CN114498747A - 基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法。以双馈风电机组为研究对象，基于储能设备（Energy storage device，ES）及风电机组转子惯量响应，并计及直流侧储能单元的能量管理策略，提出一种风电机组电压故障穿越协调控制策略。本发明的有益效果是：利用风电机组转子惯量响应配合储能功率响应，减少了故障期间储能装置所需补偿功率与容量，同时保证了故障期间风电机组并网电压维持在正常水平，从而提高了风电机组电压故障穿越能力。

Description

基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法

技术领域

本发明属于电力系统中风力发电并网技术领域，具体涉及一种基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法。

背景技术

随着新能源的快速发展，接入电网的风电场规模不断增大、装机比例不断提高。一旦风电场因电网电压波动脱网，将对电网安全运行造成更大冲击。在电网故障时维持风机不脱网，是保障电网安全稳定运行的重要课题。一些风电技术发展先进的国家已经制定了相应的风电运行准则，其中最重要的是低电压穿越能力，即要求风电机组在电网电压跌落时仍能够保持并网运行，并持续的向电网输送功率。

风机正常工作时，风能被风轮捕获转变为电能，并经由风电机的定子和转子馈入电网。当电网电压出现跌落时，风力发电系统输出到电网的功率立即减少，而风叶输入的机械功率无法立刻降低，将造成风机内部功率不平衡，并进一步导致发电机和变流器的电压、电流越限。双馈风机一般通过配置撬棒保护疏导故障时的不平衡功率。但撬棒保护存在一系列缺点，一是撬棒保护启动后，将失去对风机转子转速及无功的控制；二是连续多次故障时撬棒保护可能因散热电阻过热而失效；三是风机不平衡功率将被消耗为热能而不能得到利用。

发明内容

本发明的目的在于提供一种基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法，采用风电机组-储能装置协调控制策略，利用储能响应配合风机转子惯量响应，补偿故障期间风机不平衡功率，可以克服撬棒保护存在的缺点，提高风电机组电压故障穿越能力，同时减少对储能功率容量的需求。

为实现上述目的，本发明的技术方案是：一种基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法，在电网电压发生故障期间，启动风电机组与储能装置之间的协调控制，实现风电机组与电网之间的功率平衡，并由储能装置对双馈风电机组端口电压进行补偿；所述储能装置包括直流侧储能单元、并网逆变器单元、LC滤波器；所述直流侧储能单元采用超级电容器进行储能，用于故障期间的能量补偿；所述并网逆变器单元采用三个单相变换器结构，该结构有利于在不对称故障时进行零序分量的补偿；所述LC滤波器以串联变压器的方式接入电网，并对双馈风电机组端口电压进行电压补偿；所述风电机组为双馈风电机组，包括风轮、齿轮箱、感应电机、转子侧变换器RSC、网侧变换器GSC以及相应的控制系统。

在本发明一实施例中，该方法具体包括如下步骤：

S1、检测风电机组并网点电压，判断电网是否发生故障；并网点电压正常情况下，风电机组的转子侧变换器RSC用于实现风电机组的最大功率跟踪功能和转子侧输出有功无功的解耦控制，网侧变换器GSC用于实现对直流侧电压的稳定控制及网侧有功无功的解耦控制，储能装置不动作；电网故障导致电压突变时，启动风电机组-储能装置协调控制策略，将风电机组捕获的风能部分转化为转子旋转动能进而减少风电机组端口输出的有功功率，从而减少储能装置所需功率和容量；

S2、根据电压故障穿越类型，启动风电机组-储能装置协调控制策略：

电网发生故障导致电压过高时，风电机组输入功率小于输出至电网的功率；为实现风电机组功率平衡，采用以下协调控制策略：1)通过储能装置补偿风电机组机端电压V_s；2)通过储能放电，补偿一部分不平衡功率，计为P_ES；3)通过转子控制降低转子转速，补偿另一部分不平衡功率，记为P_t；

电网发生故障导致电压跌落时，风电机组输入功率大于输出至电网的功率；为实现风电机组功率平衡，采用以下协调控制策略：1)通过储能装置补偿风电机组机端电压V_s；2)通过储能充电，吸收一部分不平衡功率，计为P_ES；3)通过转子控制提升转子转速，补偿另一部分不平衡功率，记为P_t；

上述两种情况，储能与风电机组转子吸收不平衡功率的比例记为P_ES：P_t＝1：k；

S3、根据风电机组转子最大转速约束，计算所述步骤S2中的比例系数k，并得到故障期间储能响应功率及风电机组中转子侧变换器RSC有功功率参考值；

通过上述控制策略，最大限度地减少电网故障对DFIG风电机组的影响，使得风电机组能顺利实现高/低电压故障穿越。

在本发明一实施例中，步骤S2中，P_ES具体计算过程如下：

电网故障发生后，假设风电机组输入机械功率不变，记为P_m；P_grid为输出至电网的有功功率，P_ES为储能吸收/释放的有功功率，P_t为转子惯量调节吸收/释放的有功功率，P_gen为风电机组机端输出功率；则故障过程中，风电机组输出功率平衡表达为：

P_m＝P_t+P_ES+P_grid

根据储能型动态电压调节器特性，设故障后风电机组并网点电压正序分量标幺值为

则储能功率如下式，其中P_gen为风电机组机端输出功率；

若故障期间风电机组输出功率保持不变时，风电机组输出功率和电网吸收之间的不平衡功率完全由储能装置吸收，所需储能装置功率和容量较大，导致储能成本过高；考虑风电机组转子及叶片具有较大惯性，在电网电压故障时，可利用风电机组的转动惯量吸收/释放部分不平衡功率，以减少储能需求；故障过程中，转子角速度变化可表示为：

其中，P_m为当前风速下风电机组可捕获的最大风能；J为转动惯量；ω为转子旋转角速度；令P_t为风电机组的转子惯性调节功率；

故障期间，储能响应及转子惯量响应疏导的不平衡功率比例为k，即：

联立式(1)-(4)，可得故障穿越期间，储能功率、风电机组转子吸收功率分别为：

上述P_ESk、P_tk为故障穿越期间，储能响应功率与风电机组转子惯量响应功率的控制参考值；

由上式得到的功率反馈至风电机组，便可以得到故障期间风电机组输出的有功功率参考值如下式，其中“1”表示风电机组额定功率的标幺值；

通过比例协调控制策略和直流侧储能单元能量管理策略确定故障期间风电机组输出功率后，忽略损耗，即可以得到故障期间定子侧输出有功功率参考值P_s ^*为：

其中，s为风电机组转差；

在电网电压故障期间，将定子侧输出功率参考值P_s ^*反馈至风电机组的网侧变换器RSC，实现风电机组-储能装置协调控制；而当电网电压恢复正常时则切换至网侧变换器RSC侧原有的最大功率跟踪控制策略。

在本发明一实施例中，步骤S3中储能装置功率分配系数k以及储能装置最大功率需求通过以下方式确定：

根据下式

可得：

其中，P_m为当前风速下风电机组可捕获的最大风能；J为转动惯量；ω为转子旋转角速度；

电网电压发生最严重故障，即电网电压三相对称跌落为零时，电网可吸收的功率降为零，此时储能装置吸收的功率最大；此时有：

P_ES＝P_gen

根据风电机组转子的极限转速ω_m，运行初始转速ω₀，惯性时间常数

以风电机组转子转速不超过ω_m为约束条件，有：

其中，S为额定视在功率，t为零电压穿越时间，则风电机组转子最大调节功率

上述条件下，储能装置最大功率需求为：

储能及风电机组转子吸收的不平衡功率的比例k由风电机组转子最大调节功率P_tmax与储能装置并网逆变器单元的最大功率P_ESmax确定：

若单纯采用储能补偿不平衡功率，储能最大功率需求为P_m，采用本策略后，直流侧储能单元的最大功率需求减少了k/(1+k)％。

在本发明一实施例中，所述直流侧储能单元能量管理策略具体如下：故障过程中储能功率参考值P_ESk根据储能荷电状态进一步调整，调整系数记为k_psc，即储能实际调节功率为P'_ESk＝k_pscP_ESk；设储能最大容量为E_{SC_max}，高、低充电状态限额分别为E_{SC_up}和E_{SC_down}；当储能荷电状态E_{SC_down}≤E_SC≤E_{SC_up}时，不对直流侧储能单元进行功率限幅，调整系数k_psc＝1；当E_SC＞E_{SC_up}时，由于直流侧储能单元容量的限制，对直流侧储能单元充电功率进行限幅，即逐渐减小k_psc，直到储能荷电状态达到最大容量E_{SC_max}时k_psc减小到0；当E_SC＜E_{SC_down}时，对直流侧储能单元放电功率进行限幅，直到储能荷电状态达到最低容量E_{SC_min}时k_psc减小到0；

若故障期间，直流侧储能单元已充电至最大容量E_{SC_max}或放电至最低容量E_{SC_min}，则储能不能进一步充电或放电；此时，可首先增加风电机组的最大惯性调节功率P_tmax，但不能超于1p.u，风电机组输出的有功功率参考值由直流侧储能单元的能量管理确定；若增大P_tmax或风电机组转子转速达到上/下限后仍存在不平衡功率，则需要启动风电机组的撬棒保护。

相较于现有技术，本发明具有以下有益效果：本发明能够制定满足风电机组电压故障穿越的协调控制策略方法，减少了储能型储能装置故障期间所需功率与容量，实现了风电机组在并网发生电压故障时能够正常运行，从而提高了风电机组电压故障穿越的能力。

附图说明

图1是本发明应用例中基于储能的风电机组并网结构示意图；

图2(a)是本发明应用例中基于储能的风机电压故障穿越协调控制策略总体流程图；(b)是协调控制策略示意图；

图3是本发明应用例中储能单元能量管理示意图；

图4是本发明应用例中电网电压三相对称跌落仿真结果图；

图5是本发明应用例中电网电压三相不对称跌落仿真结果图；

图6是本发明应用例中电网电压高电压穿越仿真结果图。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明的技术方案进行具体说明。

本发明一种基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法，在电网电压发生故障期间，启动风电机组与储能装置之间的协调控制，实现风电机组与电网之间的功率平衡，并由储能装置对双馈风电机组端口电压进行补偿；所述储能装置包括直流侧储能单元、并网逆变器单元、LC滤波器；所述直流侧储能单元采用超级电容器进行储能，用于故障期间的能量补偿；所述并网逆变器单元采用三个单相变换器结构，该结构有利于在不对称故障时进行零序分量的补偿；所述LC滤波器以串联变压器的方式接入电网，并对双馈风电机组端口电压进行电压补偿；所述风电机组为双馈风电机组，包括风轮、齿轮箱、感应电机、转子侧变换器RSC、网侧变换器GSC以及相应的控制系统。

以下为本发明具体实现过程。

如图1所示，在本发明的一个较佳实施例中，提供了一种基于储能的风机电压故障穿越协调控制技术，在电网电压发生故障期间，启动风机与储能装置之间的协调控制，实现风机与电网之间的功率平衡，并由储能装置对双馈风机端口电压进行补偿。所述储能装置具体包含直流侧储能单元、并网逆变器单元、LC滤波器。所述储能单元采用超级电容器进行储能，用于故障期间的能量补偿；所述并网逆变器单元采用三个单相变换器结构，该结构有利于在不对称故障时进行零序分量的补偿；所述LC滤波器以串联变压器的方式接入电网，并对风机机端电压进行电压补偿。所述风电机组为双馈风电机组，具体包含风轮、齿轮箱、感应电机、转子侧变换器(Rotorsideconverter,RSC)、网侧变换器(Gridsideconverter,GSC)以及相应的控制系统。

结合附图2(a)、2(b)所示本发明协调控制策略整体流程图，对本发明做进一步阐述和说明。

首先，检测当前电网电压，判断电网是否发生故障。电网电压正常情况下，风机机组的转子侧变换器用于实现风力机的最大功率跟踪功能和转子侧输出有功无功的解耦控制，网侧变换器用于实现对直流侧电压的稳定控制及网侧有功无功的解耦控制，储能装置不动作。电网故障导致电压突变时，启动风机机组-储能装置协调控制策略，将风力机捕获的风能部分转化为转子旋转动能进而减少风机端口输出的有功功率，从而减少了储能装置所需功率和容量；

其次，根据电压故障穿越类型，启动风机机组-储能装置协调控制策略。

电网发生故障导致电压过高时，风机输入功率小于输出至电网的功率。为实现风机功率平衡，采用以下协调控制策略：1)通过储能装置补偿风机机端电压V_s；2)通过储能放电，补偿一部分不平衡功率，计为P_ES；3)通过转子控制降低转子转速，补偿另一部分不平衡功率，记为P_t。

电网发生故障导致电压跌落时，风机输入功率大于输出至电网的功率。为实现风机功率平衡，采用以下协调控制策略：1)通过储能装置补偿风机机端电压V_s；2)通过储能充电，吸收一部分不平衡功率，计为P_ES；3)通过转子控制提升转子转速，补偿另一部分不平衡功率，记为P_t。

上述两种情况，储能与风机转子吸收的不平衡功率的比例记为P_ES：P_t＝1：k。

最后，计算储能装置吸收/释放功率，给出故障期间风机RSC中有功功率参考值，减少风机端口输出的有功功率，从而减少储能装置所需功率和容量。

通过上述控制流程步骤，最大限度地减少了电网故障对DFIG风电机组的影响，使得风电机组能顺利完成电压故障穿越。

进一步的，储能吸收/释放功率P_ES采用以下具体计算过程：

电网故障发生后，假设风机输入机械功率不变，记为P_m。P_grid输出至电网的有功功率，P_ES为储能吸收/释放的有功功率，P_t为转子惯量调节吸收/释放的有功功率，P_gen为风机机端输出功率。则故障过程中，风机输出功率平衡表达为：

P_m＝P_t+P_ES+P_grid

根据储能型动态电压调节器特性，设故障后风机并网点电压正序分量标幺值为

则储能功率如下式，其中P_gen为风机机端输出功率。

若故障期间风机机组输出功率保持不变时，风机机组输出功率和电网吸收之间的不平衡功率完全由储能装置吸收，所需储能装置功率和容量较大，导致储能成本过高。考虑风机转子及叶片具有较大惯性，在电网电压故障时，可利用风机的转动惯量吸收/释放部分不平衡功率，以减少储能需求。故障过程中，转子角速度变化可表示为：

其中，P_m为当前风速下风力机可捕获的最大风能；J为转动惯量；ω为转子旋转角速度；令P_t为风电机组的转子惯性调节功率。

故障期间，储能响应及转子惯量响应疏导的不平衡功率比例为k，即：

联立式(1)-(4)，可得故障穿越期间，储能功率、风机转子吸收功率分别为：

上述P_ESk、P_tk为故障穿越期间，储能响应功率与风机转子惯量响应功率的控制参考值。

由公式(5)得到的功率反馈至风电机组，便可以得到故障期间风电机组输出的有功功率参考值如下式。其中“1”表示风机额定功率的标幺值。

通过比例协调控制策略和储能单元能量管理策略确定故障期间风电机组输出功率后，忽略损耗，即可以得到故障期间定子侧输出有功功率参考值P_s ^*为：

其中，s为风机转差。

在电网电压故障期间，将定子侧输出功率参考值P_s ^*反馈至风机机组的RSC，实现风电机组-储能装置协调控制；而当电网电压恢复正常时则切换至RSC侧原有的最大功率跟踪控制策略。

进一步的，储能装置功率分配系数k以及储能装置最大功率需求通过以下方式确定：

根据

可得：

其中，P_m为当前风速下风力机可捕获的最大风能；J为转动惯量；ω为转子旋转角速度。

电网电压发生最严重故障，即电网电压三相对称跌落为零时，电网可吸收的功率降为零，此时储能装置吸收的功率最大。此时有：

P_ES＝P_gen

根据风机转子的极限转速ω_m，运行初始转速ω₀，惯性时间常数

以风机转子转速不超过ω_m为约束条件，有：

其中，S为额定视在功率，t为零电压穿越时间。则风机转子最大调节功率

上述条件下，储能装置最大功率需求为：

储能及风机转子吸收的不平衡功率的比例k由风机转子最大调节功率P_tmax与储能装置并网逆变器单元的最大功率P_ESmax确定：

若单纯采用储能补偿不平衡功率，储能最大功率需求等于P_m。采用本策略后，储能单元的最大功率需求减少了k/(1+k)％。

进一步的，储能单元能量管理策略具体如下：故障过程中储能功率参考值P_ESk根据储能荷电状态进一步调整，调整系数记为k_psc，即储能实际调节功率为P'_ESk＝k_pscP_ESk。设储能最大容量为E_{SC_max}，高、低充电状态限额分别为E_{SC_up}和E_{SC_down}。当储能荷电状态E_{SC_down}≤E_SC≤E_{SC_up}时，不对储能单元进行功率限幅，调整系数k_psc＝1，。当E_SC＞E_{SC_up}时，由于储能单元容量的限制，对储能单元充电功率进行限幅，即逐渐减小k_psc，直到储能荷电状态达到最大容量E_{SC_max}时k_psc减小到0。当E_SC＜E_{SC_down}时，对储能单元放电功率进行限幅，直到储能荷电状态达到最低容量E_{SC_min}时k_psc减小到0。

若故障期间，储能单元已充电至最大容量E_{SC_max}或放电至最低容量E_{SC_min}，则储能不能进一步充电或放电。此时，可首先增加风电机组的最大惯性调节功率P_tmax(但不能超于1p.u)，风电机组输出的有功功率参考值由储能单元的能量管理确定。若增大P_tmax或风机转子转速达到上/下限后仍存在不平衡功率，则需要启动风电机组的撬棒保护。

为验证本发明的有效性，后续应用例中采用双馈风机相关数据实现了上述方法，具体步骤不再赘述，主要给出其技术效果和实现细节。

应用例

本案例中使用MATLAB/Simulink软件平台搭建了本发明所述系统，并针对案例数据展示实施效果。

运行环境：

IntelCorei3-10105CPU3.70GHz，16GB内存，MicrosoftWindows10X64

MATLAB2020b

实施结果：

图3反映了按照国家电网公司低电压穿越标准进行仿真。在1s时故障开始，电网电压跌落至0.2pu，持续625ms，然后开始恢复，在4s时电网电压恢复至0.9pu。故障期间储能装置对并网点电压进行完全补偿，使风机机端电压始终维持在正常水平，故障期间风电机组输出有功功率和电网吸收的有功功率之间的不平衡功率由储能装置吸收，无功功率始终为0。3.2s时电网电压恢复至0.7pu，此时双馈风机机组恢复至电网电压正常情况下的最大功率跟踪控制，转速、桨距角等也开始恢复。转子电流的变化规律和双馈风机机组输出有功功率的变化相似。通过仿真波形可以看出，电网电压发生三相对称跌落期间，通过储能装置的协调补偿控制，双馈风机机组几乎不受故障的影响。

图4反映了a相电压按照国家电网公司低电压穿越标准变化时的仿真波形图。由于故障水平较轻，风电机组仍然按照电网电压正常时进行最大功率跟踪控制，以尽可能多的向电网输送有功功率，双馈风机机端输出和电网吸收之间的不平衡功率由储能装置吸收。直流电压、转速、转子电流、桨距角也都维持在电网电压正常情况下的数值。风电机组没有受到单相故障的任何影响。

图5反映了对风电机组电压上升至1.3pu，持续200ms的仿真结果。在0.3s时电网电压升高至1.3pu，持续时间为200ms。与单相电压跌落故障类似，风电机组仍按最大功率跟踪输出有功功率，此时储能装置发出的功率为0.3pu，以满足两侧的功率平衡。风电机组同样不受电压抬升故障的任何影响。

图6为应用例中电网电压高电压穿越仿真结果图。

根据本案例结果可以看出，电网电压故障期间，风电机组和电网之间的不平衡功率由储能装置吸收。同时考虑到风电机组本身控制和储能装置之间的协调控制策略，一方面减少了所需储能装置的功率和容量；另一方面在储能装置对机端电压进行完全补偿的情况下，最大限度的减少了电网故障对风电机组的影响。

应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。相反，本发明涵盖任何由权利要求定义的在本发明的范围上做的替代、等效方法以及方案。进一步，为了使公众对本发明有更好的了解，在下文详尽描述了本发明一些特定的细节部分。对本领域技术人员来说没有这些细节部分的描述也可以完全理解本发明。

Claims (5)

1.一种基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法，其特征在于，在电网电压发生故障期间，启动风电机组与储能装置之间的协调控制，实现风电机组与电网之间的功率平衡，并由储能装置对双馈风电机组端口电压进行补偿；所述储能装置包括直流侧储能单元、并网逆变器单元、LC滤波器；所述直流侧储能单元采用超级电容器进行储能，用于故障期间的能量补偿；所述并网逆变器单元采用三个单相变换器结构，该结构有利于在不对称故障时进行零序分量的补偿；所述LC滤波器以串联变压器的方式接入电网，并对双馈风电机组端口电压进行电压补偿；所述风电机组为双馈风电机组，包括风轮、齿轮箱、感应电机、转子侧变换器RSC、网侧变换器GSC以及相应的控制系统。

2.根据权利要求1所述的基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法，其特征在于，该方法具体包括如下步骤：

S1、检测风电机组并网点电压，判断电网是否发生故障；并网点电压正常情况下，风电机组的转子侧变换器RSC用于实现风电机组的最大功率跟踪功能和转子侧输出有功无功的解耦控制，网侧变换器GSC用于实现对直流侧电压的稳定控制及网侧有功无功的解耦控制，储能装置不动作；电网故障导致电压突变时，启动风电机组-储能装置协调控制策略，将风电机组捕获的风能部分转化为转子旋转动能进而减少风电机组端口输出的有功功率，从而减少储能装置所需功率和容量；

S2、根据电压故障穿越类型，启动风电机组-储能装置协调控制策略：

电网发生故障导致电压过高时，风电机组输入功率小于输出至电网的功率；为实现风电机组功率平衡，采用以下协调控制策略：1)通过储能装置补偿风电机组机端电压V_s；2)通过储能放电，补偿一部分不平衡功率，计为P_ES；3)通过转子控制降低转子转速，补偿另一部分不平衡功率，记为P_t；

电网发生故障导致电压跌落时，风电机组输入功率大于输出至电网的功率；为实现风电机组功率平衡，采用以下协调控制策略：1)通过储能装置补偿风电机组机端电压V_s；2)通过储能充电，吸收一部分不平衡功率，计为P_ES；3)通过转子控制提升转子转速，补偿另一部分不平衡功率，记为P_t；

上述两种情况，储能与风电机组转子吸收不平衡功率的比例记为P_ES：P_t＝1：k；

S3、根据风电机组转子最大转速约束，计算所述步骤S2中的比例系数k，并得到故障期间储能响应功率及风电机组中转子侧变换器RSC有功功率参考值；

通过上述控制策略，最大限度地减少电网故障对DFIG风电机组的影响，使得风电机组能顺利实现高/低电压故障穿越。

3.根据权利要求2所述的基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法，其特征在于，步骤S2中，P_ES具体计算过程如下：

电网故障发生后，假设风电机组输入机械功率不变，记为P_m；P_grid为输出至电网的有功功率，P_ES为储能吸收/释放的有功功率，P_t为转子惯量调节吸收/释放的有功功率，P_gen为风电机组机端输出功率；则故障过程中，风电机组输出功率平衡表达为：

P_m＝P_t+P_ES+P_grid

根据储能型动态电压调节器特性，设故障后风电机组并网点电压正序分量标幺值为

则储能功率如下式，其中P_gen为风电机组机端输出功率；

若故障期间风电机组输出功率保持不变时，风电机组输出功率和电网吸收之间的不平衡功率完全由储能装置吸收，所需储能装置功率和容量较大，导致储能成本过高；考虑风电机组转子及叶片具有较大惯性，在电网电压故障时，可利用风电机组的转动惯量吸收/释放部分不平衡功率，以减少储能需求；故障过程中，转子角速度变化可表示为：

其中，P_m为当前风速下风电机组可捕获的最大风能；J为转动惯量；ω为转子旋转角速度；令P_t为风电机组的转子惯性调节功率；

故障期间，储能响应及转子惯量响应疏导的不平衡功率比例为k，即：

联立式(1)-(4)，可得故障穿越期间，储能功率、风电机组转子吸收功率分别为：

上述P_ESk、P_tk为故障穿越期间，储能响应功率与风电机组转子惯量响应功率的控制参考值；

由上式得到的功率反馈至风电机组，便可以得到故障期间风电机组输出的有功功率参考值如下式，其中“1”表示风电机组额定功率的标幺值；

通过比例协调控制策略和直流侧储能单元能量管理策略确定故障期间风电机组输出功率后，忽略损耗，即可以得到故障期间定子侧输出有功功率参考值

为：

其中，s为风电机组转差；

在电网电压故障期间，将定子侧输出功率参考值

反馈至风电机组的网侧变换器RSC，实现风电机组-储能装置协调控制；而当电网电压恢复正常时则切换至网侧变换器RSC侧原有的最大功率跟踪控制策略。

4.根据权利要求3所述的基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法，其特征在于，步骤S3中储能装置功率分配系数k以及储能装置最大功率需求通过以下方式确定：

根据下式

可得：

其中，P_m为当前风速下风电机组可捕获的最大风能；J为转动惯量；ω为转子旋转角速度；

电网电压发生最严重故障，即电网电压三相对称跌落为零时，电网可吸收的功率降为零，此时储能装置吸收的功率最大；此时有：

P_ES＝P_gen

根据风电机组转子的极限转速ω_m，运行初始转速ω₀，惯性时间常数

以风电机组转子转速不超过ω_m为约束条件，有：

其中，S为额定视在功率，t为零电压穿越时间，则风电机组转子最大调节功率

上述条件下，储能装置最大功率需求为：

储能及风电机组转子吸收的不平衡功率的比例k由风电机组转子最大调节功率P_tmax与储能装置并网逆变器单元的最大功率P_ESmax确定：

若单纯采用储能补偿不平衡功率，储能最大功率需求为P_m，采用本策略后，直流侧储能单元的最大功率需求减少了k/(1+k)％。

5.根据权利要求2所述的基于储能及风机惯量响应的风电机组故障穿越控制方法，其特征在于，所述直流侧储能单元能量管理策略具体如下：故障过程中储能功率参考值P_ESk根据储能荷电状态进一步调整，调整系数记为k_psc，即储能实际调节功率为P'_ESk＝k_pscP_ESk；设储能最大容量为E_{SC_max}，高、低充电状态限额分别为E_{SC_up}和E_{SC_down}；当储能荷电状态E_{SC_down}≤E_SC≤E_{SC_up}时，不对直流侧储能单元进行功率限幅，调整系数k_psc＝1；当E_SC＞E_{SC_up}时，由于直流侧储能单元容量的限制，对直流侧储能单元充电功率进行限幅，即逐渐减小k_psc，直到储能荷电状态达到最大容量E_{SC_max}时k_psc减小到0；当E_SC＜E_{SC_down}时，对直流侧储能单元放电功率进行限幅，直到储能荷电状态达到最低容量E_{SC_min}时k_psc减小到0；

若故障期间，直流侧储能单元已充电至最大容量E_{SC_max}或放电至最低容量E_{SC_min}，则储能不能进一步充电或放电；此时，可首先增加风电机组的最大惯性调节功率P_tmax，但不能超于1p.u，风电机组输出的有功功率参考值由直流侧储能单元的能量管理确定；若增大P_tmax或风电机组转子转速达到上/下限后仍存在不平衡功率，则需要启动风电机组的撬棒保护。

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