李浩，曹華珍，吳亞雄，張俊瀟，成潤婷，曾慶彬

（1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心，廣州 510062；2.廣州市奔流電力科技有限公司，廣州 510640）

0 引言

新型電力系統(tǒng)建設(shè)和光伏政策落實(shí)以達(dá)成“雙碳”目標(biāo)的背景下，可再生能源發(fā)電海量接入，進(jìn)一步擴(kuò)大分布式電源（distributed generation，DG）在配電網(wǎng)的滲透率［1-5］。隨著中小型光伏（photovoltaic，PV）并網(wǎng)系統(tǒng)快速增長，其出力不確定性以及功率倒送使低壓配電網(wǎng)的運(yùn)行面臨巨大挑戰(zhàn)［6-7］。雙向、強(qiáng)隨機(jī)性的潮流引起節(jié)點(diǎn)電壓大范圍隨機(jī)波動，PV的不均勻接入也將進(jìn)一步加劇三相不平衡。同時，低壓配網(wǎng)無法消納的大量剩余功率通過配電變壓器上送至中壓配網(wǎng)，造成配變嚴(yán)重過載［8］。

隨著配電物聯(lián)網(wǎng)“云-管-邊-端”體系架構(gòu)逐漸完善，海量臺區(qū)智能終端的引入與升級可為配電網(wǎng)提供大量監(jiān)測與用戶信息，為分布式電源管理提供可靠決策依據(jù)［9-10］。目前，在配電網(wǎng)優(yōu)化控制研究中，基于分布式［11-13］通信架構(gòu)的功率-電壓控制研究尚不充分。多數(shù)文獻(xiàn)通過潮流計(jì)算或靈敏度分析進(jìn)行全局優(yōu)化［14-16］或本地控制［17-19］，較少從系統(tǒng)層面同時考慮網(wǎng)絡(luò)拓?fù)湟蕾?、臺區(qū)安全運(yùn)行問題。針對低壓配電網(wǎng)基礎(chǔ)通信設(shè)備和拓?fù)湫畔⑶啡薄⑦\(yùn)行方式多變等特點(diǎn)，基于最優(yōu)潮流計(jì)算的集中優(yōu)化［20-21］方法由于對潮流模型參數(shù)極度依賴而難以應(yīng)用，而分散優(yōu)化方式無法調(diào)用多設(shè)備進(jìn)行全局優(yōu)化［22］。另外，已有研究對PV功率大量倒送考慮不足，無法對配變過載進(jìn)行合理管控。

為此，本文提出基于配電物聯(lián)網(wǎng)的含光伏低壓配電網(wǎng)邊端功率-電壓控制方法。該方法貢獻(xiàn)包括：

1）基于拓?fù)渥詣幼R別下邊端分布式通信架構(gòu)，建立高密度光伏接入下臺區(qū)功率-電壓多模態(tài)控制模型。整體架構(gòu)進(jìn)一步降低網(wǎng)絡(luò)拓?fù)涞囊蕾嚩龋ㄟ^節(jié)點(diǎn)電壓和功率利用率切換控制模式來提高可再生能源消納，實(shí)現(xiàn)臺區(qū)運(yùn)行優(yōu)化；

2）在上述控制模型中，文章提出了在配變負(fù)載約束下的全光伏功率控制方法，可在滿足配變安全運(yùn)行下實(shí)現(xiàn)功率精確控制，緩解節(jié)點(diǎn)電壓與功率交換的多目標(biāo)控制矛盾性；

3）提出該分組通信架構(gòu)下受控節(jié)點(diǎn)的選擇原則，提供通信拓?fù)錂?quán)值優(yōu)化方法并進(jìn)行穩(wěn)定性分析。

1 拓?fù)渥R別下的“邊-端”分布式通信架構(gòu)

在配電物聯(lián)網(wǎng)體系架構(gòu)中，臺區(qū)智能終端與底層端設(shè)備的關(guān)聯(lián)拓?fù)渚邆渥詣幼R別功能。首先將低壓配電網(wǎng)PV按單相、三相劃成不同的通信系統(tǒng)來實(shí)現(xiàn)分布式優(yōu)化。基于文獻(xiàn)［9］“邊-端”拓?fù)渥R別技術(shù)，將系統(tǒng)所有可鄰接通信的設(shè)備納入“端”類管理。

臺區(qū)智能終端抽象為根節(jié)點(diǎn)，線路分支箱及集中智能電表箱作為二級分支節(jié)，PV設(shè)備作為末端節(jié)點(diǎn)的樹形拓?fù)?。?gòu)建分布式邊端控制通信架構(gòu)如圖1所示。集中智能電表箱下同相PV劃為3個控制小組。無法納入集中管理的其他單相PV選擇適合的低壓分支箱配監(jiān)控終端等智能設(shè)備作為通信中心，按相序構(gòu)成3個控制小組；剩余少量三相光伏構(gòu)成一個控制小組，再分相控制。各控制組的智能設(shè)備再與臺區(qū)智能終端進(jìn)行信息交互。

眾多邊端智能設(shè)備可自動識別“臺區(qū)智能終端-分支監(jiān)測終端-用戶表箱-PV設(shè)備”的電網(wǎng)拓?fù)浜头植际诫娫赐ㄐ磐負(fù)潢P(guān)系，并依托配電物聯(lián)網(wǎng)中寬帶載波技術(shù)快速識與更新通信拓?fù)湫畔ⅲ?］，實(shí)現(xiàn)即插即用。以附圖A1低壓配電網(wǎng)拓?fù)錇槔M(jìn)行控制構(gòu)建示例，得“臺區(qū)智能終端-分支監(jiān)測終端-用戶表箱-PV設(shè)備”通信系統(tǒng)如附圖A2—A3所示。

2 低壓配網(wǎng)邊端多模態(tài)功率-電壓控制方法

2.1 低壓配網(wǎng)邊端多模態(tài)功率-電壓控制模型

分布式系統(tǒng)中鄰接PV跟隨主導(dǎo)PV更新自身狀態(tài)，其離散控制率可表示為［23］：

式中：xi為第i個PV的狀態(tài)量；dij為PV通信矩陣D中的元素；k為迭代次數(shù)；N為設(shè)備數(shù)量；ε為迭代步長；σi為第i個PV的主導(dǎo)系數(shù)，主導(dǎo)PV的σi=1，否則為0；v為模態(tài)選擇信號矩陣；Δxref為主導(dǎo)PV狀態(tài)變化參考值矩陣。以功率利用率為一致變量，標(biāo)幺值計(jì)算下目標(biāo)函數(shù)f為［12］：

式中：Vlead為主導(dǎo)PV的節(jié)點(diǎn)電壓；Vset為參考電壓。以f對利用率x的負(fù)偏導(dǎo)作為變化參考值［12］，以常見低壓線纜自導(dǎo)納計(jì)得常系數(shù)κ替代網(wǎng)架參數(shù)，功率利用率變化參考值Δxpv，ref、Δxqv，ref表達(dá)為：

式中：Vi為第i個PV接入節(jié)點(diǎn)電壓；Ppv，i為第i個PV輸出有功功率；PPV，max，i為第i個PV最大輸出有功功率；κ為節(jié)點(diǎn)i的自導(dǎo)納；QPV，i為第i個PV輸出無功功率；QPV，max，i為第i個PV當(dāng)下最大無功可調(diào)容量。系統(tǒng)運(yùn)行約束包括電壓上下限約束、臺區(qū)首端公共連接點(diǎn)（point of common coupling，PCC）功率交換約束、PV出力約束為：

式中：Vmax和Vmin分別為節(jié)點(diǎn)電壓上下限；PPV為光伏系統(tǒng)有功出力；PPV，max為光伏系統(tǒng)最大有功出力，取決于太陽輻照度；SPV為PV的容量；PPCC，min、PPCC，max分別為PCC點(diǎn)有功功率交換最小值、最大值；QPCC，min、QPCC，max為PCC點(diǎn)無功功率交換最小值、最大值，方向均為上級網(wǎng)絡(luò)到低壓配電網(wǎng)。

2.2 低壓臺區(qū)節(jié)點(diǎn)電壓多模態(tài)控制

為保證PV最大消納，當(dāng)臺區(qū)運(yùn)行在約束內(nèi)，保持不棄光，利用PV無功功率對電壓不平衡進(jìn)行優(yōu)化；當(dāng)臺區(qū)節(jié)點(diǎn)電壓幅值和有功功率利用率達(dá)到模式切換需求，以PV有功功率調(diào)節(jié)電壓偏差，再通過PV剩余無功功率進(jìn)行三相電壓不平衡補(bǔ)償。當(dāng)考慮可再生能源消納、PV有功出力不削減時，其有功功率利用率變化量設(shè)為常數(shù)表示以此速率恢復(fù)到最大出力。整理得有功利用率變化量參考矩陣ΔxPV，ref為：

控制組均以主導(dǎo)PV接入節(jié)點(diǎn)為電壓控制的受控節(jié)點(diǎn)，通過式（3）更新有功功率變化量參考值，Vset=1.0。本文采用電壓不平衡IEEE標(biāo)準(zhǔn)定義［24］，具體公式為：

式中：Vavg為三相電壓均值；ΔVmax為三相電壓與均值Vavg最大差值的絕對值。所有控制組均通過式（4）更新無功功率利用率變化量參考值。對于集中智能電表箱控制小組，Vset=Vcenter，avg，Vcenter，avg為受控節(jié)點(diǎn)的三相平均電壓；對于其他單相PV構(gòu)成的控制小組，Vset為低壓配電網(wǎng)中選定受控節(jié)點(diǎn)的Vavg；對于三相PV構(gòu)成的控制小組，考慮三相逆變器分相補(bǔ)償不平衡的能力，Vset為三相PV接入節(jié)點(diǎn)的Vavg。

綜上，在考慮配變負(fù)載約束前，第i個PV功率利用率第k+1次迭代多模態(tài)更新模型為：

式中：為第i個光伏無功功率利用率，為第i個光伏有功功率利用率N為臺區(qū)內(nèi)PV數(shù)量。第i個PV有功功率和無功功率分別為：

2.3 考慮配變負(fù)載的功率控制

配電變壓器負(fù)載運(yùn)行存在限制，僅削減饋線首端PV出力［11］難以滿足需求，臺區(qū)單類設(shè)備亦無法兼顧多個控制目標(biāo)［12］。因此，本文考慮配變負(fù)載約束，以全光伏功率控制方法來修正光伏出力，此時有功功率利用率由式（11）—（12）更新。

式中：Pload(k+1)為第k+1次迭代計(jì)算得到的臺區(qū)有功負(fù)荷；Pload(k)為第k次迭代PCC點(diǎn)有功功率；為臺區(qū)所有PV有功出力之和；PPV，i(k+1)為經(jīng)過式（9）更新后臺區(qū)所有PV下一刻有功出力。低壓臺區(qū)與上級電網(wǎng)可交換無功的容量取決于變壓器剩余容量。根據(jù)式（9）和式（12）得有功功率控制后的此時PCC點(diǎn)無功功率上送最大值QPCC，max、上送最小值QPCC，min為：

式中：Qload(k+1)為第k+1次迭代計(jì)算所得臺區(qū)無功負(fù)荷；ST為臺區(qū)變壓器容量；QPCC(k)為第k次迭代PCC點(diǎn)無功功率；為臺區(qū)所有PV無功出力；為經(jīng)過（10）更新后臺區(qū)所有PV下一刻無功出力?；谑剑?3）—（14），配變?nèi)萘考s束下無功功率利用率由式（15）進(jìn)行更新。

將式（12）、（15）代入式（9）、（10）得配變負(fù)載約束下各PV的有功功率、無功功率。綜上，低壓配電網(wǎng)邊端功率-電壓控制流程如圖2所示。

圖2 分布式模型的控制流程Fig.2 Controlprocess of distributed model

3 邊端功率-電壓模型參數(shù)設(shè)置

3.1 受控節(jié)點(diǎn)選擇原則

以功率利用率為一致性變量進(jìn)行出力計(jì)算時，控制組內(nèi)容量差異大的光伏設(shè)備因輸出功率差值過大，主導(dǎo)PV及受控節(jié)點(diǎn)的選擇將影響?zhàn)伨€的節(jié)點(diǎn)電壓平均水平。以節(jié)點(diǎn)1為首端節(jié)點(diǎn)、節(jié)點(diǎn)N為末端節(jié)點(diǎn)、含上游節(jié)點(diǎn)j、下游節(jié)點(diǎn)k（節(jié)點(diǎn)集合為｛1，2，···，j-1，j，j+1，··，k-1，k，k+1，··，N｝）的放射狀配電網(wǎng)饋線注入有功功率為例討論。

1）下游節(jié)點(diǎn)k接大容量光伏，上游節(jié)點(diǎn)j接小容量光伏。無論受控節(jié)點(diǎn)為k或j，在有功功率利用率x k=x j下存在可視ΔP=ΔP k-ΔP j注入下游節(jié)點(diǎn)k。根據(jù)DistFlow方程［13］，可推導(dǎo)得：

式中：Δβ為衡量兩個節(jié)點(diǎn)電壓在ΔP注入前后自身電壓增幅差異的變量；V j、V k為節(jié)點(diǎn)j、k無光伏接入電壓值；V'k、V'j為接入光伏后電壓值；R n為與節(jié)點(diǎn)n相連節(jié)點(diǎn)到節(jié)點(diǎn)n的等值電阻。此時，無論節(jié)點(diǎn)注入功率或流出功率，當(dāng)上游節(jié)點(diǎn)j為受控節(jié)點(diǎn)，較大的Δβ1使下游節(jié)點(diǎn)k存在更大的越上下限風(fēng)險。此時，考慮選擇接大容量光伏的下游節(jié)點(diǎn)k作為受控節(jié)點(diǎn)。相同容量PV均勻分布的情況同理。

2）下游節(jié)點(diǎn)k接小容量光伏，上游受控節(jié)點(diǎn)j接大容量光伏。無論受控節(jié)點(diǎn)為k或j，在x k=x j時存在此時視ΔP=ΔP j-ΔP k注入上游節(jié)點(diǎn)j，可推導(dǎo)得關(guān)系：

綜上，若PV容量分布均勻或下游安裝容量偏大，考慮以下游節(jié)點(diǎn)作為受控節(jié)點(diǎn)。

3.2 通訊矩陣權(quán)值優(yōu)化及穩(wěn)定性分析

對于系統(tǒng)內(nèi)含有n個節(jié)點(diǎn)的通信拓?fù)淇梢暈橛邢驁DG=(V，E)。其中，為有限非空節(jié)點(diǎn)集，邊集E?V×V為點(diǎn)集的集合。對于控制率式（1）所示協(xié)議，狀態(tài)量迭代格式、無向通信網(wǎng)絡(luò)下通信矩陣D的元素di j表達(dá)為［23］：

式中：x為設(shè)備狀態(tài)量矩陣；I為單位矩陣；L為拉普拉斯矩陣；u為外來信號矩陣；σ為外來信號控制矩陣；mi為設(shè)備i的度，若其鄰接n個設(shè)備，則m i=n；α為變換系數(shù)。基于此，最小化該系統(tǒng)以D為優(yōu)化變量的譜半徑可實(shí)現(xiàn)快速線性迭代。由式（18）可得矩陣D以L形式的特征值λ：

此時使系統(tǒng)收斂的α取值范圍及最優(yōu)解α*為［25］：

式中：λn-1(L)為矩陣L的第n-1大特征值，如λ1=由此計(jì)算所有控制分組基于拉普拉斯矩陣L的通信拓?fù)鋬?yōu)化權(quán)值，且所有控制分組通信矩陣D的譜半徑小于1，即系統(tǒng)收斂。同時，基于式（1）的跟隨設(shè)備狀態(tài)量可改寫為：

考慮跟隨設(shè)備i與主導(dǎo)設(shè)備之間狀態(tài)誤差ei（k）并建立誤差系統(tǒng)

式中：x0為主導(dǎo)者的狀態(tài)，假設(shè)為常數(shù)；e j為設(shè)備i的鄰接設(shè)備j的狀態(tài)誤差。運(yùn)用李雅普諾夫函數(shù)及圖論定理來證明系統(tǒng)應(yīng)用算法（1）能夠?qū)崿F(xiàn)有限時間一致性。有引理如下。

1）引理1［26］：對于給定無向拓?fù)鋱DG，若存在函數(shù)φ：R2→R滿足φ(xi，xj)=-φ(x j，xi)，?I，j∈；I，i≠j；那么就有一組數(shù)列y1，y2，???，y n滿足：

2）引理2［27］：非Lipschits連續(xù)非線性系統(tǒng)x?=f(x)、[f0=0]，若存在函數(shù)V(x)定義在原點(diǎn)區(qū)域C＞0，α∈(0，1)有V?(x)+C Vα≤0，那么原點(diǎn)是有限時間穩(wěn)定的。

即

滿足引理2，則在基于拉普拉斯矩陣的權(quán)值優(yōu)化下，系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)有限時間內(nèi)一致性，為穩(wěn)定系統(tǒng)。

4 仿真算例與結(jié)果分析

4.1 低壓配電網(wǎng)參數(shù)設(shè)置

以附錄圖A1臺區(qū)建立仿真算例。臺區(qū)某時間截面下負(fù)荷Pload=475.40 kW、Qload=217.23 kvar。選擇控制組末端PV為主導(dǎo)PV，其所在節(jié)點(diǎn)為有功控制節(jié)點(diǎn)。組1、2、3中集中智能電表箱為無功功率控制節(jié)點(diǎn)；組5的三相PV無功進(jìn)行本地控制；組4以節(jié)點(diǎn)8作為無功功率控制節(jié)點(diǎn)。

為驗(yàn)證邊端功率-電壓控制方法在不同條件下的適應(yīng)性，本節(jié)基于PV在無光照環(huán)境到最大光照環(huán)境下的有功功率輸出范圍進(jìn)行分析，定義光照系數(shù)G0∈[0 1]×PPV，max，即G0=0時PPV=0 W，G0=1時PPV=PPV，max。因此通過不同G0模擬PV出力在不同時段的變化情況。系統(tǒng)參數(shù)表1—2、圖3—4所示，大部分接入不同節(jié)點(diǎn)PV的滿額出力數(shù)倍大于節(jié)點(diǎn)負(fù)荷，多個節(jié)點(diǎn)電壓越下限，三相電壓偏差較大。

圖3 PV出力與節(jié)點(diǎn)負(fù)荷曲線Fig.3 Photovoltaic output and load of the nodes

表1 低壓臺區(qū)參數(shù)Tab.1 Parameters of low voltage network

表2 無PV接入時部分三相節(jié)點(diǎn)的U PVUR和PCC點(diǎn)參數(shù)Tab.2 U PVUR of three-phase nodes and PCC points without PV

4.2 系統(tǒng)收斂性分析

對該低壓配電網(wǎng)的PV進(jìn)行有功/無功功率協(xié)調(diào)優(yōu)化后，得到該網(wǎng)絡(luò)在不同光照環(huán)境下節(jié)點(diǎn)電壓幅值標(biāo)幺值變化如圖5所示。

圖4 無PV接入下節(jié)點(diǎn)電壓幅值Fig.4 Voltage amplitude of the nodes without PV

圖5 不同PV出力下節(jié)點(diǎn)電壓幅值Fig.5 Voltage amplitude of the nodes under differentphotovoltaic output

以無光伏接入時低壓越限的節(jié)點(diǎn)8、52、67和配變功率為例，分析控制量在突變環(huán)境下的收斂性與系統(tǒng)穩(wěn)定性。光照系數(shù)G0的變化序列為［0，0.4，0.8，0.6］，仿真結(jié)果如圖6所示。由圖6（a）可看出，低壓越限節(jié)點(diǎn)在配變負(fù)載約束下于迭代次數(shù)200內(nèi)快速收斂，實(shí)現(xiàn)電壓控制目標(biāo)。圖6（b）中，在配變負(fù)載約束下無功率上送越限情況下，快速收斂以實(shí)現(xiàn)臺區(qū)功率供需平衡。其中，由于在電壓越限時PV有功功率調(diào)度順序優(yōu)先于無功功率調(diào)度，因此有功功率的收斂速度大于無功功率。

圖6 變化環(huán)境下節(jié)點(diǎn)電壓與交換功率曲線Fig.6 Voltage and exchanged power of the nodes under various conditions

4.3 拓?fù)渥詣幼R別下的即插即用功能

以控制組2中接入節(jié)點(diǎn)13、14的光伏故障退出為例，分析拓?fù)渥詣幼R別對控制效果的影響。在拓?fù)渥詣幼R別下重組通信矩陣D與普通退出的控制組2節(jié)點(diǎn)電壓幅值和不平衡度的對比如圖7所示。

圖7 光伏故障退出下節(jié)點(diǎn)電壓幅值和不平衡度變化曲線Fig.7 Voltage amplitude and unbalance degree of the nodes when photovoltaic exits

發(fā)生故障退出光伏的控制系統(tǒng)由于錯誤獲取PV狀態(tài)而使系統(tǒng)收斂速度大幅降低，同時影響控制效果。如節(jié)點(diǎn)13、14電壓有一定程度的下降，同時被控制組2優(yōu)化的節(jié)點(diǎn)12的不平衡度進(jìn)一步上升。通過拓?fù)渥詣幼R別獲得PV狀態(tài)并由此重新生成通信矩陣D可保持系統(tǒng)在200次迭代內(nèi)收斂，減輕故障影響，實(shí)現(xiàn)即插即用。

4.4 不同光照環(huán)境下控制方法對比仿真分析

以下以G0=0場景1、G0=0.5場景2、G0=1場景3對邊端電壓控制方法、文獻(xiàn)［11］控制方法與本地控制作對比分析。文獻(xiàn)［11］的控制分組為：控制組3構(gòu)成GQ2組；控制組2及節(jié)點(diǎn)68、69接入光伏構(gòu)成GV1組；控制組1構(gòu)成GQ1組；節(jié)點(diǎn)51、52接入光伏構(gòu)成GV3組；其余構(gòu)成GV2組。本地控制方法以本文方法算例中主導(dǎo)DG接入節(jié)點(diǎn)為受控節(jié)點(diǎn)，Vset=1.0；其他節(jié)點(diǎn)不進(jìn)行控制且不削減PV的有功功率輸出。該網(wǎng)絡(luò)下3種電壓控制方法的節(jié)點(diǎn)電壓和不平衡度如表3和圖8所示。

圖8 3種場景下節(jié)點(diǎn)電壓幅值Fig.8 voltage amplitude of the nodes under three conditions

如圖8和表3所示，邊端功率-電壓控制方法在G0=0.5、G0=1下無越限節(jié)點(diǎn)，三相節(jié)點(diǎn)UPVUR＜2%。由圖8中無光伏接入和場景1下三相節(jié)點(diǎn)電壓比較可知，在G0=0時，雖然PV無有功出力，但有大量冗余無功功率參與電壓控制與不平衡優(yōu)化，臺區(qū)整體節(jié)點(diǎn)電壓偏差和三相電壓不平衡較無PV接入減小。

表3 3種場景下三相用戶節(jié)點(diǎn)電壓不平衡度Tab.3 Voltage unbalance of three-phase node under three conditions

如表4—6所示，本地控制無法控制三相不平衡，引起配電變壓器過載。其中，G0=1時，本地控制下變壓器負(fù)載率已超過100%；因無法控制節(jié)點(diǎn)電壓越上限，出現(xiàn)大量電壓越限節(jié)點(diǎn)如圖9所示。由于文獻(xiàn)［11］的臺區(qū)首端功率僅由兩個控制組調(diào)節(jié)，控制組的光伏容量與節(jié)點(diǎn)負(fù)荷影響組內(nèi)節(jié)點(diǎn)電壓控制與功率交換控制效果，如表4—5所示，該方法控制下兩級電網(wǎng)功率交換越限。

圖9 本地控制在G0=1下節(jié)點(diǎn)電壓幅值Fig.9 Voltage amplitude of the nodes when G0=1 by localcontrol

表4 G0=0.5下3種方法的仿真結(jié)果Tab.4 Simulation results of the three methods under G0=0.5

表5 G0=1下3種方法的仿真結(jié)果Tab.5 Simulation results of the three methods under G0=1

表6 G0=0下3種方法的仿真結(jié)果Tab.6 Simulation results of the three methods under G0=0

在3種情況下，邊端功率-電壓控制方法與文獻(xiàn)［11］方法所得電壓偏差相近，在G0=1和G0=0時遠(yuǎn)低于本地控制。同時，本文方法在變壓器負(fù)載率低于100%要求下，通過控制模式變更保證可再生能

源利用率，如在G0=1時，有功功率縮減量低于文獻(xiàn)［11］方法，其中在G0=0.5下實(shí)現(xiàn)PV有功出力全消納，因此該方法有效提高臺區(qū)可再生能源消納能力。

4.5 拓?fù)渥詣幼R別下的即插即用功能

基于附錄圖A1的配電網(wǎng)系統(tǒng)，修改組2A相節(jié)點(diǎn)13、14、15、16和組3C相節(jié)點(diǎn)61、62、63、64無PV接入，一級分支中C相節(jié)點(diǎn)50、66無PV接入，臺區(qū)共接入40臺光伏發(fā)電系統(tǒng)。此時，組2、3和組5的PV接入在3個相序間存在較嚴(yán)重的不平衡，以此模擬單相PV隨機(jī)接入的極端情況。在G0=0、G0=0.5、G0=1時部分三相節(jié)點(diǎn)電壓平衡度和節(jié)點(diǎn)電壓幅值如圖10和表7所示。

圖10 40臺PV接入系統(tǒng)在3種光照下節(jié)點(diǎn)電壓幅值Fig.10 Nodes voltage amplitude under three irradiance when accessing 40 PVs

表7 40臺PV接入系統(tǒng)三相用戶節(jié)點(diǎn)電壓平衡度Tab.7 Voltage balance of three-phase when accessing 40 PVs

由于接入相序嚴(yán)重不均，且可調(diào)節(jié)功率減少，本文方法在控制不均勻隨機(jī)接入40臺PV的臺區(qū)節(jié)點(diǎn)電壓偏差較40臺接入大，如表7所示。為了滿足不平衡控制，在G0=0下對節(jié)點(diǎn)電壓抬升度較小。但本文方法對整體臺區(qū)電壓幅值控制和三相用戶節(jié)點(diǎn)不平衡度改善仍表現(xiàn)出良好的效果。

5 結(jié)論

本文針對低壓配電網(wǎng)在PV高滲透下反向潮流引起低壓運(yùn)行問題，考慮對網(wǎng)絡(luò)拓?fù)洹⑼ㄐ艞l件的依賴性和可再生能源消納，提出了低壓配電網(wǎng)邊端功率-電壓控制方法。結(jié)論如下。

1）通過拓?fù)渥詣幼R別的方法與智能終端共同建立“臺區(qū)智能終端-分支監(jiān)測終端-用戶表箱-PV設(shè)備”分布式通信架構(gòu)，可進(jìn)一步降低臺區(qū)控制對網(wǎng)絡(luò)拓?fù)涞囊蕾嚩龋瑢?shí)現(xiàn)即插即用。

2）分布式通信架構(gòu)下低壓配電網(wǎng)多模態(tài)控制模型可進(jìn)一步提高臺區(qū)對分布式能源的消納能力。在提出的受控節(jié)點(diǎn)原則與權(quán)值優(yōu)化下，系統(tǒng)的收斂性與穩(wěn)定性得到證明。

3）在配電變壓器運(yùn)行約束下的全光伏功率控制方法實(shí)現(xiàn)功率精準(zhǔn)控制，有效避免了大量功率倒送導(dǎo)致配電變壓器過載的問題。