本發(fā)明屬于配電網(wǎng)電壓優(yōu)化控制，控制間歇性分布式電源并網(wǎng)點電壓波動的技術(shù)領(lǐng)域，特別是一種基于分布式供能系統(tǒng)互動能力的配電網(wǎng)電壓協(xié)調(diào)控制方法。

背景技術(shù)：

光伏、風(fēng)電等間歇型分布式電源的功率輸出受自然條件及氣象條件影響，具有較強的波動性與隨機性。同時，由于配電網(wǎng)R/X比值相比輸電網(wǎng)有明顯差異性，配電網(wǎng)的電壓與有功無功之間的關(guān)系并不像輸電網(wǎng)那樣近似解耦，因此，高比例間歇性新能源輸出功率的波動加之負荷需求的隨機變化，會導(dǎo)致配電網(wǎng)末端電壓波動加劇，嚴重影響配電網(wǎng)供電可靠性。針對此問題，部分學(xué)者對分布式并網(wǎng)點電壓隨機波動的抑制方法開展了研究：如文獻[1-6]應(yīng)用自動電壓控制(AVC)通過改變分布式電源并網(wǎng)逆變器的無功輸出，達到抑制并網(wǎng)點電壓波動的目的，然而，分布式電源輸出的無功功率受逆變器容量限制，當(dāng)外界環(huán)境發(fā)生較大變化時，往往難以解決電壓波動幅值較大的問題。鑒于此，一些控制方法通過引入蓄電池儲能系統(tǒng)輔助控制(Battery energy storage control,BESC)來彌補這一缺陷，并取得了一定效果[7-9]，但仍具有一定的局限性：首先是此類方法的控制效果受限于蓄電池儲能系統(tǒng)的容量，由于目前技術(shù)的欠缺，電池儲能系統(tǒng)的成本依舊居高不下；同時，分布式電源的功率輸出具有隨機不確定性，由此會導(dǎo)致蓄電池儲能系統(tǒng)的頻繁沖放電，加快了蓄電池的老化過程。

對比參考文獻

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技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的是針對現(xiàn)有技術(shù)的不足，而提出一種基于分布式供能系統(tǒng)互動能力的配電網(wǎng)電壓協(xié)調(diào)控制方法。

本發(fā)明解決其技術(shù)問題是采取以下技術(shù)方案實現(xiàn)的：

一種基于分布式供能系統(tǒng)互動能力的配電網(wǎng)電壓協(xié)調(diào)控制方法，該方法在明晰分布式供能系統(tǒng)各單元的出力與控制特性基礎(chǔ)上，將分布式供能系統(tǒng)的運行設(shè)置為分時段目標(biāo)切換模式，通過分布式供能系統(tǒng)內(nèi)的冷/熱/電多能源的雙目標(biāo)協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度來調(diào)整其并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線的功率需求特征，進而輔助改善配電網(wǎng)并網(wǎng)點的電壓質(zhì)量，該方法包括步驟如下：

(1)對分布式供能系統(tǒng)的冷熱電負荷、分布式電源出力、電價、氣價進行預(yù)測；基于預(yù)測數(shù)據(jù)信息，得到分布式供能系統(tǒng)接入點所在母線第二天24小時的電負荷需求預(yù)測信息；

(2)結(jié)合上述預(yù)測信息結(jié)果，利用基于前推回代法的配電網(wǎng)潮流計算方法進行配電網(wǎng)潮流計算，確定分布式供能系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點的電壓越限時間段范圍，即并網(wǎng)點的電壓越限時間段范圍具體為并網(wǎng)點電壓低于下限0.9pu或大于上限1.1pu的時段；

(3)對分布式供能系統(tǒng)運行模式進行優(yōu)選，在電壓低于0.9pu或大于1.1pu出現(xiàn)的時段選用電壓追蹤模式，在電壓正常范圍內(nèi)，即大于0.9pu，小于1.1pu范圍內(nèi)時選用經(jīng)濟最優(yōu)模式，以保障電壓的安全運行要求；

(4)對第二天實時配電網(wǎng)電壓控制效果進行分析，判斷控制后電壓的運行范圍是否大于0.9pu且小于1.1pu，滿足系統(tǒng)運行需求，進而對下一個周期內(nèi)分布式供能系統(tǒng)的冷熱電負荷、分布式電源出力、電價、氣價進行預(yù)測，然后重復(fù)進行步驟(2)至步驟(4)。

而且，所述步驟(1)中的進行預(yù)測對于光伏發(fā)電系統(tǒng)，是利用氣象歷史數(shù)據(jù)預(yù)測第二天光照強度在一天內(nèi)的變化情況，進而利用光伏發(fā)電系統(tǒng)光照強度與有功功率間的數(shù)學(xué)模型對有功功率進行預(yù)測；對于冷熱電負荷，基于歷史用能負荷數(shù)據(jù)進行預(yù)測；對于電價、氣價，利用歷史價格數(shù)據(jù)進行預(yù)測。

而且，所述步驟(3)中兩種模式切換，描述經(jīng)濟模式和電壓追蹤模式下的最優(yōu)潮流模型，

①目標(biāo)函數(shù)建立

分布式供能系統(tǒng)經(jīng)濟最優(yōu)模式的目標(biāo)函數(shù)如式(1)：

式中，C₁表示該模式下的成本函數(shù)；C_ph,i表示第i小時的配網(wǎng)電價預(yù)測值；P_i表示第i小時從配電網(wǎng)輸入的電功率值；C_gas,i表示第i小時的天然氣價預(yù)測值；P_MT,i第i小時微燃機輸出的電功率；η_MT表示微燃機的發(fā)電效率；C_{MT_m}表示折算到單位功率的微燃機硬件成本；P_HP,i表示第i小時熱泵的消耗功率；C_{HP_m}表示折算到單位功率的熱泵硬件成本；P_ES,i表示儲能系統(tǒng)第i小時的充電或放電功率(為表述方便，用正負號區(qū)分放電和充電，以放電為正，不再沿用3.2節(jié)變量形式)；C_{ES_m}表示折算到單位功率的儲能系統(tǒng)硬件成本；P_PV,i表示第i小時光伏的功率，C_{PV_m}表示折算到單位功率的光伏硬件成本。

電壓追蹤模式的目標(biāo)函數(shù)如式(2)

式中，C₂為電壓追蹤模式的目標(biāo)函數(shù)，U_i為第i小時的配電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓值，U_SET為配電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點的電壓設(shè)定值，標(biāo)幺值一般取1.0p.u.

②等式約束

等式約束包括配電網(wǎng)的潮流約束、分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部電負荷約束、熱負荷約束以及儲能系統(tǒng)約束，

潮流約束數(shù)學(xué)表達式為式(3)與式(4)：

式中，P_Gi是節(jié)點i處有功電源注入有功功率；P_Li是節(jié)點i處有功負荷；Q_Gi是節(jié)點i處無功電源注入無功功率；Q_Li是節(jié)點i處無功負荷。

分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部電負荷約束數(shù)學(xué)表達式為式(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小時分布式供能系統(tǒng)內(nèi)的電負荷。

分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部熱負荷平衡約束數(shù)學(xué)表達式為式(6)

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

式中，η_H-E表示熱電聯(lián)供系統(tǒng)供出熱—電功率比，P_MT,iη_{H_E}表示第i小時由熱電聯(lián)供系統(tǒng)提供的熱功率；COP_HP,heat表示熱泵制熱能效比，P_HP,iCOP_HP,heat表示第i小時由熱泵提供的熱功率；P_{H_load,i}表示第i小時分布式供能系統(tǒng)內(nèi)的熱負荷。

儲能平衡約束數(shù)學(xué)表達式為式(7)

③不等式約束

不等式約束包括各設(shè)備的功率約束及儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)約束，表示為如下的約束不等式：

式中，表示熱電聯(lián)供系統(tǒng)額定電功率輸出，表示儲能系統(tǒng)最大充電功率，表示儲能系統(tǒng)最大放電功率。

而且，所述步驟(3)中的經(jīng)濟最優(yōu)模式是指聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓幅值在安全范圍以內(nèi)，在滿足用戶電、熱需求的前提下，基于分時電價/氣價的經(jīng)濟參數(shù)，優(yōu)化調(diào)度分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部各設(shè)備運行狀態(tài)，實現(xiàn)該階段內(nèi)分布式供能系統(tǒng)總成本最小，即經(jīng)濟最優(yōu)。

而且，所述步驟(3)中的電壓追蹤模式是指并網(wǎng)點電壓超越預(yù)定安全范圍后，在滿足用戶電、熱需求的前提下，基于配電網(wǎng)潮流計算結(jié)果，通過優(yōu)化分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部各設(shè)備的有功出力，使得分布式供能系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點實際電壓持續(xù)追蹤電壓設(shè)定值，即維持該聯(lián)絡(luò)電壓與電壓設(shè)定值之差最小。

本發(fā)明的優(yōu)點和積極效果是：

本發(fā)明提出一種基于分布式供能系統(tǒng)互動能力的配電網(wǎng)電壓協(xié)調(diào)控制方法，可充分挖掘配電網(wǎng)用戶側(cè)的可調(diào)控資源的電壓控制響應(yīng)潛力，而在外界環(huán)境發(fā)生較大擾動時，有效提高并網(wǎng)點電壓波動控制效果，提高可再生能源的接納能力，改善電能質(zhì)量。

附圖說明

圖1是本發(fā)明分布式供能系統(tǒng)兩種運行模式切換示意圖；

圖2是分布式供能系統(tǒng)接入配電網(wǎng)示意圖；

圖3是分布式供能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖；

圖4是分布式供能系統(tǒng)電負荷、熱負荷預(yù)測值示意圖；

圖5是分布式供能系統(tǒng)的光伏出力預(yù)測值示意圖；

圖6是分布式供能系統(tǒng)面臨電價、氣價預(yù)測值示意圖；

圖7是自然潮流狀態(tài)下分布式供能系統(tǒng)各設(shè)備出力情況示意圖；

圖8是自然潮流下分布式供能系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓值示意圖；

圖9是分布式供能系統(tǒng)經(jīng)濟最優(yōu)模式下各設(shè)備出力情況示意圖；

圖10是分布式供能系統(tǒng)電壓追蹤模式下各設(shè)備出力情況示意圖；

圖11是經(jīng)濟最優(yōu)模式與電壓追蹤模式下聯(lián)絡(luò)線電壓值示意圖；

圖12是雙目標(biāo)協(xié)調(diào)模式與自然潮流下聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓值示意圖；

圖13是本發(fā)明方法實施方式示意圖。

具體實施方式

以下對本發(fā)明實施例做進一步詳述：需要強調(diào)的是，本發(fā)明所述的實施例是說明性的，而不是限定性的，因此本發(fā)明并不限于具體實施方式中所述的實施例，凡是由本領(lǐng)域技術(shù)人員根據(jù)本發(fā)明的技術(shù)方案得出的其它實施方式，同樣屬于本發(fā)明保護的范圍。

一種基于分布式供能系統(tǒng)互動能力的配電網(wǎng)電壓協(xié)調(diào)控制方法，如圖13所示，該方法在明晰分布式供能系統(tǒng)各單元的出力與控制特性基礎(chǔ)上，將分布式供能系統(tǒng)的運行設(shè)置為分時段目標(biāo)切換模式，通過分布式供能系統(tǒng)內(nèi)的冷/熱/電多能源的雙目標(biāo)協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度來調(diào)整其并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線的功率需求特征，進而輔助改善配電網(wǎng)并網(wǎng)點的電壓質(zhì)量，該方法包括步驟如下：

(1)對分布式供能系統(tǒng)的冷熱電負荷、分布式電源出力、電價、氣價進行預(yù)測；基于預(yù)測數(shù)據(jù)信息，得到分布式供能系統(tǒng)接入點所在母線第二天24小時的電負荷需求預(yù)測信息；

其中，對于光伏發(fā)電系統(tǒng)，首先利用氣象歷史數(shù)據(jù)預(yù)測第二天光照強度在一天內(nèi)的變化情況，進而利用光伏發(fā)電系統(tǒng)光照強度與有功功率間的數(shù)學(xué)模型對有功功率進行預(yù)測；對于冷熱電負荷，基于歷史用能負荷數(shù)據(jù)進行預(yù)測；對于電價、氣價，利用歷史價格數(shù)據(jù)進行預(yù)測。

(2)結(jié)合上述預(yù)測信息結(jié)果，利用基于前推回代法的配電網(wǎng)潮流計算方法進行配電網(wǎng)潮流計算，確定分布式供能系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點的電壓越限時間段范圍，即并網(wǎng)點的電壓越限時間段范圍具體為并網(wǎng)點電壓低于下限0.9pu或大于上限1.1pu的時段，如圖8中所示，在負荷高峰時段8時-19時之間，并網(wǎng)點電壓低于0.9pu；

(3)對分布式供能系統(tǒng)運行模式進行優(yōu)選，在電壓低于0.9pu或大于1.1pu出現(xiàn)的時段選用電壓追蹤模式，在電壓正常范圍內(nèi)，即大于0.9pu，小于1.1pu范圍內(nèi)時選用經(jīng)濟最優(yōu)模式，以保障電壓的安全運行要求；

上述兩種模式切換，如圖1所示，以包含光伏、儲能、微燃機與熱泵等設(shè)備的典型分布式供能系統(tǒng)為例，描述經(jīng)濟模式和電壓追蹤模式下的最優(yōu)潮流模型，

①目標(biāo)函數(shù)建立

分布式供能系統(tǒng)經(jīng)濟最優(yōu)模式的目標(biāo)函數(shù)如式(1)：

式中，C₁表示該模式下的成本函數(shù)；C_ph,i表示第i小時的配網(wǎng)電價預(yù)測值；P_i表示第i小時從配電網(wǎng)輸入的電功率值；C_gas,i表示第i小時的天然氣價預(yù)測值；P_MT,i第i小時微燃機輸出的電功率；η_MT表示微燃機的發(fā)電效率；C_{MT_m}表示折算到單位功率的微燃機硬件成本；P_HP,i表示第i小時熱泵的消耗功率；C_{HP_m}表示折算到單位功率的熱泵硬件成本；P_ES,i表示儲能系統(tǒng)第i小時的充電或放電功率(為表述方便，用正負號區(qū)分放電和充電，以放電為正，不再沿用3.2節(jié)變量形式)；C_{ES_m}表示折算到單位功率的儲能系統(tǒng)硬件成本；P_PV,i表示第i小時光伏的功率，C_{PV_m}表示折算到單位功率的光伏硬件成本。

電壓追蹤模式的目標(biāo)函數(shù)如式(2)

式中，C₂為電壓追蹤模式的目標(biāo)函數(shù)，U_i為第i小時的配電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓值，U_SET為配電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點的電壓設(shè)定值，標(biāo)幺值一般取1.0p.u.

②等式約束

等式約束包括配電網(wǎng)的潮流約束、分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部電負荷約束、熱負荷約束以及儲能系統(tǒng)約束，

潮流約束數(shù)學(xué)表達式為式(3)與式(4)：

式中，P_Gi是節(jié)點i處有功電源注入有功功率；P_Li是節(jié)點i處有功負荷；Q_Gi是節(jié)點i處無功電源注入無功功率；Q_Li是節(jié)點i處無功負荷。

分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部電負荷約束數(shù)學(xué)表達式為式(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小時分布式供能系統(tǒng)內(nèi)的電負荷。

分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部熱負荷平衡約束數(shù)學(xué)表達式為式(6)

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

式中，η_H-E表示熱電聯(lián)供系統(tǒng)供出熱—電功率比，P_MT,iη_{H_E}表示第i小時由熱電聯(lián)供系統(tǒng)提供的熱功率；COP_HP,heat表示熱泵制熱能效比，P_HP,iCOP_HP,heat表示第i小時由熱泵提供的熱功率；P_{H_load,i}表示第i小時分布式供能系統(tǒng)內(nèi)的熱負荷。

儲能平衡約束數(shù)學(xué)表達式為式(7)

③不等式約束

不等式約束包括各設(shè)備的功率約束及儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)約束，表示為如下的約束不等式：

式中，表示熱電聯(lián)供系統(tǒng)額定電功率輸出，表示儲能系統(tǒng)最大充電功率，表示儲能系統(tǒng)最大放電功率。

(4)對第二天實時配電網(wǎng)電壓控制效果進行分析，判斷控制后電壓的運行范圍是否大于0.9pu且小于1.1pu，滿足系統(tǒng)運行需求，進而對下一個周期內(nèi)(下一天)分布式供能系統(tǒng)的冷熱電負荷、分布式電源出力、電價、氣價進行預(yù)測，然后重復(fù)進行步驟(2)至步驟(4)。

其中，所述步驟(3)的經(jīng)濟最優(yōu)模式是指聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓幅值在安全范圍以內(nèi)，在滿足用戶電、熱需求的前提下，基于分時電價/氣價的經(jīng)濟參數(shù)，優(yōu)化調(diào)度分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部各設(shè)備運行狀態(tài)，實現(xiàn)該階段內(nèi)分布式供能系統(tǒng)總成本最小，即經(jīng)濟最優(yōu)。

其中，所述步驟(3)的電壓追蹤模式是指并網(wǎng)點電壓超越預(yù)定安全范圍后，在滿足用戶電、熱需求的前提下，基于配電網(wǎng)潮流計算結(jié)果，通過優(yōu)化分布式供能系統(tǒng)內(nèi)部各設(shè)備的有功出力，使得分布式供能系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點實際電壓持續(xù)追蹤電壓設(shè)定值，即維持該聯(lián)絡(luò)電壓與電壓設(shè)定值之差最小。

實例

為了驗證發(fā)明所提控制方法的有效性，本文基于IEEE 33節(jié)點配電系統(tǒng)搭建仿真算例，分布式供能系統(tǒng)在長饋線末端節(jié)點(節(jié)點18)接入，如圖2所示。算例所采用的分布式供能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖3所示，包含電、氣、熱三條母線，由光伏、儲能、熱泵、微燃機等設(shè)備組成，同時滿足供能區(qū)域內(nèi)的電負荷和熱負荷需求。

本發(fā)明所提出的基于分布式供能系統(tǒng)互動能力的配電網(wǎng)電壓協(xié)調(diào)控制方法以日前預(yù)測得到的光伏、電熱負荷及電價氣價數(shù)據(jù)為依據(jù)制定協(xié)調(diào)調(diào)度控制計劃。我國某地區(qū)冬季某日電負荷、熱負荷預(yù)測值如圖4所示。光伏出力預(yù)測值如圖5所示。分時電價、氣價日前預(yù)測值如圖6所示。

1自然狀態(tài)

為與經(jīng)濟模式、電壓追蹤模式以及雙目標(biāo)協(xié)調(diào)控制模式形成對比，首先計算不考慮分布式供能系統(tǒng)互動響應(yīng)能力時的各設(shè)備出力情況、成本情況以及分布式供能系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓波動情況。

圖7為自然潮流狀態(tài)下各設(shè)備出力情況。如圖7所示，不考慮分布式供能系統(tǒng)互動響應(yīng)能力，微燃機處于停機狀態(tài)，儲能系統(tǒng)不再安排調(diào)度計劃，則系統(tǒng)內(nèi)的電負荷僅由光伏和上級配電網(wǎng)供給，熱負荷僅由熱泵系統(tǒng)供給?？梢钥闯觯芊植际诫娫床▌雍拓摵勺兓绊?，自然潮流狀態(tài)下聯(lián)絡(luò)線功率波動劇烈。

圖8表示自然潮流狀態(tài)下聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓值。處于饋線末端的電網(wǎng)節(jié)點電壓水平整體較低，同時受傳輸功率影響，聯(lián)絡(luò)線電壓幅值大范圍波動，在負荷高峰時段(8時-19時)電壓接近或越出配電網(wǎng)正常電壓下限(0.9pu)，嚴重限制了系統(tǒng)內(nèi)的供能可靠性，也對上游配電網(wǎng)的電壓質(zhì)量造成較大影響。自然潮流下，分布式供能系統(tǒng)的成本為2458.5元。

2經(jīng)濟最優(yōu)模式與電壓追蹤模式

以式(1)為目標(biāo)函數(shù)進行的最優(yōu)潮流計算得到的結(jié)果是調(diào)度計劃的經(jīng)濟最優(yōu)模式，該模式下各設(shè)備的出力情況如圖9所示。調(diào)度計劃的電壓最優(yōu)模式是以式(2)為目標(biāo)函數(shù)的最優(yōu)潮流，該模式下各設(shè)備的出力情況如圖10所示。與出力情況相對應(yīng)，兩種模式下的聯(lián)絡(luò)線電壓對比情況如圖11所示。

如圖11所示，兩種不同模式下的聯(lián)絡(luò)線電壓值呈現(xiàn)出巨大的差異性。電壓追蹤模式下，聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓基本維持在電壓設(shè)定點，全天波動范圍??；經(jīng)濟最優(yōu)模式下，聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓在較大范圍內(nèi)波動，甚至在某些時段內(nèi)甚至超出電壓正常范圍。

考慮分布式系統(tǒng)的供能成本，電壓追蹤模式成本為2509.9元，經(jīng)濟最優(yōu)模式成本為2335.3元。由成本對比可以發(fā)現(xiàn)，電壓追蹤模式的電壓追蹤效果是以舍棄一定的經(jīng)濟性作為代價的。

3雙目標(biāo)協(xié)調(diào)控制模式

為了利用分布式供能系統(tǒng)的互動響應(yīng)能力，盡量減少對上游配電網(wǎng)電壓質(zhì)量造成的影響，同時兼顧系統(tǒng)供能的經(jīng)濟性，本發(fā)明提出一種分布式供能系統(tǒng)內(nèi)的冷/熱/電多能源的雙目標(biāo)協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度來調(diào)整其并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線的功率需求特征，進而輔助改善配電網(wǎng)并網(wǎng)點的電壓質(zhì)量。分布式供能系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度計劃在電壓追蹤模式與經(jīng)濟最優(yōu)模式之間切換。根據(jù)預(yù)測數(shù)據(jù)，經(jīng)濟最優(yōu)模式下的分布式供能系統(tǒng)若在下一個優(yōu)化周期內(nèi)有電壓越限可能，則轉(zhuǎn)入電壓追蹤模式運行，以保持聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓追蹤電壓設(shè)定點；若分布式供能系統(tǒng)下一個優(yōu)化周期電壓無越限可能，則從電壓追蹤模式轉(zhuǎn)為經(jīng)濟最優(yōu)模式，盡量削減供能成本，保持較高經(jīng)濟效益。

圖12為上述場景中雙目標(biāo)協(xié)調(diào)模式與自然潮流狀態(tài)所對應(yīng)的聯(lián)絡(luò)線電壓值，雙目標(biāo)協(xié)調(diào)模式的供能成本為2430.5元。

從圖12可以看出，雙目標(biāo)協(xié)調(diào)模式能夠維持分布式供能系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線并網(wǎng)點電壓處于安全范圍，保證供能系統(tǒng)正常運行，維護上游配電網(wǎng)電壓質(zhì)量，同時在一定程度上提高系統(tǒng)供能經(jīng)濟性。

受自然環(huán)境、生活習(xí)慣影響，配電網(wǎng)區(qū)域的用能行為表現(xiàn)出明顯的季節(jié)變化性、日間變化性以及日內(nèi)變化性，基于分布式供能系統(tǒng)互動能力的配電網(wǎng)電壓協(xié)調(diào)控制方法能夠為該地區(qū)的調(diào)度計劃提供強有力的決策支撐作用，有效提升配電網(wǎng)電壓質(zhì)量。