由于电力生产在发、输、配、用中形成互联的网格结构，在运行过程中，这个网络中任何一个节点的运行状态及参数的改变（如无功出力、负荷大小及性质变化），均将引起网络中其它节点的电压发生变化。这个特点就决定了电网电压管理的复杂性。
1.省地两级电网电压协调管理形成的背景
保证电网电压质量合格，是电网安全、稳定、经济运行的基本要求。电压质量合格，就是要使电网各节点（变电站母线）控制在一个给定的上限Um与下限Un之间。如果电压变化超出上述范围，将危及电网的安全、稳定、经济运行。电网各节点（变电站母线）电压调整方法主要有两条：调整无功出力和调整无功潮流的分配。对于地区级电网而言，调整无功出力是依靠投切电容器来完成；调整无功潮流的分配是依靠调节主变压器分接开关来完成。
当前我国电力系统电压质量的管理，大多采用电网各个节点（变电站）独自进行调整，这在过去没有先进自动化技术支持的情况下，不失为较为有效的手段。其局限性在于：
1.1 因为电网各节点（变电站）之间是一个相互关联的网络，其中任何一个节点运行参数及状态的改变，必然不同程度引与之相关联节点参数及状态的变化，互为因果。各个节点（变电站）独自分散进行调整的管理模式，很难做到从全网的视角出发，使各个节点的电压调整资源进行优化运行。
1.2 由于电网调压无功资源得不到优化运行，不可能使电网在网络损耗在最小方式下运行，加大了电网的运营成本。
1.3 有时某个节点电压越限，并非是本节点（变电点）相关电压调整资源运用不当，而由相关节点运行参数不当所致。此时，如果采用了从本变电站来看似合理有效的调整措施，而不是调整相关节点的资源，则可能进一步恶化电网的运行环境。
1.4 省地两级电网之间难以实现协调控制。地区级电网各节点的电压水平，省网枢纽变电站电压的高低是下一电网（地区网）电压调整资源（无功出力及分配）运用的结果。所以省网为确保枢纽变电站母线电压维持合理水平，必须对下一级电网（地区网）电压调整资源的运用提出约束条件。其前提条件是省网先要获取地区级电网可调用电压调整资源。这就提出了两级电网互换资源信息，协调控制管理的要求。但各变电站独自进行调整的管理模式是无法完成两级电网协调管理要求的。
1.5 各节点独自进行电压调整的管理模式，要求变电所值班员或调度员需要人工实时监视，当发现电压越限后就需要实施调节。
这种调节方式增加了值班员的劳动强度，同时这种调节值班员只能根据本变电所的无功和电压情况进行主观调节，而不能根据系统的实际需求进行科学的优化调节，往往是本变电站调节好了，另一个变电站又不行了，从而造成了整个系统的频繁调节和无功的无序流动。
为了克服传统电压管模式的上述局限性，就必须寻找建立一套要从原来各个孤立点的管理到面的管理，由各变电站局部到全电网的管理，由省地两级电网分割到协调电压管理的新机制。
2.省地两级电网电压协调优化管理过程
2.1 明确省地两级电网电压协调管理目标明确的管理目标，是建立科学有效管理模式的前提下。根据电力在发、输、配、用过程链的特征，明确了电网电压管理应达到如下目标：
2.1.1 省级电网为保障电网安全稳定运行，必须确保省辖枢纽变电站电压控制在合理范围之内。
2.1.2 地区级电网为保证输送到用户端的电能质量符合国家标准，必须确保所辖各变电站母线电压合格。
2.1.3 电网运行损耗必须最小化。电能在输、配过程中，不可避免地要在电网中产生损耗，但在满足各节点（变电站）电压合格的前提下，应使网络损耗最小化。
2.1.4 电压调控设备操作频度尽可能低，延长设备使用寿命，以降低电网的运营成本。
2.2 省地两级电网电压协调管理体系
2.2.1 建立科学管理所需的技术平台电网电压的协调优化管理，首先是建立与之相适应的信息获取、信息处理及自动控制的技术平台。六安供电公司充分地利用了现代通讯、计算机技术，建立了一套完整的通讯、信息处理及自动控制的计算机网络，为电网电压管理提供了先进、可靠的技术手段。其主要功能如下：首先能及时、准确地获取电压管理所需的电网运行状态参数。其次能及时交换省地两级电网电压协调管理所需的信息。然后能对所获取的信息按电网电压管理模型进行高速运算处理。最后能迅速执行电网电压管理所做出的决策，自动控制无功出力及合理分配无功潮流。
2.2.2 建立新的管理判断标准如果电网电压运行值偏离管理的目标值，则首先应找出导致偏离目标值的主要因素，才能抓住问题的主要矛盾。电网中任何一个节点电压值如果偏离设定的上限Um或下限Un,主要有三个因素：本节点无功出力不足或过剩；本节点与相邻节点之间的无功潮流分配不合理；相邻上一级节点电压过高或过低。
传统的电压管理模式，只能依靠变电所值班人员做一些的判断，这种判往往是一种感性而粗略，且这种感性认识仅局限于本变电站，无法从全网的角度进行观察来认识事物的本质。因此，必须建立一套能的准确把握电网电压变化规律科学判断标准。这方面，我国各大电网及主要科研院所做了大量的研究工作，创立了无功电压“九区图”的判据。由于“九区图”是引用功率因数作为判断量，功率因数原本是用于描述负荷性质的量，不能与电压之间建立互为因果的函数关系，不能对上述三个问题（无功出力、无功潮流分配、相邻节点间的关联）做出明确的回答，它解决不了投/切振荡与补偿效率之间的矛盾，存在电压管理的盲区。
既然传统的管理模式及现存的判断标准解决不了管理过程中出现的问题，就必须寻找新的理论和方法，创立新的管理模式。
通过对电网调压机理的研究，可对下列几个问题做出准确的描述：
（1）电网某个节点影响电压的无功出力是否平衡。
（2）如果无功不平衡，调用本节点的无功出力资源能否达到平衡，或是使平衡更加恶化。
（3）调用本节点的无功出力资源后，电网运行损耗增减及其大小。
2.2.3 建立电压管理的管理数学模型，优化资源运行优化调压资源的运行配置，是电网经济运行的重要课题。在新的电压管理模式中，是将影响电压管理目标值的各个因子，根据它们对电压变化的影响程度和影响方式，建立一个与管理目标相对应的函数关系，形成电压管理的数学模型。当系统内一个或多个变电站电压偏离管理目标值时，运用这个数学模型，对各种可能的调整方案行比较，选择出一套全网无功出力及其潮流分布最佳的调压方案。
这种方案的选择，不仅要使电网电压运行在管理目标值内，同时还要实现电网运行损耗最小化、调控设备操作次数最低，克服了传统电压管理方式中各个节点各自孤立判断、无视全局的局限性；实现电网调压资源的优化运行，降低电网的运营成本，使电网电压管理服从于安全、稳定、经济运行的整体目标。
2.2.4 从全网的视角出发，建立省地两级电网电压协调管理机制省地两级电网是一个互联的网络，其各自所承担的义务与职责不同，其电压管理目标与手段也不尽相同。省网的管理目标是将枢纽变220kV电压控制在许可范围之内。但省网调控电压，必须依赖于地区级电网及电厂的调压资源（无功出力及其分配）来实现其管理目标。而地区级电网电压管理将受到省网管理目标及本网电压合格率等多重条件的约束，追求网损最小化、设备操作次数尽可能少的优化目标。因此，省地两级电网无功电压协调管理，是一个资源信息交互判断、控制的过程。其协调管理机制为：
（1）地区网根据本地区电网电压管理目标，形成电压调整预案，并将预案中可调控的无功资源信息传输给省调。
（2）省网根据地区网可调用的无功出力资源及相关枢纽变电所的电压水平，找出省地两级电网优化目标与约束条件的交集，实时下达各地区电网无功出力的总量的期望值。
（3）地调端将系统当前无功与省调下达的期望值进行比较，找到正负偏差值，并在地区网已形成的预案内进行符合省网期望值内进行调整，以达到两级电网均可接受的目标值。
2.2.5 电压管理的安全控制模式
（1）确保安全控制的三种模式：①开环：检测实时电压是否偏移管理目标值，弹出控制窗口，给出调整策略，但只有经调度人员确认后，方可执行遥控或遥调操作命令。否则30秒后，自动取消控制请求。②闭环：检测实时电压是否偏移管理目标值，弹出控制窗口，给出调整策略，在无需人工干预的情况下，15秒内自动执行遥控或遥调操作命令。③退出：当电压调控设备或计算机通讯网络局部发生异常时，可将其异常部分退出，保障其它部分正常运行。以避免在出检测值或装置故障时不能及时发现和退出自动控制，给运行留下了安全隐患。
（2）保障安全管理的技术措施①当电压调整设备出现故障或异常时，将其进行闭锁。②主变档位多次单向调节的闭锁：在ΔT时间内，如果单向调节次数大于设定的次数n,则禁止分接开关继续进行同操作。③电压调控设备每日最大操作次数的限制。④电压调控设备每次操作最小间隔时间的限制。⑤并列运行变压器调压的同步控制.
（3）适应方式变化的设备管理模式受负荷变化、设备检修等因素，变电站运行方式会发生变化。无功/电压自动控制软件应能实时判断这种变化并合理使用调节设备。这种情况包括电容器循环投、切操作，变压器并列运行统一调节等。对应投、切电容器方案，将按堆栈先进先出方式来循环使用电容器；在保证电容器可用率情况下，避免单个电容器的频繁操作。
3.省地两级电网电压协调管理实施效果和效益
在实施电压协调控制管理以前，我公司和大多数供电公司一样，采用电容器早8点全投，晚10点全切方式，没有和系统发电机组协调，致使系统白天机组无功进相，电网最大无功负荷往往出现在晚10点以后的不合理现象。甚至有的变电所白天向220KV主网倒送无功，既加大机组进相深度影响机组安全，也使网损增加，影响经济性。而且各厂站只关注自身母线电压，没有从全局角度协调无功分配，电网无功功率无谓搬运现象突出，造成不必要的有功损耗，220KV系统特别明显，甚至经常出现无功环流现象；由于电压是人工控制，为保证电压合格，电压通常不能按优化方式运行，此外人工控制实时性和精度差，电压波动大。
六安供电公司自实行省地两级电网电压协调管理后，使电压管理更加科学化，经济化。不但减轻了调度员和变电值班员的劳动强度，而且保证了电网安全稳定运行，保证电压质量，减少电网有功损耗。
3.1 电能质量虽然改造前220kV母线电压合格率满足国电公司“一流供电企业”的99.0%标准，但仍处临界线边缘。改造后3个月合格率均稳定在99.5%以上，平均值为99.74%.
3.2 力率和线损由于实施全网综合电压/无功调节方案，从而充分发挥系统电容器的无功补偿度。在电量、负荷增长情况下，系统综合力率上升至0.98以上，220kV主网线损下降近15个百分点。
3.3 提高了劳动生产率由于电压管理由原来人工判断操作，到建立科学、准确的管理判断标准，并利用计算机网络自动执行网电压管理所做出的决策，将运行值班人员从繁琐的运行监视及其操作中解放出来，提高了劳动生产力。并且杜绝了人工判断及操作可能带来的失误，从而也提高了电网运行的安全性。
3.4 设备管理优化控制方案的实施，可以选择最佳的控制方案，避免不必要的调节过程。就该局而言：在负荷高峰期运行方式与通过理论离线优化后决策方式在无功分配上基本相同，但主变运行分头变比变化较大，这要求在无功配合下及时调整分头。主网上、下层配合方式无疑能在减少调节次数前提下满足要求。其分头调节厂站平均次数由原来的6.32次下降至4.02次，幅度达36%以上，无疑提高设备使用寿命。电容器也在保证可用系数的前提下，投切次数减少10%以上。
3.5 经济效益分析报告按《全国企业管理现代化创新成果申报推荐工作与效益计算手册》中的“相关因素合成法”,分析计算如下：
（1）实施成果后所取得的年经济效益①通过全网无功优化，充分发挥电容器的效益，减少了无功功率流动，同比降低一次网损大于182万千瓦时/年。按0.35元/千瓦时计算，节约购网电费63.7万元/年。②配网电压过高会导至铁损增加，电压过低会导至铜损增加。由于改善了10kV母线的输出电压质量，将电压控制在合格范之内使将大幅降低配损耗，同比降低配网线损电量283万千瓦时/年。按0.35元/千瓦时计算，节约购网电费134.05万元/年。③通过对变电所电容器、主变有载调压分接开关的自动控制，能有效地减少调度员、变电所运行值班员的工作量，每座变电所节省变电所人员工资3万元/年，全公司16座变电站，合计节约人工工资48万元/年。④由于无功相对平衡，减小了母线电压的波动，有效地减少了主变档位调整次数，延长了主变有裁调压开关的检修周期和使用寿命。节约有载调压分接开关的检修费用约每台0.8万元/年，26台变电压器，合计节约20.4万元/年。
