CN116345526A - 风储联合***的控制方法和控制装置 - Google Patents

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CN116345526A CN202111595546.2A CN202111595546A CN116345526A CN 116345526 A CN116345526 A CN 116345526A CN 202111595546 A CN202111595546 A CN 202111595546A CN 116345526 A CN116345526 A CN 116345526A
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Abstract

公开了一种风储联合***的控制方法和控制装置，所述风储联合***包括风力发电机组以及连接到所述风力发电机组的直流母线的储能设备，所述控制方法包括：基于所述风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值，通过比例积分运算获取储能设备的输出电流参考值，其中，储能设备经由DC/DC变流器连接到直流母线；基于储能设备的输出电流参考值与输出电流测量值，通过比例积分运算获取调制占空比信号；基于调制占空比信号生成用于控制DC/DC变流器的调制信号，并根据调制信号控制DC/DC变流器，从而调节储能设备的输出电流。

Description

风储联合***的控制方法和控制装置
技术领域
本公开总体说来涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及风储联合***的控制方法和控制装置。
背景技术
通常，风电变流器采用随网型(grid following)或电流源控制策略，然而，应用上述策略无法使风力发电机组适应弱电网情况下的稳定运行。在风力发电机组离网的极端情况下，上述策略更是无法有效地控制风力发电机组稳定运行。通过研究发现，在风电变流器的直流母线上加装直流储能装置提供惯量，能够使风力发电机组具有与传统发电机组类似的电压源特性，达到在弱电网情况下风力发电机组仍能稳定运行的目标。
图1是示出风储联合***的示例的框图。
参照图1，风储联合***1包括风力发电机组和储能设备，储能设备可通过DC/DC变流器连接到风力发电机组的直流母线(即，机侧变流器与网侧变流器之间的直流母线)。在风储联合***1中，变流器可采用虚拟同步机控制策略，以控制风储联合***与电网的连接。在这种情况下，协调控制风力发电机组与储能设备稳定运行成为风储联合***的控制策略的难点。
发明内容
本公开的实施例提供一种风储联合***的控制方法和控制装置，能够协调控制风力发电机组和储能设备稳定运行。
在一个总的方面，提供一种风储联合***的控制方法，所述风储联合***包括风力发电机组以及连接到所述风力发电机组的直流母线的储能设备，所述控制方法包括：基于所述风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值，通过比例积分运算获取储能设备的输出电流参考值，其中，储能设备经由DC/DC变流器连接到直流母线；基于储能设备的输出电流参考值与输出电流测量值，通过比例积分运算获取调制占空比信号；基于调制占空比信号生成用于控制DC/DC变流器的调制信号，并根据调制信号控制DC/DC变流器，从而调节储能设备的输出电流。
可选地，所述控制方法还包括：监测储能设备的SOC值；基于监测的SOC值与SOC参考值，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值。
可选地，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值的步骤包括：基于监测的SOC值与SOC参考值，通过比例积分运算获取储能设备的有功功率偏差；基于有功功率偏差与所述风力发电机组的有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
可选地，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值的步骤还包括：对有功功率偏差进行功率限幅处理；其中，基于有功功率偏差与所述风力发电机组的有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值的步骤包括：基于经过功率限幅处理的有功功率偏差与有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
可选地，所述控制方法还包括：基于所述风力发电机组的无功功率参考值、无功功率测量值、网侧额定电压值、网侧电压测量值，确定网侧变流器的参考输出电压幅值；基于所述风力发电机组的网侧额定角速度、网侧实时角速度、网侧有功功率参考值、网侧有功功率测量值，确定网侧变流器的参考输出电压相角；基于网侧变流器的参考输出电压幅值和参考输出电压相角，控制网侧变流器，从而调节所述风力发电机组的并网点的注入电压。
可选地，所述风力发电机组为电压源型风力发电机组。
在另一总的方面，提供一种风储联合***的控制装置，所述风储联合***包括风力发电机组以及连接到所述风力发电机组的直流母线的储能设备，所述控制装置包括：输出电流参考值获取单元，被配置为基于所述风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值，通过比例积分运算获取储能设备的输出电流参考值，其中，储能设备经由DC/DC变流器连接到直流母线；占空比信号获取单元，被配置为基于储能设备的输出电流参考值与输出电流测量值，通过比例积分运算获取调制占空比信号；DC/DC变流器控制单元，被配置为基于调制占空比信号生成用于控制DC/DC变流器的调制信号，并根据调制信号控制DC/DC变流器，从而调节储能设备的输出电流。
可选地，所述控制装置还包括：有功功率参考值确定单元，被配置为：监测储能设备的SOC值；基于监测的SOC值与SOC参考值，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值。
可选地，有功功率参考值确定单元被配置为：基于监测的SOC值与SOC参考值，通过比例积分运算获取储能设备的有功功率偏差；基于有功功率偏差与所述风力发电机组的有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
可选地，有功功率参考值确定单元还被配置为：对有功功率偏差进行功率限幅处理；基于经过功率限幅处理的有功功率偏差与有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
可选地，所述控制装置还包括：网侧变流器控制单元，被配置为：基于所述风力发电机组的无功功率参考值、无功功率测量值、网侧额定电压值、网侧电压测量值，确定网侧变流器的参考输出电压幅值；基于所述风力发电机组的网侧额定角速度、网侧实时角速度、网侧有功功率参考值、网侧有功功率测量值，确定网侧变流器的参考输出电压相角；基于网侧变流器的参考输出电压幅值和参考输出电压相角，控制网侧变流器，从而调节所述风力发电机组的并网点的注入电压。
可选地，所述风力发电机组为电压源型风力发电机组。
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，，当所述计算机程序在被处理器执行时，实现如上所述的风储联合***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；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，实现如上所述的风储联合***的控制方法。
在另一总的方面，提供一种风储联合***，所述风储联合***包括：风力发电机组；连接到所述风力发电机组的直流母线的储能设备；如上所述的风储联合***的控制装置或者如上所述的控制器。
根据本公开的实施例的风储联合***的控制方法和控制装置，既能通过储能装置维持直流母线稳定，又能在实现风力发电机组的稳定运行的同时保持储能设备的SOC处于正常范围内，从而实现风力发电机组与储能设备的协调控制。
附图说明
通过下面结合示出实施例的附图进行的描述，本公开的实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：
图1是示出风储联合***的示例的框图；
图2是示出根据本公开的实施例的风储联合***的控制方法的流程图；
图3是示出根据本公开的实施例的风储联合***的控制方法的示例的示图；
图4是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的网侧变流器的控制方法的流程图；
图5是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的网侧变流器的控制方法的示例的示图；
图6是示出根据本公开的实施例的风储联合***的控制装置的框图；
图7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他元件。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他元件。
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他特征、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。
根据本公开的实施例的风储联合***的控制方法的应用场景如下所述。在弱电网的情况下，电网频率发生波动(例如，下降)；风力发电机组的网侧变流器感知到电网频率波动之后，自动增加并网功率；由于发电机惯性较大，风力发电机组的机侧功率短时内无变化，造成直流母线电压因功率缺额而下降；此时，储能设备感知到直流母线电压下降，通过闭环控制，快速增加注入到直流母线的功率，母线电压快速恢复到额定值，同时注入的功率传输到电网。
下面参照图2至图7具体描述根据本公开的实施例的风储联合***的控制方法和控制装置。
图2是示出根据本公开的实施例的风储联合***的控制方法的流程图。图3是示出根据本公开的实施例的风储联合***的控制方法的示例的示图。根据本公开的实施例，所述控制方法可由设置在风储联合***中的控制器(例如，主控制器、专用控制器等)执行。风储联合***可包括风力发电机组以及连接到风力发电机组的直流母线的储能设备(例如但不限于，电池)。风力发电机组可以为电压源型风力发电机组。
参照图2，在步骤S201中，可基于风力发电机组的直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udc *，通过比例积分(PI)运算获取储能设备的输出电流参考值I*。如上所述，储能设备可经由DC/DC变流器连接到直流母线。如图3所示，可计算直流母线电压参考值udc *与直流母线电压测量值udc之差，并对计算得到差进行PI运算，从而获取储能设备的输出电流参考值I*。
在步骤S202中，可基于储能设备的输出电流参考值I*与输出电流测量值I，通过比例积分(PI)运算获取调制占空比信号。如图3所示，可计算储能设备的输出电流参考值I*与输出电流测量值I之差，并对计算得到差进行PI运算，从而获取调制占空比信号。
在步骤S203中，可基于调制占空比信号生成用于控制DC/DC变流器的调制信号，并根据调制信号控制DC/DC变流器，从而调节储能设备的输出电流。例如，可基于调制占空比信号生成用于控制DC/DC变流器的脉冲宽度调制(PWM)信号，以控制DC/DC变流器中的IGBT器件的开关，从而调节储能设备的输出电流。
通过上述PI双环控制方式，可以通过储能设备维持直流母线稳定。
根据本公开的实施例，由于储能设备的储能容量有限，因此必须维持储能设备的SOC值在正常范围内。为此，所述控制方法还可包括以下步骤：监测储能设备的SOC值；基于监测的SOC值(SOC)与SOC参考值(SOC*)，确定用于控制风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值Pref。更具体地讲，可首先基于监测的SOC值与SOC参考值，通过比例积分(PI)运算获取储能设备的有功功率偏差ΔPbat。然后，可基于有功功率偏差ΔPbat与风力发电机组的有功功率测量值Pgen，确定网侧有功功率参考值Pref。如图3所示，可计算监测的SOC值与SOC参考值之差，并对计算得到差进行PI运算，从而获取有功功率偏差ΔPbat。此外，可将有功功率偏差ΔPbat与有功功率测量值Pgen之和确定为网侧有功功率参考值Pref。
可选择地，可对有功功率偏差ΔPbat进行功率限幅处理，并且可基于经过功率限幅处理的有功功率偏差ΔPbat与有功功率测量值Pgen，确定网侧有功功率参考值Pref。
下面，描述风力发电机组的网侧变流器的控制方法，该控制方法属于风储联合***的控制方法的一部分。
图4是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的网侧变流器的控制方法的流程图。图5是示出根据本公开的实施例的风力发电机组的网侧变流器的控制方法的示例的示图。
参照图4，在步骤S401中，可基于风力发电机组的无功功率参考值Qref、无功功率测量值Q、网侧额定电压值UN、网侧电压测量值Um，确定网侧变流器的参考输出电压幅值Ue。具体地讲，如图5所示，首先，可计算无功功率参考值Qref与通过低通滤波环节的无功功率测量值Q的差值，低通滤波环节可表示为
Figure BDA0003431007110000071
然后，计算的差值乘以无功下垂系数RV，可获得网侧电压补偿值ΔU。接下来，可计算网侧电压补偿值ΔU与侧额定电压值UN之和，作为网侧电压参考值Uref。最后，可计算网侧电压测量值Um与网侧电压参考值Uref的差值，并对计算的差值进行比例节分(PI)运算，从而得到网侧变流器的参考输出电压幅值Ue。
在步骤S402中，可基于风力发电机组的网侧额定角速度ωn、网侧实时角速度ω、网侧有功功率参考值Pref、网侧有功功率测量值Pe，确定网侧变流器的参考输出电压相角θ。具体地讲，如图5所示，首先，可计算网侧额定角速度ωn与网侧实时角速度ω的差值。计算的差值乘以频率下垂系数RN，可获得网侧有功功率补偿值ΔP。接下来，可计算网侧有功功率参考值Pref与网侧有功功率补偿值ΔP之和，然后减去通过低通滤波环节的网侧有功功率测量值Pe，再除以网侧额定角速度ωn，得到虚拟电磁转矩增量ΔTe。使虚拟电磁转矩增量ΔTe通过惯性阻尼环节，可得到角速度增量Δω。在惯性阻尼环节中，J表示风力发电机组的转动惯量，D表示风力发电机组的阻尼系数。最后，可计算网侧额定角速度ωn与角速度增量Δω之和，并使计算的和通过积分换(在图5中表示为1/s)，得到网侧变流器的参考输出电压相角θ。
在步骤S403中，可基于网侧变流器的参考输出电压幅值Ue和参考输出电压相角θ，控制网侧变流器，从而调节所述风力发电机组的并网点的注入电压。如图5所示，可将网侧变流器的参考输出电压幅值Ue和参考输出电压相角θ输入三相调制波计算模块，从而得到网侧变流器(逆变器)输出电压实时值Uo_abc。然后，将网侧变流器(逆变器)输出电压实时值Uo_abc输入至PWM(脉冲宽度调制)模块，进行脉冲宽度调制。经过脉冲宽度调制后的调制信号可输入至网侧变流器，控制网侧变流器中的IGBT器件的开关，进而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
通过基于储能设备的SOC计算网侧有功功率参考值，在维持风力发电机组稳定运行的同时，能够实现SOC的自动维持，以免因储能设备额外放电而对其性能造成影响。
图6是示出根据本公开的实施例的风储联合***的控制装置的框图。根据本公开的实施例，所述控制装置可设置在风储联合***中的控制器(例如，主控制器、专用控制器等)中，或者可实现为风储联合***中的控制器(例如，主控制器、专用控制器等)。风储联合***可包括风力发电机组以及连接到风力发电机组的直流母线的储能设备。风力发电机组可以为电压源型风力发电机组。
参照图6，控制装置600包括输出电流参考值获取单元610、占空比信号获取单元620和DC/DC变流器控制单元630。电流参考值获取单元610可基于风力发电机组的直流母线电压测量值udc与直流母线电压参考值udc *，通过比例积分(PI)运算获取储能设备的输出电流参考值I*。占空比信号获取单元620可基于储能设备的输出电流参考值I*与输出电流测量值I，通过比例积分(PI)运算获取调制占空比信号。DC/DC变流器控制单元630可基于调制占空比信号生成用于控制DC/DC变流器的调制信号，并根据调制信号控制DC/DC变流器，从而调节储能设备的输出电流。
根据本公开的实施例，控制装置600还可包括有功功率参考值确定单元(未示出)。有功功率参考值确定单元可监测储能设备的SOC值，并且可基于监测的SOC值与SOC参考值，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值。具体地讲，有功功率参考值确定单元可基于监测的SOC值与SOC参考值，通过比例积分运算获取储能设备的有功功率偏差，并且可基于有功功率偏差与所述风力发电机组的有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。可选择地，有功功率参考值确定单元可对有功功率偏差进行功率限幅处理，并且可基于经过功率限幅处理的有功功率偏差与有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
根据本公开的实施例，控制装置600还可包括网侧变流器控制单元(未示出)。网侧变流器控制单元可执行以下操作：基于风力发电机组的无功功率参考值Qref、无功功率测量值Q、网侧额定电压值UN、网侧电压测量值Um，确定网侧变流器的参考输出电压幅值Ue；基于风力发电机组的网侧额定角速度ωn、网侧实时角速度ω、网侧有功功率参考值、网侧有功功率测量值Pe，确定网侧变流器的参考输出电压相角θ；基于网侧变流器的参考输出电压幅值Ue和参考输出电压相角θ，控制网侧变流器，从而调节风力发电机组的并网点的注入电压。
图7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储联合***中的控制器(例如，主控制器、专用控制器等)。
参照图7，根据本公开的实施例的控制器700可包括处理器710和存储器720。处理器710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720可存储将由处理器710执行的计算机程序。存储器720可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710执行存储器720中存储的计算机程序时，可实现如上所述的风储联合调频方法。
可选择地，控制器700可以以有线/无线通信方式与风储联合***中的其他各种组件进行通信，还可以有线/无线通信方式与风电场中的其他装置进行通信。此外，控制器700可以以有线/无线通信方式与风电场外部的装置进行通信。
根据本公开的实施例的风储联合***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储联合***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-RLTH、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、固态盘以及任何其他装置，所述任何其他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的风储联合***的控制方法和控制装置，既能通过储能装置维持直流母线稳定，又能在实现风力发电机组的稳定运行的同时保持储能设备的SOC处于正常范围内，从而实现风力发电机组与储能设备的协调控制。
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 (15)

1.一种风储联合***的控制方法，其特征在于，所述风储联合***包括风力发电机组以及连接到所述风力发电机组的直流母线的储能设备，所述控制方法包括：
基于所述风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值，通过比例积分运算获取储能设备的输出电流参考值，其中，储能设备经由DC/DC变流器连接到直流母线；
基于储能设备的输出电流参考值与输出电流测量值，通过比例积分运算获取调制占空比信号；
基于调制占空比信号生成用于控制DC/DC变流器的调制信号，并根据调制信号控制DC/DC变流器，从而调节储能设备的输出电流。
2.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：
监测储能设备的SOC值；
基于监测的SOC值与SOC参考值，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值。
3.如权利要求2所述的控制方法，其特征在于，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值的步骤包括：
基于监测的SOC值与SOC参考值，通过比例积分运算获取储能设备的有功功率偏差；
基于有功功率偏差与所述风力发电机组的有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
4.如权利要求3所述的控制方法，其特征在于，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值的步骤还包括：对有功功率偏差进行功率限幅处理；
其中，基于有功功率偏差与所述风力发电机组的有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值的步骤包括：基于经过功率限幅处理的有功功率偏差与有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
5.如权利要求3所述的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：
基于所述风力发电机组的无功功率参考值、无功功率测量值、网侧额定电压值、网侧电压测量值，确定网侧变流器的参考输出电压幅值；
基于所述风力发电机组的网侧额定角速度、网侧实时角速度、网侧有功功率参考值、网侧有功功率测量值，确定网侧变流器的参考输出电压相角；
基于网侧变流器的参考输出电压幅值和参考输出电压相角，控制网侧变流器，从而调节所述风力发电机组的并网点的注入电压。
6.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述风力发电机组为电压源型风力发电机组。
7.一种风储联合***的控制装置，其特征在于，所述风储联合***包括风力发电机组以及连接到所述风力发电机组的直流母线的储能设备，所述控制装置包括：
输出电流参考值获取单元，被配置为基于所述风力发电机组的直流母线电压测量值与直流母线电压参考值，通过比例积分运算获取储能设备的输出电流参考值，其中，储能设备经由DC/DC变流器连接到直流母线；
占空比信号获取单元，被配置为基于储能设备的输出电流参考值与输出电流测量值，通过比例积分运算获取调制占空比信号；
DC/DC变流器控制单元，被配置为基于调制占空比信号生成用于控制DC/DC变流器的调制信号，并根据调制信号控制DC/DC变流器，从而调节储能设备的输出电流。
8.如权利要求7所述的风储联合***的控制装置，其特征在于，所述控制装置还包括：
有功功率参考值确定单元，被配置为：监测储能设备的SOC值；基于监测的SOC值与SOC参考值，确定用于控制所述风力发电机组的网侧变流器的网侧有功功率参考值。
9.如权利要求8所述的风储联合***的控制装置，其特征在于，有功功率参考值确定单元被配置为：基于监测的SOC值与SOC参考值，通过比例积分运算获取储能设备的有功功率偏差；基于有功功率偏差与所述风力发电机组的有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
10.如权利要求9所述的风储联合***的控制装置，其特征在于，有功功率参考值确定单元还被配置为：对有功功率偏差进行功率限幅处理；基于经过功率限幅处理的有功功率偏差与有功功率测量值，确定网侧有功功率参考值。
11.如权利要求8所述的风储联合***的控制装置，其特征在于，所述控制装置还包括：
网侧变流器控制单元，被配置为：基于所述风力发电机组的无功功率参考值、无功功率测量值、网侧额定电压值、网侧电压测量值，确定网侧变流器的参考输出电压幅值；基于所述风力发电机组的网侧额定角速度、网侧实时角速度、网侧有功功率参考值、网侧有功功率测量值，确定网侧变流器的参考输出电压相角；基于网侧变流器的参考输出电压幅值和参考输出电压相角，控制网侧变流器，从而调节所述风力发电机组的并网点的注入电压。
12.如权利要求6所述的风储联合***的控制装置，其特征在于，所述风力发电机组为电压源型风力发电机组。
13.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序在被处理器执行时，实现如权利要求1至6中任意一项所述的风储联合***的控制方法。
14.一种控制器，其特征在于，所述控制器包括：
处理器；
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储联合***的控制方法。
15.一种风储联合***，其特征在于，所述风储联合***包括：
风力发电机组；
连接到所述风力发电机组的直流母线的储能设备；
如权利要求7-12中任意一项所述的风储联合***的控制装置，或者如权利要求14所述的控制器。
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