[发明专利]用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法

权利要求书

1.一种用于储能电站的电网调压与动态无功支撑控制方法，包括如下步骤：

S1.储能电站的储能变流器采用有功和无功独立控制算法，同时储能电站经断路器和变压器并入电网；

S2.获取电网运行状态的实时运行数据，并对获取的实时运行数据进行计算得到电网状态指示参数；

S3.根据步骤S2获取的电网运行状态的实时运行数据和电网状态指示参数，按照储能电站控制策略得到储能电站参与电网调压与动态无功支撑的时机和出力值；具体为采用如下步骤计算储能电站的控制策略：

A.采用如下规则对储能电站的控制策略进行划分：

状态1：

判定条件：|ΔU|≤5％，ΔU为电力系统的电压暂降值；

储能电站控制策略：储能电站不动作；

状态2：

判定条件：|ΔU|＞5％且γ＝0，ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_B0进行基础调压：

式中Q_B0为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；

状态3：

判定条件：|ΔU|＞5％、0＜γ＜γ_limit且电压已经开始回升；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值，数值可根据电压稳定性需求自定，取值在0～100之间；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_B0进行基础调压：

式中Q_B0为储能电站的出力；UP_CCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；

状态4：

判定条件：|ΔU|＞5％、0＜γ＜γ_limit且电压继续处于跌落状态；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_BII进行基础调压：

式中Q_BII为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；K₁为第一指标反馈系数；

状态5：

判定条件：|ΔU|＞5％且γ＞γ_limit；ΔU为电力系统的电压暂降值，γ为严重性综合指标，γ_limit为严重性综合指标临界值；

储能电站控制策略：储能电站按照如下算式计算得到的出力Q_BI进行基础调压：

式中Q_BI为储能电站的出力；U_PCCN为储能电站并网点的额定电压；X为线路电抗值；U(t)为并网点实时电压值；M₀为储能调节系数；M₁为惯性系数；M₂为积分系数；K₂为第二指标反馈系数；

B.根据步骤A的划分结果，采用如下规则计算储能电站的储能变流器的控制指令：

若计算得到的储能电站的理论无功出力值Q_ref小于储能变流器可用无功容量Q_f，则认定储能电站的储能变流器的控制指令为Q_ref；其中S为并网逆变器额定容量，P_d为并网逆变器当前有功功率出力值，Q_ref的取值为

若计算得到的储能电站的理论无功出力值Q_ref大于或等于储能变流器可用无功容量Q_f，则认定储能电站的储能变流器的控制指令为Q_f；其中S为并网逆变器额定容量，P_d为并网逆变器当前有功功率出力值，Q_ref的取值为

S4.储能电站的储能变流器根据步骤S3得到的时机和出力值对储能电站参与电网调压与动态无功支撑。