行控制模式：储能装置停止对直流侧电压的调节；桨距角控制控制系统重新调节风力机桨距角到最佳位置；转子侧变流器调节发电机转子转速到最佳转速；网侧变流器控制直流侧电压的稳定。
7.根据权利要求6所述的一种容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制方法，其特征在于，所述的步骤2中，储能装置、网侧变流器控制器、转子侧变流控制器和风力机桨距角控制器由稳态控制模式进入暂态控制模式的具体方法如下：
储能装置的暂态控制模式：储能装置通过双向DC/DC变流器吸收风力机捕获的功率与DFIG风力发电系统向电网输送的功率之间的不平衡功率，限制转子侧的过电流和直流电电容两端的过电压，维持直流侧电压的稳定；
网侧变流器的暂态控制模式：将网侧变流器的全部容量用来向电网发送无功功率；
转子侧变流器的暂态控制模式：即触发风力机桨距角的暂态控制模式，具体方法是通过转子侧变流器加速发电机转子转速，将部分的不平衡功率存储在DFIG风力发电系统的惯性旋转动能中；
风力机桨距角控制器的暂态控制模式：即通过风力机伺服机构增大桨距角，减少风力机捕获的风功率。
容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统及其方法
技术领域
背景技术
[0002] 安全，高效地利用风电成为解决能源危机最有前景的一种方式。在众多风力发电技术中，双馈型的风力发电系统(DFIG)以其灵活的最大功率追踪、有功功率和无功功率的解耦调节而成为现代风力发电的主流技术。
[0003] 由于DFIG的定子侧直接与电网相连，其对电网的扰动表现出很强的敏感性，当电网电压发生跌落时，定子磁链中将会感应出直流分量，在定子中产生过电流。由于定子与转子的电磁耦合，转子中也将产生转子过电流。转子侧过电流会损坏转子侧变流器和危及直流侧电容的安全。为了保护转子侧变流器和直流侧电容，保护系统自动将DFIG与电网隔离。随着风力发电比例的增加，电网导则要求并网风电机组具备低电压穿越能力，要求风电机组在发生短路故障的一段时间内不脱网运行。
[0004] 在各种低电压穿越技术中，基于主动式crowbar保护的低电压穿越技术是DFIG机组广泛采用的技术。当电网发生故障时，crowbar电路短接转子电路并闭锁转子侧变流器触发脉冲，转子侧变流器与发电机转子隔离开来，进而保护转子侧变流器和直流侧电容。然而，采用crowbar保护技术，DFIG在故障期间做感应发电机组运行，须从系统吸收大量的无功功率，必将进一步恶化电网电压，有可能诱发更严重的电网失稳事故。考虑到crowbar技术的缺点，国内外学者提出了多种改进的低电压穿越技术。这些技术通过改进转子侧变流器控制策略和网侧变流器控制策略来限制转子侧的过电流和直流侧电容的过电压。但是这些改进的控制策略由于其复杂性很难进行工业应用，或者由于其算法对控制参数的依赖性致使其鲁棒性不强。
发明内容
[0005] 本发明主要是解决现有技术存在的一些问题；提供了一种在电网电压发生大幅度电压跌落时，能大幅度的抑制转子侧的过电流和直流侧电容的过电压，提高DFIG的低电压穿越能力，保证DFIG的不脱网运行的储能型低电压穿越控制系统设计方法。
[0006] 本发明还有一目的是提高了DFIG在故障期间对电网电压的支撑能力。同时提出了减少DFIG实现低电压穿越对储能装置容量需求的措施，大幅度减少了储能装置的成本。
[0007] 本发明的上述技术问题主要是通过下述技术方案得以解决的：
[0008] 容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统，其特征在于，包括电网、耦合变压器、双馈异步发电机、网侧变流器、转子侧变流器、直流侧电容，齿轮变速箱和风力机；其中电网一路通过变压器直接与发电机相连，一路依次通过网侧变流器，直流侧电容和转子侧变流器与发电机相连，直流侧储能装置通过双向DC/DC变流器与直流侧电容相连，发电机通过齿轮变速箱与风机相连。
[0009] 本发明创造性的通过双向DC-DC变流器将储能装置连接在DFIG的直流侧，当检测到电网电压跌落时，通过储能装置吸收捕获的风功率和输送到电网的功率之间的不平衡功率，维持直流侧电压的稳定和保护直流侧电容与转子侧变流器的安全，实现DFIG的低电压穿越运行。同时，在故障过程中，网侧变流器的全部容量用来向电网注入无功功率，以提高DFIG对电网电压的支撑能力。此外，在故障过程中，通过加速发电机转子转速将一部分的不平衡功率转化为DFIG风力发电机系统的惯性动能，以及增大风力机的桨距角以减少风力机捕获的风能，进而减少故障过程中实现DFIG风力发电系统低电压穿越所需的储能容量[0010] 在上述的容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统中，所述网侧变流器和转子侧变流器均包括一个电压源型的变流器，所述电压源型的变流器由三个桥臂构成，每个桥臂包括上桥臂和下桥臂；上桥臂和下桥臂均包括一个全控型可关断器件以及与全控型可关断器件串联的续流二极管。
[0011] 在上述的容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统中，所述的双向DC/DC变流器包括两个全控型可关断器件、两个续流二极管、电感以及电阻；其中一个全控型器件一路与另一个全控型器件串联，另一路与所述电感以及电阻串联后连接储能装置。
[0013] 在上述的容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制系统中，所述的储能装置采用超级电容器或超导磁储能或电池储能系统的任意一种。
[0014] 一种容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
[0016] 步骤2，当检测到双馈风力发电机机端电压跌落到其额定电压的0～80%时，储能装置、网侧变流器控制器、转子侧变流控制器和风力机桨距角控制器由稳态控制模式进入暂态控制模式。（上述装置都同时由稳态控制模式进入暂态控制模式）
[0017] 步骤3，在检测到双馈发电机机端电压恢复到其额定电压的90%以上时，储能装置、转子侧变流器、网侧变流器和桨距角控制系统进入正常运行控制模式：储能装置停止对直流侧电压的调节；桨距角控制系统重新调节风力机桨距角到最佳位置；转子侧变流器调节发电机转子转速到最佳转速；网侧变流器控制直流侧电压的稳定。
[0018] 在上述的容量最优的储能型双馈风机低压穿越控制方法中，所述的步骤2中，储能装置、网侧变流器控制器、转子侧变流器控制器和风力机桨距角控制器由稳态控制模式进入暂态控制模式的具体方法如下：
[0019] 储能装置的暂态控制模式：储能装置通过双向DC/DC变流器吸收风力机捕获的风功率与DFIG风力发电系统向电网输送的功率之间的不平衡功率，限制转子侧的过电流和直流侧电容两端的过电压，维持直流侧电压的稳定
[0020] 网侧变流器的暂态控制模式：将网侧变流器的全部容量用来向电网发送无功功率。
[0021] 转子侧变流器的暂态控制模式：即触发风力机桨距角的暂态控制模式，具体方法是通过转子侧变流器加速发电机转子转速，将部分的不平衡功率存储为DFIG风力发电系统的惯性旋转动能中；
[0022] 风力机桨距角控制器的暂态控制模式：即通过风力机伺服机构增大桨距角，减少风力机捕获的风功率。
[0023] 因此，本发明具有如下优点：1.在电网电压发生大幅度跌落时，能大幅度的抑制转子侧的过电流和直流侧电容的过电压，提高双馈型风力发电系统的低电压穿越能力，保证DFIG的不脱网运行；2.提高了DFIG风力发电机在故障期间对电网电压的支撑能力。3.减少了DFIG实现低电压穿越对储能装置容量的需求，大幅度减少了储能装置的成本。
附图说明
附图说明
[0024] 附图1是DFIG-ESS的结构
[0025] 附图2是电压源型VSC结构图
[0026] 附图3是基于非隔离型Buck-Boost电路的DC/DC变换器
[0027] 附图4是DC/DC变换器的控制框图
[0028] 附图5是暂态故障期间的GSC控制器
[0029] 附图6是暂态故障期间的RSC控制器
[0030] 附图7是桨距角一定和风速一定下风力机Cp-w曲线
[0031] 附图8是风能利用系数随转子转速和桨距角变化曲线
[0032] 附图9是不同运行状况下Cp—t曲线：(1)dβ1/dt1>dβ2/dt2,dw1/dt1=dw2/dt2;(2)dβ1/dt1=dβ3/dt2,dw1/dt1>dw3/dt3
[0033] 附图10是改进的桨距角控制器
[0034] 附图11是测试系统的示意图
[0035] 附图12a是方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应中直流侧电容电压变化[0036] 附图12b是方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应中转子电流变化
[0037] 附图12c是方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应中转子转速变化
[0038] 附图12d是方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应中桨距角变化
[0041] 附图13b是方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应中双馈电机的无功功率变化[0042] 附图13c是方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应中GSC的无功电流变化
[0043] 附图13d是方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应中不同装机容量的风电场公共接入点（PCC）电压变化
[0044] 附图14a是风速为12m/s时DFIG暂态响应特性中桨距角的变化
[0045] 附图14b是风速为12m/s时DFIG暂态响应特性中发电机转速的变化
[0046] 附图14c是风速为12m/s时DFIG暂态响应特性中储能系统存储的能量变化[0047] 附图14d是风速为12m/s时DFIG暂态响应特性中储存的惯性动能的变化[0048] 附图15a是风速为7m/s时DFIG暂态响应特性中桨距角的变化
[0049] 附图15b是风速为7m/s时DFIG暂态响应特性中发电机转速的变化
[0050] 附图15c是风速为7m/s时DFIG暂态响应特性中储能系统存储的能量变化[0051] 附图15d是风速为7m/s时DFIG暂态响应特性中储存的惯性动能的变化[0052] 附图16a是风力机伺服机构不同调节速率DFIG桨距角暂态响应对比
[0053] 附图16b是风力机伺服机构不同调节速率DFIG发电机转速暂态响应对比[0054] 附图16c是风力机伺服机构不同调节速率DFIG储能系统存储的能量暂态响应对比
[0055] 附图16d是风力机伺服机构不同调节速率DFIG储存的惯性动能暂态响应对比具体实施方式
[0056] 下面通过实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。
[0057] 实施例：
[0058] 首先介绍一下本发明所采用的整个系统结构，本发明包括电网、耦合变压器、双馈感应异步发电机、网侧变流器、转子侧变流器、直流侧电容，齿轮变速箱和风力机；其中电网一路通过变压器直接与发电机相连，一路依次通过网侧变流器，直流侧电容和转子侧变流器与发电机相连，直流侧储能装置通过双向DC/DC变流器与直流侧电容相连，发电机通过齿轮变速箱与风力机相连；网侧变流器和转子侧变流器均包括一个电压源型变流器，所述电压源型变流器由三个桥臂构成，每个桥臂包括上桥臂和下桥臂；上桥臂和下桥臂均包括一个全控型可关断器件以及与全控型可关断器件串联的续流二极管；双向DC/DC变流器包括两个全控型可关断器件、两个续流二极管、电感以及电阻；其中一个全控型器件一路与另一个全控型器件串联，另一路与所述电感以及电阻串联后连接储能装置。
[0059] 一、储能装置侧双向DC/DC变流器控制策略。
[0060] 在双馈型风力发电机机端电压发生跌落时，发电机定子送出功率的能力受限，风力机捕获的风功率与发出的功率不平衡，这部分不平衡功率将在转子侧产生过电流，使直流侧电容出现过电压，危及变流器和直流侧电容的安全。为了抑制转子侧过电流和直流侧过电压，关键是需要平衡这部分的过剩功率。
[0061] 将储能装置通过双向DC/DC变流器连接到直流侧电容两端，为故障过程中的不平衡功率提供了一条通道。当检测到双馈风力发电机机端电压跌落时，储能装置进入暂态控制模式，通过双向DC/DC变流器控制储能装置的充放电，将故障时不平衡功率储存在储能装置中，实现DFIG风力发电系统的低电压穿越。
[0062] 双向DC/DC变流器连接在储能装置和直流侧电容之间，其功能是在故障过程中维持直流侧电压恒定，进而将故障过程中风力发电机系统中过剩功率储存在储能装置中。
[0063] 本发明的双向DC/DC变流器的结构如图1所示。
[0064] 双向变流器的数学模型可表示如下；
[0065]
[0066] 由（1）式可知，维持直流侧电压稳定的关键是调节储能装置的充放电电流iUC，双向DC/DC变流器的控制原理如图4所示。
[0067] 图中UDC_ref为直流侧电容电压给定值，UDC_ref与直流侧电容电压UDC的偏差通过电压调节器产生期望的直流母线电流的控制信号iDC。根据直流变换器占空比的定义和直流变换器功率守恒原理，可以由iDC得到储能装置充放电电流控制指令iDC_ref，电流调节器的输出信号经脉宽调制产生DC/DC变换器开关器件Sc2的控制信号，开关器件Sc1的控制信号与Sc2互补。通过Sc1和Sc2的导通实现储能装置的储能或释放能量，即当Sc1导通，Sc2关闭时，DC/DC电路处于Buck运行状态，双向DC/DC变流器将过剩能量存储在储能装置中，同时维持直流侧电压的恒定；当Sc1关闭，Sc2时导通，DC/DC电路处于Boost运行状态，储能装置的能量通过双向DC/DC变流器释放到系统中，同时维持直流侧电容电压的恒定。
[0068] 二、提高DFIG风力发电系统对电网电压的支撑能力。
[0069] 在故障过程中，储能装置的本质是维持直流侧电容两端电压的稳定，因此故障过程中网侧变流器不需要参与到直流侧电压稳定控制中。为了使DFIG风力发电系统参与到系统的暂态电压稳定控制中，当检测到双馈风力发电机机端电压跌落时，网侧变流器GSC切换到暂态控制模式，其全部容量用来向电网注入无功功率，最大限度的提高DFIG对电网电压的支撑能力。网侧变流器GSC的暂态控制模式框图如图5所示。
[0070] 网侧变流器GSC的暂态控制模式的特征在于：
[0071] （1）为了保证网侧变流器GSC的全部容量都用来向电网注入无功功率，网侧变流器GSC与电网交换的有功功率应为0，因此网侧变流器GSC直流侧电流的参考值ios应设置为0。
[0072] （2）为了充分利用网侧变流器的容量，提高DFIG支撑电网电压的能力，网侧变流器GSC的容量全部用来向电网发送无功功率，及故障过程中网侧变流器GSC的无功功率参考值Qref等于其在故障过程中所能发出的最大容量（发出1pu的无功电流）。
[0073] 三、减少DFIG实现低电压穿越对储能装置容量需求的措施。
[0074] 故障过程中，储能装置吸收故障期间DFIG双馈风力发电系统过剩的能量，是抑制转子侧过电流和直流侧过电压的有效措施，实现DFIG低电压穿越功能，保证DFIG在故障期间的不脱网运行。然而，如何减少DFIG实现低电压穿越所需的储能容量，具有重要的现实意义和经济价值。
[0075] 在研究减少DFIG实现低电压穿越对储能装置容量需求的措施之前，需要分析故障过程中DFIG风力发电系统低电压穿越过程中的能量流动情况。
[0076] 1、故障过程中DFIG风力发电系统低电压穿越过程中的能量流动分析[0077] 从能量的角度分析，故障过程中DFIG风力发电系统内流动的能量主要包括以下五个部分：
[0078] （1）风力机捕获的风能Ew；
[0079] （2）DFIG向电网输出的能量Egrid；
[0080] （3）以动能的形式储存在发电机和风力机惯性中的能量Einertia；
[0081] （4）存储在储能系统中的能量EESS；
[0082] （5）网侧变流器做无功电源（STATCOM）运行时无功电流在滤波电路上的损耗Efilter；
[0083] 从能量守恒的角度可知，上述四部分能量满足如下关系（忽略损耗）：
[0084] Ew＝Egrid+Einertia+EESS+Efilter （1）
[0085] 由式（1）可知低电压穿越过程中储能系统的需求容量EESS为：
[0086] EESS＝Ew-Einertia-Efilter-Egrid （2）
[0087] 由式（2）可知，实现DFIG低电压穿越所需的储能容量主要由故障过程中Ew、Einertia、Egrid和Efilter决定。
[0088] 2、增加故障过程中风力机和发电机储存的惯性动能Einertia方法
[0089] 由（2）式的分析可知，增加故障过程中存储在风力机和发电机惯性系统中的动能Einertia可以减少DFIG故障过程所需的储能容量。DFIG风力发电系统的旋转惯性动能可以通过式（3）表示；
[0090]
[0092] 若[wt1,wr]和[wt2，wr2]分别为已知的t1时刻和t2时刻风力机和发电机的转速，则在t1时刻到t2时刻DFIG风力发电系统增加的旋转惯性动能为
[0093]
[0094] 由式（3）—（4）可知，故障过程中DFIG风力发电系统中增加的旋转惯性动能大小主要由起始和最终的风力机和发电机的转速决定。提高风力机和发电机的转速，存储在DFIG风力发电系统的能量将增加，因此提高风力机和发电机在故障过程中的转速能减少DFIG低电压穿越对储能容量的需求。
[0095] 而故障过程中感应发电机的加速过程，可以由通过集总质量模型表示发电机转子的运动过程来描述，其运动方程可以通过式（5）表示；
[0096]
[0097] 式中，Ht和Hr分别为风力机和发电机的惯性时间常数，Tm和TE分别为风力机的机械转矩和发电机的电磁转矩，wL为集总系统的转速。p为发电机极对数（对），GR为齿轮变速比。
[0098] 对于一台确定的DFIG风力发电系统，Ht、Hr，P和GR等参数是确定的，这些参数可以由风力发电机制造厂商提供。因此，由(5)式易知风力机和发电机故障过程中的转速的动态特性由整个DFIG发电系统的机械转矩和电磁转矩决定，机械转矩和电磁转矩的差值越大，故障过程中风力机和发电机组的转速加速也越快，故障过程中存储在整个系统中的旋转惯性动能也将增加越多。
[0099] 由以上分析可知，若故障过程中DFIG风力发电系统的电磁转矩为0，则故障过程结束时风力机和发电机将获得最大的转速。故障过程中DFIG风力发电系统的电磁转矩可以通过转子侧变流器RSC控制，RSC控制DFIG风力发电系统的电磁转矩为0的控制框图如图6所示。
[0100] 由于故障过程中DFIG风力发电系统的电磁转矩为0，因此DFIG风力发电系统定子发出的功率为0。同时由于故障期间网侧变流器与电网交互的有功功率为0，因此在整个故障期间，双馈风力发电系统向电网发出的有功功率为0，即
[0101] Egrid=0 （6）
[0102] 假设电网故障发生在t1=t0时刻，故障前集中系统转速为wL（t0），在t2=t0+Δt时刻故障清除,集总系统转速变为wL(t2)=wL(t0)+Δw，对式（5）从t1=t0时刻到t2积分，可以得出集总系统转速增量，即
[0103]
[0104] 3.减少故障过程中风力机捕获的能量Ew
[0105] 减少故障过程中DFIG低电压穿越所需的储能容量的另一个重要因素是在故障持续时间内减少风力机捕获的风功率，根据空气动力学，风力机捕获风能的特性可用如下简化的风力机输出机械功率表示。
[0106]
[0108] Cp为风能利用系数，是衡量风机运行效率的重要指标之一。一般情况下，每一台风力机的风能利用系数都是叶尖速率比λ和叶片桨距角β（°）的函数。
[0109] 叶尖速比λ定义为风力机叶片尖端线速度与风速之比，也可由发电机转子转速和风速表示
[0110]
[0111] 式中：ωm为风力机机械转速；ωr*为发电机转子转速标幺值；p为发电机极对数（对）；GR为齿轮变速。
[0112] 从式（9）可知，在风力机桨距角和风速一定的情况下，风力机的风能利用系数Cp是发电机转子转速wr的函数，如图6所示。稳态时DFIG运行在最大功率(MPPT)跟踪状态，即图6中的a点，此时风力机的风能利用系数Cp具有最大值Cp1，对应的发电机转速w1为该桨距角和风速下的最优转速。如果桨距角β和风速vw不变，发电机转速由w1增大到w2，将导致叶尖速比增大，DFIG风力发电系统的运行点将移动到CP曲线的右侧即运行状态从a点跳至b点时，此时风力机的风能利用系数由最大值Cp1下降到Cp2，即风能利用系数随着转速的增加而减少，相应地风力机捕获的风功率也减少。图7给出DFIG风力发电系统的最优运行点和5%减荷运行点。
[0113] 从以上的分析可知，在电网发生故障的过程中通过RSC控制器加速DFIG转子转速不仅能最大限度地将风力机捕获的风功率存储为DFIG发电系统的惯性动能，而且能有效地减少故障过程中风力机捕获的风能。
[0114] 上述分析基于故障过程中风力机桨距角保持不变，式(8)表明风能利用系数不仅与风力机的转速有关，同时也与风力机桨距角有关。桨距角的微小变化能引起风功率的显著变化。图8给出了风力机在故障过程中风能利用系数Cp随着桨距角和发电机转速的变化过程。假设系统稳定在a点，如果在某一时刻桨距角不变，发电机转子转速从w1逐渐增大到w2，风力机的风能利用系数也会随着发生变化，系统的运行点沿轨迹ab从a点运行到b点；如果此时桨距角由β1增大到β2，系统的运行点将沿着轨迹bc由b点跃变至c点；同理，考虑风力机的转子转速变化过程w2—w3—w4和桨距角对应变化过程β2—β3—β4，则系统的运行点依次跳变到图7中的e点和g点，即可得到一组不同桨距角下的Cp—w曲线。将acef连接起来，即可得到风力机风能利用系数Cp随发电机转子转速和桨距角变化的特性曲线，如图8中的绿色曲线所示。
[0115] 由上述的分析过程可知，故障过程中风力机的风能利用系数Cp特性曲线acef是发电机转子转速和风力机桨距角的二维函数。但在故障过程中每一个时间点，根据Cp特性曲线acef上确定的发电机转子转速和风力机桨距角，按照函数映射理论，可以将风能利用系数Cp特性曲线acef映射为Cp—t曲线关系，发电机转子转速和风力机桨距角的变化状况决定Cp—t曲线的形状，如图9所示。图9不同运行状况下Cp—t曲线：(1)dβ1/dt1>dβ2/dt2,dw1/dt1=dw2/dt2;(2)dβ1/dt1=dβ3/dt2,dw1/dt1>dw3/dt3
[0116] 由于故障过程中认为风速基本保持不变，由(7)可知对于一台确定的风电机组，其捕获的风功率主要由风能利用系数决定，因此风力机捕获的风功率曲线Pw-t与Cp—t曲线具有相同的形状。在故障持续时间内，风力机捕获的风能可以通过风功率对时间的积分求得，及图4中风功率特性曲线Pw-t与时间轴围成的面积。
[0117]
[0118] 因此，由上述分析知，减少风力机捕获的风能除了通过加速风力机使其运行点向Cp曲线的右侧移动外，还可通过快速改变风力机的桨距角来实现。
[0119] 风力发电机的桨距角伺服机构的动态模型如式（13）所示；
[0120]
[0121] 为了最大限度地增加风力机桨距角的变化速度，达到快速减少故障过程中风力机捕获的风功率的目的，改进的桨距角控制策略如图10所示。
[0122] 在正常运行状态下开关置于1处，桨距角控制器限制DFIG在额定风速以上时输出的功率不大于其额定值。一旦检测到故障发生，故障控制器将被触发转换开关转换到2处，桨距角参考值置为Zero power Block中对应于不同风速下对应风力机输出功率为0的桨距角的值。
[0123] 4.故障过程中网侧变流器做无功电源（STATCOM）运行时无功电流在滤波电路上的损耗Efilter；
[0124] 故障过程中，网侧变流器做STATCOM运行，网侧变流器发出其容量范围内最大的1pu无功电流以支撑电网电压，无功电流将在变流器和滤波电路上产生损耗，相对于在滤波电路上产生的损耗，由变流器开关产生的损耗可以忽略不计。因此，无功电流在故障过程中的幅值和滤波电路电阻保持不变。因此损耗主要与故障持续时间有关；
[0125] 式中，Iq是无功电流的大小，R为滤波电路电阻，Δt是网侧变流器做STATCOM运行的时间。
[0126] 下面，介绍一下采用上述的方法进行的一个具体实施例。
[0127] 以下以具体实例说明本发明控制方法实现DFIG低电压穿越的有效性和分析计算在本文控制方法基础上的储能装置容量需求。图11给出验证本发明的算例系统，DFIG接于PCC点，通过变压器（690V/35kV）直接在35kV母线C处，母线C通过输电线路与电网相连。其中DFIG参数取自GE-1.5MW标准参数。
[0128] 1.含有储能的DFIG低电压穿越特性。
[0129] 假设风电场的风速为12m/s，在t=2s时刻输电线路上的母线B发生三相短路故障，故障持续时间为625ms。图12和图13给出了在本文提出控制策略（Method A）和传统Crowbar保护控制策略（Method B）下DFIG的暂态响应特性对比。
[0130] 图12方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应：（a）直流侧电容电压（b）转子电流（c）转子转速（d）桨距角（e）储能系统的能量
[0131] 由图12可以看出，尽管方法B能适当地限制转子过电流和直流侧过电压，使DFIG不因为保护系统的动作而从电网脱离，但是与方法A相比，其转子侧电流和直流侧电压的暂态响应特性要略逊一些。同时，相对方法B，方法A能更快的提高转子的角速度和增大风力机的桨距角，相应地在控制策略B下，流入转子侧的功率也更少。此外，图12表明当故障切除之后，储能系统的充放电功率能迅速地恢复为0，保证了储能系统只在故障过程中动作。并且由于只需要容纳暂态不平衡功率，大大减少了DFIG实现低电压穿越对储能系统容量的需求。
[0132] 图13方法A和方法B的DFIG-ESS暂态响应：（a）直流侧电容电压（b）转子电流（c）转子转速（d）桨距角（e）储能系统的能量
[0133] 由图13（a）可知，在本文提出的控制策略下，风电场公共接入点（PCC）处的电压在故障清除后快速恢复，而采用传统的crowbar控制策略，PCC点处的电压恢复缓慢。这主要是由于在故障过程中，采用本文所提的控制策略，GSC作为STATCOM运行，向电网注入无功功率以支撑电网电压，而基于crowbar保护电路的控制策略只是在故障过程中闭锁转子侧变流器RSC，因此DFIG做感应发电机运行，在故障过程和电压恢复过程中从电网吸收大量的无功功率（图13（b）和图13（c））。
[0134] 通常情况下，一台DFIG风力发电机组对PCC点的电压支撑能力有限。然而由图13（d）可知，当PCC处接入的DFIG风力发电机组数量提高时，其对PCC处的电压支撑能力也显著的提高。因此，当大规模的风电场的DFIG风电机组采用本文所提出的控制策略时，其对故障过程中的电压支撑具有重要的作用。
[0135] 2.不同运行工况下储能容量需求。
[0136] DFIG实现低电压穿越对储能系统的容量需求与发生故障时DFIG运行工况即故障时的风速Vw和风力机桨距角的调节速率有关。
[0137] （1）不同运行工况下DFIG实现低电压穿越对储能系统的容量需求。
[0138] 在t=2s时母线B发生三相短路故障，PCC点电压跌落至其额定电压的15%，故障持续时间为625ms，风力机伺服机构的调节速率为4°/s。图14和图15分别给出了DFIG在高风速（12m/s）和低风速（7m/s）时DFIG故障过程中的桨距角、发电机转速、储能系统实时功率和储能系统实时能量暂态响应特性。
[0139] 由图14和图15可知，在故障过程中发电机转速和桨距角都能快速响应，以减少故障过程中流向转子侧的有功功率，进而减少故障过程中储能装置存储的能量。表1给出了在不同运行工况下发生短路故障时风力机和发电机增加的惯性动能、消耗的热量、储能系统存储的能量和风力机捕获的风能的对比情况。由表1可知，在风速为12m/s和7m/s两种运行工况下，故障过程中DFIG风力发电系统存储的惯性动能分别0.38MW和0.193MW,储能系统存储的能量分别为0.377MW和0.183MW。同时还可知，在本文提出的控制策略下，风力机捕获的风能分别减少0.165MW.S和0.10MW.s。
[0140] 表1不同运行工况下暂态过程中主要参数仿真对比
[0141]
[0142] （2）不同的桨距角调节速率下，DFIG实现低电压穿越对储能系统的容量需求。
[0143] 图16给出了风力机伺服机构桨距角调节速率分别为4。/s和6。/s时DFIG故障过程中的桨距角、发电机转速、储能系统实时功率和储能系统实时能量暂态响应特性。
[0144] 由图16可知，在风力机伺服机构高的调节速率下，风力机和发电机的转速的响应速度较快，同时流向转子侧的有功功率也有大幅减少（图13-c）。从图13-d可知，在伺服机构的桨距角的调节速率分别为4。/s和6。/s时储能系统存储的能量分别为0.377MJ和0.338MJ，风力机捕获的风功率分别下降0.1644MJ和0.637MJ.
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