CN116264396A - 风力发电机组、风电变流器的控制方法和控制装置 - Google Patents

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Abstract

本公开提供一种风力发电机组、风电变流器的控制方法和控制装置，所述控制方法包括：提取所述风电变流器的网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量；基于网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，确定所述风电变流器的等效阻抗的相位角；基于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量以及所述相位角，设置所述风电变流器的运行模式。

Description

风力发电机组、风电变流器的控制方法和控制装置
技术领域
本公开涉及风力发电领域，更具体地讲，涉及一种风电变流器的控制方法和控制装置。
背景技术
风力发电机组是将风能转换成电能的设备。通常，直驱/半直驱风力发电机组采用全功率变流器并网。全功率变流器可分为机侧变流器(整流器)和网侧变流器(逆变器)，机侧变流器将风力发电机组输出的交流电转换成直流电，而网侧变流器将直流电转换成交流电，以便并网。为了使全功率变流器稳定运行，需要控制机侧变流器和网侧变流器之间的直流母线电压。
目前，风力发电机组大型化趋势明显。为了适应大容量的需求，风力发电机组多采用多绕组的形式来实现。例如，目前大容量风力发电机组多采用2绕组到4绕组，而与之相配的风电变流器也需要采用2～4台风电变流器并联运行。
风电变流器有两种并网控制形式：一种是跟网型模式(又称为电流源运行模式)，一种是构网型模式(又称为电压源运行模式)。跟网型模式通过采集电网电压利用锁相技术来跟踪电网电压相位，通过注入与电网电压同相位的有功电流进行有功控制，并通过注入与电网电压相位相差90度的无功电流进行无功控制。构网型模式与同步发电机并网技术相同，通过模拟同步发电机转子运动方程根据转子的加减速来与电网同步，通过调节风电变流器输出电压与电网电压的相位差(功角)进行有功控制，并通过风电变流器输出电压与电网电压幅值之差进行无功控制。由于构网型模式的并网特性与同步风电机的并网特性相似，因此可以更好地支撑电网运行。
图1是示出跟网型模式的风电变流器的输出阻抗的示意性示图，图2是示出构网型模式的风电变流器的输出阻抗的示意性示图。
如图1和图2所示，跟网型模式的风电变流器在超同步频带(50～100Hz)范围内输出阻抗呈容性，容易与电网传输线路(感性)形成谐振，构网型模式的风电变流器在超同步频带(50～100Hz)范围内输出阻抗呈感性，容易与具有串补(即，串联补偿装置)的电网形成谐振。在具有串补的电网中，电网的运行方式是实时变化的，如果传输线中的串补电容不投入，则传输线呈现感性特性，如果传输线的串补电容投入，则传输线呈现容性特性。在这种情况下，如果不随着外部传输线路的阻抗特性对风电变流器做出调整，则网侧变流器与电网有可能存在谐振的风险。
发明内容
本公开的实施例的目的在于提供一种风电变流器的控制方法和控制装置，通过使风电变流器在电压源运行模式与电流源运行模式之间进行切换，解决串补电容投入运行和切除运行时电网运行振荡的问题。
在一个总的方面，提供一种风电变流器的控制方法，所述控制方法包括：提取所述风电变流器的网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量；基于网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，确定所述风电变流器的等效阻抗的相位角；基于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量以及所述相位角，设置所述风电变流器的运行模式为电流源运行模式或电压源运行模式。
可选地，设置所述风电变流器的运行模式的步骤包括：确定网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量是否分别对应大于第一预设阈值及第二预设阈值；响应于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量分别对应大于第一预设阈值及第二预设阈值，基于所述相位角设置所述风电变流器的运行模式。
可选地，基于所述相位角设置所述风电变流器的运行模式的步骤包括：确定所述相位角是否大于0；响应于所述相位角大于0，将所述风电变流器的运行模式设置为电流源运行模式；响应于所述相位角小于0，将所述风电变流器的运行模式设置为电压源运行模式。
可选地，设置所述风电变流器的运行模式的步骤还包括：响应于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量分别对应小于或等于第一预设阈值及第二预设阈值，保持所述风电变流器的运行模式不变。
可选地，确定所述风电变流器的等效阻抗的相位角的步骤包括：提取网侧电压的超同步振荡分量的正序分量以及网侧电流的超同步振荡分量的正序分量，并且基于网侧电压的超同步振荡分量的正序分量以及网侧电流的超同步振荡分量的正序分量确定正序等效阻抗的相位角，作为所述风电变流器的等效阻抗的相位角。
可选地，所述风电变流器包括第一风电变流器至第N风电变流器，第一风电变流器至第N风电变流器中每个的机侧整流器连接到风力发电机组的不同绕组，并且第一风电变流器至第N风电变流器中每个的网侧逆变器彼此连接，其中，N为风力发电机组的绕组的数量，且N大于或等于2；其中，所述第一风电变流器至第N风电变流器独立执行所述风电变流器的控制方法。
在另一总的方面，提供一种风电变流器的控制装置，所述控制装置包括：电压/电流提取单元，被配置为：提取所述风电变流器的网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量；相位角确定单元，被配置为：基于网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，确定所述风电变流器的等效阻抗的相位角；运行模式设置单元，被配置为：基于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量以及所述相位角，设置所述风电变流器的运行模式为电流源运行模式或电压源运行模式。
在另一总的方面，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，实现如上所述的风电变流器的控制方法。
在另一总的方面，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，实现如上所述的风电变流器的控制方法。
在另一总的方面，提供一种风电变流器，所述风电变流器包括如上所述的风电变流器的控制装置或者如上所述的控制器。
在另一总的方面，提供一种风力发电机组，所述风力发电机组包括如上所述的风电变流器。
可选地，所述风力发电机组包括N个所述风电变流器，所述N个风电变流器中每个的机侧整流器连接到风力发电机组的不同绕组，并且所述N个风电变流器中每个的网侧逆变器彼此连接，其中，N为风力发电机组的绕组的数量，且N大于或等于2。
根据本公开的实施例风电变流器的控制方法和控制装置，基于电网超同步振荡的特性，控制风电变流器在电压源运行方式和电流源运行方式之间切换，减轻风电变流器与电网之间出现的谐振现象，使得风电变流器能够在具有串补的电网中稳定运行。
附图说明
通过下面结合附图进行的描述，本公开的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚。
图1是示出跟网型模式的风电变流器的输出阻抗的示意性示图。
图2是示出构网型模式的风电变流器的输出阻抗的示意性示图。
图3是示出根据本公开的实施例的风电变流器的示例的示意图。
图4是示出根据本公开的实施例的风电变流器的控制方法的流程图。
图5是根据本公开的实施例的风电变流器的控制装置的框图。
图6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***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***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***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它元件。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它元件。
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它特征、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。
本公开结合构网型和跟网型的特点，通过使风电变流器在电压源运行模式与电流源运行模式之间进行切换，解决串补电容投入运行和切除运行时电网运行振荡的问题。
图3是示出根据本公开的实施例的风电变流器的示例的示意图。
参照图3，风力发电机组采用4绕组结构，每个绕组连接一套全功率变流器(即，风电变流器10、20、30、40)。4个风电变流器的网侧汇集后通过升压变压器接入电网。风电变流器的控制装置50实时采集网侧电压vgabc和网侧电流igabc，提取网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，基于网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量设置风电变流器的运行模式。图3中示出4个风电变流器10、20、30、40，但是本公开不限于此。风电变流器的数量可大于或等于2，具体值可以根据风力发电机组的绕组的数量来确定。
在图3中，风力发电机组的每个绕组输出电流为iuvw，经过整流-逆变处理得到网侧逆变器输出电压vabc，通过滤波电感Lf之后，得到网侧滤波电感电流iabc，通过网侧滤波电容Cf之后，得到并网电压uabc。各个风电变流器的网侧滤波电感电流iabc和并网电压uabc汇集后，得到网侧电压vgabc和网侧电流igabc，经过升压变压器和并网变压器之后并网。
下面结合附图对根据本公开的实施例的风电变流器的控制方法和控制装置进行具体描述。
图4是示出根据本公开的实施例的风电变流器的控制方法的流程图。
参照图4，在步骤S401中，可提取风电变流器的网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量。具体地讲，可首先采集风电变流器的网侧电压vgabc和网侧电流igabc，然后对网侧电压vgabc和网侧电流igabc进行实时FFT分析，提取50～100Hz内的超同步振荡分量。
接下来，在步骤S402中，基于网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，确定风电变流器的等效阻抗的相位角。具体地讲，可以提取网侧电压的超同步振荡分量的正序分量以及网侧电流的超同步振荡分量的正序分量，并且基于网侧电压的超同步振荡分量的正序分量以及网侧电流的超同步振荡分量的正序分量确定正序等效阻抗的相位角，作为风电变流器的等效阻抗的相位角。
随后，在步骤S403中，可基于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量以及等效阻抗的相位角，设置风电变流器的运行模式。具体地讲，在步骤S403中，可首先确定网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量是否分别对应大于第一预设阈值及第二预设阈值(即，网侧电压的超同步振荡分量是否大于第一预设阈值和/或网侧电流的超同步振荡分量是否大于第二预设阈值)，然后响应于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量分别对应大于第一预设阈值及第二预设阈值(即，网侧电压的超同步振荡分量大于第一预设阈值和/或网侧电流的超同步振荡分量是否大于第二预设阈值)，基于等效阻抗的相位角设置风电变流器的运行模式。进一步讲，可确定等效阻抗的相位角是否大于0。如果等效阻抗的相位角大于0，则可将风电变流器的运行模式设置为电流源运行模式；如果等效阻抗的相位角小于0，则可将风电变流器的运行模式设置为电压源运行模式。这里，等效阻抗的相位角大于0，说明等效阻抗呈感性，等效阻抗的相位角小于0，说明等效阻抗呈容性。在这种情况下，可以根据等效阻抗的相位角将风电变流器设置为不同的运行模式，以减轻与具有串补的电网形成的谐振。此外，所述预设阈值用于判断超同步振荡的程度，可以由本领域技术人员根据需要进行设置，本公开对此不做任何限制。
另一方面，响应于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量分别对应小于或等于第一预设阈值及第二预设阈值(即，侧电压的超同步振荡分量小于或等于第一预设阈值和/或网侧电流的超同步振荡分量小于或等第二预设阈值)，可保持风电变流器的运行模式不变。
如上所述，风电变流器可以有多个，例如，N个。第一风电变流器至第N风电变流器中每个的机侧整流器连接到风力发电机组的不同绕组，并且第一风电变流器至第N风电变流器中每个的网侧逆变器彼此连接，N为风力发电机组的绕组的数量，且N大于或等于2。在这种情况下，可以针对第一风电变流器至第N风电变流器中的每个，依次执行步骤S401、S402和S403。即，第一风电变流器至第N风电变流器独立执行如上所述的风电变流器的控制方法。换言之，在针对第一风电变流器，执行提取网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量、确定等效阻抗的相位角、设置运行模式之后，针对第二风电变流器，重新执行提取网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量、确定等效阻抗的相位角、设置运行模式，以此类推，直至针对第N风电变流器，重新执行提取网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量、确定等效阻抗的相位角、设置运行模式。因此，第一风电变流器至第N风电变流器中的每个都有可能切换运行模式，也有可能保持运行模式不变。
根据本公开的实施例风电变流器的控制方法，能够基于电网超同步振荡的特性，控制风电变流器在电压源运行方式和电流源运行方式之间切换，减轻风电变流器与电网之间出现的谐振现象，使得风电变流器在具有串补的电网中能够稳定运行。
图5是根据本公开的实施例的风电变流器的控制装置的框图。
参照图5，风电变流器的控制装置500可包括电压/电流提取单元510、相位角确定单元520和运行模式设置单元530。电压/电流提取单元510可提取风电变流器的网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量。相位角确定单元520可基于网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，确定风电变流器的等效阻抗的相位角。运行模式设置单元530可基于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量以及等效阻抗的相位角，设置风电变流器的运行模式为电流源运行模式或电压源运行模式。
具体地讲，相位角确定单元520可提取网侧电压的超同步振荡分量的正序分量以及网侧电流的超同步振荡分量的正序分量，并且基于网侧电压的超同步振荡分量的正序分量以及网侧电流的超同步振荡分量的正序分量确定正序等效阻抗的相位角，作为风电变流器的等效阻抗的相位角。
运行模式设置单元530可确定网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量是否分别对应大于第一预设阈值及第二预设阈值，并且响应于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量分别对应大于第一预设阈值及第二预设阈值，基于等效阻抗的相位角设置风电变流器的运行模式。进一步讲，运行模式设置单元530可确定等效阻抗的相位角是否大于0。响应于等效阻抗的相位角大于0，运行模式设置单元530可将风电变流器的运行模式设置为电流源运行模式。响应于等效阻抗的相位角小于0，运行模式设置单元530可将风电变流器的运行模式设置为电压源运行模式。可选择地，如果网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量分别对应小于或等于第一预设阈值及第二预设阈值，那么运行模式设置单元530可保持风电变流器的运行模式不变。
如上所述，风电变流器可包括第一风电变流器至第N风电变流器，第一风电变流器至第N风电变流器中每个的机侧整流器连接到风力发电机组的不同绕组，并且第一风电变流器至第N风电变流器中每个的网侧逆变器彼此连接，N为风力发电机组的绕组的数量，且N大于或等于2。在这种情况下，针对第一风电变流器至第N风电变流器中的每个，电压/电流提取单元510可提取网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，相位角确定单元520可确定等效阻抗的相位角，并且运行模式设置单元530可设置风电变流器的运行模式。
图6是示出根据本公开的实施例的控制器的框图。所述控制器可以实现为风电变流器的控制器，或者实现为风力发电机组中的其他控制器，例如，主控制器或专用控制器。
参照图6，根据本公开的实施例的控制器600可包括处理器610和存储器620。处理器610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***(SoC)、微处理器、专用集成电路(ASIC)等。存储器620存储将由处理器610执行的计算机程序。存储器620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610执行存储器620中存储的计算机程序时，可实现如上所述的风电变流器的控制方法。
可选择地，控制器600可以以有线/无线通信方式与风力发电机组中的各个组件进行通信，并且还可以以有线/无线通信方式与风力发电机组和/或风电场外部的设备进行通信。
根据本公开的实施例的风电变流器的控制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电变流器的控制方法。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、固态盘以及任何其它装置，所述任何其它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***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。
根据本公开的实施例风电变流器的控制方法和控制装置，基于电网超同步振荡的特性，控制风电变流器在电压源运行方式和电流源运行方式之间切换，减轻风电变流器与电网之间出现的谐振现象，使得风电变流器能够在具有串补的电网中稳定运行。
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 (12)

1.一种风电变流器的控制方法，其特征在于，所述控制方法包括：
提取所述风电变流器的网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量；
基于网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，确定所述风电变流器的等效阻抗的相位角；
基于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量以及所述相位角，设置所述风电变流器的运行模式为电流源运行模式或电压源运行模式。
2.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，设置所述风电变流器的运行模式的步骤包括：
确定网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量是否分别对应大于第一预设阈值及第二预设阈值；
响应于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量分别对应大于第一预设阈值及第二预设阈值，基于所述相位角设置所述风电变流器的运行模式。
3.如权利要求2所述的控制方法，其特征在于，基于所述相位角设置所述风电变流器的运行模式的步骤包括：
确定所述相位角是否大于0；
响应于所述相位角大于0，将所述风电变流器的运行模式设置为电流源运行模式；
响应于所述相位角小于0，将所述风电变流器的运行模式设置为电压源运行模式。
4.如权利要求2所述的控制方法，其特征在于，设置所述风电变流器的运行模式的步骤还包括：
响应于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量分别对应小于或等于第一预设阈值及第二预设阈值，保持所述风电变流器的运行模式不变。
5.如权利要求2所述的控制方法，其特征在于，确定所述风电变流器的等效阻抗的相位角的步骤包括：
提取网侧电压的超同步振荡分量的正序分量以及网侧电流的超同步振荡分量的正序分量，并且基于网侧电压的超同步振荡分量的正序分量以及网侧电流的超同步振荡分量的正序分量确定正序等效阻抗的相位角，作为所述风电变流器的等效阻抗的相位角。
6.如权利要求1至5中任意一项所述的控制方法，其特征在于，所述风电变流器包括第一风电变流器至第N风电变流器，第一风电变流器至第N风电变流器中每个的机侧整流器连接到风力发电机组的不同绕组，并且第一风电变流器至第N风电变流器中每个的网侧逆变器彼此连接，
其中，N为风力发电机组的绕组的数量，且N大于或等于2；
其中，所述第一风电变流器至第N风电变流器独立执行所述风电变流器的控制方法。
7.一种风电变流器的控制装置，其特征在于，所述控制装置包括：
电压/电流提取单元，被配置为：提取所述风电变流器的网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量；
相位角确定单元，被配置为：基于网侧电压的超同步振荡分量和网侧电流的超同步振荡分量，确定所述风电变流器的等效阻抗的相位角；
运行模式设置单元，被配置为：基于网侧电压的超同步振荡分量和/或网侧电流的超同步振荡分量以及所述相位角，设置所述风电变流器的运行模式为电流源运行模式或电压源运行模式。
8.一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6中任意一项所述的风电变流器的控制方法。
9.一种控制器，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6中任意一项所述的风电变流器的控制方法。
10.一种风电变流器，其特征在于，所述风电变流器包括如权利要求7所述的风电变流器的控制装置或者如权利要求9所述的控制器。
11.一种风力发电机组，其特征在于，所述风力发电机组包括如权利要求10所述的风电变流器。
12.如权利要求11所述的风力发电机组，其特征在于，所述风力发电机组包括N个所述风电变流器，所述N个风电变流器中每个的机侧整流器连接到风力发电机组的不同绕组，并且所述N个风电变流器中每个的网侧逆变器彼此连接，其中，N为风力发电机组的绕组的数量，且N大于或等于2。
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