一种光伏配电网的区域电压分层分布式协同控制系统的制作方法

本发明涉及电压控制领域，更具体地，涉及一种光伏配电网的区域电压分层分布式协同控制系统

背景技术：

能源需求的不断增长和日益严峻的环境问题推动了光伏发电技术的规模化发展和应用。然而，随着分布式光伏渗透率的提高，电力系统的运行与控制面临着诸多挑战，其中，电压控制问题尤为突出。

配电网电压控制策略的控制对象分为三类：(1)传统的无功电压控制设备，如电容器、有载调压开关(oltc)等；(2)增强型设备，如储能装置、配电静止无功补偿器(dstatcom)；(3)具有无功调节能力的分布式光伏(distributedphotovoltaic，pv)等。

根据目前的研究成果，解决分布式电源接入引起的电压问题的方法有两类。一类是集中控制，以系统全局优化为目标，统一调配可控资源，但存在诸多不足：量测数据量大、决策时间长、通讯负担重且投资成本高。另外，这种控制方式只能在一定程度上缓解pv大规模接入引起的过电压问题。且电容器在投切瞬间暂态冲击大、电压响应速度慢、可能引起系统谐振，而调节变压器分接头的方法不能有效处理配电网内电压幅值差过大的情况。另外一类是分布式控制策略，具有良好的自治性和适应性，能够充分利用分布式电源的无功调节能力，并结合其他调压设备使电压处于安全区间，保证供电质量，且相比集中控制，系统投资减少，对于通讯的依赖程度也降低。然而，采用分布式控制策略控制光伏进行无功补偿与有功缩减时，多以电压质量为控制目标，而忽视对调压成本的考虑。

同时，分布式或集中控制策略控制储能装置在分布式光伏功率过高时充电，在负荷最大时放电能有效保证配电网的供电质量，但是安装和维护储能装置的成本较高，同时也会增加控制方面的难度。

综上，现有的光伏配电网电压控制策略调压成本高。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明提供了一种光伏配电网的区域电压分层分布式协同控制系统，在降低调压成本的同时提高了电压控制的反应速度。

具体技术方案如下：

一种光伏配电网的区域电压分层分布式协同控制系统，所述系统包括：用户层电压控制子系统和变电站层电压控制子系统；

所述用户层电压控制子系统包括：就地预防控制模块、分布式协调控制模块和功率恢复控制模块；所述就地预防控制模块用于馈线电压未越限时对电压就地控制器进行控制，使馈线电压保持在正常范围内；所述分布式协调控制模块用于馈线电压越限时控制馈线上电压越限的节点的电压就地控制器向上下游节点请求无功补偿，当无功容量耗尽且馈线电压仍然越限时，根据少量分布式通信和本地计算，获得光伏有功缩减优化方案，缩减有功功率；所述功率恢复控制模块用于当馈线电压恢复正常后，控制电压就地控制器调节本地光伏有功功率和无功功率的输出；

变电站层电压控制子系统由站内的区域控制器执行，包括参数计算模块和指令生成模块；所述参数计算模块用于在预设控制周期内，基于馈线电压的峰谷值和变压器低压侧电压值，控制电压区域控制器计算出新的变压器低压侧电压参考值，以预防或抑制馈线电压越限；所述指令生成模块用于根据变压器低压侧母线电压参考值和高压侧输出功率值，并基于模糊无功边界九区图，控制电压区域控制器调节有载调压变压器的分接头和投切并联电容器组。

优选的，所述就地预防控制模块具体用于：根据预设的馈线电压的正常运行上限v4和下限v1，以及预设的馈线电压的理想运行上限v3和下限v2，当馈线电压处于范围[v2,v3]时，光伏逆变器不进行无功补偿；当馈线电压处于范围[v1,v2]时，控制光伏逆变器发出感性无功；当馈线电压处于范围[v3,v4]时，控制光伏逆变器吸收感性无功，抑制馈线电压越限。

优选的，所述分布式协调控制模块包括第一控制子模块；

所述第一控制子模块用于当馈线上的节点n电压越限，且所述节点n的光伏无功容量也用尽时，所述节点n的电压就地控制器向上游和下游节点发送无功补偿请求；节点n-1和节点n+1收到节点n的无功补偿请求后，分别增大各自控制区域内光伏的无功补偿量，直至节点n电压恢复正常或者节点n-1与节点n+1的无功补偿量达到上限；若节点n电压恢复正常，则节点n-1和节点n+1的无功补偿量保持不变；若节点n-1和节点n+1的控制区域内的无功补偿量达到上限而馈线电压依旧越限时，分别向上游节点n-2和下游节点n+2请求无功补偿，依次类推，若上游所有节点的无功容量全部耗尽，但馈线电压依旧越限时，节点n-1向节点n发送上游节点无功容量耗尽信号，告知上游节点无功容量的耗尽，若下游所有节点的无功容量全部耗尽，但馈线电压依旧越限时，节点n+1向节点n发送下游节点无功容量耗尽信号，告知下游节点无功容量的耗尽。

优选的，所述分布式协调控制模块还包括第二控制子模块；

所述第二控制子模块用于当无功容量耗尽且馈线电压仍然越限时，电压越限节点的电压就地控制器发送电压越限信息到上下游电压就地控制器；所述电压越限信息包括有功缩减信号和本地电压阻抗信息；若电压越限节点接收到上、下游发来的电压越限信息，电压就地控制器将其与本节点电压进行比较，确定最大越限电压，若最大越限电压为本节点电压则保存电压阻抗信息；若所述最大越限电压为其他节点电压，越限节点的电压就地控制器将所述越限节点的电压越限信息转发到其他电压正常节点；电压正常节点的电压就地控制器接受上游或下游发送的电压越限信息信息，转发并保存电压较大者的电压越限信息；各个节点的电压就地控制器基于本地保存的电压越限信息和相邻节点的发送的电压越限信息，计算求得光伏有功缩减量pdec，本地光伏无功容量的最大增量和对应的电压越限节点电压预估值unew；首端节点电压就地控制器将本地计算的电压预估值unew传送给下游节点；末端节点电压就地控制器将本地计算的电压预估值unew传送给上游节点；中间节点电压就地控制器比较上游传来的电压预估值与本地计算值，并将较小的值传送给下游节点，比较下游传来的有效电压预估值与本地计算值，并将较小者传送给上游节点；各个电压就地控制器比较上游和下游传来的有效电压预估值与本地计算值，若本地计算的电压预估值最小，则按最大无功增量的方式缩减本节点光伏的有功功率pdec，两端的电压就地控制器只需比较上游或下游节点的有效电压预估值与本地计算值，再决定是否缩减本节点光伏有功；若馈线电压依旧越限，则触发所述第一控制子模块继续进行有功缩减控制。

优选的，当所述光伏的输出有功功率缩减δppv时，无功容量的增量δqpv的计算方法为：

当节点只含一台光伏逆变器时，所述光伏逆变器容量为spv，输出有功功率为ppv，无功容量的增量为：

其中，有功功率的缩减下限为

当节点含有一台以上光伏逆变器时，根据每台所述逆变器的容量从大到小进行排序，依次将每台所述逆变器的有功功率缩减至功率因数下限每台所述光伏逆变器缩减的有功功率总量为δppv，获取每台所述光伏逆变器的无功容量增量的第一总和，并对所述节点内的所有光伏逆变器按容量大小比例共同缩减有功功率，缩减的有功功率总量为δppv，无功容量的增量为：其中，有功功率的缩减下限为获取每台所述光伏逆变器的无功容量增量的第二总和，对所述第一总和和所述第二总和的大小进行比较，将较大者作为最终的无功容量的增量δqpv。

优选的，当确定光伏的单次有功缩减量pdec后，电压就地控制器计算电压越限节点电压预估值unew具体为：

缩减光伏有功后，配电网中节点n电压可由下式进行估计：

其中，vn为节点n的电压值；pn、qn表示从上游支路流入节点n的有功功率值和无功功率值；ppv、qpv为节点n处接入pv的有功功率值和无功功率值；rn、xn表示节点n-1与节点n之间的支路电阻值和电抗值；

当节点n电压越限时，节点n的所有上游节点根据节点n的当前电压值上游节点i的当前电压值和估计值估算下一时刻节点n的电压值unew。

优选的，所述功率恢复控制模块具体用于：当馈线电压长时间不再越限时，各个电压就地控制器调整本地光伏输出有功功率，使所述本地光伏有功功率逐渐恢复至最大功率值，再逐步调节输出的无功功率为正常运行状态的无功补偿量。

优选的，所述变电站层电压控制子系统包括：

参数计算模块，馈线上光伏用户的电压就地控制器可通过分布式通信，定时向上游节点上传下游所有节点的电压最大值和最小值；各馈线首端电压就地控制器将所在馈线上光伏用户的并网电压最大值和最小值发送给站内的区域电压控制器，而不含光伏发电系统的重要用户将并网节点电压单独定时传给区域控制器；区域电压控制器从所有获得的电压值中确定馈线电压的最大值vmax和最小值vmin；

当馈线电压偏移额定值超过预设值时，根据馈线电压的最大值vmax、最小值vmin和变压器低压侧电压值vbusbar，区域电压控制器计算主变压器低压侧电压参考值vtarget，具体计算方法为：

vtraget＝vbusbar+δv；

其中，vref为馈线电压的额定值，δv为变压器低压侧电压的调整量；判断变压器低压侧电压根据所述主变压器低压侧电压参考值vtarget进行调整后得到的电压最大值或最小值是否越限，若是，调整vtarget的值，得到新的主变压器低压侧电压参考值v′target，使区域电压控制器根据所述新的主变压器低压侧电压参考值v′target调节变压器分接头和并联电容器组；若否，使区域电压控制器根据所述主变压器低压侧电压参考值vtarget调节变压器分接头和并联电容器组。

优选的，所述变电站层电压控制子系统还包括：

指令生成模块，区域电压控制器在调节变压器低压侧电压时采用模糊无功边界的九区图，基于有载调压变压器的低压侧电压参考值vtarget和档位信息，区域控制器将离电压参考值vtarget最近的两个分接头档位作为所述模糊边界九区图的电压上下限；当电压参考值vtarget超过变压器分接头的调节范围时，按分接头的最大或最小档位进行调节；区域电压控制器的电压控制规律为：调节变压器分接头和投切电容器组，使低压侧电压尽量运行在第一区域，其中un＝vtarget，u为变压器低压侧电压，电压上下限之差为一个分接头档位对应的电压；在第二区域和第六区域只存在电压偏差，只调节变压器分接头；在第四区域和第八区域，只投切并联电容器；在第五区域和第九区域，电压无功均越限，先调节无功功率投切并联电容器组；在第三区域和第七区域，先调节分接头再投切电容器。

相对于现有技术，本发明的有益效果如下：

本发明提供的光伏配电网的区域电压分层分布式协同控制系统，用户层电压控制为就地预防控制、分布式协调控制和功率恢复控制的综合。在电压尚未越限时，本地无功补偿就发挥作用，以抑制过电压的发生。当馈线电压越限时，分布式协调控制的无功补偿优先发挥作用，以降低调压成本。当无功容量耗尽而电压依旧越限时，分布式协调控制的有功缩减策略仅依靠少量分布式通信和本地计算，就获得优化的光伏有功缩减方案。当馈线电压恢复正常后，功率恢复控制能保证光伏发电效益的最大化。本发明的用户层电压控制相比于已有的集中控制策略，通信和量测数据量显著减少，实现更简单，投资成本更低，计算量远低，但调压效果和取得的经济效益是可观的。相较于已有的分布式控制策略，本发明的用户层电压控制在降低调压成本方面具有显著优势。变电站层电压控制基于馈线关键节点的电压信息和站内信息，利用模糊无功边界的九区图，通过调节变压器低压侧电压来解决馈线电压越限问题。本发明所提出的变压器低压侧电压参考值的设定、校验以及调整方法，结合模糊无功边界的九区图，不但能够有效缓解馈线电压越限状况，而且能够显著降低变压器分接头和并联电容器的动作次数。区域电压双层协同控制的时间尺度不同，在进行区域电压控制时，两者各具优势，但又不会产生冲突而引起系统电压震荡。对于光伏输出功率突变造成的电压突然越限，用户层电压控制具有较快的响应速度；而对于规律性的日或季节性光伏发电功率变化，变电站层电压控制具有更多的规律性优势，可有效预防馈线电压越限。

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，下面将对实施例或现有技术描述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，还可以根据提供的附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例公开的配电网结构图和区域电压分层协同控制框架图；

图2为本发明实施例公开的变电站无功电压控制等值电路图；

图3为本发明实施例公开的模糊无功边界的九区图；

图4为本发明实施例公开的用户层电压控制的逻辑图；

图5为本发明实施例公开的用户层就地预防控制的无功补偿量与电压关系示意图；

图6为本发明实施例公开的用户层分布式电压协调控制的无功补偿流程图；

图7为本发明实施例公开的用户层分布式电压协调控制的有功优化缩减流程图；

图8为本发明实施例公开的光伏逆变器输出有功与无功功率的关系示意图；

图9为本发明实施例公开的一条简化的配电网馈线示意图。

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。

本实施例应用的配电网结构图和区域电压分层协同控制框架如图1所示。该配电网包含110/10kv变电站、多条10kv馈线以及众多10kv用户。其中部分10kv用户装有光伏发电系统，并各作为一个自治区域，配有电压就地控制器。变电站内的有载调压变压器和并联电容器由站内的区域控制器来控制，以维持区域电压稳定和无功平衡。由此，配电网区域电压控制分为用户层和变电站层电压控制，因此，光伏配电网的区域电压分层分布式协同控制系统包括用户层电压控制子系统和变电站层电压控制子系统。

变电站层电压控制由站内的区域控制器执行，控制周期为30分钟，控制对象为110/10kv有载调压变压器和并联电容器。电压区域控制器对有载调压变压器分接头的调节和并联电容器组的投切，基于的信息包括：各条10kv馈线的电压最大值和最小值、变压器低压侧电压值以及高压侧输入的功率值。由馈线电压的峰谷值和变压器低压侧电压值，电压区域控制器计算出新的变压器低压侧电压参考值，以预防或抑制馈线电压越限。根据变压器低压侧母线电压参考值和高压侧输出功率值，并基于模糊无功边界九区图，电压区域控制器调节有载调压变压器的分接头和投切并联电容器组。

10kv馈线上光伏用户的电压就地控制器可通过分布式通信，定时向上游节点上传下游所有节点的电压最大值和最小值。各馈线首端电压就地控制器将所在馈线上光伏用户的并网电压最大值和最小值发送给站内的区域电压控制器，而不含光伏发电系统的重要用户将并网节点电压单独定时传给区域控制器。最后，区域电压控制器从所有获得的电压值中找到馈线电压的最大值vmax和最小值vmin。

10kv馈线的电压允许运行上下限，一般为1.07和0.93。为预防馈线电压越限，当馈线电压偏移额定值超过预设值时，所述预设值可以为6.5％，电压区域控制器就开始对变压器低压侧母线电压进行调整。基于馈线电压的最大值vmax和最小值vmin以及变压器低压侧电压值vbusbar，区域电压控制器计算新的主变压器低压侧电压参考值vtarget，以预防或抑制馈线电压越限。具体计算方法为：

vtraget＝vbusbar+δv；

其中，vref为馈线电压的额定值，值为1.0；δv为变压器低压侧电压的调整量。当馈线电压最大值高于额定电压超过6.5％而最小值低于额定电压超过6.5％时，电压区域控制器不对变压器低压侧电压进行调整。电压区域控制器在求得变压器低压侧电压参考值vtarget后，还需估算变电站低压侧电压调整后对馈线电压最大值vmax和最小值vmin的影响。例如，当馈线电压越上限超过6.5％，而调整vtarget后，估算的馈线电压最小值将越下限，则电压区域控制器不执行vtarget，转而调整vtarget的大小。其中，估算vtarget对馈线电压最大值vmax和最小值vmin影响的方法为：

在推导中，上式忽略各节点电压变化对线路功率损耗和负荷功率的影响。当变压器低压侧电压参考值不合理时，对vtarget的调整，也依赖于上式。继续上例，

求得新的变压器低压侧电压参考值v′target作为区域电压控制器调节变压器分接头和并联电容器组的根据，无论馈线电压最大值越限问题能否完全解决。

图2为变电站无功电压控制等值电路。变电站内可改变低压侧电压的装置包括有载调压变压器和并联电容器组。调节变压器的分接头可改变有载调压变压器的变比，由ut2＝ut1/kt可知，当变压器高压侧电压不变时，降低kt值可提高变压器低压侧电压。分组投切并联电容器组也可以调节变压器低压侧出口电压。

若系统的并联电容器qc未投入电网中，变压器低压侧电压ut2为：

投入并联电容器qc后，可得：

比较两式可知，并联电容器通过调节变电站的无功功率来影响变压器低压侧电压和电力系统无功功率的重新平衡。当变压器低压侧电压过高时，可通过切除并联电容器组来降低低压侧电压。

图3为模糊无功边界的九区图，图中：qc表示变压器从系统侧输入的无功功率；u为变压器低压侧电压。区域电压控制器在调节变压器低压侧电压时采用模糊无功边界的九区图，保证在调整变压器低压侧电压时从系统侧输入的无功功率满足国家标准(110kv变电站由电网供给的无功功率与有功功率的比值范围为0～0.48)。在图3中，基于有载调压变压器的低压侧电压参考vtarget和档位信息，区域控制器可将离vtarget最近的两个分接头档位，作为模糊边界九区图的电压上下限。若电压参考vtarget超过变压器分接头的调节范围，则按分接头的最大或最小档位进行调节。

区域电压控制器的电压控制规律为：调节变压器分接头和投切电容器组，使低压侧电压尽量运行在区域0，其中un＝vtarget，电压上下限之差为一个分接头档位对应的电压；在1、5区域，仅存在电压偏差，只调节变压器分接头；在3、7区域，只投切并联电容器；在4、8区域，电压无功均越限，若先调节分接头升降电压，会造成无功越限更多，故应先调节无功功率，即投切并联电容器组；同理，在2、6区域，应先调节分接头再投切电容器。相较于传统九区图，模糊无功边界的九区图能更有效地保持电压稳定并减少变压器分接头、并联电容器的动作次数。

图4为用户层电压控制的逻辑图。用户层电压控制由安装在用户侧的电压就地控制器执行，包括就地预防控制、分布式紧急控制和功率恢复控制。当馈线电压处于正常运行范围时，各电压就地控制器采用就地预防控制以预防本节点电压越限；而当馈线电压越限时，电压就地控制器通过分布式通信和本地计算得到解决电压越限的优化决策，并依据优化决策对光伏逆变器的输出功率进行调整，以实现低成本的电压控制；最后，当馈线电压恢复正常后，电压就地控制器启动功率恢复控制，在保证馈线电压稳定的同时使光伏发电效益最大化。

在恢复控制阶段，若馈线电压长时间不再越限，各电压就地控制器首先调整本地光伏逆变器输出的有功功率，使其逐渐恢复至最大功率值，然后逐步调节输出的无功功率为正常运行状态的无功补偿量。在恢复过程中若电压再次越限，则再次转入紧急控制过程，直至各节点恢复正常状态。恢复控制保证在电压恢复正常后分布式光伏接入量最大化。

图5为用户层就地预防控制的无功补偿量与电压关系。在预防控制阶段，馈线电压均处于正常运行范围内。电压就地控制器控制本地光伏的有功功率跟随最大功率点(mppt控制)，同时调节输出无功功率以预防电压越限，如图5所示。图中，v4、v1为馈线电压的正常运行上下限，分别为1.07和0.93；v3、v2为电压就地控制器开始进行本地无功功率补偿的临界电压值，可设为1.04和0.96。当馈线电压在理想电压运行范围[v2,v3]内时，光伏逆变器不进行无功补偿；而当馈线电压过高但尚未越限时，即范围[v3,v4]内，光伏逆变器吸收感性无功，以抑制馈线电压越上限；当馈线电压处于范围[v1,v2]时，控制光伏逆变器发出感性无功，以抑制馈线电压越下限；且当馈线电压等于正常运行上限值v4时，光伏的无功输出达到容量上限。

图6为用户层分布式电压协调控制的无功补偿过程。当馈线电压越限时，用户层电压控制所采用的紧急控制为分布式电压协调控制策略，控制对象是用户的可控光伏逆变器，主要手段是使光伏逆变器补偿无功和缩减有功功率。基于经济性的考虑，当馈线电压越限时，光伏逆变器应首先进行无功补偿，然后再进行有功功率的缩减。

以馈线上n节点电压越上限为例，对分布式电压协调控制的无功补偿过程进行阐述，如图6所示。当节点n电压越限时，该节点的电压就地预防控制已然失效，本节点的光伏无功容量也用尽，因而电压就地控制器向上下游节点请求进行无功补偿。

上游n-1节点收到n节点的无功补偿信号后，逐渐增大其控制区域内光伏的无功补偿量，直至下游节点电压恢复正常或者本节点光伏的无功补偿量达到上限。若下游n节点电压恢复正常，则节点n-1的光伏无功补偿量保持不变；但若其控制区域内的无功补偿量达到上限而馈线电压依旧越限，则向其上游节点n-2请求无功补偿，依次类推。若上游所有节点的无功容量全部耗尽，但馈线电压依旧越限，则上游节点n-1向电压越上限节点发送信号，告知上游节点无功容量的耗尽。下游节点n-1，同节点n-1一样进行无功补偿和向其他节点请求无功补偿，只是请求无功补偿的方向为下游。

如果在上述无功补偿过程中馈线电压恢复正常，则各节点的无功补偿量保持恒定不变。若在相当长的时间内，馈线电压始终处于正常运行范围，则转入用户层电压控制中的功率恢复控制。值得注意的是，若某节点尤其是馈线末端节点电压越下限时，则其不响应上游节点的无功补偿请求。当某馈线的多个节点电压越限时，将电压最高点作为主越限节点向上下游节点发送信号，而其他越限节点仅当作普通节点传递无功补偿信号。

图7为用户层分布式电压协调控制的有功优化缩减算法。当馈线上所有用户的光伏无功补偿量都达到容量上限而馈线电压依旧越限时，用户层分布式电压协调控制转入有功优化缩减阶段。

1)电压越限节点的电压就地控制器发送有功缩减信号和本地电压阻抗信息给上下游电压就地控制器。若接收到上、下游发来的电压越限信息，电压就地控制器将其与本节点电压进行比较，找出最大越限电压，并保存其对应的电压阻抗信息进行后续计算。若最大越限电压为其他节点，电压就地控制器还需转发该越限节点的电压阻抗信息。

2)电压正常节点的电压就地控制器接受上游或下游传来的有功缩减信号和电压阻抗信息，并转发越限节点的信息。若同时接受到上下游传来的电压越限信息，电压就地控制器先比较两电压大小，再转发和保存较大者的电压阻抗信息。

3)各电压就地控制器基于本地数据和相邻节点的传送数据，通过本地计算求得同样的光伏有功缩减量pdec下，本地光伏无功容量的最大增量和对应的电压越限节点电压预估值unew。

4)首端电压就地控制器将本地计算的电压预估值传送给下游节点；末端电压就地控制器将本地计算的电压预估值传送给上游节点；中间电压就地控制器比较上游传来的有效电压预估值与本地计算值，并将较小者传送给下游节点，比较下游传来的有效电压预估值与本地计算值，并将较小者传送给上游节点。

5)各电压就地控制器比较上游和下游传来的有效电压预估值与本地计算值，若本地计算的电压预估值最小，则按最大无功增量的方式缩减本节点光伏的有功功率pdec。两端的电压就地控制器只需比较上游或下游节点的有效电压预估值与本地计算值，再决定是否缩减本节点光伏有功。

6)若馈线电压恢复正常，则各电压就地控制器退出有功缩减阶段，转入功率恢复控制；若馈线电压依旧越限，则重复步骤1至步骤5。

图8为光伏逆变器输出有功与无功功率的关系。图中，ab段对应无功补偿阶段，bc段对应有功功率缩减且受逆变器容量限制，而co段对应的有功缩减受功率因数限制。很显然，bc段的有功功率在缩减的同时能够增大逆变器的无功容量，对于过电压的恢复是绝对有益的；而co段有功功率的减少使逆变器的无功容量降低，这对于过电压的改善效果是不确定的。因而，对有功功率的缩减应至功率因数下限为止。

当某用户光伏的输出有功功率缩减δppv时，其无功容量的增量大小δqpv与用户的光伏逆变器参数和缩减方式有关。

(1)若用户只含一台光伏逆变器，其容量为spv，输出有功功率为ppv。设功率因数下限有功功率的缩减下限为pmin＝spv*0.95，则无功容量的增量计算如下：

(2)若用户含有两台以上的光伏逆变器，有功功率的缩减可按两种方式进行：

a)按逆变器容量大小排序，从最大容量的逆变器开始缩减有功功率，当有功缩减至该逆变器的功率因数下限pmin＝spv*0.95时，再对次大容量的光伏逆变器进行有功缩减，以此类推，缩减的有功功率总量为δppv。各台光伏逆变器无功容量增量的计算方法同上式，再进行加和为总的无功容量增量。

b)对该用户内的所有光伏逆变器按容量大小比例共同缩减有功功率，缩减的有功功率总量为δppv，每台光伏无功容量的增量计算方法同式(1)，再加和为总的无功容量增量。

利用以上两种方法分别求得固定有功缩减量δppv下逆变器无功容量的增量，将较大者作为最终的δqpv，并参与计算电压越限节点的电压预估值unew。

图9为一条简化的配电网馈线。图中：vn为节点n的电压值；pn，qn表示从上游支路流入节点n的有功功率值和无功功率值；pln，qln表示节点n处接入负荷的有功功率值和无功功率值；ppv，qpv为节点n处接入pv的有功功率值和无功功率值；rn，xn表示节点n-1与节点n之间的支路电阻值和电抗值。

利用以上参数，配电网中节点n与节点n-1的电压关系可表示为：

若忽略两节点间的功率损耗，上式可简化为：

对不同节点处对应的公式进行叠加，可得：

以节点n为例，若上游节点用户注入功率恒定不变，并假设馈线首端节点电压v0不变，节点n及其下游节点注入功率发生变化，节点n的电压由变为的过程中，有δp1＝δp2＝…＝δpn和δq1＝δq2＝…＝δqn，且：

1)当节点n电压越限时，对节点n的光伏缩减有功功率δppv，计算所得的光伏逆变器无功容量增量为δqpv。由于δppv＝δpn，δqpv＝δqn，则n节点下一时刻的电压可由下式估算：

式中，为n节点的当前电压量测值；与表示n节点至馈线初始点的电阻和电抗值；δpn等于n节点的光伏有功缩减量δppv；δqn等于n节点的光伏无功容量增量δqpv。

2)当节点n电压越限时，对节点n+1用户的光伏缩减有功功率δppv，计算其光伏逆变器的无功容量增量为δqpv。同样地，δppv＝δpn+1，δqpv＝δqn+1，故n节点下一时刻的电压估算为：

节点n+1及其所有下游节点的电压估算公式均为上式，只是在不同节点处缩减光伏有功δppv对应的逆变器无功增量δqpv不同。其中，和可由节点n的电压就地控制器通过分布式通信方式依次下发给下游节点。

3)当节点n电压越限时，也可通过降低n-1节点的电压来实现对n节点电压的调节，具体措施为缩减n-1节点的光伏有功功率。对n-1节点用户的光伏缩减有功功率δppv，并计算其相应的无功容量增量为δqpv，则可得到n-1节点下一时刻的电压：

当节点n及其下游节点注入功率发生不发生变化时，并忽略vn的微小变化对线路损耗的影响，则：

其中，可由节点n通过分布式通信传送给n-1节点。将上式推广至更上游的节点，且保证n-1节点及其下游节点的注入功率保持不变，则有：

故

以此类推，所有上游节点只需知道n节点电压的当前值本节点电压的当前值和估计值就能估计出下一时刻n节点的电压值。

以节点n电压越限为例，馈线上各节点基于本地量测量和预存信息，以及分布式通信传送的越限节点电压和阻抗信息，可计算出本地光伏缩减有功δppv所对应的n节点的电压估计值从所有电压估计值中选出最小的，其对应的节点和光伏有功缩减方式即为优化的分布式电压协调控制的有功缩减方案。各节点计算本地光伏缩减有功功率δppv时n节点的电压估计值并进行比较决策。

变电站层电压控制为预设控制周期的控制策略，并不会与用户层的预防控制、无功补偿和有功缩减等控制策略产生冲突而引起电压震荡。区域电压双层协同控制因具有不同的时间尺度，在进行区域电压控制时，各具优势。

高渗透光伏配电网馈线上的节点电压在上午将会逐渐增大。当电压尚未越上限时，用户层的就地预防控制能够通过本地无功补偿抑制馈线电压越上限。当馈线电压较高，接近电压上限时，长时间尺度的变电站层区域电压控制器对变压器低压侧电压进行调节，以预防电压越限。当馈线个别节点出现过电压时，该条馈线其他节点将协助电压越限节点进行无功补偿，以促进电压恢复正常。于此同时，变电站层电压控制也会调节变压器低压侧电压，在不引起馈线电压越下限的前提下，改善某些节点的过电压状况。一般来说，在配电网内各条馈线的负荷和光伏装机容量相差不大的情况下，依靠光伏逆变器无功补偿和变电站有载调压变压器、并联电容器组调压的控制手段完全能够解决馈线电压的越限问题。但若配电网各条馈线的负荷和光伏装机容量相差较大，用户层分布式电压的有功功率优化缩减策略将作为电压越限恢复的最后一道防线。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。