CN116345485A - 一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法 - Google Patents

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CN116345485A CN202310147601.4A CN202310147601A CN116345485A CN 116345485 A CN116345485 A CN 116345485A CN 202310147601 A CN202310147601 A CN 202310147601A CN 116345485 A CN116345485 A CN 116345485A
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Abstract

本发明公开了一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，分析电网故障期间双馈风机变流器的控制策略与暂态特性；为了补偿锁相环的相位延迟，在转子侧变流器有功功率PI控制的积分环节加入复位补偿CI；当检测到电网故障清除时，转子侧变流器有功功率控制环节采用PI+CI控制，通过对功率控制环节的改进，补偿相位延迟，从而抑制低频振荡。本发明能够提高电网适应性，降低现代电力系统安全运行潜在的风险。

Description

一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法
技术领域
本发明属于新能源并网性能控制策略技术领域，具体涉及一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法。
背景技术
随着风力发电等并网新能源机组的规模不断扩大，双馈型风力发电机(DoublyFed Induction Generator，DFIG)作为风力发电主力机型，成为仅次于同步发电机的重要电源装备。与传统的同步发电机不同，DFIG受限于多尺度储能元件以及风机变流器的弱过载能力，在电网短路故障后，需要附加软件算法与硬件电路实现低电压故障穿越。因此，含大规模风电的现代电力系统呈现复杂的故障变化特征，电网的安全与稳定存在一定的隐患。
近年来，国内外发生了多起大规模风电接入电网后的严重脱网事故。事故分析报告表明，由于风机与同步发电机对电网短路的响应差异，大规模风电电力系统的暂态行为与传统电力系统不同，传统的电力系统经典故障分析理论、方法及经验无法在系统规划阶段发现潜在的事故风险。
对此，从电力系统安全稳定运行的需求出发，许多国家、地区或电力运营企业发布了风电并网技术标准，明确了风电场作为重要电源应具备的能力及应履行的义务，通过强制手段规范了风电电源装备的涉网行为。我国也在2011年发布的低电压穿越技术指标基础上，以鼓励风电机组在低电压过程中多发无功电流为原则制定了GB/T19963.1-2021(风电场接入电力系统技术规定)。随着风电在电力系统中占比的不断提高，对含有大量风电电源的电力系统暂态行为特征和暂态稳定性进行研究，是提升未来电力系统安全可靠运行能力的基本环节。
发明内容
本发明的目的在于提供一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法及系统，以克服现有技术存在的缺陷，本发明能够提高电网适应性，降低现代电力系统安全运行潜在的风险。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，包括以下步骤：
步骤1：分析电网故障期间双馈风机变流器的控制策略与暂态特性；
步骤2：为了补偿故障恢复时锁相环的相位延迟，在转子侧变流器有功功率PI控制的积分环节加入复位补偿CI；
步骤3：当检测到电网故障清除时，转子侧变流器有功功率控制环节采用步骤2中所述PI+CI控制，通过对功率控制环节的改进，补偿相位延迟，从而抑制低频振荡。
进一步地，所述步骤1具体包括：
步骤1.1：将电网故障期间分为3个阶段，分别是：故障前阶段、故障持续阶段和故障后恢复阶段，分析不同故障阶段并网导则要求以及对应的变流器控制策略；
步骤1.2：通过步骤1.1中电网故障期的3个阶段，说明电网故障期间变流器的暂态特性取决于变流器的控制策略；
步骤1.3：据步骤1.2中DFIG的暂态特性与控制策略切换的关系，说明DFIG并网系统的稳定性在不同阶段具有不同的特征。
进一步地，所述步骤1.1中故障前阶段DFIG变流器控制策略分析具体为：
电网发生故障前，风电机组处于正常运行状态，转子侧变流器控制系统采用双闭环结构，由外环功率控制和内环电流控制两部分构成，DFIG转子侧变流器、网侧变流器均采用电网电压d轴定向方法，转子侧变流器用于实现功率的解耦控制，忽略定子电阻和各项基本损耗，DFIG定子的功率方程为：
Figure BDA0004089646700000031
式中，Ps、Qs分别为DFIG向电网输出的有功功率、无功功率，Ls、Lm分别为定子自感和定子与转子间的互感，Us为电网电压，ωs为同步角速度，ird、irq分别为转子电流d轴、q轴分量；
网侧变流器控制系统采用外环电压控制和内环电流控制两部分构成，功率方程为：
Figure BDA0004089646700000032
式中，，Pg、Qg分别为电网流入网侧变流器的有功功率和无功功率，ugd、ugq分别为电网电压的d轴、q轴分量，igd、igq分别为电网电流的d轴、q轴分量。
进一步地，所述步骤1.1中故障持续阶段DFIG变流器控制策略分析具体为：
在电网电压发生跌落时，为了电网稳定运行，切换至LVRT控制策略，冻结转子侧变流器功率控制环节，采用电流控制向电网按照比例注入电流，表示为：
IT＝k(0.9-Us)IN,(0.2≤Us≤0.9)
式中，k为注入电流系数，IN为额定电流；
考虑到网侧变流器的最大功率为DFIG额定容量的15％至30％，容量有限，由转子侧变流器通过定子侧向电网注入无功，无功电流分配如下为：
Figure BDA0004089646700000041
式中，igq_ref、isq_ref分别为电网电流和定子电流d轴分量的参考值。由于变流器容量的限制，需要主动限制转子电流d轴分量ird_ref，结合定子和转子电流的关系，转子侧变流器电流参考值为：
Figure BDA0004089646700000042
式中，irq_ref为转子电流q轴分量，irmax为转子侧电流最大值。
进一步地，所述步骤1.1中故障后恢复阶段DFIG变流器控制策略分析具体为：
检测到电网故障清除后，转子侧变流器有功功率控制环节重新投入，转子侧变流器切换为有功功率优先工作模式，机组有功功率和无功功率快速恢复至故障前的稳态值，按照风电机LVRT技术规范，有功功率以至少10％速率恢复到故障前的稳态值，因此，有功电流的指令值表示为：
Figure BDA0004089646700000043
式中，irq0、irqf0为故障前正常运行时、电网电压恢复瞬间发电机转子有功电流，k为有功的恢复速率，t为有功电流自恢复时刻起至恢复到故障前稳态值的时间。
进一步地，所述步骤1.2中总结电网故障期间不同阶段的暂态特性取决于变流器的控制策略：
交流电流控制时间尺度的暂态是指内电势的瞬时调节，故障发生瞬间，电网电压的幅值和相位都会瞬时改变，在故障瞬间会产生过电流问题，为了避免转子过电流，采用定子磁链前馈或者Crowbar保护电路的动作，故障瞬间的暂态特性由交流电流控制时间尺度控制策略主导；
直流电压控制时间尺度的暂态切换主要包括电流控制环节的指令切换和chopper保护电路的动作，故障持续阶段的暂态特性由直流电压控制时间尺度控制策略主导；
转子转速控制时间尺度的暂态切换体现在紧急桨距控制，为了防止故障后结束后风力机可能出现的过速运行，快速增加风力机桨距角以达到减少风力机输入机械转矩，故障后恢复阶段的暂态特性由转子转速控制时间尺度控制策略主导。
进一步地，所述步骤1.3中双馈风机并网系统的稳定性同样在不同故障阶段具有不同的特征，主要关注故障后恢复阶段的低频振荡问题，暂态特性由转子侧变流器的功率外环控制环节主导。
进一步地，所述步骤2具体包括：
为了抑制故障结束后恢复阶段双馈风机的低频振荡，在转子侧变流器有功功率控制中用PI+复位补偿器CI代替标准PI来补偿锁相环的相位延迟，CI复位补偿器描述为：
Figure BDA0004089646700000051
式中，
Figure BDA0004089646700000061
为复位补偿器的状态，ΔPs(t)＝Ps(t)-Ps *(t)为转子侧变流器有功功率参考值与实际值的差值，xci(t+)为复位时刻的状态值。
PI+CI控制的传递函数表示为：
Figure BDA0004089646700000062
式中，GPI+CI为PI+CI控制器的传递函数，pr是重置率的参数，0≤pr≤1；
通过对CI中重置率pr的调整，对补偿器的状态进行可变复位，当pr＝0时，PI+CI控制看作是标准的PI控制；当pr＝1时，PI+CI控制完全重置。
进一步地，当检测到电网故障清除时，DFIG并网系统进入故障后恢复阶段，转子侧变流器功率控制环节重新投入，DFIG转子侧变流器切换至有功功率优先控制，以不少于10％的速率向电网注入电流，同时，为了抑制故障恢复瞬间的相位延迟，有功功率控制环节采用PI+CI控制，通过对功率控制环节的改进，补偿相位延迟，从而抑制低频振荡。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明根据电网故障期间双馈风机的暂态特性分析，忽略电流环对故障恢复过程中低频振荡的影响，恢复过程中通过功率控制环节对锁相环的相位延迟进行补偿，抑制故障恢复过程中低频振荡，提升电网的适用性，有很好的实用价值。
附图说明
说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明的一部分，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1是本发明双馈风机的典型结构示意图；
图2是本发明双馈风机控制策略时间尺度划分；
图3是本发明电网故障期间双馈风机的控制策略切换；
图4为本发明所提转子侧变流器有功功率改进控制策略；
图5为故障恢复阶段DFIG转子侧变流器采用典型PI控制的仿真结果，其中(a)为电压，(b)为有功功率；
图6为本发明故障恢复阶段DFIG转子侧变流器采用PI+CI控制的仿真结果，其中(a)为电压，(b)为有功功率。
具体实施方式
以下结合附图及具体实施例对本发明进行进一步详细说明。
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，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的实施例，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，都应当属于本发明保护的范围。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
实施例
本发明提出一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，如图1所示，双馈风力发电机由风力机、传动系统、感应电机和一组背靠背的变流器及其控制系统组成。由于风机内部具有多个不同尺度的储能元件，控制策略的响应速度按照储能元件容量进行配合。因此，双馈风机的控制策略也具有多尺度的特征。本发明双馈风机控制环节划分为以下三个时间尺度：转子转速控制时间尺度(1s)、直流电压控制时间尺度(0.1s)和交流电流控制时间尺度(0.01s)，如图2所示。
具体包括以下步骤：
步骤1，分析电网故障期间，双馈风机的控制策略切换与暂态特性。
步骤1.1，将双馈风机低电压穿越过程划分为三个阶段，分别是：故障前阶段、故障持续阶段和故障后恢复阶段，各阶段控制策略切换如图3所示。
1)故障前阶段
电网发生故障前，风电机组处于正常运行状态。转子变流器控制系统采用双闭环结构，由外环功率控制和内环电流控制两部分构成。在外环功率控制中，有功功率的参考值Ps_ref根据最大功率追踪控制计算求得，无功功率的参考值Qs_ref根据恒功率因数控制设定为0，或者根据机端电压控制计算求得；有功和无功功率控制环节分别计算得到转子电流q轴分量和d轴分量的参考值irq_ref和ird_ref，作为内环电流控制的输入量。
本发明双馈风机转子侧变流器、网侧变流器均采用电网电压d轴定向方法，转子侧变流器用于实现功率的解耦控制，忽略定子电阻和各项基本损耗，DFIG定子的功率方程为：
Figure BDA0004089646700000091
式中，Ps、Qs分别为DFIG向电网输出的有功功率、无功功率，Ls、Lm分别为定子自感和定子与转子间的互感，Us为电网电压，ωs为同步角速度，ird、irq分别为转子电流d轴、q轴分量。
网侧变流器用于维持直流母线电压动态稳定，当网侧变流器流入直流侧的有功功率大于转子侧变流器消耗的功率时，多余的能量会使直流母线电压升高，反之则会降低。因此维持直流母线电压动态稳定的关键在于根据转子功率实时调节电网流入网侧变流器有功功率的大小。
网侧变流器控制系统采用外环电压控制和内环电流控制两部分构成。直流侧电压参考值与反馈值的偏差经PI控制器计算得到d轴电流参考值igd_ref。q轴电流控制的输入直接给定为0或者由预设的功率因数计算。网侧变流器的功率方程为：
Figure BDA0004089646700000092
式中，Pg、Qg分别为电网流入网侧变流器的有功功率和无功功率，ugd、ugq分别为电网电压的d轴、q轴分量，igd、igq分别为电网电流的d轴、q轴分量。
2)故障持续阶段
在电网电压发生跌落时，定子绕组和网侧变流器中分别产生暂态电流，由于转子侧变换器对发电机电流的控制能力有限，在严重故障时定子侧的扰动传递到转子绕组将引起转子电流过流或直流母线过压。因此，为了电网稳定运行，当前的并网导则要求电压跌落时，需要向电网注入电流，实现电压暂态支撑。
本发明采用的故障期间暂态策略检测到电网电压跌落后，切换至LVRT控制策略，冻结转子侧变流器功率控制环节，采用电流控制向电网按照比例注入电流，表示为：
IT＝k(0.9-Us)IN,(0.2≤Us≤0.9)
式中，k为注入电流系数，通常取1.5，IN为额定电流。
考虑到网侧变流器的最大功率一般为DFIG额定容量的15％至30％，容量有限，通常由转子侧变流器通过定子侧向电网注入无功，无功电流分配如下为：
Figure BDA0004089646700000101
式中，igq_ref、isq_ref分别为电网电流和定子电流d轴分量的参考值。由于变流器容量的限制，需要主动限制转子电流d轴分量ird_ref，结合定子和转子电流的关系，转子侧变流器电流参考值为：
Figure BDA0004089646700000102
式中，irq_ref为转子电流q轴分量，irmax为转子侧电流最大值，通常取1.2。
3)故障后恢复阶段
检测到电网故障清除后，转子侧变流器有功功率控制环节重新投入，转子侧变流器切换为有功功率优先工作模式，机组有功功率和无功功率快速恢复至故障前的稳态值。按照风电机LVRT技术规范，有功功率以至少10％速率恢复到故障前的稳态值。因此，有功电流的指令值可表示为：
Figure BDA0004089646700000111
式中，irq0、irqf0为故障前正常运行时、电网电压恢复瞬间发电机转子有功电流，k为有功的恢复速率，t为有功电流自恢复时刻起至恢复到故障前稳态值的时间。
步骤1.2，由上述步骤1.1中双馈风机低电压穿越过程中，控制策略的切换，双馈风机的暂态特性与控制策略的关系为：
交流电流控制时间尺度的暂态是指内电势的瞬时调节。故障发生瞬间，电网电压的幅值和相位都会瞬时改变，在故障瞬间会产生过电流问题。为了避免转子过电流，采用定子磁链前馈或者Crowbar保护电路的动作，故障瞬间的暂态特性由交流电流控制时间尺度控制策略主导。
直流电压控制时间尺度的暂态切换主要包括电流控制环节的指令切换和chopper保护电路的动作，故障持续阶段的暂态特性由直流电压控制时间尺度控制策略主导。
转子转速控制时间尺度的暂态切换体现在紧急桨距控制。为了防止故障后结束后风力机可能出现的过速运行，快速增加风力机桨距角以达到减少风力机输入机械转矩。故障后恢复阶段的暂态特性由转子转速控制时间尺度控制策略主导。
步骤1.3，根据步骤1.2中双馈风机的暂态特性与控制策略切换的关系，双馈风机并网系统的稳定性同样在不同故障阶段具有不同的特征。本发明主要关注故障后恢复阶段的低频振荡问题(转子转速控制时间尺度)，暂态特性由转子侧变流器的功率外环控制环节主导。
步骤2，电网故障后恢复阶段，转子侧变流器功率外环控制加入复位补偿器，具体步骤为：
步骤2.1：传统功率控制环节PI的传递函数可以表示为：
Figure BDA0004089646700000121
式中，GPI为PI控制的传递函数，kP为PI控制的比例增益，TI为PI控制的积分时间常数，s为积分算子。
步骤2.2，为了抑制故障结束后恢复阶段双馈风机的低频振荡，本发明提出在转子侧变流器有功功率控制中用PI+复位补偿器(Clegg integrator，CI)代替标准PI来补偿锁相环的相位延迟，将CI加入PI控制的积分环节中，如图4所示。CI复位补偿器可以描述为：
Figure BDA0004089646700000122
式中，
Figure BDA0004089646700000123
为复位补偿器的状态，ΔPs(t)＝Ps(t)-Ps *(t)为转子侧变流器有功功率参考值与实际值的差值，xci(t+)为复位时刻的状态值。
步骤2.3，步骤2.2中所提PI+CI控制的传递函数可以表示为：
Figure BDA0004089646700000124
式中，GPI+CI为PI+CI控制器的传递函数，pr是重置率的参数，0≤pr≤1。
步骤2.4，通过对CI中重置率pr的调整，对补偿器的状态进行可变复位。当pr＝0时，PI+CI控制可以看作是标准的PI控制；当pr＝1时，PI+CI控制完全重置。
步骤3，当检测到电网故障清除时，DFIG并网系统进入故障后恢复阶段，转子侧变流器功率控制环节重新投入。DFIG转子侧变流器切换至有功功率优先控制，以不少于10％的速率向电网注入电流。同时，为了抑制故障恢复瞬间的相位延迟，有功功率控制环节采用本发明步骤2.2中所提PI+CI控制。通过对功率控制环节的改进，补偿相位延迟，从而抑制低频振荡。
结合仿真实例对本发明的应用效果作详细的描述。本发明实例基于MATLAB/Simulink仿真平台搭建，图5为故障恢复阶段转子侧变流器有功功率采用经典PI控制的DFIG故障穿越策略仿真结果，图6为本发明故障恢复阶段转子侧变流器有功功率采用PI+CI控制的DFIG故障穿越仿真结果。本发明提出的转子侧变流器有功功率改进策略，通过对故障清除后转子侧变流器有功功率PI控制积分环节加入CI补偿器，补偿锁相环的相位延迟，从而抑制了低电压穿越时DFIG有功功率低频振荡，并且不影响系统的频率和功角稳定，提高了DFIG并网系统的稳定运行。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
最后应当说明的是：以上实施例仅用于说明本发明的技术方案而非对其保护范围的限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本发明后依然可对发明的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在发明待批的权利要求保护范围之内。

Claims (9)

1.一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1：分析电网故障期间双馈风机变流器的控制策略与暂态特性；
步骤2：为了补偿故障恢复时锁相环的相位延迟，在转子侧变流器有功功率PI控制的积分环节加入复位补偿CI；
步骤3：当检测到电网故障清除时，转子侧变流器有功功率控制环节采用步骤2中所述PI+CI控制，通过对功率控制环节的改进，补偿相位延迟，从而抑制低频振荡。
2.根据权利要求1所述的一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，所述步骤1具体包括：
步骤1.1：将电网故障期间分为3个阶段，分别是：故障前阶段、故障持续阶段和故障后恢复阶段，分析不同故障阶段并网导则要求以及对应的变流器控制策略；
步骤1.2：通过步骤1.1中电网故障期的3个阶段，说明电网故障期间变流器的暂态特性取决于变流器的控制策略；
步骤1.3：据步骤1.2中DFIG的暂态特性与控制策略切换的关系，说明DFIG并网系统的稳定性在不同阶段具有不同的特征。
3.根据权利要求2所述的一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，所述步骤1.1中故障前阶段DFIG变流器控制策略分析具体为：
电网发生故障前，风电机组处于正常运行状态，转子侧变流器控制系统采用双闭环结构，由外环功率控制和内环电流控制两部分构成，DFIG转子侧变流器、网侧变流器均采用电网电压d轴定向方法，转子侧变流器用于实现功率的解耦控制，忽略定子电阻和各项基本损耗，DFIG定子的功率方程为：
Figure FDA0004089646690000021
式中，Ps、Qs分别为DFIG向电网输出的有功功率、无功功率，Ls、Lm分别为定子自感和定子与转子间的互感，Us为电网电压，ωs为同步角速度，ird、irq分别为转子电流d轴、q轴分量；
网侧变流器控制系统采用外环电压控制和内环电流控制两部分构成，功率方程为：
Figure FDA0004089646690000022
式中，，Pg、Qg分别为电网流入网侧变流器的有功功率和无功功率，ugd、ugq分别为电网电压的d轴、q轴分量，igd、igq分别为电网电流的d轴、q轴分量。
4.根据权利要求3所述的一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，所述步骤1.1中故障持续阶段DFIG变流器控制策略分析具体为：
在电网电压发生跌落时，为了电网稳定运行，切换至LVRT控制策略，冻结转子侧变流器功率控制环节，采用电流控制向电网按照比例注入电流，表示为：
IT＝k(0.9-Us)IN,(0.2≤Us≤0.9)
式中，k为注入电流系数，IN为额定电流；
考虑到网侧变流器的最大功率为DFIG额定容量的15％至30％，容量有限，由转子侧变流器通过定子侧向电网注入无功，无功电流分配如下为：
Figure FDA0004089646690000031
式中，igq_ref、isq_ref分别为电网电流和定子电流d轴分量的参考值，由于变流器容量的限制，需要主动限制转子电流d轴分量ird_ref，结合定子和转子电流的关系，转子侧变流器电流参考值为：
Figure FDA0004089646690000032
式中，irq_ref为转子电流q轴分量，irmax为转子侧电流最大值。
5.根据权利要求4所述的一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，所述步骤1.1中故障后恢复阶段DFIG变流器控制策略分析具体为：
检测到电网故障清除后，转子侧变流器有功功率控制环节重新投入，转子侧变流器切换为有功功率优先工作模式，机组有功功率和无功功率快速恢复至故障前的稳态值，按照风电机LVRT技术规范，有功功率以至少10％速率恢复到故障前的稳态值，因此，有功电流的指令值表示为：
Figure FDA0004089646690000033
式中，irq0、irqf0为故障前正常运行时、电网电压恢复瞬间发电机转子有功电流，k为有功的恢复速率，t为有功电流自恢复时刻起至恢复到故障前稳态值的时间。
6.根据权利要求2所述的一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，所述步骤1.2中总结电网故障期间不同阶段的暂态特性取决于变流器的控制策略：
交流电流控制时间尺度的暂态是指内电势的瞬时调节，故障发生瞬间，电网电压的幅值和相位都会瞬时改变，在故障瞬间会产生过电流问题，为了避免转子过电流，采用定子磁链前馈或者Crowbar保护电路的动作，故障瞬间的暂态特性由交流电流控制时间尺度控制策略主导；
直流电压控制时间尺度的暂态切换主要包括电流控制环节的指令切换和chopper保护电路的动作，故障持续阶段的暂态特性由直流电压控制时间尺度控制策略主导；
转子转速控制时间尺度的暂态切换体现在紧急桨距控制，为了防止故障后结束后风力机可能出现的过速运行，快速增加风力机桨距角以达到减少风力机输入机械转矩，故障后恢复阶段的暂态特性由转子转速控制时间尺度控制策略主导。
7.根据权利要求2所述的一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，所述步骤1.3中双馈风机并网系统的稳定性同样在不同故障阶段具有不同的特征，主要关注故障后恢复阶段的低频振荡问题，暂态特性由转子侧变流器的功率外环控制环节主导。
8.根据权利要求7所述的一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，所述步骤2具体包括：
为了抑制故障结束后恢复阶段双馈风机的低频振荡，在转子侧变流器有功功率控制中用PI+复位补偿器CI代替标准PI来补偿锁相环的相位延迟，CI复位补偿器描述为：
Figure FDA0004089646690000051
式中，
Figure FDA0004089646690000052
为复位补偿器的状态，ΔPs(t)＝Ps(t)-Ps *(t)为转子侧变流器有功功率参考值与实际值的差值，xci(t+)为复位时刻的状态值；
PI+CI控制的传递函数表示为：
Figure FDA0004089646690000053
式中，GPI+CI为PI+CI控制器的传递函数，pr是重置率的参数，0≤pr≤1；
通过对CI中重置率pr的调整，对补偿器的状态进行可变复位，当pr＝0时，PI+CI控制看作是标准的PI控制；当pr＝1时，PI+CI控制完全重置。
9.根据权利要求1-8任一项所述的一种提升电网故障期间双馈风机暂态稳定性的方法，其特征在于，当检测到电网故障清除时，DFIG并网系统进入故障后恢复阶段，转子侧变流器功率控制环节重新投入，DFIG转子侧变流器切换至有功功率优先控制，以不少于10％的速率向电网注入电流，同时，为了抑制故障恢复瞬间的相位延迟，有功功率控制环节采用PI+CI控制，通过对功率控制环节的改进，补偿相位延迟，从而抑制低频振荡。
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