CN115839305A - 风储联合调频方法和风储联合调频装置 - Google Patents

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Abstract

公开风储联合调频方法和风储联合调频装置。风储联合调频方法包括：响应于检测到电网频率发生变化，确定风储联合系统需要提供的功率增量，所述风储联合系统包括风力发电机组以及连接到其的储能装置；确定风力发电机组的转子是否可控；响应于确定转子可控，基于确定的功率增量通过第一前馈反馈控制方式对转子进行控制，以产生第一功率增量；在对转子进行控制的同时，基于确定的功率增量对储能装置或者储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制，以产生第二功率增量；响应于对转子进行控制达到预定时长，停止对转子进行控制，并基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置或者储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。

Description

风储联合调频方法和风储联合调频装置
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，涉及风储联合调频方法和风储联合调频装置。
背景技术
电网要求风力发电机组并网应具备一次调频能力，也就是说，在电网频率超出额定频率一定范围时，根据电网频率与额定频率的偏差得到相应的功率增量，而风力发电机组需要在当前功率基础上叠加执行该功率增量。功率响应到位后，即使风速波动，功率也要维持稳定，不能超过误差带，即，要求对功率进行闭环控制。图1是示出现有的调频控制流程的示图。图1所示的调频控制流程以直驱风力发电机组为例，也可适用于其他类型的风力发电机组。如图1所示，可从变流器网侧检测电网频率，然后计算功率增量，并基于计算的功率增量通过对变桨系统进行控制来产生所需的功率增量。
图2是示出调频功率计算曲线的示图。横轴表示电网频率f，纵轴表示风力发电机组功率P。f在零点时，对应额定电网频率(例如，50Hz)，此时纵轴功率P对应风力发电机组当前功率。当电网频率超过±0.2Hz时，需要风力发电机组提供额外的功率增量。例如，在f+0.7处，需要风力发电组提供额外-20％Pn(额定功率)的功率。
风力发电机组正常运行过程中，工作在最大功率点跟踪状态(MPPT)，风速和功率一一对应。因此，可以通过控制变桨系统进行变桨操作来实现限功率运行，使得风力发电机组偏离MPPT，即，风速相比风力发电机组实际功率还有剩余。例如，在MPPT下，10m/s风速的风可使风力发电机组发出2000KW功率。在限功率时，10m/s风速的风可以使风力发电机组只发出000KW功率。通过利用限功率，在电网频率出现正偏差时，风力发电机组可执行对应的功率增量。然而，当电网频率出现负偏差时，如果风力发电机组运行在MPPT下，则风力发电机组无法增加更多功率。为了解决该问题，通常做法是令风力发电机组正常运行时工作在非MPPT，即，实时预留部分功率，这样当出现频率负偏差时，可通过控制变桨系统进行变桨操作将预留的部分功率释放出来，达到增加功率的目的。图3是示出风力发电机组预留部分功率的运行过程的示图。
然而，这种预留部分功率的方案将会导致发电量持续损失，严重影响增益。另一方面，现有方案多采用变桨操作进行调频，由于变桨响应慢，因此将导致调频响应性能较差。响应时间可达5s之多。在稳态运行期间，如果风速波动较快，则由于调频响应慢而导致功率可能偏离误差带。
发明内容
本公开的实施例提供一种风储联合调频方法和风储联合调频装置，能够提升调频响应速度，并且维持上网功率稳定。
在一个总的方面，提供一种风储联合调频方法，所述风储联合调频方法包括：响应于检测到电网频率发生变化，确定风储联合系统需要提供的功率增量，其中，所述风储联合系统包括风力发电机组以及连接到风力发电机组的储能装置；确定风力发电机组的转子是否可控；响应于确定风力发电机组的转子可控，基于确定的功率增量通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量；在对风力发电机组的转子进行控制的同时，基于确定的功率增量对储能装置进行控制或者对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制，以产生第二功率增量；响应于对风力发电机组的转子进行控制达到预定时长，停止对风力发电机组的转子进行控制，并基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量；其中，所述预定时长为第二功率增量达到稳态所需的时长。
可选地，响应于确定风力发电机组的转子不可控，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。
可选地，确定风储联合系统需要提供的功率增量的步骤包括：基于电网频率的变化量，使用预先确定的调频功率计算曲线确定风储联合系统需要提供的功率增量。
可选地，确定风力发电机组的转子是否可控的步骤包括：响应于风力发电机组的输出功率小于等于风力发电机组的额定功率与预定系数的乘积，或者响应于风力发电机组的输出功率大于等于风力发电机组的额定功率，确定风力发电机组的转子不可控，其中，所述预定系数为小于1的正数。
可选地，基于确定的功率增量通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制的步骤包括：以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第一控制分量；以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第一控制分量之和计算为转子控制目标；基于计算的转子控制目标，对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量。
可选地，基于确定的功率增量对储能装置进行控制的步骤包括：响应于确定的功率增量小于或等于储能装置所能提供的最大功率增量，以确定的功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，以产生第二功率增量；响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，以产生第二功率增量。
可选地，基于确定的功率增量对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制的步骤包括：响应于确定的功率增量小于或等于储能装置所能提供的最大功率增量，以确定的功率增量作为储能控制目标，仅对储能装置进行控制，以产生第二功率增量；响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量且小于或等于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，并且以确定的功率增量与储能装置所能提供的最大功率增量之差作为变桨控制目标，对变桨系统进行控制，以产生第二功率增量；或者，响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，并且以变桨系统所能提供的最大功率增量作为变桨制目标，对变桨系统进行控制，以产生第二功率增量。
可选地，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制的步骤包括：以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第二控制分量；以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第二控制分量之和计算为储能装置控制目标；基于计算的储能装置控制目标，对储能装置进行控制，以产生第三功率增量。
可选地，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置与变桨系统二者进行控制的步骤包括：以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第二控制分量；以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第二控制分量之和计算为储能变桨联合控制目标；基于计算的储能变桨联合控制目标，对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。
可选地，基于计算的储能变桨联合控制目标，对储能装置与变桨系统二者进行控制的步骤包括：响应于计算的储能变桨联合控制目标小于或者等于储能装置所能提供的最大功率增量，基于计算的储能变桨联合控制目标仅对储能装置进行控制，以产生第三功率增量；响应于计算的储能变桨联合控制目标大于储能装置所能提供的最大功率增量且小于或者等于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能装置控制目标对储能装置进行控制，并以储能变桨联合控制目标与储能装置所能提供的最大功率增量之差作为变桨系统控制目标对变桨系统进行控制，以产生第三功率增量；或者，响应于计算的储能变桨联合控制目标大于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能装置控制目标对储能装置进行控制，并以变桨系统所能提供的最大功率增量作为变桨系统控制目标对变桨系统进行控制，以产生第三功率增量。
根据本公开的另一方面，提供一种风储联合调频装置，所述风储联合调频装置包括：功率增量确定单元，被配置为：响应于检测到电网频率发生变化，确定风储联合系统需要提供的功率增量，其中，所述风储联合系统包括风力发电机组以及连接到风力发电机组的储能装置；转子检测单元，被配置为：确定风力发电机组的转子是否可控；转子控制单元，被配置为：响应于确定风力发电机组的转子可控，基于确定的功率增量通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量；储能与变桨控制单元，被配置为：在对风力发电机组的转子进行控制的同时，基于确定的功率增量对储能装置进行控制或者对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制，以产生第二功率增量；其中，响应于对风力发电机组的转子进行控制达到预定时长，转子控制单元被配置为：停止对风力发电机组的转子进行控制；并且储能与变桨控制单元被配置为：基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量；其中，所述预定时长为第二功率增量达到稳态所需的时长。
可选地，所述储能与变桨控制单元还被配置为：响应于确定风力发电机组的转子不可控，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。
可选地，所述风储联合调频装置设置在风力发电机组的变流器控制器中。
根据本公开的另一方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如上所述的风储联合调频方法。
根据本公开的另一方面，提供一种控制器，所述控制器包括：处理器；和存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如上所述的风储联合调频方法。
根据本公开的另一方面，提供一种风储联合系统，所述风储联合系统包括：风力发电机组；连接到风力发电机组的储能装置；如上所述的控制器。
根据本公开的风储联合调频方法和风储联合调频装置，在进行调频时，可首先通过前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制以产生功率增量，从而提升响应速度。同时，由于转子支撑时间有限，为了避免撤出对转子的控制而导致风力发电机组的上网功率波动，可同时对储能装置进行控制或者对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生另外的功率增量。同时，在撤出对转子的控制之后，可通过前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生功率增量，维持风力发电机组的上网功率稳定。此外，在转子不可控的情况下，可直接通过前馈反馈控制方式对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生功率增量，从而通过对储能装置的控制来提升响应速度并保持功率稳定，并且通过对变桨系统的控制来保持功率稳定。
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是示出现有的调频控制流程的示图；
图2是示出调频功率计算曲线的示图；
图3是示出风力发电机组预留部分功率的运行过程的示图；
图4是示出根据本公开的实施例的风储联合调频方法的原理的示图；
图5是示出根据本公开的实施例的风储联合调频方法的流程图；
图6是示出通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制的示图；
图7是示出根据本公开的实施例的风储联合调频方法的响应曲线图；
图8是示出根据本公开的实施例的风储联合调频装置的框图；
图9是是示出根据本公开的实施例的控制器的框图。
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，所述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。
在说明书中，当元件(诸如，层、区域或基底)被描述为“在”另一元件上、“连接到”或“结合到”另一元件时，该元件可直接“在”另一元件上、直接“连接到”或“结合到”另一元件，或者可存在介于其间的一个或多个其他元件。相反，当元件被描述为“直接在”另一元件上、“直接连接到”或“直接结合到”另一元件时，可不存在介于其间的其他元件。
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。
下面对根据本公开的实施例的风储联合调频方法的原理进行解释。
图4是示出根据本公开的实施例的风储联合调频方法的原理的示图。
根据本公开的实施例的风储联合调频方法通过包括风力发电机组和连接到风力发电机组的储能装置的风储联合系统进行调频，能够避免发电量损失并提升调频性能。在图4中，储能装置连接到变流器直流母线，然而本公开不限于此，储能装置也可以连接到其他位置。
参照图4，电网电压e_abc可输入到频率检测模块，以检测电网频率f。可以通过各种现有方法从电网电压e_abc检测电网频率f，本公开对此不做任何限制。然后，可基于电网频率f的变化量，使用预先确定的调频功率计算曲线确定风储联合系统需要提供的功率增量ΔP。接下来，可通过能量调度算法对功率增量ΔP进行分解，得到三个功率增量ΔPgen、ΔPbat和ΔPwt。这里，ΔPgen表示通过对风力发电机组的转子进行控制而产生的功率增量，ΔPbat表示通过对储能装置进行控制而产生的功率增量，ΔPwt表示通过对变桨系统进行控制而产生的功率增量。可以将ΔPgen、ΔPbat和ΔPwt作为转子控制目标、储能控制目标和变桨控制目标，通过转子控制系统、储能控制系统和变桨系统对转子、储能装置和变桨系统进行控制，实现功率响应。
根据本公开的实施例，采用转子、储能和变桨三个装置联合响应功率增量，功率的协调与分配通过能量调度算法实现。转子响应速度快，可持续时间短，用于提升频率响应速度。变桨响应速度慢，可持续时间长，用于调频功率稳定。储能响应速度居中，可持续时间居中，可用于提速也可用于稳定功率。下面对根据本公开的实施例的风储联合调频方法进行详细描述。
图5是示出根据本公开的实施例的风储联合调频方法的流程图。
参照图5，在步骤S501中，响应于检测到电网频率发生变化，确定风储联合系统需要提供的功率增量ΔP。如上所述，风储联合系统包括风力发电机组以及连接到风力发电机组的储能装置，并且可基于电网频率的变化量，使用预先确定的调频功率计算曲线确定风储联合系统需要提供的功率增量。这里，可以通过各种现有方法从电网电压检测电网频率，基于检测的电网频率确定电网频率是否发生变化，并确定电网频率的变化量。
接下来，在步骤S502中，可确定风力发电机组的转子是否可控。如上所述，由于转子响应速度快，可用于提升频率响应速度，因此可首先判断是否可以通过对转子进行控制来产生相应的功率增量。然而，因为转子动能与风力发电机组功率和载荷密切相关，因此当风力发电机组处于特定状态下时转子动能不可用，即，转子不可控。例如，当风力发电机组的输出功率小于等于风力发电机组的额定功率与预定系数的乘积时，或者当风力发电机组的输出功率大于等于风力发电机组的额定功率时，可确定风力发电机组的转子不可控。这里，预定系数为小于1的正数，例如0.1。具体地讲，当风力发电机组的输出功率过低(例如，≤10％Pn)时，可确定转子不可控，以免风力发电机组转速过低而停机或功率倒灌；另一方面，当风力发电机组的输出功率过高(例如，≥100％Pn)时，也可确定转子不可控，以免风力发电机组载荷过大出现安全隐患。
当确定风力发电机组的转子可控时，在步骤S503中，基于确定的功率增量ΔP通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量ΔPgen。
图6是示出通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制的示图。如图6所示，可以以确定的功率增量ΔP作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值Pgrid与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值Plast之差作为反馈值，通过比例积分微分(PID)运算计算第一控制分量，然后可以以确定的功率增量ΔP作为前馈量，并将前馈量与第一控制分量之和计算为转子控制目标ΔP*，最后可以基于计算的转子控制目标ΔP*，对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量ΔPgen。这样，通过反馈控制，实现了对转子的闭环控制，提高了功率响应的稳定度和准确度，并且通过前馈控制，增加了功率响应的速度。这里，对转子进行控制可通过控制电磁转矩来实现。例如，可将转子控制目标ΔP*转换为电磁转矩增量ΔTe施加到机侧AC/DC(整流器)的转矩给定Te*上，AC/DC对Te*进行控制跟踪，然后电磁转矩通过发电机定子施加到发电机G上。上述电磁转矩的控制方式为本领域技术人员熟知，这里不再赘述。
返回参照图5，在步骤S504中，在对风力发电机组的转子进行控制的同时，可基于确定的功率增量ΔP对储能装置进行控制，或者对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制，以产生第二功率增量。如上所述，可通过对储能装置和变桨系统进行控制，来提高频率响应的稳定度。由于变桨系统响应最慢，因此可仅对储能装置进行控制来提高频率响应的稳定度，但是通常不会仅对变桨系统进行控制。然而，本公开不限于此，也可以仅对变桨系统进行控制来提高频率响应的稳定度。当对储能装置与变桨系统二者进行控制时，优先对储能装置进行控制以产生功率增量，当对储能装置进行控制产生的功率增量不能满足需求时，可进一步对变桨系统进行控制，以补充产生另外的功率增量。另一方面，由于在对转子进行控制的同时产生第二功率增量，因此上述实时上网功率值可基于风力发电机组的变流器机侧功率、第一功率增量和第二功率增量来确定。
具体地讲，在基于确定的功率增量ΔP对储能装置进行控制的情况下，当确定的功率增量ΔP小于等于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat-_max时，可以以确定的功率增量ΔP作为储能控制目标，对储能装置进行控制，以产生第二功率增量ΔPbat。然而，当确定的功率增量ΔP大于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max时，可以以储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max作为储能控制目标，对储能装置进行控制，以产生第二功率增量ΔPbat。这里，第一功率增量与第二功率增量之和构成了总的功率增量，因此可通过斜坡给定方式来提供储能控制目标以对储能装置进行控制，从而保证第二功率增量与第一功率增量叠加时，尽可能没有冲击，使得实时上网功率Pgrid保持平稳。当然，储能控制目标也可以以其他给定方式(例如，阶跃给定方式、阶梯给定方式或者指数曲线给定方式)来提供。
另一方面，在基于确定的功率增量ΔP对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制的情况下，当确定的功率增量ΔP小于等于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max时，可以以确定的功率增量ΔP作为储能控制目标，仅对储能装置进行控制，以产生第二功率增量ΔPbat。
当确定的功率增量ΔP大于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat-_max且小于等于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max与变桨系统所能提供的最大功率增量ΔPwt_max之和时，可以以储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max作为储能控制目标，对储能装置进行控制，并且以确定的功率增量ΔP与储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max之差作为变桨控制目标，对变桨系统进行控制，以产生第二功率增量。在这种情况下，第二功率增量可以是通过对储能装置进行控制而产生的功率增量ΔPbat与通过对变桨系统进行控制而产生的功率增量ΔPwt之和。
当确定的功率增量ΔP大于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat-_max与变桨系统所能提供的最大功率增量ΔPwt_max之和时，可以以储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max作为储能控制目标，对储能装置进行控制，并且以变桨系统所能提供的最大功率增量ΔPwt_max作为变桨控制目标，对变桨系统进行控制，以产生第二功率增量。在这种情况下，第二功率增量可以是通过对储能装置进行控制而产生的功率增量ΔPbat与通过对变桨系统进行控制而产生的功率增量ΔPwt之和。
如上所述，储能控制目标可以以斜坡给定方式、阶跃给定方式、阶梯给定方式或者指数曲线给定方式来提供，变桨给定目标也可以以斜坡给定方式、阶跃给定方式、阶梯给定方式或者指数曲线给定方式来提供。此外，储能控制目标与变桨控制目标可以以不同的给定方式来提供，例如，当储能控制目标以斜坡给定方式来提供时，变桨给定目标可以以阶跃给定方式、阶梯给定方式或者指数曲线给定方式来提供。
在对储能装置进行控制时，可控制储能装置吸收电能或释放储存的电能，从而产生相应的功率增量，在对变桨系统进行控制时，可控制变桨系统执行开桨操作或收桨操作(即，改变桨距角)，从而产生相应的功率增量。上述储能装置和变桨系统的操作方式均为本领域技术人员熟知，这里不再赘述。
当对风力发电机组的转子进行控制达到预定时长时，在步骤S505中，可停止对风力发电机组的转子进行控制，并基于确定的功率增量ΔP通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。这里，预定时长可以为第二功率增量(ΔPbat或ΔPbat与ΔPwt之和)达到稳态所需的时长。一般来说，这个时长不能不能超过转子能支撑的最长时间，通常不超过5s。另一方面，这个时长也不能太短，太短意味着斜坡给定方式的斜率较大，斜率太大会对前馈反馈控制(即，闭环控制)方式的稳定性提出挑战，例如，如果第二功率增量快速上升，转子为了使实时上网功率保持平稳，需要快速下调功率，如果下调不及时，将导致实时上网功率波动量超限。在停止对风力发电机组的转子进行控制之后，为了保持实时上网功率平稳，仍然需要通过前馈反馈控制(即，闭环控制)方式来对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制。例如，当风速下降而导致风功率下降时，为了保持实时上网功率平稳，通过对储能装置与变桨系统进行控制而产生的功率增量需要增大，这就需要对储能装置与变桨系统进行闭环控制。
具体地讲，在基于确定的功率增量ΔP通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制的情况下，可以以确定的功率增量ΔP作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值P’grid与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值Plast之差作为反馈值，通过比例积分微分(PID)运算计算第二控制分量，然后可以以确定的功率增量ΔP作为前馈量，并将前馈量与第二控制分量之和计算为储能装置控制目标ΔP*，最后可以基于计算的储能装置控制目标ΔP*，对储能装置进行控制，以产生第三功率增量ΔPbat。这里，实时上网功率值可基于风力发电机组的变流器机侧功率和第三功率增量来确定。
另一方面，在基于确定的功率增量ΔP通过第二前馈反馈控制方式对储能装置与变桨系统二者进行控制的情况下，可以以确定的功率增量ΔP作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值P’grid与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值Plast之差作为反馈值，通过比例积分微分(PID)运算计算第二控制分量，然后可以以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第二控制分量之和计算为储能变桨联合控制目标ΔP*，最后可基于计算的储能变桨联合控制目标ΔP*，对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。
进一步讲，当计算的储能变桨联合控制目标ΔP*小于等于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max时，可以基于计算的储能变桨联合控制目标ΔP*仅对储能装置进行控制，以产生第三功率增量ΔPbat。
当计算的储能变桨联合控制目标ΔP*大于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max且小于等于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max与变桨系统所能提供的最大功率增量ΔPwt_max之和时，以储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max作为储能装置控制目标对储能装置进行控制，并以储能变桨联合控制目标与储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max之差作为变桨系统控制目标对变桨系统进行控制，以产生第三功率增量。在这种情况下，第三功率增量可以是通过对储能装置进行控制而产生的功率增量ΔPbat与通过对变桨系统进行控制而产生的功率增量ΔPwt之和。
当计算的储能变桨联合控制目标ΔP*大于储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max与变桨系统所能提供的最大功率增量ΔPwt_max之和时，以储能装置所能提供的最大功率增量ΔPbat_max作为储能装置控制目标对储能装置进行控制，并以变桨系统所能提供的最大功率增量ΔPwt_max作为变桨系统控制目标对变桨系统进行控制，以产生第三功率增量。如上所述，在这种情况下，第三功率增量可以是通过对储能装置进行控制而产生的功率增量ΔPbat与通过对变桨系统进行控制而产生的功率增量ΔPwt之和。
如上所述，当对储能装置与变桨系统二者进行控制时，优先对储能装置进行控制以产生功率增量，当对储能装置进行控制产生的功率增量不能满足需求时，可进一步对变桨系统进行控制，以补充产生另外的功率增量。
可选择地，当确定风力发电机组的转子不可控时，在步骤S506中，可基于确定的功率增量ΔP通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。步骤S506中，除了不需要停止对转子进行控制(其原因在于，根本没有对转子进行控制)之外，对储能装置的控制或者对储能装置与变桨系统二者的控制与步骤S505中对储能装置的控制或者对储能装置与变桨系统二者的控制完全相同，这里不再赘述。
如上所述，当对储能装置与变桨系统二者进行控制时，优先对储能装置进行控制以产生功率增量，当对储能装置进行控制产生的功率增量不能满足需求时，可进一步对变桨系统进行控制，以补充产生另外的功率增量。
根据本公开的风储联合调频方法，在进行调频时，可首先通过前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制以产生功率增量，从而提升响应速度。同时，由于转子支撑时间有限，为了避免撤出对转子的控制而导致风力发电机组的上网功率波动，可同时对储能装置进行控制或者对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生另外的功率增量。同时，在撤出对转子的控制之后，可通过前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生功率增量，维持风力发电机组的上网功率稳定。此外，在转子不可控的情况下，可直接通过前馈反馈控制方式对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生功率增量，从而通过对储能装置的控制来提升响应速度并保持功率稳定，并且通过对变桨系统的控制来保持功率稳定。
图7是示出根据本公开的实施例的风储联合调频方法的响应曲线图。在图7所示的风储联合调频方法中，风力发电机组的转子可控，并且仅使用储能装置作为转子的补充。
参照图7，在调频启动时刻t0，通过对转子进行控制立即产生功率增量ΔPgen，实时上网功率值Pgrid被提升，从而实现调频响应。与此同时，通过斜坡给定方式提供储能控制目标来对储能装置进行控制，产生功率增量ΔPbat。随着功率增量ΔPbat增大，功率增量ΔPgen可减小。在时刻t1，功率增量ΔPbat达到稳态，并且撤出对转子的控制，此时可保持实时上网功率值Pgrid稳定。随后，当在时刻t2，风速下降导致风功率下降时，由于已经切换为通过前馈反馈控制(即，闭环控制)方式对储能装置进行控制，因此功率增量ΔPbat可逐渐增大，从而保持实时上网功率值Pgrid稳定。
图8是示出根据本公开的实施例的风储联合调频装置的框图。作为示例，根据本公开的实施例的风储联合调频装置可设置在风力发电机组的变流器控制器中，但不限于此。例如，根据本公开的实施例的风储联合调频装置可设置在风力发电机组的主控制器中，或者设置在风力发电机组的专用控制器中。
参照图8，根据本公开的实施例的风储联合调频装置800可包括功率增量确定单元801、转子检测单元802、转子控制单元803和储能与变桨控制单元804。
功率增量确定单元801可响应于检测到电网频率发生变化，确定风储联合系统需要提供的功率增量。如上所述，风储联合系统包括风力发电机组以及连接到风力发电机组的储能装置。功率增量确定单元801可基于电网频率的变化量，使用预先确定的调频功率计算曲线确定风储联合系统需要提供的功率增量。
转子检测单元802可确定风力发电机组的转子是否可控。具体地讲，当风力发电机组的输出功率小于等于风力发电机组的额定功率与预定系数的乘积时，或者当风力发电机组的输出功率大于等于风力发电机组的额定功率时，转子检测单元802可确定风力发电机组的转子不可控。这里，预定系数为小于1的正数，例如但不限于0.1。
转子控制单元803可响应于确定风力发电机组的转子可控，基于确定的功率增量通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量。具体地讲，转子控制单元803可首先以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第一控制分量，然后以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第一控制分量之和计算为转子控制目标，最后基于计算的转子控制目标，对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量。
储能与变桨控制单元804可在对风力发电机组的转子进行控制的同时，基于确定的功率增量对储能装置进行控制或者对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制，以产生第二功率增量。在这种情况下，可基于风力发电机组的变流器机侧功率、第一功率增量和第二功率增量确定所述实时上网功率值。
具体地讲，储能与变桨控制单元804可响应于确定的功率增量小于等于储能装置所能提供的最大功率增量，以确定的功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，以产生第二功率增量。此外，储能与变桨控制单元804可响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，以产生第二功率增量。除了斜坡给定方式之外，还可以通过阶跃给定方式、阶梯给定方式或者指数曲线给定方式来提供储能控制目标。
可选择地，储能与变桨控制单元804可响应于确定的功率增量小于等于储能装置所能提供的最大功率增量，以确定的功率增量作为储能控制目标，仅对储能装置进行控制，以产生第二功率增量。此外，储能与变桨控制单元804可响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量且小于等于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，并且以确定的功率增量与储能装置所能提供的最大功率增量之差作为变桨控制目标，对变桨系统进行控制，以产生第二功率增量。此外，储能与变桨控制单元804可响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，并且以变桨系统所能提供的最大功率增量作为变桨控制目标，对变桨系统进行控制，以产生第二功率增量。这里，可通过斜坡给定方式、阶跃给定方式、阶梯给定方式或者指数曲线给定方式来提供储能控制目标。此外，可通过斜坡给定方式、阶跃给定方式、阶梯给定方式或者指数曲线给定方式来提供变桨制目标。
根据本公开的实施例，响应于对风力发电机组的转子进行控制达到预定时长，转子控制单元803可停止对风力发电机组的转子进行控制，并且储能与变桨控制单元804可基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。这里，预定时长可以是第二功率增量达到稳态所需的时长。此外，储能与变桨控制单元804可响应于确定风力发电机组的转子不可控，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。
具体地讲，储能与变桨控制单元804可首先以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第二控制分量，然后以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第二控制分量之和计算为储能装置控制目标，最后基于计算的储能装置控制目标，对储能装置进行控制，以产生第三功率增量。这里，可基于风力发电机组的变流器机侧功率和第三功率增量确定所述实时上网功率值。
可选择地，储能与变桨控制单元804可首先以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第二控制分量，然后以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第二控制分量之和计算为储能变桨联合控制目标，最后基于计算的储能变桨联合控制目标，对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。在这种情况下，储能与变桨控制单元804可响应于计算的储能变桨联合控制目标小于等于储能装置所能提供的最大功率增量，基于计算的储能变桨联合控制目标仅对储能装置进行控制，以产生第三功率增量。此外，储能与变桨控制单元804可响应于计算的储能变桨联合控制目标大于储能装置所能提供的最大功率增量且小于等于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能装置控制目标对储能装置进行控制，并以储能变桨联合控制目标与储能装置所能提供的最大功率增量之差作为变桨系统控制目标对变桨系统进行控制，以产生第三功率增量。此外，储能与变桨控制单元804可响应于计算的储能变桨联合控制目标大于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能装置控制目标对储能装置进行控制，并以变桨系统所能提供的最大功率增量作为变桨系统控制目标对变桨系统进行控制，以产生第三功率增量。
图9是是示出根据本公开的实施例的控制器的框图。
参照图9，根据本公开的实施例的控制器900可实现在风储联合系统中，例如，可实现为风力发电机组的主控制器。根据本实施例公开的控制器900可包括处理器910和存储器920。处理器910可包括(但不限于)中央处理器(CPU)、数字信号处理器(DSP)、微型计算机、现场可编程门阵列(FPGA)、片上系统(SoC)、微处理器、专用集成电路(ASIC)等。存储器920可存储将由处理器910执行的计算机程序。存储器920可包括高速随机存取存储器和/或非易失性计算机可读存储介质。当处理器910执行存储器920中存储的计算机程序时，可实现如上所述的风储联合调频方法。
可选择地，控制器900可以以有线/无线通信方式与风储联合系统中的其他各种组件进行通信，还可以有线/无线通信方式与风电场中的其他装置进行通信。此外，控制器900可以以有线/无线通信方式与风电场外部的装置进行通信。
根据本公开的实施例的风储联合调频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。当所述计算机程序被处理器执行时，可实现如上所述的风储联合调频方法。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所述计算机程序。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。
根据本公开的风储联合调频方法和风储联合调频装置，在进行调频时，可首先通过前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制以产生功率增量，从而提升响应速度。同时，由于转子支撑时间有限，为了避免撤出对转子的控制而导致风力发电机组的上网功率波动，可同时对储能装置进行控制或者对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生另外的功率增量。同时，在撤出对转子的控制之后，可通过前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生功率增量，维持风力发电机组的上网功率稳定。此外，在转子不可控的情况下，可直接通过前馈反馈控制方式对储能装置和变桨系统二者进行控制以产生功率增量，从而通过对储能装置的控制来提升响应速度并保持功率稳定，并且通过对变桨系统的控制来保持功率稳定。
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。

Claims (16)

1.一种风储联合调频方法，其特征在于，所述风储联合调频方法包括：
响应于检测到电网频率发生变化，确定风储联合系统需要提供的功率增量，其中，所述风储联合系统包括风力发电机组以及连接到风力发电机组的储能装置；
确定风力发电机组的转子是否可控；
响应于确定风力发电机组的转子可控，基于确定的功率增量通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量；
在对风力发电机组的转子进行控制的同时，基于确定的功率增量对储能装置进行控制或者对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制，以产生第二功率增量；
响应于对风力发电机组的转子进行控制达到预定时长，停止对风力发电机组的转子进行控制，并基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量；其中，所述预定时长为第二功率增量达到稳态所需的时长。
2.如权利要求1所述的风储联合调频方法，其特征在于，所述风储联合调频方法还包括：
响应于确定风力发电机组的转子不可控，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。
3.如权利要求1所述的风储联合调频方法，其特征在于，确定风储联合系统需要提供的功率增量的步骤包括：
基于电网频率的变化量，使用预先确定的调频功率计算曲线确定风储联合系统需要提供的功率增量。
4.如权利要求1所述的风储联合调频方法，其特征在于，确定风力发电机组的转子是否可控的步骤包括：
响应于风力发电机组的输出功率小于等于风力发电机组的额定功率与预定系数的乘积，或者响应于风力发电机组的输出功率大于等于风力发电机组的额定功率，确定风力发电机组的转子不可控，其中，所述预定系数为小于1的正数。
5.如权利要求1所述的风储联合调频方法，其特征在于，基于确定的功率增量通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制的步骤包括：
以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第一控制分量；
以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第一控制分量之和计算为转子控制目标；
基于计算的转子控制目标，对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量。
6.如权利要求1所述的风储联合调频方法，其特征在于，基于确定的功率增量对储能装置进行控制的步骤包括：
响应于确定的功率增量小于或等于储能装置所能提供的最大功率增量，以确定的功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，以产生第二功率增量；
响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，以产生第二功率增量。
7.如权利要求1所述的风储联合调频方法，其特征在于，基于确定的功率增量对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制的步骤包括：
响应于确定的功率增量小于或等于储能装置所能提供的最大功率增量，以确定的功率增量作为储能控制目标，仅对储能装置进行控制，以产生第二功率增量；
响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量且小于或等于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，并且以确定的功率增量与储能装置所能提供的最大功率增量之差作为变桨控制目标，对变桨系统进行控制，以产生第二功率增量；或者，
响应于确定的功率增量大于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能控制目标，对储能装置进行控制，并且以变桨系统所能提供的最大功率增量作为变桨制目标，对变桨系统进行控制，以产生第二功率增量。
8.如权利要求1或2所述的风储联合调频方法，其特征在于，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制的步骤包括：
以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第二控制分量；
以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第二控制分量之和计算为储能装置控制目标；
基于计算的储能装置控制目标，对储能装置进行控制，以产生第三功率增量。
9.如权利要求1或2所述的风储联合调频方法，其特征在于，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置与变桨系统二者进行控制的步骤包括：
以确定的功率增量作为给定值，以风力发电机组的实时上网功率值与确定风储联合系统需要提供的功率增量时的上网功率值之差作为反馈值，通过比例积分微分运算计算第二控制分量；
以确定的功率增量作为前馈量，并将前馈量与第二控制分量之和计算为储能变桨联合控制目标；
基于计算的储能变桨联合控制目标，对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。
10.如权利要求9所述的风储联合调频方法，其特征在于，基于计算的储能变桨联合控制目标，对储能装置与变桨系统二者进行控制的步骤包括：
响应于计算的储能变桨联合控制目标小于或者等于储能装置所能提供的最大功率增量，基于计算的储能变桨联合控制目标仅对储能装置进行控制，以产生第三功率增量；
响应于计算的储能变桨联合控制目标大于储能装置所能提供的最大功率增量且小于或者等于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能装置控制目标对储能装置进行控制，并以储能变桨联合控制目标与储能装置所能提供的最大功率增量之差作为变桨系统控制目标对变桨系统进行控制，以产生第三功率增量；或者，
响应于计算的储能变桨联合控制目标大于储能装置所能提供的最大功率增量与变桨系统所能提供的最大功率增量之和，以储能装置所能提供的最大功率增量作为储能装置控制目标对储能装置进行控制，并以变桨系统所能提供的最大功率增量作为变桨系统控制目标对变桨系统进行控制，以产生第三功率增量。
11.一种风储联合调频装置，其特征在于，所述风储联合调频装置包括：
功率增量确定单元，被配置为：响应于检测到电网频率发生变化，确定风储联合系统需要提供的功率增量，其中，所述风储联合系统包括风力发电机组以及连接到风力发电机组的储能装置；
转子检测单元，被配置为：确定风力发电机组的转子是否可控；
转子控制单元，被配置为：响应于确定风力发电机组的转子可控，基于确定的功率增量通过第一前馈反馈控制方式对风力发电机组的转子进行控制，以产生第一功率增量；
储能与变桨控制单元，被配置为：在对风力发电机组的转子进行控制的同时，基于确定的功率增量对储能装置进行控制或者对储能装置与风力发电机组的变桨系统二者进行控制，以产生第二功率增量；
其中，响应于对风力发电机组的转子进行控制达到预定时长，转子控制单元被配置为：停止对风力发电机组的转子进行控制；并且储能与变桨控制单元被配置为：基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量；其中，所述预定时长为第二功率增量达到稳态所需的时长。
12.如权利要求11所述的风储联合调频装置，其特征在于，所述储能与变桨控制单元还被配置为：
响应于确定风力发电机组的转子不可控，基于确定的功率增量通过第二前馈反馈控制方式对储能装置进行控制或者对储能装置与变桨系统二者进行控制，以产生第三功率增量。
13.如权利要求11或12所述的风储联合调频装置，其特征在于，所述风储联合调频装置设置在风力发电机组的变流器控制器中。
14.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序被处理器执行时，实现如权利要求1至10中任意一项所述的风储联合调频方法。
15.一种控制器，其特征在于，所述控制器包括：
处理器；和
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，实现如权利要求1至10中任意一项所述的风储联合调频方法。
16.一种风储联合系统，其特征在于，所述风储联合系统包括：
风力发电机组；
连接到风力发电机组的储能装置；
如权利要求15所述的控制器。
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