风储集群参与电力系统调频调压的协同控制方法

摘要

一种风储集群参与电力系统调频调压的协同控制方法，首先根据风电场运行工况、风速与电力系统调度给出的有功功率与无功功率容量备用要求，利用风电机组超速控制与桨距角控制，使风储集群预留一部分有功功率与无功功率作为电力系统调频调压备用功率。当检测到电力系统频率或者电压发生波动时，根据风储集群状态，确定风储集群需要发出的有功功率及无功功率大小。最后，参考风电机组与储能的容量限制，确定风电机组与储能的最终出力情况。本发明可实现风储集群参与系统频率与电压调节，在风电渗透率较高的电力系统中，能够以较少的储能容量配置，有效提高电力系统的稳定性和电能质量。

说明书

技术领域

本发明涉及一种风电场友好接入电力系统的控制方法，特别涉及一种风储集群参与电力 系统调频调压的协同控制方法。

背景技术

随着我国能源结构的低碳化调整，风能等可再生能源在我国能源结构中占有的比重逐渐 增大，可再生能源与电力系统间的相互作用的程度逐步加强。

虽然风电等可再生能源能够在一定程度上解决能源及环境问题，但是，当风电渗透率较 高时，风电的接入会对电力系统的安全稳定运行带来一定的影响。

风电机组的原动力为风能，风能由于风的间歇性和随机波动性使得风电机组的发出的功 率是间歇和波动的，这些波动性的风能接入系统会给电力系统带来冲击。同时，由于风电机 组为异步机，若不加以控制，在发出有功功率的同时，需要吸收一定的无功功率，不利用系 统的电压稳定。当风电渗透率较低时，这些影响不明显，随着风电渗透率的提高，风能对电 力系统的影响逐渐增大，在给电力系统带来经济效益的同时也给电网的运行造成了一定的困 难。在风电并网比重较大的电力系统中，由于风电场输出功率具有不完全可控性和预期性， 会在一定程度上改变原有电力系统潮流分布、线路输送功率及整个系统的惯量，从而对电网 的有功、无功功率平衡、频率及电压稳定产生了影响。当风电并网运行时，特别是独立运行 的小电网，电网建设相对薄弱，电网有功功率调节能力较小，风电并网带来的电网稳定性问 题更加明显。因此，越来越多的电力公司要求风力发电至少能像常规发电厂一样提供辅助性 服务。

但是，风力发电由于容量及励磁电流等限制，当系统给出功率需求时，仅利用风电机组 无法取得较好地调节效果。储能装置由于其灵活可控性，配合风电机组进行电力系统电能质 量改善可以起到较好的效果。因此，为保证在风电渗透率逐步增高的情况下，满足电力系统 电能质量要求，急需找出一种风储集群参与系统频率、电压调节的控制方法，以提高电力系 统经济性及可靠性。

中国专利201210477712.3公开了一种风储集群控制方法，将风电机组的转子惯性响应、 超速控制和变桨控制协调起来产生一定的有功备用，主动响应系统频率的变化，同时，从备 用容量可信度的角度出发，配置一定的储能弥补风电机组自身备用容量的不足及变化，但该 专利主要是针对风储集群对系统频率的响应，没有考虑电压响应的问题，而电压响应需要对 风电机组和储能的控制系统进行较大的调整，而且要协调与频率响应控制系统的关系。中国 专利CN101931241A公开了风电场并网协调控制方法，利用风电机组转子参与系统调频，储 能系统与变桨通过一阶惯性滤波器进行协调的频率控制方法，以及通过调度直接向风电场下 达指定无功出力指标的电压控制方法，其不足之处在于未充分考虑风电场有功功率及无功功 率输出时的协调，同时，未充分发挥储能装置灵活可控的特点。在风电渗透率较高的电力系 统中，电力系统出现频率及电压变化时，要求风储集群对电力系统稳定性和电能质量的实时 性较强，必须根据电力系统的实时状态，充分考虑到风储集群的调节能力，才能保证电力系 统的可靠与经济运行。

发明内容

本发明的目的是克服现有技术中只考虑风电场只参与频率调节的有功功率输出控制，以 及有功功率输出和无功功率输出之间缺乏协调的问题，针对风电场高渗透率下的电力系统稳 定性和电能质量问题，提出一种风储集群参与电力系统频率电压调节的协调控制方法。本发 明可实现风电机组和储能装置主动参与电力系统频率和电压的调节，进一步提高风电的接入 和消纳能力。

本发明通过检测风电接入侧电力系统的频率和电压偏差及其变化率、风速，以及根据调 度指令，按照风电机组惯性响应控制、超速控制、桨距角控制和储能装置控制等方式，令风 电机组与储能装置输出特定的有功功率，依据风速和各控制方式的可用能力协调风电机组惯 性响应控制、超速控制、桨距角控制和储能装置控制等控制方式；同时，通过调节风电机组 并网侧变流器和转子励磁电流、储能装置等方式实现无功功率输出，依据风速和各控制方式 的可用能力协调无功功率输出；依据风速、风储集群状态、电力系统状态和调度指令等协调 有功功率和无功功率的输出。

本发明可以在风电高渗透情况下，使风电机组友好接入电网，提高电力系统的稳定性和 电能质量；当电力系统出现频率或电压变化时，使风储集群主动提供一定的有功与无功功率 支撑，主动参与对电网频率和电压的调节。

为实现上述目的，本发明风储集群参与电力系统调频调压的协同控制策略步骤如下：

(1)采集电力系统频率、电压信息及风电场风速信息，同时根据电力系统调度指令， 形成风电场调频、调压备用容量需求；

(2)根据风速和风电场调频、调压备用容量需求，利用风电机组的超速控制与桨距角 控制，确定各台风电机组的初始有功功率、无功功率出力及初始转速、初始桨距角，以及储 能装置的荷电状态；

(3)根据电力系统实时的频率偏差及其变化率信息，确定电力系统目前的调频需求； 根据电力系统实时的电压偏差及其变化率信息，确定电力系统目前的调压需求；

(4)根据风电机组出力状况，确定风电机组和储能装置需要发出的有功功率与无功功 率大小；

(5)结合风电机组容量、励磁电流限制及电力系统实时电气状态，确定风电机组有功 功率与无功功率出力参考值；

(6)结合储能装置容量限制及电力系统实时电气状态，确定储能装置的有功功率与无 功功率出力参考值；

(7)将风电机组有功功率及无功功率出力参考值转换为风电机组转速、桨距角、励磁 电流等参数输入给风电机组，使风电机组完成对电力系统频率及电压的调节；

(8)将储能装置的有功功率及无功功率出力参考值输入给储能装置，使储能装置完成 对电力系统频率及电压的调节；

(9)完成对电力系统频率和电压的调节后，按照步骤(1)、步骤(2)恢复风电机组和 储能装置调频调压备用容量。

进一步的，所述步骤(1)中，电力系统调度指令是指电力系统调度方根据电力系统调 频需求与风速信息所确定的风电场各台风电机组预留d％的有功功率作为调频备用容量需 求，d为5％-10％。该调频备用容量需求由风电机组超速控制与桨距角控制提供。

进一步的，所述步骤(2)中，各台风电机组的初始转速的确定与风速有关，根据风电 机组有功功率输出能力与电力系统调频备用需求，将风速划分为启动风速段、低风速段、中 风速段和高风速段4部分。其中，启动风速段为切入风速到门槛风速，启动风速段风电机组 有功功率输出能力较小，转速变化对风电机组有功功率输出影响不大；低风速段上限为利用 超速控制可提供全部电力系统调频备用需求的风速；高风速段下限为采用最大功率点跟踪 时，风电机组转速达到最大转速时的风速；对应不同风速，风电机组的初始转速不同，初始 转速ω与风速关系满足：

式中，R_W为风电机组半径，λ为风电机组按照最大功率点跟踪控制时得到的叶尖速比， λ'为风电机组按照预留d％的有功功率作为调频备用容量需求时得到的叶尖速比，v_风速为检 测到的风电机组风速，v_门槛风速为启动风速段的最大风速，v_mid.in为中风速段的最小风速。

进一步的，所述步骤(2)中，根据风速和风电场调频、调压备用容量需求，利用风电 机组的超速控制与桨距角控制，确定各台风电机组的初始有功功率、无功功率出力、初始转 速、初始桨距角，以及储能装置的荷电状态；其中风电场的调频备用容量需求与各台风电机 组的初始有功功率出力、初始转速、初始桨距角以及储能装置荷电状态有关，风电场的调压 备用容量需求与各台风电机组的初始无功功率出力有关。

风电场调频备用容量需求由各台风电机组的超速控制与桨距角控制共同提供。在确定风 电机组的超速控制和桨距角控制分别承担多少风电场调频备用容量需求后，可得到对应于该 风电场调频备用容量需求的初始转速和初始桨距角，并由初始转速和初始桨距角控制风电机 组发出初始有功功率。当风速处于启动风速段时，风电机组采用最大功率点跟踪控制，忽略 风电场调频备用容量需求；在低风速段时，电力系统调度要求风电机组预留的风电场调频备 用功率全部由风电机组的超速控制提供；在中风速段，调频备用功率优先由风电机组的超速 控制提供，不足部分利用风电机组的桨距角控制提供；在高风速段，风电机组采用恒转速控 制，调频备用功率均由风电机组的桨距角控制提供。

风电场调压备用容量需求与各台风电机组可调节的无功功率裕度有关，各台风电机组可 调节的无功功率裕度由各台风电机组有功功率出力与各台风电机组视在功率共同决定，满 足：

$Q_{\max }=\sqrt{S^2-P^2}$

式中，Q_max为各台风电机组可调节的无功功率裕度，S为各台风电机组视在功率，P为 各台风电机组有功功率出力。

当根据风电场调频备用容量需求确定风电场初始有功功率出力后，可得到对应于该有功 功率出力的风电场初始无功功率出力；储能装置荷电状态与风速有关，当风速处于启动风速 段与低风速段时，应令储能装置荷电状态处于较高水平，当风速处于中风速段与高风速段时， 可适当减小储能装置荷电状态水平。

进一步的，所述步骤(3)确定电力系统调频需求的方式为：确定电力系统调频需求时， 依据电力系统频率偏差及其变化率，通过惯性控制和下垂控制方法实现：

$\mathrm{\Delta P}=K_{\mathrm{pf}}\mathrm{\Delta f}+K_{\mathrm{df}}\frac{\mathrm{d\Delta f}}{\mathrm{dt}};$

式中，ΔP为电力系统调频需要的有功功率，Δf为电力系统实时频率与额定频率之差， K_pf为调频下垂控制系数，K_df为调频惯性控制系数。

进一步的，所述步骤(3)中确定电力系统调压需求的方式为依据电力系统电压偏差， 通过下垂控制方法实现：

ΔQ＝KΔU。

式中，ΔQ为电力系统调压需要的无功功率，ΔU为电力系统实时电压与额定电压之差， K为调压下垂控制系数。

进一步的，所述步骤(4)中，风电机组和储能装置需要发出的有功功率与无功功率取 决于风电机组的实时状态及电力系统功率需求。风电机组需要发出的有功功率、无功功率由 风电机组初始有功功率、无功功率与根据电力系统有功功率、无功功率需求和风电机组实时 状态要求风电机组增发的有功功率、无功功率加和而成；储能装置需要发出的有功功率、无 功功率由电力系统有功功率、无功功率需求和风电机组增发的有功功率、无功功率相减得到。

进一步的，所述步骤(5)和步骤(6)中的电力系统实时电气状态根据检测到的电力系 统频率偏差与电压偏差划分；

电力系统的频率偏差划分为F1-F4四种情况，分别为：

F1:f≥50.5Hz，F2:50Hz≤f＜50.5Hz，F3:48.5Hz≤f＜50Hz，F4:f＜48.5Hz

式中，变量f指检测到的电力系统实时频率；

电力系统的电压偏差划分为U1-U4四种情况，分别为：

U1:U≥1.3U_ref，U2:1.0U_ref≤U＜1.3U_ref,U3:0.8U_ref≤U＜1.0U_ref,U4:U＜0.8U_ref

式中，变量U_ref指电力系统额定电压，U指检测到的电力系统实时电压。

根据所述的电力系统的频率偏差与电压偏差，将电力系统的实时电气状态分为以下16 种：

F4∩U3＝T1 F3∩U3＝T5 F4∩U4＝T9 F3∩U1＝T13

F4∩U2＝T2 F3∩U2＝T6 F4∩U1＝T10 F3∩U4＝T14

F1∩U3＝T3 F2∩U3＝T7 F1∩U4＝T11 F2∩U1＝T15

F1∩U2＝T4 F2∩U2＝T8 F1∩U1＝T12 F2∩U4＝T16

对上述各种电力系统实时电气状态，所确定的风电机组有功功率与无功功率调节方法如 下：

对于电气状态T1-T4，优先利用风储集群进行电力系统有功功率调节；对于电气状态 T5-T12，在满足风储集群容量限制情况下，根据电力系统对有功功率和无功功率的需求，按 比例完成电力系统有功功率与无功功率调节；对于电气状态T13-T16，优先利用风储集群进 行电力系统无功功率调节。

对于风储集群有功功率的分配，优先利用风电机组自身的有功备用容量，当风电机组自 身的有功备用容量不足时，再利用储能装置弥补有功功率出力的不足；对于风储集群无功功 率的分配，优先利用风电机组自身的无功备用容量，当风电机组自身的无功备用容量不足时， 再利用储能装置弥补无功功率出力的不足。

本发明结合调度需求，从宏观角度上对风电场进行调控，同时配合灵活可控的储能装置， 使风储集群有效地参与到系统的电能质量调整过程中，减少了风场接入对电力系统的冲击和 影响，同时提供了风电高渗透电力系统的稳定性。本发明的有益效果为，使风储集群可以参 与系统频率及电压调节，保证了在风电高渗透电力系统中，风电机组能够有效参与系统电能 质量优化，有利用系统的可靠、安全及经济运行。

附图说明

图1是本发明控制方法框架示意图；

图2是本发明中超速控制功率备用曲线；

图3是本发明中变桨控制功率备用框架示意图；

图4是本发明中初始转速及初始桨距角获取流程示意图；

图5是本发明中调频功率分配流程示意图；

图6是本发明中调压功率分配流程示意图；

图7是本发明中电气状态划分及选择流程示意图，其中图7a为电气状态的划分流程， 图7b为电气工况的选择流程；

图8是本发明中风电机组的有功功率、无功功率参考值确定方式流程示意图；

图9是本发明中储能装置的有功功率、无功功率参考值确定方法流程示意图；

图10是本发明中检测控制策略实用性所采用的电力系统示意图；

图11是本发明风储集群参与系统频率电压协调控制策略在定风速情况下，系统发生有 功功率变化时的调节情况，其中图11a为低风速时频率调节情况，图11b为中风速时频率调 节情况，图11c为高风速时频率调节情况；

图12是本发明在定风速情况下，电力系统发生无功功率变化时的调节情况；其中图12a 为低风速时电压调节情况，图12b为中风速时电压调节情况，图12c为高风速时电压调节情 况；

图13是本发明在定风速情况下，系统发生母线处三相金属性故障时的调节情况；其中 图13a为低风速时电压调节情况，图13b为中风速时电压调节情况，图13c为高风速时电压 调节情况；

图14是本发明在定风速情况下，电力系统发生线路侧三相金属性故障时的调节情况； 其中图14a为低风速时电压调节情况，图14b为中风速时电压调节情况，图14c为高风速时 电压调节情况；

图15是本发明在实际风速情况下，电力系统发生有功功率变化时的调节情况；其中图 15a为风速变化情况，图15b为频率变化情况，图15c为风电机组出力情况，图15d为储能 装置出力情况。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步说明。

图1为应用本发明风储集群参与系统频率电压调节协同控制方法的系统框架示意图。图 1中v_风速为风电场风速；d％为电力系统调度给出的风电机组备用容量百分比，预留的调频 备用容量需求d一般为5％-10％；Δf为检测出的电力系统频率差值；ΔU为检测出的电力系 统电压差值；ΔP、ΔQ分别为电力系统状态变化时对有功及无功的需求量；P_wind.deload、 ω_wind.deload、β_wind.deload分别为经过减载备用模块后风电机组发出的有功功率及对应的转子转速、 桨距角；Q_initial为对应于当时风速的风电机组无功功率初始值。

如图1所示，风储集群参与电力系统频率电压调节协同控制方法主要涉及三个控制模块， 即调频模块、调压模块与协同控制模块。调频模块包括风电机组功率备用模块、调频需求功 率判定部分及调频功率分配模块；调压模块包括调压需求功率判定部分及调压功率分配模 块；协同控制模块包括风电机组有功功率、无功功率输出参考值确定模块及储能装置有功功 率、无功功率输出参考值确定模块。所述的调频模块和调压模块分别用于确定电力系统的频 率及电压需求，判断风储集群进行电力系统电能质量调节时需求的有功功率及无功功率数 值，考虑到风储集群容量限制及风电机组励磁限制，根据实际工况，通过协同控制模块最终 确定风电机组及储能装置的有功功率和无功功率的实际输出。

本发明风储集群参与电力系统频率电压调节协同控制方法包括以下步骤：

(1)根据从电力系统调度处获取风电场调频备用容量需求及风场风速信息，利用风电 机组超速控制及桨距角控制，使风电机组预留一部分功率作为调频备用功率。考虑到风速不 同时，风电机组转速及风电机组可发出的有功功率不同，考虑到风电机组可发出的有功功率 大小及风电机组转速限制，根据风电机组有功功率输出能力与电力系统调频备用需求，将风 速划分为启动风速段、低风速段、中风速段、高风速段4部分。其中，启动风速段为切入风 速到门槛风速，启动风速段风电机组有功功率输出能力较小，转速变化对风电机组有功功率 输出影响不大；低风速段上限为利用超速控制可提供全部电力系统调频备用需求的风速；高 风速段下限为采用最大功率点跟踪时，风电机组转速达到最大转速时的风速。当风速处于启 动风速段时，风电机组采用最大功率点跟踪控制；在低风速段时，电力系统调度要求风电机 组预留的风电场调频备用功率全部由风电机组的超速控制提供；在中风速段，调频备用功率 优先由超速控制提供，不足部分利用桨距角控制提供；在高风速段，风电机组采用恒转速控 制，调频备用功率均由桨距角控制提供。超速控制曲线如图2中功率减载备用曲线所示，减 载备用曲线由三部分组成，第一部分为最大功率点跟踪部分，此段曲线与最大功率点跟踪曲 线重合，此时风速处于启动风速段，转速采用最大功率点跟踪时的转速；第二部分为完全减 载备用部分，此时风速处于低风速段，转速为风电机组利用超速控制实现d％电力系统功率 备用时对应的转速；第三部分为恒转速部分，风速处于中、高风速段，转速采用最大转速恒 转速运行。

(2)在低风速段时，仅采用风电机组超速控制即可保证调频备用功率，在中、高风速 段时需要风电机组的桨距角控制配合，桨距角与风能利用系数有关：

$C_P=C_1(\frac{C_2}{{\lambda }_1}-C_3\beta -C_4)e^{\frac{C_5}{{\lambda }_1}}+C_6\lambda$

式中，C₁-C₆为定值，和风电机组机型有关，λ为叶尖速比，β为桨距角，λ₁为以λ和 β为变量的参数，满足$\frac{1}{{\lambda }_1}=\frac{1}{\lambda +0.08\beta }-\frac{0.035}{{\beta }^3+1}.$

在中高风速段，当风电机组转速为最大转速时，在确定的风速下，叶尖速比为一个定值， 满足式中，R_W为风电机组半径，ω_max为风电机组最大转速，v_风速为检测到的 风电机组风速。此时，桨距角是关于风能利用系数的函数，桨距角控制备用策略如图3所示， 其中，P_OSP.UL为超速控制备用后风电机组发出的功率，C_P.Pich.UL为通过变桨后需要的风能利用 系数。

(3)图4所示为获取初始转速与初始桨距角的流程。检测实时风速，若实时风速小于 门槛风速，则根据图2功率减载备用曲线中最大功率点跟踪部分确定对应于该实时风速的风 电机组转速，并将此转速作为初始转速；若实时风速低于进入中风速段的最低风速，则根据 图2功率减载备用曲线中完全减载备用部分确定对应该实时风速的风电机组转速，并将此转 速作为初始转速；若实时风速为中、高风速，则初始转速为风电机组最大转速。在确定初始 转速后，判断需要桨距角控制备用的有功功率大小，在高风速段，通过桨距角控制，确定初 始桨距角，实现有功功率备用。

(4)图5所示为电力系统调频所需有功功率分配具体流程。根据初始转速、初始桨距 角及风电机组最大转速、最大桨距角情况，确定在实时工况下，风电机组转速及桨距角的可 调范围，将此风电机组转速及桨距角可调范围作为输入量，决定调频功率分配。在调频功率 分配过程中，如果检测到频率高于电力系统额定频率，此时需要风储集群减少有功功率输出， 在调频功率分配时，若风电机组转速未达到最大转速，判断可以利用增大风电机组转子转速 减少的有功功率值，若电力系统频率调节所需有功功率需求值大于此有功功率值，两者的差 值通过桨距角控制减少有功功率输出与储能装置吸收有功功率实现频率调节。考虑到桨距角 控制启动速度较慢，在桨距角控制启动期间，控制储能装置多吸收一定有功功率，以配合桨 距角控制启动过程。当检测到电力系统频率下降时，此时需要风储集群多发出一定有功功率 参与电力系统频率调节，首先应该释放出风电机组备用的有功功率，不足部分由储能装置提 供，考虑到风电机组桨距角控制调节过程较慢，在桨距角控制启动期间，由储能装置多发一 部分有功功率参与电力系统频率调节。

(5)图6所示为电力系统调压所需无功功率分配具体流程。根据风电机组系统容量及 初始有功功率大小，可推断出风电机组无功功率的最大可调范围。当检测到电力系统电压变 化时，首先判断风电机组最大无功功率调节范围，在确保风电机组容量及励磁电流不超过限 值的同时，优先利用风电机组的无功调节能力进行无功功率调节。不足部分使用储能装置进 行配合调节。

(6)考虑到风电机组本身会受到风电机组容量及励磁电流限制，因此，在电力系统出 现电压或者频率变化时不能进行无限度的调节。若检测到系统电气状态改变时，应根据电气 状态，合理分配风电机组容量，以实现最优的调节效果。根据不同工况，可分为16种电气 状态，如图7a所示。图7a中给出了不同电气状态划分，其中，电气状态T1-T4中，系统频 率波动较大，电压波动不明显，此时，在调节时，以调节系统频率为主，即优先保证电力系 统有功功率需求；电气状态T5-T12，系统对频率和电压均有一定需求，此时，按比例同时 保证系统的有功功率及无功功率需求；电气状态T13-T16，系统电压波动明显，频率波动不 大，此时，在调节时，以调节系统电压为主，即优先保证电力系统无功功率需求。考虑到容 量限制，可将这16种电气状态分为3种情况，如图7b所示。图7b中，给出了3种电气工 况，对于第1种电气工况，系统频率差额较大，优先需要进行频率调节，此时，风电机组容 量分配主要满足有功功率需求。对于第3种工况，系统电压差额较大，优先需要进行电压调 节，此时，风电机组容量分配主要满足无功功率需求。其他情况下，系统对于有功无功均有 需求并无过分侧重。此时，在进行容量分配时满足容量要求的情况下，根据系统缺额按比例 分配有功功率及无功功率；

(7)根据图7b划分的3种电气工况，在不同电气工况下，考虑到风电机组容量及励磁 电流限制，可以确定风电机组及储能有功功率和无功功率的参考值。就风电机组而言，对于 第1种电气工况，系统频率差额较大，优先需要进行频率调节，此时，风电机组容量分配主 要满足有功功率需求。对于第3种工况，系统电压差额较大，优先需要进行电压调节，此时， 风电机组容量分配主要满足无功功率需求。其他情况下，系统对于有功无功均有需求，而并 无过分侧重。此时，在进行容量分配时，满足容量要求的情况下，根据系统缺额按比例分配 有功及无功功率，确定方法如图8所示；

(8)在利用储能装置对电力系统进行电气特性优化时，同样也需要考虑储能装置的容 量限制，储能装置的容量功率选择与风电机组的工况选择相同，同样分为3种工作模式，对 于第1种电气工况，电力系统频率差额较大，优先需要进行频率调节，此时，储能装置的容 量分配主要满足有功功率需求。对于第3种工况，电力系统电压差额较大，优先需要进行电 压调节，此时，储能装置的容量分配主要满足无功功率需求。其他情况下，电力系统对于有 功功率、无功功率均有需求，而并无过分侧重。此时，在进行储能装置的容量分配时，在满 足容量要求的情况下，根据电力系统缺额按比例分配有功功率及无功功率。储能装置容量限 制保护模块如图9所示；

(9)将风电机组有功功率、无功功率参考值转换为转速、桨距角、励磁电流及网侧变 量器电流参考值输入给风电机组，使风电机组发出需要的有功功率及无功功率；

(10)将储能装置有功功率、无功功率参考值输入给储能装置，使储能装置发出需要的 有功功率及无功功率；

利用RTDS搭建图10所示的电力系统模型进行数模仿真。采用美国西部三机九节点拓扑结 构对本发明控制方法进行验证，将风电机组及储能装置装设在母线8处，如图10所示。其 中，三机系统容量为：G1：247.5MVA；G2：192MVA；G3：128MVA。单台风电机组及储 能的容量均为2.2MVA，风电机组台数为70台，储能台数为30台，系统模型不同情况下的 仿真效果如图11-图15所示。