CN101635458B - 基于双向协调约束的省级与地区电网协调电压控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及基于双向协调约束的省级电网和地区电网协调电压控制方法，属于电力系统自动电压控制技术领域。该方法包括：选择省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功作为省级电网对地区电网的协调变量，选择当前周期省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压幅值作为地区电网对省级电网的协调变量；省级电网侧建立并求解省级电网最优潮流模型，得到省级电网内各节点的状态量、分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限和下限：各地区电网控制中心将原有分界处变电站的变压器高压侧无功相关的约束条件替换地区电网上一个控制周期的协调约束条件，对本地区进行无功电压控制。本方法可有效降低网损，提高电网的电压安全水平。

Description

基于双向协调约束的省级与地区电网协调电压控制方法

技术领域

本发明属于电力系统自动电压控制技术领域，特别涉及基于双向协调约束的省级与地区电网协调电压控制方法。

背景技术

自动电压控制(以下简称AVC，Automatic Voltage Control)系统是实现电网安全(提高电压稳定裕度)、经济(降低网络损耗)、优质(提高电压合格率)运行的重要手段，其基本原理是通过协调控制发电机无功出力、变压器分接头和无功补偿设备，实现电网内无功电压的合理分布。

AVC系统的主站部分是在电力系统控制中心基于软件实现的，这要求其必须与电力系统本身的调度管理体制保持一致。中国互联电网规模十分庞大，其运行由分层分区的多级调度机构来负责管理，大区电网控制中心、省级电网控制中心和地区电网控制中心是其中比较有代表性的三个调度级别。通常情况下，大区电网控制中心负责管理跨省的500kV联络输电网，省级电网控制中心负责管理省内500/220kV输电网，地区电网控制中心负责管理地区内110/10kV配电网。

大区、省、地三级电网在物理上互联一体，但是调度管理上分层分区，这给全局电网的无功优化控制带来了极大困难。针对各级电网的独立控制方法，相互之间缺乏有效协调。事实上，由于各级电网之间互相影响，传统的独立控制方法存在很大局限性。随着自动电压控制系统在各级电网中的普遍推广，由于各自动电压控制系统的控制目标不一致、控制信息不共享、控制操作不同步，从而引发控制系统之间的冲突和过调等问题，最终导致控制频繁动作，并显著降低了控制品质。因此，大区电网、省级电网、地区电网之间的协调电压控制势在必行。

在大区电网控制中心和省级电网控制中心的协调(下简称网省协调)控制方面，本申请人曾经提出过专利授权号为ZL200710065588.9，名称为“一种大区电网与省级电网的协调电压控制方法”的相关方法，其核心思想是利用上下级的联合最优潮流计算实现网省电压控制。但该专利没有涉及省级电网和地区电网之间的协调(下简称省地协调)电压控制方法。省地协调电压控制与网省协调电压控制问题有显著区别，其特殊性主要表现在：

(1)地区电网管辖的低压电网元件众多，数据量大，在省级电网控制中心无法完全建立或获取其模型，因此无法在省级电网控制中心通过全局优化计算进行协调控制。

(2)地区电网一般是以220kV母线为根节点的辐射状电网，其内部无功元件的投切作用最终都将体现在220kV变电站变压器关口无功变化上。

(3)大区电网、省级电网的控制手段以连续变量(发电机)为主，而地区电网的控制变量以离散变量为主，包括可投切低压电容、电抗，有载调压分接头档位等，其控制次数和控制时间间隔都受到严格限制，因此在控制算法方面更侧重使用启发型方法。

在省地协调控制方面，邹根华，郭玉金，姚诸香等在《大电网省地协调自动电压控制(AVC)的研究》(华中电力，2008年，第21卷第3期，9-11页)和《省地协调自动电压控制(AVC)实现方法的研究》(中国电力，2008年，第41卷第12期，6-9页)进行了研究，其核心思想是地区电网AVC系统上传无功上调能力和无功下调能力，在此基础上，省级电网AVC系统下发关口功率因数目标，要求地区电网追随。这种方法本质上以省级电网的利益为出发点，体现的是地区电网对省级电网的支持，但没有体现也无法实现省级电网对地区电网的支持作用。事实上，由于电网之间的紧密耦合，省级电网对地区电网的影响非常显著，省级电网的自动电压控制主要影响220kV母线电压，而220kV母线作为地区电网的根节点，将直接影响地区辐射电网的整体电压水平，如果省级电网将220kV电压向不合理的方向调节，可能导致整个地区辐射电网数十个低电压等级变电站控制设备的大面积动作，但在现有的控制模式下，一方面地区电网只能被动的接收省级电网下发的控制目标，无法针对省级电网不合理的控制行为进行反馈；另一方面，省级电网由于不掌握地区电网内部的具体信息，也无从判定本身的控制行为是否对地区电网产生了负面影响，最终导致上下级电网之间出现不合理的无功流动和控制动作。

发明内容

本发明的目的是为克服已有技术的不足之处，提出一种基于双向协调约束的省级与地区电网的协调电压控制方法，通过省级电网控制中心和地区电网控制中心互相为对方提出协调约束实现双向互动，从而实现省级电网与地区电网之间的全局最优无功电压控制。

本发明提出的一种基于双向协调约束的省级电网与地区电网协调电压控制方法，其特征在于，该方法包括事先确定控制周期，具体控制步骤如下：

(1)当控制周期到来时，选择当前周期省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…作为省级电网对地区电网的协调变量，其中Q_Hm表示所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功，选择当前周期省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压幅值V_H1，V_H2，…V_Hm，…作为地区电网对省级电网的协调变量，其中V_Hm表示所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压幅值，m为正整数；

(2)地区电网根据省级电网与地区电网分界处变电站高、中、低三侧母线电压运行情况计算得到地区电网期望的协调约束上限

和协调约束下限

和

分别表示地区电网所期望的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压约束上限和下限，

取V_Hmmax、V_Hm+K_HMm(V_Mmmax-V_Mm)、V_Hm+K_HLm(V_Lmmax-V_Lm)三式中的最小值，

取V_Hmmin、V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mmmin)、V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lmmin)三式中的最大值，其中V_Mm和V_Lm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的中压侧母线电压当前幅值和低压侧母线电压当前幅值，K_HMm和K_HLm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站变压器高中压侧变比和高低压侧变比，V_Hmmax和V_Hmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站高压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Mmmax和V_Mmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站中压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Lmmax和V_Lmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站低压侧母线电压运行允许上限值和下限值；

(3)地区电网从所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站开始遍历向下辐射的所有低电压等级变电站，统计并累加每个变电站内部可投入和可切除电容器容量，所有变电站的可投入电容器总加容量为Q_cmon ^sum，所有变电站的可切除电容器总加容量为Q_cmoff ^sum，所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限 $Q_{\mathrm{Hm}\max }=Q_{\mathrm{Hm}}+Q_{\mathrm{cmoff}}^{\mathrm{sum}},$ 所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节下限 $Q_{\mathrm{Hm}\min }=Q_{\mathrm{Hm}}-Q_{\mathrm{cmon}}^{\mathrm{sum}};$

(4)地区电网将步骤(2)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限

和下限

步骤(3)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限Q_Hmmax和下限Q_Hmmin通过广域通信网上传到省级电网控制中心；

(5)省级电网侧建立省级电网最优潮流模型如下：

$\min f=P_{\mathrm{Loss}}=\underset{(i,j)\∈\mathrm{NL}}{\mathrm{\Σ}}(P_{\mathrm{ij}}+P_{\mathrm{ji}})---\left(1\right)$

$s.t.Q^{\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ Q_{\mathrm{Gi}}-Q_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ \begin{array}{cc}i=1,..,\mathrm{NB}& {\mathrm{\θ}}_s=0\end{array}\end{array}\right.---\left(2\right)$

$Q^{\′\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{cc}{Q}_{\mathrm{Gi}\min }\≤Q_{\mathrm{Gi}}\≤Q_{\mathrm{Gi}\max }& i=1,...,\mathrm{NB}\\ V_{i\min }\≤V_i\≤V_{i\max }& i=1,...,\mathrm{NB}\end{array}\right.---\left(3\right)$

$Q^{\′\′\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{Hm}}=V_{\mathrm{Hm}}\underset{n\∈M}{\mathrm{\Σ}}{V}_n(G_{\mathrm{mn}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{mn}}-B_{\mathrm{mn}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{mn}})\\ {\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤V_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{H}}_{\mathrm{Hm}\max }\\ Q_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤Q_{\mathrm{Hm}\max }\\ m=1,...,\mathrm{NT}\end{array}\right.---\left(4\right)$

式(1)-(4)中，NB为所述省级电网内所有节点集合，NL为所述省级电网内所有支路集合，式(1)中P_Loss为所述省级电网的有功传输损耗总加，P_ij和P_ji为所述省级电网内第i节点至第j节点的支路(i，j)两端的有功潮流，式(2)中Q′(x)为所述省级电网的潮流方程，式(3)中Q″(x)为表征所述省级电网安全和优质的不等式约束族，式(4)中Q″′(x)为表征所述省级电网与地区电网协调的等式与不等式约束，P_Gi和Q_Gi分别为所述NB内节点i的有功和无功发电输出功率，P_Di和Q_Di分别为所述NB内节点i的有功负荷和无功负荷，V_i和V_j为所述NB内节点i和j的电压幅值，集合I表示所有与节点i有支路连接的节点集合，G_ij、B_ij和θ_ij分别为所述NB内节点i与节点j之间的电导、电纳和相角差，Q_Gimin和Q_Gimax分别为所述NB内节点i的无功发电的下限和上限，V_imin和V_imax分别为所述NB内节点i的电压幅值下限和上限；NT为所述省级电网内与所有地区电网之间分界处变电站关口集合，节点m表示省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线，集合M表示所有与节点m有支路连接的节点集合，V_n为所述集合M中节点n的电压幅值，V_Hm和V_n为V_i(i＝1，…，NB)的子集，G_mn、B_mn和θ_mn分别为所述NT关联的节点m和n之间的电导、电纳和相角差，

和

为地区电网在步骤(4)上传到省级电网控制中心的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限和下限，Q_Hmmax和Q_Hmmin为地区电网在步骤(4)上传到省级电网控制中心的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限和下限；

求解上述省级电网最优潮流模型，得到所述省级电网内各节点的状态量

i＝1，…，NB，其中

和

为节点i的电压幅值和相角，此状态量

和

包含了所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压幅值

和相角

以及与所述的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线有支路连接的节点n的电压幅值

和相角

(6)按式(5)-(8)求解省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功优化目标值

并在此优化目标值

基础上求解省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

$\left\{\begin{array}{cc}{\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}}={\widehat{\mathrm{\θ}}}_m-{\widehat{\mathrm{\θ}}}_n& \left(5\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}={\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}\underset{n\∈M}{\mathrm{\Σ}}{\hat{V}}_n(G_{\mathrm{mn}}\sin {\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}}-B_{\mathrm{mn}}\cos {\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}})& \left(6\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}+{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}& \left(7\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}-{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}& \left(8\right)\end{array}\right.$

其中

表示省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功的控制阈值；

(7)省级电网将步骤(6)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

通过广域通信网下发到各相应的地区电网控制中心；

(8)各地区电网控制中心接收所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限和下限

并将原有电压控制模型中与省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功相关的约束条件替换成如下形式：

${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }$

将该替换后的协调约束条件替换地区电网上一个控制周期的协调约束条件，得到本地区电网的电压控制指令，并对本地区进行无功电压控制；

(9)当下一个控制周期到来，返回步骤1，开始下一轮协调电压控制。

本发明区别于以往方法的显著特征是实现了省级电网和地区电网之间的双向互动，不仅省级电网给地区电网提出协调约束，同时地区电网也向省级电网提出协调约束，双方利用协调约束向对方提出合理的要求，同时在进行自身控制时考虑对方所提出的协调约束，因此既能体现地区电网对省级电网的支持，又能体现省级电网对地区电网的支持。

通过本方法，可以将目前孤立在省级电网控制中心和地区电网控制中心的AVC系统协调起来，实现省级电网和地区电网之间的相互支撑，在全局范围内实现最优的无功电压分布，从而有效降低网损，提高电网的电压安全水平。

具体实施方式

本发明提出的基于双向协调约束的省级电网与地区电网的协调电压控制方法结合实施例详细说明如下：

本方法中事先确定控制周期，一般省地协调控制的周期为5分钟到15分钟不等，此周期可根据实际情况和需求人工设定；

本方法包括以下步骤：

(1)当控制周期到来时，选择当前周期省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…作为省级电网对地区电网的协调变量，其中Q_Hm表示所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功，选择当前周期省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压幅值V_H1，V_H2，…V_Hm，…作为地区电网对省级电网的协调变量，其中V_Hm表示所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压幅值，m为正整数；

按照目前的调度分工，省级电网与地区电网分界处的变电站为一般为220kV变电站，因此，本步骤选择的协调变量Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…为省地分界处220kV变电站主变高压侧无功，V_H1，V_H2，…V_Hm，…为省地分界处220kV变电站220kV母线电压。

(2)地区电网根据省级电网与地区电网分界处变电站高、中、低三侧母线电压运行情况计算得到地区电网期望的协调约束上限

和协调约束下限

和分别表示地区电网所期望的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压约束上限和下限，

取V_Hmmax、V_Hm+K_HMm(V_Mmmax-V_Mm)、V_Hm+K_HLm(V_Lmmax-V_Lm)三式中的最小值，

取V_Hmmin、V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mmmin)、V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lmmin)三式中的最大值，其中V_Mm和V_Lm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的中压侧母线电压当前幅值和低压侧母线电压当前幅值，K_HMm和K_HLm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站变压器高中压侧变比和高低压侧变比，V_Hmmax和V_Hmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站高压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Mmmax和V_Mmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站中压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Lmmax和V_Lmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站低压侧母线电压运行允许上限值和下限值；

本步骤在地区电网控制中心完成，其目的是从地区电网利益出发，提出期望的协调变量约束范围，地区电网以保证220kV变电站高中低三侧电压合格为目标，求解得到220kV侧母线电压必须保证的电压运行范围。

(3)地区电网从所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站开始遍历向下辐射的所有低电压等级变电站，统计并累加每个变电站内部可投入和可切除电容器容量，所有变电站的可投入电容器总加容量为Q_cmon ^sum，所有变电站的可切除电容器总加容量为Q_cmoff ^sum，所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限 $Q_{\mathrm{Hm}\max }=Q_{\mathrm{Hm}}+Q_{\mathrm{cmoff}}^{\mathrm{sum}},$ 所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节下限 $Q_{\mathrm{Hm}\min }=Q_{\mathrm{Hm}}-Q_{\mathrm{cmon}}^{\mathrm{sum}};$

本步骤在地区电网控制中心完成，其目的是统计地区电网内部的可用控制资源，从省级电网和地区电网分界处变电站向下遍历整个地区辐射电网，逐级统计所有变电站的无功可投和可切容量，最终汇总到省级电网和地区电网分界处变电站的变压器高压侧无功上调和下调能力。

(4)地区电网将步骤(2)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限

和下限

步骤(3)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限Q_Hmmax和下限Q_Hmmin通过广域通信网上传到省级电网控制中心；

目前省级电网控制中心和地区电网控制中心之间一般通过调度数据网进行通信，通信协议可以选择104规约、TASE2.0规约、E语言文件等多种方式。

(5)省级电网侧建立省级电网最优潮流模型如下：

$\min f=P_{\mathrm{Loss}}=\underset{(i,j)\∈\mathrm{NL}}{\mathrm{\Σ}}(P_{\mathrm{ij}}+P_{\mathrm{ji}})---\left(1\right)$

$s.t.Q^{\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ Q_{\mathrm{Gi}}-Q_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ \begin{array}{cc}i=1,..,\mathrm{NB}& {\mathrm{\θ}}_s=0\end{array}\end{array}\right.---\left(2\right)$

$Q^{\′\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{cc}{Q}_{\mathrm{Gi}\min }\≤Q_{\mathrm{Gi}}\≤Q_{\mathrm{Gi}\max }& i=1,...,\mathrm{NB}\\ V_{i\min }\≤V_i\≤V_{i\max }& i=1,...,\mathrm{NB}\end{array}\right.---\left(3\right)$

$Q^{\′\′\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{Hm}}=V_{\mathrm{Hm}}\underset{n\∈M}{\mathrm{\Σ}}{V}_n(G_{\mathrm{mn}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{mn}}-B_{\mathrm{mn}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{mn}})\\ {\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤V_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{H}}_{\mathrm{Hm}\max }\\ Q_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤Q_{\mathrm{Hm}\max }\\ m=1,...,\mathrm{NT}\end{array}\right.---\left(4\right)$

式(1)-(4)中，NB为所述省级电网内所有节点集合，NL为所述省级电网内所有支路集合，式(1)中P_Loss为所述省级电网的有功传输损耗总加，P_ij和P_ji为所述省级电网内第i节点至第j节点的支路(i，j)两端的有功潮流，式(2)中Q′(x)为所述省级电网的潮流方程，式(3)中Q″(x)为表征所述省级电网安全和优质的不等式约束族，式(4)中Q″′(x)为表征所述省级电网与地区电网协调的等式与不等式约束，P_Gi和Q_Gi分别为所述NB内节点i的有功和无功发电输出功率，P_Di和Q_Di分别为所述NB内节点i的有功负荷和无功负荷，V_i和V_j为所述NB内节点i和j的电压幅值，集合I表示所有与节点i有支路连接的节点集合，G_ij、B_ij和θ_ij分别为所述NB内节点i与节点j之间的电导、电纳和相角差，Q_Gimin和Q_Gimax分别为所述NB内节点i的无功发电的下限和上限，V_imin和V_imax分别为所述NB内节点i的电压幅值下限和上限；NT为所述省级电网内与所有地区电网之间分界处变电站关口集合，节点m表示省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线，集合M表示所有与节点m有支路连接的节点集合，V_n为所述集合M中节点n的电压幅值，V_Hm和V_n为V_i(i＝1，…，NB)的子集，G_mn、B_mn和θ_mn分别为所述NT关联的节点m和n之间的电导、电纳和相角差，

和

为地区电网在步骤(4)上传到省级电网控制中心的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限和下限，Q_Hmmax和Q_Hmmin为地区电网在步骤(4)上传到省级电网控制中心的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限和下限；

求解上述省级电网最优潮流模型，得到所述省级电网内各节点的状态量

i＝1，…，NB，其中

和

为节点i的电压幅值和相角，此状态量

和包含了所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压幅值和相角

以及与所述的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线有支路连接的节点n的电压幅值

和相角

本步骤在省级电网控制中心完成，上述最优潮流模型与传统最优潮流模型的区别在于增加了表征省级电网与地区电网协调的等式与不等式约束族Q″′(x)，Q″′(x)相关约束主要有两类，一类是地区电网本身的控制能力约束Q_Hmmin≤Q_Hm≤Q_Hmmax，另一类是地区电网提出的协调约束 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤V_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max },$ 从计算方法上，可利用传统的牛顿法、内点法等最优潮流算法求解。

(6)按式(5)-(8)求解省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功优化目标值

并在此优化目标值

基础上求解省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

$\left\{\begin{array}{cc}{\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}}={\widehat{\mathrm{\θ}}}_m-{\widehat{\mathrm{\θ}}}_n& \left(5\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}={\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}\underset{n\∈M}{\mathrm{\Σ}}{\hat{V}}_n(G_{\mathrm{mn}}\sin {\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}}-B_{\mathrm{mn}}\cos {\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}})& \left(6\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}+{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}& \left(7\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}-{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}& \left(8\right)\end{array}\right.$

其中

表示省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功的控制阈值，该阈值可根据控制需求和实际情况人工设定，一般不小于10MVar；

本步骤在省级电网控制中心完成。根据最优潮流计算出的优化解，计算得到省级电网与地区电网分界处变电站的变压器高压侧无功优化目标值，并在此优化目标值基础上考虑允许的控制阈值，得到省级电网所期望的省地分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束范围。

(7)省级电网将步骤(6)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

通过广域通信网下发到各相应的地区电网控制中心；

与步骤(4)类似，省级电网和地区电网之间的通信网络和通信规约都支持双向的数据交换。

(8)各地区电网控制中心接收所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

并将原有电压控制模型中与省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功相关的约束条件替换成如下形式：

${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }$

将该替换后的协调约束条件替换地区电网上一个控制周期的协调约束条件，得到本地区电网的电压控制指令，并对本地区进行无功电压控制；

目前地区电网已有的自动电压控制系统都包括了省地分界处变电站变压器高压侧无功约束，但此约束不是实时刷新的，而是由省级电网离线制定，一般一个季度才更改一次，采用本方法后，该约束条件变成由省级电网周期实时刷新，对于地区电网本身来说，只需要将协调约束替换掉原有的离线约束，这样地区电网自动电压控制系统的控制模型没有任何修改，改变的只是约束条件的具体数值，因此地区电网自动电压控制系统仍然可以使用原有的求解方法进行计算(一般采用专家规则方法)，得到的控制指令将满足约束条件 ${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max },$ 即控制后可以保证省地分界处变电站变压器高压侧无功运行在省级电网控制中心所期望的范围之内。

(9)当下一个控制周期到来，返回步骤1，开始下一轮协调电压控制。

本发明方法的一个实施例说明如下：

本发明实施例考虑1个省级电网和1个地区电网之间的协调电压控制，其中省级电网作为上级电网，主要控制220kV电压等级电网，地区电网作为下级电网，主要控制110kV及更低电压等级电网。本实施例中，省地协调电压控制周期设置为5分钟。

(1)当控制周期到来时，选择当前周期省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…作为省级电网对地区电网的协调变量，其中Q_Hm表示所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功，m为正整数，选择当前周期省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压幅值V_H1，V_H2，…V_Hm，…作为地区电网对省级电网的协调变量，其中V_Hm表示所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压幅值；

例如，考虑省级电网与地区电网边界处的第m个220kV变电站A，Q_Hm选择本站变压器高压侧无功，作为省级电网对地区电网的协调变量，假设其当前值为50MVar，V_Hm选择本站220kV母线电压幅值，作为地区电网对省级电网的协调变量，假设其当前值为226kV；

(2)地区电网根据省级电网与地区电网分界处变电站高、中、低三侧母线电压运行情况计算得到地区电网期望的协调约束上限

和协调约束下限

和

分别表示地区电网所期望的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压约束上限和下限，

取V_Hmmax、V_Hm+K_HMm(V_Mmmax-V_Mm)、V_Hm+K_HLm(V_Lmmax-V_Lm)三式中的最小值，

取V_Hmmin、V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mmmin)、V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lmmin)三式中的最大值，其中V_Mm和V_Lm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的中压侧母线电压当前幅值和低压侧母线电压当前幅值，K_HMm和K_HLm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站变压器高中压侧变比和高低压侧变比，V_Hmmax和V_Hmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站高压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Mmmax和V_Mmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站中压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Lmmax和V_Lmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站低压侧母线电压运行允许上限值和下限值；

假设此变电站A当前中压侧110kV母线电压当前幅值V_Mm为117kV，其运行允许上下限电压V_Mmmax和V_Mmmax分别为118kV和110kV，低压侧10kV母线电压当前幅值V_Lm为10.5kV，其运行允许上下限电压V_Lmmax和V_Lmmin分别为10.9kV和10.0kV，高压侧220kV母线电压运行允许上下限V_Hmmax和V_Hmmin为229kV和220kV；变压器高中压侧变比K_HMm为220/110＝2.0，高低压侧变比K_HLm为220/10＝22.0；

利用以下三个式子中的最小值决定地区电网期望的协调约束上限

V_Hmmax＝229.0kV

V_Hm+K_HMm(V_Mmmax-V_Mm)＝226+2*(118-117)＝228.0kV

V_Hm+K_HLm(V_Lmmax-V_Lm)＝226+22*(10.9-10.5)＝234.8kV

易知，

取228.0kV；

利用以下三个式子中的最大值决定地区电网期望的协调约束下限

V_Hmmin＝220.0kV

V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mmmin)＝226-2*(117-110)＝212.0kV

V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lmmin)＝226-22*(10.5-10.0)＝215.0kV

易知，

取220.0kV；

(3)地区电网从所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站开始遍历向下辐射的所有低电压等级变电站，统计并累加每个变电站内部可投入和可切除电容器容量，所有变电站的可投入电容器总加容量为Q_cmon ^sum，所有变电站的可切除电容器总加容量为Q_cmoff ^sum，所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限 $Q_{\mathrm{Hm}\max }=Q_{\mathrm{Hm}}+Q_{\mathrm{cmoff}}^{\mathrm{sum}},$ 所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节下限 $Q_{\mathrm{Hm}\min }=Q_{\mathrm{Hm}}-Q_{\mathrm{cmon}}^{\mathrm{sum}};$

例如：变电站A从中压侧110kV母线向下辐射出5个110kV变电站，地区电网遍历本220kV变电站和向下辐射的这5个110kV变电站，得到所有变电站的可投入电容器总加容量Q_cmon ^sum为70MVar，所有变电站的可切除电容器总加容量Q_cmoff ^sum为50MVar，由此计算得到变电站A的变压器高压侧无功可调节上限 $Q_{\mathrm{Hm}\max }=Q_{\mathrm{Hm}}+Q_{\mathrm{cmoff}}^{\mathrm{sum}}=50+50=100\mathrm{MVar},$ 无功可调节下限 $Q_{\mathrm{Hm}\min }=Q_{\mathrm{Hm}}-Q_{\mathrm{cmon}}^{\mathrm{sum}}=50-70=-20\mathrm{MVar};$

(4)地区电网将步骤(2)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限

和下限

步骤(3)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限Q_Hmmax和下限Q_Hmmin通过广域通信网上传到省级电网控制中心；

本例中省级电网控制中心和地区电网控制中心基于调度数据网通信，采用TASE2.0规约。

(5)省级电网侧建立省级电网最优潮流模型如下：

$\min f=P_{\mathrm{Loss}}=\underset{(i,j)\∈\mathrm{NL}}{\mathrm{\Σ}}(P_{\mathrm{ij}}+P_{\mathrm{ji}})---\left(1\right)$

$s.t.Q^{\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ Q_{\mathrm{Gi}}-Q_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ \begin{array}{cc}i=1,..,\mathrm{NB}& {\mathrm{\θ}}_s=0\end{array}\end{array}\right.---\left(2\right)$

$Q^{\′\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{cc}{Q}_{\mathrm{Gi}\min }\≤Q_{\mathrm{Gi}}\≤Q_{\mathrm{Gi}\max }& i=1,...,\mathrm{NB}\\ V_{i\min }\≤V_i\≤V_{i\max }& i=1,...,\mathrm{NB}\end{array}\right.---\left(3\right)$

$Q^{\′\′\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{Hm}}=V_{\mathrm{Hm}}\underset{n\∈M}{\mathrm{\Σ}}{V}_n(G_{\mathrm{mn}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{mn}}-B_{\mathrm{mn}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{mn}})\\ {\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤V_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{H}}_{\mathrm{Hm}\max }\\ Q_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤Q_{\mathrm{Hm}\max }\\ m=1,...,\mathrm{NT}\end{array}\right.---\left(4\right)$

式(1)-(4)中，NB为所述省级电网内所有节点集合，NL为所述省级电网内所有支路集合，式(1)中P_Loss为所述省级电网的有功传输损耗总加，P_ij和P_ji为所述省级电网内第i节点至第j节点的支路(i，j)两端的有功潮流，式(2)中Q′(x)为所述省级电网的潮流方程，式(3)中Q″(x)为表征所述省级电网安全和优质的不等式约束族，式(4)中Q″′(x)为表征所述省级电网与地区电网协调的等式与不等式约束，P_Gi和Q_Gi分别为所述NB内节点i的有功和无功发电输出功率，P_Di和Q_Di分别为所述NB内节点i的有功负荷和无功负荷，V_i和V_j为所述NB内节点i和j的电压幅值，集合I表示所有与节点i有支路连接的节点集合，G_ij、B_ij和θ_ij分别为所述NB内节点i与节点j之间的电导、电纳和相角差，Q_Gimin和Q_Gimax分别为所述NB内节点i的无功发电的下限和上限，V_imin和V_imax分别为所述NB内节点i的电压幅值下限和上限；NT为所述省级电网内与所有地区电网之间分界处变电站关口集合，节点m表示省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线，集合M表示所有与节点m有支路连接的节点集合，V_n为所述集合M中节点n的电压幅值，V_Hm和V_n为V_i(i＝1，…，NB)的子集，G_mn、B_mn和θ_mn分别为所述NT关联的节点m和n之间的电导、电纳和相角差，

和

为地区电网在步骤(4)上传到省级电网控制中心的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限和下限，Q_Hmmax和Q_Hmmin为地区电网在步骤(4)上传到省级电网控制中心的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限和下限；

在本例中，在省级电网最优潮流模型中增加了与变电站A相关的约束条件如下：

220.0≤V_Hm≤228.0

-20.0≤Q_Hm≤100.0

其余等式和不等式约束与传统的最优潮流模型相同，可用常规的牛顿法或内点法求解上述最优潮流模型，得到所述省级电网内各节点的状态量

i＝1，…，NB，其中和

为节点i的电压幅值和相角，此状态量

和

包含了所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压幅值和相角

以及与所述的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线有支路连接的节点n的电压幅值

和相角

(6)按式(5)-(8)求解省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功优化目标值

并在此优化目标值

基础上求解省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

$\left\{\begin{array}{cc}{\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}}={\widehat{\mathrm{\θ}}}_m-{\widehat{\mathrm{\θ}}}_n& \left(5\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}={\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}\underset{n\∈M}{\mathrm{\Σ}}{\hat{V}}_n(G_{\mathrm{mn}}\sin {\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}}-B_{\mathrm{mn}}\cos {\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}})& \left(6\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}+{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}& \left(7\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}-{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}& \left(8\right)\end{array}\right.$

其中

表示省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功的控制阈值；

本例中，计算得到的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功优化目标值 ${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}=10.0\mathrm{MVar},$ 取省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功的控制阈值 ${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}=10.0\mathrm{MVar},$ 则省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限 ${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}+{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}=10.0+10.0=20.0\mathrm{MVar},$ 协调约束下限 ${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}-{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}=10.0-10.0=0.0\mathrm{MVar};$

(7)省级电网将步骤(6)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

通过广域通信网下发到各相应的地区电网控制中心；

本例中，与步骤(4)类似，省级电网控制中心和地区电网控制中心基于调度数据网通信，采用TASE2.0规约。

(8)各地区电网控制中心接收所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

并将原有电压控制模型中与省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功相关的约束条件替换成如下形式：

${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }$

将该替换后的协调约束条件替换地区电网上一个控制周期的协调约束条件，得到本地区电网的电压控制指令，并对本地区进行无功电压控制；

本实施例中，地区电网已有的自动电压控制系统都包括了省地分界处变电站变压器高压侧无功约束，但此约束不是实时刷新的，而是由省级电网离线制定，一般一个季度才更改一次，对于变电站A，原有约束条件是0.0≤Q_Hm≤50.0，采用本方法后，该约束条件变成由省级电网周期实时刷新，对于地区电网本身来说，将原有约束条件替换为省级电网下发的协调约束0.0≤Q_Hm≤20.0，而其控制命令的求解方法保持不变，属于常规技术内容；

(9)当下一个控制周期到来(即5分钟后)，返回步骤1，开始下一轮协调电压控制。

Claims (1)

1.一种基于双向协调约束的省级电网与地区电网协调电压控制方法，其特征在于，该方法包括事先确定控制周期，具体控制步骤如下：

(1)当控制周期到来时，选择当前周期省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…作为省级电网对地区电网的协调变量，其中Q_Hm表示所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功，选择当前周期省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压幅值V_H1，V_H2，…V_Hm，…作为地区电网对省级电网的协调变量，其中V_Hm表示所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压幅值，m为正整数；

(2)地区电网根据省级电网与地区电网分界处变电站高、中、低三侧母线电压运行情况计算得到地区电网期望的协调约束上限

和协调约束下限

和

分别表示地区电网所期望的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压约束上限和下限，取V_Hmmax、V_Hm+K_HMm(V_Mmmax-V_Mm)、V_Hm+K_HLm(V_Lmmax-V_Lm)三式中的最小值，

取V_Hmmin、V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mmmin)、V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lmmin)三式中的最大值，其中V_Mm和V_Lm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的中压侧母线电压当前幅值和低压侧母线电压当前幅值，K_HMm和K_HLm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站变压器高中压侧变比和高低压侧变比，V_Hmmax和V_Hmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站高压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Mmmax和V_Mmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站中压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Lmmax和V_Lmmin为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站低压侧母线电压运行允许上限值和下限值；

(3)地区电网从所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站开始遍历向下辐射的所有低电压等级变电站，统计并累加每个变电站内部可投入和可切除电容器容量，所有变电站的可投入电容器总加容量为

所有变电站的可切除电容器总加容量为

所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限

所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节下限

(4)地区电网将步骤(2)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限和下限步骤(3)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限Q_Hmmax和下限Q_Hmmin通过广域通信网上传到省级电网控制中心；

(5)省级电网侧建立省级电网最优潮流模型如下：

$\min f=P_{\mathrm{Loss}}=\underset{(i,j)\∈\mathrm{NL}}{\mathrm{\Σ}}(P_{\mathrm{ij}}+P_{\mathrm{ji}})---\left(1\right)$

$s.t.Q^{\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ Q_{\mathrm{Gi}}-Q_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ i=1,\·\·\·,\mathrm{NB}{\mathrm{\θ}}_s=0\end{array}\right.---\left(2\right)$

$Q^{\′\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{cc}{Q}_{\mathrm{Gi}\min }\≤Q_{\mathrm{Gi}}\≤Q_{\mathrm{Gi}\max }& i=1,\·\·\·,\mathrm{NB}\\ V_{i\min }\≤V_i\≤V_{i\max }& i=1,\·\·\·,\mathrm{NB}\end{array}\right.---\left(3\right)$

$Q^{\′\′\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{Hm}}=V_{\mathrm{Hm}}\underset{n\∈M}{\mathrm{\Σ}}{V}_n(G_{\mathrm{mn}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{mn}}-B_{\mathrm{mn}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{mn}})\\ {\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤V_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }\\ Q_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤Q_{\mathrm{Hm}\max }\end{array}\right.---\left(4\right)$

式(1)-(4)中，NB为所述省级电网内所有节点集合，NL为所述省级电网内所有支路集合，式(1)中P_Loss为所述省级电网的有功传输损耗总加，P_ij和P_ji为所述省级电网内第i节点至第j节点的支路(i，j)两端的有功潮流，式(2)中Q′(x)为所述省级电网的潮流方程，式(3)中Q″(x)为表征所述省级电网安全和优质的不等式约束族，式(4)中Q′″(x)为表征所述省级电网与地区电网协调的等式与不等式约束，P_Gi和Q_Gi分别为所述NB内节点i的有功和无功发电输出功率，P_Di和Q_Di分别为所述NB内节点i的有功负荷和无功负荷，V_i和V_j为所述NB内节点i和j的电压幅值，集合I表示所有与节点i有支路连接的节点集合，G_ij、B_ij和θ_ij分别为所述NB内节点i与节点j之间的电导、电纳和相角差，Q_Gimin和Q_Gimax分别为所述NB内节点i的无功发电的下限和上限，V_imin和V_imax分别为所述NB内节点i的电压幅值下限和上限；NT为所述省级电网内与所有地区电网之间分界处变电站关口集合，节点m表示省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线，集合M表示所有与节点m有支路连接的节点集合，V_n为所述集合M中节点n的电压幅值，V_Hm和V_n为V_i，i＝1，…，NB的子集，G_mn、B_mn和θ_mn分别为所述NT关联的节点m和n之间的电导、电纳和相角差，

和

为地区电网在步骤(4)上传到省级电网控制中心的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限和下限，Q_Hmmax和Q_Hmmin为地区电网在步骤(4)上传到省级电网控制中心的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功可调节上限和下限；

求解上述省级电网最优潮流模型，得到所述省级电网内各节点的状态量

i＝1，…，NB，其中和

为节点i的电压幅值和相角，此状态量

和

包含了所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压幅值

和相角

以及与所述的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线有支路连接的节点n的电压幅值

和相角

(6)按式(5)-(8)求解省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功优化目标值

并在此优化目标值

基础上求解省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

$\left\{\begin{array}{cc}{\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}}={\widehat{\mathrm{\θ}}}_m-{\widehat{\mathrm{\θ}}}_n& \left(5\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}={\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}\underset{n\∈M}{\mathrm{\Σ}}{\hat{V}}_n(G_{\mathrm{mn}}\sin {\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}}-B_{\mathrm{mn}}\cos {\widehat{\mathrm{\θ}}}_{\mathrm{mn}})& \left(6\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}+{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}& \left(7\right)\\ {\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }={\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}-{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}}^{\mathrm{th}}& \left(8\right)\end{array}\right.$

其中

表示省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功的控制阈值；

(7)省级电网将步骤(6)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限

和下限

通过广域通信网下发到各相应的地区电网控制中心；

(8)各地区电网控制中心接收所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限和下限

并将原有电压控制模型中与省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功相关的约束条件替换成如下形式：

${\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\min }\≤Q_{\mathrm{Hm}}\≤{\hat{Q}}_{\mathrm{Hm}\max }$

将该替换后的协调约束条件替换地区电网上一个控制周期的协调约束条件，得到本地区电网的电压控制指令，并对本地区进行无功电压控制；

(9)当下一个控制周期到来，返回步骤(1)，开始下一轮协调电压控制。