CN115663781A - 一种风储一体化系统及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风储一体化系统及其控制方法，所述系统包括风力发电模块、储能模块和接入模块；所述风力发电模块包括风电机组和AC/DC变换器；所述储能模块包括蓄电池组；所述接入模块包括DC/DC变换器和控制装置；所述风电机组的输出端与AC/DC变换器连接，AC/DC变换器的输出端与蓄电池组连接，所述蓄电池组还通过DC/DC变换器与电网直流母线连接；所述控制装置用于调节DC/DC转换器的输出功率，实现风储一体化系统接入电网的灵活调节，并在风储一体化系统所接入的直流微电网发生极间短路故障时，对风储一体化系统输出的等效电压进行控制。本发明既能够稳定风储一体化系统输出功率和输出电压，又能够在不增加设备的情况下，实现故障电流的控制。

Description

一种风储一体化系统及其控制方法

技术领域

本发明涉及直流电网，特别是涉及一种风储一体化系统及其控制方法。

背景技术

随着煤炭、石油等化石能源的日益枯竭以及环境问题的日趋严重，大力发展清洁、高效的可再生能源受到越来越多的国家重视。风能作为无污染的可再生能源，在低碳绿色的背景下，风力发电已成为实现可持续发展的重要能源之一。风机分为定速风机和变速风机，其中定速风机转速固定，风力机只能在固定的一个或多个转速下运行，功率低下，目前已经比较少使用；变速风机主要分为双馈感应风机和永磁直驱风机。永磁风机的优势在于：1.其转速和磁极对数有关，可以省去齿轮箱，减小体积，提高可靠性；2.励磁采用永磁体，因此没有励磁电路，可以省去电刷和集电环等机械部件，可靠性高；3.采用全功率变换器，具备更宽的变速范围和更强的无功电压控制能力。

由于风电资源受气候和季节的影响较大，其出力具有很强的随机性，导致独立的风力发电系统输出的功率波动性较大。因此，小型分布式风力发电系统一般采用微电网的方式接入配电网，利用微电网中的储能系统调节风力发电系统的功率波动，从而减小对其接入对配电网的影响。风力发电系统并入直流微电网的结构如图1所示。在此结构下，当微电网发生极间故障时，风力一体化系统向故障点提供极大的短路电流，危害系统设备与安全。目前工程常用的故障限流措施是在电源端出口侧增加限流电抗器，此方法需增加设备，导致成本和占地都相应增加，并且电抗器在大电流下极易饱和而失去限流作用，同时存在限流效果有限、电抗器取值不易确定、与保护配合困难等问题。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种风储一体化系统及其控制方法，将微电网中的储能系统与风力发电系统相结合，组成一种风储一体化的系统结构，充分发挥储能模块和接入模块的作用，既能够实现对风力发电系统输出功率的调节，又能够在不增加设备的情况下，实现故障电流的控制。

本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：一种风储一体化系统，包括风力发电模块、储能模块和接入模块；所述风力发电模块包括风电机组和AC/DC变换器；所述储能模块包括蓄电池组；所述接入模块包括DC/DC变换器和控制装置；

所述风电机组的输出端与AC/DC变换器连接，AC/DC变换器的输出端与蓄电池组连接，所述蓄电池组还通过DC/DC变换器与电网直流母线连接；

所述控制装置用于调节DC/DC转换器的输出功率，实现风储一体化系统接入电网的灵活调节，并在风储一体化系统所接入的直流微电网发生极间短路故障时，对风储一体化系统输出的等效电压进行控制。

一种风储一体化系统的控制方法，包括风储一体化系统正常运行控制步骤和风储一体化系统外部电网故障控制步骤；

所述风储一体化系统正常运行控制步骤包括：在风储一体化系统并网运行时，对DC/DC 变换器采用功率控制，在风储一体化系统离网时，对DC/DC变换器采用定电压控制：

为防止电池过充或过放，当电池SOC过低或电池端口电压U_E过低时，限制电池继续放电；反之，当电池SOC偏高或电池端口电压U_E过高时，限制电池继续充电；假设U_Emax为电池充电截止电压，U_Emin为电池放电截止电压，从式(2)得，通过调节DC/DC变换器的输出功率P_out，就能实现对储能电池的充放电运行状态进行控制；

所述风储一体化系统外部电网故障控制步骤包括：风储一体化系统外部电网发生故障时，风储一体化进行故障电流自动控制，故障清除后，风储一体化系统恢复至故障前的运行状态。

本发明的有益效果是：(1)风储一体化系统更加安全可靠：本专利将风力发电系统与微电网中的储能系统相结合，组成一种风储一体化的系统结构，该结构并未增加设备成本。灵活调节DC/DC变换器输出功率，既可实现平抑风电功率波动，使风电场平滑接入微网，还可以通过电池荷电状态，灵活控制其充放，保护电池安全运行。

(2)风储一体化系统可根据不同场景切换控制策略，实现不同功能：在并网状态下正常运行时，风储一体化系统为功率控制，根据系统所需提供平稳的功率；在离网状态下正常运行时，直流微网由各分布式电源供电，此时风储一体化系统可切换为定电压控制，为直流微网建立稳定的电压。

(3)故障电流灵活可控

风储一体化系统不需配置限流设备，在故障时能够精准控制故障电流大小，使故障电流可调可控，提高支路可控性和透明度，起到良好的限流效果。

附图说明

图1为分布式风力发电系统并入直流微电网结构图；

图2为风力发电系统拓扑及控制策略示意图；

图3为风轮机功率-转速最优特性曲线示意图；

图4为变桨距控制及最大功率控制框图；

图5为风力发电系统中AC/DC变换器控制框图；

图6为本发明的风储一体化系统结构图；

图7为风储一体化系统接入直流电网等效电路图；

图8为DC/DC结构图；

图9为并网正常运行时风储一体化系统流程图；

图10为离网正常运行时风储一体化系统流程图；

图11为风储一体化系统中DC/DC变换器的控制框图；

图12为风储一体化系统中的DC/DC变换器控制流程图。

具体实施方式

下面结合附图进一步详细描述本发明的技术方案，但本发明的保护范围不局限于以下所述。

本发明的风储一体化系统，包括风力发电模块、储能模块和接入模块；所述风力发电模块包括风电机组和AC/DC变换器；所述储能模块包括蓄电池组；所述接入模块包括DC/DC 变换器和控制装置；所述风电机组的输出端与AC/DC变换器连接，AC/DC变换器的输出端与蓄电池组连接，所述蓄电池组还通过DC/DC变换器与电网直流母线连接；所述控制装置用于调节DC/DC转换器的输出功率，实现风储一体化系统接入电网的灵活调节，并在风储一体化系统所接入的直流微电网发生极间短路故障时，对风储一体化系统输出的等效电压进行控制

其中，风力发电机组可采用风轮机加永磁同步电机组成，其控制策略采用变桨距控制和最大功率跟踪控制，如图2所示。能转换为风机功率输出的过程，其能量转换的公式为：

式中，ρ为空气密度(kg/m³)；R为风轮机叶片半径(m)；v为叶尖来风速度(m/s)；C_p为风轮机风能利用系数，是关于叶尖速比λ和叶片桨距角β的函数C_p(λ,β)。

叶尖速比λ是风机的叶尖线速度与风速的比值：

式中ω为风轮机的角速度(rad/s)；n为风力机的转速(r/min)。

风力机最大功率跟踪控制中，针对风速低于额定的情况，需改变发电机转速实现风力机叶尖速比的调节，进而使风机工作在最佳功率输出状态。图3给出了一个典型的风机输出功率曲线示意图。

由此确定风速下存在唯一的功率最大输出功率P_w ^max，对应电机的最优转速。不同风速下最大功率输出点的连线，即为风机的功率-转速最优特性曲线。

根据该曲线线控制风力机运行在最优状态，使在给定风速下输出最大功率，从而实现功率的最大跟踪控制。

变桨距控制是风速发生变化时通过调节桨距角，实现风机的最大功率输出控制。由于实际风速测量误差较大，控制器设计时采用调节发电机转速和输出功率以间接实现变桨距控制。当风速小于额定风速时，控制电机转速和变换器功率输出共同实现风力系统的最大功率跟踪；当风速超过额定风速，而功率输出在许可范围内时控制电机运行在额定转速，否则限制在额定功率输出。其具体控制原理如图4所示。

该系统中，选用三相电压源型AC/DC换流器作为风机的并网装置，AC/DC换流器控制策略仍然采用双环控制，具体控制框图如图5所示。功率外环控制中，P_g、Q_g为风力发电机输出有功功率和无功功率，分别与参考信号P_wref和Q_ref比较，然后对误差信号进行PI控制，输出电力内环的控制指令i_dref和i_qref，其中参考信号P_wref，可由最大功率控制环节获得。电流内环对电机电流dq轴分量与参考电流信号的误差进行PI控制，输出PWM变换器脉宽调制信号P_d和P_q，控制VSC中IGBT的导通和关断，进而达到风力发电机的最大功率输出控制。

本发明的风储一体化系统，将风电系统与储能系统深度融合的一体化结构，如图6所示将风电机组与储能电池直接并联后经DC/DC变换器接入直流电网；

所述控制装置DC/DC转换器的输出功率的控制方式如下：

假设风力发电模块输出功率为P_wind，电池放电功率为P_bess，DC/DC变换器输出功率为 P_out，则：

P_out＝P_wind+P_bess (1)

P_bess＝P_out-P_wind (2)

从式(1)得，DC/DC变换器输出功率，即风储一体化系统的输出功率P_out为风力发电模块经接入模块调节后的功率；通过调节电池放电功率为P_bess，就能够灵活调节风储一体化系统的输出功率P_out，实现灵活接入；

从式(2)的，当P_bess<0，即P_out<P_wind时，电池处于充电状态；当P_bess>0，即P_out>P_wind时，电池处于放电状态；

当P_out>0，风储一体化系统向电网提供电能，DC/DC变换器运行于升压模式；当P_out<0，风储一体化系统向电网吸收电能，DC/DC变换器运行于降压模式。

所述风储一体化系统还包括故障电流控制模块，所述故障电流控制模块用于在风储一体化系统外部电网发生极间短路故障时，对风储一体化系统输出的等效电压进行控制；

当外部电网发生极间短路故障时，风储一体化系统可以等效为一个可调直流电压源，其等效电路如图7所示，由风储一体化系统提供的短路电流可用下式表示：

i＝U_d/(Z+R_f)

其中，U_d表示风储一体化系统输出的等效电压，Z表示故障点至DC/DC变换器之间的阻抗，R_f表示故障过渡电阻。可见，风储一体化系统提供的短路电流主要取决于风储一体化系统的等效电压U_d的大小。等效电压越低，风储一体化系统提供的短路电流越小。因此，可通过控制风储一体化系统的等效电压，进而控制一体化系统提供的短路电流。当发生极间故障时，控制DC/DC变换器降压运行，大幅减小U_d值，即可大幅度降低风储一体化系统提供的短路电流。并且通过对U_d进行精确调节，还可以实现对该系统提供短路电流的精确控制。图 8所示是一种典型的DC/DC变换器结构，当风储一体化系统向电网提供电能，DC/DC变换器运行于升压模式，当风储一体化系统向电网吸收电能，DC/DC变换器运行于降压模式。通过控制开关S₁与S₂的导通占空比，即可调节输出电压的大小，进而控制电压、电流或功率。本专利不限于该种结构，还可以是任意其他DC/DC结构，只需满足当风储一体化系统向电网提供电能，DC/DC变换器运行于升压模式，当风储一体化系统向电网吸收电能，DC/DC变换器运行于降压模式即可。

在本申请的实施例中，DC/DC变换器包括第一IGBT开关S1、第二IGBT开关S2、电感L、第一电容C1、第二电容C2和第三电容C3；

所述第一IGBT开关S1、第二IGBT开关S2均采用逆导型IGBT器件；所述第一IGBT 开关S1由第一IGBT器件M1和第一二极管D1反向并联构成，即所述第一二极管D1的阳极与第一IGBT器件M1的源极连接，第一二极管D1的阴极与第一IGBT器件M1的漏极连接；所述第二IGBT开关S2由第二IGBT器件M2和第一二极管D2反向并联构成，即所述第二二极管D2的阳极与第二IGBT器件M2的源极连接，第二二极管D2的阴极与第二IGBT 器件M2的漏极连接；

第一IGBT器件M1的漏极连接到DC/DC变换器的第一输入端，第一IGBT器件M1的源极与第二IGBT器件M2的漏极连接，第二IGBT器件M2的源极连接到DC/DC变换器的第二输入端；第一电容C1的一端连接到第一IGBT器件M1的漏极，另一端通过第二电容 C2连接到第二IGBT器件M2的源极；所述电感L的第一端连接到第一IGBT器件M1的源极和第二IGBT器件M2的漏极之间，电感L1的第二端连接到DC/DC变换器的第一输出端，所述第二IGBT器件M2的源极还连接到DC/DC变换器的第二输出端；所述第三电容C3的一端与电感L1的第二端连接，第三电容的另一端与第二IGBT器件M2的源极连接；

DC/DC变换器的第一输入端和第二输入端用于接入储能系统，当储能系统向直流微网供电时，第一输入端和第二输入端之间的电压即为储能系统向DC/DC变换器输送的电压；当直流微网向储能系统充电时，第一输入端和第二输入端之间的电压即为DC/DC变换器向储能系统输送的电压；

DC/DC变换器的第一输出端和第二输出端用于接入直流微网的直流母线，当储能系统向直流微网供电时，第一输出端和第二输出端之间的电压即为向直流微网输送的电压；当直流微网向储能系统充电时，第一输出端和第二输出端之间的电压即为直流微网向DC/DC变换器输送的电压。

需要说明的是，在某些高阻接地系统中，极对地故障时，故障电流非常小，不会对系统运行造成太大影响，因此，本专利主要针对极间故障进行设计。

一种风储一体化系统的控制方法，包括风储一体化系统正常运行控制步骤和风储一体化系统外部电网故障控制步骤；

所述风储一体化系统正常运行控制步骤包括：在风储一体化系统并网运行时，对DC/DC 变换器采用功率控制，在风储一体化系统离网时，对DC/DC变换器采用定电压控制：

为防止电池过充或过放，当电池SOC过低或电池端口电压U_E过低时，限制电池继续放电；反之，当电池SOC偏高或电池端口电压U_E过高时，限制电池继续充电；假设U_Emax为电池充电截止电压，U_Emin为电池放电截止电压，从式(2)得，通过调节DC/DC变换器的输出功率P_out，就能实现对储能电池的充放电运行状态进行控制；

所述风储一体化系统外部电网故障控制步骤包括：风储一体化系统外部电网发生故障时，风储一体化进行故障电流自动控制，故障清除后，风储一体化系统恢复至故障前的运行状态。

如图9所示，所述风储一体化系统并网运行，对DC/DC变换器采用功率控制时，假设控制的目标为参考功率P_ref：

1)当0≤SOC≤0.2或U_E≤U_Emin，为防止电池过放，限制电池继续放电，调节DC/DC变换器的输出功率P_out，使得P_bess＝P_out-P_wind不大于0，此时DC/DC变换器的功率控制目标 P_ref应小于风力发电模块输出功率P_wind；

2)当0.2＜SOC＜0.8或U_Emin＜U_E＜U_Emax，蓄电池可不受充放电限制，P_ref＝P₁，DC/DC变换器的输出功率P_out根据实际情况来设定，所述实际情况包括调度指令或预设平滑接入需求；

3)当0.8≤SOC≤1或U_E≥U_Emax，为防止电池过充，限制电池继续充电，调节DC/DC变换器的输出功率P_out，使得P_bess＝P_out-P_wind不小于0，此时DC/DC变换器的功率控制目标 P_ref应大于风力发电模块输出功率P_wind；

其中，SOC通过对蓄电池组的状态进行检测获得，指电池的荷电状态，即电池剩余电量的百分比；

在确定参考功率P_ref后，控制逻辑为：利用参考功率P_ref，减去DC/DC变换器的输出功率，然后将得到的结果通过PI控制器进行比例积分，得到DC/DC变换器导通的占空比，对DC/DC变换器进行控制，将此模式记为控制模式A。

如图10所示，所述风储一体化系统离网，对DC/DC变换器采用定电压控制，控制DC/DC 变换器的参考电压为U_ref，以保证风储一体化系统独立带负荷运行，向负载提供电能，此时 DC/DC变换器的输出功率由负荷状态决定，为防止电池过充或过放，采用弃风或甩部分负荷的方式进行调节：

1)当0≤SOC≤0.2或U_E≤U_Emin时，为防止电池过放，限制电池继续放电，风储一体化系统停机，停止对负荷供电；

2)当0.2＜SOC＜SOC1时，为延长风储一体化系统独立供电时间，切除部分负荷，降负荷运行；

3)当SOC1＜SOC＜SOC2时，按照供电需求持续供电；

4)当SOC2≤SOC≤1或U_E≧U_Emax，限制风力发电模块的输出功率P_wind，防止发电功率大于负荷功率造成电池过充，此时采用部分弃风的方式，即调节风力发电模块的输出功率控制目标，保证风力发电模块的输出功率P_wind不大于负荷功率P_load；

其中，SOC1、SOC2为根据需求预先设定的参数；

根据参考电压U_ref进行控制的逻辑为：

利用参考电压U_ref，减去DC/DC变换器的输出电压，然后将得到的差值通过PI控制器进行比例积分，得到DC/DC变换器导通的占空比，对DC/DC变换器进行控制，将此模式记为控制模式B。

所述风储一体化系统控制包括，正常运行逻辑、离网离网正常运行逻辑、短路电流控制逻辑、故障诊断逻辑、并离网检测切换逻辑。整个过程的控制框图与控制流程分别如图11和图12所示。其中U_d为DC/DC变换器电网侧的实际输出电压，如图6和图8中所示，I_ref表示故障电流的控制目标值，I表示DC/DC变换器电网侧输出电流。

其中，风储一体化系统外部电网故障控制步骤包括：

步骤一：当风储一体化系统所接入的直流微电网发生极间短路故障时，DC/DC变换器采用定电流控制，设U_d为DC/DC变换器的实际输出电压，I_ref表示参考电流，I表示DC/DC变换器输出电流；

根据参考流I_ref进行控制的逻辑为：利用参考电流I_ref，减去发生极间短路故障时DC/DC 变换器输出的电流，然后将得到的差值通过PI控制器进行比例积分，得到DC/DC变换器导通的占空比，对DC/DC变换器进行控制，将该模式记为控制模式C；

在模式A～C中，利用得到的占空比对第一IGBT器件M1和第二IGBT器件M2进行控制，从而实现第一IGBT开关S1、第二IGBT开关S2的通断控制，以此实现对DC/DC变换器的控制：当储能模块向直流微网供电时，利用得到的占空比，对储能接入系统中的第二IGBT 器件进行控制，第一IGBT器件的触发信号被闭锁；在直流微网向储能模块充电时，利用得到的占空比，对储能接入系统中的第一IGBT器件进行控制，第二IGBT器件的触发信号被闭锁；其中，闭锁就是不给开关导通的触发信号，即占空比为0。

步骤二、确定外部电网故障控制的工作模式切换方法，包括：

(1)并离网检测切换逻辑：当检测到系统并网正常运行时，并离网检测切换逻辑输出D 为0，系统切换为控制模式A，即功率控制模式；当检测到系统离网正常运行时，并离网检测切换逻辑输出D为1，系统切换控制模式B，即定电压控制模式；

(2)故障诊断逻辑：风储一体化系统外部电网发生极间短路故障时，伴随着极间电压迅速降低，同时电流迅速上升，因此极间电压的幅值及电流综合作为故障诊断的依据：当极间电圧小于设定值U_set或电流高于设定值I_set时，故障诊断逻辑输出1至控制模式切换逻辑模块；当系统极间短路故障清除之后，极间电压上升，故障诊断逻辑输出0至控制模式切换逻辑模块；

(3)控制模式切换逻辑：当接收到故障诊断逻辑的输出为0时，表示没有故障或故障已经清除，控制模式为D，此时系统可在模式A或模式B下运行；当接收到故障诊断逻辑的输出为1时，故障切换逻辑选择控制模式C输出，DC/DC变换器切换为电流控制模式，实现对故障电流的控制。

以上所述是本发明的优选实施方式，应当理解本发明并非局限于本文所披露的形式，不应该看作是对其他实施例的排除，而可用于其他组合、修改和环境，并能够在本文所述构想范围内，通过上述教导或相关领域的技术或知识进行改动。而本领域人员所进行的改动和变化不脱离本发明的精神和范围，则都应在本发明所附权利要求的保护范围内。

Claims (7)

1.一种风储一体化系统，其特征在于：包括风力发电模块、储能模块和接入模块；所述风力发电模块包括风电机组和AC/DC变换器；所述储能模块包括蓄电池组；所述接入模块包括DC/DC变换器和控制装置；

所述风电机组的输出端与AC/DC变换器连接，AC/DC变换器的输出端与蓄电池组连接，所述蓄电池组还通过DC/DC变换器与电网直流母线连接；

所述控制装置用于调节DC/DC转换器的输出功率，实现风储一体化系统接入电网的灵活调节，并在风储一体化系统所接入的直流微电网发生极间短路故障时，对风储一体化系统进行控制。

2.根据权利要求1所述的一种风储一体化系统，其特征在于：所述控制装置DC/DC转换器的输出功率的控制方式如下：

假设风机输出功率为P_wind，电池放电功率为P_bess，DC/DC变换器输出功率为P_out，则：

P_out＝P_wind+P_bess (1)

P_bess＝P_out-P_wind (2)

从式(1)得，DC/DC变换器输出功率，即风储一体化系统的输出功率P_out为风力发电模块经储能模块和接入模块调节后的功率；通过调节电池放电功率为P_bess，就能够灵活调节风储一体化系统的输出功率P_out，实现灵活接入；

从式(2)得，当P_bess<0，即P_out<P_wind时，电池处于充电状态；当P_bess>0，即P_out>P_wind时，电池处于放电状态；

当P_out>0，风储一体化系统向电网提供电能，DC/DC变换器运行于升压模式；当P_out<0，风储一体化系统向电网吸收电能，DC/DC变换器运行于降压模式。

3.根据权利要求1所述的一种风储一体化系统，其特征在于：所述控制装置在风储一体化系统所接入的直流微电网发生极间短路故障时，对风储一体化系统输出的等效电压进行控制，控制原理如下：

当直流微电网发生极间短路故障时，将风储一体化系统等效为一个可调直流电压源，由风储一体化系统提供的短路电流为：

i＝U_d/(Z+R_f)

其中，U_d表示风储一体化系统输出的等效电压，Z表示故障点至DC/DC变换器之间的阻抗，R_f表示故障过渡电阻；风储一体化系统提供的短路电流主要取决于风储一体化系统的等效电压U_d的大小；等效电压越低，风储一体化系统提供的短路电流越小；

因此，所述控制装置通过控制风储一体化系统的等效电压，进而控制一体化系统提供的短路电流：当发生极间故障时，控制DC/DC变换器降压运行，减小U_d值，从而降低风储一体化系统提供的短路电流，并且通过对U_d进行精确调节，实现风储一体化系统的综合控制。

4.一种风储一体化系统的控制方法，基于权利要求1～3中任意项所述的系统，其特征在于：包括风储一体化系统正常运行控制步骤和风储一体化系统外部电网故障控制步骤；

所述风储一体化系统正常运行控制步骤包括：在风储一体化系统并网运行时，对DC/DC变换器采用功率控制，在风储一体化系统离网时，对DC/DC变换器采用定电压控制：

为防止电池过充或过放，当电池SOC过低或电池端口电压U_E过低时，限制电池继续放电；反之，当电池SOC偏高或电池端口电压U_E过高时，限制电池继续充电；假设U_Emax为电池充电截止电压，U_Emin为电池放电截止电压，从式(2)得，通过调节DC/DC变换器的输出功率P_out，就能实现对储能电池的充放电运行状态进行控制；

所述风储一体化系统外部电网故障控制步骤包括：风储一体化系统外部电网发生故障时，风储一体化进行故障电流自动控制，故障清除后，风储一体化系统恢复至故障前的运行状态。

5.根据权利要求4所述的一种风储一体化系统的控制方法，其特征在于：所述风储一体化系统并网运行，对DC/DC变换器采用功率控制时，假设控制的目标为参考功率P_ref：

1)当0≤SOC≤0.2或U_E≤U_Emin，为防止电池过放，限制电池继续放电，调节DC/DC变换器的输出功率P_out，使得P_bess＝P_out-P_wind不大于0，此时DC/DC变换器的功率控制目标P_ref应小于风力发电模块输出功率P_wind；

2)当0.2＜SOC＜0.8或U_Emin＜U_E＜U_Emax，蓄电池可不受充放电限制，P_ref＝P₁，DC/DC变换器的输出功率P_out根据实际情况来设定，所述实际情况包括调度指令或预设平滑接入需求；

3)当0.8≤SOC≤1或U_E≥U_Emax，为防止电池过充，限制电池继续充电，调节DC/DC变换器的输出功率P_out，使得P_bess＝P_out-P_wind不小于0，此时DC/DC变换器的功率控制目标P_ref应大于风力发电模块输出功率P_wind；

其中，SOC通过对蓄电池组的状态进行检测获得，指电池的荷电状态，即电池剩余电量的百分比；

在确定参考功率P_ref后，控制逻辑为：利用参考功率P_ref，减去DC/DC变换器的输出功率，然后将得到的结果通过PI控制器进行比例积分，得到DC/DC变换器导通的占空比，对DC/DC变换器进行控制，将此模式记为控制模式A。

6.根据权利要求4所述的一种风储一体化系统的控制方法，其特征在于：所述风储一体化系统离网，对DC/DC变换器采用定电压控制，控制DC/DC变换器的参考电压为U_ref，以保证风储一体化系统独立带负荷运行，向负载提供电能，此时DC/DC变换器的输出功率由负荷状态决定，为防止电池过充或过放，采用弃风或甩部分负荷的方式进行调节：

1)当0≤SOC≤0.2或U_E≤U_Emin时，为防止电池过放，限制电池继续放电，风储一体化系统停机，停止对负荷供电；

2)当0.2＜SOC＜SOC1时，为延长风储一体化系统独立供电时间，切除部分负荷，降负荷运行；

3)当SOC1＜SOC＜SOC2时，按照供电需求持续供电；

4)当SOC2≤SOC≤1或U_E≧U_Emax，限制风力发电模块的输出功率P_wind，防止发电功率大于负荷功率造成电池过充，此时采用部分弃风的方式，即调节风力发电模块的输出功率控制目标，保证风力发电模块的输出功率P_wind不大于负荷功率P_load；

其中，SOC1、SOC2为根据需求预先设定的参数；

根据参考电压U_ref进行控制的逻辑为：

利用参考电压U_ref，减去DC/DC变换器的输出电压，然后将得到的差值通过PI控制器进行比例积分，得到DC/DC变换器导通的占空比，对DC/DC变换器进行控制，将此模式记为控制模式B。

7.根据权利要求4所述的一种风储一体化系统的控制方法，其特征在于：所述风储一体化系统外部电网故障控制步骤包括：

步骤一：当风储一体化系统所接入的直流微电网发生极间短路故障时，DC/DC变换器采用定电流控制，设U_d为DC/DC变换器的实际输出电压，I_ref表示参考电流，I表示DC/DC变换器输出电流；

根据参考流I_ref进行控制的逻辑为：利用参考电流I_ref，减去发生极间短路故障时DC/DC变换器输出的电流，然后将得到的差值通过PI控制器进行比例积分，得到DC/DC变换器导通的占空比，对DC/DC变换器进行控制，将该模式记为控制模式C；

步骤二、确定外部电网故障控制的工作模式切换方法，包括：

(1)并离网检测切换逻辑：当检测到系统并网正常运行时，并离网检测切换逻辑输出D为0，系统切换为控制模式A，即功率控制模式；当检测到系统离网正常运行时，并离网检测切换逻辑输出D为1，系统切换控制模式B，即定电压控制模式；

(2)故障诊断逻辑：风储一体化系统外部电网发生极间短路故障时，伴随着极间电压迅速降低，同时电流迅速上升，因此极间电压的幅值及电流综合作为故障诊断的依据：当极间电圧小于设定值U_set或电流高于设定值I_set时，故障诊断逻辑输出1至控制模式切换逻辑模块；当系统极间短路故障清除之后，极间电压上升，故障诊断逻辑输出0至控制模式切换逻辑模块；

(3)控制模式切换逻辑：当接收到故障诊断逻辑的输出为0时，表示没有故障或故障已经清除，控制模式为D，此时系统可在模式A或模式B下运行；当接收到故障诊断逻辑的输出为1时，故障切换逻辑选择控制模式C输出，DC/DC变换器切换为电流控制模式，实现对故障电流的控制。

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