CN105281331A - 一种基于分区优化的省地协同电压控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于分区优化的省地协同电压控制方法，包括协同控制建模和协同实时控制；协同控制建模基于电网模型云技术，包括省调对220kV变电站低压侧电容器/电抗器无功出力进行直控，与地调联合对220kV变电站中压侧关口无功进行协调控制；该方法将电气距离相近的省调侧发电厂、220kV变电站划分为相同的控制分区，通过求解发电机组、电容器/电抗器以及中压侧广义机组构成的分区优化模型，直接对省地两级电网无功源进行优化分配，提高了控制策略计算的准确性和低压侧电容器/电抗器的响应速度，更好地满足负荷密集型区域电网以及新能源接入地区电网对控制速度的要求。

Description

一种基于分区优化的省地协同电压控制方法

技术领域

本发明属于电力***控制技术领域，具体涉及一种基于分区优化的省地协同电压控制方法。

背景技术

基于无功分层(电压层)分区(供电区)特点，无功电压控制一般采取分层分区控制体系。省级电网调度机构(简称省调)负责220kV层级电网电压控制，各地区电网调度机构(简称地调)负责110kV及以下层级电网电压控制，省地两级电网在调度边界处实现协调控制。目前国内省级电网以及地区电网具有信息局部性，地调辐射状电网节点多、电压等级低，在省调侧一般不关心其内部细节，比较常见的省调电网模型一般建模到220kV变电站高压侧，并在220kV主变高压侧处等值为负荷，忽略了110kV及其以下电网的具体细节。同理，地调侧也无法获知省调220kV电网的详细结构，一般只建立与辐射电网关系密切的几个220kV变电站详细模型，而其他220kV电网进行必要等值。

根据省级电网和地区电网信息局部性特点，在省地协调电压控制相关的研究文献中，《大电网省地协调自动电压控制的研究》(邹根华、郭玉金、姚诸香等，华中电力，2008年，第21卷第3期，9～11页)以220kV主变高压侧为关口，提出地调上传控制能力、省调通过全网优化计算协调策略的方法；《双向互动的省地协调电压控制》(王彬、郭庆来、孙宏斌等，电力***自动化，第34卷第12期，53～57页)提出双向互动的省地协调模式，选择220kV变电站变压器高压侧无功作为省调对地调的协调变量，选择220kV侧母线作为省地协调母线，引入省地协调控制代理，构造分布式协调电压控制多智能体架构。协调代理综合考虑各代理提出的控制能力约束和控制需求约束，生成协调控制策略，供省、地各级代理执行。

由于省级电网和地区电网建模的局限性，上述文献均以220kV变压器高压侧为协调关口，省调无法直接对220kV变电站低压侧电容器/电抗器进行控制决策计算。同时，对于负荷密集型区域电网以及风电/光伏等新能源接入比例较大的地区电网，电压波动大且变化速度快，需要快速调节方法对电压波动性进行补偿和平抑。

随着计算机通信技术以及智能电网调度控制技术的发展，电网模型云技术的研究及应用实现了多级电网模型的统一建模和管理，并可根据应用需求进行电网模型的裁剪，为本发明提供了基础。

发明内容

本发明的目的是适应新能源接入以及负荷密集型城市电网对控制速度的要求，基于云技术提供的省地一体化电网模型，提出一种基于分区优化的省地协同电压控制方法。该方法建立基于分区的省、地调“紧耦合”控制模型，通过二次规划模型直接求解省调侧发电机、地调侧电容器/电抗器以及中压侧协调控制策略，从而提高省地联合控制的调节速度。

本发明提出的一种基于分区优化的省地协同电压控制方法，该方法首先进行离线的协同控制建模，协同控制建模具体步骤包括：

1)在省调建立220kV变电站详细模型；

与传统的在220kV变电站主变高压侧关口处等值处理不同，本文模型包括变压器高/中/低三侧绕组、低压侧电容器/电抗器以及高/中/低三侧母线；

2)在地调建立220kV变电站、110kV及以下电网详细模型；

其中110kV及以下电网在下文中简称为110kV子网；

3)省调将220kV主变中压侧绕组定义为110kV广义机组，该广义机组表征地调110kV子网的无功电压综合调节效果；

4)将电气距离相近的省调侧发电厂、220kV变电站划分为相同的控制分区。

本发明提出的一种基于分区优化的省地协同电压控制方法，完成省地协同控制模型离线建模及验证后，启动周期性的实时协同控制。

实时协同控制相关的时间周期包括执行周期T_s、电厂控制周期T_g、电容器控制周期T_c、协调控制周期T_d，T_g、T_c、T_d都是T_s的整数倍。

实时协同控制包括低压侧直控和中压侧协调控制，具体地，省调对220kV变电站低压侧电容器/电抗器无功出力进行直控，对220kV变电站中压侧关口无功电压与地调进行协调控制。

进一步地，每个执行周期T_s具体步骤如下：

1)在第n次执行周期开始时，省调AVC、地调AVC从实时数据采集监控(SCADA)获取发电厂、变电站实时电网潮流状态；

2)地调AVC计算110kV子网内无功调节设备对协调关口的可增无功、可减无功，以及中压侧电压期望上限、期望下限后，通过省地广域通信网络上传到省调；

3)省调AVC接收地调无功调节能力和电压需求后，更新广义机组无功约束和电压约束；广义机组无功约束上限无功约束下限 $Q_d^{\min }=Q_d-Q_d^{inc};$

4)省调AVC构造基于控制分区的二次规划模型：

$\left\{\begin{array}{cc}\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g,{\mathrm{\ΔQ}}_c,{\mathrm{\ΔQ}}_d}{\min }& \left|\right|(V_p-V_p^{ref})+C_{pg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{pc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{pd}{\mathrm{\ΔQ}}_d|{|}^2+{{\mathrm{\ΔQ}}_g}^T{W}_g{\mathrm{\ΔQ}}_g+{{\mathrm{\ΔQ}}_c}^T{W}_c{\mathrm{\ΔQ}}_c+{{\mathrm{\ΔQ}}_d}^T{W}_d{\mathrm{\ΔQ}}_d\\ s.t.& V_p^{\min }\≤V_p+C_{pg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{pc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{pd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_p^{\max }\\ & V_h^{\min }\≤V_h+C_{hg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{hc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{hd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_h^{\max }\\ & V_c^{\min }\≤V_c+C_{cg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{cc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{cd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_c^{\max }\\ & V_d^{\min }\≤V_d+C_{dg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{dc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{dd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_d^{\max }\\ & C_{hg}{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤{\mathrm{\ΔV}}_H^{\max }\\ & {\underset{\‾}{Q}}_g\≤Q_g+{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤{\stackrel{\‾}{Q}}_g\\ & {\underset{\‾}{Q}}_c\≤Q_c+{\mathrm{\ΔQ}}_c\≤{\stackrel{\‾}{Q}}_c\\ & Q_d^{\min }\≤Q_d+{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤Q_d^{\max }\end{array}\right.$

上述优化模型中：

控制变量为220kV电厂发电机无功Q_g、220kV变电站低压侧电容器/电抗器无功Q_c、110kV子网广义机组无功Q_d；

控制目标包括中枢母线当前电压与目标值偏差最小，以及各节点无功出力最小；

约束条件包括中枢母线电压V_p、电厂高压侧母线电压V_h、变电站母线电压V_c满足电压上下限约束，电厂高压侧母线电压V_h单次调节量小于控制步长约束，发电机无功Q_g、电容器/电抗器无功Q_c、广义机组无功Q_d满足出力上下限约束；

C_pg为发电机无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度，C_pc为电容器无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度，C_pd为广义机组无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度；C_hg为发电机无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度，C_hc为电容器无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度，C_hd为广义机组无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度；C_cg为发电机无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度，C_cc为电容器无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度，C_cd为广义机组无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度；C_dg为发电机无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度，C_dc为电容器无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度，C_dd为广义机组无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度；

求解上述二次规划模型，得到发电机无功调节量ΔQ_g、电容器/电抗器无功调节量ΔQ_c、广义机组无功调节量ΔQ_d。

5)计算优化后的控制指令，其中电厂高压侧母线电压指令电容器/电抗器无功指令广义机组无功指令 $Q_d^{opt}=Q_d+{\mathrm{\ΔQ}}_d;$

6)判断是否发令周期；

省调通过电力***通信网络将控制指令下发到电厂、变电站及地调：如果电厂发令周期T_g到，则下发电厂控制指令；如果变电站电容器/电抗器控制周期T_c到，则发送电容器/电抗器控制指令；如果广义机组控制周期T_d到，则发送广义机组控制指令；

7)电厂控制指令由省调AVC以遥调设定值方式直接下发，电厂侧接收省调控制指令并跟踪执行；

8)电容器指令根据变电站遥控配置情况下发，分为如下情形：

省调可对变电站直接遥控：省调AVC对优化后电容器无功调节量和电容器额定容量进行比较，如果或则下发遥控指令投切电容器；

省调不能对变电站直接遥控：省调AVC将电容器无功调节量转发到地调，由地调AVC对优化后电容器无功调节量和电容器额定容量进行比较，如果或则由地调下发遥控指令投切电容器；

9)协调控制指令由省调AVC转发到地调AVC，地调AVC接收到省调AVC指令后，判断中压侧无功Q_d与的偏差是否大于控制死区，如果大于控制死区，则对本地区进行无功电压控制。

本发明的特点和效果：

本发明的主要特点是建立220kV变电站的省地协同控制模型，并将电气距离相近的省调侧发电厂、220kV变电站划分为相同的控制分区，省调对220kV变电站低压侧电容器/电抗器无功出力进行直控，与地调联合对220kV变电站中压侧关口无功进行协调控制。通过求解发电机组、电容器/电抗器以及中压侧广义机组构成的分区优化模型，直接对省地两级电网无功源进行优化分配，提高了控制策略计算的准确性和低压侧电容器/电抗器的响应速度，可更好地满足负荷密集型区域电网以及新能源接入地区电网对控制速度的要求

附图说明

图1是省地协同控制模型及电网接线图。

图2是省地协同控制流程图。

具体实施方式

下面通过实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。

本方法事先确定控制时间常数，包括执行周期T_s、电厂控制周期T_g、电容器控制周期T_c、协调控制周期T_d。执行周期指省调AVC、地调AVC周期性进行数据采样、分析决策的时间间隔，一般设定为10秒。电厂控制周期T_g指省调AVC周期性对电厂发出控制指令的时间间隔，电容器控制周期T_c指省调AVC周期性对变电站发出控制指令的时间间隔，协调控制周期指省调AVC周期性对地调AVC发出协调控制指令的时间间隔。T_g、T_c、T_d都是T_s的整数倍，根据实际设备响应情况和运行需求，电厂控制周期一般设定为不大于5分钟，电容器/电抗器控制周期一般设定为不大于2分钟，协调控制周期一般设定为5分钟～15分钟。

本方法首先建立省地协同控制模型。如附图1所示，将电气距离相近的省调侧发电厂、220kV变电站划分为相同的控制分区，控制变量包括发电机组无功Q_g，220kV变电站低压侧电容器/电抗器无功Q_c，中压侧广义机组无功Q_d。

完成省地协同控制模型离线建模及验证后，本方法进入周期控制。如附图2所示，在每个执行周期，本方法包括以下步骤：

1)在第n次执行周期开始时，省调AVC、地调AVC从实时数据采集监控(SCADA)获取发电厂、变电站实时电网潮流状态。

省调AVC获取数据包括中枢母线电压V_p，电厂高压侧母线电压V_h、发电机无功Q_g、220kV变电站高压侧母线电压V_c、中压侧母线电压V_m、中压侧绕组无功Q_m、低压侧电容器无功。

地调AVC获取数据包括220kV变电站高压侧母线电压V_c、中压侧母线电压V_d、中压侧绕组无功Q_d、低压侧电容器无功以及110kV子网内各变电站母线、主变等设备的无功电压。

2)地调AVC计算110kV子网内无功调节设备对220kV主变中压侧的可增无功、可减无功以及对220kV主变中压侧母线电压需求，计算无功调节能力时应考虑电容器受控状态。如附图1所示：

设110kV变电站低压侧电容器(额定容量为10MVar)未投入，且电容器可受控，则可增无功为10MVar，可减无功为0MVar。

根据运行要求，设110kV变电站高压侧母线电压上限为117kV，电压下限为110kV；220kV变电站中压侧至110kV变电站高压侧的线路电压降为1kV，则地调AVC可计算出对220kV主变中压侧电压期望上限为117kV，电压期望下限为111kV。

地调AVC计算出110kV子网可增无功、可减无功以及中压侧电压期望上限、期望下限后，通过省地广域通信网络上传到省调。

3)省调AVC接收地调无功调节能力和电压需求后，更新广义机组无功约束和电压约束。广义机组无功约束上限无功约束下限以附图1为例，设中压侧绕组当前无功Q_m为20MVar(从主变流向母线)，则广义机组当前无功Q_d为-20MVar，无功约束上限为-10MVar，无功约束下限为-20MVar。

4)根据步骤3)更新后的约束条件，省调AVC构造二次规划模型，通过二次规划模型计算出无功调节量。二次规划模型如下式所示：

$\left\{\begin{array}{cc}\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g,{\mathrm{\ΔQ}}_c,{\mathrm{\ΔQ}}_d}{\min }& \left|\right|(V_p-V_p^{ref})+C_{pg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{pc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{pd}{\mathrm{\ΔQ}}_d|{|}^2+{{\mathrm{\ΔQ}}_g}^T{W}_g{\mathrm{\ΔQ}}_g+{{\mathrm{\ΔQ}}_c}^T{W}_c{\mathrm{\ΔQ}}_c+{{\mathrm{\ΔQ}}_d}^T{W}_d{\mathrm{\ΔQ}}_d\\ s.t.& V_p^{\min }\≤V_p+C_{pg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{pc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{pd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_p^{\max }\\ & V_h^{\min }\≤V_h+C_{hg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{hc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{hd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_h^{\max }\\ & V_c^{\min }\≤V_c+C_{cg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{cc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{cd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_c^{\max }\\ & V_d^{\min }\≤V_d+C_{dg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{dc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{dd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_d^{\max }\\ & C_{hg}{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤{\mathrm{\ΔV}}_H^{\max }\\ & {\underset{\‾}{Q}}_g\≤Q_g+{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤{\stackrel{\‾}{Q}}_g\\ & {\underset{\‾}{Q}}_c\≤Q_c+{\mathrm{\ΔQ}}_c\≤{\stackrel{\‾}{Q}}_c\\ & Q_d^{\min }\≤Q_d+{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤Q_d^{\max }\end{array}\right.$

其中：C_pg为发电机无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度，C_pc为电容器无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度，C_pd为广义机组无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度；C_hg为发电机无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度，C_hc为电容器无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度，C_hd为广义机组无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度；C_cg为发电机无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度，C_cc为电容器无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度，C_cd为广义机组无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度；C_dg为发电机无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度，C_dc为电容器无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度，C_dd为广义机组无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度。

求解二次规划模型得到各设备无功调节量，包括发电机无功调节量ΔQ_g，电容器无功调节量ΔQ_c，广义机组无功调节量ΔQ_d。

5)根据步骤4)计算获得的无功调节量，计算优化后的控制指令。电厂高压侧母线电压指令电容器/电抗器无功指令 $Q_c^{opt}=Q_c+{\mathrm{\ΔQ}}_c^{opt},$ 广义机组无功指令 $Q_d^{opt}=Q_d+{\mathrm{\ΔQ}}_d^{opt}.$

6)判断是否发令周期，省调通过电力***通信网络将控制指令下发到电厂及地调。设当前时刻为10点整，电厂控制周期为5分钟，变电站电容器控制周期为2分钟，协调控制周期为5分钟，则当前时刻同时下发电厂、变电站电容器、协调控制指令。

7)电厂控制指令由省调AVC以遥调设定值方式直接下发，电厂侧接收省调控制指令并跟踪执行；

8)电容器指令根据变电站遥控配置情况下发，分为如下情形。

省调可对变电站直接遥控：省调AVC对优化后电容器无功调节量和电容器额定容量进行比较，如果或则下发遥控指令投切电容器；

省调不能对变电站直接遥控：省调AVC将电容器无功调节量转发到地调，由地调AVC对优化后电容器无功调节量和电容器额定容量进行比较，如果或则由地调下发遥控指令投切电容器；

9)协调控制指令由省调AVC转发到地调AVC，地调AVC接收到省调AVC指令后，判断中压侧无功Q_d与协调控制指令的偏差是否大于控制死区，如果大于控制死区，则对110kV子网内无功设备进行分析决策，跟踪中压侧无功目标。

上述实施例只是为了说明本发明的技术构思及特点，其目的是在于让本领域内的普通技术人员能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡是根据本发明内容的实质所作出的等效的变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围内。

Claims (9)

1.一种基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：包括如下步骤：

首先进行离线的协同控制建模；所述协同控制建模具体步骤包括：

1)在省调建立220kV变电站详细模型；

2)在地调建立220kV变电站、110kV及以下电网详细模型；其中110kV及以下电网在下文中简称为110kV子网；

3)省调将220kV主变中压侧绕组定义为110kV广义机组，该广义机组表征地调110kV子网的无功电压综合调节效果；

4)将电气距离相近的省调侧发电厂、220kV变电站划分为相同的控制分区；

然后，验证所述协同控制建模；

最后，启动周期性的实时协同控制。

2.根据权利要求1所述的基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：所述步骤1)中，所述220kV变电站详细模型包括变压器高/中/低三侧绕组、低压侧电容器/电抗器以及高/中/低三侧母线。

3.根据权利要求1或2所述的基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：所述实时协同控制包括低压侧直控和中压侧协调控制，省调对220kV变电站低压侧电容器/电抗器无功出力进行直控，对220kV变电站中压侧关口无功电压与地调进行协调控制。

4.根据权利要求3所述的基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：所述实时协同控制相关的时间周期包括执行周期T_s、电厂控制周期T_g、电容器控制周期T_c、协调控制周期T_d，T_g、T_c、T_d都是T_s的整数倍。

5.根据权利要求4所述的基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：每个执行周期T_s具体步骤如下：

1)在第n次执行周期开始时，省调AVC、地调AVC从实时数据采集监控获取发电厂、变电站实时电网潮流状态；

2)地调AVC计算110kV子网内无功调节设备对协调关口的可增无功、可减无功，以及中压侧电压期望上限、期望下限后，通过省地广域通信网络上传到省调；

3)省调AVC接收地调无功调节能力和电压需求后，更新广义机组无功约束和电压约束；广义机组无功约束上限无功约束下限 $Q_d^{\min }=Q_d-Q_d^{inc};$

4)省调AVC构造基于控制分区的二次规划模型：并求解上述二次规划模型，得到发电机无功调节量ΔQ_g、电容器/电抗器无功调节量ΔQ_c、广义机组无功调节量ΔQ_d；

5)计算优化后的控制指令；

6)判断是否发令周期；

7)电厂控制指令由省调AVC以遥调设定值方式直接下发，电厂侧接收省调控制指令并跟踪执行；

8)电容器指令根据变电站遥控配置情况下发；

9)协调控制指令由省调AVC转发到地调AVC，地调AVC接收到省调AVC指令后，判断中压侧无功Q_d与的偏差是否大于控制死区，如果大于控制死区，则对本地区进行无功电压控制。

6.根据权利要求5所述的基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：所述基于控制分区的二次规划模型如下：

$\left\{\begin{array}{cc}\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g,{\mathrm{\ΔQ}}_c,{\mathrm{\ΔQ}}_d}{\min }& \left|\right|(V_p-V_p^{ref})+C_{pg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{pc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{pd}{\mathrm{\ΔQ}}_d|{|}^2+{{\mathrm{\ΔQ}}_g}^T{W}_g{\mathrm{\ΔQ}}_g+{{\mathrm{\ΔQ}}_c}^T{W}_c{\mathrm{\ΔQ}}_c+{{\mathrm{\ΔQ}}_d}^T{W}_d{\mathrm{\ΔQ}}_d\\ s.t.& V_p^{\min }\≤V_p+C_{pg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{pc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{pd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_p^{\max }\\ & V_h^{\min }\≤V_h+C_{hg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{hc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{hd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_h^{\max }\\ & V_c^{\min }\≤V_c+C_{cg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{cc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{cd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_c^{\max }\\ & V_d^{\min }\≤V_d+C_{dg}{\mathrm{\ΔQ}}_g+C_{dc}{\mathrm{\ΔQ}}_c+C_{dd}{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤V_d^{\max }\\ & C_{hg}{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤{\mathrm{\ΔV}}_H^{\max }\\ & {\underset{\‾}{Q}}_g\≤Q_g+{\mathrm{\ΔQ}}_g\≤{\stackrel{\‾}{Q}}_g\\ & {\underset{\‾}{Q}}_c\≤Q_c+{\mathrm{\ΔQ}}_c\≤{\stackrel{\‾}{Q}}_c\\ & Q_d^{\min }\≤Q_d+{\mathrm{\ΔQ}}_d\≤Q_d^{\max }\end{array}\right.$

上述优化模型中：

控制变量为220kV电厂发电机无功Q_g、220kV变电站低压侧电容器/电抗器无功Q_c、110kV子网广义机组无功Q_d；

控制目标包括中枢母线当前电压与目标值偏差最小，以及各节点无功出力最小；

约束条件包括中枢母线电压V_p、电厂高压侧母线电压V_h、变电站母线电压V_c满足电压上下限约束，电厂高压侧母线电压V_h单次调节量小于控制步长约束，发电机无功Q_g、电容器/电抗器无功Q_c、广义机组无功Q_d满足出力上下限约束；

C_pg为发电机无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度，C_pc为电容器无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度，C_pd为广义机组无功出力对中枢母线电压的控制灵敏度；C_hg为发电机无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度，C_hc为电容器无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度，C_hd为广义机组无功出力对电厂高压侧母线电压的控制灵敏度；C_cg为发电机无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度，C_cc为电容器无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度，C_cd为广义机组无功出力对变电站高压侧电压的控制灵敏度；C_dg为发电机无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度，C_dc为电容器无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度，C_dd为广义机组无功出力对广义机组机端电压的控制灵敏度。

7.根据权利要求6所述的基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：所述优化后的控制指令为：其中电厂高压侧母线电压指令电容器/电抗器无功指令广义机组无功指令 $Q_d^{opt}=Q_d+{\mathrm{\ΔQ}}_d.$

8.根据权利要求7所述的基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：所述判断是否发令周期的判断方法为：

省调通过电力***通信网络将控制指令下发到电厂、变电站及地调：如果电厂发令周期T_g到，则下发电厂控制指令；如果变电站电容器/电抗器控制周期T_c到，则发送电容器/电抗器控制指令；如果广义机组控制周期T_d到，则发送广义机组控制指令。

9.根据权利要求8所述的基于分区优化的省地协同电压控制方法，其特征在于：所述电容器指令根据变电站遥控配置情况下发的步骤中，分为如下情形：

省调可对变电站直接遥控：省调AVC对优化后电容器无功调节量和电容器额定容量进行比较，如果或则下发遥控指令投切电容器；

省调不能对变电站直接遥控：省调AVC将电容器无功调节量转发到地调，由地调AVC对优化后电容器无功调节量和电容器额定容量进行比较，如果或则由地调下发遥控指令投切电容器。