CN102709923A - 基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，具体步骤为：（1）采用最优潮流算法OPF求解出电网各节点最优值Q_O,U_O，作为各节点无功补偿控制器的无功、电压限值的中心基准值；（2）使用分形理论和统计物理的方法求取各补偿点电力负荷时间序列的多重分形参量；最终求解出一天24个小时段的多重分形参量Δα_T，T∈[0..23]；（3）采用聚类算法确定电网补偿时段；（4）在各补偿节点，以该补偿点的负荷波动程度确定各个时段的电压、无功上下限范围；本发明考虑了一天内负荷的波动情况，能够保证变压器和电容器的动作发生在电网最需要进行无功补偿的时段，从而提高电网的补偿效果，并减少补偿设备的动作次数，延长设备的使用寿命。

Description

基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法

技术领域

本发明涉及一种基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法。

背景技术

电压无功补偿控制问题一直是电力系统运行控制中的传统课题，一般采用调节变压器档位和投切电容的方式实现电压无功控制，有就地补偿和区域电网优化控制两种手段。其中就地补偿方式大多采用电压无功补偿装置（VQC）实现自动控制。常见的控制判据包括9区图、由于VQC的数据采集范围仅限于变电站内的电压无功变量，因此无法实现对整个区域电网的协调优化。另外，由于没有考虑到站内负荷的波动规律，9区图中的电压、无功上下限值一旦由运行人员设定好了，就常年保持不变。如果限值设定范围过小，则引起电压/无功频繁越限，使电容器、变压器动作次数很多，降低了设备的使用寿命；如果限值设定范围过大，则系统无法有效跟踪电网负荷的变化，使补偿效果变差。据统计，安装VQC的变电站，变压器日动作次数在8～20次之间，而电容器组日动作次数在10～30次之间，显然动作次数过于频繁。

区域电网优化控制系统通过从SCADA获取数据，能够实现区域电网的网损最小。区域电网优化控制系统一般采用软件实现，在每日中的整点时间或设定好的时间进行优化计算，并通过SCADA下发控制命令，直接控制各变电站变压器升/降压和电容器投切。它存在的问题是：1）优化时间点的选择。由于电网负荷是不断变化的，既有一定的随机性又有一定的规律性，因此如果把优化时间点设置成固定值，则很有可能出现在某日最需要进行优化的时刻系统不工作，而在其他时刻系统工作的情况，从而降低了区域电网优化控制系统的使用效果。2）区域电网优化系统与VQC不能兼容。在安装区域电网优化系统的电网内需要将已安装好的VQC退出运行，否则它们很可能发出完全相反的控制指令。它一方面导致了现有变电站VQC装置的投资浪费，另一方面，由于采用集中控制，一旦优化主站出现问题，会导致全网的无功电压处于失控状态，会影响到电网的安全、可靠运行。

发明内容

本发明为了克服VQC装置和区域电网优化控制系统的不足，融合了它们的优点，提供一种基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，使VQC与区域电网优化控制系统有机结合起来，实现了更加优化的二级电压控制。

为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

（1）采用最优潮流算法（OPF）求解出电网各节点最优值Q_O,U_O，作为各节点无功补偿控制器的无功、电压限值的中心基准值。

（2）使用分形理论和统计物理的方法求取各补偿点电力负荷时间序列的多重分形参量。对电网数据进行处理得到负荷时间序列，如每隔5分钟电网某节点的有功功率或电压时间序列。求取序列的概率分布函数和配分函数，最终求解出一天24个小时段的多重分形参量Δα_T，T∈[0..23]。

该步骤又包括如下子步骤：

①输入电网数据，输入的电网数据应为等间隔输入，如每5分钟采集一次的有功数据，如果数据间隔不相等，应使用插值算法对所缺少的数据进行人为添加。

②求取电力负荷一天24时段的多重分形参量Δα_T。

（3）采用聚类算法确定电网补偿时段。Δα_T能够反映电网负荷的波动水平，所以可以根据负荷波动水平，对电网时段进行聚类。使用聚类算法将电网负荷波动相近的相邻时刻聚合为同一个时段，时段数量与补偿设备的最大动作次数相等。

该步骤包括如下子步骤：

①首先确定一天24个时间段的多重分形参量，对这些多重分形参量进行由小到大排序，形成序列Δα_n,n∈[0..23]。

②进行时间序列聚类时，以Δα₁作为迭代计算的初值V_S，两个相邻时刻进行聚合的判断原则为：如果Δα_i＜=V_S并且Δα_i+1＜=V_S其中i∈[1,23]，则将Δα_i+1所在的时段与Δα_i所在的时段合并为同一个时段。其中Δα₂₄与Δα₁与V_S进行比较，使Δα₂₄所在的时段与Δα₁所在的时段合并。每当进行一次时刻合并后，则需要判断当前时段个数NO.A与设定的所要分段时段数NO.D是否相等，如果不相等则继续进行聚类，当24个时刻比较完毕后，则需要更换迭代计算的初始值V_S，即V_S＝Δα_i+1。

（4）在各补偿节点，以该补偿点的负荷波动程度确定各个时段的电压、无功上下限范围。当负荷波动越大时，限值范围越小，反之限值范围扩大。时变限值能够确保补偿设备在电网最需要补偿的时段缩小补偿限值范围，从而提高补偿的跟踪效果；在其他时段放宽补偿限值范围，从而减少补偿设备的动作次数，从总体上达到减少补偿设备的动作次数并延长设备的使用寿命的目的。

该步骤包含以下子步骤：

①确定电网各补偿节点的无功和电压的默认允许波动范围。该范围一般是根据相关国家标准确定，或由电网调度中心指定。设电压幅值和无功功率的默认补偿上下限值为(U_DUP，U_DDW，Q_DUP，Q_DDW)，因此可得到功率和电压幅值的默认允许波动范围(ΔU_D、ΔQ_D)为：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}{U}_D=U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}}\\ \mathrm{\Δ}{Q}_D=Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}}\end{array}\right.---\left(1\right)$

根据一天内24个时刻的多重分形参量Δα_T,T∈[0..23]，得到其平均值，即电网一天内的平均波动水平Δα_AV，进而得到各个时段的负荷波动倍数

将λ_T与ΔU_D和ΔQ_D相乘可以得到各个时段新的无功和电压允许波动区间(ΔQ_α,T、ΔU_α,T)为：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}={\mathrm{\λ}}_T\mathrm{\Δ}{U}_D\\ \mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}={\mathrm{\λ}}_T\mathrm{\Δ}{Q}_D\end{array}\right.---\left(2\right)$

②使用由OPF算法求得的最优点的无功功率Q_O和电压幅值U_O作为补偿的基准值，以0.7ΔQ_α,T和0.5ΔU_α,T分别作为无功功率和电压幅值的上下波动幅度,从而得到新的补偿策略中无功和电压的限值为：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_{\mathrm{UP},T}=U_O+0.5\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}\\ U_{\mathrm{DW},T}=U_O-0.5\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}\\ Q_{\mathrm{UP},T}=Q_O+0.7\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}\\ Q_{\mathrm{DW},T}=Q_O-0.\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}\end{array}\right.---\left(3\right)$

将(1),(2)式代入(3)式得：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_{\mathrm{UP},T}=U_O+0.5{\mathrm{\λ}}_T(U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}})\\ U_{\mathrm{DW},T}=U_O-0.5{\mathrm{\λ}}_T(U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}})\\ Q_{\mathrm{UP},T}=Q_O+0.7{\mathrm{\λ}}_T(Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}})\\ Q_{\mathrm{DW},T}=Q_O-0.7{\mathrm{\λ}}_T(Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}})\end{array}\right.---\left(4\right)$

式中U_UP，T，U_DW，T，Q_UP，T，Q_DW,T为各个时段新得到的电压和无功的上下限值；Q_O，U_O为最优值的无功和电压数值；λ_T为各个时段的负荷波动倍数；U_DUP，U_DDW，Q_DUP，Q_DDW为变电站默认的电压幅值和无功功率的上下限值。新得到的无功电压限值不能超出变电站默认的补偿上下限值。

本发明的主体思想是，在保证电网无功优化水平的前提下，根据负荷的波动情况动态确定变压器、电容器等补偿设备在各个时段中的限值。时变限值可以确保电网在需要补偿时，补偿设备能够给予补偿。电网补偿时段的个数与补偿设备的动作次数相等，因此可以通过划分时段的个数来限制设备的补偿动作次数，从而达到减少设备的补偿动作次数并延长设备的使用寿命。该时变限值是通过对各变电站的电压、无功曲线进行分析，采用分形理论和统计物理的方法找到它们的波动规律实现的。

本发明有益效果在于：

1）本发明是基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法。根据每天的负荷变化情况，采用分形理论和聚类算法，实现电网补偿时段的划分。

2）本发明旨在确保无功补偿发生在电网需要补偿的时段。根据各个时段的多重分形参数来判断任意时段的电网波动水平，然后可以得到各个时段的负荷波动。以OPF求得的最优点的无功功率和电压点为基准值，并结合电网默认的补偿区间，求得新时段的无功补偿限值。

3）本发明不涉及复杂运算，分时段计算简单，能够根据优化要求划分时段，并得到新的9区图或者其他多区图控制的限值。

附图说明

图1为电网将电网数据划分为4段时电网数据的一维高度的分布曲线。

图2为分时段聚类算法的流程图

图3为某变电站有功负荷曲线；

图4为lnχ_q～lnε曲线；

图5为多重分形谱图；

图6为有功负荷曲线与其多重分形参量的关系图；

图7为电压曲线与其多重分形参量的关系图；

图8新的无功补偿默认限值表示图。

具体实施方式

下面根据实施例对本发明做进一步说明。

第一步，对区域电网进行最优潮流计算求取各个节点的最优值。

根据区域电网的运行参数，采用最优潮流算法求解出各节点电网无功优化最优值P_OPF(Q_O,U_O)，以该最优值的无功功率和电压幅值作为该补偿节点的无功功率和电压幅值的基准值。

第二步，使用分形理论和统计物理的方法求取各补偿点电力负荷时间序列的多重分形参量。

输入电网数据，输入的电网数据应为等间隔输入，如每5分钟采集一次的有功数据，如果数据间隔不相等，应使用插值算法对所缺少的数据进行人为添加，假设缺少的时刻为t_i，则使用时刻t_i-1与t_i+1的均值作为t_i时刻的数值。具体步骤为：

（1）计算负荷序列的概率分布函数P(ε)，通过举例详细说明概率分布函数如何计算得到。图1所示为一维高度的分布曲线，横坐标为象素值，纵坐标为高度值。电力负荷曲线也可以看做是一维分布曲线。

附图1的概率分布函数P(ε)可以表达为：

P_i(ε)＝S_i(ε)/∑S_i(ε)    （5）

在上式中，ε为将曲线按一定段数分段后每段的尺寸，在附图1中，一维曲线被分成四段，因此每段的尺寸为1/4；S_i(ε)为分段后每段尺寸为ε时，第i段内所有象素高度的和；ΣS_i(ε)为整个曲线的全部象素高度的和。

（2）计算配分函数χ_q(ε)。配分函数的求解就是对概率分布函数的q次方求和，用数学表达式可以写成：

χ_q(ε)＝ΣP_i(ε)^q＝ε^τ(q)    （6）

在（6）式中，q被称为权重因子，q不同的取值在配分函数中起到不同作用。P(ε)是一个概率，它的值是介于0和1之间，对它求q次方，相当于一个幂函数，因此，当q→+∞时，P(ε)值大的对配分函数起到决定作用；当q→-∞时，P(ε)值小的对配分函数起到决定作用。不同的q可以将多重分形体分成不同区域，在理论上，q的取值范围越大越好，一般q的取值范围是取对应的正、负值之间。

（3）通过配分函数的数学表达式可以看出，配分函数χ_q(ε)与ε之间是幂函数的关系，因此，我们便可以求出τ(q)的值，数学表达式可以写成：

$t\left(q\right)=\frac{{\ln \mathrm{\χ}}_q\left(\mathrm{\ϵ}\right)}{\ln \mathrm{\ϵ}}---\left(7\right)$

通过（7）式可以看出，τ(q)是lnχ_q~lnε曲线的斜率。如果lnχ_q随lnε变化具有很好的线性关系，就能充分说明被研究对象具有多重分形特征。

（4）通过τ(q)推导出多重分形谱f(α)和α值，由（6）式以及概率分布函数定义可以得出（8）式：

χ_q(ε)＝ΣP_i(ε)^q＝ΣN(P)P^q    （8）

在（8）式中，N(P)表示为概率为P的数目。

由（5）式和（6）式，（8）式可以写为（9）式：

χ_q(ε)＝Σε^-f(α)ε^αq＝Σε^αq-f(α)＝ε^τ(q)    （9）

在（9）式中，后面的等号是在被研究的对象属于多重分形条件时才能成立，因此，通过后面的等式相等，（9）式可以改写为（10）式：

Σε^{αq-f(α)-τ(q)}＝1    （10）

在（10）式中ε→0，如果αq-f(α)-τ(q)＞0，那么求和后将趋于0；如果αq-f(α)-τ(q)＜0，那么求和后将会无限大；因此，只有αq-f(α)-τ(q)＝0的项保留下来，求和后才会等于1，即：

τ(q)＝αq-f(α)    （11）

因此，由（11）式可以得到α值，即：

$\mathrm{\α}=\frac{\mathrm{d\τ}\left(q\right)}{\mathrm{dq}}---\left(12\right)$

α值求得后，将（12）式代入（11）式便可求得多重分形谱f(α)的值，即：

$f\left(\mathrm{\α}\right)=\mathrm{\αq}-\mathrm{\τ}\left(q\right)=\mathrm{\α}\frac{\mathrm{d\τ}\left(q\right)}{\mathrm{dq}}-\mathrm{\τ}\left(q\right)---\left(13\right)$

以上面介绍过的图1为例，图1中是将一维分布曲线划分为四段，α是一个奇异指数，它能反映图1中分形上每一段的奇异程度，若在分形上的测度量是均匀的，则α值必然只是一个值。f(α)称为多重分形谱，图1中每一段所对应的f(α)值能够表征每一段曲线高度的概率分布。

多重分形谱f(α)的宽度可以用Δα来表示，即

Δα＝α_max-α_min    （14）

它反映了图1中每一段曲线高度的起伏程度，即高度的波动程度。Δα值越大，说明曲线高度变化的波动程度越强。Δα具有统计意义，某一时刻的Δα能够充分反映该时刻电力负荷变化的波动程度。Δα值越大，说明该时刻电力负荷变化的波动程度越强。依据不同时刻负荷的Δα值进行时段的划分，可以将负荷波动程度比较接近的时段划分为一段，这样既考虑了负荷数据的实时性，又减少了补偿设备的动作次数，在每天负荷变化速度快时提高无功电压调节频率，而在负荷变化慢时降低调节频率，提高了补偿效率。

第三步，实现电网时段的划分。

将一天划分为24个小时段。按照上述方法，求解出24个小时段的多重分形参量Δα。Δα能够反应负荷的波动情况。Δα的数值越大，表明对应时段的负荷波动就越剧烈；Δα的数值越小，表明相应时段的负荷波动较平缓。将求得的多重分形参量由小到大进行排序，可形成序列Δα_k,k∈[1..24]。

求得24个小时段的多重分形参量后，则对24个小时段进行聚类运算。进行聚类运算时，以补偿设备的最大动作次数NO_max作为约束条件，将相邻时段Δα差别较小的小时段聚合为一类。首先，选取Δα₀作为第一次迭代计算的初值V_s，电网时段数NO_now为24，预置时段数为NO_def。然后判断相邻两个小时间段之间的多重分形参量的大小，如果Δα_i＜V_s并且Δα_i+1＜V_s其中i∈[0..22]，则将Δα_i+1所在的时段与Δα_i所在的时段合并为同一个时段。Δα₀与Δα₂₃分别与V_s进行比较，判断是否将Δα₀所在的时段与Δα₂₃所在的时段合并。当上述小时段出现合并时，则时段数NO_now减1，并判断NO_now与NO_def的数值是否相等，如果不相等则对下一个小时段进行比较。当24个小时段比较完成后，则需要更换迭代计算的初始值V_s，即V_s＝Δα₁，继续对各个小时段进行聚类。依次循环该过程，当NO_now与NO_def相等时，停止进行聚类，输出分段结果。分时段聚类算法的流程图如附图2所示。

第四步，补偿限值的确定。

首先，确定无功功率和电压的默认波动范围，即默认补偿限值。一般由变电站或者电网调度中心根据变电站中变压器和电容器组的实际情况进行设定。假设设定的电压和无功功率的默认补偿上下限值为(U_DUP，U_DDW，Q_DUP，Q_DDW)，由此可以得到无功功率和电压的允许波动范围(ΔU_D、ΔQ_D)为：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}{U}_D=U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}}\\ \mathrm{\Δ}{Q}_D=Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}}\end{array}\right.---\left(15\right)$

根据一天内24个小时段的多重分形参量Δα_T,T∈[0..23]，可以得到电网一天内的整体波动水平Δα_AV，进而得到各个时段的负荷波动系数

将λ_T与ΔU_D和ΔQ_D相乘可以得到各个时段新的无功和电压允许波动区间(ΔQ_α，T、ΔU_α,T)：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}={\mathrm{\λ}}_T\mathrm{\Δ}{U}_D\\ \mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}={\mathrm{\λ}}_T\mathrm{\Δ}{Q}_D\end{array}\right.---\left(16\right)$

以OPF算法得出的最优无功功率Q_O和电压幅值U_O作为基准值，0.7ΔQ_α和0.5ΔU_α作为无功功率和电压幅值的上下波动范围，从而得到新的无功功率和电压的限值：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_{\mathrm{UP},T}=U_O+0.5\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}\\ U_{\mathrm{DW},T}=U_O-0.5\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}\\ Q_{\mathrm{UP},T}=Q_O+0.7\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}\\ Q_{\mathrm{DW},T}=Q_O-0.\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}\end{array}\right.---\left(17\right)$

将式（15)、式（16)代入式（17)中，整理得：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_{\mathrm{UP},T}=U_O+0.5{\mathrm{\λ}}_T(U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}})\\ U_{\mathrm{DW},T}=U_O-0.5{\mathrm{\λ}}_T(U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}})\\ Q_{\mathrm{UP},T}=Q_O+0.7{\mathrm{\λ}}_T(Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}})\\ Q_{\mathrm{DW},T}=Q_O-0.7{\mathrm{\λ}}_T(Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}})\end{array}\right.---\left(18\right)$

式中U_UP，T，U_DW，T，Q_UP，T，Q_DW,T为各个时段新得到的电压和无功的上下限值；Q_O，U_O为最优值的无功和电压数值；λ_T为各个时段的负荷波动系数；U_DUP，U_DDW，Q_DUP，Q_DDW为变电站默认的电压幅值和无功功率的上下限值。

应用实例：

对某市220KV某变电站中连续30天的数据进行仿真分析。附图3为该变电站高压侧有功功率连续4天的曲线。通过该曲线可以看出每天有功负荷曲线在时间尺度上是相似的，具有分形局部相似性的特点。

首先验证该电力负荷时间序列是否具有分形的特征。计算τ(q)的值，从而得到lnχ_q～lnε曲线。赵楼变电站的lnχ_q～lnε变化曲线如附图4所示。

通过附图4可以看出，lnχ_q随lnε变化具有很好的线性关系，表明赵楼站中的电力负荷具有多重分形特征，即每天负荷的变化具有一定的相似性。

验证电力负荷曲线具有多重分形特征后，可以计算出电力负荷的多重分形参量Δα，电力负荷曲线24个小时的多重分形谱图如附图5所示。

对一天24个小时段中的有功功率和电压的多重分形参量Δα进行标幺运算，并与有功功率和电压的历史数据进行对比，如附图6、7所示。图8为新的无功补偿默认限值表示图。

通过附图6、7可以看出，负荷波动较剧烈的时段多重分形参量较大，因此按照多重分形参量Δα大小进行聚类是合理的。由于电压和有功功率的波动情况不相同，所以采用不同的分段数目对电压和有功功率进行分时段。本算例中电压时段数目为5，无功时段数目为8。之所以用有功的数据而不是无功的数据，原因是无功数据测量受到电网中电容器投切、变压器分接头调节等人为控制的影响，而我们需要的是纯负荷的波动数据。因此用有功数据比无功数据更能直接反映负荷的变化。低压侧电压分时段情况与高压侧电压分时段相同。采用上述补偿限值确定方法可以得到各时段的电压限值如附表1所示，各时段的无功限值如附表2所示。

使用附表1、2的限值，无功补偿控制器使用9区图补偿判据对电网的运行点进行判断，并执行相应的补偿控制方案。控制前后变压器分接头和电容器动作次数和补偿时段的统计如附表3所示。采用了时变限值的补偿控制控制器后，设备动作次数得到了减少，并且电压和无功补偿能够很好地跟踪负荷的变化，确保在负荷剧烈变化时能够给予补偿。

表1各个时段的电压限值

表2各个时段的无功限值

表3变压器分接头和电容器动作次数统计

Claims (4)

1.一种基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，其特征是，具体步骤为：

（1）采用最优潮流算法OPF求解出电网各节点最优值Q_O,U_O，作为各节点无功补偿控制器的无功、电压限值的中心基准值；

（2）使用分形理论和统计物理的方法求取各补偿点电力负荷时间序列的多重分形参量；对电网数据按照设定的间隔时间进行处理得到负荷时间序列，求取序列的概率分布函数和配分函数，最终求解出一天24个小时段的多重分形参量Δα_T，T∈[0..23]；

（3）采用聚类算法确定电网补偿时段；由于Δα_T能够反映电网负荷的波动水平，根据负荷波动水平，对电网时段进行聚类；使用聚类算法将电网负荷波动相近的相邻时刻聚合为同一个时段，时段数量与补偿设备的最大动作次数相等；

（4）在各补偿节点，以该补偿点的负荷波动程度确定各个时段的电压、无功上下限范围；当负荷波动越大时，限值范围越小，反之限值范围扩大；时变限值确保补偿设备在电网最需要补偿的时段缩小补偿限值范围，从而提高补偿的跟踪效果；在其他时段放宽补偿限值范围，从而减少补偿设备的动作次数，从总体上达到减少补偿设备的动作次数并延长设备的使用寿命的目的。

2.如权利要求1所述的基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，所述步骤（2）的具体步骤为：

①输入电网数据，输入的电网数据为等间隔输入；若数据间隔不相等，应使用插值算法对所缺少的数据进行添加；

②求取电力负荷一天24时段的多重分形参量Δα_T。

3.如权利要求1所述的基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，所述步骤（3）的具体步骤为：

①首先确定一天24个时间段的多重分形参量，对这些多重分形参量进行由小到大排序，形成序列Δα_n,n∈[0..23]；

②进行时间序列聚类时，以Δα₁作为迭代计算的初值V_S，两个相邻时刻进行聚合的判断原则为：如果Δα_i＜=V_s并且Δα_i+1＜=V_S其中i∈[1,23]，则将Δα_i+1所在的时段与Δα_i所在的时段合并为同一个时段；其中Δα₂₄与Δα₁与V_S进行比较，使Δα₂₄所在的时段与Δα₁所在的时段合并；每当进行一次时刻合并后，则需要判断当前时段个数NO.A与设定的所要分段时段数NO.D是否相等，如果不相等则继续进行聚类，当24个时刻比较完毕后，则需要更换迭代计算的初始值V_S，即V_S＝Δα_i+1。

4.如权利要求1所述的基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，所述步骤（4）的具体步骤为：

①确定电网各补偿节点的无功和电压的默认允许波动范围；该范围根据相关国家标准确定，或由电网调度中心指定；设电压幅值和无功功率的默认补偿上下限值为U_DUP，U_DDW，Q_DUP，Q_DDW，得到功率和电压幅值的默认允许波动范围ΔU_D、ΔQ_D为：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}{U}_D=U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}}\\ \mathrm{\Δ}{Q}_D=Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}}\end{array}\right.---\left(1\right)$

根据一天内24个时刻的多重分形参量Δα_T,T∈[0..23]，得到其平均值，即电网一天内的平均波动水平Δα_AV，进而得到各个时段的负荷波动倍数

将λ_T与ΔU_D和ΔQ_D相乘得到各个时段新的无功和电压允许波动区间(ΔQ_α，T、ΔU_α,T)为：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}={\mathrm{\λ}}_T\mathrm{\Δ}{U}_D\\ \mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}={\mathrm{\λ}}_T\mathrm{\Δ}{Q}_D\end{array}\right.---\left(2\right)$

②使用由OPF算法求得的最优点的无功功率Q_O和电压幅值U_O作为补偿的基准值，以0.7ΔQ_α和0.5ΔQ_α分别作为无功功率和电压幅值的上下波动幅度,从而得到新的补偿策略中无功和电压的限值为：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_{\mathrm{UP},T}=U_O+0.5\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}\\ U_{\mathrm{DW},T}=U_O-0.5\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{\α},T}\\ Q_{\mathrm{UP},T}=Q_O+0.7\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}\\ Q_{\mathrm{DW},T}=Q_O-0.\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{\α},T}\end{array}\right.---\left(3\right)$

将(1),(2)式代入(3)式得：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_{\mathrm{UP},T}=U_O+0.5{\mathrm{\λ}}_T(U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}})\\ U_{\mathrm{DW},T}=U_O-0.5{\mathrm{\λ}}_T(U_{\mathrm{DUP}}-U_{\mathrm{DDW}})\\ Q_{\mathrm{UP},T}=Q_O+0.7{\mathrm{\λ}}_T(Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}})\\ Q_{\mathrm{DW},T}=Q_O-0.7{\mathrm{\λ}}_T(Q_{\mathrm{DUP}}-Q_{\mathrm{DDW}})\end{array}\right.---\left(4\right)$

式中U_UP，T，U_DW，T，Q_UP，T，Q_DW,T为各个时段新得到的电压和无功的上下限值；Q_O，U_O为最优值的无功和电压数值；λ_T为各个时段的负荷波动倍数；U_DUP，U_DDW，Q_DUP，Q_DDW为变电站默认的电压幅值和无功功率的上下限值；新得到的无功电压限值不能超出变电站默认的补偿上下限值。

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