基于分布式控制的电力系统自动化技术研究

引言

电力系统作为国家能源体系的重要组成部分，其自动化水平与能源安全、经济运行和社会稳定密切相关。分布式控制技术将控制功能分散至系统各个节点，通过区域自主决策与全局协同优化相结合的方式，为应对上述问题提供了新的思路。由此可见，深入开展基于分布式控制的电力系统自动化技术研究，对推动现代电力系统朝着更加灵活、可靠、高效的方向发展，具有较为重要的理论价值与实践意义。

1 分布式控制的核心原理

多智能体协同机制：电力系统可被划分为多个具备自主决策能力的智能体。各智能体主要依据本地信息，并与相邻节点进行有限交互，以此执行局部控制任务。借助预设协同规则，在一定程度上实现全局目标的涌现式达成。以微电网为例，其中各分布式电源通过共享电压、频率信息，尝试自主调节出力，从而维持系统稳定运行。

分层控制策略：常见的“本地-区域-全局”三级控制架构，在实际应用中发挥着重要作用。本地控制层负责对单个设备进行实时调节，如光伏逆变器的 MPPT 控制；区域控制层则致力于协调同一分区内多个节点的运行，例如配电网的无功优化；全局控制层通过轻量化通信实现跨区域协同，如互联微电网之间的功率交换。这种分层设计在保障局部响应速度的同时，也为实现全局优化目标提供了可能。

2 分布式控制在电力系统自动化中的关键应用

2.1 分布式能源并网控制

有功-无功协同调节：各分布式电源控制器持续监测并网点电压与频率，借助下垂控制算法模拟同步发电机特性。在实际运行中，当频率出现降低趋势时，适当提升有功出力；电压有所下降时，相应增加无功输出。通过相邻节点间的信息交互与共享，各电源根据自身容量分担调节任务，有助于减少单一节点出现过载的可能性。

储能-新能源联合控制：在包含储能装置的微电网场景下，分布式控制器对光伏、风电与储能的充放电进行协同管理。一般而言，当光照强度增强时，储能设备会自动切换至充电状态，以吸纳多余电能；当新能源出力突然减少时，储能则迅速放电，从而缓解功率不足的情况。通过这样的控制策略，期望将并网点的功率波动控制在 ±5% 以内，以尽量满足电网接入的相关要求。

2.2 输电系统自动化控制

动态潮流优化：随着大规模分布式能源接入，传统集中式潮流计算在应对潮流反转问题时面临一定挑战。而分布式控制将输电网络划分为多个区域，各区域控制器依据相邻区域的边界潮流数据，运用分布式优化算法（如交替方向乘子法）对 FACTS 装置（如 SVC 静止无功补偿器）参数进行调整，从而实现降低线损、提高传输容量的目标。

故障定位与隔离：当输电线路出现短路故障时，沿线布置的智能终端能够通过同步采样数据的分析比对，较为精准地定位故障点（误差大致可控制在 500 米以内），并自动触发相邻断路器跳闸，实现故障区段的隔离。相较于传统集中式保护，故障处理时间有望从秒级缩短至毫秒级，在一定程度上缩小停电范围。

2.3 配电系统自动化控制

主动配电网重构：分布式控制器可结合负荷分布及分布式能源输出情况，对配电网络拓扑进行动态调整（如控制开关状态），有助于降低网络损耗。实践数据表明，当馈线出现负荷过重问题时，通过控制器闭合联络开关，将部分负荷转移至负载较轻的馈线，线损降幅可达 8%-12% 。

用户侧需求响应：借助智能电表采集用户用电数据，分布式控制器与用户侧各类负荷（如智能空调、电动汽车充电桩等）进行交互，在电网负荷高峰时段启动需求响应机制。通过对可中断负荷（如工业电解槽）实施短时停电，以及对柔性负荷（如充电桩）的充电时段进行调整，可有效实现削峰填谷。在部分试点项目中，该技术使区域峰荷降低 10%-15% 。

三相不平衡治理：在低压配电网络环境下，由于单相负荷的随机接入，三相电流不平衡问题较为普遍，进而导致线损与设备损耗增加。分布式控制器通过实时监测各相电流差值，灵活控制三相负荷切换开关或静止无功发生器（SVG），可显著改善三相电流平衡状态，将不平衡度从 20% 以上优化至 5% 以内。

3 关键技术挑战与解决策略

3.1 控制精度与系统稳定性矛盾

分布式控制以局部信息为决策依据，在实际应用中，若未能充分考虑系统全局特性，可能对控制精度和稳定性产生一定影响。例如，在频率和电压调控方面，若多个分布式电源侧重于本地效益最大化，而对系统整体功率平衡关注不足，有可能引发频率异常等问题。

解决策略：

可考虑引入“虚拟领航者”机制，于关键节点设置基准频率、电压等参考信号，使各控制器能够依据与参考信号的偏差，灵活调整控制策略，从而实现系统全局的协同运行。

鲁棒控制算法（如 H∞控制）具有良好的适应性，在系统模型参数存在一定误差或面临外部干扰时，有助于维持系统的稳定运行状态。

通过定期的轻量化通信，适时同步全网平均频率等关键全局状态信息（例如每 10 分钟进行一次同步），可有效减少局部决策偏差对系统整体性能的影响。

3.2 通信延迟与数据可靠性

在分布式控制模式下，通信实时性与准确性对系统运行存在显著影响。控制周期通常设定在 10-100ms 的时间尺度内，然而当涉及长距离数据传输或网络负载高峰期时，可能出现一定程度的信息传输延迟，进而对控制性能产生潜在影响。此外，传感器硬件故障或网络安全威胁，也可能致使数据完整性受损，增加系统误动作风险。

优化思路：

引入边缘计算架构，通过将部分控制逻辑下沉至本地控制器，降低对远程通信链路的依赖程度。以光伏逆变器最大功率点跟踪（MPPT）控制为例，可将该功能模块本地化实现，仅向中央控制系统上传关键运行结果。

构建动态通信调度机制，根据数据重要性进行差异化传输策略设计。优先保障故障预警、保护指令等关键信息的实时传输，对历史数据统计、设备状态分析等非时效性数据实施分时段传输。

建立多层次数据校验体系，采用多源数据交叉验证技术（如基于相邻计量节点的功率平衡校验）提升数据可信度，结合卡尔曼滤波算法对实时数据进行噪声抑制与平滑处理。

结束语

基于分布式控制的电力系统自动化技术，通过去中心化决策、多节点协同与事件驱动响应机制，为分布式能源大规模接入及电网形态复杂化带来的问题提供了一种颇具潜力的解决思路。目前，该技术的发展进程中，控制精度与稳定性的协调、通信延迟影响以及多主体利益平衡等问题仍有待进一步研究。展望未来，伴随数字孪生、元宇宙等新兴技术的逐步成熟，分布式控制有望构建起物理电网与数字镜像间更紧密的实时交互体系，为电力系统自动化提供更具创新性的控制方案，从而为新型电力系统建设和“双碳”目标的推进注入新的活力。

参考文献

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