技术领域
[0001] 本发明涉及控制领域，特别涉及一种双馈风电机组电压源控制方法、装置、设备及介质。
相关背景技术
[0002] 随着新能源在电力系统中的渗透率不断提高，由同步机主导的传统电力系统逐渐向新型电力系统转变，电网“双高”、“双峰”的特征进一步凸显，安全风险增加。为满足能源绿色转型和电力安全供应的双重要求，新能源必须承担起主动支撑电网运行的责任。
[0003] 目前风电机组主要通过电力电子装置并网，传统跟网型机组由于采用锁相环同步的运行方式，无法适应弱网运行，高比例风电接入场景下将导致电网失步、电压崩溃、频率失稳等安全稳定问题更为突出。电压源技术可以模拟同步机组特性，使电力电子装置向电网提供类似于同步机的电压、频率支撑能力，解决风电系统的弱网运行和电网不稳定问题。另外，在风电机组离网状态下，主要是使用柴油发电机来提供备用电源，给风电机组的辅助回路系统提供电源，实现风电机组的静态和动态调试以及风电机组黑启动。但柴油发电机虽然能为风电机组提供启动电源，但其响应速度慢，可控性差，污染环境且无法给风电机组提供快速功率支撑，不适合长期置于风电机组侧运行。
具体实施方式
[0056] 本发明的核心是提供一种双馈风电机组电压源控制方法、装置、电子设备及介质，本方案中通过电压源技术，当电网侧的频率或所述电网侧的电压发生波动且风电机组未离网时，风电机组通过电压源技术的机侧定子电压、转子电流控制和电网侧的电压、相角控制，自主支撑电网电压和频率，调节风电机组的输出功率。同时，当风电机组并网运行时突然脱离时，控制变桨，实现自维持运行，直至输出功率小于机组总负载功率；另外，将储能系统作为备用电源，当风电机组停机且离网后，储能系统则会向风电机组供电，直至风电机组的定子电压处于预设定子电压范围内，即直至风电机组完成黑启动，才会控制储能系统停止充电，因为储能系统响应速度快、控制灵活、无污染，所以更适合长期为风电机组提供快速支撑。
[0057] 为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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，所描述的实施例是本发明一部分实施例，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，都属于本发明保护的范围。
[0058] 请参照图1，图1为本发明提供的一种双馈风电机组电压源控制方法的过程流程图。该方法包括：
[0059] S11：确定风电机组的当前并网状态及采集储能系统的当前SOC值，其中，当当前SOC值小于预设SOC阈值时控制风电机组向储能系统充电；
[0060] S12：若当前并网状态为电网侧的频率或电网侧的电压未发生波动，则触发确定风电机组的当前并网状态及采集储能系统的当前SOC值的步骤；
[0061] S13：若当前并网状态为电网侧的频率或电网侧的电压发生波动且电网与风电机组未脱离，则根据风电机组的当前相角波动量调节风电机组的输出功率；
[0062] S14：若当前并网状态为风电机组并网运行时突然离网，则根据风电机组的当前相角波动量调节风电机组的输出功率；
[0063] S15：若当前并网状态为电网与风电机组脱离且风电机组停机，则控制储能系统向风电机组充电，直至风电机组的定子电压处于预设定子电压范围内，控制储能系统停止向风电机组充电。
[0064] 本发明中，考虑到现有技术中当风电机组并网运行时，传统跟网型控制（PQ（Power and Quality）控制，恒功率控制）无法向同步机一样对电力系统提供主动支撑，相反，会给电力系统带来低惯性、低抗扰能力等问题。当风电机组处于离网状态时，由柴油发电机充当风电机组的备用电源，但因为柴油发电机虽然能为风电机组提供启动电源，但需要先启动柴油发电机进行发电，才能给风电机组供电，所以其响应速度慢，可控性差，污染环境且无法给风电机组提供快速功率支撑，不适合长期置于风电机组侧运行，所以本申请将风电机组并网运行控制改为电压源型控制，将风电机组的备用电源改为储能系统，并且实时确定电网的当前状态及采集储能系统的当前SOC（State Of Charge，电池的荷电状态）值，以便当当前SOC值小于预设SOC阈值时控制风电机组向储能系统充电，保证储能系统有足够的电量可以在风电机组离网时向风电机组充电，而当电网侧的频率或电网侧的电压发生波动且电网与风电机组未脱离时，此时需要风电机组针对电网侧的电压、相角调整机侧定子电压、转子电流，所以根据电网侧的当前相角波动量调节风电机组的输出功率，以主动支撑电网的频率波动；但如果风电机组并网运行时突然离网，需要通过电压源技术，机组可将自身总负载作为负荷，实现自维持运行，即同样根据电网侧的当前相角波动量调节风电机组的输出功率；如果风电机组停机且离网时，就需要控制储能系统向风电机组充电，直至风电机组的定子电压处于预设定子电压范围内，此时风电机组的黑启动完成，再控制储能系统停止向风电机组充电即可完成对风电机组的黑启动过程，本方案利用储能系统响应速度快、控制灵活、无污染的优点，能够长期为风电机组提供快速支撑。
[0065] 需要说明的是本方案中风电机组可以为跟网型风电机组也可以为电压源型风电机组，其中，跟网型风电机组可以近似地看作伴有高并联阻抗的受控电流源，其需要对并网点电压的相角进行检测，通过控制风电机组的输出电流间接地控制风电机组的输出功率或实现电压调节，传统跟网型机组由于采用锁相环同步的运行方式，不能像同步机一样对系统提供支撑，无法适应弱网运行，高比例风电接入场景下将导致电网失步、电压崩溃、频率失稳等安全稳定问题的出现。
[0066] 还需要说明的是，1、本方案基于虚拟同步控制和下垂控制策略，提出了电压源型风电机组控制技术。可模拟同步机组运行特性，直接控制风电机组输出的电压幅值和相角，自主构建电网电压和频率，可在弱网环境下提高电网稳定性运行能力；2、当电网故障或其他因素导致风电机组离网时，利用储能系统的性能稳定、控制灵活及响应快速的特点，提出了电压源型风电机组和储能系统的黑启动和机组自维持运行策略。可通过储能系统来构建定子电压，完成箱变励磁，实现离网状态下自主启动运行的黑启动及自维持运行功能。3、根据电压源型技术中，主控需要响应变流器反馈的转矩和功率指令，提出了风电机组主控系统基于电压源技术的转速控制方法，以变流器功率为参考值反馈给主控，由主控计算出转速设定值；4、基于电压源技术和储能系统，提出了电压源型风储协同控制策略，将电压源控制技术和储能系统控制与风电机组主控控制融合，实现了弱电网、离网等多场景下的协同控制策略，提高了风电机组的弱网运行能力。
[0067] 本实施例提供了一种双馈风电机组电压源控制方法，本方案中将储能系统作为备用电源，当风电机组并网运行且电网稳定时，如果储能系统的当前SOC值小于预设SOC阈值则需要控制风电机组为储能系统充电；当电网侧的频率或所述电网侧的电压发生波动且风电机组未离网时，风电机组通过电压源技术的机侧定子电压、转子电流控制和电网侧的电压、相角控制，自主支撑电网电压和频率，调节风电机组的输出功率；当风电机组并网运行时突然离网，通过电压源技术，机组可将自身总负载作为负荷，实现自维持运行；如果，风电机组停机且离网时，储能系统则会向风电机组供电，直至风电机组的定子电压处于预设定子电压范围内，即直至风电机组完成黑启动，才会控制储能系统停止充电，因为储能系统响应速度快、控制灵活、无污染，所以更适合长期为风电机组提供快速支撑。
[0068] 在上述实施例的基础上：
[0069] 作为一种可选的实施例，根据风电机组的当前相角波动量调节风电机组的输出功率，包括：
[0070] 采集风电机组的当前角速度、当前并网点电压、当前并网点电流及当前并网点相角；
[0071] 根据当前并网点电压及当前并网点电流确定风电机组的当前并网点有功功率及当前并网点无功功率；
[0072] 将有功功率设定值及当前并网点有功功率输入到有功‑频率控制环中，以得到角速度设定值；
[0073] 对根据角速度设定值进行预设积分操作，以得到当前相角波动量；
[0074] 基于当前相角波动量、当前并网点电压、当前并网点无功功率调节风电机组的输出功率。
[0075] 本发明中，考虑到现有的风电机组一般均为传统跟网型控制（PQ控制），无法向同步机一样对电力系统提供主动支撑，相反，会给电力系统带来低惯性、低抗扰能力等问题；此外，目前风光资源与符合需求呈逆向分布局面，其电网“条状”分布的形态和线路长的特性导致在集中并网时缺乏网间调节能力；随着新能源不断接入导致局部电网弱化，电网故障和电力系统不稳定问题愈加突出，针对弱网运行和电网不稳定问题，本方案选择了电压源型风电机组作为本申请的风电机组，其中，电压源型风电机组在电网侧的频率或电网侧的电压发生波动时，需要根据实时获取风电机组的当前角速度、当前并网点电压、当前并网点电流及当前并网点相角，并根据采集到的当前并网点电压及当前并网点电流确定风电机组的当前并网点有功功率及当前并网点无功功率，再将有功功率设定值及当前并网点有功功率输入到有功‑频率控制环中，以得到角速度设定值，并对根据角速度设定值进行预设积分操作，以得到当前相角波动量，最后即可基于当前相角波动量、当前并网点电压、当前并网点无功功率调节风电机组的输出功率。本方案利用电压源技术，解决了电力电子设备呈现的低惯量、弱阻尼等问题。
[0076] 作为一种可选的实施例，基于当前相角波动量、当前并网点电压、当前并网点无功功率调节风电机组的输出功率，包括：
[0077] 采集风电机组的当前转子d轴电流及当前转子q轴电流；
[0078] 将无功功率设定值及当前并网点无功功率输入到无功‑电压控制环中，以得到等效输出的电动势幅值；
[0079] 根据当前相角波动量及当前并网点电压确定风电机组的当前定子d轴电压及当前定子q轴电压；
[0080] 将当前定子d轴电压、当前定子q轴电压及电动势幅值输入电压环中，以得到风电机组的目标转子d轴电流及目标转子q轴电流；
[0081] 将目标转子d轴电流、目标转子q轴电流、当前转子d轴电流及当前转子q轴电流输入电流环中，以得到风电机组的变流器的当前PWM（Pulse Width Modulation，脉冲宽度调制）调制信号；
[0082] 将当前PWM调制信号传输至变流器，以调整风电机组的转子a相电压、转子b相电压、转子c相电压、定子a相电压、定子b相电压、定子c相电压，以调节风电机组的输出功率。
[0083] 本发明中，采用电压源技术对风电机组进行控制，即先采集所述风电机组的当前转子d轴电流及当前转子q轴电流；再将无功功率设定值及所述当前并网点无功功率输入到无功‑电压控制环中，以得到等效输出的电动势幅值，接着根据当前相角波动量及当前并网点电压确定风电机组的当前定子d轴电压及当前定子q轴电压，并将确定出的当前定子d轴电压、当前定子q轴电压及电动势幅值输入电压环中，以得到风电机组的目标转子d轴电流及目标转子q轴电流，将目标转子d轴电流、目标转子q轴电流、当前转子d轴电流及当前转子q轴电流输入电流环中，以得到风电机组的变流器的当前PWM调制信号，最后将当前PWM调制信号传输至变流器，以调整风电机组的转子a相电压、转子b相电压、转子c相电压、定子a相电压、定子b相电压、定子c相电压，进而准确的调节风电机组的输出功率，本方案利用电压源技术，解决了电力电子设备呈现的低惯量、弱阻尼等问题，同时保证了风电机组输出功率调节过程的稳定性。
[0084] 需要说明的是，本申请是基于电压源技术和储能系统，结合成双馈风电机组整机控制系统，将电压源策略和储能系统控制策略进行融合，可提高电网支撑能力，同时可在离网环境下实现风电机组的黑启动，基于虚拟同步控制策略，直接控制风电机组输出的电压幅值和相角，自主构建电网电压和频率，提高电网稳定性运行能力；同时，当电网故障或其他因素导致风电机组离网时，储能系统响应风电机组的机组主控控制，自主构建定子电压，完成箱变励磁，实现离网状态下自主启动运行的黑启动及自维持运行功能。
[0085] 还需要说明的是，风力发电机输出功率的性能在于机械效率，也称为功率系数CP(λ,β)，主要和空气密度、风机半径、风速、风机转速、叶尖速比和桨距角有关。风能转化为电能的机械功率P如下式所示：
[0086] ；其中，ρair是空气密度，R是风机半径，Vw是风速，CP(λ,β)表示风力发电机的功率效率，是叶尖速比λ和叶片桨距角β的非线性函数。
[0087] 根据电机原理可得出风电机组的机械转矩为：
[0088] ；其中， 是转矩，ωt是转速，表征风电机组的机械功率P。
[0089] 还需要说明的是，风电机组运行过程中的转速‑转矩关系曲线图如图2所示，ω1表示风电机组的并网转速，ω2表示风电机组的额定转速。当风电机组达到并网转速时，风电机组开始并网发电，转矩瞬间从A点到达B点。随着风速增大，转速和转矩成比例上升，如图2所示的BC段。当发电机转速上升达到额定转速时，如果风速继续增大，则进入CD段恒转速运行，风电机组将通过提升转矩来提高功率输出。到达D点时，此时风速为额定风速，风电机组输出功率为额定功率，为满发输出。
[0090] 还需要说明的是，在电压源型风电机组中，风电机组的变流器会根据电网扰动主动调节发电量，因此变流器经常会无法按照最优转矩控制响应主控（即变流器无法根据电网的功率波动量确定需要调整的转矩），导致风电机组的控制失常。为了解决该问题，需要对风电机组的控制策略进行优化。在采用电压源技术控制时，风电机组需要实时计算用于变流器功率调节的能量（当前功率波动量），并将该能量信息传递给变流器控制系统；同时，变流器也需要实时将电网频率和需要用于频率调节的功率及标志位传给主控。在变流器进入电压源控制模式时，主控以变流器所需的功率为目标值来控制机组转速，从而实现电压源型风电机组主控与变流器的协同控制。
[0091] 还需要说明的是，因此，此时公式中的机械功率P等于变流器反馈给主控的功率，即： ；其中，Pabc是风电机组的电网侧输出功率，Ua是电网侧A相电压，Ia是电网侧A相电流，cosφa是电网侧A相功率因数；
Ub是电网侧B相电压，Ib是电网侧B相电流，cosφb是电网侧B相功率因数；Uc是电网侧C相电压，Ic是电网侧C相电流，cosφc是电网侧C相功率因数。将上述公式代入到转矩确定公式中，即可得出风电机组的转速为：
；
[0092] 其中，λ的定义如下： ；
[0093] 综上，当风电机组处于电压源型控制模式下，图2中BC段转速按照转速控制，此时变流器不响应主控转矩指令。
[0094] 作为一种可选的实施例，根据当前并网点电压及当前并网点电流确定风电机组的当前并网点有功功率及当前并网点无功功率，包括：
[0095] 确定电网侧A相功率因数、电网侧B相功率因数及电网侧C相功率因数；
[0096] 根据当前并网点电压、当前并网点电流、电网侧A相功率因数、电网侧B相功率因数、电网侧C相功率因数、有功功率确定公式及无功功率确定公式确定当前并网点有功功率及当前并网点无功功率。
[0097] 本发明中，根据当前并网点电压及当前并网点电流确定风电机组的当前并网点有功功率及当前并网点无功功率的具体过程为：因为有功功率的计算和无功功率的计算均与三相的功率因数有关，所以需要先确定电网侧A相功率因数、电网侧B相功率因数及电网侧C相功率因数，再将当前并网点电压、当前并网点电流、电网侧A相功率因数、电网侧B相功率因数及电网侧C相功率因数分别代入到有功功率确定公式和无功功率确定公式中，进而准确的确定出当前并网点有功输出功率及当前并网点无功功率。
[0098] 需要说明的是，风电机组利用虚拟同步和下垂控制等控制形式模拟同步机组运行特性，直接控制风电机组输出的电压幅值和相角，将系统频率与有功、电压幅值与无功建立联系，能够建立机端电压，支撑电网的频率和电压稳定，给系统提供惯量和阻尼支撑，实现与电网的自主同步。双馈风电机组并网特性主要通过定子侧体现，因此机侧变流器控制实现了对电网的主动支撑，使双馈风电机组定子侧对外表现为电压源特性。控制结构上：机侧变流器控制包括“功率‑电压‑电流”三层控制结构。功率外环使用基于虚拟同步和下垂控制特性构建功率环控制，提供对电网的主动支撑。通过模拟同步发电机转子运动方程以及调速器和励磁特性，根据转子运动方程生成电压参考相位，无功‑电压下垂环生成参考电压。控制拓扑图如图3所示，其控制表达式如下：
[0099] ； ；
[0100] 其中，ω0是同步角速度，ωref是角速度设定值，Kpdroop为有功‑频率下垂调节系数，Pref为有功功率设定值，Pe为有功功率实际值；Us为机端电压参考值，Es为等效输出的电动势幅值，Kqdroop为无功‑电压下垂调节系数，Qref为无功功率设定值，Qe为无功功率实际值，图3中θ是机组端口电压相角，1/s积分函数，Uabc_pcc是并网点电压，usd是定子d轴电压，Usq是定子q轴电压，Ird是电压环计算输出的转子d轴电流，Irq是电压环计算输出的转子q轴电流，ird是并网点的转子d轴电流，irq是并网点的转子q轴电流，RSC是风电机组的变流器，Ura是转子a相电压，urd是转子b相电压，urc是转子c相电压，usa是定子a相电压，usb是定子b相电压，usc是定子c相电压。图3中的电压环是风电机组电压源型控制，根据电压控制参考值，生成内环电流控制参考值。电流环生成变流器PWM控制参考波，用于参考值的调制。
[0101] 作为一种可选的实施例，在当当前SOC值小于预设SOC阈值时控制风电机组向储能系统充电之后，还包括：
[0102] 判断储能系统在充电后的SOC值是否等于额定SOC值，额定SOC值大于预设SOC阈值；
[0103] 若储能系统在充电后的SOC值不等于额定SOC值，则触发当当前SOC值小于预设SOC阈值时控制风电机组向储能系统充电的步骤，直至储能系统在充电后的SOC值等于额定SOC值。
[0104] 本发明中，在SOC值小于预设SOC阈值时控制风电机组向储能系统充电之后，考虑到储能系统是存在额定SOC值的，即储能系统在充满电时的SOC值为额定SOC值，为了保证储能系统的安全，需要在风电机组向储能系统充电后，保证储能系统的充电过程不过充，所以需要实时判断储能系统在充电后的SOC值是否等于额定SOC值，如果储能系统在充电后的SOC值不等于额定SOC值，则继续上述充电过程，直至储能系统在充电后的SOC值等于额定SOC值，控制风电机组停止向储能系统充电，通过保证储能系统的充电过程不过充，以保证方案的安全性。
[0105] 需要说明的是，风电机组在运行过程中，由于电网故障等其他因素导致机组离网运行，使风电机组处于停机失电状态，无法及时获取风电机组的状态信息，给风电机组带来了不确定性的风险。储能系统具有快速充/放电的特性，当风电机组离网时，可以第一时间给风电机组的主控等辅电回路提供备用电源，及时获取风电机组的状态信息，保证风电机组在安全状态下待机。同时，当电网需要提供并网支撑时，储能系统通过给风电机组的变流器电网侧直流母线缓慢充电，机侧通过电压源技术建立定子电压，完成机侧励磁，实现风电机组黑启动，储能系统的黑启动控制流程图如图4所示。随后风电机组进入自维持运行状态，可随时将所发电量接入电网，给电网提供支撑。储能容量计算公式如下： ；式中，E表示储能系统的容量，P1表示风电机组的负载功率，Ue表示储能系统的额定电压，η表示储能充电效率，T表示储能系统的使用时间。
[0106] 作为一种可选的实施例，在控制储能系统向风电机组充电之前，还包括：
[0107] 判断储能系统的当前SOC值是否小于预设充电SOC阈值；
[0108] 若储能系统的当前SOC值不小于预设充电SOC阈值，则触发控制储能系统向风电机组充电的步骤。
[0109] 本发明中，在控制储能系统向风电机组充电之前，考虑到储能系统要想正常向风电机组充电，需要保证自身的SOC值不小于预设充电SOC值，如果自身SOC值小于预设充电SOC值，则有可能导致充电失败，所以需要先判断储能系统的当前SOC值是否小于预设充电SOC阈值，如果储能系统的当前SOC值不小于预设充电SOC阈值，则可以控制储能系统向风电机组充电，反之，如果储能系统的当前SOC值小于预设充电SOC阈值，则不会控制储能系统向风电机组充电，保证了风电机组充电过程的可靠性。
[0110] 作为一种可选的实施例，在控制储能系统停止向风电机组充电之后，还包括：
[0111] 判断风电机组的输出功率是否小于风电机组内部总负载的功率；
[0112] 若风电机组的输出功率不小于风电机组内部总负载的功率，判断储能系统的当前SOC值是否小于额定SOC值，若储能系统的当前SOC值小于额定SOC值，则触发控制储能系统向风电机组充电的步骤；
[0113] 若储能系统的当前SOC值等于额定SOC值，则基于风电机组的输出功率与风电机组内部总负载的功率之间的功率差确定风电机组的桨叶的转速改变量，并根据转速改变量对风电机组的桨叶的转动进行控制，直至功率差处于预设差值范围内。
[0114] 本发明中，在控制储能系统停止向风电机组充电之后，本方案还考虑到风电机组在黑启动完成后，自身仍处于离网状态，此时，如果风电机组的输出功率P出小于风电机组内部总负载的功率P辅变+P箱变+P储能，那风电机组就会因无法维持自身内部的负载而停机，此时就需要重新进行黑启动过程；反之，如果风电机组自身的输出功率不小于风电机组总负载的功率，则需要判断储能系统的当前SOC值是否小于100%（额定SOC值），如果等于，则基于风电机组的输出功率与风电机组总负载的功率之间的功率差确定风电机组的桨叶的转速改变量，并根据转速改变量对风电机组的桨叶的转动进行控制，直至差值处于预设差值范围内，即通过变桨控制对风电机组的输出功率进行调整，以使风电机组的输出功率与风电机组内部总负载的功率的差值保持在预设范围内，通过对风电机组输出功率的实时监测保证了风电机组在自维持运行状态时的稳定性，避免因风电机组的输出功率小于风电机组总负载的功率所导致的风电机组停机。
[0115] 需要说明的是，在常规状态下，风电机组仍处于跟网模式下运行，此时机组按照最大功率跟踪（MPPT，Maximum Power Point Tracking）控制输出功率。为了保证储能系统的容量满足风电机组备用电源或者黑启动的要求，主控实时监测储能系统的SOC值，当SOC值小于系统设定的Max阈值时，风电机组将对储能系统进行充电，SOC值达到100%（额定SOC值）时充电完成。
[0116] 在电压源控制模式下，风电机组一直是模拟同步机特性，主动支撑电网电压和频率；此时主控控制系统的转矩设定值和功率设定值均有变流器提供，当电网侧频率或者电压发生波动时，风电机组的变流器机侧定子电压、转子电流控制和电网侧的电压、相角控制，实现自主支撑电网电压和频率，及时的保障电力系统的稳定性运行。在这个过程中，主控需要实时计算机组转速设定值，快速调整桨叶角度来满足转速设定值要求。
[0117] 在黑启动模式下，先是由储能系统进入本地黑启动模式，储能系统进行放电，风电机组主控系统、辅变系统及箱变控制系统得电。随后，主控系统下发黑启动指令，储能系统进入在线黑启动模式。此时，主控系统控制变桨系统，将桨叶打开，提升转速。风电机组的定子侧缓慢建立电压，箱变进行励磁。当定子电压达到10.5kV，且风电机组的转速满足并网转速时，变流器合闸，风电机组的输出功率缓慢增大，储能系统缓慢退出。这个过程中保证风电机组输出功率加上储能系统的放电功率满足辅电回路负载功率要求。当储能系统完全退出后，主控通过变桨控制，使风电机组输出功率需满足自身负载功率要求，进入自维持运行状态，具体的控制框图如图5所示，本方案可在电压源技术下，使风电机组具有快速自主的支撑电网电压和功率，可提高风电机组在弱网环境下稳定运行，提高电力系统的稳定性。同时还通过电压源型储能系统实现机组黑启动功能，通过与主控的协同，实现了自维持运行控制。
[0118] 还需要说明的是，1、本方案基于电压源技术中的虚拟同步控制和下垂控制策略，可直接控制风电机组输出的电压幅值和相角，以维持电网稳定为目标，实现自主响应电网频率/电压变化，不依赖于场站级调频/调压指令；2、在电压源型技术控制中，变流器无法响应主控转矩指令，通过将常规最大功率追踪下功率转矩计算公式，将变流器转矩和功率作为主控参考值，进行风电机组的转速控制；3、利用储能系统的控制灵活和响应快速的特点，在离网场景下，通过控制储能系统放电，给风电机组塔筒内部辅助回路和箱变辅助回路提供备用电源，使风电机组整个辅电系统正常运行。同时储能系统放电，协同电压源技术，构建定子电压和箱变励磁，为孤网建压建频及场内其他负载供电，实现风电机组黑启动和自维持运行功能；4、将风电机组主控控制系统与电压源控制技术及储能系统控制策略进行融合，可实现风电机组在弱电网、快速主动支撑及离网状态等多场景下的协同控制，提高了风电机组自主构建电网的能力和自我协同控制能力。
[0119] 请参照图6，图6为本发明提供的一种双馈风电机组电压源控制装置的结构示意图。该装置，包括：
[0120] 确定单元11，用于确定风电机组的当前并网状态及采集储能系统的当前SOC值，其中，当当前SOC值小于预设SOC阈值时控制风电机组向储能系统充电；
[0121] 触发单元12，用于当当前并网状态为电网侧的频率或电网侧的电压未发生波动时，触发确定风电机组的当前并网状态及采集储能系统的当前SOC值的步骤；
[0122] 第一调节单元13，用于当当前并网状态为电网侧的频率或电网侧的电压发生波动且电网与风电机组未脱离时，根据风电机组的当前相角波动量调节风电机组的输出功率；
[0123] 第二调节单元14，用于当当前并网状态为风电机组并网运行时突然离网，根据风电机组的当前相角波动量调节风电机组的输出功率；
[0124] 第三调节单元15，用于当当前并网状态为电网与风电机组脱离且风电机组停机时，控制储能系统向风电机组充电，直至风电机组的定子电压处于预设定子电压范围内，控制储能系统停止向风电机组充电。
[0125] 本实施例提供的双馈风电机组电压源控制装置，与上述方法对应，故具有与上述方法相同的有益效果，因此双馈风电机组电压源控制装置部分的实施例请参见方法部分的实施例的描述，这里暂不赘述。
[0126] 请参照图7，图7为本发明提供的一种电子设备的结构示意图。该电子设备包括：
[0127] 存储器20，用于保存计算机程序；
[0128] 处理器21，用于执行计算机程序以实现如上述的双馈风电机组电压源控制方法。
[0129] 本实施例提供的电子设备可以包括但不限于智能手机、平板电脑、笔记本电脑或台式电脑等。
[0130] 其中，处理器21可以包括一个或多个处理核心，比如4核心处理器、8核心处理器等。处理器21可以采用数字信号处理器 (Digital Signal Processor，DSP)、现场可编程门阵列 (Field－Programmable Gate Array，FPGA)、可编程逻辑阵列 (Programmable Logic Array，PLA)中的至少一种硬件形式来实现。处理器21也可以包括主处理器和协处理器，主处理器是用于对在唤醒状态下的数据进行处理的处理器，也称中央处理器 (Central Processing Unit，CPU)；协处理器是用于对在待机状态下的数据进行处理的低功耗处理器。在一些实施例中，处理器21可以集成有图像处理器 (Graphics Processing Unit，GPU)，GPU用于负责显示屏所需要显示的内容的渲染和绘制。一些实施例中，处理器21还可以包括人工智能 (Artificial Intelligence，AI)处理器，该AI处理器用于处理有关机器学习的计算操作。
[0131] 存储器20可以包括一个或多个计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以是非暂态的。存储器20还可包括高速随机存取存储器，以及非易失性存储器，比如一个或多个磁盘存储设备、闪存存储设备。本实施例中，存储器20至少用于存储以下计算机程序201，其中，该计算机程序被处理器21加载并执行之后，能够实现前述任一实施例公开的双馈风电机组电压源控制方法的相关步骤。另外，存储器20所存储的资源还可以包括操作系统202和数据203等，存储方式可以是短暂存储或者永久存储。其中，操作系统202可以包括Windows、Unix、Linux等。数据203可以包括但不限于双馈风电机组电压源控制方法等。
[0132] 在一些实施例中，电子设备还可包括有显示屏22、输入输出接口23、通信接口24、电源25以及通信总线26。
[0133] 本领域技术人员可以理解，图7中示出的结构并不构成对电子设备的限定，可以包括比图示更多或更少的组件。
[0134] 本实施例目的在于提供一种电子设备，将其中的存储器20用于存储计算机程序，将其中的处理器21用于执行计算机程序时实现如上述双馈风电机组电压源控制方法的步骤，使控制的过程更加高效准确。
[0135] 本发明还提供了一种计算机可读存储介质对应的实施例，用于保存计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现如上述的双馈风电机组电压源控制方法。
[0136] 可以理解的是，如果上述实施例中的方法以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，执行本发明各个实施例方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器（Read‑Only Memory，ROM）、随机存取存储器（Random Access Memory，RAM）、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
[0137] 本实施例提供的计算机可读存储介质，与上述方法对应，故具有与上述方法相同的有益效果，因此计算机可读存储介质部分的实施例请参见方法部分的实施例的描述，这里暂不赘述。
[0138] 需要说明的是，在本说明书中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
[0139] 对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其他实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
