CN114374211A - 一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法及装置 - Google Patents

Abstract

本公开提出一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法及装置，属于储能电站自动电压控制技术领域。其中，所述方法包括：根据储能电站的有功计划，计算所述储能电站执行所述有功计划后的电压预估值；根据所述电压预估值，计算无功调节量；根据所述无功调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功调节量，以实现执行所述有功计划前的无功调节。本公开可在执行储能电站有功计划前，预先通过储能电站储能变流器和动态无功补偿装置的无功调节以及上级变电站电容器的投切，使电压维持在适宜水平，留出由于有功变化可能导致电压越限的空间，实现有功计划执行过程中的电压平稳过渡。

Description

一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法及装置

技术领域

本公开属于储能电站自动电压控制技术领域，特别涉及一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法及装置。

背景技术

储能电站接入电网后，不仅改变了传统电网能量单向流通的特性，而且使得无功电压特性无论是稳态还是暂态都发生了显著变化。在稳态层面，储能电站的高渗透率接入会影响电网全局的无功电压特性，影响程度与其出力、接入位置、接入方式以及功率因数有关。在暂态层面，储能电站的启停或出力变化常常造成系统电压波动。传统电网中的有功和无功变化都会对电压损耗产生很大影响，而随着储能电站的接入，潮流快速波动也势必引起线路上的电压损耗相应变化。电池储能系统大规模并入电网后如何在有功变化时保持电压平稳运行目前亟待解决的问题。

发明内容

本公开的目的是为克服已有技术的不足之处，提出一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法及装置。本公开可实现在执行储能升或降有功计划之前，预先通过储能电站储能变流器和动态无功补偿装置的无功调节以及上级变电站电容器的投切，使电压维持到较低或较高的水平，留出由于有功变化可能导致电压越限的空间，从而在整个有功计划执行过程中，达到电压平稳过渡的效果。

本公开第一方面实施例提出一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法，包括：

根据储能电站的有功计划，计算所述储能电站执行所述有功计划后的电压预估值；

根据所述电压预估值，计算无功调节量；

根据所述无功调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功调节量，以实现执行所述有功计划前的无功调节。

在本公开的一个具体实施例中，所述根据储能电站的有功计划，计算所述储能电站执行所述有功计划后的电压预估值，包括：

1)一个控制周期到来时，获取储能电站下一时刻有功计划值P₁和计划执行时刻t₁，当前时刻记为t₀，将当前时刻储能电站内储能变流器PCS有功之和记为P₀，当前时刻并网母线电压记为U₀；

2)对当前时刻进行判定：

若T×2≥t₁-t₀≥T，则转入步骤3)，其中T代表控制周期；

否则，本轮调节到此结束；

3)按照式(1)计算执行储能有功计划后的电压预估值U_plan：

U_plan＝U₀+(P₁-P₀)×S_{p_pcs} (1)

其中，S_{p_pcs}为储能变流器总有功变化对并网母线电压的灵敏度。

在本公开的一个具体实施例中，所述无功调节量包括：无功上升调节量和无功下降调节量；所述无功调节量的计算方法为：

利用所述电压预估值进行判定：

若U_plan>U_max，则按照式(2)计算无功下降调节量Q_{δ_down_pcs}：

Q_{δ_down_pcs}＝(U_plan-U_max)/S_{q_pcs} (2)

其中，U_plan为计算执行储能有功计划后的电压预估值，U_max为并网母线的电压上限，S_{q_pcs}为储能变流器总无功变化对并网母线电压的灵敏度；

若U_plan<U_min，则按照式(3)计算无功上升调节量Q_{δ_up_pcs}：

Q_{δ_up_pcs}＝(U_min-U_plan)/S_{q_pcs} (3)

其中，U_min为并网母线电压下限；

若U_max≥U_plan≥U_min，则本轮调节到此结束。

在本公开的一个具体实施例中，所述方法还包括：

根据所述无功下降调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功下降调节量，具体方法为：

1)利用无功下降调节量进行判定：

1-1)若(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})≥Q_{min_pcs}，则按照式(4)计算每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}，然后转入步骤7)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})/N (4)

其中，Q_{0_pcs}为当前时刻储能变流器无功之和，Q_{min_pcs}为储能变流器总无功的下限，N为储能电站内储能变流器的个数；

1-2)若(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})<Q_{min_pcs}，则令每个储能变流器的无功设定值为：

Q_{set_pcs}＝Q_{min_pcs}/N；

按照式(5)计算需要无功补偿装置协助的总无功下降调节量Q_{δ_down_svg}，然后转入步骤2)；

Q_{δ_down_svg}＝(Q_{min_pcs}-(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs}))*S_{q_pcs}/S_{q_svg} (5)

其中，S_{q_svg}为无功补偿装置无功变化对并网母线电压的灵敏度；

2)利用需要无功补偿装置协助的总无功下降调节量进行判定：

2-1)若(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})≥Q_{min_svg}，则按照式(6)计算每个无功补偿装置的无功设定值Q_{set_svg}，然后转入步骤6)；

Q_{set_svg}＝(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})/M (6)

其中，Q_{0_svg}为当前时刻无功补偿装置的无功之和，Q_{min_svg}为无功补偿装置总无功下限，M为无功补偿装置的个数；

2-2)若(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})<Q_{min_svg}，则令每个无功补偿装置的无功设定值为：

Q_{set_svg}＝Q_{min_svg}/M；

按照式(7)计算需要上一级变电站电容器协助的总无功下降调节量Q_{δ_down_cp}，然后转入步骤3)；

Q_{δ_down_cp}＝(Q_{min_svg}-(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_cp} (7)

其中，S_{q_cp}为电容器无功变化对并网母线电压的灵敏度；

3)根据需要上一级变电站电容器协助的总无功下降调节量选择可以控制的电容器，具体步骤如下：

3-1)在容量大于等于Q_{δ_down_cp}的电容器里查找一个可退出运行且容量最小的电容器，具体方法为：

将当前处于所有运行状态的电容器的容量构成的集合记为Q_{cp_run}＝{Q_{cp_run_1}，…，Q_{cp_run_i}，…，Q_{cp_run_m}}，其中，Q_{cp_run_i}为集合Q_{cp_run}中第i个电容器的容量，m为当前处于运行状态的电容器总数；

若集合Q_{cp_run}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_run_i}≥Q_{δ_down_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最小值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_run_j_min}，然后转入步骤4)；否则，转入步骤3-2)；

3-2)在容量小于Q_{δ_down_cp}的电容器里查找一个可退出运行且容量最大的电容器，具体方法为：

若集合Q_{cp_run}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_run_i}<Q_{δ_down_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最大值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_run_k_max}，执行切除该电容器的指令，转入步骤6)；否则，直接转入步骤6)；

4)计算由于电容器容量较大需要SVG回调的上升的无功量Q_{ret_down_svg}，如式(8)所示：

Q_{ret_down_svg}＝(Q_{cp_run_j_min}-Q_{δ_down_cp})*S_{q_cp}/S_{q_svg} (8)

利用Q_{ret_down_svg}进行判定：

若(Q_{ret_down_svg}+Q_{min_svg})≤Q_{max_svg}，则按照式(9)修正每个无功补偿装置的无功设定值，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤6)；

Q_{set_svg}＝(Q_{min_svg}+Q_{ret_down_svg})/M (9)

若(Q_{ret_down_svg}+Q_{min_svg})>Q_{max_svg}，则将每个无功补偿装置的无功设定值修正为Q_{max_svg}/M，转入步骤5)；

其中，Q_{max_svg}为无功补偿装置总无功上限；

5)计算需要储能变流器回调的上升无功量Q_{ret_down_pcs}，如式(10)所示：

Q_{ret_down_pcs}＝(Q_{ret_down_svg}-(Q_{max_svg}–Q_{min_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_pcs} (10)

利用Q_{ret_down_pcs}进行判定：

若(Q_{ret_down_pcs}+Q_{min_pcs})≤Q_{max_pcs},则按照式(11)修正每个储能变流器的无功设定值；每个无功补偿装置的无功维持原值不调节，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤7)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{min_pcs}+Q_{ret_down_pcs})/N (11)

若(Q_{ret_down_pcs}+Q_{min_pcs})>Q_{max_pcs}，则令储能变流器和无功补偿装置的无功均调节均为对应的最大值，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤6)；

6)将每个无功补偿装置的无功设定值Q_{set_svg}下发到对应无功补偿装置执行无功调节，转入步骤7)；

7)将每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}下发到对应储能变流器执行无功调节，本轮调节结束。

在本公开的一个具体实施例中，所述方法还包括：

根据所述无功上升调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功上升调节量，具体方法为：

1)利用无功上升调节量进行判定：

1-1)若(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})≤Q_{max_pcs}，则按照式(12)计算每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}，然后转入步骤7)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})/N (12)

其中，Q_{0_pcs}为当前时刻储能变流器无功之和，Q_{max_pcs}为储能变流器总无功的上限，N为储能电站内储能变流器的个数；

1-2)若(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})>Q_{max_pcs}，则令每个储能变流器的无功设定值为：

Q_{set_pcs}＝Q_{max_pcs}/N；

按照式(13)计算需要无功补偿装置协助的总无功上升调节量Q_{δ_up_svg}，然后转入步骤2)；

Q_{δ_up_svg}＝(Q_{δ_up_pcs}-(Q_{max_pcs}-Q_{0_pcs}))*S_{q_pcs}/S_{q_svg} (13)

2)利用需要无功补偿装置协助的总无功上升调节量进行判定：

2-1)若(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})≤Q_{max_svg}，则按照式(14)计算每个无功补偿装置的无功设定值Q_{set_svg}，然后转入步骤6)；

Q_{set_svg}＝(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})/M (14)

其中，Q_{0_svg}为当前时刻无功补偿装置的无功之和，Q_{max_svg}为无功补偿装置总无功上限，，M为无功补偿装置的个数；

2-2)若(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})>Q_{max_svg}，则令每个无功补偿装置的无功设定值为：

Q_{set_svg}＝Q_{max_svg}/M；

按照式(15)计算需要上级站电容器协助的总无功上升调节量Q_{δ_up_cp}，然后转入步骤3)：

Q_{δ_up_cp}＝(Q_{δ_up_svg}-(Q_{max_svg}-Q_{0_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_cp} (15)

其中，S_{q_cp}为电容器无功变化对并网母线电压的灵敏度；

3)根据需要上一级变电站电容器协助的总无功上升调节量选择可以控制的电容器，具体步骤如下：

3-1)在容量大于等于Q_{δ_up_cp}的电容器里查找一个可投入运行且容量最小的电容器，具体方法为：

将当前所有处于停运状态的电容器的容量构成的集合记为Q_{cp_exit}＝{Q_{cp_exit_1}，…，Q_{cp_exit_i}，…，Q_{cp_exit_n}}，其中，Q_{cp_exit_i}为集合Q_{cp_exit}中第i个电容器的容量，i＝1,…,n，n为当前处于停运状态的电容器总数；

若集合Q_{cp_exit}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_exit_i}≥Q_{δ_up_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最小值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_exit_x_min}，然后转入步骤4)；否则，则转入步骤3-2)；

3-2)在容量小于Q_{set_up_cp}的电容器里查找一个可投入运行且容量最小的电容器，具体方法为：

若集合Q_{cp_exit}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_exit_i}<Q_{δ_up_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值的电容器，则从所有满足条件的电容器中查找容量最大值对应的电容器，该电容器的容量记为Q_{cp_exit_y_max}，执行投入该电容器的指令，转入步骤6)；否则，直接转入步骤6)；

4)计算由于电容器容量较大需要SVG回调的下降Q_{ret_up_svg}，如式(16)所示：

Q_{ret_up_svg}＝(Q_{cp_j_max}-Q_{δ_up_cp}))*S_{q_cp}/S_{q_svg} (16)

利用Q_{ret_up_svg}进行判定：

若(Q_{max_svg}–Q_{ret_up_svg})≥Q_{min_svg}，则按照式(17)修正每个无功补偿装置的无功设定值，投入Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤6)；

Q_{set_svg}＝(Q_{max_svg}-Q_{ret_up_svg})/M (17)

若(Q_{max_svg}–Q_{ret_up_svg})<Q_{min_svg}，则将每个无功补偿装置的无功设定值修正为Q_{min_svg}/M，转入步骤5)；

5)计算需要储能变流器回调的下降无功量Q_{ret_up_pcs}，如式(18)所示：

Q_{ret_up_pcs}＝(Q_{ret_up_svg}-(Q_{max_svg}–Q_{min_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_pcs} (18)

利用Q_{ret_up_pcs}进行判定：

若(Q_{max_pcs}–Q_{ret_up_pcs})≥Q_{min_pcs}，则按照式(19)修正每个储能变流器的无功设定值；每个无功补偿装置的无功维持原值不调节，投入电容器Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤7)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{max_pcs}-Q_{ret_up_pcs})/N (19)

若(Q_{max_pcs}–Q_{ret_up_pcs})<Q_{min_pcs}，则令储能变流器和无功补偿装置的无功都调节均为对应最小值，投入Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤6)；

6)将每个无功补偿装置的无功设定值Q_{set_svg}下发到对应无功补偿装置执行无功调节，转入步骤7)；

7)将每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}下发到对应储能变流器执行无功调节，本轮调节结束。

本公开第二方面实施例提出一种基于历史负荷无功预测的自动电压控制装置，包括：

电压计划计算模块，用于根据储能电站的有功计划，计算所述储能电站执行所述有功计划后的电压预估值；

无功调节计算模块，用于根据所述电压预估值，计算无功调节量；

无功调节执行模块，用于根据所述无功调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功调节量，以实现执行所述有功计划前的无功调节。

本公开第三方面实施例提出一种电子设备，包括：

至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；

其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被设置为用于执行上述一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法。

本公开第四方面实施例提出一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储计算机指令，所述计算机指令用于使所述计算机执行上述一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法。

本公开的特点及有益效果在于：

本公开在执行储能升或降有功计划之前，预先通过储能电站储能变流器和动态无功补偿装置的无功调节以及上级变电站电容器的投切，使电压维持到较低或较高的水平，留出由于有功变化可能导致电压越限的空间，从而在整个有功计划执行过程中，达到电压平稳过渡的效果。在投切电容器出现无功调节量过调时，依次计算无功补偿装置和储能变流器回调的无功量，有助于减少储能电站和上级变电站之间的无功流动，从而减少整个电网损耗。

附图说明：

图1是本公开实施例提出的一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法的整体流程图。

图2是本公开一个具体实施例中储能电站的结构示意图。

具体实施方式

本公开实施例提出一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法及装置，下面结合一个具体实施例进一步详细说明如下。

本公开第一方面实施例提出一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法，整体流程如图1所示，包括以下步骤：

1)令储能电站内储能变流器(power conversion system，PCS)个数为N，储能变流器总有功、总无功变化对并网母线电压的灵敏度分别记为S_{p_pcs}、S_{q_pcs}，储能变流器总无功的上、下限记为Q_{max_pcs}、Q_{min_pcs}；

令无功补偿装置(static var generator，SVG)个数记为M，无功补偿装置无功变化对并网母线电压的灵敏度记为S_{q_svg}，无功补偿装置总无功上、下限记为Q_{max_svg}、Q_{min_svg}；

令储能电站的上一级变电站的电容器个数为W，电容器最小动作间隔时间记为T_min；每个电容器容量记为Q_{cp_i}，每个电容器日投切次数限值记为Q_{cp_limit_day_i}，每个电容器月投切次数限值记为OP_{cp_limit_month_i}，i＝1，2…W，i为电容器序号；电容器无功变化对并网母线电压的灵敏度记为S_{q_cp}；并网母线电压上、下限分别记为U_max、U_min；控制周期设为T；

2)一个控制周期到来时，获取储能电站下一时刻有功计划值P₁和计划执行时刻t₁，当前时刻记为t₀，将当前时刻所有PCS有功之和记为P₀，当前时刻所有PCS无功之和记为Q_{0_pcs}，当前时刻所有SVG无功之和记为Q_{0_svg}，当前时刻并网母线电压记为U₀；

3)对当前时刻进行判定：

若T×2≥t₁-t₀≥T，进入控制流程，转入步骤4)；

否则，本轮调节到此结束，等待下一个控制周期的到来，重新返回步骤2)。

4)按照式(1)计算执行储能有功计划后的电压预估值U_plan：

U_plan＝U₀+(P₁-P₀)×S_{p_pcs} (1)

利用U_plan进行判定：

4-1)若U_plan>U_max，则按照式(2)计算无功下降调节量Q_{δ_down_pcs}，所述无功下降调节量为用于预防执行储能有功计划可能导致的电压越上限需要提前下降的无功调节量，然后转入步骤5)：

Q_{δ_down_pcs}＝(U_plan-U_max)/S_{q_pcs} (2)

4-2)若U_plan<U_min，则按照式(3)计算无功上升调节量Q_{δ_up_pcs}，所述无功上升调节量为用于预防执行有功计划可能导致的电压越下限需要提前上升的无功调节量，然后转入步骤6)：

Q_{δ_up_pcs}＝(U_min-U_plan)/S_{q_pcs} (3)

4-3)若U_max≥U_plan≥U_min，则无需提前控制，本轮调节到此结束，等待下一个调压周期的到来，重新返回步骤2)。

5)根据无功下降调节量进行控制；具体步骤如下：

5-1)利用无功下降调节量进行判定：

5-1-1)若(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})≥Q_{min_pcs}，表示仅调节储能变流器的无功输出就可以达到无功下降调节量Q_{δ_down_pcs}，则按照式(4)计算每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}，转入步骤8)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})/N (4)

5-1-2)若(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})<Q_{min_pcs}，表示只调节储能变流器无功不足以达到无功下降调节量，则令每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}＝Q_{min_pcs}/N，按照式(5)计算需要SVG协助的总无功下降调节量Q_{δ_down_svg}，然后转入步骤5-2)；

Q_{δ_down_svg}＝(Q_{min_pcs}-(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs}))*S_{q_pcs}/S_{q_svg} (5)

5-2)利用需要SVG协助的总无功下降调节量进行判定：

5-2-1)若(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})≥Q_{min_svg}，表示调节SVG的无功输出可以达到Q_{δ_down_svg}，则按照式(6)计算每个SVG的无功设定值Q_{set_svg}，转入步骤7)；

Q_{set_svg}＝(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})/M (6)

5-2-2)若(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})<Q_{min_svg}，表示调节储能变流器和SVG无功，不足以达到无功下降调节量，令每个SVG的无功设定值为Q_{set_svg}＝Q_{min_svg}/M；按照式(7)计算需要上一级变电站电容器协助的总无功下降调节量Q_{δ_down_cp}，然后转入步骤5-3)；

Q_{δ_down_cp}＝(Q_{min_svg}-(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_cp} (7)

5-3)根据需要上一级变电站电容器协助的总无功下降调节量Q_{δ_down_cp}选择可以控制的电容器，具体步骤如下：

5-3-1)在容量大于等于Q_{δ_down_cp}的电容器里查找一个可退出运行且容量最小的电容器，具体方法为：

将当前处于所有运行状态的电容器的容量构成的集合记为Q_{cp_run}＝{Q_{cp_run_1}，…，Q_{cp_run_i}，…，Q_{cp_run_m}}，其中，Q_{cp_run_i}为集合Q_{cp_run}中第i个电容器的容量，m为当前处于运行状态的电容器总数；

若集合Q_{cp_run}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_run_i}≥Q_{δ_down_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最小值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_run_j_min}，然后转入步骤5-4)；否则，表明没有容量大于等于Q_{δ_down_cp}的电容器可退运，则转入步骤5-3-2)；

5-3-2)在容量小于Q_{δ_down_cp}的电容器里查找一个可退出运行且容量最大的电容器，具体方法为：

若集合Q_{cp_run}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_run_i}<Q_{δ_down_cp}且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最大值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_run_k_max}，执行切除该电容器的指令，转入步骤7)；否则，直接转入步骤7)；

5-4)计算由于电容器容量较大需要SVG回调的上升的无功量Q_{ret_down_svg}，如式(8)所示：

Q_{ret_down_svg}＝(Q_{cp_run_j_min}-Q_{δ_down_cp})*S_{q_cp}/S_{q_svg} (8)

利用Q_{ret_down_svg}进行判定：

若(Q_{ret_down_svg}+Q_{min_svg})≤Q_{max_svg},则按照式(9)修正每个SVG的无功设定值，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤7)；

Q_{set_svg}＝(Q_{min_svg}+Q_{ret_down_svg})/M (9)

若(Q_{ret_down_svg}+Q_{min_svg})>Q_{max_svg},则将每个SVG的无功设定值修正为Q_{max_svg}/M，转入步骤5-5)；

5-5)计算由于电容器容量较大需要储能变流器回调的上升无功量Q_{ret_down_pcs}，如式(10)所示：

Q_{ret_down_pcs}＝(Q_{ret_down_svg}-(Q_{max_svg}–Q_{min_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_pcs} (10)

利用Q_{ret_down_pcs}进行判定：

若(Q_{ret_down_pcs}+Q_{min_pcs})≤Q_{max_pcs},则按照式(11)修正每个储能变流器的无功设定值；每个SVG的无功维持原值不调节，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤8)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{min_pcs}+Q_{ret_down_pcs})/N (11)

若(Q_{ret_down_pcs}+Q_{min_pcs})>Q_{max_pcs},表示电容器容量较大，则储能变流器和SVG的无功都调节为对应的最大值，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤7)；

6)根据无功上升调节量进行控制；具体步骤如下：

6-1)利用无功上升调节量进行判定：

6-1-1)若(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})≤Q_{max_pcs}，表示仅调节储能变流器的无功输出就可以达到无功上升调节量Q_{δ_up_pcs}，则按照式(12)计算每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}，转入步骤8)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})/N (12)

6-1-2)若(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})>Q_{max_pcs}，表示只调节储能变流器无功不足以达到无功上升调节量，将每个储能变流器的无功设定值为Q_{set_pcs}＝Q_{max_pcs}/N，按照式(13)计算需要SVG协助的总无功上升调节量记为Q_{δ_up_svg}，，然后转入步骤6-2)；

Q_{δ_up_svg}＝(Q_{δ_up_pcs}-(Q_{max_pcs}-Q_{0_pcs}))*S_{q_pcs}/S_{q_svg} (13)

6-2)利用需要SVG协助的总无功上升调节量进行判定：

6-2-1)若(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})≤Q_{max_svg}，表示调节SVG的无功输出可以达到Q_{δ_up_svg}，则按照式(14)计算每个SVG的无功设定值Q_{set_svg}，转入步骤7)；

Q_{set_svg}＝(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})/M (14)

6-2-2)若(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})>Q_{max_svg}，表示调节储能变流器和SVG无功不足以达到无功上升调节量，令每个SVG的无功设定值为Q_{set_svg}＝Q_{max_svg}/M；按照式(15)计算需要上级站电容器协助的总无功上升调节量Q_{δ_up_cp}，然后转入步骤6-3)：

Q_{δ_up_cp}＝(Q_{δ_up_svg}-(Q_{max_svg}-Q_{0_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_cp} (15)

6-3)根据需要上级站电容器协助的总无功上升调节量Q_{δ_up_cp}选择可以控制的电容器，具体步骤如下：

6-3-1)在容量大于等于Q_{δ_up_cp}的电容器里查找一个可投入运行且容量最小的电容器，具体方法为：

将当前所有处于停运状态的电容器的容量构成集合记为Q_{cp_exit}＝{Q_{cp_exit_1}，…，Q_{cp_exit_i}，…，Q_{cp_exit_n}}，其中，Q_{cp_exit_i}为集合Q_{cp_exit}中第i个电容器，i＝1,…,n，n为处于当前处于停运状态的电容器总数；

若集合Q_{cp_exit}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_exit_i}≥Q_{δ_up_cp}且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数限值和月投切次数均未达到限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最小值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_exit_x_min}，转入步骤6-4)；

否则，表明没有容量大于等于Q_{δ_up_cp}的电容器可投运，则转入步骤6-4-2)；

6-3-2)在容量小于Q_{δ_up_cp}的电容器里查找一个可投入运行且容量最小的电容器，具体方法为：

若集合Q_{cp_exit}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_exit_i}小于Q_{δ_up_cp}且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数限值和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最大值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_exit_y_max}，执行投入该电容器的指令，转入步骤7)；否则，直接转入步骤7)；

6-4)计算由于电容器容量较大需要SVG回调的下降无功量Q_{ret_up_svg}，如式(16)所示：

Q_{ret_up_svg}＝(Q_{cp_j_max}-Q_{δ_up_cp}))*S_{q_cp}/S_{q_svg} (16)

利用Q_{ret_up_svg}进行判定：

若(Q_{max_svg}–Q_{ret_up_svg})≥Q_{min_svg}，则按照式(17)修正每个SVG的无功设定值，投入Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤7)；

Q_{set_svg}＝(Q_{max_svg}-Q_{ret_up_svg})/M (17)

若(Q_{max_svg}–Q_{ret_up_svg})<Q_{min_svg}，则将每个SVG的无功设定值修正为Q_{min_svg}/M，转入步骤6-5)；

6-5)计算由于电容器容量较大需要储能变流器回调的下降的无功量Q_{ret_up_pcs}，如式(18)所示：

Q_{ret_up_pcs}＝(Q_{ret_up_svg}-(Q_{max_svg}–Q_{min_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_pcs} (18)

利用Q_{ret_up_pcs}进行判定：

若(Q_{max_pcs}–Q_{ret_up_pcs})≥Q_{min_pcs}，则按照式(19)修正每个储能变流器的无功设定值；每个SVG的无功维持原值不调节，投入电容器Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤8)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{max_pcs}-Q_{ret_up_pcs})/N (19)

若(Q_{max_pcs}–Q_{ret_up_pcs})<Q_{min_pcs},表示电容器容量较大，则储能和SVG的无功都调节为对应最小值，投入Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤7)；

7)将每个SVG的无功设定值Q_{set_svg}下发到对应SVG执行无功调节，转入步骤8)；

8)将每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}下发到对应储能变流器执行无功调节，转步骤9)；

9)本轮调节到此结束，等待下一个调压周期的到来时，重新返回步骤2)。

进一步地，本实施例提出的方法用下面实际情况作为实施例以验证本公开所述方法的实施效果，该实施例为内部实验。

图2是本公开一个具体实施例的一种储能电站的结构示意图。本实施例的储能电站临近1座110kV变电站，变电站10kV1#母线引出1条馈线，接入储能电站的10kV4#母线。变电站10kV1#母线下装有1#电容器和2#电容器，容量分别为3MVar和5MVar，最小动作间隔时间均为30分钟，日投切次数限值均为4次，月投切次数限值均为40次。储能电站10kV4#母线下装有8台10kV/380V变压器，其中7台变压器下装有0.5*2MW/2MWh的储能变流器，1台变压器下装有0.5MW/1MWh的储能变流器。储能电站10kV4#母线下还装有一套容量为±2MVar的动态无功补偿装置。储能电站储能变流器有功变化对10kV4#母线电压的灵敏度S_{p_pcs}为0.025kV/MW,储能变流器和动态无功补偿装置无功变化对10kV4#母线电压的灵敏度S_{q_pcs}和S_{q_svg}均为0.1kV/MVar，上级站电容器无功变化对10kV4#母线电压的灵敏度S_{q_cp}为0.095kV/MVar。10kV4#母线电压上、下限分别是10.7kV和10.0kV。采用了本公开提出的一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法，调节周期为30秒，具体调节过程如下：

1)2021年10月11日11时03分28秒，第1个调节周期：

1-1)采集10kV4#母线当前电压U₀为10.67kV，储能双向变流器总无功Q_{0_pcs}为0.01MVar、总有功P₀为-7.2MW，动态无功补偿装置当前无功值为Q_{0_svg}为-1.2MVar，1#和2#电容器均在投运状态，上一次动作时间分别为191分和182分，已超过最小动作间隔时间30分钟，日投切次数限值分别为1次和2次，月投切次数限值分别为23次和24次；储能电站将在2021年10月11日11时04分0秒调整储能计划值P₁为0MW；

1-2)对当前时刻进行判定：当前时刻距离储能计划调整时间32秒(即2021年10月11日11时04分0秒与2021年10月11日11时03分28秒的时间差)小于2个调节周期60秒、大于1个调节周期30秒，转入步骤1-3)进入控制流程；

1-3)预估执行储能有功计划后的为(U₀+(P₁-P₀)×S_{p_pcs})＝10.67+(0-(-7.2))×0.025)＝10.85(kV)，大于10kV4#母线电压上限10.7kV，计算为了预防执行储能有功计划可能导致的电压越上限需要储能提前下降的无功调节量为(10.85-10.7)/0.1＝1.5(MVar)；

1-4)执行储能有功计划后有功为0，受功率因数限制，储能变流器的无功上下限均为0MVar，因此储能变流器的总无功将为0MVar，不足以达到无功调节量；需要动态无功补偿装置协助的总无功调节量Q_{δ_down_svg}为1.5MVar；

1-5)由于(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})＝-1.2-1.5＝-2.7，小于动态无功补偿装置最小无功-2MVar，表示调节储能变流器和动态无功补偿装置无功，不足以达到无功调节量；需要上级站电容器协助的总无功调节量Q_{δ_down_cp}为-2.7-(-2)＝-0.7(MVar)；

1-6)由于1#和2#电容器都在运行状态，且距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间、日投切次数限值和月投切次数均未达到限值，选择容量最小值为3MVar的1#电容器；

1-7)计算由于电容器容量较大需要动态无功补偿装置回调的上升无功量为3-|-0.7|＝2.3(MVar)；

动态无功补偿装置的设定值为-2+2.3＝0.3(MVar)，并执行切除1#电容器的指令。

等待下一个周期。

2)2021年10月11日11时03分58秒，第2个调节周期：

2-1)采集10kV4#母线当前电压为10.50kV，储能双向变流器总无功为0.011MVar、总有功为-7.19MW，动态无功补偿装置当前无功值为0.31MVar，1#电容器退运状态，2#电容器在投运状态。

2-2)对当前时刻进行判定：当前时刻距离储能计划调整时间2秒(即2021年10月11日11时04分0秒与2021年10月11日11时03分58秒的时间差)小于1个调节周期30秒，不控制。

等待下一个周期；

3)2021年10月11日11时04分28秒，第3个调节周期：

3-1)采集10kV4#母线当前电压为10.66kV，储能双向变流器总无功为0.009MVar、总有功为0MW，动态无功补偿装置当前无功值为0.30MVar，1#电容器退运状态，和2#电容器在投运状态。无储能计划，不控制。

等待下一个周期。

从上述实施例可以看出，采用了本公开提出的一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法，在出现预估储能有功计划可能会导致电压越上限之前，通过切除电容器和调整动态无功补偿装置的无功出力，使10kV母线电压从10.67kV降为10.50kV；当储能有功计划执行之后，10kV母线电压从10.50kV升为10.66kV。在整个调节过程中，电压均没有越上限10.7kV。同时由于对动态无功补偿装置进行了无功回调，动态无功补偿装置的无功出力从-1.2MVar回调至0.3MVar，动态无功补偿装置的无功出力绝对值减少了，意味着减少了与上级变电站之间的无功流动，也就减少10kV馈线上损耗，总体调节效果较好。

为实现上述实施例，本公开第二方面实施例提出一种考虑储能有功计划的自动电压控制装置，包括：

电压计划计算模块，用于根据储能电站的有功计划，计算所述储能电站执行所述有功计划后的电压预估值；

无功调节计算模块，用于根据所述电压预估值，计算无功调节量；

无功调节执行模块，用于根据所述无功调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功调节量，以实现执行所述有功计划前的无功调节。

为实现上述实施例，本公开第三方面实施例提出一种电子设备，包括：

至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；

其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被设置为用于执行上述一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法。

为实现上述实施例，本公开第四方面实施例提出一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储计算机指令，所述计算机指令用于使所述计算机执行一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法。

需要说明的是，本公开上述的计算机可读介质可以是计算机可读信号介质或者计算机可读存储介质或者是上述两者的任意组合。计算机可读存储介质例如可以是——但不限于——电、磁、光、电磁、红外线、或半导体的系统、装置或器件，或者任意以上的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子可以包括但不限于：具有一个或多个导线的电连接、便携式计算机磁盘、硬盘、随机访问存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、光纤、便携式紧凑磁盘只读存储器(CD-ROM)、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任意合适的组合。在本公开中，计算机可读存储介质可以是任何包含或存储程序的有形介质，该程序可以被指令执行系统、装置或者器件使用或者与其结合使用。而在本公开中，计算机可读信号介质可以包括在基带中或者作为载波一部分传播的数据信号，其中承载了计算机可读的程序代码。这种传播的数据信号可以采用多种形式，包括但不限于电磁信号、光信号或上述的任意合适的组合。计算机可读信号介质还可以是计算机可读存储介质以外的任何计算机可读介质，该计算机可读信号介质可以发送、传播或者传输用于由指令执行系统、装置或者器件使用或者与其结合使用的程序。计算机可读介质上包含的程序代码可以用任何适当的介质传输，包括但不限于：电线、光缆、RF(射频)等等，或者上述的任意合适的组合。

上述计算机可读介质可以是上述电子设备中所包含的；也可以是单独存在，而未装配入该电子设备中。上述计算机可读介质承载有一个或者多个程序，当上述一个或者多个程序被该电子设备执行时，使得该电子设备执行上述实施例的一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法。

可以以一种或多种程序设计语言或其组合来编写用于执行本公开的操作的计算机程序代码，上述程序设计语言包括面向对象的程序设计语言—诸如Java、Smalltalk、C++，还包括常规的过程式程序设计语言—诸如“C”语言或类似的程序设计语言。程序代码可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络——包括局域网(LAN)或广域网(WAN)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本申请的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。

此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本申请的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。

流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现特定逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本申请的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本申请的实施例所属技术领域的技术人员所理解。

在流程图中表示或在此以其他方式描述的逻辑和/或步骤，例如，可以被认为是用于实现逻辑功能的可执行指令的定序列表，可以具体实现在任何计算机可读介质中，以供指令执行系统、装置或设备(如基于计算机的系统、包括处理器的系统或其他可以从指令执行系统、装置或设备取指令并执行指令的系统)使用，或结合这些指令执行系统、装置或设备而使用。就本说明书而言，"计算机可读介质"可以是任何可以包含、存储、通信、传播或传输程序以供指令执行系统、装置或设备或结合这些指令执行系统、装置或设备而使用的装置。计算机可读介质的更具体的示例(非穷尽性列表)包括以下：具有一个或多个布线的电连接部(电子装置)，便携式计算机盘盒(磁装置)，随机存取存储器(RAM)，只读存储器(ROM)，可擦除可编辑只读存储器(EPROM或闪速存储器)，光纤装置，以及便携式光盘只读存储器(CDROM)。另外，计算机可读介质甚至可以是可在其上打印程序的纸或其他合适的介质，因为可以例如通过对纸或其他介质进行光学扫描，接着进行编辑、解译或必要时以其他合适方式进行处理来以电子方式获得程序，然后将其存储在计算机存储器中。

应当理解，本申请的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(PGA)，现场可编程门阵列(FPGA)等。

本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。

此外，在本申请各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。

上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。尽管上面已经示出和描述了本申请的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本申请的限制，本领域的普通技术人员在本申请的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (8)

1.一种考虑储能有功计划的自动电压控制方法，其特征在于，包括：

根据储能电站的有功计划，计算所述储能电站执行所述有功计划后的电压预估值；

根据所述电压预估值，计算无功调节量；

根据所述无功调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功调节量，以实现执行所述有功计划前的无功调节。

2.根据权利要求1所述的自动电压控制方法，其特征在于，所述根据储能电站的有功计划，计算所述储能电站执行所述有功计划后的电压预估值，包括：

1)一个控制周期到来时，获取储能电站下一时刻有功计划值P₁和计划执行时刻t₁，当前时刻记为t₀，将当前时刻储能电站内储能变流器PCS有功之和记为P₀，当前时刻并网母线电压记为U₀；

2)对当前时刻进行判定：

若T×2≥t₁-t₀≥T，则转入步骤3)，其中T代表控制周期；

否则，本轮调节到此结束；

3)按照式(1)计算执行储能有功计划后的电压预估值U_plan：

U_plan＝U₀+(P₁-P₀)×S_{p_pcs} (1)

其中，S_{p_pcs}为储能变流器总有功变化对并网母线电压的灵敏度。

3.根据权利要求1所述的自动电压控制方法，其特征在于，所述无功调节量包括：无功上升调节量和无功下降调节量；所述无功调节量的计算方法为：

利用所述电压预估值进行判定：

若U_plan>U_max，则按照式(2)计算无功下降调节量Q_{δ_down_pcs}：

Q_{δ_down_pcs}＝(U_plan-U_max)/S_{q_pcs} (2)

其中，U_plan为计算执行储能有功计划后的电压预估值，U_max为并网母线的电压上限，S_{q_pcs}为储能变流器总无功变化对并网母线电压的灵敏度；

若U_plan<U_min，则按照式(3)计算无功上升调节量Q_{δ_up_pcs}：

Q_{δ_up_pcs}＝(U_min-U_plan)/S_{q_pcs} (3)

其中，U_min为并网母线电压下限；

若U_max≥U_plan≥U_min，则本轮调节到此结束。

4.根据权利要求3所述的自动电压控制方法，其特征在于，所述方法还包括：

根据所述无功下降调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功下降调节量，具体方法为：

1)利用无功下降调节量进行判定：

1-1)若(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})≥Q_{min_pcs}，则按照式(4)计算每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}，然后转入步骤7)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})/N (4)

其中，Q_{0_pcs}为当前时刻储能变流器无功之和，Q_{min_pcs}为储能变流器总无功的下限，N为储能电站内储能变流器的个数；

1-2)若(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs})<Q_{min_pcs}，则令每个储能变流器的无功设定值为：

Q_{set_pcs}＝Q_{min_pcs}/N；

按照式(5)计算需要无功补偿装置协助的总无功下降调节量Q_{δ_down_svg}，然后转入步骤2)；

Q_{δ_down_svg}＝(Q_{min_pcs}-(Q_{0_pcs}-Q_{δ_down_pcs}))*S_{q_pcs}/S_{q_svg} (5)

其中，S_{q_svg}为无功补偿装置无功变化对并网母线电压的灵敏度；

2)利用需要无功补偿装置协助的总无功下降调节量进行判定：

2-1)若(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})≥Q_{min_svg}，则按照式(6)计算每个无功补偿装置的无功设定值Q_{set_svg}，然后转入步骤6)；

Q_{set_svg}＝(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})/M (6)

其中，Q_{0_svg}为当前时刻无功补偿装置的无功之和，Q_{min_svg}为无功补偿装置总无功下限，M为无功补偿装置的个数；

2-2)若(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg})<Q_{min_svg}，则令每个无功补偿装置的无功设定值为：

Q_{set_svg}＝Q_{min_svg}/M；

按照式(7)计算需要上一级变电站电容器协助的总无功下降调节量Q_{δ_down_cp}，然后转入步骤3)；

Q_{δ_down_cp}＝(Q_{min_svg}-(Q_{0_svg}-Q_{δ_down_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_cp} (7)

其中，S_{q_cp}为电容器无功变化对并网母线电压的灵敏度；

3)根据需要上一级变电站电容器协助的总无功下降调节量选择可以控制的电容器，具体步骤如下：

3-1)在容量大于等于Q_{δ_down_cp}的电容器里查找一个可退出运行且容量最小的电容器，具体方法为：

将当前处于所有运行状态的电容器的容量构成的集合记为Q_{cp_run}＝{Q_{cp_run_1}，…，Q_{cp_run_i}，…，Q_{cp_run_m}}，其中，Q_{cp_run_i}为集合Q_{cp_run}中第i个电容器的容量，m为当前处于运行状态的电容器总数；

若集合Q_{cp_run}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_run_i}≥Q_{δ_down_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最小值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_run_j_min}，然后转入步骤4)；否则，转入步骤3-2)；

3-2)在容量小于Q_{δ_down_cp}的电容器里查找一个可退出运行且容量最大的电容器，具体方法为：

若集合Q_{cp_run}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_run_i}<Q_{δ_down_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最大值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_run_k_max}，执行切除该电容器的指令，转入步骤6)；否则，直接转入步骤6)；

4)计算由于电容器容量较大需要SVG回调的上升的无功量Q_{ret_down_svg}，如式(8)所示：

Q_{ret_down_svg}＝(Q_{cp_run_j_min}-Q_{δ_down_cp})*S_{q_cp}/S_{q_svg} (8)

利用Q_{ret_down_svg}进行判定：

若(Q_{ret_down_svg}+Q_{min_svg})≤Q_{max_svg}，则按照式(9)修正每个无功补偿装置的无功设定值，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤6)；

Q_{set_svg}＝(Q_{min_svg}+Q_{ret_down_svg})/M (9)

若(Q_{ret_down_svg}+Q_{min_svg})>Q_{max_svg}，则将每个无功补偿装置的无功设定值修正为Q_{max_svg}/M，转入步骤5)；

其中，Q_{max_svg}为无功补偿装置总无功上限；

5)计算需要储能变流器回调的上升无功量Q_{ret_down_pcs}，如式(10)所示：

Q_{ret_down_pcs}＝(Q_{ret_down_svg}-(Q_{max_svg}–Q_{min_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_pcs} (10)

利用Q_{ret_down_pcs}进行判定：

若(Q_{ret_down_pcs}+Q_{min_pcs})≤Q_{max_pcs},则按照式(11)修正每个储能变流器的无功设定值；每个无功补偿装置的无功维持原值不调节，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤7)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{min_pcs}+Q_{ret_down_pcs})/N (11)

若(Q_{ret_down_pcs}+Q_{min_pcs})>Q_{max_pcs}，则令储能变流器和无功补偿装置的无功均调节均为对应的最大值，切除Q_{cp_run_j_min}对应的电容器，转入步骤6)；

6)将每个无功补偿装置的无功设定值Q_{set_svg}下发到对应无功补偿装置执行无功调节，转入步骤7)；

7)将每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}下发到对应储能变流器执行无功调节，本轮调节结束。

5.根据权利要求3所述的自动电压控制方法，其特征在于，所述方法还包括：

根据所述无功上升调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功上升调节量，具体方法为：

1)利用无功上升调节量进行判定：

1-1)若(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})≤Q_{max_pcs}，则按照式(12)计算每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}，然后转入步骤7)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})/N (12)

其中，Q_{0_pcs}为当前时刻储能变流器无功之和，Q_{max_pcs}为储能变流器总无功的上限，N为储能电站内储能变流器的个数；

1-2)若(Q_{0_pcs}+Q_{δ_up_pcs})>Q_{max_pcs}，则令每个储能变流器的无功设定值为：

Q_{set_pcs}＝Q_{max_pcs}/N；

按照式(13)计算需要无功补偿装置协助的总无功上升调节量Q_{δ_up_svg}，然后转入步骤2)；

Q_{δ_up_svg}＝(Q_{δ_up_pcs}-(Q_{max_pcs}-Q_{0_pcs}))*S_{q_pcs}/S_{q_svg} (13)

2)利用需要无功补偿装置协助的总无功上升调节量进行判定：

2-1)若(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})≤Q_{max_svg}，则按照式(14)计算每个无功补偿装置的无功设定值Q_{set_svg}，然后转入步骤6)；

Q_{set_svg}＝(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})/M (14)

其中，Q_{0_svg}为当前时刻无功补偿装置的无功之和，Q_{max_svg}为无功补偿装置总无功上限，，M为无功补偿装置的个数；

2-2)若(Q_{0_svg}+Q_{δ_up_svg})>Q_{max_svg}，则令每个无功补偿装置的无功设定值为：

Q_{set_svg}＝Q_{max_svg}/M；

按照式(15)计算需要上级站电容器协助的总无功上升调节量Q_{δ_up_cp}，然后转入步骤3)：

Q_{δ_up_cp}＝(Q_{δ_up_svg}-(Q_{max_svg}-Q_{0_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_cp} (15)

其中，S_{q_cp}为电容器无功变化对并网母线电压的灵敏度；

3)根据需要上一级变电站电容器协助的总无功上升调节量选择可以控制的电容器，具体步骤如下：

3-1)在容量大于等于Q_{δ_up_cp}的电容器里查找一个可投入运行且容量最小的电容器，具体方法为：

将当前所有处于停运状态的电容器的容量构成的集合记为Q_{cp_exit}＝{Q_{cp_exit_1}，…，Q_{cp_exit_i}，…，Q_{cp_exit_n}}，其中，Q_{cp_exit_i}为集合Q_{cp_exit}中第i个电容器的容量，i＝1,…,n，n为当前处于停运状态的电容器总数；

若集合Q_{cp_exit}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_exit_i}≥Q_{δ_up_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值，则从所有满足条件的电容器中查找容量最小值对应的电容器，将该电容器的容量记为Q_{cp_exit_x_min}，然后转入步骤4)；否则，则转入步骤3-2)；

3-2)在容量小于Q_{set_up_cp}的电容器里查找一个可投入运行且容量最小的电容器，具体方法为：

若集合Q_{cp_exit}中存在对应电容器的容量满足Q_{cp_exit_i}<Q_{δ_up_cp}，且该电容器距离上一次动作时间大于最小动作间隔时间T_min、该电容器日投切次数和月投切次数均未达到对应限值的电容器，则从所有满足条件的电容器中查找容量最大值对应的电容器，该电容器的容量记为Q_{cp_exit_y_max}，执行投入该电容器的指令，转入步骤6)；否则，直接转入步骤6)；

4)计算由于电容器容量较大需要SVG回调的下降Q_{ret_up_svg}，如式(16)所示：

Q_{ret_up_svg}＝(Q_{cp_j_max}-Q_{δ_up_cp}))*S_{q_cp}/S_{q_svg} (16)

利用Q_{ret_up_svg}进行判定：

若(Q_{max_svg}–Q_{ret_up_svg})≥Q_{min_svg}，则按照式(17)修正每个无功补偿装置的无功设定值，投入Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤6)；

Q_{set_svg}＝(Q_{max_svg}-Q_{ret_up_svg})/M (17)

若(Q_{max_svg}–Q_{ret_up_svg})<Q_{min_svg}，则将每个无功补偿装置的无功设定值修正为Q_{min_svg}/M，转入步骤5)；

5)计算需要储能变流器回调的下降无功量Q_{ret_up_pcs}，如式(18)所示：

Q_{ret_up_pcs}＝(Q_{ret_up_svg}-(Q_{max_svg}–Q_{min_svg}))*S_{q_svg}/S_{q_pcs} (18)

利用Q_{ret_up_pcs}进行判定：

若(Q_{max_pcs}–Q_{ret_up_pcs})≥Q_{min_pcs}，则按照式(19)修正每个储能变流器的无功设定值；每个无功补偿装置的无功维持原值不调节，投入电容器Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤7)；

Q_{set_pcs}＝(Q_{max_pcs}-Q_{ret_up_pcs})/N (19)

若(Q_{max_pcs}–Q_{ret_up_pcs})<Q_{min_pcs}，则令储能变流器和无功补偿装置的无功都调节均为对应最小值，投入Q_{cp_exit_x_min}对应的电容器，转入步骤6)；

6)将每个无功补偿装置的无功设定值Q_{set_svg}下发到对应无功补偿装置执行无功调节，转入步骤7)；

7)将每个储能变流器的无功设定值Q_{set_pcs}下发到对应储能变流器执行无功调节，本轮调节结束。

6.一种基于历史负荷无功预测的自动电压控制装置，其特征在于，包括：

电压计划计算模块，用于根据储能电站的有功计划，计算所述储能电站执行所述有功计划后的电压预估值；

无功调节计算模块，用于根据所述电压预估值，计算无功调节量；

无功调节执行模块，用于根据所述无功调节量，依次计算所述储能电站内储能变流器、无功补偿装置以及所述储能电站的上一级变电站中的电容器所分担的无功调节量，以实现执行所述有功计划前的无功调节。

7.一种电子设备，其特征在于，包括：

至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；

其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被设置为用于执行上述权利要求1-5任一项所述的方法。

8.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储计算机指令，所述计算机指令用于使所述计算机执行权利要求1-5任一项所述的方法。

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