一、引言

随着“双碳”目标推进，分布式电源（如分布式光伏、小型风电、燃气轮机等）接入规模持续扩大。截至2024年，我国分布式电源累计并网容量超10亿千瓦，占总发电装机容量的比重突破35%。与集中式发电不同，DG出力受自然条件、负荷变化影响显著，如光伏出力随光照强度剧烈波动，风电出力受风速影响呈现间歇性，这种特性打破了传统电力系统的功率平衡稳态，对依赖“确定性运行”的自动化控制策略提出严峻挑战。

传统自动化控制策略以集中式发电为核心，通过AGC（自动发电控制）调节机组出力、AVC（自动电压控制）控制无功设备，实现频率与电压稳定。但高比例DG接入后，系统惯量降低、无功调节能力减弱，传统策略易出现频率失稳、电压越限等问题。基于此，研究DG接入对自动化控制的影响及优化策略，成为保障电力系统安全运行的关键。

二、分布式电源接入对电力系统自动化控制的核心影响

2.1频率调节难度加剧

传统电力系统依赖同步发电机的转动惯量抑制频率波动，而光伏、风电等DG多通过电力电子变流器接入，惯量近乎为零，导致系统整体惯量降低30%-50%。当DG出力骤降或负荷突增时，系统频率调节速度滞后，易突破±0.5Hz的安全阈值。同时，DG的随机性使传统AGC策略“集中调度”模式失效，调度中心难以精准预测DG出力，导致机组调节指令与实际功率需求不匹配，加剧频率波动。某分布式光伏集中接入区域数据显示，DG渗透率超40%后，频率波动幅度较传统模式增加2倍。

2.2电压控制精度下降

DG接入点的电压受其出力波动直接影响，光伏、风电出力增加时，接入点电压抬升，出力骤降时电压跌落，传统电压控制策略难以快速响应。一方面，DG多接入配电网末端，配电网线路阻抗较大，出力变化引发的电压波动范围可达±10%；另一方面，部分DG（如分布式光伏）功率因数调节能力有限，无法提供充足的无功支撑，而传统AVC策略依赖变电站无功补偿装置，调节延迟达10-15秒，无法匹配DG出力的快速波动，导致电压越限频发。

2.3潮流分布呈现复杂性

传统配电网潮流呈“单向辐射”分布，DG接入后形成“多源供电”格局，潮流方向随DG出力变化呈现双向流动特征。当DG出力大于本地负荷时，潮流反向倒送至上一级电网，可能导致线路过载、保护装置误动；当DG出力不足时，潮流恢复正向流动，这种交替变化使传统潮流计算模型误差增大，自动化调度系统难以精准制定供电方案。此外，DG的分散性使系统短路电流水平发生变化，可能导致继电保护定值失配，增加故障切除难度。

三、分布式电源接入下自动化控制策略优化路径

针对DG接入带来的挑战，从频率、电压、潮流三个维度优化自动化控制策略，构建“源网荷储”协同控制体系，提升系统适应性。

3.1频率调节策略：惯量补偿与分布式协同

采用“虚拟惯量控制+多主体协同调节”优化频率控制。在DG变流器中引入虚拟惯量控制算法，通过模拟同步发电机的惯量特性，当系统频率变化时，变流器快速调整输出功率，提供短时频率支撑，可使系统等效惯量提升40%以上。例如，分布式光伏逆变器加入虚拟惯量控制后，出力骤降时的频率跌落幅度从0.8Hz降至0.3Hz。

构建“AGC+DG本地控制+储能调节”的三级协同体系：调度中心AGC根据全局功率平衡下发调节指令；DG本地控制器实时响应频率偏差，在允许范围内自主调整出力；储能系统作为“缓冲单元”，在DG出力骤变时快速充放电，响应时间控制在0.5秒内。通过三级协同，实现频率偏差精准控制在±0.2Hz内。

3.2电压控制策略：分层分区与无功协同

实施“分层分区控制+无功资源协同”的电压优化方案。按DG接入容量与分布特点，将配电网划分为多个控制分区，每个分区设置电压控制主节点，采用“主节点电压偏差-分区无功分配”的控制逻辑。在DG接入点配置可调节无功逆变器，使DG具备功率因数0.9（超前）-0.9（滞后）的调节能力，实时补偿本地无功需求。

升级AVC系统为“集中-分布式”协同架构：集中层基于全网状态优化无功分配方案；分布式层由DG逆变器、配电网静止同步补偿器（D-STATCOM）组成，根据主节点电压指令快速响应，调节延迟缩短至2秒以内。某工业园区应用该策略后，DG接入区域电压波动幅度从±10%降至±4%，电压合格率提升至99.8%。

3.3潮流控制策略：柔性调控与动态优化

采用“柔性设备调控+动态潮流优化”解决潮流双向流动问题。在DG集中接入区域部署柔性直流换流器（VSC）、固态开关（SS）等设备，通过VSC精确控制有功功率传输，避免线路过载；利用SS快速切换供电路径，当潮流反向时自动调整网络拓扑，确保潮流分布合理。

构建基于大数据的动态潮流计算模型，整合DG出力预测数据、负荷数据及设备状态数据，采用粒子群优化算法实时更新潮流计算结果，为调度系统提供精准决策支持。同时，优化继电保护策略，采用“自适应保护定值”模式，根据DG接入容量动态调整保护阈值，避免反向潮流导致的保护误动。

四、控制策略优化的保障措施

技术保障方面，搭建“源网荷储”协同控制平台，整合DG监测、调度控制、储能管理等功能，实现数据实时共享与指令快速下发；建立DG出力预测体系，结合数值天气预报与机器学习算法，提升短期（15分钟-4小时）预测精度至90%以上。管理保障方面，制定DG接入自动化控制技术规范，明确虚拟惯量参数、无功调节范围等技术要求；建立“调度-发电-用户”协同机制，引导用户参与需求响应，在DG出力不足时削减可中断负荷。

五、结论

分布式电源接入对电力系统自动化控制的频率、电压及潮流调节带来根本性挑战，核心在于应对DG出力的波动性与随机性。通过引入虚拟惯量控制构建三级频率调节体系、采用分层分区模式优化电压控制、依托柔性设备实现潮流动态调控，可有效提升系统对DG的适配能力。

未来，随着人工智能、数字孪生技术的融合应用，可进一步构建电力系统数字孪生模型，实现DG接入场景的虚拟仿真与控制策略预优化，推动电力系统自动化控制向“智能化、自适应”升级，为能源转型提供坚实支撑。

参考文献

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