CN103545814B - 一种交直流混合电力系统协调电压控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种交直流混合电力系统协调电压控制方法，属于电力系统自动电压控制技术领域。首先采集直流系统以及其近区交流系统的关键运行测量值，根据运行测量值判断电力系统的当前协调控制状态，并根据协调控制状态，对全电网进行三级优化控制计算和协调二级优化控制计算，并将计算结果下发给子站系统。保证直流系统和近区交流系统运行方式发生较大改变的情况下，AVC系统能立即对全电网进行三级优化和协调二级优化控制计算，保证AVC系统的计算控制策略与交直流混合电力系统的当前工况相协调，避免电力系统中发生不合理的无功流动。本发明方法可以集成在现场运行的AVC系统中，提高交直流混合电力系统的电压安全水平。

Description

一种交直流混合电力系统协调电压控制方法

技术领域

本发明涉及一种交直流混合电力系统协调电压控制方法，特别涉及一种自适应调节控制计算周期的特高压交直流混合电力系统协调电压控制方法，属于电力系统自动电压控制技术领域。

背景技术

直流输电相对于交流输电具有线路造价低、线路损耗低、调节快速、运行可靠、节约输电走廊、不存在同步安全稳定问题等优点，同时可限制大区电网的短路电流，并有一定的过负荷能力，提高交流系统的稳定性，特别是暂态稳定性。近年来，自上世纪90年代以来我国逐步开展了直流系统的建设，我国的两大电网国家电网和南方电网都陆续建成投运了多座直流系统，特别是近几年来具有更高电压等级和更大传输容量800KV特高压直流系统（以下简称UHVDC，Ultra High Voltage Direct Current）也已投入实际运行。当前电网调压如何应对直流系统多样的运行方式和自身的无功电压特性带来的冲击是目前亟待研究的全新课题。

直流系统无论整流还是逆变运行，换流器都要消耗大量的无功功率。其换流阀消耗的无功可近似由以下公式表示：

式中，Q_dc为换流阀无功消耗，P_dc为换流器传输直流功率，为换流阀的功率因数角。直流换流阀消耗的无功与其传输有功大致呈正相关。对交流系统而言，直流系统是个一个无功负荷。额定功率下，一般情况下整流站需要消耗无功功率占直流输送功率的40%～50%，逆变站需要消耗的无功功率约占50%～60%。同时，换流器还将产生大量不同频率的谐波，必须在交流母线上安装相应的交流滤波器。为保证换流器的安全可靠运行，需保证无功功率的供给，无功功率不足或者过剩将直接造成交流电压的不稳定，严重时可能危及整个交、直流系统的安全稳定运行。

影响交直流混合电力系统无功电压水平的主要因素包括交流系统和直流系统的运行参数与状态。交流系统影响因素包括两端换流站接入点的电压等级、电压运行范围、短路容量、无功支持能力等；直流系统包括直流电压、直流电流、直流系统运行方式以及直流线路参数和换流变参数等。

换流站与交流系统交换无功特性可以由下式表示：

Q_ac＝Q_dc-Q_tota|      (2)

式中，Q_ac为直流系统与交流系统交换的无功，Q_total为换流站内无功补偿设备产生的总的容性无功。

直流系统可单极或双极运行，组成直流系统一极的换流单元也有最大最小功率输送模式。多样的直流运行方式将会极大改变换流站近区交流系统的潮流分布以及无功电压特性。

并且，当直流系统发生者启\停，闭锁等紧急状态时，换流站将短时间出现大量无功过剩或者缺额情形，暂态过程往往在数秒内结束，近区交流系统会受到显著的影响，最直接表现为直流近区交流系统电压出现短时大幅波动，随后过渡到新的稳态，这个过程的时间常数往往在秒级。

同样的，当直流系统近区交流系统无功负荷正常波动（例如系统负荷按运行计划的增减），以及交流系统出现局部故障等紧急状况后，交流系统系统潮流可能会发生较大规模的转移，进而影响到直流系统换流站交流母线电压水平。

自动电压控制（以下简称AVC，Automatic Voltage Control）系统是电力系统最重要的自动控制系统之一。而当直流系统投运后，将对现有AVC系统的控制策略产生重大的影响。

目前AVC系统主要采用三级电压控制模式，整个控制系统分为三个层次：一级电压控制（以下简称PVC，Primary Voltage Control），二级电压控制（以下简称SVC，SecondaryVoltage Control）和三级电压控制（以下简称TVC，Tertiary Voltage Control）。一级电压控制为本地控制，控制器由本区域内控制发电机的自动励磁调节器（以下简称AVR，AutomaticVoltage Regulator）等设备组成，控制时间常数一般为几秒钟。控制设备通过保持输出变量尽可能的接近设定值来补偿电压快速的和随机的变化，控制时间常数一般是秒级。二级电压控制的时间常数为分钟级，它在整个分级控制模型中承上启下，是重要的一环。它的主要任务是以某种协调的方式重新设置区域内各自动电压调节器（一级电压控制）的参考值或设定值，以达到系统范围内的良好运行性能。三级电压控制以全系统的经济运行为优化目标，给出中枢母线电压幅值的设定参考值，供二级电压控制使用。二级电压控制中通常利用到协调二级电压控制模型（以下简称CSVC，Coordinated Secondary Voltage Control）。它首先将整个系统分解成若干控制区域（control zone），在每个控制区域中选出其最关键的对区域内其他节点有重要影响的电压母线为“中枢母线”(pilot node)，并根据中枢母线的电压偏差，按照某种预定的控制方式进行协调，有效的调整区域内各控制发电机（controlgenerators）的AVR的参考电压设定值或其他无功源的设定值，从而使中枢母线的电压基本保持不变，进而维持整个区域的电压水平，并使无功分布在一个良好的状态。三级电压控制利用EMS获取的全网信息，在线进行以网损最小化为目标的最优潮流（以下简称OPF，Optimal Power Flow）计算，在保证电压合格条件下，给出各区域中枢母线的电压最优设定值，供二级电压控制使用。它的时间常数为小时级。

三级电压控制通常采用的OPF模型如下：

$\min f=P_{\mathrm{Loss}}=\underset{(i,j)\∈\mathrm{NL}}{\mathrm{\Σ}}(P_{\mathrm{ij}}+P_{\mathrm{ji}})---\left(3\right)$

满足如下约束：

$Q^{\′}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ Q_{\mathrm{Gi}}-Q_{\mathrm{Di}}-V_i\underset{j\∈I}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})=0\\ i=1,...,\mathrm{NB},{\mathrm{\θ}}_s=0\end{array}\right.---\left(\text{4}\right)$

$Q^{\″}\left(x\right)=\left\{\begin{array}{cc}{Q}_{\mathrm{Gi}\min }\≤Q_{\mathrm{Gi}}\≤Q_{\mathrm{Gi}\max }& i=1,...,\mathrm{NQG}\\ V_{i\min }\≤V_i\≤V_{i\max }& i=1,...,\mathrm{NB}\end{array}\right.---\left(5\right)$

其中，P_Loss为系统网损；P_G，Q_G为发电机发出有功和无功；P_D，Q_D为负荷有功和无功；V为节点电压；Q_Gmin，Q_Gmax为发电机无功下限和上限；V_min，V_max为节点电压下限和上限；Q′(x)为等式约束；Q′′(x)为不等式约束；求解该控制模型得到中枢母线优化设定值。

二级电压控制中采用CSVC模型，构造二次规划形式的目标函数如下：

$\underset{\mathrm{\Δ}{Q}_g}{\min }\{W_p{\left|\right|\mathrm{\α}\·(V_p-V_p^{\mathrm{ref}})+C_g\mathrm{\Δ}{Q}_g\left|\right|}^2+W_q{\left|\right|{\mathrm{\Θ}}_g\left|\right|}^2\}---\left(6\right)$

其中，ΔQ_g作为优化变量，表示控制发电机无功出力的调整量；V_p和表示中枢母线当前电压和设定电压；W_p和W_q为权重系数，α为增益系数，V_p表示中枢母线当前电压，C_g为发电机无功对中枢母线电压的灵敏度矩阵。

为了实现增大发电机无功裕度，并使之出力更加均衡的目的，定义无功裕度向量Θ_g，其第i个分量为

${\mathrm{\Θ}}_{\mathrm{gi}}=\frac{Q_{\mathrm{gi}}+{\mathrm{\ΔQ}}_{\mathrm{gi}}-Q_{\mathrm{gi}}^{\min }}{Q_{\mathrm{gi}}^{\max }-Q_{\mathrm{gi}}^{\min }}---\left(7\right)$

Q_gi为第i台控制发电机的当前无功出力，ΔQ_gi为第i台控制发电机的无功调整量，为第i台控制发电机的当前无功出力上限，为第i台控制发电机的无功出力下限。

将||Θ_g||²引入到二次规划目标函数中，可以保证一方面增加控制发电机的无功裕度，另一方面促使各台控制发电机向无功出力更加均衡的方向发展。

完整的CSVC模型要求在满足安全约束条件的情况下来求解(6)的极小化问题，这些约

$\left|C_{\mathrm{vg}}{\mathrm{\ΔQ}}_g\right|\≤{\mathrm{\ΔV}}_H^{\max }---\left(8\right)$

$V_H^{\min }\≤V_H+C_{\mathrm{vg}}{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤V_H^{\max }---\left(9\right)$

$V_p^{\min }\≤V_p+C_g\mathrm{\Δ}{Q}_g\≤V_p^{\max }---\left(10\right)$

$Q_g^{\min }\≤Q_g+{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤Q_g^{\max }---\left(11\right)$

和分别表示中枢母线当前电压、中枢母线电压下限和中枢母线电压上限；和分别表示控制发电机当前无功出力、无功出力下限和无功出力上限；V_H、和分别表示发电机高压侧母线的当前电压、电压下限、电压上限和允许的单步最大调整量。C_vg为发电机无功出力对发电机高压侧母线电压的准稳态灵敏度矩阵，C_g为发电机无功出力对中枢母线电压的准稳态灵敏度矩阵。

AVC系统实现自动电压控制一般由主站系统和子站系统共同完成。主站系统计算得到控制策略后，下发给子站系统的命令是电厂高压侧母线电压V_H的设定值，而子站系统再根据该设定值去求解控制发电机无功的调整量，再利用控制发电机的AVR实现一级电压闭环控制。这样做主要是为了使主站系统和子站系统之间界面分割清晰，保证即使二者之间的通道出现问题，子站系统仍能够根据预置曲线独立完成本地控制，从而提高控制的可靠性。

主站系统以V_H的设定值的形式给出电压控制策略，最终的执行是由子站系统完成的。为了防止控制操作对电网造成过大的波动，在每一步控制中都对控制步长有严格的限制，这正是通过约束(8)加以实现的，其物理含义是控制后V_H的调整量要小于允许的单步最大调整量

约束(9)和(10)保证了控制后不会导致V_p和V_H产生越限，对于其他一些比较重要的母线电压也可以类似的添加到约束条件中。约束(11)保证了控制后发电机的无功出力不会越限。

已有AVC系统的主要控制流程见附图1。其中三级电压控制以Tt为周期定时启动（通常为1小时），求解OPF控制模型。协调二级电压控制以Ts为周期启动（一般周期设置为5分钟），求解CSVC控制模型。但当前AVC系统并未考虑针对直流系统接入的协调，直流系统的接入可能导致接入电力系统潮流分布在短时间内发生较大改变，而常规AVC系统的三级与协调二级电压控制计算为周期启动，周期为小时级以及分钟级，将不能适应直流系统秒级时间常数的方式变更对近区交流系统调压产生的影响。因此，在现有常规AVC系统基础上，加入交直流混合电力系统协调电压控制模块，是保证直流系统及其近区交流系统的设备安全运行和电网安全稳定经济运行的必要手段。特别的，随着越来越多的特高压直流系统陆续投运，特高压交直流混合电力系统的无功电压控制目标如何实现互动和协调将成为一个亟待解决的关键问题，本发明提出的交直流混合电力系统协调电压控制方法同样适用于特高压交直流混合电力系统，将使得AVC系统适应于我国大型能源基地和大型负荷基地的分布，以特高压实现全国互联的发展规划，对我国实现节能减排，促进区域经济可持续发展有着重要的意义。

发明内容

本发明的目的是提出一种交直流混合电力系统协调电压控制方法，对已有的AVC系统的控制方法进行改进，以实现直流系统及其近区交流系统设备的安全稳定运行以及经济性控制目标。

本发明提出的交直流混合电力系统协调电压控制方法，包括以下步骤：

（1）在一个控制周期开始时，采集当前时刻电力系统中直流系统和近区交流系统的运行量测值，运行量测值包括当前时刻直流系统的运行状态、直流系统启停状态换位信号、直流系统闭锁信号，以及直流系统近区交流系统的负荷无功功率和近区交流系统的故障信号；

（2）对上述采集的直流系统启停状态换位信号、直流系统闭锁信号和直流系统近区交流系统的故障信号进行判断：若当前时刻无直流系统启停状态换位信号，且无直流系统闭锁信号，且无直流系统近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为常规协调状态，转步骤（3）；若有直流系统启动或停止状态换位信号，或有直流系统闭锁信号，或有直流系统近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为紧急协调状态，进行步骤（5）；

（3）对上述采集的当前时刻直流系统的运行状态进行判断，若当前时刻运行状态与上一控制周期采集的直流系统运行状态相比发生了改变，则进行步骤（4）；若当前时刻运行状态与上一控制周期采集的直流系统运行状态相比没有发生改变，则进行步骤（6）；

（4）设定一个直流系统近区交流系统的负荷无功功率的波动阈值，根据上述采集的当前时刻直流系统近区交流系统的负荷无功功率和当前时刻之前设定轮次的控制周期中采集的负荷无功功率，计算得到负荷无功功率的波动值，将该波动值与波动阈值比较，若波动值大于或等于波动阈值，则进行步骤（5）；若波动值小于波动阈值，则进行步骤（6）；

（5）电力系统的自动电压控制系统中的主站进行全电网三级优化控制计算和协调二级优化控制计算，并将计算结果发送给自动电压控制系统中的子站，并进行步骤（7）；

（6）自动电压控制系统中主站进行常规全电网三级优化控制或协调二级优化控制；

（7）等待下一个控制周期，重复步骤（1）～步骤（6）。

本发明提出的交直流混合电力系统协调电压控制方法，其优点是：本发明方法考虑了电力系统的直流系统无功电压控制特点和直流系统发生不同时间常数的扰动的对其近区交流系统的母线电压的影响，保证直流系统和近区交流系统运行方式发生较大改变的情况下，AVC系统能立即对全电网进行三级优化和协调二级优化控制计算，保证AVC系统的计算控制策略与交直流混合电力系统的当前工况相协调，避免电力系统中发生不合理的无功流动。本发明方法可以集成在现场运行的AVC系统中，提高交直流混合电力系统的电压安全水平。本发明提出的交直流混合电力系统协调电压控制方法同样适用于特高压交直流混合电力系统，适应于我国大型能源基地和大型负荷基地的分布，以特高压实现全国互联的发展规划，对我国实现节能减排，促进区域经济可持续发展有着重要的意义。

附图说明

图1为已有技术中的AVC系统控制流程。

图2为本发明提出的交直流混合电力系统协调电压控制方法的流程框图。

图3是本发明方法所涉及的电力系统示意图。

具体实施方式

本发明提出的交直流混合电力系统协调电压控制方法，其流程框图如图2所示，包括以下步骤：

（1）在一个控制周期开始时，采集当前时刻电力系统中直流系统和近区交流系统的运行量测值，运行量测值包括当前时刻直流系统的运行状态、直流系统启停状态换位信号、直流系统闭锁信号，以及直流系统近区交流系统的负荷无功功率和近区交流系统的故障信号，直流系统与直流系统近区交流系统的关系如图3所示；

（2）对上述采集的直流系统启停状态换位信号、直流系统闭锁信号和直流系统近区交流系统的故障信号进行判断：若当前时刻无直流系统启停状态换位信号，且无直流系统闭锁信号，且无直流系统近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为常规协调状态，进行步骤（3）；若有直流系统启动或停止状态换位信号，或有直流系统闭锁信号，或有直流系统近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为紧急协调状态，进行步骤（5）；

（3）对上述采集的当前时刻直流系统的运行状态进行判断，若当前时刻运行状态与上一控制周期采集的直流系统运行状态相比发生了改变，则进行步骤（4）；若当前时刻运行状态与上一控制周期采集的直流系统运行状态相比没有发生改变，则进行步骤（6）；

（4）设定一个直流系统近区交流系统的负荷无功功率的波动阈值，根据上述采集的当前时刻直流系统近区交流系统的负荷无功功率和当前时刻之前设定轮次的控制周期中采集的负荷无功功率，计算得到负荷无功功率的波动值，将该波动值与波动阈值比较，若波动值大于或等于波动阈值，则进行步骤（5）；若波动值小于波动阈值，则进行步骤（6）；

（5）电力系统的自动电压控制系统中的主站进行全电网三级优化控制计算和协调二级优化控制计算，并将计算结果发送给自动电压控制系统中的子站，并进行步骤（7）；将上述发送给子站的计算结果作为交流系统中电厂高压侧母线电压V_H的设定值，子站根据该设定值求解交流系统发电机无功的调整量，再利用发电机的AVR实现发电机一级电压闭环控制。本步骤使主站系统和子站系统之间界面分割清晰，保证即使二者之间的通信出现问题，子站系统仍能够根据电厂高压侧母线的电压预置曲线独立完成控制，从而提高全电网电压控制的可靠性。

（6）自动电压控制系统中主站进行常规全电网三级优化控制或协调二级优化控制；

（7）等待下一个控制周期，重复步骤（1）～步骤（6）。

本发明提出的交直流混合电力系统协调电压控制方法，以当前常规的AVC系统为基础，加入交直流混合电力系统协调控制模块，实现闭环控制，适应于直流系统投运后的调压需求，特别地，适应于特高压直流系统投运后的调压需求。

以下介绍本发明方法的一个实施例：

（1）在一个控制周期开始时（例如周期设置为5秒，上一轮控制周期开始时刻为10:00:00，本轮控制周期开始时刻为10:00:05），采集当前时刻电力系统中直流系统和近区交流系统的运行量测值，运行量测值包括当前时刻直流系统的运行状态、直流系统启停状态换位信号、直流系统闭锁信号，以及直流系统近区交流系统的负荷无功功率和近区交流系统的故障信号（例如，交直流混合电力系统协调控制模块采集“直流系统A”运行量测量，当前“直流系统A”的运行状态为投运，当前输送有功值为3000MW，无直流系统启停状态换位信号，无直流系统闭锁信号）以及直流系统近区交流系统的负荷无功功率和近区交流系统的故障信号（例如，当前“直流系统A”近区交流系统的负荷无功功率50000MVAR，无近区交流系统故障信号）；

（2）对上述采集的直流系统启停状态换位信号、直流系统闭锁信号和直流系统近区交流系统的故障信号进行判断：若当前时刻无直流系统启停状态换位信号，且无直流系统闭锁信号，且无直流系统近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为常规协调状态，（例如，当前“直流系统A”的运行状态为投运，当前时刻输送有功值为3000MW，无直流系统启停状态换位信号，且无直流系统闭锁信号，当“直流系统A”近区交流系统的负荷无功功率50000MVAR，无近区交流系统故障信号，判定当前时刻为常规协调状态），转步骤（3）；若有直流系统启动或停止状态换位信号，或有直流系统闭锁信号，或有直流系统近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为紧急协调状态（例如，当前“直流系统A”运行状态为投运，当前时刻输送有功值为0MW，无直流系统启停状态换位信号，有直流系统闭锁信号；或者当前“直流系统A”运行状态为投运，当前时刻输送有功值为3000MW，无直流系统启停状态换位信号，无直流系统闭锁信号，但有“直流系统A”近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为紧急协调状态），进行步骤（5）；

（3）对上述采集的当前时刻直流系统的运行状态进行判断，若当前时刻运行状态与上一控制周期采集的直流系统运行状态相比发生了改变（例如，上一轮控制周期的10:00:00时刻采集到的“直流系统A”处于状态α，在本轮控制周期的10:00:05时刻采集到的“直流系统A”处于状态β，直流系统运行状态发生了改变），则进行步骤（4）；若当前时刻运行状态与上一控制周期采集的直流系统运行状态相比没有发生改变，则进行步骤（例如，上一轮控制周期的10:00:00时刻采集到的“直流系统A”处于状态α，在本轮控制周期的10:00:05时刻采集到的“直流系统A”仍处于状态α，直流系统运行状态没有发生改变），则进行步骤（6）；

（4）设定一个直流系统近区交流系统的负荷无功功率的波动阈值（例如，波动阈值设置为10%），根据上述采集的当前时刻直流系统近区交流系统的负荷无功功率和当前时刻之前设定轮次的控制周期中采集的负荷无功功率，将该波动值与波动阈值比较，若波动值大于或等于波动阈值（例如，设定轮次为20轮，在本轮控制周期的10:00:05时刻，采集到的“直流系统A”近区交流系统的负荷无功功率为55000MVAR，在之前20轮控制周期的09:58:25时刻，采集到的“直流系统A”近区交流系统的负荷无功功率为50000MVAR，波动值为（55000–50000）÷50000×100%=10%，大于或等于波动阈值10%），则进行步骤（5）；若波动值小于波动阈值（例如，设定轮次为20轮，在本轮控制周期的10:00:05时刻，采集到的“直流系统A”近区交流系统的负荷无功功率为53000MVAR，在之前20轮控制周期的09:58:25时刻，采集到的“直流系统A”近区交流系统的负荷无功功率为50000MVAR，波动值为（53000–50000）÷50000×100%=6%，小于波动阈值10%），则进行步骤（6）；

（5）电力系统的自动电压控制系统中的主站进行全电网三级优化控制计算和协调二级优化控制计算，并将计算结果发送给自动电压控制系统中的子站（例如，计算得到子站中电厂高压侧母线电压V_H的设定值以列向量形式表示为其中，n为参与控制的电厂高压侧母线个数，计算结果的单位为kV），并进行步骤（7）；

（6）自动电压控制系统中主站进行常规全电网三级优化控制或协调二级优化控制（常规的全电网三级优化控制计算的周期一般为小时级，例如，分别在10:00:00和11:00:00等时刻启动全电网三级优化控制计算；常规的协调二级优化控制计算的周期一般为分钟级，例如，在10:05:00和10:20:00和10:35:00等时刻启动协调二级优化控制计算）；

（7）等待下一个控制周期，重复步骤（1）～步骤（6）。

Claims (1)

1.一种交直流混合电力系统协调电压控制方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

(1)在一个控制周期开始时，采集当前时刻电力系统中直流系统和近区交流系统的运行量测值，运行量测值包括当前时刻直流系统的运行状态、直流系统启停状态换位信号、直流系统闭锁信号，以及近区交流系统的负荷无功功率和近区交流系统的故障信号；

(2)对上述采集的直流系统启停状态换位信号、直流系统闭锁信号和近区交流系统的故障信号进行判断：若当前时刻无直流系统启停状态换位信号，且无直流系统闭锁信号，且无近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为常规协调状态，进行步骤(3)；若有直流系统启动或停止状态换位信号，或有直流系统闭锁信号，或有近区交流系统故障信号，则判定当前时刻为紧急协调状态，进行步骤(5)；

(3)对上述采集的当前时刻直流系统的运行状态进行判断，若当前时刻运行状态与上一控制周期采集的直流系统运行状态相比发生了改变，则进行步骤(4)；若当前时刻运行状态与上一控制周期采集的直流系统运行状态相比没有发生改变，则进行步骤(6)；

(4)设定一个近区交流系统的负荷无功功率的波动阈值，根据上述采集的当前时刻近区交流系统的负荷无功功率和当前时刻之前设定轮次的控制周期中采集的负荷无功功率，计算得到负荷无功功率的波动值，将该波动值与波动阈值比较，若波动值大于或等于波动阈值，则进行步骤(5)；若波动值小于波动阈值，则进行步骤(6)；

(5)电力系统的自动电压控制系统中的主站进行全电网三级优化控制计算和协调二级优化控制计算，并将计算结果发送给自动电压控制系统中的子站，并进行步骤(7)；

(6)自动电压控制系统中主站进行常规全电网三级优化控制或协调二级优化控制；

(7)等待下一个控制周期，重复步骤(1)～步骤(6)。