計(jì)及分布式光伏有功削減的配電網(wǎng)全局電壓綜合優(yōu)化策略

靳 偉，王文賓，陳 巖，張 俏，趙 靜，王 寧,*

(1. 國(guó)網(wǎng)河北省電力有限公司 邢臺(tái)供電分公司, 河北 邢臺(tái) 054001;2. 燕山大學(xué) 電氣工程學(xué)院, 河北 秦皇島 066004; 3. 河北交通職業(yè)技術(shù)學(xué)院 電氣與信息工程系, 河北 石家莊 050035)

0 引言

隨著光伏滲透率的提高，分布式光伏(Distributed Photovoltaic，DPV)出力的隨機(jī)性和不確定性以及與負(fù)荷功率的不匹配，使得配電網(wǎng)電壓波動(dòng)加大，電壓越限問題更加突出[1-3]。傳統(tǒng)光伏電源通常按單位功率因數(shù)和最大功率跟蹤控制方式工作[4]，僅發(fā)揮了光伏電源的有功發(fā)電功能。IEEE1547修訂方案及我國(guó)分布式電源并網(wǎng)技術(shù)要求(GB/T 33593—2017)等規(guī)定分布式電源(Distributed Generation，DG)應(yīng)主動(dòng)參與配電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)，根據(jù)電壓和功率需求調(diào)整輸出的有功、無功功率。新型光伏并網(wǎng)逆變器基本具備有功、無功遠(yuǎn)程調(diào)節(jié)控制功能[5-6]。DPV參與調(diào)壓具有響應(yīng)快速、無功雙向可調(diào)、無機(jī)械磨損等多方面優(yōu)勢(shì)，對(duì)解決高密度光伏接入電網(wǎng)的電壓?jiǎn)栴}具有重要作用。

含分布式電源配電網(wǎng)電壓控制目前主要采取分散自治控制、分布式控制和集中控制三種策略。分散自治策略[7-9]依據(jù)本地量測(cè)信息對(duì)DG及其他無功設(shè)備進(jìn)行自治控制，其優(yōu)點(diǎn)是無需信息通信、配置靈活、實(shí)時(shí)性強(qiáng)。但分散自治策略由于缺乏整體協(xié)同性，全局電壓控制能力有限。文獻(xiàn)[8-9]提出幾種依據(jù)并網(wǎng)點(diǎn)電壓是否越限而采取的DG有功-無功協(xié)調(diào)工作模式；文獻(xiàn)[10-11]提出通過削減光伏有功出力來防止電壓越限的調(diào)壓策略，但僅基于本地信息，不能從全網(wǎng)角度最小化削減有功。分布式控制策略[12]以本地智能控制器為節(jié)點(diǎn)建立通信聯(lián)絡(luò)，控制器間相對(duì)自治又相互協(xié)同，形成對(duì)等關(guān)系的網(wǎng)絡(luò)控制系統(tǒng)。集中控制策略采用主從結(jié)構(gòu)，通過控制中心優(yōu)化控制全網(wǎng)電壓水平，具有調(diào)控范圍廣、調(diào)壓效果好的優(yōu)勢(shì)，技術(shù)應(yīng)用較成熟。文獻(xiàn)[13]提出DG與電容器、變壓器相結(jié)合的無功優(yōu)化策略。文獻(xiàn)[14]考慮到光伏有功、無功之間的耦合性，協(xié)調(diào)優(yōu)化配電網(wǎng)中的可控有功、無功資源來調(diào)節(jié)電壓，采取日前優(yōu)化、在線修正相結(jié)合的多時(shí)間尺度優(yōu)化控制方案。文獻(xiàn)[15]針對(duì)DG接入配電網(wǎng)可能引起的電壓越限問題，建立了綜合優(yōu)化DG無功出力和無功補(bǔ)償設(shè)備的配電網(wǎng)長(zhǎng)時(shí)間尺度無功優(yōu)化模型。文獻(xiàn)[16]以可控DG、儲(chǔ)能、分段開關(guān)和無功補(bǔ)償設(shè)備等為調(diào)控手段，以配電網(wǎng)運(yùn)行成本及運(yùn)行越限風(fēng)險(xiǎn)最低為目標(biāo)，建立主動(dòng)配電網(wǎng)日前優(yōu)化模型。文獻(xiàn)[17]協(xié)調(diào)優(yōu)化DG、柔性負(fù)荷、儲(chǔ)能、補(bǔ)償電容器及變壓器，以配電網(wǎng)運(yùn)行成本最小為目標(biāo)建立多時(shí)間尺度有功-無功協(xié)調(diào)優(yōu)化模型。

光伏逆變器在大多數(shù)運(yùn)行時(shí)間具有較大的剩余容量，只有在天氣條件非常好的極小時(shí)間段內(nèi)其有功出力可能接近滿容量。因而在剩余容量不足的情況下，通過適當(dāng)削減有功來滿足電壓合格是一種經(jīng)濟(jì)合理的手段。如何從全網(wǎng)角度最小化削減有功是需要解決的問題。本文提出一種考慮分布式光伏有功削減策略的配電網(wǎng)電壓控制方法，依據(jù)電壓是否越限分步實(shí)施優(yōu)化策略。首先在DPV按最大功率跟蹤輸出有功的前提下利用逆變器剩余容量進(jìn)行無功優(yōu)化，使全網(wǎng)電壓水平總體最優(yōu)；若優(yōu)化后仍有節(jié)點(diǎn)電壓越限，則以全網(wǎng)電壓合格為約束建立光伏有功削減模型，得到滿足電壓合格的最小有功削減方案，并重新進(jìn)行無功優(yōu)化，得到全網(wǎng)最佳電壓分布。采用復(fù)仿射方法劃分時(shí)段建立不確定模型，利用Ybus潮流計(jì)算與線性遞減權(quán)重粒子群(Linear Decreasing Weight Particle Swarm Optimization，LinWPSO)算法相結(jié)合的方法對(duì)上述優(yōu)化模型進(jìn)行求解。

1 光伏與負(fù)荷復(fù)仿射模型

光伏的有功出力隨天氣情況波動(dòng)，負(fù)荷功率消耗隨時(shí)間不斷變化。因此，在制定DPV并網(wǎng)優(yōu)化策略時(shí)需要考慮兩者的不確定性出力對(duì)配電網(wǎng)電壓的影響。其中，應(yīng)用較廣泛的是基于概率分布的機(jī)會(huì)約束規(guī)劃方法[18]，但其無法根據(jù)次日天氣情況的不同改變光伏輸出。本文采用復(fù)仿射算法建立各時(shí)段光伏電源和負(fù)荷不確定輸出模型。仿射數(shù)學(xué)方法不但能夠簡(jiǎn)便地表達(dá)這種不確定性并且在潮流計(jì)算時(shí)能有效縮小潮流解范圍，兼顧解的完備性和準(zhǔn)確性。

1.1 DPV復(fù)仿射模型

光伏有功出力區(qū)間主要和光照強(qiáng)度的波動(dòng)有關(guān)，而光照強(qiáng)度和天空中云層的變化有很大關(guān)系[19-20]。根據(jù)氣象信息可獲得各時(shí)段天氣狀況，利用仿射和區(qū)間的轉(zhuǎn)換公式[20]，得到云層系數(shù)和大氣層外光照強(qiáng)度的仿射表達(dá)式為

(1)

(2)

1.2 負(fù)荷復(fù)仿射模型

電力負(fù)荷輸出具有不確定性與時(shí)序變化的特點(diǎn)。因此，采用復(fù)仿射方法建立各時(shí)段的負(fù)荷有功和無功輸出模型為

(3)

(4)

2 光伏逆變器的電壓控制策略

2.1 DPV調(diào)壓的主從分散協(xié)調(diào)控制

本文DPV調(diào)壓控制策略的思路是，首先逆變器的本地控制器按指令值實(shí)時(shí)閉環(huán)調(diào)節(jié)逆變器有功、無功輸出，指令值由全局優(yōu)化策略給定；以配電網(wǎng)全局電壓優(yōu)化為目標(biāo)對(duì)無功及有功削減量等光伏運(yùn)行指令值進(jìn)行全局優(yōu)化決策，并將優(yōu)化指令值通過分布式網(wǎng)絡(luò)發(fā)送給本地控制器；以次日負(fù)荷和光伏預(yù)測(cè)值為參考，做出15 min為一個(gè)時(shí)段的指令優(yōu)化結(jié)果，作為本地控制器次日各時(shí)段運(yùn)行指令。因此本文核心工作就是通過全局優(yōu)化實(shí)現(xiàn)多個(gè)光伏電源協(xié)調(diào)配合運(yùn)行，形成全局-本地兩級(jí)控制的主從分散協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)。DPV對(duì)配電網(wǎng)進(jìn)行電壓控制的分散協(xié)調(diào)控制結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 光伏調(diào)壓全局/本地分散協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)
Fig.1 Global/local decentralized coordinated control system based on photovoltaic voltage regulation

2.2 DPV無功-有功削減協(xié)調(diào)優(yōu)化策略

電壓合格率是電力系統(tǒng)的重要考核指標(biāo)，電壓越限會(huì)給電網(wǎng)和用電設(shè)備構(gòu)成威脅?！峨娔苜|(zhì)量供電電壓偏差(GB/T 12325—2008)》中對(duì)各種電壓等級(jí)的電壓偏差允許值做了規(guī)定，其中要求20 kV及以下電壓等級(jí)的供電電壓偏差不超過標(biāo)稱電壓的±7%?！豆┡潆娤到y(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范(GB 50052—2009)》規(guī)定用電設(shè)備端子處電壓偏差允許值宜符合±5%。DPV的接入加大了電壓越限風(fēng)險(xiǎn)，DPV通常采用最大功率點(diǎn)跟蹤控制模式，保證光伏有功出力最大化。但如憑借無功調(diào)壓手段仍無法控制電壓在上述標(biāo)準(zhǔn)范圍內(nèi)時(shí)，為保障電網(wǎng)安全運(yùn)行，適當(dāng)削減有功出力是必要的。本文提出一種以電壓合格為條件，最小化削減有功為原則的DPV無功與有功削減協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)壓策略。首先使分布式光伏按最大功率跟蹤方式輸出有功功率，并利用逆變器剩余容量進(jìn)行無功電壓調(diào)節(jié)，使電壓最優(yōu)；若以剩余容量為優(yōu)化空間進(jìn)行無功優(yōu)化后，電網(wǎng)仍有電壓不合格節(jié)點(diǎn)，則通過優(yōu)化手段最小化削減逆變器有功輸出，從而使全網(wǎng)電壓合格；同時(shí)對(duì)削減出的逆變器容量再次進(jìn)行無功優(yōu)化，以進(jìn)一步改善電壓合格水平。具體步驟如下：

1) 在DPV最大化輸出有功的前提下利用逆變器剩余容量提供無功功率，建立以全網(wǎng)總電壓偏差最小為目標(biāo)函數(shù)的靜態(tài)無功優(yōu)化模型，優(yōu)化變量為光伏無功出力仿射量。

2) 若優(yōu)化后仍有節(jié)點(diǎn)電壓越限，則在第一步無功優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上以全網(wǎng)電壓合格為約束，光伏總有功出力仿射值最大為目標(biāo)函數(shù)建立有功削減優(yōu)化模型，得到滿足電壓合格的最小有功削減方案。

3) 根據(jù)有功削減值，計(jì)算出逆變器新增剩余容量，求出逆變器無功輸出范圍，判斷節(jié)點(diǎn)電壓是否滿足約束要求。若不滿足條件，重新進(jìn)行無功優(yōu)化；若滿足條件，則輸出優(yōu)化結(jié)果。

上述步驟可表示成如圖2所示的DPV參與的無功-有功削減協(xié)調(diào)優(yōu)化策略流程圖。

圖2 DPV參與的無功-有功削減協(xié)調(diào)優(yōu)化策略流程圖
Fig.2 Flow chart of reactive-active curtailment coordination optimization strategy participated with DPV

3 DPV無功-有功削減優(yōu)化建模

DPV逆變器總?cè)萘砍藗鬟f有功功率外，其剩余容量可用于電壓無功控制，在剩余容量限值范圍內(nèi)具體的無功需求則取決于電壓無功優(yōu)化。本文電壓無功優(yōu)化的決策變量是各逆變器輸出無功功率或有功削減量，優(yōu)化的目標(biāo)是電壓最優(yōu)。無功功率及有功功率對(duì)電壓的影響關(guān)系通過潮流方程來反映。

3.1 目標(biāo)函數(shù)

以各時(shí)段全網(wǎng)總電壓偏差最小為目標(biāo)函數(shù)：

(5)

式中，Uit為t時(shí)段節(jié)點(diǎn)i的電壓區(qū)間中值；U0為節(jié)點(diǎn)電壓期望值；n為系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)數(shù)。

以光伏電源總有功出力仿射值最大為目標(biāo)函數(shù)：

(6)

目標(biāo)函數(shù)F1和F2分別對(duì)應(yīng)于第2節(jié)步驟一和步驟二所述目標(biāo)函數(shù)。

3.2 約束條件

1) 等式約束

光伏出力、負(fù)荷功率、補(bǔ)償裝置無功功率應(yīng)滿足如下潮流方程：

(7)

(8)

2) 節(jié)點(diǎn)電壓約束

[Uit]?[Umin，Umax],

(9)

式中，[Uit]為時(shí)段t內(nèi)節(jié)點(diǎn)i的電壓幅值區(qū)間，i=1,2,…,n；Umax和Umin分別為滿足運(yùn)行要求的電壓上、下限值。

3) 逆變器運(yùn)行約束

DPV發(fā)出的無功功率由光伏逆變器的運(yùn)行容量和光伏輸出的有功功率共同決定，即

(10)

式中，Qft為時(shí)段t內(nèi)光伏電源f無功出力；S、Pft分別為光伏并網(wǎng)逆變器安裝容量和光伏削減后的有功出力值。

4 模型求解方法

Ybus高斯迭代潮流計(jì)算對(duì)初值要求低，不需要快速解耦且收斂性不受R/X限制[21]。線性遞減權(quán)重粒子群(LinWPSO)算法是一種改進(jìn)粒子群算法[22]，算法在迭代前期加強(qiáng)全局搜索，避免在局部最優(yōu)解附近徘徊，加快粒子群算法的收斂速度；在迭代后期對(duì)局部進(jìn)行細(xì)致地搜索，提高解的精度。因此，本文采用Ybus潮流計(jì)算與LinWPSO相結(jié)合的算法對(duì)優(yōu)化模型進(jìn)行求解。

4.1 仿射參與的無功優(yōu)化模型求解流程

4) 將隨機(jī)產(chǎn)生的種群個(gè)體以及步驟(3)得到的仿射量代入Ybus潮流計(jì)算得到各個(gè)節(jié)點(diǎn)電壓區(qū)間值[Uit]，選取各個(gè)節(jié)點(diǎn)電壓區(qū)間的中值Uit與電壓額定值U0的偏差之和最小作為適應(yīng)度函數(shù)，找出各個(gè)粒子個(gè)體最優(yōu)值pbest和全局最優(yōu)值gbest。

5) 更新每個(gè)粒子的速度和位置，更新慣性權(quán)重，再次進(jìn)行Ybus潮流計(jì)算，得到每個(gè)粒子的適應(yīng)度值，更新種群位置和速度進(jìn)行迭代。

6) 判斷是否達(dá)到最大迭代次數(shù)，若滿足條件，則輸出最優(yōu)變量值，否則返回步驟4)。

4.2 有功削減優(yōu)化模型求解流程

有功削減優(yōu)化模型求解過程是指設(shè)定節(jié)點(diǎn)電壓滿足區(qū)間約束，然后將靜態(tài)無功優(yōu)化結(jié)果，光伏有功出力變量代入Ybus潮流計(jì)算，并通過LinWPSO迭代尋優(yōu)得到削減后的光伏有功出力值。具體求解流程如圖3所示。

5 算例分析

選取IEEE33節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)為算例驗(yàn)證本文所提優(yōu)化策略的有效性。系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖4所示，電壓等級(jí)為10 kV。在節(jié)點(diǎn)0和1之間接入一臺(tái)有載調(diào)壓變壓器，變比范圍為0.95～1.05，共9檔，調(diào)節(jié)步長(zhǎng)為1.25%。在7節(jié)點(diǎn)和12節(jié)點(diǎn)分別接入光伏電源，考慮到饋線接入形式的光伏電源容量一般在百kW到1 MW之間，本文設(shè)每個(gè)光伏電源的裝機(jī)容量為500 kW。在17節(jié)點(diǎn)和32節(jié)點(diǎn)分別接入8組無功補(bǔ)償電容器，單組容量為150 kvar。模型求解算法參數(shù)設(shè)置：時(shí)段數(shù)為24，LinWPSO的種群規(guī)模為50，學(xué)習(xí)因子c1=c2=2.0，維數(shù)D=5。慣性權(quán)重ω=0.8，ωmax=0.9，ωmin=0.4，ω在[0.4，0.9]之間代數(shù)線性遞減，最大迭代次數(shù)T=60?？紤]到現(xiàn)代電網(wǎng)中新型敏感負(fù)荷對(duì)供電質(zhì)量要求的提高，且由于10 kV電網(wǎng)直接連接用戶端，結(jié)合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的限值規(guī)定，算例中電壓閾值取±5%。

圖3 有功削減優(yōu)化模型求解方法流程圖
Fig.3 Flow chart of active reduction optimization model solution

圖4 IEEE33節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖
Fig.4 IEEE33 node system structure diagram

本文選取一天的光伏電源出力和負(fù)荷進(jìn)行分析。光伏電源和負(fù)荷的輸出功率復(fù)仿射模型由1.1節(jié)和1.2節(jié)已知，由實(shí)際氣象信息得到不同天氣狀況下的云層系數(shù)仿射量，如表1所示。

表1 云層系數(shù)仿射量
Tab.1 Affinity of clouds coefficient

天氣狀況云層系數(shù)仿射量晴J^=0.95+0.05εit多云轉(zhuǎn)晴J^=0.80+0.10εit多云J^=0.60+0.10εit陰轉(zhuǎn)多云J^=0.40+0.10εit陰J^=0.25+0.05εit雨或雪J^=0.15+0.05εit

各個(gè)時(shí)段光伏電源有功出力仿射量計(jì)算式為

(11)

進(jìn)行潮流計(jì)算時(shí)需要考慮負(fù)荷數(shù)據(jù)的不確定性。本文假設(shè)同一時(shí)段內(nèi)的負(fù)荷出力不確定率基本一致，即δt相同，然后根據(jù)式(3)、(4)計(jì)算得到各個(gè)時(shí)段不同節(jié)點(diǎn)負(fù)荷的復(fù)仿射量。

5.1 無功優(yōu)化結(jié)果分析

在已知DPV和負(fù)荷復(fù)仿射輸出量的基礎(chǔ)上，協(xié)調(diào)控制光伏逆變器、有載調(diào)壓變壓器和無功補(bǔ)償電容器進(jìn)行無功優(yōu)化。優(yōu)化結(jié)果說明計(jì)及光伏無功調(diào)控能力的無功優(yōu)化可以提高電壓水平。但在第11～14時(shí)段內(nèi)部分節(jié)點(diǎn)發(fā)生電壓越限問題，如圖5所示。圖5(a)～(c)分別為11～12、12～13和13～14時(shí)段各個(gè)節(jié)點(diǎn)電壓幅值區(qū)間。

導(dǎo)致電壓越限的原因是該時(shí)段光伏有功輸出較大，甚至超過裝機(jī)容量的70%，使得無功調(diào)壓有效利用容量減小，即使逆變器全部剩余容量用于無功調(diào)壓也無法將節(jié)點(diǎn)電壓調(diào)至正常區(qū)間內(nèi)。

圖5 無功優(yōu)化后11-14時(shí)段電壓幅值區(qū)間
Fig.5 Voltage results of the 11-14 period after the reactive power optimization

5.2 DPV有功削減優(yōu)化結(jié)果分析

進(jìn)行有功削減優(yōu)化的目的是在電壓合格的前提下保證光伏電源的最大化消納。選取不滿足要求的11～14時(shí)段無功優(yōu)化結(jié)果，根據(jù)DPV參與的無功-有功削減協(xié)調(diào)優(yōu)化模型進(jìn)行光伏電源有功削減優(yōu)化，所得優(yōu)化結(jié)果如表2所示。

表2 光伏電源有功出力值
Tab.2 Photovoltaic power active output valuekW

時(shí)段初始值PPV1PV1有功消減值PPV2PV2有功消減值11～12327296313032412～13340300403151513～143322983431220

從表2可知，有功削減優(yōu)化后得出的輸出值相比于光伏電源初始中值削減了20 kW到40 kW不等，其中接入7節(jié)點(diǎn)的光伏1有功削減值比接入12節(jié)點(diǎn)的光伏2削減值要多，這說明光伏1對(duì)電壓的影響程度要大于光伏2。因此，在具體實(shí)施有功削減過程時(shí)可優(yōu)先對(duì)光伏1進(jìn)行操作。

5.3 無功可調(diào)容量增加后優(yōu)化結(jié)果分析

將表2中的數(shù)據(jù)代入式(10)求解得到新增的光伏無功出力范圍，重新進(jìn)行無功優(yōu)化，得到11～14時(shí)段的光伏電源無功出力值，如表3所示。優(yōu)化后的電壓結(jié)果如圖6所示。

表3 光伏電源無功出力值
Tab.3 Photovoltaic power reactive output value kvar

時(shí)段QPV1maxQPV2maxQPV1QPV211～12403398398.12392.2812～13400388395.29385.5613～14401391396.49387.22

由表3可知，光伏逆變器的新增剩余容量全部用于無功優(yōu)化調(diào)壓，調(diào)用最小的無功容量實(shí)現(xiàn)電壓不越上限。

圖6 無功-有功協(xié)調(diào)優(yōu)化后11～14時(shí)段電壓幅值區(qū)間
Fig.6 The voltage result of the period 11～14 after the active-reactive power coordination optimization

從圖6可以看出，圖5中不滿足要求的節(jié)點(diǎn)電壓，經(jīng)光伏有功削減、釋放出更多容量進(jìn)行無功優(yōu)化調(diào)壓后，全部落在[1.01, 1.05]區(qū)間內(nèi)。因此，本文提出的無功-有功削減協(xié)調(diào)優(yōu)化控制策略可有效解決無功容量不足引起的電壓越限問題，并保障光伏最大化輸出。

5.4 優(yōu)化治理前后的結(jié)果對(duì)比

就本文所選算例而言，在時(shí)段1～10和時(shí)段15～24僅通過光伏逆變器剩余容量、有載調(diào)壓變壓器和無功補(bǔ)償電容器組進(jìn)行無功優(yōu)化調(diào)壓，在時(shí)段11～14通過無功-有功協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)壓，兩者相互配合最終使得全網(wǎng)電壓合格且電壓偏差最小。表4給出了24時(shí)段本文策略優(yōu)化后節(jié)點(diǎn)電壓最大偏差與治理前電壓最大偏差的對(duì)比情況?？梢娭卫砬白畲箅妷浩顬?.97%，而優(yōu)化治理后最大電壓偏差為4.88%。

表4 24時(shí)段節(jié)點(diǎn)電壓最大偏差對(duì)比
Tab.4 Comparison of maximum node voltage deviation during 24 hours

時(shí)段 治理前最大電壓偏差/%節(jié)點(diǎn) 優(yōu)化后最大電壓偏差/%節(jié)點(diǎn)1+5.001+4.6322+5.001+4.7023+5.001+4.6824+5.001+4.7425-5.7518+4.7726-5.1418+4.6527+5.001+4.6728+5.001+4.6929+5.001+4.70210+5.001+4.72211+8.4213+4.83212+8.9713+4.81213+8.6113+4.88214+8.0413+4.76215+6.7613+4.72216+5.001+4.72217+5.001+4.70218+5.001+4.66219+5.001+4.63220-5.9018+4.80221-5.5218+4.71222-5.1918+4.73223+5.001+4.70224+5.001+4.822

由表4可知，當(dāng)光伏接入配電網(wǎng)后，在5、6時(shí)段和20～22時(shí)段，出現(xiàn)電壓越下限的情況，最大電壓偏差發(fā)生在18節(jié)點(diǎn)。在11～15時(shí)段，由于光伏出力的不斷增加，電壓越上限，最大電壓偏差發(fā)生在13節(jié)點(diǎn)。采用本文提出的有功削減、釋放無功控制策略以全網(wǎng)總電壓偏差最小為目標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化后，24個(gè)時(shí)段的節(jié)點(diǎn)電壓全部合格。

6 結(jié)論

本文提出一種考慮分布式光伏有功削減的配電網(wǎng)日前電壓協(xié)調(diào)優(yōu)化方法，依據(jù)電壓是否越限建立了DPV無功優(yōu)化模型和有功削減優(yōu)化模型，制定了DPV無功和有功削減相協(xié)調(diào)的優(yōu)化策略。本文方法優(yōu)先利用逆變器剩余容量進(jìn)行電壓無功優(yōu)化，當(dāng)不能滿足電壓要求時(shí)，從全網(wǎng)角度最小化削減DPV有功輸出，保障了高滲透配電網(wǎng)在復(fù)雜不確定運(yùn)行場(chǎng)景下的電壓安全和新能源消納。采用復(fù)仿射方法建立各時(shí)段功率輸出不確定模型，依據(jù)次日天氣具體情況給出可調(diào)范圍，使控制策略能夠更好適應(yīng)優(yōu)化場(chǎng)景的不確定性。