本发明涉及含永磁直驱风电场和异步风电场的混合风电场群的技术改进，特别是涉及不平衡电网电压下该混合风电场有效抑制并网点负序电压分量的方法，属于电力控制
技术领域：
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背景技术：
：由于不同类型的风电机组各有特点，在旧风电场扩容改造和新风电场建设中，利用不同类型风电机组组成混合风电场并利用不同类型风电机组相互协调运行已是大规模风电利用的重要趋势之一。由于我国风电资源大多集中在偏远地区，由线路阻抗不对称、不对称短路故障等因素引起的电网电压不平衡时有发生，这将对并网大型风电场的稳定运行产生显著影响。常用的风力发电系统中，异步风电机组直接与电网相连，其可控性较差，受不平衡电网电压影响较大，一方面，不平衡定子电流将引起发电机绕组过热并产生附加损耗，可能导致绕组绝缘损坏，另一方面，定子正、负序电压和电流的相互作用将导致电磁转矩出现二倍频脉动，从而降低机组轴系的使用寿命。目前，为提高异步风电场面对不平衡电网电压的适应能力，国内外学者已展开了相关研究，如已公开的下列文献：(1)田桂珍，王生铁，庞洋等.电网电压不平衡下笼型机风电场STATCOM控制策略的研究[J].可再生能源，2016，34(1)：30-37.(2)AndresE.Leon,MarceloF.Farias,PedroE.Battaiotto,JorgeA.Solsona,andMaríaInésValla.ControlstrategyofaDVRtoimprovestabilityinwindfarmsusingsquirrel-cageinductiongenerators[J].IEEETransactionsonPowerSystems,2011,26(3):1609-1617.(3)YiWangandLieXu.CoordinatedcontrolofDFIGandFSIG-basedwindfarmsunderunbalancedgridconditions[J].IEEETransactionsonPowerDelivery,2010,25(1):367-377.文献(1)提出通过控制静止同步补偿器(STATCOM)向电网注入无功负序电流来抑制风电并网点的负序电压，从而降低异步风电场并网点电压不平度，然而分析发现，直接注入无功负序电流，在相同负序电流幅值下，并不能将风电场并网点的电压不平衡度抑制到最低点，某些情况下甚至会引起该点电压不平衡度升高。文献(2)提出了采用动态电压恢复器(DVR)来补偿异步风电场并网点电压的控制方法，可提高异步风电场在电网电压不平衡下的运行特性，然而由于DVR直流链电容的容值有限，导致其控制时间有限，超出其控制时间时，异步风电场仍将面临不平衡电网电压所带来的威胁。文献(3)在含异步风电机组和双馈风电机组的混合风电场中，控制双馈风电场向电网注入负序电流来抑制混合风电场并网点的电压不平衡度，从而提高混合风电场面对不平衡电网电压的适应能力，然而在电网电压出现不平衡时，系统等效负序电源难以确定，且双馈风电机组采用部分功率变换器，其输出负序电流能力十分有限，在电网电压不平衡度较大时难以实现控制效果。作为风电市场中的主流机型，永磁直驱风电机组与传统异步风电机组组合而成的混合风电场群已成为目前旧风电场扩容的必然选择，因此，利用永磁直驱风电机组灵活的控制能力，研究含永磁直驱风电场和异步风电场的混合风电场群在电网电压不平衡下的控制方法，以显著降低风电场并网点的电压不平衡度，将有利于风力发电系统的并网安全稳定运行性能。技术实现要素：针对现有技术存在的上述不足，本发明的目的在于提出一种不平衡电网电压下含永磁直驱风电场和异步风电场的混合风电场群的控制方法，该方法在不增设硬件设备的前提下，控制永磁直驱风电系统输出满足幅值和相角要求的负序电流，可最大程度地降低风电场并网点的电压不平衡度，从而提高该混合风电场在电网电压不平衡下的系统运行性能。本发明的技术方案是这样实现的：电网电压不平衡下含永磁直驱风电场和异步风电场的混合风电场群的控制方法，其特征在于：本方法涉及对永磁直驱风电系统网侧变换器和机侧变换器的控制；(A)永磁直驱风电系统网侧变换器的控制步骤为：A1)采集风电场并网点三相电压信号Ugabc以及直流母线电压信号Vdc，储存电网电压不平衡运行工况开始时刻的风电场并网点三相电压信号Ugabc0；A2)将采集到的风电场并网点三相电压信号Ugabc经过数字锁相环PLL后得到风电场并网点正序电压矢量的电角度θg和同步电角速度ω1；A3)将电网电压不平衡运行工况开始时刻的风电场并网点三相电压信号Ugabc0、风电场并网点三相电压信号Ugabc分别经过静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率坐标变换，转换为静止两相αβ坐标轴系下的电压信号，即Ugα0、Ugβ0、Ugα、Ugβ；A4)采用风电场并网点正序电压d轴定向方式，将步骤A3)所得静止两相αβ坐标轴系下的电压信号Ugα0、Ugβ0、Ugα、Ugβ经过静止两相αβ坐标轴系到正向、反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过2ω1陷波器滤波，得到风电场并网点三相电压在不平衡故障开始时刻以及系统在不平衡电网电压条件下运行期间的正向、反向同步角速度旋转坐标轴系下的dq轴分量，即：U+gd0+、U+gq0+、U﹣gd0﹣、U﹣gq0﹣、U+gd+、U+gq+、U﹣gd﹣、U﹣gq﹣；A5)采集永磁直驱风电系统网侧变换器输出的三相电流信号igabc；A6)将采集到的网侧变换器三相电流信号igabc经静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率坐标变换得到静止两相αβ坐标轴系下的电流igα、igβ；A7)将步骤A6)所得静止两相αβ坐标轴系下网侧变换器输出电流igα、igβ经静止两相αβ坐标轴系到正向、反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换，再经过2ω1陷波器滤波得到网侧变换器电流在正向、反向同步角速度旋转坐标轴系下的dq轴分量i+gd+、i+gq+、i﹣gd﹣、i﹣gq﹣；A8)将步骤A4)所得风电场并网点电压在正向、反向同步角速度旋转坐标轴系下的dq轴分量U+gd+、U+gq+、U﹣gd﹣、U﹣gq﹣和步骤A7)所得网侧变换器输出电流在正向、反向同步角速度旋转坐标轴系下的dq轴分量i+gd+、i+gq+、i﹣gd﹣、i﹣gq﹣送入平均功率计算模块，依照下式，计算得到永磁直驱风电系统的并网平均有功功率Pg_av及并网无功功率Qg_av；Pg_av=Ugd++igd+++Usq++igq+++Ugd--igd--+Ugq--igq--Qg_av=Ugd++igq++-Usq++igd+++Ugd--igq---Ugq--igd--]]>A9)将采集到的直流母线电压信号Vdc、步骤A4)所得风电场并网点电压在正向、反向同步角速度旋转坐标轴系下的dq轴分量U+gd+、U+gq+、U﹣gd﹣、U﹣gq﹣、步骤A7)所得网侧变换器输出电流在正向同步角速度旋转坐标轴系下的dq轴分量i+gd+、i+gq+和步骤A8)所得永磁直驱风电系统并网平均有功功率Pg_av送至负序电流幅值最大值计算模块，依照下式，可确定正序电流限制和直流母线电压限制下永磁直驱风电场所能输出负序电流的幅值,取下式两者中计算值较小的一个作为最大负序电流幅值；Igmax--=Igm-Pg_av|Ug++|Igmax--=kmVdc-|Ug++|-|Ug--|ω1Lg]]>式中，Igm为网侧变换器允许流过的最大电流幅值，分别为风电场并网点正、负序电压分量的幅值，km为调制系数，当采用空间矢量脉宽调制时，ω1Lg为进线电抗器的阻抗值；A10)根据永磁直驱风电系统并网有功功率给定值P*g_av以及步骤A8)所得永磁直驱风电系统并网平均有功功率Pg_av和并网无功功率Qg_av，依照下式，获得网侧变换器正序电流参考指令I+*gd+、I+*gq+；Igd++*=[Kp1(τi1s+1)/τi1s](Pg_av*-Pg_av)Igq++*=[Kp1(τi1s+1)/τi1s](Qg_av*-Qg_av)]]>式中，Q*g_av为网侧变换器并网无功功率参考值，当系统运行于单位功率因数时Q*g_av＝0，Kp1和τi1分别为网侧变换器正序控制系统中功率外环PI控制器的比例系数和积分时间常数；A11)将步骤A4)所得风电场并网点电压在不平衡故障开始时刻的负序分量U﹣gd0﹣和U﹣gq0﹣、系统运行时实时检测的风电场并网点电压负序分量U﹣gd﹣和U﹣gq﹣以及步骤A9)所得网侧变换器可输出的最大负序电流幅值I﹣gmax﹣送至网侧变换器负序参考电流指令计算模块，得到网侧变换器负序参考电流指令A12)利用下式控制方程，得到网侧变换器在正、反向同步角速度旋转坐标轴系下的正、负序控制电压dq轴分量V+gd+、V+gq+、V-gd-和V-gq-；Vgd++=[Kp3(τi3s+1)](Igd++*-igd++)+ω1Lgigq+++Ugd++=[Kp3(τi3s+1)](Igd++*-igd++)+ΔVgd++Vgq++=[Kp3(τi3s+1)](Igq++*-igq++)-ω1Lgigd++=[Kp3(τi3s+1)](Igq++*-igq++)+ΔVgq++Vgd--=[Kp4(τi4s+1)](Igd--*-igd--)-ω1Lgigq--+Ugd--=[Kp4(τi4s+1)](Igd--*-igd--)+ΔVgd--Vgq--=[Kp4(τi4s+1)](Igq--*-igd--)+ω1Lgigd--+Ugd--=[Kp4(τi4s+1)](Igq--*-igd--)+ΔVgq--]]>式中，Kp3和τi3分别为网侧变换器正序控制系统中电流内环PI控制器的比例系数和积分时间常数，Kp4和τi4分别为网侧变换器负序控制系统中电流环PI控制器的比例系数和积分时间常数；A13)将步骤A12)所得网侧变换器正、负序控制电压dq轴分量V+gd+、V+gq+、V-gd-和V-gq-分别经正向、反向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换得到静止两相αβ坐标轴系下正、负序控制电压V+gα+、V+gβ+、和A14)将步骤A13)所得静止两相αβ坐标轴系下网侧变换器正、负序控制电压V+gα+、V+gβ+、和采集到的直流母线电压信号Vdc通过空间矢量脉宽调制产生网侧变换器PWM驱动信号；(B)永磁直驱风电系统中机侧变换器的控制步骤为：B1)机侧变换器采用矢量控制策略，其控制电压和直流侧电压Vdc通过空间矢量脉宽调制产生机侧变换器PWM驱动信号，以维持直流母线电压恒定。所述的步骤A11)包括以下步骤：A11.1)电网电压不平衡运行期间，网侧变换器负序参考电流指令首先经模式1获得，即利用步骤A4)所得风电场并网点负序电压dq轴分量U﹣gd﹣和U﹣gq﹣和步骤A9)所得网侧变换器可输出的最大负序电流幅值通过负序电压PI调节以及矢量限幅环节得到网侧变换器负序参考电流指令和其中负序电压调节方程为：igd--*=[Kp2(τi2s+1)](0-Ugq--)igq--*=[Kp2(τi2s+1)](0-Ugd--)]]>式中，和为网侧变换器负序电压环PI控制器输出的未经限幅的负序电流分量，Kp2和τi2是网侧变换器负序电压PI控制器的比例系数和积分时间常数；A11.2)利用步骤A4)所得风电场并网点负序电压dp轴分量U﹣gd﹣和U﹣gq﹣，进行以下判断：U﹣gd﹣＝0且U﹣gq﹣＝0；A11.3)若满足步骤A11.2)的判定条件，则网侧变换器负序参考电流指令依旧经步骤A11.1)所述的模式1进行获取；A11.4)若不满足步骤A11.2)的判定条件，则网侧变换器负序参考电流指令采用模式2进行获取，即将步骤A4)所得不平衡故障开始时刻风电场并网点负序电压dq轴分量U﹣gd0﹣、U﹣gq0﹣送至最优相角计算模块和负序电流参考值计算模块，依照下式，计算网侧变换器负序电流矢量的最优相角θopt，进而计算得到网侧变换器负序参考电流指令θopt=arctan(Ugq0--/Ugd0--)-π2Igd--*=Igmax--·cosθoptIgq--*=Igmax--·sinθopt]]>与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：本发明针对含永磁直驱风电场和异步风电场的混合风电场群，通过对永磁直驱风电系统的控制，利用其网侧变换器的负序电流裕量及其相角特性，计算永磁直驱风电系统可输出的最大负序电流幅值及其负序电流矢量的最优相角，从而得到永磁直驱风电系统网侧变换器的负序参考电流指令，进而输出满足要求的控制电压，使得风电场并网点电压不平衡度得到最大程度地降低，从而实现对异步风电场中电磁转矩及输出功率脉动的有效抑制，增强整个混合风电场群对不平衡电网电压的适应能力。附图说明图1为含永磁直驱风电场和异步风电场的混合风电场群接入电力系统的结构示意图。图2为本发明所述永磁直驱风电系统的控制原理框图。图3为PCC点初始电压不平衡度8％、永磁直驱风电场输出平均有功功率0.5pu时，改变网侧变换器负序电流相角时的系统仿真波形。图4为PCC点初始电压不平衡度8％、永磁直驱风电场输出平均有功功率0.5pu时，采用本发明控制方法下的系统仿真波形。图5为PCC点初始电压不平衡度5％、永磁直驱风电场输出平均有功功率0.5pu时，采用本发明控制方法下的系统仿真波形。具体实施方式以下结合附图对本发明的具体实施方案作详细描述。图1为含30MW永磁直驱风电场和20MW异步风电场的混合风电场群接入电力系统的结构示意图，两类风电场通过公共点(PCC点)联接后接入大电网。不平衡电网电压下，永磁直驱风电场充分利用其网侧变换器的负序电流裕量及其相角特性，向电网输出满足幅值和相角要求的负序电流，以降低公共点及各风电场并网点的电压不平衡度，从而提高整个风电场的运行性能。如图2所示，本发明为一种不平衡电网电压下含永磁直驱风电场和异步风电场的混合风电场群控制方法，它包括的控制对象有：直流链电容1，机侧变换器2，网侧变换器3，空间矢量脉宽调制模块4，永磁直驱风力发电机5，电流传感器6，电压传感器7，平均功率计算模块8，负序电流最大幅值计算模块9，最优相角计算模块10，负序电流参考值计算模块11，陷波器12，正向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换模块13，反向同步角速度旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换模块14，静止abc三相坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换模块15，静止两相αβ坐标轴系到正向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块16，静止两相αβ坐标轴系到反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块17，锁相环(PLL)18，网侧变换器负序参考电流指令计算模块19，矢量限幅模块20。本发明具体实施步骤如下：(A)永磁直驱风电系统网侧变换器的控制步骤为：A1)利用电压传感器7采集风电场并网点三相电压Ugabc的信号以及直流母线电压Vdc的信号，储存电网电压不平衡运行工况开始时刻的风电场并网点三相电压信号Ugabc0；A2)将采集到的风电场并网点三相电压信号Ugabc经过数字锁相环(PLL)18后得到风电场并网点正序电压矢量的电角度θg和同步电角速度ω1；A3)将采集到的风电场并网点三相电压初始信号Ugabc0、风电场并网点三相电压信号Ugabc分别经过静止三相abc坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率坐标变换模块15，转换为静止两相αβ坐标轴系下的电压信号，即Ugα0、Ugβ0、Ugα、Ugβ；A4)采用风电场并网点正序电压d轴定向方式，将步骤A3)所得Ugα0、Ugβ0、Ugα、Ugβ经过静止两相αβ坐标轴系到正向、反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块16、17，再经过2ω1陷波器12滤波，得到风电场并网点三相电压在不平衡故障开始时刻以及系统在不平衡电网电压条件下运行期间的正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量，即：U+gd0+、U+gq0+、U﹣gd0﹣、U﹣gq0﹣、U+gd+、U+gq+、U﹣gd﹣、U﹣gq﹣；A5)利用电流传感器6采集网侧变换器输出的三相电流信号igabc；A6)将采集到的网侧变换器三相电流信号igabc经静止三相abc坐标系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换模块15得到静止两相αβ轴系下的电流igα、igβ；A7)将步骤A6)所得igα、igβ经静止两相αβ坐标轴系到正向、反向同步角速度旋转坐标轴系的恒功率变换模块16、17，再经过2ω1陷波器12滤波得到网侧变换器电流在正向、反向同步旋转坐标系下dq轴分量i+gd+、i+gq+、i﹣gd﹣、i﹣gq﹣；A8)将步骤A4)所得风电场并网点电压在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量U+gd+、U+gq+、U﹣gd﹣、U﹣gq﹣和步骤A7)所得网侧变换器输出电流在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量i+gd+、i+gq+、i﹣gd﹣、i﹣gq﹣送入平均功率计算模块8，依照下式，计算得到永磁直驱风电系统的并网平均有功功率Pg_av及并网无功功率Qg_av；Pg_av=Ugd++igd+++Ugq++igq+++Ugd--igd--+Ugq--igq--Qg_av=Ugd++igq++-Ugq++igd+++Ugd--igq---Ugq--igd--]]>A9)根据步骤A1)所得直流母线电压Vdc、步骤A4)所得风电场并网点电压在正向、反向同步旋转坐标系下的dq轴分量U+gd+、U+gq+、U﹣gd﹣、U﹣gq﹣、步骤A7)所得网侧变换器输出电流在正向同步旋转坐标系下的dq轴分量i+gd+、i+gq+和步骤A8)所得永磁直驱风电系统并网平均有功功率Pg_av送至负序电流幅值最大值计算模块9，依照下式，可确定正序电流限制和直流母线电压限制下永磁直驱风电场所能输出负序电流的幅值,取下式两者中计算值较小的一个作为最大负序电流幅值；Igmax--=Igm-Pg_av|Ug++|Igmax--=kmVdc-|Ug++|-|Ug--|ω1Lg]]>式中，Igm为网侧变换器允许流过的最大电流幅值，分别为并网点正、负序电压分量的幅值，km为调制系数，当采用空间矢量脉宽调制时，ω1Lg为进线电抗器的阻抗值。A10)根据永磁直驱风电系统并网有功给定值P*g_av以及步骤A8)所得永磁直驱风电系统并网平均有功功率Pg_av和并网无功功率Qg_av，依照下式，获得网侧变换器正序电流参考指令I+*gd+、I+*gq+；Igd++*=[Kp1(τi1s+1)/τi1s](Pg_av*-Pg_av)Igq++*=[Kp1(τi1s+1)/τi1s](Qg_av*-Qg_av)]]>式中，Q*g_av为网侧变换器并网无功功率参考值，当系统运行于单位功率因数时Q*g_av＝0，Kp1和τi1分别为网侧变换器正序控制系统中功率外环PI控制器的比例系数和积分时间常数。A11)将步骤A4)所得风电场并网点电压在不平衡故障开始时刻的负序分量U﹣gd0﹣和U﹣gq0﹣、系统运行时实时检测的风电场并网点电压负序分量U﹣gd﹣和U﹣gq﹣以及步骤A9)所得网侧变换器输出最大负序电流幅值送至网侧变换器负序参考电流指令计算模块19，得到网侧变换器负序参考电流指令A12)利用下式控制方程，得到网侧变换器在正、反向同步旋转坐标轴系中的正、负序控制电压dq轴分量V+gd+、V+gq+、V-gd-和V-gq-；Vgd++=[Kp3(τi3s+1)](Igd++*-igd++)+ω1Lgigq+++Ugd++=[Kp3(τi3s+1)](Igd++*-igd++)+ΔVgd++Vgq++=[Kp3(τi3s+1)](Igq++*-igq++)-ω1Lgigd++=[Kp3(τi3s+1)](Igq++*-igq++)+ΔVgq++Vgd--=[Kp4(τi4s+1)](Igd--*-igd--)-ω1Lgigq--+Ugd--=[Kp4(τi4s+1)](Igd--*-igd--)+ΔVgd--Vgq--=[Kp4(τi4s+1)](Igq--*-igd--)+ω1Lgigd--+Ugd--=[Kp4(τi4s+1)](Igq--*-igd--)+ΔVgq--]]>式中，Kp3和τi3分别为网侧变换器正序控制系统中电流内环PI控制器的比例系数和积分时间常数，Kp4和τi4分别为网侧变换器负序控制系统中电流环PI控制器的比例系数和积分时间常数。A13)将步骤A12)所得网侧变换器正、负序控制电压dq轴分量V+gd+、V+gq+、V-gd-和V-gq-分别经正向、反向同步角速度旋转坐标系到静止两相αβ坐标轴系的恒功率变换模块13、14得到静止两相αβ坐标轴系下正负序控制电压V+gα+、V+gβ+、和A14)将步骤A13)所得网侧变换器正、负序控制电压V+gα+、V+gβ+、和采集的直流母线电压Vdc通过空间矢量脉宽调制模块4产生网侧变换器PWM驱动信号。(B)永磁直驱风电系统中机侧变换器的控制步骤为：B1)机侧变换器采用矢量控制策略，其控制电压和直流侧电压Vdc通过空间矢量调制产生电机侧变换器PWM信号，以维持直流链电容1电压恒定。本发明所述的网侧变换器负序参考电流指令计算模块19，具体实施步骤如下：A11.1)电网电压不平衡运行期间，网侧变换器负序电流指令首先经模式1获得，即利用步骤A4)所得风电场并网点负序电压dq轴分量U﹣gd﹣和U﹣gq﹣和步骤A9)所得网侧变换器可输出的负序电流最大幅值通过负序电压PI调节以及矢量限幅模块20得到网侧变换器负序参考电流指令。其中负序电压调节方程为：igd--*=[Kp2(τi2s+1)](0-Ugq--)igq--*=[Kp2(τi2s+1)](0-Ugd--)]]>式中，和为网侧变换器负序电压环PI控制器输出的未经限幅的负序电流分量，Kp2和τi2是网侧变换器负序电压PI控制器的比例系数和积分时间常数。A11.2)利用步骤A4)所得风电场并网点负序电压dp轴分量U﹣gd﹣和U﹣gq﹣，进行以下判断：U﹣gd﹣＝0且U﹣gq﹣＝0A11.3)若满足步骤A11.2)的判定条件，则网侧变换器负序参考电流指令依旧经步骤A11.1)所述的模式1进行获取；A11.4)若不满足步骤A11.2)的判定条件，则网侧变换器负序参考电流指令采用模式2进行获取，即将步骤A4)所得不平衡故障开始时刻风电场并网点负序电压dq轴分量U﹣gd0﹣、U﹣gq0﹣分别送至最优相角计算模块10和负序电流参考值计算模块11，依照下式，计算网侧变换器负序电流矢量的最优相角θopt，进而计算得到网侧变换器负序参考电流指令θopt=arctan(Ugq0--/Ugd0--)-π2Igd--*=Igmax--·cosθoptIgq--*=Igmax--·sinθopt]]>图3为PCC点初始电压不平衡度8％、永磁直驱风电场输出平均有功功率0.5pu时，改变网侧变换器负序电流相角时的系统仿真波形。由该图可知，当永磁直驱风电系统网侧变换器负序电流(igabc-)的相角在0～2π变化时，异步风电场电磁转矩(TFSIG)二倍频波动分量的幅值、PCC点电压不平衡度(δPCC)以及永磁直驱风电场并网点电压不平衡度(δPMSG)均按余弦规律变化，其中，存在该负序电流的某一相角，使得上述三个物理量的值均达到最小，如图3(c)、(d)、(g)、(h)所示，该相角即为负序电流的最优相角。图4为PCC点初始电压不平衡度8％、永磁直驱风电场输出平均有功功率0.5pu时，采用本发明控制方法下的系统仿真波形。对比该图及图3可知，采用本发明所述控制方法，电网电压不平衡下，异步风电场电磁转矩(TFSIG)二倍频波动分量的幅值、PCC点电压不平衡度(δPCC)以及永磁直驱风电场并网点电压不平衡度(δPMSG)均可被控制为其对应的最小值。图5为PCC点初始电压不平衡度5％、永磁直驱风电场输出平均有功功率0.5pu时，采用本发明控制方法下的系统仿真波形。由于此时PCC点初始电压不平衡度较小，采用本发明所述控制方法，可将永磁直驱风电场并网点电压不平衡度(δPMSG)控制到接近于0的最小值，同时异步风电场电磁转矩(TFSIG)二倍频波动分量的幅值、PCC点电压不平衡度(δPCC)均可被控制到其对应的最小值，且该最小值较图4所对应工况下的值小。最后需要说明的是，本发明的上述实例仅仅是为说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。尽管申请人参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其他不同形式的变化和变动。这里无法对所有的实施方式予以穷举。凡是属于本发明的技术方案所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。当前第1页1 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