基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法、系统及存储介质与流程

本发明属于光伏的配电网电压优化控制领域，特别涉及一种基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法、系统及存储介质。

背景技术：

1、随着越来越多的分布式可再生能源被整合到配电系统中形成有源配电网，新型源荷的出现增加了配电系统的时间随机性、空间分散性和大功率扰动性，其规模化接入将配电系统陷入调节失灵的困境，这特别影响到供电电压质量。其中，分布式光伏的午间大发容易导致潮流倒送，出现电压越上限问题；多类型负荷的大功率和强不确定性加剧台区重过载程度，造成严重的低电压问题。由于配电网情况复杂，不同区域的新型源荷接入情况差别较大，功率时空差异明显，因此做到电压的分区治理、就地改善变得更加重要。考虑到分布式光伏和储能系统能够共同实现有功-无功调节，通过优化储能系统的位置和容量，有源配电网可以具备更强的灵活无功电压调控指标，从而利用源荷的时空特征抵抗功率波动带来的电压越限问题。

2、分布式光伏在配电网中渗透率不断提高，其并网逆变器的无功裕度也随之猛增，成为配电网中可用于电压调节的重要治理裕量。充分挖掘并利用配电网中光伏治理裕量的无功电压调控指标，是改善电压越限、提高光伏利用率的有效途径。针对分布式光伏导致的电压越限问题，目前的调节手段分为无功补偿、限制有功输出和有功-无功综合调节3种方式。储能系统具有削峰填谷和充放电响应速度快的特点，被广泛应用于解决配电网电压控制问题。相较于光伏无功裕度，储能系统具有更好的功率调节特性，并能够凭借其有序充放电策略获取电价差收益，提高配电网运行的经济性。总的来看，配电网的治理裕量配置和全局区域划分相对简单，未充分考虑不同区域的电压特征和治理需求；光伏和储能的协同控制侧重于灵活性的改善，对电压质量关注度不够，配电系统的电压越限问题未得到明显改善。因此，需要提供一种基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法。

技术实现思路

1、针对现有技术的不足，本发明提供了一种基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法及系统，结合光伏输出功率灵活可控和光储协同调节电压的优势，进行先光伏再储能的分层电压调节，综合区域的电压特征和治理需求，实现了配电网电压的优化控制，改善了储能系统配置性能，为新能源接入配电网提供了强有力的技术支持。

2、为实现上述目的，本发明公开了如下技术方案：

3、一种基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法，其包括：

4、s1：根据配电网各节点的逆变器容量及时序有功电压输出建立评估电压质量的调节裕量方程；

5、获取配电网各节点的位置及其逆变器容量；根据典型日光照强度参数，结合光伏发电模型，通过模拟获得相应节点的时序有功电压输出；根据各节点的时序有功电压输出和逆变器容量，评估配电网中能够改善电压质量的调节裕量方程为：

6、

7、其中，为功率因数；p为光伏发电有功电压输出；q为逆变器容量；s为配电网的电压；

8、s2:划分配电网电压区域边界，确定配电网电压区域类型及电压极限节点；

9、s21：基于无功电压灵敏度和光伏电压支撑参数得到无功电压灵敏度改进的权重矩阵，建立无功电压模块度函数；

10、s22：采用导数动态时间规整分析配电网电压区域内外各节点电压时序的相似性，划分配电网无功电压区域边界；根据步骤s1中调节裕量方程，评估配电网中能够改善电压质量的调节裕量；

11、s23：根据步骤s21中的无功电压模块度函数和步骤s22中划分的配电网无功电压区域边界，采用无功电压调控指标用于电压区域分类，设定为区域内光伏裕量可调的无功功率对节点电压质量的无功电压调控指标为：

12、

13、其中，为区域rk内的无功功率灵敏度；rk为区域集合r中第k个配电网区域；k的取值范围为1到区域总数；qsub为区域rk内分布式光伏所能提供的无功补偿裕量；qneed为所需无功功率的最小值；δvi为第一节点i的电压增量；svq,ii为区域rk内第一节点i光伏的无功电压灵敏度；i为区域rk内第一节点编号；

14、当发生电压波动时，将配电网内电压区域类型分为第一电压区间、第二电压区间和第三电压区间；根据配电网电压极限节点的电压偏差和日均电压波动确定配电网电压极限节点为：

15、

16、其中，max为取变量的极大值；ud,t,i(t)为第d个典型日时段t第一节点i的电压标幺值；为第一节点i的日均电压；f1为配电网电压极限节点的电压偏差方程；f2为配电网电压极限节点的日均电压波动方程；td为第d个典型日对应的天数；δt为典型日时段增量；d为典型日总数；nt为典型日时段总数；t为典型日时段编号；n为区域rk内节点总数；d为典型日编号；

17、s3:建立基于区域配电网电压调节的储能双层优化配置模型；

18、s31：建立配电网上层储能系统规划模型，目标函数包括配电网储能系统的裕量分配及系统维护参数、系统输出性能及系统消耗裕量参数为：

19、

20、其中，min为取变量的极小值；c为配电网上层储能系统规划模型目标函数；cinv,d为配电网储能系统的裕量分配和系统维护参数；cess,d为每个典型日配电网储能系统的系统输出性能参数；cserve,d为每个典型日配电网储能系统的系统消耗裕量参数；

21、所述配电网上层储能系统规划模型需要通过储能系统充放电功率约束、储能系统倍率约束和储能系统荷电状态约束进行优化；

22、s32：建立配电网下层区域电压优化模型，目标函数为基于光伏和储能系统参与调节的配电网区域电压质量最优，根据步骤s23中的配电网电压极限节点，以配电网电压极限节点的电压偏差方程和日均电压波动方程进行评估，得到配电网下层区域电压优化模型为：

23、

24、其中，f为配电网下层区域电压优化模型目标函数；为区域rk内的配电网电压极限节点的电压偏差方程；为区域rk内的配电网电压极限节点的日均电压波动方程；

25、所述配电网下层区域电压优化模型通过功率平衡约束、潮流约束、节点电压和支路电流约束、储能电站充放电功率平衡约束、配电网与储能系统间电功率约束、区内调压裕量约束和区间边界与电压差约束进行优化；

26、s4：将储能双层优化配置模型转换为单层线性模型并进行优化求解，完成配电网电压分层控制；

27、采用卡罗需-库恩-塔克条件和最大m值算法将步骤s31中的配电网上层储能系统规划模型和步骤s32中的配电网下层区域电压优化模型构成的储能双层优化配置模型转换为单层线性模型并进行优化求解；第一层控制利用光伏并网逆变器容量参与配电网电压调控，经光伏调压得到各区域的配电网电压区域类型及电压极限节点，再通过第二层控制利用储能系统深度调控电压,完成先光伏再储能的分层电压调节。

28、可优选的，步骤s21中基于无功电压灵敏度和光伏电压支撑参数得到无功电压灵敏度改进的权重矩阵，建立无功电压模块度函数，具体为：

29、配电网电压波动通过无功电压灵敏度矩阵进行计算，具体为：

30、

31、其中，ηvq,ij为无功电压灵敏度矩阵；svq,ij为第一节点i对第二节点j的无功电压灵敏度因子；svq,ji为第二节点j对第一节点i的无功电压灵敏度因子；j为区域rk内第二节点编号；

32、通过分布式光伏调节逆变器输出无功功率以支撑配电网系统电压，调整第一节点i的无功功率对第二节点j的电压支撑参数，所述分布式光伏调节逆变器输出无功功率为：

33、

34、其中，αvq,ij为光伏调节逆变器输出无功功率；qvq,i为第一节点i并网逆变器的可调节无功裕量；

35、无功电压灵敏度改进的权重矩阵为：

36、avq,ij＝ηvq,ij+αvq,ij

37、其中，avq,ij为第一节点i和第二节点j之间无功电压灵敏度改进的权重矩阵；

38、基于无功电压灵敏度和光伏电压支撑参数建立无功电压模块度函数为：

39、

40、其中，ρvqa为无功电压模块度函数；aij为第一节点i和第二节点j之间的边权重，当节点直接相连时aij＝1，间接相连时aij＝0；m＝(∑i∑jaij)/2为区域内所有边权重之和的1/2；ki＝∑iaij为所有与第一节点i相连的边的权重之和；kj＝∑jaij为所有与第二节点j相连的边的权重之和；δ(i,j)为第一节点i和第二节点j之间的关联系数，当第一节点i和第二节点j位于同一区域时，δ(i,j)＝1，否则δ(i,j)＝0。

41、可优选的，步骤s22中采用导数动态时间规整分析配电网电压区域内外各节点电压时序的相似性，划分配电网无功电压区域边界，具体为：

42、针对配电网中第一初始电压序列x＝{x1,x2,…,xm}和第二初始电压序列y＝{y1,y2,…,yn}，采用微分法对其中数值进行处理，得到第一微分电压序列x′与第二微分电压序列y′；再对其中的第一微分电压序列元素值xi′和第二微分电压序列元素值yj′进行标准化处理；第一初始电压序列x和第二初始电压序列y的ddtw距离dddtw(x,y)为：

43、

44、其中，dddtw(x,y)为第一初始电压序列x和第二初始电压序列y的ddtw距离；cxy为原序列经处理后的第一微分电压序列x′与第二微分电压序列y′的动态时间弯曲路径组成的集合；s为每一条路径中元素的总数；r为每一条路径中元素的编号；x为第一初始电压序列；y为第二初始电压序列；为第一微分电压序列的第r个元素；为第二微分电压序列的第r个元素。

45、可优选的，步骤s23中的配电网电压极限节点根据区域内光伏和储能裕量可调的有功功率和无功功率，使用电压改善参数作为配电网电压极限节点的评价指标，具体为：

46、

47、其中，为配电网电压极限第一节点i的电压改善参数指标；为考虑区域内有功-无功裕度时电压极限第一节点i的最大电压调节量；svp,ij为第一节点i对第二节点j的无功电压灵敏度因子；为区域内光伏和储能裕量可调的最大有功功率；为区域内光伏和储能裕量可调的最大无功功率；为第二节点j在时间t光伏裕量可调的有功功率；为第二节点j在时间t储能裕量可调的有功功率；为第二节点j在时间t光伏裕量可调的无功功率；为第二节点j在时间t储能裕量可调的无功功率。

48、可优选的，步骤s31中的储能系统充放电功率约束、储能系统倍率约束和储能系统荷电状态约束进行优化，具体为：

49、所述储能系统充放电功率约束为：

50、

51、其中，pess,abs(t)为储能系统充电功率；pess,relea(t)为储能系统放电功率；uabs(t)为储能系统充电状态位；urelea(t)为储能系统放电状态位；为储能系统初始功率；

52、所述储能系统倍率约束为：

53、

54、其中，β为储能系统能量倍率；为储能系统倍率；

55、所述储能系统荷电状态约束为：

56、

57、其中，eess(t)为储能系统典型日时段t的存储的能量；eess(t-1)为储能系统典型日时段t-1的存储的能量；ηabs为储能装置的充电效率；ηrelea为储能装置的放电效率；δt为典型日时段差；eess(0)为储能系统开始的存储能量；eess(24)为储能系统结束的存储能量。

58、可优选的，步骤s32中的功率平衡约束、潮流约束、节点电压和支路电流约束、储能电站充放电功率平衡约束、配电网与储能系统间电功率约束、区内调压裕量约束和区间边界与电压差约束，具体为：

59、所述功率平衡约束为：

60、

61、其中，ak(j)为配电网区域k中以j为末端点的各支路的首端点集合；ck(j)为配电网区域k中以j为首端点的各支路的末端点的集合；pd,ij(t)为d典型日t时段支路ij上的首端有功功率；pd,jm(t)为d典型日t时段支路jm上的首端有功功率；qd,ij(t)为d典型日t时段支路ij上的首端无功功率；qd,jm(t)为d典型日t时段支路jm上的首端无功功率；ld,ij为支路ij电流幅值平方，rij为支路ij的电阻；xij为ij支路的电抗；ij为第一节点i与第二节点j间的支路；pgrid,d,j(t)为d典型日t时段电网注入第二节点j的有功功率；qgrid,d,j(t)为d典型日t时段电网注入第二节点j的无功功率；ppv,d,j(t)为光伏注入第二节点j的有功功率；qpv,d,j(t)为光伏注入第二节点j的无功功率；pload,d,j(t)为第二节点j的负荷有功功率；qload,d,j(t)为第二节点j的负荷无功功率；λ1,t,d为等式约束对应的第一拉格朗日乘子；λ2,t,d为等式约束对应的第二拉格朗日乘子；pess,relea,d(t)为d典型日t时段储能系统放电有功功率；pess,abs,d(t)为d典型日t时段储能系统充电有功功率；qess,relea,d(t)为d典型日t时段储能系统放电无功功率；qess,abs,d(t)为d典型日t时段储能系统充电无功功率；

62、所述潮流约束为：

63、

64、其中，ud,i(t)为d典型日t时段第一节点i电压参数，

65、所述节点电压和支路电流约束为：

66、

67、其中，ud,j(t)为d典型日t时段第二节点j电压参数；为d典型日t时段第一节点i电压幅值最大限值；为d典型日t时段第一节点i电压幅值最小限值；为d典型日t时段支路ij的安全电流；λ3,t,d为等式约束对应的第三拉格朗日乘子；为不等式约束对应的第一拉格朗日乘子下极限；为不等式约束对应的第一拉格朗日乘子上极限；为不等式约束对应的第二拉格朗日乘子下极限；为不等式约束对应的第二拉格朗日乘子上极限；

68、所述储能电站充放电功率平衡约束为：

69、pess,b,d(t)-pess,s,d(t)＝pess,realea(t)-pess,abs(t):λ4,t,d

70、其中，pess,b,d(t)为每个典型日t时段从储能电站入电功率；pess,s,d(t)为每个典型日t时段从储能电站出电功率；λ4,t,d为等式约束对应的第四拉格朗日乘子；

71、所述配电网与储能系统间电功率约束为：

72、

73、其中，为配电网和储能系统间最大交互功率；ubuy,d(t)为每个典型日与储能系统间出电状态位；usale,d(t)为每个典型日与储能系统间出电状态位；为不等式约束对应的第三拉格朗日乘子下极限；为不等式约束对应的第三拉格朗日乘子上极限；为不等式约束对应的第四拉格朗日乘子下极限；为不等式约束对应的第四拉格朗日乘子上极限；为不等式约束对应的第五拉格朗日乘子下极限；为不等式约束对应的第五拉格朗日乘子上极限；

74、所述区内调压裕量约束为：

75、

76、其中，为区域rk内的无功灵敏度；为配电网电压极限第一节点i的电压改善参数指标；λ5,t,d为等式约束对应的第五拉格朗日乘子；为不等式约束对应的第六拉格朗日乘子下极限；为不等式约束对应的第六拉格朗日乘子上极限；

77、所述区间边界与电压差约束为：

78、

79、其中，为区域rm内的配电网电压极限节点的电压偏差方程；为区域rn内的配电网电压极限节点的日均电压波动方程；为不等式约束对应的第七拉格朗日乘子下极限；为不等式约束对应的第七拉格朗日乘子上极限；为不等式约束对应的第八拉格朗日乘子下极限；为不等式约束对应的第八拉格朗日乘子上极限。

80、可优选的，步骤s4中储能双层优化配置模型转换为单层线性模型，具体为：

81、使用卡罗需-库恩-塔克条件将步骤s31中的配电网上层储能系统规划模型和步骤s32中的配电网下层区域电压优化模型联立，将储能双层优化配置模型转换为单层模型；使用最大m值算法将其转化为线性约束或等价形式，步骤为：

82、s41：将配电网上层储能系统规划模型的目标函数和约束条件与配电网下层区域电压优化模型的约束条件结合，引入拉格朗日乘子处理约束条件；

83、s42：使用最大m值算法将非线性约束条件转化为线性优化，在目标函数优化中通过m值控制相应的二进制变量实现约束条件的激活或关闭；

84、s43：确定合适的参数和常数，选择适当的m值，以及对模型参数进行调整，以优化求解效率和解的值。

85、本发明第二个方面提出了基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法的分层控制系统，其包括：光伏和储能接入影响评估模块、电压区域划分模块、储能双层优化配置模型模块和模型转换与优化求解模块；

86、所述光伏和储能接入影响评估模块用于判断光伏和储能接入对配电网电压的影响，评估分布式光伏的电压调节裕量；通过收集和分析光伏发电和储能系统的实时数据，评估其对配电网电压稳定性的影响；确定光伏系统的无功电压调控指标，分析其在不同运行条件下的电压调节情况；

87、所述电压区域划分模块基于光伏无功裕度划分配电网区域，确定配电网无功电压区域边界，进行电压区域分类及电压极限节点定位；利用配电网的拓扑结构和光伏无功裕度数据，划分配电网的无功电压区域；通过分析各区域的电压特征，确定区域边界，并识别电压极限节点，针对性地制定优化策略；

88、所述储能双层优化配置模型模块通过建立基于区域电压调控的储能双层优化配置模型；设置双层优化配置模型，双层优化配置模型的上层模型以储能电站年储能系统最优为目标，进行储能系统的规划配置；双层优化配置模型的下层模型以区域节点电压偏移量最小为目标，进行电压优化调度；通过模型优化，实现储能系统与光伏系统的协同调节；

89、所述模型转换与优化求解模块用于将储能双层优化配置模型转换为单层线性模型并进行优化求解；应用卡罗需-库恩-塔克条件将下层模型的约束条件纳入上层模型，利用最大m值算法对非线性模型进行转换和求解。

90、本发明第三个方面提出一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质用于存储计算机程序，所述计算机程序在被处理器执行时实现前述方法的步骤。

91、与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

92、(1)本发明通过光伏和储能裕量的电压分层控制方法，实现了光伏输出无功和储能消纳有功的协调，显著提升了配电网的电压自治能力；通过光伏治理裕量的配电网电压分区策略，基于光伏无功裕度划分电压区域，通过ddtw距离差异确定电压区域边界，有效分类电压区域并定位配电网电压极限节点，满足全局协同治理的需求。

93、(2)本发明建立的基于电压调节的储能双层优化配置模型，通过上层储能系统规划模型实现了储能系统综合运行效率最大化的规划配置，通过下层区域电压优化模型实现了区域电压质量最优的优化调度，最终成功实现了从区域到全局的电压优化。

94、(3)本发明不仅提升了光伏配电网的稳定性和可靠性，还在光伏配电网电压治理方面取得了全局和局部的优化平衡，为新能源高比例接入的配电网提供了强有力的技术支持。

技术特征：

1.一种基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法，其特征在于，其包括:

2.根据权利要求1所述的基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法，其特征在于：步骤s21中基于无功电压灵敏度和光伏电压支撑参数得到无功电压灵敏度改进的权重矩阵，建立无功电压模块度函数，具体为：

3.根据权利要求1所述的基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法，其特征在于：步骤s22中采用导数动态时间规整分析配电网电压区域内外各节点电压时序的相似性，划分配电网无功电压区域边界，具体为：

4.根据权利要求1所述的基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法，其特征在于：步骤s23中的配电网电压极限节点根据区域内光伏和储能裕量可调的有功功率和无功功率，使用电压改善参数作为配电网电压极限节点的评价指标，具体为：

5.根据权利要求1所述的基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法，其特征在于：步骤s31中的储能系统充放电功率约束、储能系统倍率约束和储能系统荷电状态约束进行优化，具体为：

6.根据权利要求1所述的基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法，其特征在于：步骤s32中的功率平衡约束、潮流约束、节点电压和支路电流约束、储能电站充放电功率平衡约束、配电网与储能系统间电功率约束、区内调压裕量约束和区间边界与电压差约束，具体为：

7.根据权利要求1所述的基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法，其特征在于：步骤s4中储能双层优化配置模型转换为单层线性模型，具体为：

8.一种根据权利要求1-7之一所述的基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法的分层控制系统，其包括：光伏和储能接入影响评估模块、电压区域划分模块、储能双层优化配置模型模块和模型转换与优化求解模块；

9.一种计算机可读存储介质，其用于存储计算机程序，其特征在于，所述计算机程序在被处理器执行时实现如权利要求1至7任一项所述方法的步骤。

技术总结
本发明属于光伏的配电网电压优化控制技术领域，具体涉及一种基于区域划分和光储协同的光伏配电电压控制方法、系统及存储介质，其包括：S1、根据配电网各节点的逆变器容量及时序有功电压输出建立评估电压质量的调节裕量方程；S2、划分配电网电压区域边界，确定配电网电压区域类型及电压极限节点；S3、建立基于区域配电网电压调节的储能双层优化配置模型；S4、将储能双层优化配置模型转换为单层线性模型并进行优化求解，完成配电网电压分层控制。本发明充分发挥光伏输出功率灵活可控和光储协同调节电压的优势，进行先光伏再储能的分层电压调节，综合考虑区域的电压特征和治理需求，实现配电网电压的优化控制，改善储能系统配置性能。

技术研发人员：兰金晨,林焱,郝媚美,王连辉,张衍,张志耿,许双婷,王江,秦亮
受保护的技术使用者：国网福建省电力有限公司电力科学研究院
技术研发日：
技术公布日：2024/12/5