CN112366748A - 一种风储联合风电变流器及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种风储联合风电变流器及其控制方法，将储能单元设置于风电变流器的直流侧，即以储能单元代替现有技术中的Chopper装置，能够通过储能单元的充放电功能，实现对于风电变流器直流侧电压的双向调节，进而使得风电变流器直流侧电压保持稳定，提高了风电变流器的稳定性。另外，通过该储能单元还能协同风电机组使得风储联合风电变流器具备实现电力辅助服务控制目标的功能，例如，一次调频、能量搬移以及功率平滑等。

Description

一种风储联合风电变流器及其控制方法

技术领域

本发明涉及风力发电技术领域，特别涉及一种风储联合风电变流器及其控制方法。

背景技术

随着科技的发展进步，新兴市场的风电得到了迅速的发展，在如今能源供应紧张的背景下，风电机组装机容量不断攀升，风力发电在能源电力供应中占的比例逐年升高。但是，作为新能源，风力发电依然存在许多缺点，例如，功率波动性、间歇性的特征较为明显，电力辅助服务参与度低等等。因此，若要实现大规模风电上网，提升其发电性能、保障电网稳定性是必要条件。

现有技术中，通常在变流器直流母线侧配置直流卸荷回路Chopper装置，但是其只能用来卸放直流侧多余的能量，而直流侧电压并不易控制稳定，因此，风电变流器直流电压的稳定性差。

发明内容

有鉴于此，本发明实施例提供一种风储联合风电变流器及其控制方法，提高了风电变流器的稳定性。

为实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：

本发明第一方面提供了一种风储联合风电变流器，包括：风电变流器以及储能单元；其中：

所述风电变流器中存在直流能量转换环节；

所述储能单元设置于所述风电变流器的直流侧；

所述储能单元与所述风电变流器通信连接。

优选的，所述储能单元，包括：储能模块和直流变换器；其中：

所述储能模块的电能端口与所述直流变换器的一侧相连；

所述直流变换器的另一侧作为所述储能单元的电能接口；

所述直流变换器与所述风电变流器通信连接。

优选的，所述风电变流器为：全功率风电变流器或者双馈风电变流器。

优选的，所述风电变流器，包括：电网侧变流器、电机侧变流器、直流母线及其正负极之间的电容；其中：

所述电网侧变流器的交流侧作为所述风电变流器的网侧；

所述电网侧变流器的直流侧与所述电机侧变流器的直流侧，均与所述直流母线相连；所述直流母线作为所述风电变流器的直流侧；

所述电机侧变流器的交流侧作为所述风电变流器的电机侧。

优选的，所述电网侧变流器和所述电机侧变流器的拓扑为：两电平拓扑或者多电平拓扑。

优选的，所述风储联合风电变流器，还包括：控制器；其中：

所述控制器分别与所述储能单元和所述风电变流器通信连接，用于控制所述储能单元和所述风电变流器动作。

优选的，所述控制器为：独立设置的控制器，或者，所述风电变流器内的一个控制器。

本发明第二方面提供了一种风储联合风电变流器的控制方法，应用于如上述任一项所述风储联合风电变流器，该控制方法包括：

接收上层风电场能量管理系统下发的指令，确定所述风储联合风电变流器当前的运行模式是直流电压调节模式或者辅助服务控制模式；其中，所述辅助服务控制模式的优先级高于所述直流电压调节模式；

根据相应运行模式下所述风储联合风电变流器的参考参数，确定所述风储联合风电变流器中储能单元的工作状态，使得所述风储联合风电变流器内风电变流器的直流电压保持稳定，或者，实现电力辅助服务控制目标。

优选的，所述直流电压调节模式下，所述参考参数包括：表征所述储能单元当前电量的荷电状态，以及，所述风电变流器的直流侧电压变化率。

优选的，所述根据相应运行模式下所述风储联合风电变流器的参考参数，确定所述风储联合风电变流器中储能单元的工作状态，包括：

判断所述表征所述储能单元当前电量的荷电状态是否处于第一预设范围之内；

若判断结果为是，则控制所述储能单元运行于第一子模式，实现对所述风电变流器直流侧电压过压和欠压的双向保护；

若判断结果为否，则控制所述储能单元运行于第二子模式，促进所述储能单元荷电状态的恢复。

优选的，所述控制所述储能单元运行于第一子模式，实现对所述风电变流器直流侧电压过压和欠压的双向保护，包括：

判断所述风电变流器的直流侧电压变化率是否超限；

若所述直流侧电压变化率大于第一设定值，则控制所述储能单元充电，抑制所述风电变流器直流侧电压的抬升；

若所述直流侧母线电压变化率小于第二设定值，则控制所述储能单元放电，抑制所述风电变流器直流侧电压的跌落；其中，所述第一设定值大于零，所述第二设定值小于零。

优选的，所述控制所述储能单元运行于第二子模式，促进所述储能单元荷电状态的恢复，包括：

控制所述储能单元实时进行能量的补充和释放，促进所述储能单元荷电状态的恢复。

优选的，所述第一预设范围为：大于等于第一荷电状态且小于等于第二荷电状态的范围；其中，0<第一荷电状态<第二荷电状态<1。

优选的，所述辅助服务控制模式下，所述参考参数包括：所述风电变流器的频率参数以及表征所述储能单元当前电量的荷电状态。

优选的，所述根据相应运行模式下所述风储联合风电变流器的参考参数，确定所述风储联合风电变流器中储能单元的工作状态，包括：

根据所述风电变流器的频率参数以及表征所述储能单元当前电量的荷电状态，确定所述储能单元运行于频率控制子模式或者能量控制子模式；其中，所述频率控制子模式的优先级高于所述能量控制子模式，所述能量控制子模式的优先级高于所述第二子模式。

优选的，所述根据所述风电变流器的频率参数，确定所述储能单元运行于频率控制子模式，包括：

判断所述风电变流器的频率变化率的绝对值是否大于频率变化率死区值；若判断结果为是，则控制所述储能单元进行有功功率调节，补偿惯性调节所需的能量；

和/或，

判断所述风电变流器的频率的绝对值是否大于频率死区值；若判断结果为是，则控制所述储能单元根据频率偏差调节有功功率输出，参与电网一次调频。

优选的，所述根据所述风电变流器的功率参数，确定所述储能单元运行于能量控制子模式，包括：

判断表征所述储能单元当前电量的荷电状态是否处于第二预设范围之内；

若判断结果为是，则控制储能单元运行于所述能量控制子模式，实现有功的变化率控制和能量搬移控制。

优选的，所述第二预设范围为：大于等于第三荷电状态且小于等于第四荷电状态的范围；其中，第一荷电状态<第三荷电状态<第四荷电状态<第二荷电状态。

优选的，在所述接收上层风电场能量管理系统下发的指令，确定所述风储联合风电变流器当前的运行模式是直流电压调节模式或者辅助服务控制模式之前，还包括：

在所述风储联合风电变流器并网运行后，默认所述储能单元运行于直流电压调节模式。

基于上述本发明实施例提供的风储联合风电变流器，将储能单元设置于风电变流器的直流侧，即以储能单元代替现有技术中的Chopper装置，能够通过储能单元的充放电功能，实现对于风电变流器直流侧电压的双向调节，进而使得风电变流器直流侧电压保持稳定，提高了风电变流器的稳定性。另外，通过该储能单元还能协同风电机组使得风储联合风电变流器具备实现电力辅助服务控制目标的功能，例如，一次调频、能量搬移以及功率平滑等。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，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，还可以根据提供的附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种风储联合风电变流器的结构示意图；

图2为本发明实施例提供的一种风储联合风电变流器中储能单元的结构示意图；

图3为本发明实施例提供的一种风储联合风电变流器中风电变流器的结构示意图；

图4a为本发明实施例提供的另一种风储联合风电变流器的结构示意图；

图4b为本发明实施例提供的另一种风储联合风电变流器的控制框架示意图；

图5为本发明另一实施例提供的一种风储联合风电变流器的控制方法的流程图；

图6为本发明另一实施例提供的一种风储联合风电变流器的控制方法确定储能单元工作状态的过程流程图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本申请中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

针对如何提升风电机组的发电性能、保证电网稳定性这一问题，现有技术中主要采用以下两种方案：第一种，是在风电场升压站布置大规模的储能系统，该储能系统可以提供调频、能量搬移、功率平滑等服务，但是与风电机组的融合度较低；第二种，在风电机组单机侧设置储能系统，实现惯量响应、一次性调频的服务，但是，该方案储能系统与风电变流器功能孤立，只能较为单一的发挥储能系统的功能。

因此，本发明实施例提供了一种风储联合风电变流器，以提高风电变流器的稳定性。

该风储联合风电变流器的结构示意图如图1所示，包括：风电变流器110以及储能单元120；其中：

该风电变流器110中存在直流能量转换环节，即其存在直流侧，比如交流电机与交流电网之间的风电变流器110，其能量转换过程包括：交流转直流和直流转交流；储能单元120设置于风电变流器110的直流侧，且该储能单元120与风电变流器110通信连接。

该风电变流器110直流侧设置有储能单元120之后，通过通信，控制该储能单元120进行充放电，进而能够管理风电变流器110直流侧的能量，使得风电变流器110直流电压保持稳定；或者，协同风电机组实现电力辅助服务控制目标。也即，通过该储能单元120的充放电过程，能够实现以下至少一种功能：第一，管理风电变流器110直流侧的能量，实现对风电变流器110直流电压的控制和保护；例如，在风电变流器110直流电压超限(包括上限和下限)时，限制风电变流器110直流母线电压的抬升或者跌落，从而实现对风电变流器110直流电压过压和欠压的双向保护，即保持风电变流器110直流电压稳定；第二，协同风电机组实现电力辅助服务控制目标，比如，参与机组惯量响应、一次调频、能量搬移或者功率平滑等。

实际应用中，该储能单元120，包括：储能模块210和直流变换器220，其结构示意图如图2所示，其中：

储能模块210的电能端口与直流变换器220的一侧相连；直流变换器220的另一侧作为储能单元120的电能接口；直流变换器220与风电变流器110通信连接。

而风电变流器110包括：电网侧变流器310、电机侧变流器320、直流母线及其正负极之间的电容C1；其结构示意图如图3所示，其中：

电网侧变流器310的交流侧作为风电变流器110的网侧，连接至电网；电网侧变流器310的直流侧与电机侧变流器320的直流侧，均与直流母线相连；直流母线作为风电变流器110的直流侧，则上述储能单元120设置于风电变流器110的直流侧，如图3所示，即储能单元120的电能接口两端并联连接至直流母线；电机侧变流器320的交流侧作为风电变流器110的电机侧，连接至电机。需要说明的是，风电变流器110可以是全功率风电变流器，也可以是双馈风电变流器，不作具体限定，均在本发明实施例的保护范围之内。并且，该风电变流器110内电网侧变流器310和电机侧变流器320的拓扑可以是两电平拓扑，或者是多电平拓扑，由技术人员视具体情况而定。

值得说明的是，参见图4a和图4b，该风储联合风电变流器在图1所示的基础上，还包括：控制器410(也如图4b中所示的风机主控)。

实际应用中，由于变流器是风电机组进行电能转换和功率输出的关键单元，所以当风机的惯量响应及一次调频等控制由该风储联合风电变流器主导控制时，该风储联合风电变流器将通过控制器410自行进行电网状态参数检测，比如电网频率及其变化率的检测，然后依据当前机组功率数据，调度调节储能功率参与频率控制。

如图4b所示，该风储联合风电变流器并网运行接受并执行该风机主控的功率指令，当其直流侧设置的储能单元释放或吸收功率时，由于储能功率P2的存在，会改变该风储联合风电变流器的并网功率，造成风机主控下发的功率指令(也即发电机受控输出的风机功率)P1与机组实际并网功率P出现偏差，当偏差及其持续时间超出相应阈值时则会触发风机主控的功率不匹配故障。因此当储能单元执行风机主控的控制命令时，还需与风机主控进行状态交互，即将储能状态实时上传至风机主控。

也即，如图4a所示，该控制器410分别与储能单元120和风电变流器110通信连接，用于控制储能单元120和风电变流器110动作，以使风电变流器110的直流电压保持稳定，或者，实现电力辅助服务控制目标。结合图2和图3，具体的：该控制器410主要用于控制储能单元120内直流变换器220，以及，风电变流器110内电网侧变流器310和电机侧变流器320动作，进而实现对风电变流器110的稳定性控制或者实现电力辅助服务控制目标。实际应用时，该控制器410可以是风电变流器110内的一个控制器，或者是独立设置的控制器，只要能够实现对储能单元120和风电变流器110的控制即可。

本实施例提供的风储联合风电变流器，将储能单元设置于风电变流器的直流侧，即以储能单元代替现有技术中的Chopper装置，能够通过储能单元的充放电功能，实现对于风电变流器直流侧电压的双向调节，进而使得风电变流器直流侧电压保持稳定，提高了风电变流器的稳定性。另外，通过该储能单元还能协同风电机组使得风储联合风电变流器具备实现电力辅助服务控制目标的功能，例如，一次调频、能量搬移以及功率平滑等。

本发明另一实施例还提供了一种风储联合风电变流器的控制方法，该控制方法应用于上述实施例提供的风储联合风电变流器，主要通过其控制器来实现；该风储联合风电变流器的结构及原理，参见上述实施例即可，此处不再一一赘述。

该控制方法的流程图如图5所示，包括以下步骤：

S101、接收上层风电场能量管理系统下发的指令，确定风储联合风电变流器当前的运行模式是直流电压调节模式或者辅助服务控制模式。

实际应用时，在风储联合风电变流器并网运行后，在无确定指令的情况下，可以默认储能单元运行于直流电压调节模式，当接收到上层风电场能量管理系统下发的指令之后，再进行是否需要进行模式切换的判断，以实现运行后系统快速响应。

其中，直流电压调节模式以保持风电变流器直流侧电压的稳定为控制目标，而辅助服务控制模式则以控制储能单元协同风电机组参与功率调度进而提供电力辅助服务为目标，并且，在实际运行中，辅助服务控制模式的优先级高于直流电压调节模式。确定风储联合风电变流器当前的运行模式后，执行步骤S102。

S102、根据相应运行模式下风储联合风电变流器的参考参数，确定风储联合风电变流器中储能单元的工作状态，使得风储联合风电变流器内风电变流器的直流电压保持稳定，或者，实现电力辅助服务控制目标。

需要说明的是，若风储联合风电变流器运行于直流电压调节模式，则确定储能单元工作状态的参考参数包括：表征储能单元当前电量的荷电状态，以下用SOC表示，以及，风电变流器的直流侧电压变化率，可用du/dt表示。

具体的，风储联合风电变流器运行于直流电压调节模式时，储能单元的工作状态可分为第一子模式和第二子模式，则风储联合风电变流器运行于直流电压调节模式，也即储能单元在第一子模式和第二子模式之间切换运行，其过程流程图如图6所示，包括：

S201、判断表征储能单元当前电量的荷电状态是否处于第一预设范围之内。

其中，第一预设范围为：大于等于第一荷电状态(SOC1)且小于等于第二荷电状态(SOC2)的范围，即[SOC1，SOC2]，该第一荷电状态SOC1和第二荷电状态SOC2的大小不作具体限定，只要满足0<第一荷电状态SOC1<第二荷电状态SOC2<1即可。若判断结果为是，则执行步骤S202，反之，则执行步骤S203。

S202、控制储能单元运行于第一子模式，实现对风电变流器直流侧电压过压和欠压的双向保护。

在判定表征储能单元当前电量的荷电状态SOC处于第一预设范围[SOC1，SOC2]内之后，实时判断风电变流器的直流侧电压变化率du/dt是否超限，例如，若风电变流器的直流侧电压变化率du/dt大于第一设定值，则控制储能单元充电，抑制风电变流器直流侧电压的抬升，而当电变流器的直流侧电压变化率du/dt小于第二设定值时，控制储能单元放电，抑制风电变流器直流侧电压的跌落；即通过以上控制储能单元充电、放电的过程，实现对风电变流器直流侧电压过压和欠压的双向保护。其中，该第一设定值可以为大于零任意值，而第二设定值可以是小于零的任意值，此处不作限定。

S203、控制储能单元运行于第二子模式，促进储能单元荷电状态的恢复。

若判定表征储能单元当前电量的荷电状态SOC处于第一预设范围[SOC1，SOC2]之外，说明此时储能单元出现能量偏置，比如接近电量充满，或者接近电量放开，则控制储能单元运行于第二子模式，即控制储能单元实时进行能量的补充和释放，促进所述储能单元荷电状态的恢复，能够实现暂态冲击能量收集存储。

而若风储联合风电变流器运行于辅助服务控制模式，则参考参数包括：风电变流器的频率参数以及表征储能单元当前电量的荷电状态SOC。

此时，该风储联合风电变流器内储能单元的工作状态分为频率控制子模式和能量控制子模式，需要说明的是，频率控制子模式的优先级高于能量控制子模式，并且，当储能单元运行于频率控制子模式时，由于风电变流器的直流侧电压会产生波动，此时风储联合风电变流器不响应上述直流电压调节模式，而能量控制子模式的优先级高于上述第二子模式。

若根据风电变流器的频率参数，确定储能单元运行于频率控制子模式，具体为执行以下两种过程的至少一种，以实现储能单元参与风电机组的惯量响应、一次调频服务的目标。

第一种，判断风电变流器的频率变化率的绝对值是否大于频率变化率死区值；若判断结果为是，则控制储能单元进行有功功率调节，补偿惯性调节所需的能量。

第二种，判断风电变流器的频率的绝对值是否大于频率死区值；若判断结果为是，则控制储能单元根据频率偏差调节有功功率输出，参与电网一次调频。

若根据风电变流器的功率参数，确定储能单元运行于能量控制子模式，具体过程为：判断表征储能单元当前电量的荷电状态SOC是否处于第二预设范围之内，若判断结果为是，则控制储能单元运行于能量控制子模式，实现有功的变化率控制和能量搬移控制。其中，第二预设范围为：大于等于第三荷电状态SOC3且小于等于第四荷电状态SOC4的范围；并且，第一荷电状态SOC1<第三荷电状态SOC3<第四荷电状态SOC4<第二荷电状态SOC2。

值得说明的是，实现有功的变化率控制，即当前的功率变化率的绝对值大于设定值时，例如，|dP/dt|>X时，其中，X>0，通过储能单元实施功率平滑。也即，当dP/dt>X时，储能单元从风电变流器直流侧吸收电能，而dP/dt<-X时，储能单元向风电变流器直流侧释放电能。而实现能量搬移即风电变流器内单机变流器接受调度，利用储能单元协同风电机组参与计划出力和能量搬移。

上述提出的储能SOC的范围划分为储能单元能量管理的一种优化方案，在风储联合风电变流器控制方法中，SOC的划分使得储能单元能够实时提供风储联合风电变流器直流母线侧的控制和保护，参与机组的惯量响应和一次调频、能量搬移和功率平滑。其他以储能单元的SOC优化方式为约束条件的以变流器直流电压为控制目标的方法都在本申请的保护范围内。

本实施例提供的风储联合风电变流器的控制方法，首先通过上层风电场能量管理系统下发的指令，确定风储联合风电变流器当前的运行模式是直流电压调节模式或者辅助服务控制模式，进而由相应运行模式下风储联合风电变流器的参考参数，确定风储联合风电变流器中储能单元的工作状态。由于不同模式下的风储联合风电变流器内储能单元的工作状态各有不同，因此能够使得风储联合风电变流器内风电变流器的直流电压保持稳定，或者实现电力辅助服务控制目标。也即，相对于现有技术而言，本实施例的风储联合风电变流器的控制方法，使用储能单元替代风电变流器直流侧Chopper组件，通过储能模块对直流侧能量的管理，实现风电变流器直流电压的控制和保护；相比较于直流侧Chopper组件，储能单元能够实现直流侧电压过压和欠压的双向调节和保护，同时实现暂态冲击能量收集存储；而且，该风储联合风电变流器不仅能够实现传统的风电机组电能的并网输送，同时又具有参与实现电力辅助服务控制目标的功能；采用基于储能系统能量管理的风电变流器控制方法，储能模块能够参与机组惯量响应与一次调频、能量搬移和功率平滑等辅助服务。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统或系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述得比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的系统及系统实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。

专业人员还可以进一步意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。

对所公开的实施例的上述说明，本说明书中各实施例中记载的特征可以相互替换或者组合，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (19)

1.一种风储联合风电变流器，其特征在于，包括：风电变流器以及储能单元；其中：

所述风电变流器中存在直流能量转换环节；

所述储能单元设置于所述风电变流器的直流侧；

所述储能单元与所述风电变流器通信连接。

2.根据权利要求1所述的风储联合风电变流器，其特征在于，所述储能单元，包括：储能模块和直流变换器；其中：

所述储能模块的电能端口与所述直流变换器的一侧相连；

所述直流变换器的另一侧作为所述储能单元的电能接口；

所述直流变换器与所述风电变流器通信连接。

3.根据权利要求1所述的风储联合风电变流器，其特征在于，所述风电变流器为：全功率风电变流器或者双馈风电变流器。

4.根据权利要求3所述的风储联合风电变流器，其特征在于，所述风电变流器，包括：电网侧变流器、电机侧变流器、直流母线及其正负极之间的电容；其中：

所述电网侧变流器的交流侧作为所述风电变流器的网侧；

所述电网侧变流器的直流侧与所述电机侧变流器的直流侧，均与所述直流母线相连；所述直流母线作为所述风电变流器的直流侧；

所述电机侧变流器的交流侧作为所述风电变流器的电机侧。

5.根据权利要求4所述的风储联合风电变流器，其特征在于，所述电网侧变流器和所述电机侧变流器的拓扑为：两电平拓扑或者多电平拓扑。

6.根据权利要求1-5任一项所述的风储联合风电变流器，其特征在于，所述风储联合风电变流器，还包括：控制器；其中：

所述控制器分别与所述储能单元和所述风电变流器通信连接，用于控制所述储能单元和所述风电变流器动作。

7.根据权利要求6所述的风储联合风电变流器，其特征在于，所述控制器为：独立设置的控制器，或者，所述风电变流器内的一个控制器。

8.一种风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，应用于如权利要求1-7任一项所述风储联合风电变流器，该控制方法包括：

接收上层风电场能量管理系统下发的指令，确定所述风储联合风电变流器当前的运行模式是直流电压调节模式或者辅助服务控制模式；其中，所述辅助服务控制模式的优先级高于所述直流电压调节模式；

根据相应运行模式下所述风储联合风电变流器的参考参数，确定所述风储联合风电变流器中储能单元的工作状态，使得所述风储联合风电变流器内风电变流器的直流电压保持稳定，或者，实现电力辅助服务控制目标。

9.根据权利要求8所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述直流电压调节模式下，所述参考参数包括：表征所述储能单元当前电量的荷电状态，以及，所述风电变流器的直流侧电压变化率。

10.根据权利要求9所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述根据相应运行模式下所述风储联合风电变流器的参考参数，确定所述风储联合风电变流器中储能单元的工作状态，包括：

判断所述表征所述储能单元当前电量的荷电状态是否处于第一预设范围之内；

若判断结果为是，则控制所述储能单元运行于第一子模式，实现对所述风电变流器直流侧电压过压和欠压的双向保护；

若判断结果为否，则控制所述储能单元运行于第二子模式，促进所述储能单元荷电状态的恢复。

11.根据权利要求10所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述控制所述储能单元运行于第一子模式，实现对所述风电变流器直流侧电压过压和欠压的双向保护，包括：

判断所述风电变流器的直流侧电压变化率是否超限；

若所述直流侧电压变化率大于第一设定值，则控制所述储能单元充电，抑制所述风电变流器直流侧电压的抬升；

若所述直流侧母线电压变化率小于第二设定值，则控制所述储能单元放电，抑制所述风电变流器直流侧电压的跌落；其中，所述第一设定值大于零，所述第二设定值小于零。

12.根据权利要求10所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述控制所述储能单元运行于第二子模式，促进所述储能单元荷电状态的恢复，包括：

控制所述储能单元实时进行能量的补充和释放，促进所述储能单元荷电状态的恢复。

13.根据权利要求10所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述第一预设范围为：大于等于第一荷电状态且小于等于第二荷电状态的范围；其中，0<第一荷电状态<第二荷电状态<1。

14.根据权利要求8所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述辅助服务控制模式下，所述参考参数包括：所述风电变流器的频率参数以及表征所述储能单元当前电量的荷电状态。

15.根据权利要求14所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述根据相应运行模式下所述风储联合风电变流器的参考参数，确定所述风储联合风电变流器中储能单元的工作状态，包括：

根据所述风电变流器的频率参数以及表征所述储能单元当前电量的荷电状态，确定所述储能单元运行于频率控制子模式或者能量控制子模式；其中，所述频率控制子模式的优先级高于所述能量控制子模式，所述能量控制子模式的优先级高于所述第二子模式。

16.根据权利要求15所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述根据所述风电变流器的频率参数，确定所述储能单元运行于频率控制子模式，包括：

判断所述风电变流器的频率变化率的绝对值是否大于频率变化率死区值；若判断结果为是，则控制所述储能单元进行有功功率调节，补偿惯性调节所需的能量；

和/或，

判断所述风电变流器的频率的绝对值是否大于频率死区值；若判断结果为是，则控制所述储能单元根据频率偏差调节有功功率输出，参与电网一次调频。

17.根据权利要求15所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述根据所述风电变流器的功率参数，确定所述储能单元运行于能量控制子模式，包括：

判断表征所述储能单元当前电量的荷电状态是否处于第二预设范围之内；

若判断结果为是，则控制储能单元运行于所述能量控制子模式，实现有功的变化率控制和能量搬移控制。

18.根据权利要求17所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，所述第二预设范围为：大于等于第三荷电状态且小于等于第四荷电状态的范围；其中，第一荷电状态<第三荷电状态<第四荷电状态<第二荷电状态。

19.根据权利要求8-17任一项所述的风储联合风电变流器的控制方法，其特征在于，在所述接收上层风电场能量管理系统下发的指令，确定所述风储联合风电变流器当前的运行模式是直流电压调节模式或者辅助服务控制模式之前，还包括：

在所述风储联合风电变流器并网运行后，默认所述储能单元运行于直流电压调节模式。

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