CN115276041B - 控制方法、装置、介质、控制器和风力发电机组 - Google Patents

Abstract

本公开提供一种控制方法、装置、介质、控制器和风力发电机组。电压源型风力发电机组的控制方法包括：获得风力发电机组的并网点电网电压的相位；根据并网点电网电压的相位确定风力发电机组的虚拟内电势的相位；获得风力发电机组的虚拟内电势的幅值；基于虚拟内电势的幅值和相位生成三相调制信号并且基于三相调制信号生成第一驱动信号；在并网点电网电压发生扰动的情况下，利用第一驱动信号控制风力发电机组的网侧变流器运行。

Description

控制方法、装置、介质、控制器和风力发电机组

技术领域

本公开总体说来涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及电压源型风力发电机组的控制方法、装置、介质、控制器和风力发电机组。

背景技术

通常，风电变流器采用随网型或电流源控制策略，然而，随着新能源发电在电力系统中的渗透率逐渐提高，电力系统呈现出电网强度减弱和惯量水平降低等特征，系统安全稳定风险增大，制约了新型电力系统的建设发展。为了提升风力发电技术对电力系统的支撑作用，构网型（电压源型）风力发电机组的发展与应用受到广泛关注。

构网型控制技术目前在并网储能/光伏系统中应用相对较多，由于风力发电设备涉及电气-机械耦合的特殊性，工程应用的技术路线和控制架构尚未明确。

对于全功率变流型的直驱/半直驱风力发电机组而言，现有的构网型技术方案大多采用网侧变流器控制直流母线电压恒定。

例如，公开号为CN105790297A的中国专利公开了通过减小直流母线电压控制环的带宽，并调节直流母线电压环阻尼比，使得直流母线电压不会太快地调节到其参考值，利用直流母线电压的快速响应来对电网表现惯性。

然而，但在目前的变流器直流电容的体量下，直流电压控制要求具备快速动态调节能力，而构网型控制技术要求内电势具备慢动态特性，因此，通过直流电压控制形成构网内电势的相位会产生矛盾，要么缺乏构网能力，要么直流电压容易失控触发保护。

发明内容

本公开的实施例提供一种电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置，实现了基于构网内电势的相位和幅值的动态控制。

根据本公开的第一方面，一种电压源型风力发电机组的控制方法包括：获得风力发电机组的并网点电网电压的相位；根据并网点电网电压的相位确定风力发电机组的虚拟内电势的相位；获得风力发电机组的虚拟内电势的幅值；基于虚拟内电势的幅值和相位生成三相调制信号并且基于三相调制信号生成第一驱动信号；在并网点电网电压发生扰动的情况下，利用第一驱动信号控制风力发电机组的网侧变流器运行。

可选地，控制方法还可包括：在并网点电网电压发生扰动的情况下，控制风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

可选地，根据并网点电网电压的相位确定风力发电机组的虚拟内电势的相位的步骤可包括：根据风力发电机组的虚拟内电势的相位、从主控制器接收的扭矩/功率指令值以及风力发电机组的有功功率测量值，确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

可选地，根据风力发电机组的虚拟内电势的相位、从主控制器接收的扭矩/功率指令值以及风力发电机组的有功功率测量值，确定风力发电机组的虚拟内电势的相位的步骤可包括：对从主控制器接收的扭矩/功率指令值以及风力发电机组的有功功率测量值之差执行PI调节，以获得角频率，计算角频率以并网点电网电压的相位作为初值的积分值，从而确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

可选地，获得风力发电机组的虚拟内电势的幅值的步骤可包括：对从主控制器接收的无功/电压指令值和风力发电机组的变流器的电压反馈值之差进行PI调节，以获得虚拟内电势的幅值。

可选地，控制风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定的步骤可包括：获得风力发电机组的发电机的机端电压的矢量相位；基于直流母线电压获得q轴电流值；基于机端电压获得d轴电流值；根据矢量相位、q轴电流值、d轴电流值确定调制信号并且基于调制信号生成第二驱动信号；利用第二驱动信号控制风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

可选地，基于直流母线电压获得q轴电流值的步骤可包括：对直流母线电压以及直流母线电压的参考值之差执行PI调节来获得q轴电流值；基于机端电压获得d轴电流值的步骤包括：对机端电压以及机端电压的参考值之差执行PI调节来获得d轴电流值。

可选地，根据矢量相位、q轴电流值、d轴电流值确定调制信号的步骤可包括：利用矢量相位、q轴电流值和d轴电流值执行PI调节，以获得调制信号。

根据本公开的第二方面，一种电压源型风力发电机组的控制装置包括：电网电压相位检测单元，获得风力发电机组的并网点电网电压的相位；同步单元，根据并网点电网电压的相位确定风力发电机组的虚拟内电势的相位；内电势幅值确定单元，获得风力发电机组的虚拟内电势的幅值；调制单元，基于虚拟内电势的幅值和相位生成三相调制信号并且基于三相调制信号生成第一驱动信号；网侧变流器控制单元，在并网点电网电压发生扰动的情况下，利用第一驱动信号控制风力发电机组的网侧变流器运行。

可选地，控制装置还可包括：机侧变流控制单元，在并网点电网电压发生扰动的情况下，控制风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

可选地，同步单元可被配置为：根据风力发电机组的虚拟内电势的相位、从主控制器接收的扭矩/功率指令值以及风力发电机组的有功功率测量值，确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

可选地，内电势幅值确定单元可被配置为：对无功/电压指令值和风力发电机组的变流器的电压反馈值之差进行PI调节，以获得虚拟内电势的幅值。

可选地，机侧变流控制单元可被配置为：获得风力发电机组的发电机的机端电压的矢量相位；基于直流母线电压获得q轴电流值；基于机端电压获得d轴电流值；根据矢量相位、q轴电流值、d轴电流值确定调制信号并且基于调制信号生成第二驱动信号；利用第二驱动信号控制风力发电机组的机侧变流器在并网点电网电压扰动下的运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

可选地，机侧变流控制单元被进一步配置为：利用矢量相位、q轴电流值和d轴电流值执行PI调节，以获得调制信号。

根据本公开的第三方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当计算机程序在被处理器执行时，实现如上所述的电压源型风力发电机组的控制方法。

根据本公开的第四方面，一种控制器包括：处理器；存储器，存储有计算机程序，当计算机程序被处理器执行时，实现根据如上所述的电压源型风力发电机组的控制方法。

根据本公开的第五方面，一种风力发电机组包括根据如上所述的电压源型风力发电机组的控制装置。

根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置能够使风力发电机组对电力系统的频率和电压扰动提供主动响应支撑。

附图说明

通过下面结合示出实施例的附图进行的描述，本公开的实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：

图1是示出电压源型风力发电机组的控制系统框图；

图2是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的流程图；

图3是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的流程图；

图4是示出根据本公开的实施例的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的流程图；

图5是示出根据本公开的实施例的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置的框图；

图6是示出根据本公开的实施例的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置的框图；

图7是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的惯量响应仿真波形。

具体实施方式

提供下面的具体实施方式以帮助读者获得对在此描述的方法、设备和/或系统的全面理解。然而，在理解本申请的公开之后，在此描述的方法、设备和/或系统的各种改变、修改和等同物将是清楚的。例如，在此描述的操作的顺序仅是示例，并且不限于在此阐述的那些顺序，而是除了必须以特定的顺序发生的操作之外，可如在理解本申请的公开之后将是清楚的那样被改变。此外，为了更加清楚和简明，本领域已知的特征的描述可被省略。

在此描述的特征可以以不同的形式来实现，而不应被解释为限于在此描述的示例。相反，已提供在此描述的示例，以仅示出实现在此描述的方法、设备和/或系统的许多可行方式中的一些可行方式，许多可行方式在理解本申请的公开之后将是清楚的。

如在此使用的，术语“和/或”包括相关联的所列项中的任何一个以及任何两个或更多个的任何组合。

尽管在此可使用诸如“第一”、“第二”和“第三”的术语来描述各种构件、组件、区域、层或部分，但是这些构件、组件、区域、层或部分不应被这些术语所限制。相反，这些术语仅用于将一个构件、组件、区域、层或部分与另一构件、组件、区域、层或部分进行区分。因此，在不脱离示例的教导的情况下，在此描述的示例中所称的第一构件、第一组件、第一区域、第一层或第一部分也可被称为第二构件、第二组件、第二区域、第二层或第二部分。

在此使用的术语仅用于描述各种示例，并不将用于限制公开。除非上下文另外清楚地指示，否则单数形式也意在包括复数形式。术语“包含”、“包括”和“具有”说明存在叙述的特征、数量、操作、构件、元件和/或它们的组合，但不排除存在或添加一个或多个其他特征、数量、操作、构件、元件和/或它们的组合。

除非另有定义，否则在此使用的所有术语（包括技术术语和科学术语）具有与由本公开所属领域的普通技术人员在理解本公开之后通常理解的含义相同的含义。除非在此明确地如此定义，否则术语（诸如，在通用词典中定义的术语）应被解释为具有与它们在相关领域的上下文和本公开中的含义一致的含义，并且不应被理想化或过于形式化地解释。

此外，在示例的描述中，当认为公知的相关结构或功能的详细描述将引起对本公开的模糊解释时，将省略这样的详细描述。

根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的可应用于电力系统的频率和/或电压发生扰动的情况。下面参照图1至图7具体描述根据本公开的实施例的具体实施方式。

图1是示出电压源型风力发电机组的控制系统框图。

根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制系统可包括主控制器160、变桨控制器170、机侧变流控制单元180和网侧变流控制器150。

机侧变流控制单元180主要用于控制直流母线电压恒定，测量和计算发电机110的电磁扭矩，向主控制器160进行反馈，控制机侧变流器120的开关管，主控制器160通过向变桨控制器170下发桨距角指令以调整叶轮输入的机械扭矩，并通过向网侧变流控制器150下发扭矩或功率指令，间接实现对发电机电磁扭矩的控制，网侧变流控制器150可用于控制网侧变流器130，可执行构网型控制的核心算法，建立构网慢动态内电势支撑电网节点电压，实现基于物理特性的有功功率和无功功率瞬时支撑响应。

虽然没有示出，但是根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制系统还可包括用于控制制动单元的控制器，这里的制动单元是指在发生例如高电压穿越时泄放直流母线上的高电压的制动模块。根据本公开的实施例的内电势或虚拟内电势是指网侧变流器130的输出端与LC滤波器140之间的节点（例如，节点E）处的电势。此外，下面将描述的控制方法可由主控制器、网侧变流控制器和/或机侧变流控制单元等执行。

图2是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的流程图，图3是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的流程图，图4是示出根据本公开的实施例的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法的流程图。

如图2所示，根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法可包括步骤S110、步骤S120、步骤S130、步骤S140和步骤S150。

在步骤S110，可获得风力发电机组的并网点电网电压的相位。这里的并网点电网电压是整个风力发电机组的并网点处的电网电压。

作为示例，并网点电网电压的相位可利用锁相环（PLL）执行锁相获得。可以与现有技术不同的是，根据本公开的实施例的控制方法可在执行构网型控制算法之前执行一次PLL即可获得并网点电网电压的相位，而不需要在算法的执行过程中始终执行PLL。

在步骤S120，可根据并网点电网电压的相位确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

作为示例，根据并网点电网电压的相位确定风力发电机组的虚拟内电势的相位的步骤可包括：根据风力发电机组的虚拟内电势的相位、从主控制器接收的扭矩/功率指令值以及风力发电机组的有功功率测量值，确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

可选地，根据风力发电机组的虚拟内电势的相位、从主控制器接收的扭矩/功率指令值以及风力发电机组的有功功率测量值，确定风力发电机组的虚拟内电势的相位的步骤可包括：对从主控制器接收的扭矩/功率指令值以及风力发电机组的有功功率测量值之差执行PI调节，以获得角频率，计算角频率以并网点电网电压的相位作为初值的积分值，从而确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

例如，可将扭矩功率指令值与有功功率测量值（即，整个风力发电机组的并网点或出口处测量的输出有功功率）之差执行PI调节，从而获得角频率，然后计算角频率以并网点电网电压的相位作为初值的积分值，从而确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。可将扭矩功率指令值转换为功率指令值（功率为扭矩和转速的乘积），然后将转换得到的功率指令值与有功功率测量值之差执行PI调节，从而获得角频率，然后计算角频率以并网点电网电压的相位作为初值的积分值，从而确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

也可通过惯性环节获得虚拟内电势的相位，例如，可通过一阶和/或二阶低通滤波来获得并网点电网电压的相位，也可通过惯性环节与PI的组合获得并网点电网电压的相位。

在步骤S130，获得风力发电机组的虚拟内电势的幅值。

作为示例，可对从主控制器接收的无功/电压指令值和风力发电机组的变流器的电压反馈值之差进行PI调节，以获得虚拟内电势的幅值。

具体地，可对从主控制器接收的无功/电压指令值和风力发电机组的变流器的电压反馈值之差进行PI调节，以获得虚拟内电势的幅值。

在步骤S140，基于虚拟内电势的幅值和相位生成三相调制信号并且基于三相调制信号生成第一驱动信号。

三相调制信号可以为正弦波信号，根据获得的虚拟内电势的幅值和相位可直接获得三相调制信号，这里的三相调制信号可加载到脉宽调制（PWM）单元，脉宽调制单元可生成第一驱动信号。

在步骤S150，在并网点电网电压发生扰动的情况下，利用第一驱动信号控制风力发电机组的网侧变流器运行。

根据本公开的实施例的控制方法采用慢动态的内电势相位幅值控制，构网型变流器可瞬时产生短路电流支撑系统电压稳定。

可选地，当基于PI调节获得内电势的相位时，可通过对PI环节（例如，PI控制器或PI算法）的比例系数和积分系数进行调整，来降低响应速度，使PI调节达到稳定的时间变长。当通过低通滤波获得内电势的相位时，可通过对滤波器参数（例如，截止频率）的调整，来降低响应速度，例如，当降低截止频率时，滤波深度降低，动态特性降低。

根据本公开的实施例，可以在基于内电势的幅值和相位执行构网控制的同时，机侧变流器采用矢量控制的方式，维持直流母线电压恒定和直流侧功率平衡。

当电力系统由于大容量电源切除引发频率跌落事件时，由于电压源型或构网型风力发电机组的网侧变流器可采用慢动态的内电势相位控制，因此可以不基于测频环节而是基于物理本质特性，产生瞬时惯量响应有功功率支撑系统频率稳定。

作为示例，机侧变流器可通过直流电压控制及时感知并依托叶轮动能迅速向电网侧补充有功功率，保障了构网型风电机组在事件过程中的运行可靠性。

此外，当线路或设备短路故障导致电网电压水平下降时，由于构网型风力发电机组的网侧变流器可采用慢动态的内电势幅值控制，构网型变流器瞬时产生短路电流支撑系统电压稳定。

根据本公开的实施例的控制方法产生的内电势为三相对称工频电压，对于电力系统中的不平衡和谐波电压，会自发产生不平衡和谐波电流以抑制电压扰动。

如图3所示，除了步骤S110、步骤S120、步骤S130、步骤S140和步骤S150之外，根据本公开的实施例的控制方法还可包括步骤S160。

在步骤S160，在并网点电网电压发生扰动的情况下，控制风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

并网点电网电压是否扰动可通过将并网点电压与额定电压进行比较来确定，作为示例，当并网点电压在1.15 pu（额定电压）左右时，可以认为正在发生扰动。并网点电网电压是否发生扰动也可通过测量并网点电网电压的频率进行判断。

参照图4，控制风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定的步骤S160可包括步骤S1601、步骤S1602、步骤S1603、步骤S1604和步骤S1605。

在步骤S1601，可获得风力发电机组的发电机的机端电压的矢量相位。

作为示例，可通过检测发电机侧的三相电流以及发电机侧的电阻阻抗来确定发电机侧电压，然后可基于发电机侧电压确定机端电压的矢量相位。

在步骤S1602，可基于直流母线电压获得q轴电流值。

作为示例，基于直流母线电压获得q轴电流值可包括：可通过对直流母线电压与直流母线电压的参考值或给定值之差执行PI调节获得q轴电流值，直流母线电压的参考值或给定值可以是预先设置的。

在步骤S1603，可基于机端电压获得d轴电流值。

作为示例，基于机端电压获得d轴电流值的步骤可包括：对机端电压以及机端电压的参考值之差执行PI调节来获得d轴电流值。

在步骤S1604，根据矢量相位、q轴电流值、d轴电流值确定调制信号并且基于调制信号生成第二驱动信号。

作为示例，可根据矢量相位、q轴电流值、d轴电流值确定调制信号的步骤可包括：利用矢量相位、q轴电流值和d轴电流值执行PI调节，以获得调制信号。

具体地，可对q轴电流值与q轴电流参考值之差执行PI调节，获得角频率，然后计算角频率以矢量相位作为初始值的积分值，获得相位。可对d轴电流值与d轴电流参考值之差执行PI调节，获得幅值，可根据获得的幅值和相位直接获得调制信号。作为示例，也可对d轴电流值与d轴电流参考值之差执行PI调节，获得幅值，对q轴电流值与q轴电流参考值之差执行PI调节，获得相位。

在步骤S1605，利用第二驱动信号控制风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

如上所述的直流母线电压稳定控制方法仅仅是示例，还可通过其他方式控制直流母线电压稳定。

图5是示出根据本公开的实施例的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置的框图，图6是示出根据本公开的实施例的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置的框图。

如图5所示，根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置500可包括电网电压相位检测单元510、同步单元520、内电势幅值确定单元530、调制单元540和网侧变流器控制单元550。

电网电压相位检测单元510可获得风力发电机组的并网点电网电压的相位。电网电压相位检测单元可用于在变流器启动前检测电网电压的相位。

同步单元520可根据并网点电网电压的相位确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

同步单元520可通过惯性环节实现，例如，同步单元520可通过一阶和/或二阶低通滤波来获得风力发电机组的虚拟内电势的相位，也可通过惯性环节与PI控制器的组合获得风力发电机组的虚拟内电势的相位。

同步单元520可根据风力发电机组的虚拟内电势的相位、从主控制器接收的扭矩/功率指令值以及风力发电机组的有功功率测量值，确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

内电势幅值确定单元530可获得风力发电机组的虚拟内电势的幅值。

内电势幅值确定单元530可对从主控制器接收的无功/电压指令值和风力发电机组的变流器的电压反馈值之差进行PI调节，以获得虚拟内电势的幅值。

内电势幅值确定单元530可将扭矩功率指令值与有功功率测量值（即，整个风力发电机组的并网点或出口处测量的输出有功功率）之差执行PI调节，从而获得角频率，然后计算角频率以并网点电网电压的相位作为初值的积分值，从而确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。内电势幅值确定单元530也可将扭矩功率指令值转换为功率指令值（功率为扭矩和转速的乘积），然后将转换得到的功率指令值与有功功率测量值之差执行PI调节，从而获得角频率，然后计算角频率以并网点电网电压的相位作为初值的积分值，从而确定风力发电机组的虚拟内电势的相位。

调制单元540可基于虚拟内电势的幅值和相位生成三相调制信号并且基于三相调制信号生成第一驱动信号。

网侧变流器控制单元550可在并网点电网电压发生扰动的情况下，利用第一驱动信号控制风力发电机组的网侧变流器运行。

作为示例，并网点电网电压是否发生扰动可由网侧变流器控制单元550确定，网侧变流器控制单元550可以是网侧变流控制器的一部分、机侧变流控制单元的一部分或主控制器的一部分。例如，当并网点的电网电压超过预定阈值或者并网点电网电压的频率发生变化时，可以确定发生扰动。

根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制装置500还可包括机侧变流控制单元，在并网点电网电压发生扰动的情况下，控制风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

机侧变流控制单元可被配置为：获得风力发电机组的发电机的机端电压的矢量相位；基于直流母线电压获得q轴电流值；基于机端电压获得d轴电流值；根据矢量相位、q轴电流值、d轴电流值确定调制信号并且基于调制信号生成第二驱动信号；利用第二驱动信号控制风力发电机组的机侧变流器在并网点电网电压扰动下的运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

作为示例，机侧变流控制单元可被进一步配置为：利用矢量相位、q轴电流值和d轴电流值执行PI调节，以获得调制信号。机侧变流控制单元可通过对直流母线电压执行PI调节获得q轴电流值，机侧变流控制单元可被进一步配置为对机端电压以及机端电压的参考值之差执行PI调节来获得d轴电流值。

具体地，机侧变流控制单元可对q轴电流值与q轴电流参考值之差执行PI调节，获得角频率，然后执行以矢量相位作为初始值的积分，获得相位。机侧变流控制单元可对d轴电流值与d轴电流参考值之差执行PI调节，获得幅值，可根据获得的幅值和相位直接获得调制信号。作为示例，机侧变流控制单元也可对d轴电流值与d轴电流参考值之差执行PI调节，获得幅值，对q轴电流值与q轴电流参考值之差执行PI调节，获得相位。

参照图6，控制器600（例如，机侧变流控制单元、网侧变流控制器和/或主控制器）可包括处理器610和存储器620，存储器620存储有计算机程序，当计算机程序被处理器610执行时，实现如上所述的电压源型风力发电机组的控制方法。

图7是示出根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的惯量响应仿真波形。

通过控制硬件在环半实物仿真进行实验验证，单台构网型风力发电机组接入交流电网，设置发电机转速为12.3 rpm，此时有功输出功率0.7 pu，无功输出功率0 pu，设置电网频率由50Hz以0.5Hz/s的变化率下降至48Hz，仿真结果如图7所示，图7示出了根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的惯量响应（电网频率（FreqM）、有功功率滤波值（P_pos_pu_1）、发电机转速（Speed_fdb）、直流母线电压（VDC1_1）、有功功率实时值（PT_pu））。从图7可以看出，在电网频率下降期间，电压源型或构网型风力发电机组表现出自主响应超发有功功率支撑电网频率稳定，且直流母线电压控制在设定值，与设计预期一致。

根据本公开的实施例的控制方法可被编写为计算机程序并被存储在计算机可读存储介质上。当计算机程序被处理器执行时，可实现如上所述的电压源型风力发电机组的控制方法。

计算机可读存储介质的示例包括：只读存储器（ROM）、随机存取可编程只读存储器（PROM）、电可擦除可编程只读存储器（EEPROM）、随机存取存储器（RAM）、动态随机存取存储器（DRAM）、静态随机存取存储器（SRAM）、闪存、非易失性存储器、CD-ROM、CD-R、CD+R、CD-RW、CD+RW、DVD-ROM、DVD-R、DVD+R、DVD-RW、DVD+RW、DVD-RAM、BD-ROM、BD-R、BD-R LTH、BD-RE、蓝光或光盘存储器、硬盘驱动器（HDD）、固态硬盘（SSD）、卡式存储器（诸如，多媒体卡、安全数字（SD）卡或极速数字（XD）卡）、磁带、软盘、磁光数据存储装置、光学数据存储装置、硬盘、固态盘以及任何其他装置，所述任何其他装置被配置为以非暂时性方式存储计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构并将所述计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构提供给处理器或计算机使得处理器或计算机能执行计算机程序。

在一个示例中，计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构分布在联网的计算机系统上，使得计算机程序以及任何相关联的数据、数据文件和数据结构通过一个或多个处理器或计算机以分布式方式存储、访问和执行。

如上所述的电压源型风力发电机组的控制装置可以是风力发电机组（例如，电压源型风力发电机组）的一部分。

根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置能够实现基于构网内电势相位和幅值的动态控制（例如，慢动态控制）。

根据本公开的实施例的电压源型风力发电机组的控制方法和控制装置能够使风力发电机组对电力系统的频率和电压扰动提供主动响应支撑。

根据本公开的实施例，可通过直流电压控制及时感知并依托叶轮动能迅速向电网侧补充有功功率，保障了电压源型风力发电机组在频率跌落事件过程中的运行可靠性。

虽然已表示和描述了本公开的一些实施例，但本领域技术人员应该理解，在不脱离由权利要求及其等同物限定其范围的本公开的原理和精神的情况下，可以对这些实施例进行修改，例如，可以组合不同实施例中的技术特征，从而形成新的技术方案。

Claims (13)

1.一种电压源型风力发电机组的控制方法，其特征在于，所述控制方法包括：

获得风力发电机组的并网点电网电压的相位；

根据所述并网点电网电压的相位确定所述风力发电机组的虚拟内电势的相位；

获得所述风力发电机组的虚拟内电势的幅值；

基于所述虚拟内电势的幅值和相位生成三相调制信号，并且基于所述三相调制信号生成第一驱动信号；

在所述并网点电网电压发生扰动的情况下，利用所述第一驱动信号控制所述风力发电机组的网侧变流器运行；

在所述并网点电网电压发生扰动的情况下，控制所述风力发电机组的机侧变流器运行，以使所述风力发电机组的直流母线电压保持稳定，

其中，控制所述风力发电机组的机侧变流器运行，以使所述风力发电机组的直流母线电压保持稳定的步骤包括：

获得所述风力发电机组的发电机的机端电压的矢量相位；

基于所述直流母线电压获得q轴电流值；

基于所述机端电压获得d轴电流值；

根据所述矢量相位、所述q轴电流值、所述d轴电流值确定调制信号，并且基于所述调制信号生成第二驱动信号；

利用所述第二驱动信号控制所述风力发电机组的机侧变流器运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

2.根据权利要求1所述的电压源型风力发电机组的控制方法，其特征在于，根据所述并网点电网电压的相位确定所述风力发电机组的虚拟内电势的相位的步骤包括：

根据所述并网点电网电压的相位、从主控制器接收的扭矩功率指令值以及所述风力发电机组的有功功率测量值，确定所述风力发电机组的虚拟内电势的相位。

3.根据权利要求2所述的电压源型风力发电机组的控制方法，其特征在于，根据所述并网点电网电压的相位、从主控制器接收的扭矩功率指令值以及所述风力发电机组的有功功率测量值，确定所述风力发电机组的虚拟内电势的相位的步骤包括：

对从主控制器接收的功率指令值或者从主控制器接收的扭矩指令值转换得到的功率指令值与所述风力发电机组的有功功率测量值之差执行PI调节，以获得角频率，

计算所述角频率以所述并网点电网电压的相位作为初值的积分值，从而确定所述风力发电机组的虚拟内电势的相位。

4.根据权利要求1所述的电压源型风力发电机组的控制方法，其特征在于，获得所述风力发电机组的虚拟内电势的幅值的步骤包括：

对从主控制器接收的电压指令值和所述风力发电机组的网侧变流器的电压反馈值之差进行PI调节，以获得所述虚拟内电势的幅值。

5.根据权利要求1所述的电压源型风力发电机组的控制方法，其特征在于，

基于所述直流母线电压获得q轴电流值的步骤包括：对所述直流母线电压以及所述直流母线电压的参考值之差执行PI调节来获得q轴电流值；

基于所述机端电压获得d轴电流值的步骤包括：对所述机端电压以及所述机端电压的参考值之差执行PI调节来获得d轴电流值。

6.根据权利要求5所述的电压源型风力发电机组的控制方法，其特征在于，根据所述矢量相位、所述q轴电流值、所述d轴电流值确定调制信号的步骤包括：利用所述矢量相位、所述q轴电流值和d轴电流值执行PI调节，以获得所述调制信号。

7.一种电压源型风力发电机组的控制装置，其特征在于，所述控制装置包括：

电网电压相位检测单元，获得风力发电机组的并网点电网电压的相位；

同步单元，根据所述并网点电网电压的相位确定所述风力发电机组的虚拟内电势的相位；

内电势幅值确定单元，获得所述风力发电机组的虚拟内电势的幅值；

调制单元，基于所述虚拟内电势的幅值和相位生成三相调制信号，并且基于所述三相调制信号生成第一驱动信号；

网侧变流器控制单元，在所述并网点电网电压发生扰动的情况下，利用所述第一驱动信号控制所述风力发电机组的网侧变流器运行；

机侧变流控制单元，用于在所述并网点电网电压发生扰动的情况下，控制所述风力发电机组的机侧变流器运行，以使所述风力发电机组的直流母线电压保持稳定，

其中，所述机侧变流控制单元被配置为：

获得所述风力发电机组的发电机的机端电压的矢量相位；

基于所述直流母线电压获得q轴电流值；

基于所述机端电压获得d轴电流值；

根据所述矢量相位、所述q轴电流值、所述d轴电流值确定调制信号并且基于所述调制信号生成第二驱动信号；

利用所述第二驱动信号控制所述风力发电机组的机侧变流器在所述并网点电网电压扰动下的运行，以使风力发电机组的直流母线电压保持稳定。

8.根据权利要求7所述的电压源型风力发电机组的控制装置，其特征在于，所述同步单元被配置为：根据所述并网点电网电压的相位、从主控制器接收的扭矩功率指令值以及所述风力发电机组的有功功率测量值，确定所述风力发电机组的虚拟内电势的相位。

9.根据权利要求7所述的电压源型风力发电机组的控制装置，其特征在于，所述内电势幅值确定单元被配置为：

对从主控制器接收的电压指令值和所述风力发电机组的网侧变流器的电压反馈值之差进行PI调节，以获得所述虚拟内电势的幅值。

10.根据权利要求7所述的电压源型风力发电机组的控制装置，其特征在于，所述机侧变流控制单元被进一步配置为：利用所述矢量相位、所述q轴电流值和d轴电流值执行PI调节，以获得所述调制信号。

11.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序在被处理器执行时，实现根据权利要求1至6中任意一项所述的电压源型风力发电机组的控制方法。

12.一种控制器，其特征在于，所述控制器包括：

处理器；

存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现根据权利要求1至6中任意一项所述的电压源型风力发电机组的控制方法。

13.一种风力发电机组，其特征在于，包括根据权利要求7至10中任意一项所述的电压源型风力发电机组的控制装置。

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