CN106786625A - 基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，包括步骤：(1)预测并得到分布式供能系统接入点所在母线第二天24小时的电负荷需求预测信息；(2)结合预测结果，确定分布式供能系统联络线并网点的电压越限时间段范围；(3)对分布式供能系统运行模式进行优选，在电压低于0.9pu或大于1.1pu出现的时段选用电压追踪模式，在电压正常范围内时选用经济最优模式；(4)对第二天实时配电网电压控制效果进行分析，判断控制后电压的运行范围是否满足系统运行需求。本发明有效提高并网点电压波动控制效果，提高可再生能源的接纳能力，改善电能质量。

Description

基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法

技术领域

本发明属于配电网电压优化控制，控制间歇性分布式电源并网点电压波动的技术领域，特别是一种基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法。

背景技术

光伏、风电等间歇型分布式电源的功率输出受自然条件及气象条件影响，具有较强的波动性与随机性。同时，由于配电网R/X比值相比输电网有明显差异性，配电网的电压与有功无功之间的关系并不像输电网那样近似解耦，因此，高比例间歇性新能源输出功率的波动加之负荷需求的随机变化，会导致配电网末端电压波动加剧，严重影响配电网供电可靠性。针对此问题，部分学者对分布式并网点电压随机波动的抑制方法开展了研究：如文献[1-6]应用自动电压控制(AVC)通过改变分布式电源并网逆变器的无功输出，达到抑制并网点电压波动的目的，然而，分布式电源输出的无功功率受逆变器容量限制，当外界环境发生较大变化时，往往难以解决电压波动幅值较大的问题。鉴于此，一些控制方法通过引入蓄电池储能系统辅助控制(Battery energy storage control,BESC)来弥补这一缺陷，并取得了一定效果[7-9]，但仍具有一定的局限性：首先是此类方法的控制效果受限于蓄电池储能系统的容量，由于目前技术的欠缺，电池储能系统的成本依旧居高不下；同时，分布式电源的功率输出具有随机不确定性，由此会导致蓄电池储能系统的频繁冲放电，加快了蓄电池的老化过程。

对比参考文献

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发明内容

本发明的目的是针对现有技术的不足，而提出一种基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法。

本发明解决其技术问题是采取以下技术方案实现的：

一种基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，该方法在明晰分布式供能系统各单元的出力与控制特性基础上，将分布式供能系统的运行设置为分时段目标切换模式，通过分布式供能系统内的冷/热/电多能源的双目标协调优化调度来调整其并网联络线的功率需求特征，进而辅助改善配电网并网点的电压质量，该方法包括步骤如下：

(1)对分布式供能系统的冷热电负荷、分布式电源出力、电价、气价进行预测；基于预测数据信息，得到分布式供能系统接入点所在母线第二天24小时的电负荷需求预测信息；

(2)结合上述预测信息结果，利用基于前推回代法的配电网潮流计算方法进行配电网潮流计算，确定分布式供能系统联络线并网点的电压越限时间段范围，即并网点的电压越限时间段范围具体为并网点电压低于下限0.9pu或大于上限1.1pu的时段；

(3)对分布式供能系统运行模式进行优选，在电压低于0.9pu或大于1.1pu出现的时段选用电压追踪模式，在电压正常范围内，即大于0.9pu，小于1.1pu范围内时选用经济最优模式，以保障电压的安全运行要求；

(4)对第二天实时配电网电压控制效果进行分析，判断控制后电压的运行范围是否大于0.9pu且小于1.1pu，满足系统运行需求，进而对下一个周期内分布式供能系统的冷热电负荷、分布式电源出力、电价、气价进行预测，然后重复进行步骤(2)至步骤(4)。

而且，所述步骤(1)中的进行预测对于光伏发电系统，是利用气象历史数据预测第二天光照强度在一天内的变化情况，进而利用光伏发电系统光照强度与有功功率间的数学模型对有功功率进行预测；对于冷热电负荷，基于历史用能负荷数据进行预测；对于电价、气价，利用历史价格数据进行预测。

而且，所述步骤(3)中两种模式切换，描述经济模式和电压追踪模式下的最优潮流模型，

①目标函数建立

分布式供能系统经济最优模式的目标函数如式(1)：

式中，C₁表示该模式下的成本函数；C_ph,i表示第i小时的配网电价预测值；P_i表示第i小时从配电网输入的电功率值；C_gas,i表示第i小时的天然气价预测值；P_MT,i第i小时微燃机输出的电功率；η_MT表示微燃机的发电效率；C_{MT_m}表示折算到单位功率的微燃机硬件成本；P_HP,i表示第i小时热泵的消耗功率；C_{HP_m}表示折算到单位功率的热泵硬件成本；P_ES,i表示储能系统第i小时的充电或放电功率(为表述方便，用正负号区分放电和充电，以放电为正，不再沿用3.2节变量形式)；C_{ES_m}表示折算到单位功率的储能系统硬件成本；P_PV,i表示第i小时光伏的功率，C_{PV_m}表示折算到单位功率的光伏硬件成本。

电压追踪模式的目标函数如式(2)

式中，C₂为电压追踪模式的目标函数，U_i为第i小时的配电网联络线并网点电压值，U_SET为配电网联络线并网点的电压设定值，标幺值一般取1.0p.u.

②等式约束

等式约束包括配电网的潮流约束、分布式供能系统内部电负荷约束、热负荷约束以及储能系统约束，

潮流约束数学表达式为式(3)与式(4)：

式中，P_Gi是节点i处有功电源注入有功功率；P_Li是节点i处有功负荷；Q_Gi是节点i处无功电源注入无功功率；Q_Li是节点i处无功负荷。

分布式供能系统内部电负荷约束数学表达式为式(5)

P_i+P_MT,i-P_HP,i+P_PV,i+P_ES,i-P_{E_load,i}＝0 (5)

式中，P_{E_load,i}表示第i小时分布式供能系统内的电负荷。

分布式供能系统内部热负荷平衡约束数学表达式为式(6)

P_MT,iη_{H_E}+P_HP,iCOP_HP,heat-P_{H_load,i}＝0 (6)

式中，η_H-E表示热电联供系统供出热—电功率比，P_MT,iη_{H_E}表示第i小时由热电联供系统提供的热功率；COP_HP,heat表示热泵制热能效比，P_HP,iCOP_HP,heat表示第i小时由热泵提供的热功率；P_{H_load,i}表示第i小时分布式供能系统内的热负荷。

储能平衡约束数学表达式为式(7)

③不等式约束

不等式约束包括各设备的功率约束及储能系统的荷电状态约束，表示为如下的约束不等式：

式中，表示热电联供系统额定电功率输出，表示储能系统最大充电功率，表示储能系统最大放电功率。

而且，所述步骤(3)中的经济最优模式是指联络线并网点电压幅值在安全范围以内，在满足用户电、热需求的前提下，基于分时电价/气价的经济参数，优化调度分布式供能系统内部各设备运行状态，实现该阶段内分布式供能系统总成本最小，即经济最优。

而且，所述步骤(3)中的电压追踪模式是指并网点电压超越预定安全范围后，在满足用户电、热需求的前提下，基于配电网潮流计算结果，通过优化分布式供能系统内部各设备的有功出力，使得分布式供能系统联络线并网点实际电压持续追踪电压设定值，即维持该联络电压与电压设定值之差最小。

本发明的优点和积极效果是：

本发明提出一种基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，可充分挖掘配电网用户侧的可调控资源的电压控制响应潜力，而在外界环境发生较大扰动时，有效提高并网点电压波动控制效果，提高可再生能源的接纳能力，改善电能质量。

附图说明

图1是本发明分布式供能系统两种运行模式切换示意图；

图2是分布式供能系统接入配电网示意图；

图3是分布式供能系统结构图；

图4是分布式供能系统电负荷、热负荷预测值示意图；

图5是分布式供能系统的光伏出力预测值示意图；

图6是分布式供能系统面临电价、气价预测值示意图；

图7是自然潮流状态下分布式供能系统各设备出力情况示意图；

图8是自然潮流下分布式供能系统联络线并网点电压值示意图；

图9是分布式供能系统经济最优模式下各设备出力情况示意图；

图10是分布式供能系统电压追踪模式下各设备出力情况示意图；

图11是经济最优模式与电压追踪模式下联络线电压值示意图；

图12是双目标协调模式与自然潮流下联络线并网点电压值示意图；

图13是本发明方法实施方式示意图。

具体实施方式

以下对本发明实施例做进一步详述：需要强调的是，本发明所述的实施例是说明性的，而不是限定性的，因此本发明并不限于具体实施方式中所述的实施例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其它实施方式，同样属于本发明保护的范围。

一种基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，如图13所示，该方法在明晰分布式供能系统各单元的出力与控制特性基础上，将分布式供能系统的运行设置为分时段目标切换模式，通过分布式供能系统内的冷/热/电多能源的双目标协调优化调度来调整其并网联络线的功率需求特征，进而辅助改善配电网并网点的电压质量，该方法包括步骤如下：

(1)对分布式供能系统的冷热电负荷、分布式电源出力、电价、气价进行预测；基于预测数据信息，得到分布式供能系统接入点所在母线第二天24小时的电负荷需求预测信息；

其中，对于光伏发电系统，首先利用气象历史数据预测第二天光照强度在一天内的变化情况，进而利用光伏发电系统光照强度与有功功率间的数学模型对有功功率进行预测；对于冷热电负荷，基于历史用能负荷数据进行预测；对于电价、气价，利用历史价格数据进行预测。

(2)结合上述预测信息结果，利用基于前推回代法的配电网潮流计算方法进行配电网潮流计算，确定分布式供能系统联络线并网点的电压越限时间段范围，即并网点的电压越限时间段范围具体为并网点电压低于下限0.9pu或大于上限1.1pu的时段，如图8中所示，在负荷高峰时段8时-19时之间，并网点电压低于0.9pu；

(3)对分布式供能系统运行模式进行优选，在电压低于0.9pu或大于1.1pu出现的时段选用电压追踪模式，在电压正常范围内，即大于0.9pu，小于1.1pu范围内时选用经济最优模式，以保障电压的安全运行要求；

上述两种模式切换，如图1所示，以包含光伏、储能、微燃机与热泵等设备的典型分布式供能系统为例，描述经济模式和电压追踪模式下的最优潮流模型，

①目标函数建立

分布式供能系统经济最优模式的目标函数如式(1)：

式中，C₁表示该模式下的成本函数；C_ph,i表示第i小时的配网电价预测值；P_i表示第i小时从配电网输入的电功率值；C_gas,i表示第i小时的天然气价预测值；P_MT,i第i小时微燃机输出的电功率；η_MT表示微燃机的发电效率；C_{MT_m}表示折算到单位功率的微燃机硬件成本；P_HP,i表示第i小时热泵的消耗功率；C_{HP_m}表示折算到单位功率的热泵硬件成本；P_ES,i表示储能系统第i小时的充电或放电功率(为表述方便，用正负号区分放电和充电，以放电为正，不再沿用3.2节变量形式)；C_{ES_m}表示折算到单位功率的储能系统硬件成本；P_PV,i表示第i小时光伏的功率，C_{PV_m}表示折算到单位功率的光伏硬件成本。

电压追踪模式的目标函数如式(2)

式中，C₂为电压追踪模式的目标函数，U_i为第i小时的配电网联络线并网点电压值，U_SET为配电网联络线并网点的电压设定值，标幺值一般取1.0p.u.

②等式约束

等式约束包括配电网的潮流约束、分布式供能系统内部电负荷约束、热负荷约束以及储能系统约束，

潮流约束数学表达式为式(3)与式(4)：

式中，P_Gi是节点i处有功电源注入有功功率；P_Li是节点i处有功负荷；Q_Gi是节点i处无功电源注入无功功率；Q_Li是节点i处无功负荷。

分布式供能系统内部电负荷约束数学表达式为式(5)

P_i+P_MT,i-P_HP,i+P_PV,i+P_ES,i-P_{E_load,i}＝0 (5)

式中，P_{E_load,i}表示第i小时分布式供能系统内的电负荷。

分布式供能系统内部热负荷平衡约束数学表达式为式(6)

P_MT,iη_{H_E}+P_HP,iCOP_HP,heat-P_{H_load,i}＝0 (6)

式中，η_H-E表示热电联供系统供出热—电功率比，P_MT,iη_{H_E}表示第i小时由热电联供系统提供的热功率；COP_HP,heat表示热泵制热能效比，P_HP,iCOP_HP,heat表示第i小时由热泵提供的热功率；P_{H_load,i}表示第i小时分布式供能系统内的热负荷。

储能平衡约束数学表达式为式(7)

③不等式约束

不等式约束包括各设备的功率约束及储能系统的荷电状态约束，表示为如下的约束不等式：

式中，表示热电联供系统额定电功率输出，表示储能系统最大充电功率，表示储能系统最大放电功率。

(4)对第二天实时配电网电压控制效果进行分析，判断控制后电压的运行范围是否大于0.9pu且小于1.1pu，满足系统运行需求，进而对下一个周期内(下一天)分布式供能系统的冷热电负荷、分布式电源出力、电价、气价进行预测，然后重复进行步骤(2)至步骤(4)。

其中，所述步骤(3)的经济最优模式是指联络线并网点电压幅值在安全范围以内，在满足用户电、热需求的前提下，基于分时电价/气价的经济参数，优化调度分布式供能系统内部各设备运行状态，实现该阶段内分布式供能系统总成本最小，即经济最优。

其中，所述步骤(3)的电压追踪模式是指并网点电压超越预定安全范围后，在满足用户电、热需求的前提下，基于配电网潮流计算结果，通过优化分布式供能系统内部各设备的有功出力，使得分布式供能系统联络线并网点实际电压持续追踪电压设定值，即维持该联络电压与电压设定值之差最小。

实例

为了验证发明所提控制方法的有效性，本文基于IEEE 33节点配电系统搭建仿真算例，分布式供能系统在长馈线末端节点(节点18)接入，如图2所示。算例所采用的分布式供能系统结构如图3所示，包含电、气、热三条母线，由光伏、储能、热泵、微燃机等设备组成，同时满足供能区域内的电负荷和热负荷需求。

本发明所提出的基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法以日前预测得到的光伏、电热负荷及电价气价数据为依据制定协调调度控制计划。我国某地区冬季某日电负荷、热负荷预测值如图4所示。光伏出力预测值如图5所示。分时电价、气价日前预测值如图6所示。

1自然状态

为与经济模式、电压追踪模式以及双目标协调控制模式形成对比，首先计算不考虑分布式供能系统互动响应能力时的各设备出力情况、成本情况以及分布式供能系统联络线并网点电压波动情况。

图7为自然潮流状态下各设备出力情况。如图7所示，不考虑分布式供能系统互动响应能力，微燃机处于停机状态，储能系统不再安排调度计划，则系统内的电负荷仅由光伏和上级配电网供给，热负荷仅由热泵系统供给。可以看出，受分布式电源波动和负荷变化影响，自然潮流状态下联络线功率波动剧烈。

图8表示自然潮流状态下联络线并网点电压值。处于馈线末端的电网节点电压水平整体较低，同时受传输功率影响，联络线电压幅值大范围波动，在负荷高峰时段(8时-19时)电压接近或越出配电网正常电压下限(0.9pu)，严重限制了系统内的供能可靠性，也对上游配电网的电压质量造成较大影响。自然潮流下，分布式供能系统的成本为2458.5元。

2经济最优模式与电压追踪模式

以式(1)为目标函数进行的最优潮流计算得到的结果是调度计划的经济最优模式，该模式下各设备的出力情况如图9所示。调度计划的电压最优模式是以式(2)为目标函数的最优潮流，该模式下各设备的出力情况如图10所示。与出力情况相对应，两种模式下的联络线电压对比情况如图11所示。

如图11所示，两种不同模式下的联络线电压值呈现出巨大的差异性。电压追踪模式下，联络线并网点电压基本维持在电压设定点，全天波动范围小；经济最优模式下，联络线并网点电压在较大范围内波动，甚至在某些时段内甚至超出电压正常范围。

考虑分布式系统的供能成本，电压追踪模式成本为2509.9元，经济最优模式成本为2335.3元。由成本对比可以发现，电压追踪模式的电压追踪效果是以舍弃一定的经济性作为代价的。

3双目标协调控制模式

为了利用分布式供能系统的互动响应能力，尽量减少对上游配电网电压质量造成的影响，同时兼顾系统供能的经济性，本发明提出一种分布式供能系统内的冷/热/电多能源的双目标协调优化调度来调整其并网联络线的功率需求特征，进而辅助改善配电网并网点的电压质量。分布式供能系统优化调度计划在电压追踪模式与经济最优模式之间切换。根据预测数据，经济最优模式下的分布式供能系统若在下一个优化周期内有电压越限可能，则转入电压追踪模式运行，以保持联络线并网点电压追踪电压设定点；若分布式供能系统下一个优化周期电压无越限可能，则从电压追踪模式转为经济最优模式，尽量削减供能成本，保持较高经济效益。

图12为上述场景中双目标协调模式与自然潮流状态所对应的联络线电压值，双目标协调模式的供能成本为2430.5元。

从图12可以看出，双目标协调模式能够维持分布式供能系统联络线并网点电压处于安全范围，保证供能系统正常运行，维护上游配电网电压质量，同时在一定程度上提高系统供能经济性。

受自然环境、生活习惯影响，配电网区域的用能行为表现出明显的季节变化性、日间变化性以及日内变化性，基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法能够为该地区的调度计划提供强有力的决策支撑作用，有效提升配电网电压质量。

Claims (5)

1.一种基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，其特征在于：该方法在明晰分布式供能系统各单元的出力与控制特性基础上，将分布式供能系统的运行设置为分时段目标切换模式，通过分布式供能系统内的冷/热/电多能源的双目标协调优化调度来调整其并网联络线的功率需求特征，进而辅助改善配电网并网点的电压质量，该方法包括步骤如下：

(1)对分布式供能系统的冷热电负荷、分布式电源出力、电价、气价进行预测；基于预测数据信息，得到分布式供能系统接入点所在母线第二天24小时的电负荷需求预测信息；

(2)结合上述预测信息结果，利用基于前推回代法的配电网潮流计算方法进行配电网潮流计算，确定分布式供能系统联络线并网点的电压越限时间段范围，即并网点的电压越限时间段范围具体为并网点电压低于下限0.9pu或大于上限1.1pu的时段；

(3)对分布式供能系统运行模式进行优选，在电压低于0.9pu或大于1.1pu出现的时段选用电压追踪模式，在电压正常范围内，即大于0.9pu，小于1.1pu范围内时选用经济最优模式，以保障电压的安全运行要求；

(4)对第二天实时配电网电压控制效果进行分析，判断控制后电压的运行范围是否大于0.9pu且小于1.1pu，满足系统运行需求，进而对下一个周期内分布式供能系统的冷热电负荷、分布式电源出力、电价、气价进行预测，然后重复进行步骤(2)至步骤(4)。

2.根据权利要求1所述的基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，其特征在于：所述步骤(1)中的进行预测对于光伏发电系统，是利用气象历史数据预测第二天光照强度在一天内的变化情况，进而利用光伏发电系统光照强度与有功功率间的数学模型对有功功率进行预测；对于冷热电负荷，基于历史用能负荷数据进行预测；对于电价、气价，利用历史价格数据进行预测。

3.根据权利要求1所述的基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，其特征在于：所述步骤(3)中两种模式切换，描述经济模式和电压追踪模式下的最优潮流模型为，

①目标函数建立

分布式供能系统经济最优模式的目标函数如式(1)：

$C_1=min\underset{i}{\overset{h}{\Σ}}\left[\begin{array}{c}{C}_{ph,i}{P}_i+C_{gas,i}\frac{P_{MT,i}}{{\mathrm{\η}}_{MT}}+P_{MT,i}{C}_{MT\_m}+...\\ +P_{HP,i}{C}_{HP\_m}+\left|P_{ES,i}\right|C_{ES\_m}+P_{PV,i}{C}_{PV\_m}\end{array}\right]---\left(1\right)$

式中，C₁表示该模式下的成本函数；C_ph,i表示第i小时的配网电价预测值；P_i表示第i小时从配电网输入的电功率值；C_gas,i表示第i小时的天然气价预测值；P_MT,i第i小时微燃机输出的电功率；η_MT表示微燃机的发电效率；C_{MT_m}表示折算到单位功率的微燃机硬件成本；P_HP,i表示第i小时热泵的消耗功率；C_{HP_m}表示折算到单位功率的热泵硬件成本；P_ES,i表示储能系统第i小时的充电或放电功率(为表述方便，用正负号区分放电和充电，以放电为正，不再沿用3.2节变量形式)；C_{ES_m}表示折算到单位功率的储能系统硬件成本；P_PV,i表示第i小时光伏的功率，C_{PV_m}表示折算到单位功率的光伏硬件成本。

电压追踪模式的目标函数如式(2)

$C_2=min{(\underset{i}{\overset{h}{\Σ}}\[{(U_i-U_{SET})}^2\])}^{\frac{1}{2}}---\left(2\right)$

式中，C₂为电压追踪模式的目标函数，U_i为第i小时的配电网联络线并网点电压值，U_SET为配电网联络线并网点的电压设定值，标幺值一般取1.0p.u.

②等式约束

等式约束包括配电网的潮流约束、分布式供能系统内部电负荷约束、热负荷约束以及储能系统约束，

潮流约束数学表达式为式(3)与式(4)：

$P_{Gi}-P_{Li}-U_i\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}+B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})=0---\left(3\right)$

$Q_{Gi}-Q_{Li}-U_i\underset{j=1}{\overset{n}{\Σ}}{U}_j(G_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij}-B_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij})=0---\left(4\right)$

式中，P_Gi是节点i处有功电源注入有功功率；P_Li是节点i处有功负荷；Q_Gi是节点i处无功电源注入无功功率；Q_Li是节点i处无功负荷。

分布式供能系统内部电负荷约束数学表达式为式(5)

P_i+P_MT,i-P_HP,i+P_PV,i+P_ES,i-P_{E_load,i}＝0 (5)

式中，P_{E_load,i}表示第i小时分布式供能系统内的电负荷。

分布式供能系统内部热负荷平衡约束数学表达式为式(6)

P_MT,iη_{H_E}+P_HP,iCOP_HP,heat-P_{H_load,i}＝0 (6)

式中，η_H-E表示热电联供系统供出热—电功率比，P_MT,iη_{H_E}表示第i小时由热电联供系统提供的热功率；COP_HP,heat表示热泵制热能效比，P_HP,iCOP_HP,heat表示第i小时由热泵提供的热功率；P_{H_load,i}表示第i小时分布式供能系统内的热负荷。

储能平衡约束数学表达式为式(7)

$\underset{i=1}{\overset{24}{\Σ}}{P}_{ES,i}=0---\left(7\right)$

③不等式约束

不等式约束包括各设备的功率约束及储能系统的荷电状态约束，表示为如下的约束不等式：

$0\≤P_{MT,i}\≤P_{MT}^R---\left(8\right)$

$0\≤P_{HP,i}\≤P_{HP}^R---\left(9\right)$

$P_{ES,C}^{\max }\≤P_{ES,i}\≤P_{ES,D}^{\max }---\left(10\right)$

${\mathrm{SOC}}_{ES}^{min}\≤{\mathrm{SOC}}_{ES,i-1}-\frac{P_{ES,i}}{W_{ES}^R}\≤{\mathrm{SOC}}_{ES}^{\max }---\left(11\right)$

式中，表示热电联供系统额定电功率输出，表示储能系统最大充电功率，表示储能系统最大放电功率。

4.根据权利要求1所述的基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，其特征在于：所述步骤(3)中的经济最优模式是指联络线并网点电压幅值在安全范围以内，在满足用户电、热需求的前提下，基于分时电价/气价的经济参数，优化调度分布式供能系统内部各设备运行状态，实现该阶段内分布式供能系统总成本最小，即经济最优。

5.根据权利要求1所述的基于分布式供能系统互动能力的配电网电压协调控制方法，其特征在于：所述步骤(3)中的电压追踪模式是指并网点电压超越预定安全范围后，在满足用户电、热需求的前提下，基于配电网潮流计算结果，通过优化分布式供能系统内部各设备的有功出力，使得分布式供能系统联络线并网点实际电压持续追踪电压设定值，即维持该联络电压与电压设定值之差最小。