CN109586303A - 一种配电网区域电压分布式协调控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种配电网区域电压分布式协调控制方法及系统。该方法包括：确定在无光照、最大负荷且电压损失率小于设定值时，线路调压器在输电线路上的安装位置；以各线路调压器的安装位置为界限将输电线路划分为多个区域；建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型；采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压；根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定线路调压器的档位，对配电网各区域的电压进行调控。本发明能够解决包含高渗透率光伏的配电网的电源与负荷时空不匹配以及电压越限问题。

Description

一种配电网区域电压分布式协调控制方法及系统

技术领域

本发明涉及含高渗透率光伏的配电网的电压调节领域，特别是涉及一种配电网区域电压分布式协调控制方法及系统。

背景技术

针对高渗透率光伏接入配电网带来的调压问题，配电网区域电压分布式协调控制是以电压合格为前提条件，以网损和光伏发电损失成本最小为目标的分区协调优化，现有技术分别采用集中式、分散式和分布式优化方法，下面对分布式电源并网的电压调节技术分别进行详细说明。

随着分布式光伏接入配电网的功率渗透率逐渐提高，对于较长线路的配电网，当光伏出力较大而负荷需求较小时，多余的光伏有功功率向上倒送，出现了馈线电压超越上限的情景；无光照时，长线路重载又会出现馈线电压低于下限的情况。为了解决电压越限问题，建立了包含光伏变流器输出功率等的综合优化调度模型。由于电压和功率注入的二次关系，电力系统的这一模型实际上是求解配电网最优潮流的混合整数非凸非线性优化问题。

解决上述问题的优化算法大致有三类：集中式、分散式和分布式。在集中式控制中，中央控制器采集配电网全局信息进行优化，虽然调节效果较好，但需要良好的通信设施和详细的网络模型，依赖于中央控制器的工作可靠性，鲁棒性较差。另一方面，随着电力市场的发展，区域配电网归属于不同的配电运营商，优化算法需要加强隐私保护，并提高对网络优化的灵活性和可扩展性。在分散式控制中，各控制单元利用本地信息独立调节，无中央控制器，控制速度较快，投资成本较低，但由于信息较少调压效果有限。在分布式控制中，区域控制器一方面通过区域局部目标函数和局部约束进行优化，另一方面可以获取相邻区域向其分享的信息，进行区域分布式协调优化控制，在不断协调迭代的过程中实现满足全局约束并优化全局目标函数的最优策略。

区域内集中优化是NP难问题。利用直流潮流约分对优化模型进行凸化处理，但计算误差较大。为弥补直流潮流方程的计算偏差，在并行优化后各区域采用潮流计算更新边界数据。在利用半定松弛和二阶锥松弛对优化模型进行凸化处理后，之所以能够得到精确解，是因为目标函数仅为网损最小，能够满足锥松弛的准确性条件，但是对于含高渗透率分布式光伏的配电网，仅以网络有功损耗为目标优化光伏输出有功和无功功率会造成光伏发电损失。

随着高渗透率分布式光伏接入配电网，加剧了电源与负荷的时空不匹配和电压越限问题，有必要采用线路调压器、无功补偿装置以及并网变流器功率调节等多种技术手段，研究考虑整数变量的配电网分布式电压调节技术，提高优化算法准确性和调压效果。

发明内容

本发明的目的是提供一种配电网区域电压分布式协调控制方法及系统，以解决包含高渗透率光伏的配电网的电源与负荷时空不匹配以及电压越限问题。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种配电网区域电压分布式协调控制方法，包括：

基于潮流计算模型，确定在无光照、最大负荷且电压损失率小于设定值时，线路调压器在输电线路上的安装位置；

以各所述线路调压器的安装位置为界限将所述输电线路划分为多个区域；

基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型；

采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压；

根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定所述线路调压器的档位，对配电网各区域的电压进行调控。

可选的，在所述基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型之后，在所述采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压之前，还包括：

对各区域优化模型进行凸松弛处理。

可选的，所述基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型，具体包括：

将区域优化模型的目标函数确定为其中，Q_Cj为节点j无功补偿设备的无功输出功率；P_decj为节点j光伏的有功功率缩减量；Q_Gj为节点j光伏的无功输出功率；M_PV和M_P分别为光伏发电收益和有功功率上网电价；I_ij表示从上游节点i向节点j流出的电流；R_ij表示节点i和节点j间线路的电阻值；N表示配电网所有节点集合；

将区域优化模型的潮流约束条件确定为其中， U_i为节点i的电压幅值；P_ij、Q_ij表示从上游节点i向节点j流出的有功功率和无功功率；P_j和Q_j为节点j净负荷的有功和无功功率；X_ij表示节点i和节点j间线路的电抗值；P_Lj和Q_Lj为节点j负荷的有功功率和无功功率，包括因区域划分而形成的虚拟负荷功率；为节点j光伏有功输出功率的最大功率值；节点j光伏的实际有功输出功率P_Gj为与光伏有功缩减量P_decj的差值；

将区域优化模型的边界节点的电压约束条件确定为(1-ε)U_ref≤U_j≤(1+ε)U_ref，其中，U₀＝U_ref，U_ref为区域首节点电压幅值U₀；ε为节点电压的最大允许偏差；

将区域优化模型的光伏和无功补偿设备的安全运行约束条件确定为其中，θ＝cos^-1PF_min，θ为最小功率因数PF_min对应的角度；S_Gj为节点j光伏逆变器的容量；和Q_Cj 分别为节点j无功补偿装置输出无功功率的上限和下限。

可选的，所述对各区域优化模型进行凸松弛处理，具体包括：

用u_i替代用l_ij代替得到：

对进行二阶锥松弛处理，得到

引入割平面约束其中，k表示第k次迭代计算。

可选的，所述采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压，具体包括：

每个区域安装一个协调控制器，协调控制器对各区域进行并行优化：

根据配电网的实测数据设定区域边界数据全局变量的初值，并设定所有区域边界数据的拉格朗日乘子初值为零；

获取各区域的光伏变流器和无功补偿设备输出功率的最优解上游区域的边界数据和下游区域的边界数据其中，L^B为区域内线路的集合，C_K为区域内节点的集合，a,b,i,j表示区域内的节点，表示各区域内进行独立优化的目标函数；

根据和更新区域边界数据全局变量的初值；

根据和更新所述区域边界数据的拉格朗日乘子；

判断各区域边界数据的原始残差r^(k+1)和对偶残差s^(k+1)的无穷范数是否均小于设定阈值；

如果否，则跳转至获取区域的光伏变流器和无功补偿设备输出功率的最优解、上游区域的边界数据和下游区域的边界数据步骤；

如果是，则迭代收敛，确定迭代收敛后，区域的最优目标函数以及各区域的边界电压。

可选的，所述根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定所述线路调压器的档位，具体包括：

根据确定所述线路调压器的档位其中，U_b、U_a为区域边界电压，d_step为线路调压器SVR各档位之间的差值；

采用分支定界法结合最优目标函数对所述线路调压器的档位进行整数化处理。

本发明还提供了一种配电网区域电压分布式协调控制系统，包括：

位置确定模块，用于基于支路潮流模型，确定在无光照、最大负荷且电压损失率小于设定值时，线路调压器在输电线路上的安装位置；

区域划分模块，用于以各所述线路调压器的安装位置为界限将所述输电线路划分为多个区域；

优化模型建立模块，用于基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型；

协调优化模块，用于采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压；

档位确定模块，用于根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定所述线路调压器的档位，对配电网各区域的电压进行调控。

可选的，所述系统还包括：

凸化处理模块，用于对各区域优化模型进行凸松弛处理。

可选的，所述优化模型建立模块，具体包括：

目标函数确定单元，用于将区域优化模型的目标函数确定为其中，Q_Cj为节点j无功补偿设备的无功输出功率；P_decj为节点j光伏的有功功率缩减量；Q_Gj为节点j光伏的无功输出功率；M_PV和M_P分别为光伏发电收益和有功功率上网电价；I_ij表示从上游节点i向节点j流出的电流；R_ij表示节点i和节点j间线路的电阻值；N表示配电网所有节点集合；

第一约束条件确定单元，用于将区域优化模型的潮流约束条件确定为其中， U_i为节点i的电压幅值；P_ij、Q_ij表示从上游节点i向节点j流出的有功功率和无功功率；P_j和Q_j为节点j净负荷的有功和无功功率；X_ij表示节点i和节点j间线路的电抗值；P_Lj和Q_Lj为节点j负荷的有功功率和无功功率，包括因区域划分而形成的虚拟负荷功率；为节点j光伏有功输出功率的最大功率值；节点j光伏的实际有功输出功率P_Gj为与光伏有功缩减量P_decj的差值；

第二约束条件确定单元，用于将区域优化模型的边界节点的电压约束条件确定为(1-ε)U_ref≤U_j≤(1+ε)U_ref，其中，U₀＝U_ref，U_ref为区域首节点电压幅值U₀；ε为节点电压的最大允许偏差；

第三约束条件确定单元，用于将区域优化模型的光伏和无功补偿设备的安全运行约束条件确定为其中，θ＝cos^-1PF_min，θ为最小功率因数PF_min对应的角度；S_Gj为节点j光伏逆变器的容量；和Q_Cj分别为节点j无功补偿装置输出无功功率的上限和下限。

所述凸化处理模块，具体包括：

第一凸化处理模块单元，用于用变量u_i代表电压平方项用变量l_ij代表电流平方项得到：

第二凸化处理模块单元，用于对进行二阶锥松弛处理，得到

约束引入单元，用于引入割平面约束其中，L^B为区域内线路的集合，C_K为区域内节点的集合，a,b,i,j表示区域内的节点，表示各区域内进行独立优化的目标函数。

可选的，

所述协调优化模块，具体包括：

变量设定单元，用于根据配电网的实测数据设定区域边界数据全局变量的初值，并设定所有区域边界数据的拉格朗日乘子初值为零；

数据获取单元，用于获取各区域的光伏变流器和无功补偿设备输出功率的最优解上游区域的边界数据和下游区域的边界数据其中，

区域边界数更新单元，用于根据和更新区域边界数据全局变量的初值；

拉格朗日乘子更新单元，用于根据和更新所述区域边界数据的拉格朗日乘子；

判断单元，用于判断各区域边界数据的原始残差r^(k+1)和对偶残差s^(k+1)的无穷范数是否均小于设定阈值；

边界电压确定单元，用于当各区域边界数据的原始残差和对偶残差的无穷范数均小于设定阈值时，确定迭代收敛后区域的最优目标函数以及各区域的边界电压；

所述档位确定模块，具体包括：

档位确定单元，用于根据确定所述线路调压器的档位其中，U_b、U_a为区域边界电压，d_step为线路调压器SVR各档位之间的差值；

档位整数化单元，用于采用分支定界法结合最优目标函数对所述线路调压器的档位进行整数化处理。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：本发明提供的配电网区域电压分布式协调控制方法及系统，对传统长线路配电网络，按照无光照时最大负荷进行潮流计算，由电压损失率确定线路调压器的安装位置，据此将长线路配电网分为若干区域，不同区域之间通过区域协调控制器进行信息交互；在区域内基于支路潮流模型建立以线路有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的优化模型；采用交换方向乘子法进行分布式区域协调，采用分支定界思想确定线路调压器档位的整数解，解决了包含高渗透率光伏的配电网的电源与负荷时空不匹配以及电压越限的问题。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例配电网区域电压分布式协调控制方法流程示意图；

图2是本发明实施例中配电网区域电压分布式协调控制算法流程图；

图3是本发明实施例中某馈线的区域划分情况和分布式区域电压协调控制架构图；

图4是本发明实施例中32节点案例区域协调优化后的无功补偿量图；

图5是本发明实施例中32节点案例区域协调优化后的电压图；

图6是本发明实施例中改进IEEE123节点系统的区域划分情况和分布式区域电压协调控制架构图；

图7是本发明实施例中123节点案例区域协调优化后的有削减量图；

图8是本发明实施例中123节点案例区域协调优化后的无功补偿量图；

图9是本发明实施例中123节点案例区域协调优化后的电压图；

图10是本发明实施例中123节点案例低电压场景区域协调控制后的电压图；

图11为本发明实施例配电网区域电压分布式协调控制系统结构示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明的目的是提供配电网区域电压分布式协调控制方法及系统，以解决包含高渗透率光伏的配电网的电源与负荷时空不匹配以及电压越限问题。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

图1为本发明实施例配电网区域电压分布式协调控制方法流程示意图，如图1所示，本发明提供的配电网区域电压分布式协调控制方法步骤具体如下：

步骤101：基于潮流计算模型，确定在无光照、最大负荷且电压损失率小于设定值时，线路调压器在输电线路上的安装位置；

步骤102：以各线路调压器的安装位置为界限将输电线路划分为多个区域；

步骤103：基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型；

步骤104：对各区域优化模型进行凸松弛处理；

步骤105：采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压；

步骤106：根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定线路调压器的档位，对配电网各区域的电压进行调控。

其中，步骤101具体包括：为了确定线路调压器SVR的安装位置，按无光照时的最大负荷情况进行潮流计算，电压损失率不超过5％，即满足下式：

式中，和为为最大负荷有功功率和无功功率，r₀和x₀为线路单位长度电阻和电抗，V为线路额定电压，ΔV为电压损失率，l为线路调压器SVR安装点距离。由此可得：

步骤103具体包括：每个区域中包含一个区域协调控制器，区域协调控制器具备区域内数据采集和计算的功能，每个区域协调控制器并行优化，得到区域间协调控制所需的边界信息。区域内优化模型如下；

区域内优化模型目标函数为；

式中，Q_Cj为节点j无功补偿设备的无功输出功率；P_decj为节点j光伏的有功功率缩减量；Q_Gj为节点j光伏的无功输出功率；M_PV和M_P分别为光伏发电收益(含政府补贴)和有功功率上网电价，在中国这两个值分别为800和400元/MWh；I_ij表示从上游节点i向节点j流出的电流；R_ij表示节点i和节点j间线路的电阻值；N表示配电网所有节点集合；

区域内优化模型潮流约束条件为：

采用基于DistFlow的支路潮流模型BFM。

其中，

式中，U_i为节点i的电压幅值；P_ij、Q_ij表示从上游节点i向节点j流出的有功和无功功率，节点间关系可表示为i→j；P_j和Q_j为节点j净负荷的有功和无功功率；X_ij表示节点i和节点j间线路的电抗值；P_Lj和Q_Lj为节点j负荷的有功和无功功率，包括因区域划分而形成的虚拟负荷功率；为节点j光伏有功输出功率的最大功率值。节点j光伏的实际有功输出功率P_Gj为与光伏有功缩减量P_decj的差值；

区域内优化模型节点电压约束条件为；

U₀＝U_ref (6)

(1-ε)U_ref≤U_j≤(1+ε)U_ref (7)

式中，U_ref为区域首节点电压幅值；ε为节点电压的最大允许偏差(一般设定为0.05p.u.，根据ANSIC84.1-2006标准)。

区域内优化模型光伏和无功补偿设备的安全运行约束条件为：

式中，θ＝cos^-1PF_min对应最小功率因数PF_min时的角度，本文设定功率因数最小值为0.95；S_Gj为节点j光伏逆变器的容量；和Q_Cj分别为节点j无功补偿装置输出无功功率的上限和下限；

步骤104具体包括：由于电压和功率注入的二次关系和SVR档位与电压的乘积项，原始优化模型是非凸的，不能直接应用于交替方向乘子算法ADMM。因此，将电压平方项用u_i代替，电流平方项用l_ij代替，则转化为：

由于存在变量的乘积，式(11)仍然为非凸项，经二阶锥松弛，将其凸化为下式：

在光伏高渗透率运行条件下，目标函数(9)会使得松弛约束(13)不再满足松弛精度，因此需要加入割平面约束以保证锥松弛的有效性：

式中，

式中，上标k表示第k次迭代计算。

经过以上处理，原始优化模型转化为二阶锥规划模型，可以由凸优化的方法快速精确求解。

步骤105和步骤106的具体流程如图2所示：

步骤105具体包括：区域控制器具备区域内数据采集、计算和区域间通信的功能。区域协调控制器在自治优化模型基础上，采用ADMM实现区域间的分布式协调优化，基于ADMM的区域之间分布式协调优化的具体步骤说明如下：

5.1)初始化。根据配电网的实测数据设定区域边界数据全局变量的初值并设定所有区域边界数据的拉格朗日乘子初值为零；

5.2)各区域进行区域内独立优化，求得区域内光伏变流器和无功补偿设备输出功率的最优解以及与上游区域间的边界数据和与下游区域间的边界数据区域内独立优化的约束条件包括式(4)、(6)、(8)、(9)、(11)和(13)-(16)；

5.3)相邻区域交换区域边界数据。区域C_K分别向上游和下游相邻区域发送区域边界数据和接收上游区域的和下游区域的

5.4)基于接收的区域边界信息，各区域就地更新边界信息的全局变量。区域C_K分别利用式(18)和(19)更新与上游和下游区域间的边界信息全局值；

5.5)基于接收的区域边界数据，各区域就地更新边界数据的拉格朗日乘子。区域C_K分别利用式(20)和(21)与上游和下游区域间边界数据的拉格朗日乘子；

5.6)各区域计算区域间边界数据的原始残差和对偶残差，并利用分布式通信获得其他区域的边界数据残差；

5.7)重复步骤(5.2)-(5.6)直至区域边界数据原始残差r^(k+1)和对偶残差s^(k+1)的无穷范数均小于设定的阈值δd；

步骤106具体包括：

6.1)用ADMM进行分布式协调优化迭代收敛后，得到最优目标函数f₀和各个区域的边界电压值U_b和U_a，据此得到相邻区域边界理想的SVR档位公式(22)中，d_step为线路调压器SVR各档位之间的差值

6.2)档位往往是实数值，不满足档位的整数约束，从中任选一个不妨选从上游起第一个不满足整数约束的档位，构造两个约束条件，并转化为相邻区域边界电压的约束：

将上式分别加入松弛问题RP，将RP分成两个后继问题RP1和RP2，不考虑整数条件要求，按5.1中方法求解RP1和RP2。根据需要各后继问题可用类似的方法进行分支，如此不断继续，直到获得各整数档位的最优解；

6.3)以每个后继子问题为一分支并标明求解的结果，与其他问题的解的结果一道，找出最优目标函数值最小者作为新的下界，替换f₀，从已符合档位整数条件的各分支中，找出目标函数值为最小者作为新的上界f^*，即有f^*≥f≥f₀；

6.4)各分支的最优目标函数中若有大于f^*者，则剪掉这一支；若小于f^*，且不符合整数条件，则重复步骤(6.2)，一直到最后得到最优目标函数值f^*＝f为止，从而得到档位最优整数解

下面结合具体实施例对本发明进行进一步的描述：

实施例一：32节点实际10kV配电网

如图3所示，选取中国某农村电网一条含高渗透率分布式光伏的10kV线路对所提区域电压控制策略进行验证。首端节点电压为1.0p.u.，无光照满负荷运行时，节点6处电压为0.9433p.u.，节点22处电压为0.9503p.u.，电压损失率均约为5％，设置线路调压器，将配电网分为三个区域，区域划分结果如图3所示。

表1可控光伏变流器和无功补偿设备参数

光伏装机总容量约为2.22MVA，分布于18个节点。其中12个节点的光伏变流器功率可控，而无功补偿设备安装节点有4个，具体参数如表1所示。该条线路上的光伏安装容量虽不大，但因地处农村负荷功率较小，所以在正午时刻普遍存在功率倒送情况。

根据该地的历史运行数据，2016年11月4号中午12：30，该条线路上发生严重的过电压，所有节点的净负荷功率为1.23MW，光伏输出有功功率约为安装容量的75％，配电站出口母线0的电压约为1.03p.u.。此时网络中节点电压幅值高于1.05p.u.的比例高达64.5％。

线路调压器的电压调节范围是32个档位调压，每档调压幅度为目标电压的0.625％。设置初始惩罚参数ρ＝10⁶。求解过程如下：

(1)求松弛问题RP的节点3和22之间以及节点5和6之间的线路调压器档位最优实数解为目标函数为f₀＝11.4639。按条件和将问题RP分解成子问题RP1和RP2，并赋它们下界为11.4639。

(2)求松弛子问题RP1得：f₁＝54.4851；求松弛子问题RP2得：f₂＝11.4691；min{f₁,f₂}＝f₂。中所以按条件和将问题RP2分解成子问题RP3和RP4，并赋它们下界为11.4691。

(3)求松弛子问题RP3得：f₃＝36.6984；求松弛子问题RP4得：f₄＝11.5744；min{f₃,f₄}＝f₄。由于和是满足线路调压器档位整数约束的可行解，所以置f^*＝11.5744为上界。

(4)由于f₁＞f^*，所以RP1没有继续分支求解的必要，至此求得线路调压器最优解为最优目标函数值为f＝f₄＝11.5744。

区域1与区域2之间的线路调压器档位为+1，区域1与区域3之间的线路调压器档位为0。在区域间分布式协调优化过程中，各区域会不断调整区域内光伏和无功补偿设备的有功和无功输出功率，最终收敛到全局最优解。区域间分布式协调优化后，各光伏的无功补偿量和无功设备的无功补偿量如图4所示，各节点电压如图5所示。光伏的有功缩减总量为0，无功补偿总量为398.1187kvar，而系统最高电压幅值位于节点17为1.05p.u.。与集中优化对比的结果如下表2所示，可见区域协调优化能达到与集中优化相近的控制效果，保证了控制精度。

表2节点案例区域协调与集中优化结果对比

调控结果	集中优化	区域协调
			目标函数(元)	11.5558	11.5744
光伏变流器有功削减功率(kW)	0	0
			光伏变流器无功功率(kvar)	351.7304	398.1187
无功设备无功功率(kvar)	381.5035	400
			最高电压(p.u./节点)	1.05/17	1.05/17
线路调压器档位(区域1-3/区域1-2)	0/+1	0/+1

实施例二：改进IEEE123节点配电网

为了验证本发明方法在更大规模网络上的适用性，选取改进的IEEE123节点系统进行分析。首端节点电压为1.0p.u.，无光照满负荷运行时，节点19处电压为0.9467p.u.，节点68处电压为0.8963p.u.，电压损失率均约为5％，设置线路调压器，将配电网分为三个区域，区域划分结果如图6所示。

A过电压场景

某场景中，配电站首节点电压为1.04p.u.，12个分布式光伏接近满容量发电，光伏安装容量和安装位置如下表3所示。

表3分布式光伏的安装容量和位置

安装节点	安装容量/MVA
		13、108、115	0.6
57、83、100	0.8
		23、64、75	1.0
33、43、93	1.2

线路调压器的电压调节范围是32个档位调压，每档调压幅度为目标电压的0.625％，设定罚参数ρ＝100。区域1与区域2之间的线路调压器档位为+1，区域1与区域3之间的线路调压器档位为+2,区域3与区域4之间的线路调压器档位为+1。区域间分布式协调优化后，各光伏的有功削减量如图7所示，无功补偿量如图8所示，各节点电压如图9所示。光伏的有功缩减总量为28.5364kW，无功补偿总量为836.9341kvar，而系统最高电压幅值为1.05p.u.，位于节点13和23。

与集中优化对比结果如下表4所示，可见区域协调优化能达到与集中优化相近的控制效果，保证了控制精度。

表4123节点案例区域协调与集中优化结果对比

调控结果	集中优化	区域协调
			目标函数(元)	276.2279	276.2296
光伏变流器无功功率(kvar)	839.577	836.9341
			光伏变流器有功削减功率(kW)	28.3993	28.5364
最高电压(p.u./节点)	1.05/13/23	1.05/13/23
			线路调压器档位(区域1-2/区域1-3/区域3-4)	+1/+2/+1	+1/+2/+1

B低电压场景

无光照时没有光伏出力，传统长线路配电网在负荷较大时容易出现馈线电压低于下限的问题。某场景中配电站首节点电压为1.04p.u.，部分节点电压低于下限0.95p.u.，在低电压场景中，调节线路调压器即可改善电压。

区域1与区域2之间的线路调压器档位为-7，区域1与区域3之间的线路调压器档位为-7，区域3与区域4之间的线路调压器档位为-5。与集中优化对比结果如下表5和图10所示，可见区域协调优化能达到与集中优化相近的控制效果，保证了控制精度。

表5 123节点案例低电压场景区域协调与集中优化结果对比

调控结果	集中优化	区域协调
			目标函数(元)	46.6860	46.6866
最低电压(p.u./节点)	0.9990/18	0.9990/18
			线路调压器档位(区域1-2/区域1-3/区域3-4)	-7/-7/-5	-7/-7/-5

针对长线路配电网中的电压越限问题，本发明利用网络特性配置线路调压器并分区，区域内建立以网损和光伏发电损失总成本最小为优化目标的优化模型，相邻区域间交互区域边界的电压、功率和残差等信息，各区域通过交替方向乘子法和分支定界思想并行优化，确定线路调压器档位和光伏变流器输出功率的优化控制结果。本发明用区域边界电压线性不等式约束解决了线路调压器档位整数约束的非凸性，保证了分布式协调优化的收敛性。实际32节点案例和改进IEEE123节点系统的仿真结果表明，本发明控制方法既能解决重载低电压问题，又能解决高渗透率光伏过电压问题，线路调压器抽头动作减少甚至避免了光伏发电损失，控制效果与集中优化相近。

本发明还提供了一种配电网区域电压分布式协调控制系统，如图11所示，该系统包括：

位置确定模块1101，用于基于支路潮流模型，确定在无光照、最大负荷且电压损失率小于设定值时，线路调压器在输电线路上的安装位置；

区域划分模块1102，用于以各线路调压器的安装位置为界限将输电线路划分为多个区域；

优化模型建立模块1103，用于基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型；

凸化处理模块1104，用于对各区域优化模型进行凸松弛处理。

协调优化模块1105，用于采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压；

档位确定模块1106，用于根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定线路调压器的档位，对配电网各区域的电压进行调控。

其中，优化模型建立模块1103，具体包括：

目标函数确定单元，用于将区域优化模型的目标函数确定为其中，Q_Cj为节点j无功补偿设备的无功输出功率；P_decj为节点j光伏的有功功率缩减量；Q_Gj为节点j光伏的无功输出功率；M_PV和M_P分别为光伏发电收益和有功功率上网电价；I_ij表示从上游节点i向节点j流出的电流；R_ij表示节点i和节点j间线路的电阻值；N表示配电网所有节点集合；

第一约束条件确定单元，用于将区域优化模型的潮流约束条件确定为其中， U_i为节点i的电压幅值；P_ij、Q_ij表示从上游节点i向节点j流出的有功功率和无功功率；P_j和Q_j为节点j净负荷的有功和无功功率；X_ij表示节点i和节点j间线路的电抗值；P_Lj和Q_Lj为节点j负荷的有功功率和无功功率，包括因区域划分而形成的虚拟负荷功率；为节点j光伏有功输出功率的最大功率值；节点j光伏的实际有功输出功率P_Gj为与光伏有功缩减量P_decj的差值；

第二约束条件确定单元，用于将区域优化模型的边界节点的电压约束条件确定为(1-ε)U_ref≤U_j≤(1+ε)U_ref，其中，U₀＝U_ref，U_ref为区域首节点电压幅值U₀；ε为节点电压的最大允许偏差；

第三约束条件确定单元，用于将区域优化模型的光伏和无功补偿设备的安全运行约束条件确定为其中，θ＝cos^-1PF_min，θ为最小功率因数PF_min对应的角度；S_Gj为节点j光伏逆变器的容量；和Q_Cj分别为节点j无功补偿装置输出无功功率的上限和下限。

凸化处理模块1104，具体包括：

第一凸化处理模块单元，用于用变量u_i代表电压平方项用变量l_ij代表电流平方项得到：

第二凸化处理模块单元，用于对进行二阶锥松弛处理，得到

约束引入单元，用于引入割平面约束其中，k表示第k次迭代计算。

可选的，

协调优化模块1105，具体包括：

变量设定单元，用于根据配电网的实测数据设定区域边界数据全局变量的初值，并设定所有区域边界数据的拉格朗日乘子初值为零；

数据获取单元，用于获取各区域的光伏变流器和无功补偿设备输出功率的最优解上游区域的边界数据和下游区域的边界数据其中，L^B为区域内线路的集合，C_K为区域内节点的集合，a,b,i,j表示区域内的节点，表示各区域内进行独立优化的目标函数；

区域边界数更新单元，用于根据和更新区域边界数据全局变量的初值；

拉格朗日乘子更新单元，用于根据和更新区域边界数据的拉格朗日乘子；

判断单元，用于判断各区域边界数据的原始残差r^(k+1)和对偶残差s^(k+1)的无穷范数是否均小于设定阈值；

边界电压确定单元，用于当各区域边界数据的原始残差和对偶残差的无穷范数均小于设定阈值时，确定迭代收敛后区域的最优目标函数以及各区域的边界电压；

档位确定模块1106，具体包括：

档位确定单元，用于根据确定线路调压器的档位其中，U_b、U_a为区域边界电压，d_step为线路调压器SVR各档位之间的差值；

档位整数化单元，用于采用分支定界法结合最优目标函数对线路调压器的档位进行整数化处理。

本发明利用长线路配电网沿馈线电压降落较大的特点，根据电压损失率设置SVR对配电网进行分区。区域内部的优化充分利用调压资源，综合考虑无功补偿设备、光伏变流器无功功率和SVR档位等，区域间用分布式交替方向乘子法实现区域协调。线路调压器的引入减少了光伏发电损失。而且，针对SVR约束中档位变量和电压变量相乘引入的非凸性，本发明先忽略档位变量整数约束求解原问题的松弛问题，相邻区域间一致性约束只考虑功率平衡，经协调迭代得到理想的SVR档位最优实数解，然后用分支定界思想将其转化为区域边界电压的线性不等式约束，加入松弛问题继续求解，直至得到档位最优整数解。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种配电网区域电压分布式协调控制方法，其特征在于，包括：

基于潮流计算模型，确定在无光照、最大负荷且电压损失率小于设定值时，线路调压器在输电线路上的安装位置；

以各所述线路调压器的安装位置为界限将所述输电线路划分为多个区域；

基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型；

采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压；

根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定所述线路调压器的档位，对配电网各区域的电压进行调控。

2.根据权利要求1所述的配电网区域电压分布式协调控制方法，其特征在于，在所述基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型之后，在所述采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压之前，还包括：

对各区域优化模型进行凸松弛处理。

3.根据权利要求2所述的配电网区域电压分布式协调控制方法，其特征在于，所述基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型，具体包括：

将区域优化模型的目标函数确定为其中，Q_Cj为节点j无功补偿设备的无功输出功率；P_decj为节点j光伏的有功功率缩减量；Q_Gj为节点j光伏的无功输出功率；M_PV和M_P分别为光伏发电收益和有功功率上网电价；I_ij表示从上游节点i向节点j流出的电流；R_ij表示节点i和节点j间线路的电阻值；N表示配电网所有节点集合；

将区域优化模型的潮流约束条件确定为其中， U_i为节点i的电压幅值；P_ij、Q_ij表示从上游节点i向节点j流出的有功功率和无功功率；P_j和Q_j为节点j净负荷的有功和无功功率；X_ij表示节点i和节点j间线路的电抗值；P_Lj和Q_Lj为节点j负荷的有功功率和无功功率，包括因区域划分而形成的虚拟负荷功率；为节点j光伏有功输出功率的最大功率值；节点j光伏的实际有功输出功率P_Gj为与光伏有功缩减量P_decj的差值；

将区域优化模型的边界节点的电压约束条件确定为(1-ε)U_ref≤U_j≤(1+ε)U_ref，其中，U₀＝U_ref，U_ref为区域首节点电压幅值U₀；ε为节点电压的最大允许偏差；

将区域优化模型的光伏和无功补偿设备的安全运行约束条件确定为其中，θ＝cos^-1PF_min，θ为最小功率因数PF_min对应的角度；S_Gj为节点j光伏逆变器的容量；和Q_Cj 分别为节点j无功补偿装置输出无功功率的上限和下限。

4.根据权利要求3所述的配电网区域电压分布式协调控制方法，其特征在于，所述对各区域优化模型进行凸松弛处理，具体包括：

用变量u_i代表电压平方项用变量l_ij代表电流平方项得到：

对进行二阶锥松弛处理，得到

引入割平面约束其中，k表示第k次迭代计算。

5.根据权利要求3所述的配电网区域电压分布式协调控制方法，其特征在于，所述采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压，具体包括：

每个区域安装一个协调控制器，协调控制器对各区域进行并行优化：

根据配电网的实测数据设定区域边界数据全局变量的初值，并设定所有区域边界数据的拉格朗日乘子初值为零；

获取各区域的光伏变流器和无功补偿设备输出功率的最优解上游区域的边界数据和下游区域的边界数据其中，L^B为区域内线路的集合，C_K为区域内节点的集合，a,b,i,j表示区域内的节点，表示各区域内进行独立优化的目标函数；

根据和更新区域边界数据全局变量的初值；

根据和更新所述区域边界数据的拉格朗日乘子；

判断各区域边界数据的原始残差r^(k+1)和对偶残差s^(k+1)的无穷范数是否均小于设定阈值；

如果否，则跳转至获取区域的光伏变流器和无功补偿设备输出功率的最优解、上游区域的边界数据和下游区域的边界数据步骤；

如果是，则迭代收敛，确定迭代收敛后，区域的最优目标函数以及各区域的边界电压。

6.根据权利要求1所述的配电网区域电压分布式协调控制方法，其特征在于，所述根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定所述线路调压器的档位，具体包括：

根据确定所述线路调压器的档位其中，U_b、U_a为区域边界电压，d_step为线路调压器SVR各档位之间的差值；

采用分支定界法结合最优目标函数对所述线路调压器的档位进行整数化处理。

7.一种配电网区域电压分布式协调控制系统，其特征在于，包括：

位置确定模块，用于基于支路潮流模型，确定在无光照、最大负荷且电压损失率小于设定值时，线路调压器在输电线路上的安装位置；

区域划分模块，用于以各所述线路调压器的安装位置为界限将所述输电线路划分为多个区域；

优化模型建立模块，用于基于支路潮流模型，建立以区域内输电线路的有功损耗和光伏发电损失总成本最小为优化目标的区域优化模型；

协调优化模块，用于采用交替方向乘子法进行区域间的分布式协调优化，确定分布式协调优化后各区域优化模型的最优目标函数以及各区域的边界电压；

档位确定模块，用于根据各区域的边界电压以及最优目标函数，采用分支定界法确定所述线路调压器的档位，对配电网各区域的电压进行调控。

8.根据权利要求7所述的配电网区域电压分布式协调控制系统，其特征在于，所述系统还包括：

凸化处理模块，用于对各区域优化模型进行凸松弛处理。

9.根据权利要求8所述的配电网区域电压分布式协调控制系统，其特征在于，所述优化模型建立模块，具体包括：

目标函数确定单元，用于将区域优化模型的目标函数确定为其中，Q_Cj为节点j无功补偿设备的无功输出功率；P_decj为节点j光伏的有功功率缩减量；Q_Gj为节点j光伏的无功输出功率；M_PV和M_P分别为光伏发电收益和有功功率上网电价；I_ij表示从上游节点i向节点j流出的电流；R_ij表示节点i和节点j间线路的电阻值；N表示配电网所有节点集合；

第一约束条件确定单元，用于将区域优化模型的潮流约束条件确定为其中， U_i为节点i的电压幅值；P_ij、Q_ij表示从上游节点i向节点j流出的有功功率和无功功率；P_j和Q_j为节点j净负荷的有功和无功功率；X_ij表示节点i和节点j间线路的电抗值；P_Lj和Q_Lj为节点j负荷的有功功率和无功功率，包括因区域划分而形成的虚拟负荷功率；为节点j光伏有功输出功率的最大功率值；节点j光伏的实际有功输出功率P_Gj为与光伏有功缩减量P_decj的差值；

第二约束条件确定单元，用于将区域优化模型的边界节点的电压约束条件确定为(1-ε)U_ref≤U_j≤(1+ε)U_ref，其中，U₀＝U_ref，U_ref为区域首节点电压幅值U₀；ε为节点电压的最大允许偏差；

第三约束条件确定单元，用于将区域优化模型的光伏和无功补偿设备的安全运行约束条件确定为其中，θ＝cos^-1PF_min，θ为最小功率因数PF_min对应的角度；S_Gj为节点j光伏逆变器的容量；和Q_Cj 分别为节点j无功补偿装置输出无功功率的上限和下限。

所述凸化处理模块，具体包括：

第一凸化处理模块单元，用于用变量u_i代表电压平方项用变量l_ij代表电流平方项得到：

第二凸化处理模块单元，用于对进行二阶锥松弛处理，得到

约束引入单元，用于引入割平面约束其中，k表示第k次迭代计算。

10.根据权利要求9所述的配电网区域电压分布式协调控制系统，其特征在于，

所述协调优化模块，具体包括：

变量设定单元，用于根据配电网的实测数据设定区域边界数据全局变量的初值，并设定所有区域边界数据的拉格朗日乘子初值为零；

数据获取单元，用于获取各区域的光伏变流器和无功补偿设备输出功率的最优解上游区域的边界数据和下游区域的边界数据其中，L^B为区域内线路的集合，C_K为区域内节点的集合，a,b,i,j表示区域内的节点，表示各区域内进行独立优化的目标函数；

区域边界数更新单元，用于根据和更新区域边界数据全局变量的初值；

拉格朗日乘子更新单元，用于根据和更新所述区域边界数据的拉格朗日乘子；

判断单元，用于判断各区域边界数据的原始残差r^(k+1)和对偶残差s^(k+1)的无穷范数是否均小于设定阈值；

边界电压确定单元，用于当各区域边界数据的原始残差和对偶残差的无穷范数均小于设定阈值时，确定迭代收敛后区域的最优目标函数以及各区域的边界电压；

所述档位确定模块，具体包括：

档位确定单元，用于根据确定所述线路调压器的档位其中，U_b、U_a为区域边界电压，d_step为线路调压器SVR各档位之间的差值；

档位整数化单元，用于采用分支定界法结合最优目标函数对所述线路调压器的档位进行整数化处理。