CN115800291A - 一种电化学储能变流器调压系统及控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电化学储能变流器调压系统及控制方法，属于电力系统技术领域，所述电化学储能变流器调压系统，包括量测模块、电池柜SOC等效计算模块、储能无功计算模块、调压模式判断模块和功率分配模块等，所述控制方法包括：发生电压波动后，当电力系统无功补偿需求小于当前储能最大无功能力时，采用基于最大无功量的等裕度分配策略；当电力系统补偿无功需求大于当前储能最大无功能力时，采用考虑等效SOC的减载调压策略；所述考虑等效SOC的减载调压策略为：计算各电池柜的等效SOC值和确定PCS减载优先级，基于储能减载方式调整各个PCS控制器的有功功率和无功功率指令，最大限度挖掘储能系统无功能力。本发明充分利用多储能变流器的协同控制能力，提升储能系统的调压作用，能够确保新能源场站电压稳定。

Description

一种电化学储能变流器调压系统及控制方法

技术领域

本发明涉及电力系统技术领域，具体是一种电化学储能变流器调压系统及控制方法。

背景技术

由于新能源大量接入，电力系统频率、电压稳定性问题突出，亟需新技术手段来参与电网的稳定控制。凭借建设周期短、响应能力强、应用广泛等诸多特点，电化学储能在电力系统中扮演的角色愈加重要。根据统计数据，全球电化学储能项目累计装机容量超过21GW，2021年增长达到7536.2MW，首次突破7GW。我国储能市场累计装机功率43.44GW，位居全球第一。电化学储能占新增装机容量的比例最大，发展势头迅猛，相关机构预测，2022年全球电化学储能装机容量约为65GWh，至2030年可达1160GWh。在全球低碳发展的大背景下，贴合新能源发展的储能技术应用前景广阔。

新能源场站尤其是海上风电场由于经过长海缆接入陆上电网，电压稳定性问题一直比较突出。2021年，我国首个海上风电配套储能项目投入，该项目涉及协同控制风机和储能系统的问题。针对该问题，当前研究较少涉及风储系统调压问题。

发明内容

本发明的技术目的在于，针对当前储能系统调压能力挖据不足和多储能变流器协同稳定控制的问题，构建了面向系统电压稳定的电化学储能变流器调压系统及控制方法；该方法优先采用基于最大无功量的等裕度分配策略，当系统无功需求较大时采用考虑等效SOC的减载调压策略，该策略兼顾电池簇SOC和有功减载能力，能够充分挖掘储能系统的无功能力，确保新能源场站电压稳定。

为实现上述目的，本发明的技术方案如下：

一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，应用在接入新能源电场和电化学储能系统的电力系统中，所述储能系统包含多个电池柜，每个电池柜与一个储能变流器连接，通过所述储能变流器将其提供的电能接入电力系统，其特征在于，所述方法包括如下步骤：

步骤S1、检测新能源电场并网点的电压波动，确定储能系统的运行模式：

当新能源场站并网点的电压未产生波动信号时，控制储能系统以零无功模式运行，即储能系统不发出无功功率；

当检测到新能源场站并网点产生电压波动信号，且电压波动值在预设的合理范围内时，向储能系统发送进入无功补偿模式的指令，以对电力系统进行功率优化，之后进入步骤S2；

若电压波动值不在预设的合理范围内时，则控制储能系统进入故障穿越模式或脱网状态；

步骤S2、比较当前运行状态下，电力系统因新能源电场并网点电压波动产生的无功补偿需求Q_r和储能系统的最大无功功率发出能力Q_s1，确定储能系统在无功补偿模式中参与功率优化的策略：

当电力系统无功补偿需求Q_r小于等于当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1时，采用基于最大无功量的等裕度分配策略，此时储能系统的各储能变流器获得的无功功率指令值Q_{PCSm_r}如下：

上式中，Q_{PCSm_max}是单个储能变流器的无功功率上限值；

当电力系统的无功补偿需求Q_r大于当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1时，采用考虑等效SOC的减载调压策略；

所述考虑等效SOC的减载调压策略为：选取全部或部分的电池柜参与功率优化，以等效SOC值越大、减载优先级越高的原则，基于电池柜的等效SOC值，确定与其对应的储能变流器的减载优先级，以储能减载的方式动态调整相应储能变流器的控制器的有功功率和无功功率指令。

在上述方案的基础上，进一步改进或优选的方案还包括：

进一步的，步骤S2中：

所述储能系统最大无功功率发出能力Q_s1通过如下公式获得：

上式中，M为储能系统包含的电池柜总数；

单个储能变流器的无功功率上限值Q_{PCSm_max}，根据单个储能变流器的容量限制获得，计算方式如下：

上式中，S_PCS为单个储能变流器的视在功率，P_{PCSm_ref}为储能系统参与电力系统有功功率平衡后的有功功率指令值，P_{PCSm_ref}＝P_PCSm+k(SOC_ref-SOC_m)，P_PCSm为第m个储能变流器减载前的有功功率指令值，即有功功率初值，SOC_ref为P_{PCSm_ref}对应的SOC参考值，SOC_m为P_PCSm对应的SOC参考值，k_m为储能有功下垂系数；

其中，SOC_m通过以下公式计算获得：

SOC_L≤SOC_x≤SOC_H(5)

上式中，SOC_mx为第x个电池簇的等效SOC值，SOC_my为第y个电池单元的SOC值，X为单个电池柜内电池簇的个数，Y为单个电池簇包含的电池单元的个数，SOC_L和SOC_H分别为单个电池单元的荷电状态下限值和上限值。

进一步的，步骤S2中，所述考虑等效SOC的减载调压策略的执行过程包括以下步骤：

首先，选取等效SOC值在合理区间的电池柜参与功率优化补偿，储能系统最大无功功率支撑量Q_s2为：

式中，η取1或0，η取1表示全部或部分电池柜参与功率优化，A为参与功率优化的电池柜个数，η取0表示所有电池柜不参与功率优化，此时Q_s2＝Q_s1；P_{PCSm_r}为第m个储能变流器减载后的有功功率指令值，P_{PCSm_max}为第m个储能变流器的有功功率上限值；

有功功率减载量为：

之后，采用智能优化算法，以储能系统最大无功功率支撑量Q_s2最大和有功功率减载量P_de最小为目标，对公式(6)、(7)进行双目标求解，以获得参与功率优化的各电池柜对应的储能变流器的无功功率指令值Q_{PCSm_r}及有功功率指令值P_{PCSm_r}，求解的约束条件包括电池柜等效SOC值的合理区间、储能变流器视在功率限制和预设的储能减载限制；

最后，按照等效SOC值越大、减载优先级越高的原则确定各参与优化的电池柜的储能变流器的减载顺序。

进一步的，所述考虑等效SOC的减载调压策略的执行过程选取等效SOC值在[0.2,0.8]区间的电池柜参与功率优化补偿。

进一步的，步骤S1中，电压波动值U_P的预设合理范围为大于等于0.9p.u.，小于等于1.1p.u.，p.u.表示标幺值。

进一步的，所述智能优化算法为鲸鱼优化算法、灰狼优化算法或蚁群优化算法中的一种。

进一步的，采用鲸鱼优化算法求解公式(6)、(7)时，首先设置鲸鱼种群规模及迭代次数，然后将鲸鱼种群控制变量映射到每个储能变流器的无功功率上，接着建立基于有功功率/无功功率最优的包围、狩猎和搜索猎物模型，最后从帕累托解集中筛选最优解，从而获得储能最大无功支撑量Q_s2，所述有功功率/无功功率最优即指Q_s2最大和有功功率减载量最小。一种应用如上所述控制方法的电化学储能变流器调压系统，其特征在于，包括量测模块、电池柜SOC等效计算模块、储能无功计算模块、调压模式判断模块和功率分配模块；

所述量测模块用于检测用于测量新能源电场并网点电压、储能变流器有功功率和无功功率、电池单元的SOC值；

所述电池柜SOC等效计算模块的信号输入端与所述量测模块的信号输出端连接，用于确定储能系统各电池柜的等效SOC值，其计算方程为：

SOC_L≤SOC_x≤SOC_H

式中，SOC_mx为第x个电池簇的等效SOC值，SOC_my为第y个电池单元的SOC值，X为单个电池柜内电池簇的个数，Y分别为单个电池簇包含的电池单元的个数，SOC_L和SOC_H分别为单个电池单元的荷电状态下限值和上限值；

所述储能无功计算模块的信号输入端分别与量测模块和电池柜SOC等效计算模块的信号输出端连接，用于确定当前运行状态下储能系统的最大无功值Q_s1，其实施过程如下：

首先，根据等效SOC值计算单个储能变流器的有功功率：

P_{PCSm_ref}＝P_PCSm+k(SOC_ref-SOC_m)

式中，P_{PCSm_ref}为储能系统参与电力系统有功功率平衡后的有功功率指令值，P_PCSm为储能变流器m的有功功率初值，SOC_ref为有功功率指令值对应的SOC参考值，SOC_m为有功功率初值对应的SOC参考值，k_m为储能有功下垂系数；

根据储能变流器的容量限制，可得单个储能变流器的无功功率上限值：

式中，S_PCS为储能变流器的视在功率；

则整个储能系统当前的最大无功功率发出能力Q_s1为：

所述调压模式判断模块的信号输入端与测量模块、储能无功计算模块的信号输出端连接，用于确定电力系统的无功补偿需求Q_r和当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1，以及比较二者的大小关系，并根据比较结果，确定储能系统的无功运行指令，包括所述零无功模式、无功补偿模式中的基于最大无功量的等裕度分配策略模式和考虑等效SOC的减载调压策略模式；

所述功率分配模块的信号输入端与调压模式判断模块的信号输出端连接，功率分配模块在接收到调压模式判断模块发出的无功运行指令后，将对应的无功分配结果转化为相应的控制指令输入到各储能变流器的控制器中。。

本发明的有益效果是：

本发明立足于海上新能源场站调压问题，充分考虑储能系统变流器的四象限运行特性，通过多储能变流器协同控制和减载调压能力，确保储能参与系统无功平衡和电压稳定控制。由于储能系统中各电池簇及电池单元的荷电状态SOC不同，需兼顾不同储能变流器PCS所连电池簇SOC状态的差异性，动态调整PCS的有功、无功指令，从而提升储能调压能力，确保系统稳定运行。

附图说明

附图1为本发明电化学储能变流器调压系统控制方法的流程图；

附图2为含电化学储能系统的海上风电场并网系统拓扑图；

附图3为PCS功率与SOC的下垂系统曲线；

附图4为考虑等效SOC的减载调压策略框图。

具体实施方式

现在结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细的说明。

实施例1：

一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，应用在接入新能源电场和电化学储能系统的电力系统中，所述电化学储能系统包含多个储能变流器(PCS)，每个储能变流器与一个电池柜连接，通过所述储能变流器将其提供的电能接入电力系统。本实施例以风电场为例，进行技术方案的说明，本实施例控制方法包括以下步骤：

步骤S1、检测风电场并网点的电压波动，确定储能系统的运行模式：

当电力系统稳定，检测到风电场并网点的电压未产生波动信号时，控制储能系统以零无功模式运行，即储能系统不发出无功功率；

当检测到风电场并网点产生电压波动信号，且电压波动值在大于等于0.9p.u.，小于等于1.1p.u.的范围内时，则向储能系统发送进入无功补偿模式的指令，以对电力系统进行功率优化，之后进入下一步，所述p.u.为标幺值；

若电压波动值小于0.9p.u.，或大于1.1p.u.，则控制储能系统进入故障穿越模式或脱网状态。

步骤S2、比较当前运行状态下，电力系统因风电场并网点电压波动产生的无功补偿需求Q_r和储能系统的最大无功功率发出能力Q_s1，确定储能系统在无功补偿模式中参与功率优化的策略：

所述储能系统最大无功功率发出能力Q_s1通过如下公式获得：

上式中，M为储能系统包含的储能变流器总数，Q_{PCSm_max}是单个储能变流器的无功功率上限值，根据单个储能变流器的容量限制获得，具体计算方式如下：

上式中，S_PCS为单个储能变流器的视在功率，P_{PCSm_ref}为储能系统参与电力系统有功功率平衡后的有功功率指令值，P_{PCSm_ref}＝P_PCSm+k(SOC_ref-SOC_m)，P_PCSm为第m个储能变流器减载前的有功功率指令值，即有功功率初值，SOC_ref为P_{PCSm_ref}对应的SOC参考值，SOC_m为P_PCSm对应的SOC参考值，k_m为储能有功下垂系数。

其中，SOC_m通过以下公式计算获得：

SOC_L≤SOC_x≤SOC_H

上式中，SOC_mx表示第x个电池簇的等效SOC值，SOC_my表示第y个电池单元的SOC值，X为单个电池柜内电池簇的个数，Y为单个电池簇包含的电池单元(或者说单体电池)的个数，SOC_L和SOC_H分别为单个电池单元的荷电状态下限值和上限值。

当电力系统无功补偿需求Q_r小于等于当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1时，采用基于最大无功量的等裕度分配策略，此时储能系统的各储能变流器获得的无功功率指令值Q_{PCSm_r}如下：

当电力系统的无功补偿需求Q_r大于当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1时，采用考虑等效SOC的减载调压策略。

所述考虑等效SOC的减载调压策略为：选取全部或部分的电池柜参与功率优化，以等效SOC值越大、减载优先级越高的原则，基于单个储能变流器对应的电池柜的等效SOC值，确定各储能变流器减载优先级后，考虑以储能减载的方式动态调整相应储能变流器的控制器的有功功率和无功功率指令，其实施过程具体为：

首先，选取等效SOC值在[0.2,0.8]区间的电池柜参与功率优化补偿，储能系统最大无功功率支撑量Q_s2为：

式中，η取1或0，η取1表示全部或部分电池柜参与功率优化，A为参与功率优化的PCS个数，η取0表示所有电池柜不参与功率优化，此时Q_s2＝Q_s1；P_{PCSm_r}为第m个储能变流器减载后的有功功率指令值，P_{PCSm_max}为第m个储能变流器的有功功率上限值。

有功功率减载量为：

式中，P_PCSm为第m个储能变流器减载前的有功功率指令值。

之后，通过智能优化算法，以储能系统最大无功功率支撑量Q_s2最大(或者说储能系统无功功率输出最大)和有功功率减载量P_de最小为目标，对公式(6)、(7)进行双目标求解，以获得参与功率优化的各电池柜对应的储能变流器的无功功率指令值Q_{PCSm_r}及有功功率指令值P_{PCSm_r}，使储能系统在提供最大无功功率支撑量Q_s2时，具有尽可能小的有功功率减载量P_de，上述求解的约束条件包括电池柜等效SOC值的合理区间、PCS视在功率限制、储能减载限制。

所述电池柜的等效SOC值合理区间一般是[0,1]，当等效SOC＝0时表示电池放电完全，当等效SOC＝1时表示电池完全充满。考虑到充电过满或电量即将放光的电池柜参与调节的能力弱，故本实施例中，将参与调节的电池柜等效SPC值的合理区间设定为[0.2,0.8]。

所述智能优化算法可以采用现有的鲸鱼优化算法、灰狼优化算法和蚁群优化算法等。以鲸鱼优化算法为例，建立基于鲸鱼优化算法的双目标优化模型，首先设置鲸鱼种群规模及迭代次数，然后将鲸鱼种群控制变量映射到每个储能变流器无功功率上，接着建立基于有功功率/无功功率最优(即Q_s2最大和有功功率减载量最小)的包围、狩猎和搜索猎物模型，最后从帕累托解集中筛选最优解，从而获得储能最大无功支撑量Q_s2。

所述智能优化算法包括但不限于上述优化算法，由于上述优化算法均为现有技术，本领域技术人员熟知其原理和用法，在确定优化目标的情况下，本领域技术人员可以知悉如何利用上述算法达成公式(6)、(7)双目标优化的目的，此处即不再赘述。

最后，根据当前的无功补偿需求Q_r，按照电池柜等效SOC值越大、减载优先级越高的原则确定与各电池柜连接的储能变流器的减载顺序。最后，各储能变流器依次减载以提升储能系统的无功功率输出能力，直至储能系统输出的无功功率总量满足电力系统的调压需求，使风电场并网点的电压恢复稳定。

实施例2：

一种应用实施例1所述控制方法的电化学储能变流器调压系统，包括量测模块、电池柜SOC(荷电状态)等效计算模块、储能无功计算模块、调压模式判断模块和功率分配模块。

所述量测模块用于检测用于测量风电场并网点电压、储能变流器(PCS)有功功率和无功功率、电池单元的SOC值；

所述电池柜SOC等效计算模块的信号输入端与所述量测模块的信号输出端连接，用于确定储能系统各电池柜的等效SOC值，其计算方程为：

SOC_L≤SOC_x≤SOC_H

式中，SOC_mx为第x个电池簇的等效SOC值，SOC_my为第y个电池单元的SOC值，X为单个电池柜内电池簇的个数，Y为单个电池簇包含的电池单元(或者说单体电池)的个数，SOC_L和SOC_H分别为单个电池单元的荷电状态下限值和上限值。

所述储能无功计算模块的信号输入端分别与量测模块和电池柜SOC等效计算模块的信号输出端连接，用于确定当前运行状态下储能系统的最大无功值Q_s1，其实施过程为：

首先，需要根据等效SOC计算单个储能变流器的有功功率：

P_{PCSm_ref}＝P_PCSm+k(SOC_ref-SOC_m)

式中，P_{PCSm_ref}为储能系统参与电力系统有功功率平衡后的有功功率指令值，P_PCSm为第m个储能变流器的有功功率初值，SOC_ref为有功功率指令值对应的SOC参考值，SOC_m为有功功率初值对应的SOC参考值，k_m为储能有功下垂系数。

根据储能变流器的容量限制，可得单个储能变流器的无功功率上限值：

式中，S_PCS为储能变流器的视在功率。

则整个储能系统当前的最大无功功率发出能力Q_s1为：

所述调压模式判断模块的信号输入端与测量模块、储能无功计算模块的信号输出端连接，用于确定电力系统的无功补偿需求Q_r和当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1，以及比较二者的大小关系，并根据比较结果，确定储能系统的无功运行指令，包括零无功模式、无功补偿模式中的基于最大无功量的等裕度分配策略模式和考虑等效SOC的减载调压策略模式。

所述功率分配模块的信号输入端与调压模式判断模块的信号输出端连接，功率分配模块在接收到调压模式判断模块发出的无功运行指令后，将对应的无功分配结果转化为相应的控制指令输入到各储能变流器的控制器中。

以上仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理前提下的若干改进和润饰，应视为本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，应用在接入新能源电场和电化学储能系统的电力系统中，所述储能系统包含多个电池柜，每个电池柜与一个储能变流器连接，通过所述储能变流器将其提供的电能接入电力系统，其特征在于，所述方法包括如下步骤：

步骤S1、检测新能源电场并网点的电压波动，确定储能系统的运行模式：

当新能源场站并网点的电压未产生波动信号时，控制储能系统以零无功模式运行，即储能系统不发出无功功率；

当检测到新能源场站并网点产生电压波动信号，且电压波动值在预设的合理范围内时，向储能系统发送进入无功补偿模式的指令，以对电力系统进行功率优化，之后进入步骤S2；

若电压波动值不在预设的合理范围内时，则控制储能系统进入故障穿越模式或脱网状态；

步骤S2、比较当前运行状态下，电力系统因新能源电场并网点电压波动产生的无功补偿需求Q_r和储能系统的最大无功功率发出能力Q_s1，确定储能系统在无功补偿模式中参与功率优化的策略：

当电力系统无功补偿需求Q_r小于等于当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1时，采用基于最大无功量的等裕度分配策略，此时储能系统的各储能变流器获得的无功功率指令值Q_{PCSm_r}如下：

上式中，Q_{PCSm_max}是单个储能变流器的无功功率上限值；

当电力系统的无功补偿需求Q_r大于当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1时，采用考虑等效SOC的减载调压策略；

所述考虑等效SOC的减载调压策略为：选取全部或部分的电池柜参与功率优化，以等效SOC值越大、减载优先级越高的原则，基于电池柜的等效SOC值，确定与其对应的储能变流器的减载优先级，以储能减载的方式动态调整相应储能变流器的控制器的有功功率和无功功率指令。

2.根据权利要求1所述的一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，其特征在于，步骤S2中：

所述储能系统最大无功功率发出能力Q_s1通过如下公式获得：

上式中，M为储能系统包含的电池柜总数；

单个储能变流器的无功功率上限值Q_{PCSm_max}，根据单个储能变流器的容量限制获得，计算方式如下：

上式中，S_PCS为单个储能变流器的视在功率，P_{PCSm_ref}为储能系统参与电力系统有功功率平衡后的有功功率指令值，P_{PCSm_ref}＝P_PCSm+k(SOC_ref-SOC_m)，P_PCSm为第m个储能变流器减载前的有功功率指令值，SOC_ref为P_{PCSm_ref}对应的SOC参考值，SOC_m为P_PCSm对应的SOC参考值，k_m为储能有功下垂系数；

其中，SOC_m通过以下公式计算获得：

SOC_L≤SOC_x≤SOC_H(5)

上式中，SOC_mx为第x个电池簇的等效SOC值，SOC_my为第y个电池单元的SOC值，X为单个电池柜内电池簇的个数，Y为单个电池簇包含的电池单元的个数，SOC_L和SOC_H分别为单个电池单元的荷电状态下限值和上限值。

3.根据权利要求2所述的一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，其特征在于，步骤S2中，所述考虑等效SOC的减载调压策略的执行过程包括以下步骤：

首先，选取等效SOC值在合理区间的电池柜参与功率优化补偿，储能系统最大无功功率支撑量Q_s2为：

式中，η取1或0，η取1表示全部或部分电池柜参与功率优化，A为参与功率优化的电池柜个数，η取0表示所有电池柜不参与功率优化，此时Q_s2＝Q_s1；P_{PCSm_r}为第m个储能变流器减载后的有功功率指令值，P_{PCSm_max}为第m个储能变流器的有功功率上限值。

有功功率减载量为：

之后，采用智能优化算法，以储能系统最大无功功率支撑量Q_s2最大和有功功率减载量P_de最小为目标，对公式(6)、(7)进行双目标求解，以获得参与功率优化的各电池柜对应的储能变流器的无功功率指令值Q_{PCSm_r}及有功功率指令值P_{PCSm_r}，求解的约束条件包括电池柜等效SOC值的合理区间、储能变流器视在功率限制和预设的储能减载限制；

最后，按照等效SOC值越大、减载优先级越高的原则确定各参与优化的电池柜的储能变流器的减载顺序。

4.根据权利要求3所述的一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，其特征在于：所述考虑等效SOC的减载调压策略的执行过程选取等效SOC值在[0.2,0.8]区间的电池柜参与功率优化补偿。

5.根据权利要求1所述的一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，其特征在于：步骤S1中，电压波动值U_P的预设合理范围为大于等于0.9p.u.，小于等于1.1p.u.，p.u.表示标幺值。

6.根据权利要求3所述的一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，其特征在于：所述智能优化算法为鲸鱼优化算法、灰狼优化算法或蚁群优化算法中的一种。

7.根据权利要求6所述的一种电化学储能变流器调压系统的控制方法，其特征在于，采用鲸鱼优化算法求解公式(6)、(7)时，首先设置鲸鱼种群规模及迭代次数，然后将鲸鱼种群控制变量映射到每个储能变流器的无功功率上，接着建立基于有功功率/无功功率最优的包围、狩猎和搜索猎物模型，最后从帕累托解集中筛选最优解，从而获得储能最大无功支撑量Q_s2，所述有功功率/无功功率最优即指Q_s2最大和有功功率减载量P_de最小。

8.一种应用如权利要求1所述控制方法的电化学储能变流器调压系统，其特征在于，包括量测模块、电池柜SOC等效计算模块、储能无功计算模块、调压模式判断模块和功率分配模块；

所述量测模块用于检测用于测量新能源电场并网点电压、储能变流器有功功率和无功功率、电池单元的SOC值；

所述电池柜SOC等效计算模块的信号输入端与所述量测模块的信号输出端连接，用于确定储能系统各电池柜的等效SOC值，其计算方程为：

SOC_L≤SOC_x≤SOC_H

上式中，SOC_mx为第x个电池簇的等效SOC值，SOC_my为第y个电池单元的SOC值，X为单个电池柜内电池簇的个数，Y为单个电池簇包含的电池单元的个数，SOC_L和SOC_H分别为单个电池单元的荷电状态下限值和上限值；

所述储能无功计算模块的信号输入端分别与量测模块和电池柜SOC等效计算模块的信号输出端连接，用于确定当前运行状态下储能系统的最大无功值Q_s1，其实施过程如下：

首先，根据等效SOC值计算单个储能变流器的有功功率：

P_{PCSm_ref}＝P_PCSm+k(SOC_ref-SOC_m)

上式中，P_{PCSm_ref}为储能系统参与电力系统有功功率平衡后的有功功率指令值，P_PCSm为储能变流器m的有功功率初值，SOC_ref为有功功率指令值对应的SOC参考值，SOC_m为有功功率初值对应的SOC参考值，k_m为储能有功下垂系数；

根据储能变流器的容量限制，可得单个储能变流器的无功功率上限值：

式中，S_PCS为储能变流器的视在功率；

则整个储能系统当前的最大无功功率发出能力Q_s1为：

所述调压模式判断模块的信号输入端与测量模块、储能无功计算模块的信号输出端连接，用于确定电力系统的无功补偿需求Q_r和当前储能系统最大无功功率发出能力Q_s1，以及比较二者的大小关系，并根据比较结果，确定储能系统的无功运行指令，包括所述零无功模式、无功补偿模式中的基于最大无功量的等裕度分配策略模式和考虑等效SOC的减载调压策略模式；

所述功率分配模块的信号输入端与调压模式判断模块的信号输出端连接，功率分配模块在接收到调压模式判断模块发出的无功运行指令后，将对应的无功分配结果转化为相应的控制指令输入到各储能变流器的控制器中。

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