CN108092577B - 风力发电系统及其适用的控制方法 - Google Patents

Abstract

本案关于一种风力发电系统及其适用的控制方法，该风力发电系统包含：风力发电机，包含转子绕组以及定子绕组；主断路器，电耦接于定子绕组以及电网之间；双模切换模块，电耦接于定子绕组，使风力发电系统于风速小一预设风速时执行全功率发电模式，于风速大于或等于预设风速时执行双馈发电模式；变换电路，电耦接于转子绕组与主断路器之间；以及储能模块，设置于主断路器及风力发电机之间，通过进行充电或放电之运作，以抑制不利于电网及风力发电系统的事件。

Description

风力发电系统及其适用的控制方法

技术领域

本案涉及一种风力发电系统，特别涉及一种可于全功率发电模式和双馈发电模式进行切换，且通过储能模块的充电/放电的运作来抑制不利于电网及风力发电系统的事件的风力发电系统及其适用的控制方法。

背景技术

众所周知，目前的兆瓦级风力发电系统中主要包括两种风力发电机组，即，全功率风力发电机组和双馈风力发电机组。换言之，当前的一种风力发电机组采用双馈发电模式，而另一种风力发电机组采用全功率发电模式。一般来说，全功率风力发电机组主要由全功率变换器和全功率发电机(如，永磁同步发电机、电励磁发电机、感应发电机)组成，其发电运行范围宽，切入风速低，发电效率高，对电网的适应性好，然而，全功率变换器需要处理的功率较大，进而对开关器件的应力要求高，高应力的开关器件对工艺是一个挑战，提高开关器件的工艺，会造成价格的提升，因而全功率风力发电机和全功率变换器的价格较昂贵。双馈风力发电机组主要由双馈感应发电机和双馈变换器组成，其相对于全功率风力发电机组价格便宜，但在低风速下的发电效率较低。此外，双馈风力发电机组采用的双馈发电机本身在低转速下的损耗较大，并且变流器中电子器件耐压受发电机转速范围限制，使得发电运行范围窄。

更甚者，目前的风力发电系统的控制策略乃是采用最大功率跟踪控制(Maximumpower point tracking；MPPT)，使风力发电机可以最大发电功率输出电能，然而此种控制策略却对电网频率的变化没有响应，又随着风电渗透率越来越大，导致电网系统的惯性越来越小，电网频率的波动将更为明显。因此为了改善此问题，目前的风力发电系统便利用风力发电机来参与一次调频及惯量调频，亦即通过吸收和释放风力发电机之转子的动能，来发出或吸收一部分有功功率，从而实现调频，以达到提高电网稳定性的目的。然而利用风力发电机来进行调频却存在两个缺点，其中之一缺点为由于需要预留风力发电机10％～15％的放电能力来进行调频，故改变了最大功率跟踪曲线，且牺牲了风力发电机的发电量，另一缺点则为在调频时，低频功率的波动与抑制传动链的低频振荡会相耦合，进而加剧振荡，如此一来，电能质量下降，严重时可能出现风力发电机组损坏。现有做法中也有基于独立的储能装置或传统电厂对电网频率进行调节，这些做法的普遍缺点是成本高，投资大。

有鉴于此，如何发展一种可改善上述现有技术不足的风力发电系统及其适用控制方法，实为相关技术领域目前所需要解决的问题。

发明内容

本案的目的在于提供一种风力发电系统及其适用的控制方法，以解决传统风力发电系统具有成本高及效率低的缺点，以及解决传统风力发电系统因利用风力发电机的电能来进行调频，而具有损耗风力发电机的发电量及电能质量不佳而使风力发电机组容易损坏等缺点。

为达上述目的，本案之一较佳实施方式为提供一种风力发电系统，包含:风力发电机组，包含转子绕组以及定子绕组；主断路器，电耦接于定子绕组以及电网之间；双模切换模块，电耦接于定子绕组，使风力发电系统在风速小于预设风速时执行全功率发电模式，在风速大于或等于预设风速时执行双馈发电模式；变换电路，电耦接于转子绕组与该主断路器之间；以及储能模块，设置于主断路器及风力发电机之间，通过进行充电或放电的运作，以抑制不利于电网及该风力发电系统的事件。

为达上述目的，本案的另一较佳实施方式为提供一种控制方法，用以控制风力发电系统的储能模块的运作，其中风力发电系统还包含风力发电机组、变换电路以及储能模块，储能模块及变换电路集成于机柜内，控制方法是包含步骤如下：(a)采样电网或风力发电系统的至少一实际信息并判断是否存在不利于该电网或该风力发电系统的事件；以及(b)若该步骤(a)的判断结果为是，则利用至少一实际信息而产生功率指令信号，并依据功率指令信号而产生电流给定值，以依据电流给定值而调整储能模块的储能元件的电流，以通过储能模块的充电/放电的运作抑制不利于电网及风力发电系统的事件。

附图说明

图1为本案第一较佳实施例的风力发电系统的示意图。

图2为本案第二较佳实施例的风力发电系统的示意图。

图3为本案第三较佳实施例的风力发电系统的示意图。

图4为图3所示的风力发电系统的一变化例。

图5为图4所示的风力发电系统的另一变化例。

图6为本案应用于图5所示的风力发电系统的控制方法的步骤流程图。

图7为图6所示的实际信息为实际电网频率时，图6中步骤S2的子步骤。

图8为实现图7中各步骤的一种结构示意图。

图9为图6所示的实际信息为风力发电机的输出电压及输出电流时，图6中步骤S2的子步骤。

图10为图6所示的实际信息为实际电网电压时，图6的步骤S2的子步骤。

图11为图6所示的步骤S3的子步骤。

图12为实现图11中各步骤的一种结构示意图。

【符号说明】

1、2、3：风力发电系统

10：风力发电机组

100：转子绕组

101：定子绕组

11：主断路器

12、22、32：双模切换模块

121：整流器

13：变换电路

130：机侧变换器

131：第一直流母线

132：网侧变换器

133：预充电电路

14：储能模块

140：储能元件

141：双向直流/直流转换器

15：第二直流母线

16：定子侧开关

18：路径开关

220：连接开关

221：辅助变换器

30：控制模块

300：调频控制器

301：储能控制器

302：平滑波动控制器

303：削峰填谷控制器

304：故障穿越控制器

305：电池电压控制单元

320：短路开关

9：电网

S1：上电子开关

S2：下电子开关

P1：功率指令信号

I1：电流给定值

S1～S3：风力发电系统的控制方法的步骤

S20～S28、S30～S32、S40～S42、S330～S335：子步骤

f₀：实际电网频率

f_r：预设电网频率

Δf。：第一误差信号

ΔP^*：第一偏差量

f₂：第二误差信号

K_f：比例系数

ΔP₂：第二偏差量

ΔP₃：第三偏差量

ΔP：总偏差量

U_bat：储能电压

U_f：预设储能元件电压

ΔU：电压偏差量

P_w：输出功率

P_o：所需功率

A～Q：控制单元

具体实施方式

体现本案特征与优点的一些典型实施例将在后段的说明中详细叙述。应理解的是本案能够在不同的态样上具有各种的变化，其皆不脱离本案的范围，且其中的说明及附图在本质上是当作说明用，而非用于限制本案。

请参阅图1，其为本案第一较佳实施例的风力发电系统的示意图。如图1所示，本实施例的风力发电系统1与电网9电耦接，且包含风力发电机组10、主断路器11、双模切换模块12、变换电路13及储能模块14。风力发电机组10包括风力发电机、叶片和齿轮箱等，其中风力发电机可为一双馈发电机，且风力发电机包含一转子绕组100以及一定子绕组101。主断路器11电耦接于定子绕组101以及电网9之间。

双模切换模块12电耦接于定子绕组101，用以使风力发电系统1在全功率发电模式及双馈发电模式之间进行切换，更进一步说明，当风速小于预设风速时，双模切换模块12使风力发电系统1切换为全功率发电模式而执行，反之，当风速大于或等于预设风速时，双模切换模块12则使风力发电系统1切换为双馈发电模式而执行。其中预设风速可为但不限于6米/秒。

变换电路13电耦接于转子绕组100与主断路器11之间，其可为双向的变换电路，用以转换所接收的电能，例如由风力发电机组10所提供的电能，并将转换后的电能提供给所需的负载，例如电网9。

储能模块14设置于主断路器11及风力发电机组10之间，储能模块14通过进行充电或放电的运作来抑制不利于电网9及风力发电系统1的事件，如电网频率波动、风力发电机输出功率波动等。在一些实施例中，储能模块14及变换电路13实际上可共同集成于机柜(未图示)内，故储能模块14及变换电路13可共享风力发电系统1内的部分电路(例如下述的预充电电路)，以节省风力发电系统1的成本。

由上可知，相较于传统风力发电系统仅能运作于全功率发电模式或是双馈发电模式，本案之风力发电系统1通过设置双模切换模块12来使风力发电系统1可依据风速是否小于预设风速而对应切换为全功率发电模式或双馈发电模式，如此一来，本案的风力发电系统1在成本增加并不大的情况下，可在低风速时执行全功率发电模式，以在低风速时仍具有较佳的发电效率，且提升发电运行的范围。此外，由于本案的风力发电系统1可于低风速时执行全功率发电模式，并在自身内部直接设置储能模块14，故当电网9及风力发电系统1发生不利的事件，例如电网9的频率发生异常变化时，便可利用储能模块14进行充电或放电的运作，以抑制或补偿不利于电网9及风力发电系统1的事件，如此一来，相较于传统风力发电系统需利用风力发电机的电能来进行相关调节，例如调频，本案的风力发电系统1不但无须牺牲风力发电机的发电量，且因在低风速时可执行全功率发电模式，故可在进行相关补偿或调节时，例如调频时，维持电能质量，进而提升风力发电机组的使用寿命。

以下将再说明图1所示的风力发电系统1的细节电路架构。请再参阅图1，变换电路13包含机侧变换器130、第一直流母线131及网侧变换器132。机侧变换器130电耦接于转子绕组110及第一直流母线131之间。网侧变换器132电耦接于机侧变换器130与主断路器11之间，进一步地，网侧变换器132电耦接于第一直流母线131与主断路器11之间，因此网侧变换器132实际上是与机侧变换器130共享第一直流母线131。

另外，变换电路13还包含预充电电路133，预充电电路133的一端电耦接于主断路器11及定子绕组101之间，预充电电路133的另一端与第一直流母线131及储能模块14电耦接，预充电电路133用以对第一直流母线131上的电容及储能模块14进行预充电，故实际上变换电路13与储能模块14可共同使用预充电电路133，以节省风力发电系统1的成本。

储能模块14包含储能元件140及双向直流/直流转换器141。储能元件140可为但不限于由超级电容或可重复进行充电的电池所构成。双向直流/直流转换器141的一端与储能元件140电耦接，双向直流/直流转换器141的另一端与第一直流母线131电耦接，双向直流/直流转换器141可将所接收到的电能转换为不同电压电平的电能并输出，以调整储能元件140的充电运作或放电运作，举例而言，双向直流/直流转换器141可将定子绕组101所提供的电能进行转换，以对储能元件140进行充电运作，双向直流/直流转换器141亦可将储能元件140在放电运作时所产生的电能进行转换，以提供至第一直流母线131。如图1所示，储能模块14的一端与一第二直流母线15电耦接，具体为双向直流/直流转换器141的另一端可与第二直流母线15电耦接，再经由第二直流母线15而与第一直流母线131电耦接。

此外，在本实施例中，风力发电系统1还包含一定子侧开关16，定子侧开关16的一端电耦接于双模切换模块12，定子侧开关16的另一端电耦接于主断路器11，且定子侧开关16在风速小于预设风速时断开，而在风速大于或等于预设风速时导通。此外，定子侧开关16可由对应的控制器(未图示)来控制。

风力发电系统1还包含一网侧开关17，网侧开关17的一端电耦接于定子侧开关16与主断路器11之间，网侧开关17的另一端与网侧变换器132电耦接。

双模切换模块12则可由一整流器121构成，整流器121的一端电耦接于定子绕组101，整流器121的另一端与第二直流母线15电耦接，整流器121包含并联连接的三个桥臂，每一桥臂包含上电子开关S1及下电子开关S2，其中在风速小于预设风速时，三个桥臂的所有上电子开关S1或所有下电子开关S2一起导通，以将定子绕组101短路，此时风力发电系统1运行于全功率发电模式，而在风速大于或等于预设风速时，每一桥臂的上电子开关S1及下电子开关S2则分别运作于脉冲宽度调变(PWM)方式，此时风力发电系统1便运行于双馈发电模式。其中上电子开关S1及下电子开关S2可由对应的控制器(未图示)来控制。

另外，变换电路13还包含一路径开关18，路径开关18的一端与双向直流/直流转换器141的另一端及整流器121的另一端电耦接，路径开关18的另一端是与第一直流母线131电耦接，路径开关18是由对应的控制器(未图示)控制而进行导通或断开的切换，其中于路径开关18导通时，储能模块14可经由路径开关18及第一直流母线131而进行充电/放电的运作。

当图1所示的风力发电系统1操作于双馈式发电模式时，定子绕组101输出的电能直接传输至电网9，转子绕组100输出的电能则由机侧变换器130和网侧变换器131转换后传输至电网9，且储能模块14通过进行充电或放电的运作，并经由整流器121或是导通的路径开关18来抑制不利于电网9及风力发电系统1的事件。而当风力发电系统1操作于全功率发电模式，转子绕组100输出的电能由机侧变换器130和网侧变换器131转换后传输至电网9，定子绕组101短路，且储能模块14通过进行充电或放电的运作，并经由导通的路径开关18来抑制不利于电网9及风力发电系统1的事件。

请再参考图1，整流器121的接入点位于主断路器11和定子饶组101之间的交流线路。更具体地，整流器121的接入点位于定子侧开关16和定子绕组101之间的交流线路。当整流器121处于短路状态，此时储能模块14经由第一直流母线131实现充放电运作。当整流器121运行于脉冲宽度调变(PWM)方式，储能模块14可经由整流器121实现充放电的运作，也可经由第一直流母线131实现充放电的运作，故本实施例中的储能模块可进行灵活配置。储能模块14可独立参与调频、平滑功率波动、削峰填谷以及故障穿越，有效抑制不利于电网和风力发电系统稳定的事件发生。储能模块参与调频时，调频的低频功率波动与抑制传动链低频振荡相互解耦，不会加剧低频振荡。在实际结构中，储能装置集成在变流器内部，形成风储一体机，且风储一体机在低风速时运行于全功率发电模式，于中高风速运行于双馈发电模式。

请参阅图2，其为本案第二较佳实施例的风力发电系统的示意图。如图2所示，本实施例的风力发电系统2的部分结构相似于图1所示的风力发电系统1，故仅以相同标号来表示相似的结构及运作。相较于图1所示的风力发电系统1的双模切换模块12是由整流器121所构成，本实施例之风力发电系统2的双模切换模块22改为由连接开关220及辅助变换器221所构成。连接开关220的一端电耦接于定子绕组101，连接开关220的另一端电耦接于辅助变换器221的一端，当风速小于预设风速时，连接开关220被对应的控制器(未图示)控制而导通，此时定子侧开关16断开，此时风力发电系统2运行于全功率发电模式，而在风速大于或等于预设风速时，连接开关220断开，定子侧开关16导通，此时风力发电系统2则运行于双馈式发电模式。辅助变换器221的另一端电耦接于第一直流母线131，当风力发电系统2运行于双馈发电模式时，辅助变换器221不动作，即不参与电能的转换，反之，当风力发电系统2运行于全功率发电模式时，辅助变换器221则参与电能的转换。

相较于图1，本实施例的储能模块14设置于主断路器与发电机组之间的变流器直流母线上，即耦接于变换电路13的第一直流母线131。与第一实施例相似，储能模块设置于变流器内部，形成风储一体机，该装置从结构上来说不改变原有风力发电系统的拓扑结构和控制结构。机侧变换器130和储能模块14共享网侧变换器132，包括滤波器、变换器等(图中未示出)，节省成本。储能装置独立参与调频，调频的低频功率波动与抑制传动链低频振荡相互解耦，不会加剧振荡。本实施例其他优点和工作特性与第一实施例类似，此处不再赘述。

请参阅图3，其为本案第三较佳实施例的风力发电系统的示意图。如图3所示，本实施例的风力发电系统3的部分结构相似于图2所示的风力发电系统2，故于此仅以相同标号来表示相似的结构及运作。相较于图2所示的风力发电系统2的双模切换模块222是由连接开关220及辅助变换器221所构成，本实施例的风力发电系统3的双模切换模块32改由短路开关320构成，短路开关320的一端电耦接于定子绕组101，短路开关320的另一端电耦接于三相短接点A，其中在风速小于预设风速时，短路开关320被对应之控制器(未图示)控制而导通，使定子绕组101经由三相短接点A而实现短路，此时定子侧开关16断开，风力发电系统3运行于全功率发电模式，而在风速大于或等于预设风速时，短路开关320断开，定子侧开关16导通，风力发电系统3运行于双馈式发电模式。本实施例风力发电系统的其它结构及特性与第一及第二实施例类似，此处不再赘述。

当然，本发明图1所示的风力发电系统1、图2所示的风力发电系统2及图3所示的风力发电系统3还分别包含一控制模块，以控制储能模块14的双向直流/直流转换器141的运作，而由于在风力发电系统1、风力发电系统2及风力发电系统3中，控制储能模块14的控制模块的作动方式皆相似，故以下仅以图4、图5来举例说明控制模块应用于图3所示的风力发电系统3时的结构与作动方式。

请参阅图4，其为图3所示的风力发电系统的变化例。如图4所示，风力发电系统3还包含控制模块30，用以控制储能模块14的双向直流/直流转换器141的运作，且控制模块30包含调频控制器300及储能控制器301。调频控制器300预设有预设电网频率，当电网频率波动时，调频控制器300采样电网9上的实际电网频率，调频控制器300更利用实际电网频率及预设电网频率进行运算与处理，以对应产生功率指令信号P1。

储能控制器301与调频控制器300及双向直流/直流转换器141电耦接，用以接收功率指令信号P1，并对应产生电流给定值I1，以控制双向直流/直流转换器141的运作，使双向直流/直流转换器141依据电流给定值而调整储能元件140的电流，进而控制储能模块14的充电/放电运作来对电网9的频率变化进行补偿。储能控制器301采集储能元件140的实际电流，并与电流给定值I1进行比较，产生的电流偏差经过PI控制器，得到开关信号控制双向直流/直流转换器141调整储能元件140的电流。当然，储能控制器301的实现方式不限于此，上述仅为示例性说明。

如此一来，当电网频率发生异常波动，导致不利于电网9的事件发生，调频控制器300便可依据电网9上的实际频率及预设电网频率所反映的差异，并依据自身所设定的调频策略来产生功率指令信号P1，通过储能控制器301可依据功率指令信号P1而输出可反映储能元件140的电流需如何进行调整的电流给定值I1，以控制储能模块14的充电/放电运作。例如，当电网频率高于设定频率时，储能模块进行充电运作以吸收第一直流母线上的多余能量；当电网频率低于设定频率时，储能模块进行放电运作为第一直流母线输送能量。

另外，请参阅图5，其为图4所示的风力发电系统的另一变化例。如图5所示，控制模块30还包含平滑波动控制器302、削峰填谷控制器303及故障穿越(Failure Ride Through,FRT)控制器304。风力发电机输出功率的波动，会对电网产生扰动，需要对其进行平滑处理。平滑波动控制器302与储能控制器301电耦接，且预设有预设功率，平滑波动控制器302接收可反映风力发电机组10的输出电压及输出电流的检测信号，以通过检测信号计算风力发电机组10的输出功率，并比较风力发电机组10的输出功率与预设功率，以依据比较结果输出功率变化补偿信号至储能控制器301。储能控制器301可依据功率变化补偿信号产生对应的电流给定值，以控制双向直流/直流转换器141来调整储能元件140的电流，通过储能元件140的充电/放电运作，进而平滑风力发电机组10输出功率的波动。

削峰填谷控制器303则与储能控制器14及电网9电耦接，用以接收来自电网9的削峰填谷功率信号，并对应输出充放电信号至储能控制器301，使储能控制器301产生对应的电流给定值来控制双向直流/直流转换器141调整储能元件140的电流，使储能模块14在电网9的尖峰负荷时段内，将储存的电能进行释放，而在电网9的非尖峰负荷时段内，将风力发电机组10所提供的额外电能进行储存，如此一来，可避免电网9的尖峰负荷时段供电不足。

当电网发生短路故障时，需风力发电机进行故障穿越，此时变换电路会承担很大的瞬时功率冲击，为保护变换电路，需要将功率冲击泄放掉。传统做法是利用直流斩波器和交流撬棒泄放功率冲击，但上述两种结构应力较大。本发明通过储能装置实现故障穿越。故障穿越控制器304与储能控制器301及电网9电耦接，用以检测电网9的实际电网电压，并计算电网电压的变化值，并在变化值超过预设值时对应产生保护信号至储能控制器301，使储能控制器301产生对应的电流给定值来控制双向直流/直流转换器141调整储能元件140的电流。故当电网9上的电压变化导致瞬时能量冲击时，利用储能模块14反向补偿电网9上的电压变化，以实现故障穿越功能，保护变换电路。

于上述实施例，当储能模块14的储能元件140的容量有限制时，将使得储能模块301无法同时满足调频控制器300、平滑波动控制器302、削峰填谷控制器303及故障穿越控制器304所需要的调整需求。因此在其它实施例中，储能控制器301更可预先储存预设命令，该预设命令是设定储能控制器301处理调频控制器300所输出的功率指令信号、平滑波动控制器302所输出的功率变化补偿信号、削峰填谷控制器303所输出的充放电信号及故障穿越控制器301所输出的保护信号的优先级，故当储能控制器301接收功率指令信号、功率变化补偿信号、充放电信号及保护信号时，便可依据预设命令而从上述的该些信号选择一个或多个优先处理的信号，并依据所选择的优先处理的信号而产生对应的电流给定值，使双向直流/直流转换器141依据电流给定值而调整储能元件140的电流，以通过储能模块14的充电/放电的运作抑制所述不利于电网9及风力发电系统3的事件。

更甚者，当储能模块14不需要进行调频，功率平滑，削峰填谷，故障穿越等响应时，若风力发电系统3的输出功率大于电网9的所需功率，即风力发电系统3有多余的电能时，可利用风力发电系统3多余的电能来对储能元件140进行稳压控制，以妥善利用风力发电系统3多余的电能。因此在一些实施例中，如图5所示，储能控制器301还可包含电池电压控制单元305，电耦接于储能元件140，用以采样储能元件140上的储能电压，并采样风力发电系统3的输出功率及电网9的所需功率，且比较储能电压及预设电压，以及比较风力发电系统3的输出功率及电网9的所需功率，并于储能电压及预设电压比较的结果超过电压预设范围且风力发电系统3的输出功率大于电网9的所需功率时，依据储能电压及预设电压比较的结果产生电流给定值，使双向直流/直流转换器141依据电流给定值而调整储能元件140的电流，以控制储能模块14的充电/放电的运作并实现储能元件140的稳压控制。

需要说明的是，当储能模块14进行调频，功率平滑，削峰填谷，故障穿越等响应时，储能元件电压控制单元305不会进行稳压控制，仅实时检测储能元件140的储能电压。当储能元件140的储能电压大于额定最大值或小于额定最小值时，停止上述响应，以保护储能元件140，防止储能元件发生过充电或过放电。其中额定最大值及额定最小值，为储能元件厂家提供的参数。一般会在储能元件的铭牌中标明。

图5中的储能控制器301的工作原理和实现方式类似于图4，此处不再赘述。

本发明的风力发电系统至少具有以下优点。风力发电机组，机侧变换器及网侧变换器构成的结构可根据风速实现风力发电机的最大功率跟踪运行，实现风力发电机的最大发电功率。储能模块14可独立参与调频、平滑功率波动、削峰填谷以及故障穿越，有效抑制不利于电网和风力发电系统稳定的事件发生，且成本低，投资小。储能模块14进行调频控制时，调频的低频功率波动与抑制传动链低频振荡相互解耦，不会加剧低频振荡。在实际结构中，储能模块14集成在变流器内部，形成风储一体机，储能模块14与变换电路13共享预充电回路、辅助电源(未图示)和部分传感器(未图示)，节省成本。且风储一体机在低风速时运行于全功率发电模式，增加低风速的发电能力，于中高风速运行于双馈发电模式。

请参阅图6，其为本案应用于图5所示的风力发电系统的控制方法的步骤流程图。所述控制方法可用以控制上述任一风力发电系统中储能模块的运作，本发明以风力发电系统3为例进行说明。如图6所示，本实施例的控制方法用以控制风力发电系统3的储能模块14的运作。首先执行步骤S1，即采样电网9或风力发电系统3的至少一实际信息，并判断是否存在不利于电网或风力发电系统的事件。若步骤S1的判断结果为是，接着，执行步骤S2，利用至少一实际信息而产生功率指令信号，并依据功率指令信号而产生电流给定值，以依据电流给定值而调整储能模块14的储能元件140的电流，以通过储能模块14的充电/放电的运作抑制不利于电网9及风力发电系统3的事件。

请参一并阅图7及图8，其中图7为图6所示的实际信息为实际电网频率时，图6的步骤S2的子步骤。图8为实现图7中各步骤的一种结构示意图如图7所示，在本实施例中，实际信息可为实际电网频率，因此步骤S2亦对应包含子步骤如下：首先，执行子步骤S20，即将实际电网频率与预设电网频率比较，以产生第一误差信号。如图8中控制单元A，实际电网频率f₀与预设电网频率f_r比较，以产生第一误差信号Δf。接着执行步骤S21，利用下垂控制对第一误差信号进行运算，以产生有功功率的第一偏差量。如图8中控制单元B，下垂控制利用有功功率频率下垂特性，仿真传统同步发电机的调频特性，得到的第一偏差量ΔP^*为有功功率的偏差量给定。然后，执行步骤S22，对有功功率的偏差量做闭环控制，有功功率的偏差量的误差经过虚拟惯量环节进行运算，以产生第二误差信号。图8中控制单元C的虚拟惯量环节模拟传统同步发电机的机械特性，即对电网频率进行惯量响应，其中得到的第二误差信号f₂为重新计算的电网频率的偏差量。接着执行步骤S23，将第二误差信号进行积分运算，并与一比例系数相乘，以产生一第二偏差量。如图8中控制单元D和E，第二误差信号f₂进行积分运算，并于第一比例系数K_f相乘，以产生一第二偏差量ΔP₂。然后执行步骤S24，将第二误差信号带入一衰减(damping)运算式，以产生一第三偏差量。如图8中控制单元F，第二误差信号f₂经过阻尼环节的衰减运算以抑制频率波动对功率的影响，并产生第三偏差量ΔP₃。接着，执行步骤S25，即将第二偏差量及第三偏差量相加，以产生总偏差量。如图8中控制单元G，经过加法运算得到总偏差量ΔP，即为计算出的实际的有功功率的偏差量。接着执行步骤S26，依据变换电路13的网侧变换器132的功率限幅及储能模块14的功率限幅而对总偏差量进行调整，以产生功率指令信号。如图8中控制单元H和I，总偏差量ΔP经过两个限幅环节进行调整，以产生功率指令信号P1。然后，执行步骤S27，依据储能元件140的一储能电压而将功率指令信号进行开环运算，以产生电流给定值。如图8中控制单元J，总偏差量ΔP除以储能电压U_bat，以产生电流给定值I1。最后，执行步骤S28，即控制储能模块14的双向直流/直流转换器141依据电流给定值而调整储能元件140上的电流，使储能模块14对电网9的频率变化进行补偿，亦即通过储能模块14的充电/放电的运作抑制不利于电网9及风力发电系统3的事件。如图8中控制单元K，对储能元件的电流进行闭环控制，及储能元件的电流和电流给定值I1进行比较，产生的偏差值经过比例积分(PI)控制，得到开关信号。所述开关信号对应控制DC/DC双向变换器(即双向直流/直流转换器141)的运作，以调整储能元件的电流，储能模块14对应进行充电/放电，以对电网9的频率波动进行反向补偿。

需要说明的是，图8仅为实现图7的各步骤的其中一种结构示意图，本发明并不以此为限。

而上述实施例中，步骤S23所述的比例系数的公式为：

K_f＝(E×U)/X

其中K_f为比例系数，E为模拟的同步发电机的感应电动势，U为模拟的同步发电机输出端口电压，X为仿真的同步发电机激磁电抗。

请参阅图9，其为图6所示的实际信息为风力发电机组的输出电压及输出电流时，图6的步骤S2的子步骤。如图9所示，于本实施例中，实际信息可为风力发电机组10的输出电压及输出电流，因此步骤S2亦对应包含子步骤如下：首先，执行子步骤S30，计算风力发电机组10的输出功率，并比较输出功率与预设功率，以依据比较结果输出功率指令信号。然后，执行子步骤S31，依据该储能元件140的储能电压而将功率指令信号进行开环运算，以产生电流给定值。最后，执行子步骤S32，控制储能模块14的双向直流/直流转换器140依据电流给定值而调整储能元件140上的电流，使储能模块14平滑风力发电机组10输出功率的波动，亦即通过储能模块14的充电/放电的运作抑制不利于电网9及风力发电系统3的事件。

请参阅图10，其为图6所示的实际信息为实际电网电压时，图6的步骤S2的子步骤。如图10所示，于本实施例中，实际信息可为电网9的实际电网电压，因此步骤S2可对应包含子步骤如下：首先，执行子步骤S40，计算实际电网电压的一变化值，并在变化值超过一预设值时对应产生功率指令信号。然后，执行子步骤S41，依据储能元件140的储能电压而将功率指令信号进行开环运算，以产生电流给定值。最后，执行子步骤S42，控制储能模块14的双向直流/直流转换器141依据电流给定值而调整储能元件140上的电流，使储能模块14抑制实际电网电压的幅值变化所引起的功率冲击，亦即通过储能模块14的充电/放电的运作抑制不利于电网9及风力发电系统3的事件。

请再參閱圖6。如图6所示，于一些实施例中，控制方法还包含步骤S3，当步骤S1的判断结果为否，即没有不利于电网及风力发电系统的事件发生，执行步骤S3。其中步骤S3为依据储能元件140的储能电压而选择性地控制双向直流/直流转换器141的运作，使双向直流/直流转换器141利用风力发电系统3输出的电能对储能元件140进行稳压控制。

请参阅图11，其为图6所示之步骤S3的子步骤。请一并参阅图12，其为实现图11中各步骤的一种结构示意图。如图11所示，图6所示的步骤S3更可包含子步骤如下：首先，执行子步骤S330，采样储能电压。如图12中控制单元L，采样储能元件的储能电压U_bat。接着，执行子步骤S331，将储能电压及预设电压进行比较，以产生电压偏差量。如图12中控制模块M，储能电压U_bat与预设储能元件电压U_f进行比较，得到电压偏差量ΔU。然后，执行子步骤S332，判断电压偏差量是否超过预设电压范围。如图12中控制单元N，电压偏差量ΔU经过一死区环节，当ΔU超过预设电压范围时，执行子步骤S333。需要说明的是，子步骤S333也可在步骤S330之前执行，本发明不以此为限。步骤S333，判断风力发电系统的输出功率是否大于电网9的所需功率。如图12中控制单元O，比较风力发电系统3的输出功率P_w与电网9的所需功率P_o，当P_w>P_o时，执行步骤S334。步骤S334，将电压偏差量利用比例积分计算出电流给定值。如图12中控制单元P，根据电压偏差量ΔU，利用比例积分环节计算出电流给定值I1。最后执行子步骤S335，控制储能模块14的双向直流/直流转换器141依据调整后的电流给定值而调整储能元件140的电流，以对储能元件140进行稳压控制。例如，储能元件为电池，通过稳压控制，可使储能元件140保持在最优的电池电压浮充工作点。图12中的控制单元Q对应于步骤S334，且图12中的控制单元Q类似于图8中的控制单元K，此处不再赘述。

需要说明的是，图12仅为实现图11的各步骤的其中一种结构示意图，本发明并不限于此。

另外，当子步骤S332的判断结果为是否时，则重新执行步骤S331。而当步骤S333的判断结果为否时，可重新执行步骤S331。

综上所述，本案提供一种风力发电系统及其适用的控制方法，其中本案的风力发电系统通过设置双模切换模块来使风力发电系统可依据风速是否小于预设风速而对应切换为全功率发电模式或双馈发电模式，如此一来，本案的风力发电系统不但成本增加并不大，可在低风速时执行全功率发电模式，故具有较佳的发电效率，并提升发电运行的范围。此外，由于本案的风力发电系统于自身内部直接设置储能模块，以当电网及风力发电系统发生不利的事件，利用储能模块进行充电或放电的运作，以抑制或补偿不利于电网及风力发电系统的事件，故本案的风力发电系统不但无须牺牲风力发电机的发电量，更可维持电能质量，进而提升风力发电机组的使用寿命。在无需抑制或补偿不利于电网或风力发电系统的事件时，可利用风力发电系统的多余能量对储能元件进行稳压控制，提高储能元件的可靠性及稳定性。

以上仅为特定实施例的描述，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (20)

1.一种风力发电系统，包含:

一风力发电机组，包含一转子绕组以及一定子绕组；

一主断路器，电耦接于该定子绕组以及一电网之间；

一双模切换模块，电耦接于该定子绕组，使该风力发电系统在风速小于一预设风速时执行一全功率发电模式，在风速大于或等于该预设风速时执行一双馈发电模式；

一变换电路，电耦接于该转子绕组与该主断路器之间；

一储能模块，设置于该主断路器及该风力发电机组之间，通过进行充电或放电运作，以抑制至少一不利于该电网及该风力发电系统的事件；以及

一控制模块，该控制模块包含一储能控制器，该控制模块还包含一调频控制器、一平滑波动控制器、一削峰填谷控制器及一故障穿越控制器中的至少一个；

其中该调频控制器产生一功率指令信号，该平滑波动控制器输出一功率变化补偿信号，该削峰填谷控制器输出一充放电信号，该故障穿越控制器产生一保护信号；该储能控制器接收该功率指令信号、该功率变化补偿信号、该充放电信号、该保护信号中的至少一个，并依据一预设命令所设定的优先级，从接收的信号中选择一个或多个优先处理的信号。

2.如权利要求1所述的风力发电系统，其中该变换电路包含：

一机侧变换器，电耦接于该转子绕组；

一第一直流母线；

以及一网侧变换器，电耦接于该机侧变换器与该主断路器之间，且该机侧变换器与该网侧变换器共享该第一直流母线。

3.如权利要求2所述的风力发电系统，其中该储能模块还包含：

一储能元件；

一双向直流/直流转换器，该双向直流/直流转换器的一端与该储能元件电耦接，该双向直流/直流转换器的另一端与该第一直流母线电耦接。

4.如权利要求2所述的风力发电系统，其中该变换电路还包含一预充电电路，该预充电电路的一端电耦接于该主断路器及该定子绕组之间，该预充电电路的另一端与该第一直流母线及该储能模块电耦接，该预充电电路用以对该第一直流母线上的一电容及该储能模块进行预充电。

5.如权利要求3所述的风力发电系统，其中该风力发电系统包含一定子侧开关，该定子侧开关的一端电耦接于该双模切换模块，该定子侧开关的另一端电耦接于该主断路器，且该定子侧开关系在风速小于该预设风速时断开，而在风速大于或等于该预设风速时导通。

6.如权利要求5所述的风力发电系统，其中该双模切换模块是由一短路开关所构成，该短路开关的一端电耦接于该定子绕组，该短路开关的另一端与一三相短接点电耦接，其中在风速小于该预设风速时，该短路开关导通，使该定子绕组经由该三相短接点而实现短路，该风力发电系统运行于该全功率发电模式，而在风速大于或等于该预设风速时，该短路开关断开，该风力发电系统运行于该双馈发电模式。

7.如权利要求5项所述的风力发电系统，其中该双模切换模块是由一连接开关及一辅助变换器构成，该连接开关的一端电耦接于该定子绕组，该连接开关的另一端电耦接于该辅助变换器之一端，该辅助变换器的另一端是电耦接于该第一直流母线，其中在风速小于该预设风速时，该连接开关系导通，该风力发电系统运行于该全功率发电模式，在风速大于或等于该预设风速时，该连接开关断开，该风力发电系统运行于该双馈发电模式。

8.如权利要求5所述的风力发电系统，其中该储能模块的一端与一第二直流母线电耦接。

9.如权利要求8所述的风力发电系统，其中该双模切换模块是由一整流器构成，该整流器的一端电耦接于该定子绕组，该整流器的另一端与该第二直流母线电耦接，该整流器包含三个桥臂，每一该桥臂包含一上电子开关及一下电子开关，其中在风速小于该预设风速时，三个该桥臂的该上电子开关或该下电子开关一起导通，以将该定子绕组短路，该风力发电系统运行于全功率发电模式，在风速大于或等于该预设风速时，每一该桥臂的该上电子开关及该下电子开关系运作于脉冲宽度调变方式，该风力发电系统运行于该双馈发电模式。

10.如权利要求9所述的风力发电系统，其中该变换电路还包含一路径开关，该路径开关的一端与该双向直流/直流转换器的该另一端及该整流器的该另一端电耦接，该路径开关的另一端与该第一直流母线电耦接，该路径开关进行导通或断开的切换，其中在该路径开关导通时，该储能模块经由该路径开关及该第一直流母线而进行充电/放电的运作。

11.如权利要求3所述的风力发电系统，该控制模块包含：

该调频控制器，用以采样该电网上的一实际电网频率，并利用该实际电网频率及一预设电网频率进行运算与处理，以对应产生该功率指令信号；

以及该储能控制器，与该调频控制器及该双向直流/直流转换器电耦接，用以接收该功率指令信号并产生一电流给定值来控制该双向直流/直流转换器的运作，使该双向直流/直流转换器依据该电流给定值而调整该储能元件的电流，以通过该储能模块的充电/放电对该电网的频率变化进行补偿。

12.如权利要求11所述的风力发电系统，其中该控制模块还包含：

该平滑波动控制器，与该储能控制器电耦接，用以接收该风力发电机组的一输出电压及一输出电流，以计算该风力发电机组的一输出功率，并比较该输出功率与一预设功率，以依据比较结果输出该功率变化补偿信号至该储能控制器；

该削峰填谷控制器，与该储能控制器及该电网电耦接，用以接收来自电网的一削峰填谷功率信号，并对应输出该充放电信号至该储能控制器；

以及该故障穿越控制器，与该储能控制器及该电网电耦接，用以检测一实际电网电压，以计算该实际电网电压的一变化值，并在该变化值超过一预设值时对应产生该保护信号至该储能控制器。

13.如权利要求12所述的风力发电系统，其中该储能控制器依据所选择的优先处理的信号而产生对应的该电流给定值，使该双向直流/直流转换器依据该电流给定值而调整该储能元件的电流，以通过该储能模块的充电/放电的运作抑制所述不利于该电网及该风力发电系统的事件。

14.如权利要求11-13项之任一所述的风力发电系统，其中该储能控制器还包含一储能元件电压控制单元，电耦接于该储能元件，用以采样该储能元件上的一储能电压，当没有发生该不利于该电网及该风力发电系统的事件时，该储能元件电压控制单元接收该风力发电系统的一输出功率及该电网的一所需功率，并比较该储能电压及一预设电压，以及比较该输出功率及该所需功率，并于该储能电压及该预设电压比较的结果超过一预设电压范围且该输出功率大于该所需功率时，依据该储能电压及该预设电压比较的结果产生该电流给定值，使该双向直流/直流转换器依据该电流给定值而调整该储能元件的电流，以控制该储能模块的充电/放电的运作并实现该储能元件的稳压控制。

15.一种控制方法，用于一风力发电系统的一控制模块中，用以控制该风力发电系统的一储能模块的运作，其中该风力发电系统还包含一风力发电机组、一变换电路以及一储能模块，该储能模块及该变换电路集成于一机柜内，该控制模块还包含一调频控制器、一平滑波动控制器、一削峰填谷控制器及一故障穿越控制器中的至少一个，其中该调频控制器、该平滑波动控制器、该削峰填谷控制器及该故障穿越控制器各自输出一输出信号，该控制方法包含步骤如下：

(a)采样电网或该风力发电系统的至少一实际信息，并判断是否存在一不利于该电网或该风力发电系统的事件；以及

(b)若该步骤(a)的判断结果为是，则利用该至少一实际信息而产生一功率指令信号，并依据该功率指令信号而产生一电流给定值，以依据该电流给定值而调整该储能模块的一储能元件的电流，以通过该储能模块的充电/放电的运作抑制优先处理的该不利于该电网及该风力发电系统的事件；

其中在该步骤(b)中，依据一预设命令所设定的优先级，从该调频控制器、该平滑波动控制器、该削峰填谷控制器及该故障穿越控制器各自输出的该 输出信号中选择一个或多个优先处理的信号构成该功率指令信号。

16.如权利要求15所述的控制方法，其中该至少一实际信息为一实际电网频率，且于该步骤(b)中，还包含子步骤如下：

(b1)将该实际电网频率与一预设电网频率比较，以产生一第一误差信号；

(b2)利用下垂控制对该第一误差信号进行运算，以产生有功功率的一第一偏差量；

(b3)对有功功率的偏差量做闭环控制，并通过一虚拟惯量环节进行运算，以产生一第二误差信号；

(b4)将该第二误差信号进行积分运算，并与一比例系数相乘，以产生一第二偏差量；

(b5)将该第二误差信号带入一衰减运算式，以产生一第三偏差量；

(b6)将该第二偏差量及该第三偏差量相加，以产生一总偏差量；

(b7)依据该变换电路的一网侧变换器的功率限幅及该储能模块的功率限幅而对该总偏差量进行调整，以产生该功率指令信号；

(b8)依据该储能元件的一储能电压而将该功率指令信号进行开环运算，以产生该电流给定值；以及

(b9)控制该储能模块的一双向直流/直流转换器依据该电流给定值而调整该储能元件上的电流，使该储能模块对该电网的频率变化进行补偿。

17.如权利要求15所述的控制方法，其中该至少一实际信息为该风力发电机的一输出电压及一输出电流，且于该步骤(b)中，还包含子步骤如下：

(b1)计算该风力发电机的一输出功率，并比较该输出功率与一预设功率，以依据比较结果输出该功率指令信号；

(b2)依据该储能元件的一储能电压而将该功率指令信号进行开环运算，以产生该电流给定值；

以及(b3)控制该储能模块的一双向直流/直流转换器依据该电流给定值而调整该储能元件上的电流，使该储能模块平滑该风力发电机输出功率的波动。

18.如权利要求15所述的控制方法，其中该至少一实际信息为一实际电网电压，且于该步骤(b)中，还包含子步骤如下：

(b1)计算该实际电网电压的一变化值，并在该变化值超过一预设值时对应产生该功率指令信号；

(b2)依据该储能元件的一储能电压而将该功率指令信号进行开环运算，以产生该电流给定值；以及

(b3)控制该储能模块的一双向直流/直流转换器依据该电流给定值而调整该储能元件上的电流，使该储能模块抑制该实际电网电压的幅值变化所引起的功率冲击。

19.如权利要求16所述的控制方法，其中该控制方法还包含：

(c)若该步骤(a)的判断结果为否，则依据该储能元件的一储能电压而选择性地控制该双向直流/直流转换器的运作，使该双向直流/直流转换器利用该风力发电系统输出的电能对该储能元件进行稳压控制。

20.如权利要求19所述的控制方法，其中该步骤(c)还包含子步骤如下：

(c1)采样该储能电压；

(c2)将该储能电压及一预设电压进行比较，以产生一电压偏差量；

(c3)判断该电压偏差量是否在一预设电压范围内；

(c4)在该步骤(c3)的判断结果为否时，判断该风力发电系统的一输出功率是否大于该电网所需的一所需功率；以及

(c5)在该步骤(c4)的判断结果为是时，将该电压偏差量利用比例积分计算出一电流给定值；以及

(c6)控制该储能模块的一双向直流/直流转换器依据该电流给定值而调整该储能元件的电流，以对该储能元件进行稳压控制。

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