CN109787282B - 一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法和系统，本发明方法将储能变流器分成有功协调控制组和无功协调控制组，有功协调控制组全容量控制有功，平滑风光出力，跟踪全站有功目标值，无功协调控制组全容量控制无功，跟踪并网点无功电压需求，优化新能源场站内各种无功源的无功备用。本发明实现大规模储能在不同控制周期下的有功、无功解耦控制，可避免储能变流器有功无功同时控制对有功控制稳定性及其精度的影响，即实现了储能平滑风光出力波动，降低了有功波动对并网点电压的影响，又实现了储能参与跟踪并网点电压无功目标控制，预留充足的无功备用，提高了新能源发电并网运行稳定性。

Description

一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法和系统

技术领域

本发明属于电力系统控制技术领域，具体涉及一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法和系统。

背景技术

传统能源的日益匮乏和环境的日趋恶化，极大地促进了新能源的发展，其发电规模也快速攀升。以风能、太阳能为基础的新能源发电取决于自然资源条件，其出力具有波动性和间歇性，其调节控制困难，大规模并网运行会给电网的安全稳定运行带来显著影响。随着储能技术快速发展，储能装置种类越来越多，不仅容量变大了，生产成本也降低了，为大规模储能系统在电力系统中应用提供了条件。规模化储能系统的引入可以有效地改善新能源的运行性能和调控能力，充分利用储能元件快速响应的特点，可抑制新能源波动性对输出功率的影响，减小功率波动，消峰填谷及峰谷差价调节，调节电能质量，提高了新能源并网发电的灵活性以及稳定性。

储能系统主要包括储能装置、变流器及设备监控系统等。储能系统通过储能变流器(Power Control System--PCS)接收后台控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充电或放电，实现对电网有功功率及无功功率的调节。PCS具有类似SVC(StaticVar Compensator，静止无功补偿装置)/SVG(Static Var Generator，静止无功发生器)的调节性能，可实现连续无功功率调节，提高功率因数，降低网损，维持电网电压。

目前，储能设备监控系统通过控制每台PCS的有功功率和无功功率来跟踪新能源场站全站的有功目标值和无功调节需求。规模化储能系统在新能源场站中的主要作用是可抑制新能源波动性对输出功率的影响，减小功率波动，消峰填谷及峰谷差价调节，调节电能质量。在新能源场站有功和无功的控制周期不同且相互之间是独自计算控制的，单台PCS的视在功率是额定的，短时间尺度下(分钟级)同时调节每台PCS的有功功率和无功功率基本满足新能源场站全站的有功目标值和无功调节需求，但长时间尺度下(小时级)不断调节每台PCS调整无功功率势必会影响到有功功率的控制精度，降低储能系统平抑新能源功率波动的效果。

发明内容

本发明的目的是提出一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法和系统，充分发挥储能系统的快速响应特点，在满足有功功率控制精度，抑制新能源功率波动的同时，能够对新能源场站提供无功电压支撑，优化多种无功源的无功备用。

为了更加方便理解本发明的技术方案，以下将本发明的技术方案中出现的参数定义列出：

新能源场站全站有功目标值

储能需要输出的能量P′_bess；风功率预测有功最大出力P′_WD；光功率预测有功最大出力P′_PV；风光功率预测之和P′_WD+P′_PV；低通滤波器的时间常数T；微分量S；低通滤波器传递函数

参与有功控制组台数的储能变流器数量N_bessw；参与无功控制组的储能变流器数量N_bessq；每台储能变流器的视在功率

储能变流器个数N_bess；S_BESSn为第n台储能变流器下储能元件的SOC值，N_bess为储能变流器的个数；S_SOCmax为储能变流器单元下储能元件最大荷电容量，S_L为新能源电站无功对新能源电站并网母线电压的灵敏度；新能源场站并网点母线电压目标值

并网点电压控制死区ΔV_d；当前并网点母线电压V_cur；S_SOCmin为储能变流器单元下储能元件最小荷电容量；并网点电压运行上限

和电压运行下限V _pcc；

每台SVG的无功功率Q_SVG，每台风电机组的有功功率P_WD；每台风电机组的无功功率Q_WD，每台光伏逆变器的有功功率P_PV和每台光伏逆变器的无功功率Q_PV；每台储能变流器的有功功率P_BESS和每台储能变流器的无功功率Q_BESS；每台储能变流器下的储能元件荷电状态S_BESS；

新能源场站总无功调整量ΔQ_pcc；每台风机一次分配调整量为ΔQ_WD1；每台光伏逆变器一次分配调整量为ΔQ_PV1；每台SVG一次分配调整量为ΔQ_SVG1；每台参与无功控制的储能变流器一次分配调整量为ΔQ_BESS1；ΔQ′_pcc为无功调整量一次分配后待分配无功调整量；每台风电机组的Q_WD；N_wd,N_pv,N_svg分别为风机的数量、光伏逆变器的数量、SVG的台数；β为风电无功调整量分配因子，γ为SVG无功调整量分配因子，δ为储能无功调整量分配因子；

和Q _WDi分别为第i台风机的无功上下限，

和Q _PVj分别为第j台光伏逆变器的无功上下限，

和Q _SVGm分别为第m台SVG的无功上下限，

和Q _WDi分别为第n台储能变流器的无功上下限；第i台风机的无功调整量ΔQ_WDi；第j台光伏逆变器的无功调整量ΔQ_PVj；第m台SVG的无功调整量ΔQ_SVGm：第n台储能变流器的无功调整量ΔQ_BESSn；参与无功控制的储能逆变器的无功调整量ΔQ_BESSn。

本发明采取的技术方案具体为：

一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法，新能源场站包含光伏、风机、SVG和储能；其特征在于，该方法包括以下步骤：

根据储能需要输出的能量P′_bess以及每台储能变流器的视在功率

确定新能源场站参与有功控制的储能变流器分配台数N_bessw和参与无功控制的储能变流器分配台数N_bessq，并根据分配台数对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组；

将有功控制组的储能变流器的无功出力置为0，并将无功控制组的储能变流器的有功出力置为0；

确定新能源场站总无功调整量；根据总无功调整量计算每台风机、每台光伏逆变器、每台储能逆变器和每台SVG的无功调整量并下发无功控制命令。

进一步地，所述储能需要输出的能量P′_bess的计算方法如下：

根据新能源场站全站有功目标值

风功率预测有功最大出力P′_WD和光功率预测有功最大出力P′_PV，计算储能需要输出的能量P′_bess，计算公式如下所示：

式中：P′为中间变量，当新能源场站全站有功目标值

小于风光功率预测之和即P′_WD+P′_PV时，

当

大于风光功率预测之和即P′_WD+P′_PV时，P′＝P′_WD+P′_PV，

为低通滤波器传递函数；T为低通滤波器的时间常数；S为微分量。

进一步地，新能源场站参与有功控制的储能变流器分配台数和参与无功控制的储能变流器分配台数的计算方法如下：

计算储能变流器参与新能源场站有功控制的台数，剩余的储能变流器参与新能源场站无功控制，如式(2)，(3)所示：

参与有功控制组台数N_bessw：

参与无功控制组台数N_bessq；N_bessq＝N_bess-N_bessw (3)，

其中，

为每台储能变流器的视在功率，N_bess为储能变流器个数。

进一步地，根据分配数量对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组的方法如下：

将储能变流器按储能元件SOC从大到小排序，即：

S_BESS1≥S_BESS2≥…≥S_BESSn，n＝1,2,…,N_bess

其中，S_BESSn为第n台储能变流器下储能元件的SOC值，N_bess为储能变流器的个数；

当新能源场站全站有功目标值

小于风光功率预测之和即P′_WD+P′_PV时，从N_bess开始判断是否满足要求分到有功控制组，校验第n台储能变流器，预判其无功出力为0时对电压的影响，保证并网点目标电压与当前电压的差值在控制死区范围内，同时满足储能元件不能超出其最大荷电容量，如式(4)所示：

如果满足要求，则将第n台储能变流器分到有功控制组，不满足要求则分到无功控制组，再校验第n-1台储能变流器，直到校验通过的台数等于计算出的参与有功控制组的分配台数N_bessw；其中S_SOCmax为储能变流器单元下储能元件最大荷电容量，S_L为新能源电站无功对新能源电站并网母线电压的灵敏度；

当新能源场站全站有功目标值

大于风光功率预测之和时，从1开始判断储能变流器是否满足要求分到有功控制组，校验第n台储能变流器，预判其无功出力为0时对电压的影响，保证并网点目标电压与当前电压的差值在控制死区范围内，同时满足储能元件要达到其最小荷电容量要求，如式(5)所示

如果满足要求，则将第n台储能变流器分到有功控制组，不满足要求则分到无功控制组，再校验第n+1台储能变流器，直到校验通过的台数等于计算出的参与有功控制组的分配台数；其中S_SOCmin为储能变流器单元下储能元件最小荷电容量，S_L为新能源电站无功对新能源电站并网母线电压的灵敏度。

以跟踪并网点母线电压目标值

为目标，根据当前并网点母线电压V_cur，计算新能源场站总无功调整量ΔQ_pcc，如式(6)所示：

在另一方面，本发明提供了一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制系统，新能源场站包含光伏、风机、静止型动态无功发生器SVG和储能；其特征是，包括：

有功控制和无功控制分组模块，用于根据储能需要输出的能量P′_bess以及每台储能变流器的视在功率

确定新能源场站参与有功控制的储能变流器分配台数和参与无功控制的储能变流器分配台数，并根据分配台数对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组；

初始有功和无功调整模块，用于将有功控制组的储能变流器的无功出力置为0，并将无功控制组的储能变流器的有功出力置为0；

控制命令生成及下发模块，用于确定新能源场站总无功调整量，并根据总无功调整量计算风机、光伏逆变器、储能逆变器和SVG的无功调整量并下发无功控制命令。

本发明所取得的有益效果：

1、本发明提出的将储能变流器分成有功协调控制组和无功协调控制组，实现对储能的有功无功在不同控制周期下的解耦控制，可避免储能变流器有功无功同时控制对有功控制稳定性及其精度的影响，即保证了储能提供充足的容量来平滑风光出力波动，降低了有功波动对并网点电压的影响，又实现了储能参与跟踪并网点电压无功目标控制，优化了新能源站内多种无功源的无功备用，提高了新能源发电并网运行稳定性；

2、本发明提出的基于风光预测值，并考虑新能源场站的有功平滑效果，通过对储能元件SOC的排序和分组，在不影响无功控制情况下，优先保证有功控制对储能的需求；新能源场站在正常和紧急情况下，储能可以对新能源场站快速地、全容量地提供无功支撑。

具体实施方式

下面对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

实施例1：一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法，新能源场站包含光伏、风机、静止型动态无功发生器SVG和储能；在一次数据采集周期内执行以下步骤：

根据储能需要输出的能量P′_bess以及每台储能变流器的视在功率

确定新能源场站参与有功控制的储能变流器分配台数N_bessw；和参与无功控制的储能变流器分配台数N_bessq，并根据分配台数对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组；

将有功控制组的储能变流器的无功出力置为0，并将无功控制组的储能变流器的有功出力置为0。具体地，储能变流器形成有功控制组和无功控制组后，标记每台储能变流器的分组状态，并通过控制指令将有功控制组的储能变流器无功出力置为0，所有容量用来满足有功控制要求，并将无功控制组的储能变流器有功出力置为0，并将其有功出力分配到有功控制组上，所有容量用来满足无功控制要求；

确定新能源场站总无功调整量；根据总无功调整量计算风机、光伏逆变器、储能逆变器和SVG的无功调整量并下发无功控制命令。

本发明方法实现大规模储能在不同控制周期下的有功、无功解耦控制，可避免储能变流器有功无功同时控制对有功控制稳定性及其精度的影响，即实现了储能平滑风光出力波动，降低了有功波动对并网点电压的影响，又实现了储能参与跟踪并网点电压无功目标控制，预留充足的无功备用，提高了新能源发电并网运行稳定性。

在数据采集周期开始时，从新能源场站数据采集与监控系统(SCADA，SupervisoryControl And Data Acquisition)得到新能源场站参数，参数包括：有功目标值

新能源场站并网点母线电压目标值

风功率预测有功最大出力P′_wd和光功率预测有功最大出力P′_pv。

在以上实施例的基础上，优选地，储能需要输出的能量P′_bess的计算方法如下：

根据新能源场站全站有功目标值

风功率预测有功最大出力P′_WD和光功率预测有功最大出力P′_PV，计算储能需要输出的能量P′_bess，计算方法如式(1)所示：

式中：当

小于风光功率预测之和(P′_WD+P′_PV)时，

当

大于风光功率预测之和(P′_WD+P′_PV)时，P′＝P′_WD+P′_PV，

为低通滤波器传递函数；T为低通滤波器的时间常数；S为微分量。T值越大，允许导通的频率分量越低，功率输出更为平滑；

计算储能变流器分组台数，根据储能需要输出的能量P′_bess，计算需要几台储能变流器参与新能源场站有功控制，剩余的储能变流器参与新能源场站无功控制，如式(2)，(3)所示：

参与有功控制组台数N_bessw：

参与无功控制组N_bessq；N_bessq＝N_bess-N_bessw (3)

其中，

为每台储能变流器的视在功率，N_bess为储能变流器个数；

在以上具体实施例基础上，计算新能源场站总无功调整量ΔQ_pcc的方法如下：

以跟踪并网点母线电压目标值

为目标，根据当前并网点母线电压V_cur，计算新能源场站总无功调整量ΔQ_pcc，如式(6)所示：

对总无功调整量ΔQ_pcc分配到风机、光伏逆变器、SVG和分到无功控制组的储能逆变器，并计算风机、光伏逆变器、储能逆变器和SVG的无功调整量，具体方法为：

步骤1)当风光、储能或SVG的无功出力为容性且总无功调整量ΔQ_pcc为负值，或者风光、储能或SVG的无功出力为感性且总无功调整量ΔQ_pcc为正值时，优选地，按照优先级减少风光、储能和SVG的无功出力，优先级顺序为储能，其次SVG，最后风光，保证新能源场站无功补偿设备的无功出力方向一致性，完成无功调整量一次分配，得到每台风机一次分配调整量为ΔQ_WD1＝-Q_WD，每台光伏逆变器一次分配调整量为ΔQ_PV1＝-Q_PV，每台SVG一次分配调整量为ΔQ_SVG1＝-Q_SVG和每台参与无功控制的储能变流器一次分配调整量为ΔQ_BESS1＝-Q_BESS，如式(7)所示：

其中ΔQ′_pcc为无功调整量一次分配后待分配无功调整量，N_wd,N_pv,N_svg和N_bessq分别为风机的数量、光伏逆变器的数量、SVG的台数和参与无功控制的储能变流器数量；如果一次无功分配满足总无功调整量要求，则跳过步骤2)，直接到步骤3)；

步骤2)对待分配无功调整量ΔQ′_pcc完成二次无功分配，设α为风电无功调整量分配因子，β为风电无功调整量分配因子，γ为SVG无功调整量分配因子，δ为储能无功调整量分配因子，α，β，γ，δ由运行人员以参数的方式人工设置的，建立等无功裕度的目标函数，如式(8)所示：

建立约束条件，如式(9)所示：

其中，

和Q _WDi分别为第i台风机的无功上下限，

和Q _PVj分别为第j台光伏逆变器的无功上下限，

和Q _SVGm分别为第m台SVG的无功上下限，

和Q _WDi分别为第n台储能变流器的无功上下限。保证了同类型无功源设备据用相对均衡的无功裕度，同时通过α，β，γ，δ参数设置调整不同类型无功源设备的无功调整量，α，β，γ，δ中数值越大的表示对该类型无功源设备的无功调整量越小。

步骤3)根据一、二次无功分配结果，生成风机、光伏逆变器、储能逆变器和SVG的无功控制命令；

第i台风机的无功调整量ΔQ_WDi：ΔQ_WDi＝ΔQ_WDi1+ΔQ_WDi2 i＝1,2,…,N_wd

第j台光伏逆变器的无功调整量ΔQ_PVj：ΔQ_PVj＝ΔQ_PVj1+ΔQ_PVj2 j＝1,2,…,N_pv第m台SVG无功调整量ΔQ_SVGm：ΔQ_SVGm＝ΔQ_SVGm1+ΔQ_SVGm2 m＝1,2,…,N_svg

第n台参与无功控制的储能变流器无功调整量ΔQ_BESSn：

ΔQ_BESSn＝ΔQ_BESSn1+ΔQ_BESSn2 n＝1,2,…,N_bessq

实施例2：在以上实施例的基础上，在储能元件运行过程中，有功控制时要考虑SOC的状态，应使SOC保持在最佳荷电状态即维持储能在最优的SOC附近，可以保障储能装置具有最佳的充放电状态。根据有功的目标值确定储能是充电还是放电，充电和放电与SOC有关系，SOC小的优先充电，SOC大的优先放电。因此，把SOC作为储能的控制指标，将储能变流器按储能元件SOC从大到小排序，考虑储能对风光出力的平滑效果，将储能变流器分组，对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组，具体步骤包括：

先将储能变流器按储能元件SOC从大到小排序，即：

S_BESS1≥S_BESS2≥…≥S_BESSn，n＝1,2,…,N_bess

其中，S_BESSn为第n台储能变流器下储能元件的SOC值，N_bess为储能变流器的个数；

然后校验储能变流器有功控制分组和无功控制分组，需要将参与有功控制的储能变流器无功出力置为0，如果有部分储能变流器无功出力不为0时，预判将储能变流器无功置为0后对电压目标值影响，满足电压控制要求，则将储能变流器无功出力置为0，不满足要求则跳过该储能逆变器，校验下一个储能逆变器，具体方法为：

1)当

小于风光功率预测之和(P′_WD+P′_PV)时，储能变流器需要充电来调节新能源场站有功目标值，因此从N_bess开始判断储能变流器是否满足要求分到有功控制组，校验第n台储能变流器，预判其无功出力为0时对电压的影响，保证并网点目标电压与当前电压的差值在控制死区ΔV_d范围内，同时满足储能元件不能超出其最大荷电容量，如式(4)所示：

如果满足要求，则将第n台储能变流器分到有功控制组，不满足要求则分到无功控制组，再校验第n-1台储能变流器，直到校验通过的台数等于N_w。其中S_SOCmax为储能变流器单元下储能元件最大荷电容量，S_L为新能源电站无功对新能源电站并网母线电压的灵敏度；

2)当

大于风光功率预测之和(P_W′_D+P_P′_V)时，储能变流器需要放电来调节新能源场站有功目标值，因此从1开始判断储能变流器是否满足要求分到有功控制组，校验第n台储能变流器，预判其无功出力为0时对电压的影响，保证并网点目标电压与当前电压的差值在控制死区ΔV_d范围内，同时满足储能元件要达到其最小荷电容量要求，如式(5)所示

如果满足要求，则将第n台储能变流器分到有功控制组，不满足要求则分到无功控制组，再校验第n+1台储能变流器，直到校验通过的台数等于N_w。其中S_SOCmin为储能变流器单元下储能元件最小荷电容量，S_L为新能源电站无功对新能源电站并网母线电压的灵敏度。

本实施例提供的方法在以上实施例的基础上，还综合考虑各储能元件的荷电状态(state of charge，SOC)，将储能变流器分1有功协调控制组和无功协调控制组，有功协调控制组全容量控制有功，平滑风光出力，跟踪全站有功目标值，无功协调控制组全容量控制无功，跟踪并网点无功电压需求，优化新能源场站内各种无功源的无功备用。

本发明按照优选实施例进行了说明，应当理解，但上述实施例不以任何形式限定本发明，凡采用等同替换或等效变换的形式所获得的技术方案，均落在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制方法，新能源场站包含光伏、风机、静止型动态无功发生器SVG和储能；其特征在于，在一次数据采集周期内执行以下步骤：

根据储能需要输出的能量P_b′_ess以及每台储能变流器的视在功率

确定新能源场站参与有功控制的储能变流器分配台数N_bessw和参与无功控制的储能变流器分配台数N_bessq，并根据分配台数对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组；

将有功控制组的储能变流器的无功出力置为0，并将无功控制组的储能变流器的有功出力置为0；

确定新能源场站总无功调整量；根据总无功调整量计算风机、光伏逆变器、储能逆变器和SVG的无功调整量并下发无功控制命令；

根据分配数量对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组的方法如下：

将储能变流器按储能元件SOC从大到小排序，即：

S_BESS1≥S_BESS2≥…≥S_BESSn，n＝1,2,…,N_bess

其中，S_BESSn为第n台储能变流器下储能元件的SOC值，N_bess为储能变流器个数；

当新能源场站全站有功目标值

小于风光功率预测之和时，从N_bess开始判断是否满足要求分到有功控制组，校验第n台储能变流器，预判其无功出力为0时对电压的影响，保证并网点目标电压与当前电压的差值在控制死区范围内，同时满足储能元件不能超出其最大荷电容量，如式(4)所示：

S_BESSn＜S_SOCmax (4)

其中V_cur为当前并网点母线电压，

为新能源场站并网点母线电压目标值；ΔV_d为并网点电压控制死区；

如果满足要求，则将第n台储能变流器分到有功控制组，不满足要求则分到无功控制组，再校验第n-1台储能变流器，直到校验通过的台数等于计算出的参与有功控制组的分配台数N_bessw；其中S_SOCmax为储能变流器单元下储能元件最大荷电容量，S_L为新能源电站无功对新能源电站并网母线电压的灵敏度；

当新能源场站全站有功目标值

大于风光功率预测之和时，从1开始判断储能变流器是否满足要求分到有功控制组，校验第n台储能变流器，预判其无功出力为0时对电压的影响，保证并网点目标电压与当前电压的差值在控制死区范围内，同时满足储能元件要达到其最小荷电容量要求，如式(5)所示

S_BESSn＞S_SOCmin(5)，

如果满足要求，则将第n台储能变流器分到有功控制组，不满足要求则分到无功控制组，再校验第n+1台储能变流器，直到校验通过的台数等于计算出的参与有功控制组的分配台数；其中S_SOCmin为储能变流器单元下储能元件最小荷电容量。

2.根据权利要求1所述的无功协调控制方法，其特征是，所述储能需要输出的能量P′_bess的计算方法如下：

根据新能源场站全站有功目标值

风功率预测有功最大出力P′_WD和光功率预测有功最大出力P′_PV，计算储能需要输出的能量P′_bess，计算公式如下所示：

式中：P′为中间变量，当新能源场站全站有功目标值

小于风光功率预测之和时，

当

大于风光功率预测之和时，P′＝P′_WD+P′_PV，

为低通滤波器传递函数；T为低通滤波器的时间常数；S为微分量。

3.根据权利要求1所述的无功协调控制方法，其特征是，新能源场站参与有功控制的储能变流器分配台数和参与无功控制的储能变流器分配台数的计算方法如下：

计算储能变流器参与新能源场站有功控制的台数，剩余的储能变流器参与新能源场站无功控制，如式(2)，(3)所示：

参与有功控制组台数N_bessw：

参与无

功控制组台数N_bessq；N_bessq＝N_bess-N_bessw (3)。

4.根据权利要求1所述的无功协调控制方法，其特征是，确定新能源场站总无功调整量的方法如下：

以跟踪并网点母线电压目标值

为目标，根据当前并网点母线电压V_cur，计算新能源场站总无功调整量ΔQ_pcc，如式(6)所示：

5.根据权利要求1所述的无功协调控制方法，其特征是，根据总无功调整量计算风机、光伏逆变器、储能逆变器和SVG的无功调整量的方法如下:

1)当风光、储能或SVG的无功出力为容性且总无功调整量ΔQ_pcc为负值，或者风光、储能或SVG的无功出力为感性且总无功调整量ΔQ_pcc为正值时，确定每台风机一次分配调整量为ΔQ_WD1＝-Q_WD，每台光伏逆变器一次分配调整量为ΔQ_PV1＝-Q_PV，每台SVG一次分配调整量为ΔQ_SVG1＝-Q_SVG和每台参与无功控制的储能变流器一次分配调整量为ΔQ_BESS1＝-Q_BESS，如式(7)所示：

其中ΔQ′_pcc为无功调整量一次分配后待分配无功调整量，N_wd,N_pv,N_svg和N_bessq分别为风机的数量、光伏逆变器的数量、SVG的台数和参与无功控制的储能变流器数量；如果一次无功分配满足总无功调整量要求，则跳过2)步骤，直接到3)步骤；

2)对待分配无功调整量ΔQ′_pcc完成二次无功分配，设α为风电无功调整量分配因子，β为风电无功调整量分配因子，γ为SVG无功调整量分配因子，δ为储能无功调整量分配因子，建立等无功裕度的目标函数，如式(8)所示：

建立约束条件，如式(9)所示：

其中，

和Q _WDi分别为第i台风机的无功上下限，

和Q _PVj分别为第j台光伏逆变器的无功上下限，

和Q _SVGm分别为第m台SVG的无功上下限，

和Q _WDi分别为第n台储能变流器的无功上下限；

3)根据一、二次无功分配结果，生成风机、光伏逆变器、储能逆变器和SVG的无功调整量；

第i台风机的无功调整量ΔQ_WDi：

ΔQ_WDi＝ΔQ_WDi1+ΔQ_WDi2 i＝1,2,…,N_wd

第j台光伏逆变器的无功调整量ΔQ_PVj：

ΔQ_PVj＝ΔQ_PVj1+ΔQ_PVj2 j＝1,2,…,N_pv

第m台SVG的无功调整量ΔQ_SVGm：

ΔQ_SVGm＝ΔQ_SVGm1+ΔQ_SVGm2 m＝1,2,…,N_svg

第n台参与无功控制的储能变流器无功调整量ΔQ_BESSn：

ΔQ_BESSn＝ΔQ_BESSn1+ΔQ_BESSn2 n＝1,2,…,N_bessq。

6.根据权利要求5所述的无功协调控制方法，其特征是，无功调整量一次分配时优先级减少风光、储能和SVG的无功出力，优先级顺序为储能，其次SVG，最后风光，保证新能源场站无功补偿设备的无功出力方向一致性，完成无功调整量一次分配。

7.根据权利要求5所述的无功协调控制方法，其特征是，通过α，β，γ，δ参数设置调整不同类型无功源设备的无功调整量。

8.根据权利要求1所述的无功协调控制方法，其特征是，在数据采集周期开始时，从新能源场站数据采集与监控系统得到新能源场站参数，所述参数包括：全站有功目标值

新能源场站并网点母线电压目标值

风功率预测有功最大出力P′_wd和光功率预测有功最大出力P′_pv，并网点电压运行上限

和电压运行下限V _pcc，并网点电压控制死区ΔV_d，每台SVG的无功功率Q_SVG，每台风电机组的有功功率P_WD和无功功率Q_WD，每台光伏逆变器的有功功率P_PV和无功功率Q_PV，每台储能变流器的有功功率P_BESS、无功功率Q_BESS及每台储能变流器下的储能元件荷电状态S_BESS。

9.一种规模化储能参与新能源场站无功协调控制系统，新能源场站包含光伏、风机、静止型动态无功发生器SVG和储能；其特征是，包括：

有功控制和无功控制分组模块，用于根据储能需要输出的能量P′_bess以及每台储能变流器的视在功率

确定新能源场站参与有功控制的储能变流器分配台数和参与无功控制的储能变流器分配台数，并根据分配台数对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组；

初始有功和无功调整模块，用于将有功控制组的储能变流器的无功出力置为0，并将无功控制组的储能变流器的有功出力置为0；

控制命令生成及下发模块，用于确定新能源场站总无功调整量，并根据总无功调整量计算风机、光伏逆变器、储能逆变器和SVG的无功调整量并下发无功控制命令；

根据分配数量对储能变流器进行有功控制分组和无功控制分组的方法如下：

将储能变流器按储能元件SOC从大到小排序，即：

S_BESS1≥S_BESS2≥…≥S_BESSn，n＝1,2,…,N_bess

其中，S_BESSn为第n台储能变流器下储能元件的SOC值，N_bess为储能变流器个数；

当新能源场站全站有功目标值

小于风光功率预测之和时，从N_bess开始判断是否满足要求分到有功控制组，校验第n台储能变流器，预判其无功出力为0时对电压的影响，保证并网点目标电压与当前电压的差值在控制死区范围内，同时满足储能元件不能超出其最大荷电容量，如式(4)所示：

S_BESSn＜S_SOCmax (4)

其中V_cur为当前并网点母线电压，

为新能源场站并网点母线电压目标值；ΔV_d为并网点电压控制死区；

如果满足要求，则将第n台储能变流器分到有功控制组，不满足要求则分到无功控制组，再校验第n-1台储能变流器，直到校验通过的台数等于计算出的参与有功控制组的分配台数N_bessw；其中S_SOCmax为储能变流器单元下储能元件最大荷电容量，S_L为新能源电站无功对新能源电站并网母线电压的灵敏度；

当新能源场站全站有功目标值

大于风光功率预测之和时，从1开始判断储能变流器是否满足要求分到有功控制组，校验第n台储能变流器，预判其无功出力为0时对电压的影响，保证并网点目标电压与当前电压的差值在控制死区范围内，同时满足储能元件要达到其最小荷电容量要求，如式(5)所示

S_BESSn＞S_SOCmin (5)，

如果满足要求，则将第n台储能变流器分到有功控制组，不满足要求则分到无功控制组，再校验第n+1台储能变流器，直到校验通过的台数等于计算出的参与有功控制组的分配台数；其中S_SOCmin为储能变流器单元下储能元件最小荷电容量。