柔性直流配電網的靜態運行域初探

肖 峻，莫少雄，秋澤楷

（天津大學智能電網教育部重點實驗室，天津 300072）

近年來，配電網“源荷”的直流特征日益明顯，相比于交流配電網，直流配電網更利于光伏等直流電源及電動汽車等直流負荷的接入。另一方面，城市用電負荷日益密集，交流配電網面臨線路走廊緊缺、供電容量擴展受限的問題[1]，而直流配電網能有效提高供電容量[2]。在此背景下，基于電壓源換流器VSC（voltage source converter）的柔性直流配電網（簡稱柔直網）成為研究熱點[1，3，4]，并已在城區、工業園區、大學校區建成示范工程[5]。

安全性是配電網運行的基本要求。目前，國內外學者多從控制策略優化角度提高柔直網安全性。文獻[6]提出了柔直網分層協調控制架構，可兼顧運行成本與電壓越限概率，維持直流電壓穩定，實現源荷設備依序按可調功率裕度之比出力；文獻[7]提出了考慮功率裕度并附加定直流電壓控制的柔直網自組織下垂控制優化方案，可降低換流站過載風險，實現電壓無差調節。在調度方面，文獻[8]提出了反映柔直網下垂控制下功率和電壓平衡狀態的指標，為柔直網實時調度提供安全性判據；文獻[9]提出了柔直網雙時間尺度調度策略以平衡經濟效益與安全性，其安全性是通過優化下垂系數改善電壓分布、考慮控制器對不平衡功率響應來實現。上述文獻均未確定柔直網調度運行邊界，難以獲得柔直網整體安全性測度與工作點安全裕度，不利于實現柔直網安全態勢感知[10]和預防控制[11]。

域是系統在給定約束下的最大允許運行范圍[12]，確定域是研究系統的基本問題。確定域后，可根據工作點是否在域內判斷系統狀態是否安全，并采取預防控制措施[11]，提高安全裕度。準確刻畫域邊界后，調度員才可將系統運行于接近邊界的高效區域，從而提高系統效率。有學者針對交流配電網，提出了配電安全域DSSR（distribution system se?curity region）的概念和方法[12]，并形成理論體系[10-14]，其方法體現出速度快、可觀測、安全信息豐富的優勢[13]。DSSR 的概念和方法還擴展到艦船直流系統[15]與綜合能源系統[16]。

目前，DSSR 研究主要基于N-1 安全準則，但在配電網運行的大部分時間，N-1事件概率不高，即使工作點越出N-1邊界，當滿足正常運行時的安全約束，配電網仍可正常運行，調度員既可采取預防控制措施，也可暫時觀察不采取措施，但前提是清晰界定正常運行范圍，即運行域。文獻[17]提出了主動配電網中分布式電源和微網運行域的概念、模型與算法。文獻[18]提出了三相不平衡配電網的分布式電源運行域仿射求解算法，運算速度較文獻[17]有所提高。上述研究均采用仿真法，未得到域表達式，難以反映運行域完整邊界。文獻[14]建立了交流配電網運行域模型，采用解析法求得能反映運行域完整邊界的域表達式。

由于柔直網具有最大允許運行范圍，通過對運行域的研究能刻畫出柔直網的調度運行邊界。對于柔直網存在的動態穩定問題[6，7]，其運行域的研究需分靜態和動態兩步進行，本文只研究了其靜態運行域。目前，現有交流配電網運行域模型不再適用柔直網，因此，本文提出了柔性直流配電網的靜態運行域模型。首先討論網絡接線模式與穩態運行特性，然后給出靜態運行域模型與求解方法，最后采用算例在不同控制策略下進行了驗證與分析。

1 接線模式與穩態運行特性

1.1 柔直網接線模式

柔直網的接線模式有輻射狀、單聯絡、環狀、三端互聯等[2，5]，其中單聯絡接線能兼顧可靠性與經濟性，獲得更多青睞。單聯絡柔直網示意如圖1 所示，兩端交流系統經換流站VSC1、VSC2連接到中壓直流母線，再向饋線輸送直流電。直流斷路器將饋線分隔為n+1個饋線段，形成n個節點，各節點通過DC-DC或DC-AC適配器（圖中未畫出）連接直流或交流負荷。

圖1 單聯絡柔直網Fig.1 Single-connection flexible DC distribution network

1.2 柔直網閉環運行方式

在柔直網中，因VSC具有抑制故障電流的限幅控制環節[19]，且不存在無功環流，故一般采取閉環運行方式。某一負荷由多個電源供電，當負荷失去某一電源供電時，其余電源會主動做出功率支援，無需開關倒閘操作。

1.3 柔直網潮流控制策略

柔直網具有潮流連續調控能力，其控制裝置主要為VSC。柔直網的典型潮流控制策略有主從控制、電壓裕度控制和下垂控制[3，4]。

主從控制設置一主換流站VSC0，其直流電壓給定，有功功率可為容量范圍內任意值；其余從換流站VSCk均給定有功功率，直流電壓為安全電壓范圍內任意值。各換流站直流電壓與有功功率的關系可表示為

式中：UVSC0、UVSC0,ref分別為主換流站的實際電壓與電壓參考值；PVSCk、PVSCk,ref分別為從換流站的實際功率與功率參考值；N為從換流站數量。

電壓裕度控制是在主從控制基礎上，在從換流站中設置一臺加裝電壓偏差控制器的備用換流站VSCn，當其電壓在設定范圍內時采用定有功功率模式，當其電壓達到設定的裕度上、下限時切換至定直流電壓模式。各換流站直流電壓與有功功率的關系可表示為

式中：PVSCn、PVSCn,ref分別為備用換流站實際功率與功率參考值；UVSCn、UrefH和UrefL分別為備用換流站的實際電壓、電壓裕度上限和下限。

下垂控制利用給定的各換流站直流電壓與有功功率的斜率關系，實現多點直流電壓控制以及有功功率在各換流站間的自動分配。各換流站直流電壓與有功功率的關系可表示為

式中：UVSCk、UVSCk,ref分別為換流站VSCk實際電壓與電壓參考值；PVSCk、PVSCk,ref分別為換流站VSCk實際功率與功率參考值；Kk為換流站VSCk下垂系數。滿足式（3）的節點被稱之為下垂節點。

2 靜態運行域模型與求解方法

2.1 交流配電網靜態運行域模型

靜態運行域是系統正常運行時滿足各穩態安全約束的工作點集合[17]。其中，工作點是能唯一完整描述系統狀態的一組獨立變量，安全分析中選取負荷功率構成工作點[12]。交流配電網的靜態運行域模型[14]可表示為

式中：ΩDR為運行域；W為由負荷視在功率Si構成的工作點；Θ為工作點定義域；Ui為節點i的電壓幅值；θij為節點i和節點j的電壓相角差；gij、bij分別為節點i和節點j間的電導和電納；S?Bm,r、CBm,r分別為第m號饋線的第r段復功率與容量；Ω(Bm,r)為饋線段Bm,r下游負荷節點集合；Ploss、Qloss分別為饋線段Bm,r及其下游線路的有功和無功損耗；S?Tk、CTk分別為第k號主變復功率與容量；S?Bm,1為第m號饋線出口復功率；Ω(Tk)為所有由第k號主變引出的饋線集合。

式（5）～（6）為潮流方程；式（7）～（8）為饋線段和主變容量約束；式（9）為節點電壓約束。式（4）～（9）模型不適用于柔直網，原因如下。

（1）式（4）～（9）模型針對開環運行的交流配電網，每處負荷都從單一電源經單一路徑獲取電能，由式（7）得到各饋線段功率等于下游負荷功率與網損之和；但閉環運行時，負荷可從多個電源經多個路徑獲取電能，各饋線段功率不能僅用下游負荷表示，因此，當柔直網閉環運行時，由式（7）無法計算各饋線段功率。

（2）柔直網改變了傳統交流配電網潮流的自然分布。式（4）～（9）模型缺少潮流控制策略對應的約束，故不適用于柔直網。

綜上，交流配電網運行域模型不適用于柔直網。此外，艦船直流系統的域模型[15]是針對艦船直流系統特定結構與開環運行方式，也不適用柔直網。

2.2 柔直網靜態運行域模型

柔直網的靜態運行域模型可表示為

式中：ΩDR為運行域；W為由負荷有功功率構成的工作點；Θ為工作點定義域；Pi、Ui分別為節點i的凈注入功率和直流電壓；Gij為節點i、j間的互電導，j∈i表示所有和i相連的節點j（含j=i）；Pij、CBij分別為節點i、j之間饋線段Bij的功率和容量；CVSCk、UVSCk、PVSCk分別為換流站VSCk的容量、直流電壓和注入柔直網的功率；fk(PVSCk,UVSCk)=0 為VSCk電壓與功率關系式；Ui,max、Ui,min分別為節點i允許的最高和最低電壓。

式（11）為潮流方程；式（12）為饋線段容量約束；式（13）為節點電壓約束；式（14）為換流站容量約束，因連接柔直網的主網可視為無窮大電源[20]，所以未考慮換流站交流側約束；式（15）為換流站直流電壓與有功功率關系約束。

式（10）～（15）柔直網模型與式（4）～（9）交流配電網模型的區別是：式（12）中饋線段功率采用由潮流計算得出的節點電壓及節點電導表示，式（7）中饋線段功率直接用其下游所帶負荷表示；柔直網模型相比交流配電網模型還增加了對換流站直流電壓與有功功率關系的約束，即式（15）。

式（10）～（15）模型能適用于柔直網，是因為該模型兼顧了柔直網的閉環運行能力與潮流控制策略。其中，式（12）的饋線段功率由節點電壓及節點電導表示，對于開環和閉環均適用；式（15）能夠表示不同換流站的節點類型，該約束可在主從控制和電壓裕度控制時提供主換流站電壓、從換流站功率等已知量，在下垂控制時，將潮流方程與該約束聯立求解。

2.3 模型求解方法

在求解交流配電網運行域及安全域時，為獲得完整的域邊界，常采用解析法求出域表達式[11-14]。求解過程中因潮流方程的非線性，難以得到顯式解析解，故一般基于直流潮流線性化[11-14]。

本文也采用解析法求解柔直網運行域。與交流配電網類似，柔直網潮流方程式（11）也是非線性的，需要線性化才能求得域表達式。為此，本文采用柔直網的DistFlow 支路潮流線性化法[21]，在計算電壓降時，用額定電壓代替實際電壓，將式（10）～（15）模型化為關于負荷功率的線性不等式組，求解得到域表達式，最后近似計及網損，具體步驟如下。

步驟1 檢查網絡并解環。檢查柔直網是否含環網，若無環網，直接執行下一步；若含環網，則從定直流電壓節點或下垂節點解環，形成與解環點電壓相同的無環網絡。

步驟2 獲取饋線段功率表達式。根據Dist?Flow 支路潮流線性化法，獲取的饋線段功率PBk關于節點凈流出功率Pj的線性表達式為

式中：φ(Bk,Bn)為饋線段Bk與末端饋線段Bn之間節點集合；Pj為負荷功率，在下垂控制下含有下垂節點功率；PBn為末端饋線段Bn的功率。

步驟3 獲取負荷節點電壓表達式。根據Dist?Flow 支路潮流線性化法，以定直流電壓方式或電壓-有功下垂方式的換流站電壓UVSCm為基準，用額定電壓UN、饋線段電阻RBi和步驟2求得的饋線段功率PBi來計算電壓降，負荷節點電壓Uk關于各節點功率的線性表達式為

步驟4 處理下垂節點。在主從控制和電壓裕度控制時，無下垂節點，直接執行下一步。在下垂控制時，將式（3）所示換流站電壓-有功下垂關系式與線性化潮流方程聯立求解后，將步驟2 和步驟3已獲取表達式中的下垂節點功率和下垂節點電壓用關于負荷功率的線性化表達式表示。

步驟5 考慮換流站運行方式切換。主從控制和下垂控制時，換流站運行方式不切換，執行下一步；在電壓裕度控制時，備用換流站在定直流電壓方式和定有功功率方式之間切換，根據換流站節點類型變化情況，重復步驟1～4，求出換流站所有運行方式下饋線段功率和負荷節點電壓表達式。

步驟6 求出域表達式。使由負荷功率線性表示的饋線段功率、換流站功率及節點電壓滿足正常運行時安全約束，形成關于負荷功率的線性不等式組，并將換流站所有運行方式下的結果取并集，得到某一控制策略下靜態運行域表達式。

步驟7 考慮網損修正域表達式。由于不同的運行域邊界點網損不同，本文用網損最大與網損最小點的偏差率平均值eˉ來近似表示全體邊界點的偏差率，用于修正域表達式中的容量約束，使邊界向內平移eˉ，從而近似計及了網損。

3 算例分析

3.1 算例概況

單聯絡柔直網算例如圖2 所示。設饋線總長為6 km，饋線容量為8.028 MW，各饋線段電阻均為R= 0.469 2 Ω。換流站容量CVSC1=CVSC2= 10 MW。主從和電壓裕度控制下主站VSC1電壓取額定電壓UN=10 kV；電壓裕度控制下VSC2電壓裕度取±5%UN；下垂控制下2 個換流站控制參數均相同，直流電壓參考值Udc,ref=10 kV，有功功率參考值Pref=4 MW，下垂系數K=0.1。負荷電壓允許范圍取[0.9UN，1.05UN]。

圖2 算例電網結構Fig.2 Structure of grid network in a numerical example

3.2 靜態運行域計算

采用本文模型與求解方法計算柔直網在典型控制策略下的靜態運行域，以下垂控制為例，給出計算過程，其他控制策略的計算過程見附錄A。

3.2.1 計算過程

步驟1 本算例不含環網，直接執行下一步。步驟2 獲取饋線段功率表達式，即

步驟4 將換流站電壓-有功下垂關系式與線性化潮流方程聯立，即

式（20）的前兩個等式是本文模型中式（15）針對下垂控制的具體化，體現了換流站直流電壓與有功功率需要滿足的下垂關系，而交流配電網靜態運行域模型無法體現此下垂關系。對式（20）求解可得

將K= 0.1，R= 0.469 2 Ω，UN= 10 kV 代入式（21），根據換流站電壓-有功下垂關系，得到VSC1功率和電壓關于負荷功率的線性表達式為

步驟5 下垂控制下換流站運行方式不做切換，執行下一步。

步驟6 將式（22）代入式（18）、式（19），得到由負荷功率表示的饋線段功率、換流站功率、節點電壓，使這些物理量滿足正常運行時的安全約束，形成關于負荷功率的線性不等式組，即

步驟7 網損修正。網損最小和最大邊界點分別為（7.699 7，7.699 7）和（0，13.437 9），求解過程見附錄B。網損最小點與式（24）對應邊界點（8.028，8.028）偏差4.09%，網損最大點與式（24）對應邊界點（0，14.112 8）偏差4.78%，兩偏差平均值為4.44%。將式（24）邊界向內平移4.44%，得到近似計及網損后的域表達式，即

3.2.2 計算結果

不同控制策略下柔直網靜態運行域表達式見表1。

表1 算例中柔直網靜態運行域表達式Tab.1 Expressions of static dispatchable region of flexible DC distribution network in the example

3.2.3 誤差分析

在本文模型求解中進行了近似線性化處理。為分析所得運行域邊界的誤差，先通過潮流計算得到精確邊界點，再將求出的精確邊界點P1值代入表1中的域表達式，求出對應有相同P1值的近似邊界點，精確邊界點與近似邊界點的誤差可表示為

式中：（a，b）為修正后近似邊界點；（a，c）為與P1值相同的精確邊界點。

邊界點最大誤差見表2，詳細數據見附錄表C1。

表2 算例中柔直網靜態運行域邊界點誤差Tab.2 Errors at boundary points of static dispatchable region of flexible DC distribution network in the example

由表2可知，本算例（饋線總長6 km）運行域邊界點誤差較小。誤差源于求解方法對網損的近似，網損與饋線長度正相關。目前柔直網應用的城區、工業園區、大學校區的饋線長度不大于6 km，因此本文求解方法能滿足目前實際柔直網的精度要求。

3.3 不同控制策略下分析

可視化是研究域的常用手段[15-18]，故通過可視化比較不同控制策略下靜態運行域。柔直網一般閉環運行，閉環運行時只有節點功率能反映負荷大小，饋線出口功率不能反映負荷大小。因此，在柔直網運行域可視化時，一般選取節點功率為觀測變量。以節點功率P1、P2為觀測變量的可視化靜態運行域如圖3所示。

圖3 典型控制策略下柔直網可視化靜態運行域Fig.3 Visualized static dispatchable region of flexible DC distribution network under typical control strategies

由圖3可得如下規律。

規律1 主從控制和電壓裕度控制下的靜態運行域大小相同，其主要是因為電壓裕度控制下柔直網有兩種正常運行狀態。

在狀態1 下，VSC2電壓在裕度內且給定有功功率，安全約束與主從控制的唯一區別是增加對VSC2電壓范圍的限制，由附錄式（A7）結果可知，在特定VSC2功率下負荷允許范圍較主從控制時變小，但當VSC2功率在全范圍內可調時，負荷允許范圍與主從控制相同。

在狀態2 下，線路壓降過大使VSC2進入定直流電壓模式，VSC2電壓鉗制在設定的上限或下限，其功率不再可控，饋線段功率同時受饋線段電阻和2 個換流站電壓差影響，使該狀態下負荷允許范圍較狀態1 縮小，見附錄式（A8）～（A9）。在狀態2 中負荷允許范圍縮小，但靜態運行域是所有正常運行狀態中的負荷允許范圍，因此對上述兩種狀態中的負荷允許范圍取并集后，電壓裕度控制的靜態運行域與主從控制大小相等。

規律2 主從和電壓裕度控制下靜態運行域大于下垂控制下靜態運行域。其主要原因是在下垂控制下，由式（21）分析可知換流站功率與負荷功率間存在一定牽制關系，換流站功率不能獨立調控；然而在主從控制和電壓裕度控制下，從換流站功率可以獨立調控，與負荷功率間無牽制關系，靜態運行域約束和下垂控制相比，減少了與換流站數量相同的等式約束，因此靜態運行域更大。

4 結 語

本文初探了柔性直流配電網的靜態運行域，提出柔性直流配電網的靜態運行域模型及其解析化求解方法，有效刻畫了柔性直流配電網正常運行時的最大允許范圍。誤差分析結果表明，本文模型與求解方法能滿足目前實際柔性直流配電網的精度要求。

本文模型與求解方法能適用于主從控制、電壓裕度控制、下垂控制三種典型控制策略。研究發現主從控制和電壓裕度控制的靜態運行域大小相同，均大于下垂控制的靜態運行域。

后續將研究N-1安全域，考慮穩定問題，擴展到LCC-VSC混合直流配電網與交直流混聯配電網。

附錄A 其他控制策略下靜態運行域計算

A1 主從控制下靜態運行域計算正文算例柔直網在主從控制下安全約束可表示為

式中：主換流站電壓為額定電壓UN；從換流站功率PVSC2為可控量，這是模型式（15）對主從控制的具體化。

饋線段容量CB1=CB2=CB3=8.028 MW，換流站容量CVSC1=CVSC2=10 MW，額定電壓UN=10 kV，負荷電壓允許范圍為[0.9UN,1.05UN]，各饋線段電阻R均為0.469 2 Ω。將數據代入附錄式（A1），剔除無效約束，PVSC2取值范圍為[-8.028，8.028]，則靜態運行域表達式為

根據網損對附錄式（A2）進行修正。潮流計算可得網損最小邊界點為（7.725 6，7.725 6），與附錄式（A2）對應邊界點（8.028，8.028）偏離3.77%；網損最大邊界點為（0，15.125 6），與附錄式（A2）對應邊界點（0，16.056）偏離5.79%。將附錄式（A2）所示邊界按偏差平均值4.78%向內平移，則修正后近似考慮網損的靜態運行域表達式為

A2 電壓裕度控制下靜態運行域計算

在電壓裕度控制時，備用換流站VSC2電壓裕度為±5%UN，當VSC2工作在定有功功率模式且電壓在±5%UN內時，柔直網安全約束為

當VSC2工作在定直流電壓模式且電壓為上限1.05UN時，柔直網安全約束為

當VSC2工作在定直流電壓模式且電壓為下限0.95UN時，柔直網安全約束為

附錄式（A4）～（A6）中，主換流站VSC1電壓均為UN。附錄式（A4）給定備用換流站功率PVSC2且限定UVSC2在±5%UN內；附錄式（A5）給定備用換流站電壓1.05UN；附錄式（A6）給定備用換流站電壓0.95UN。這些均為模型式（15）對電壓裕度控制的具體化。

附錄式（A4）～（A6）化簡后有效約束分別為

式中，PVSC2是在[-8.028，8.028]內的控制變量。

將附錄式（A7）～（A9）表示的不同狀態下安全約束取并集，代入數據，PVSC2取值范圍為[-8.028，8.028]，則柔直網在電壓裕度控制下的靜態運行域表達式為

根據網損對附錄式（A10）進行修正。潮流計算可得網損最小邊界點為（7.725 6，7.725 6），與附錄式（A10）對應邊界點（8.028，8.028）偏離3.77%；網損最大邊界點為（0，15.125 6）與附錄式（A10）對應邊界點（0，16.056）偏離5.79%。將附錄式（A10）所示邊界按偏差平均值4.78%向內部平移，得到修正后近似考慮網損的靜態運行域表達式為

A3 主從和電壓裕度控制下網損最小和最大邊界點求解

由于主從控制和電壓裕度控制下靜態運行域邊界相同，其對應邊界點狀態也相同，故統一考慮。

A3.1 網損最小邊界點求解

網損最小時潮流具有對稱性。圖2中，B1和B3功率達上限8.028 MW，產生等量損耗；B2無功率流動，損耗為0；VSC1和VSC2電壓均為10 kV，負荷功率為

由此可得網損最小的邊界點為（7.725 6，7.725 6）。

A3.2 網損最大邊界點求解

網損最大時，某一節點負荷為0，另一節點負荷最大。

1）P1=0，P2最大

邊界點為（15.189 1，0）。

3）比較以上2個邊界點（0，15.125 6）與（15.189 1，0）的網損大小，因2個邊界點下的總注入功率均為8.028×2=16.056 MW，所帶負荷15.125 6 MW<15.189 1 MW，故網損最大邊界點為（0，15.125 6）。

附錄B 下垂控制下網損最小與最大邊界點求解

B1 網損最小邊界點求解

網損最小時潮流具有對稱性。圖2中，B1和B3功率達上限值8.028 MW，產生等量損耗；B2無功率流動，損耗為0；2個換流站電壓均為[10-0.1（8.028-4）]kV，負荷功率為

B2 網損最大邊界點求解

網損最大的邊界點產生于某一節點負荷為0且另一節點負荷最大的2個邊界點之中，由于下垂控制時VSC1和VSC2控制方式及參數相同，故這兩個邊界點負荷分布是對稱的，只需求其中任一邊界點即可。

可求P1=0且P2最大的邊界點，此時只有B3功率達上限8.028 MW，各饋線段均產生損耗，VSC2電壓為10-0.1（8.028-4）=9.597 2 kV，則負荷P2節點電壓為

附錄C 靜態運行域邊界誤差計算

各種控制策略，均給出某一精確邊界點計算過程，其它邊界點計算過程類似，不再贅述。

C1 下垂控制下誤差計算

本算例有效約束均為饋線段容量約束，因此計算精確邊界點時需令相應饋線段功率達到上限。下垂控制時，對于邊界點（P1，P2），若P1P2，則僅饋線段B1功率達到上限；若P1=P2，則饋線段B1和B3功率均達到上限。

當P2=11.525 2 MW時，求出P1允許的最大值即可求出該精確邊界點。根據功率平衡可知P1

負荷功率P1、VSC1電壓UVSC1、VSC1功率PVSC1滿足的方程組為

解得P1=2.615 1 MW，可得精確邊界點為（2.615 1，11.525 2）。將精確邊界點P1值代入表1中的域表達式，得到對應近似邊界點為（2.615 1，11.504 9），由式（26）計算出該近似邊界點的誤差為

C2 主從和電壓裕度控制下誤差計算

因主從控制和電壓裕度控制下靜態運行域邊界相同，其對應邊界點狀態也相同，誤差計算一并考慮。

在主從和電壓裕度控制時，邊界點（P1，P2）、饋線段B1和B3功率均達上限值為8.028 MW。

假設P1=1.287 6 MW，求出P2允許的最大值即可求出該精確邊界點。VSC1電壓為10 kV，P1節點電壓為

負荷P2大小為P2,1+P2,2=6.228 0+7.706 5=13.934 5 MW，此精確邊界點為（1.287 6，13.934 5）。

將精確邊界點P1值代入表1中的解析式，得對應近似邊界點（1.287 6，14.001 4）。由式（26）算得誤差為

按上述方法可求出多個精確邊界點、近似邊界點及其誤差，三種典型控制策略下的域邊界點誤差見附錄表C1。

表C1 典型控制策略下柔直網靜態運行域邊界點誤差Tab.C1 Errors at boundary points of static dispatchable region of flexible DC distribution network under typical control strategies