CN104917186A - 基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，包括如下步骤：以V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P为解耦控制模型，构建V—I_Q三维解耦协调控制判据；依据ΔV_Q判据作无功补偿调控，依据V₂₀判据作实时空载电压的调节；用组合判据V₂+ΔV_Q和V₂+ΔV_P的直线特性，构成制定二维控制策略所需的V—I_Q九区或多区协调特性模型，构成能可视化展现实时状态数据的三维综合协调模型；通过在三维控制目标域定量最优目标模型，用最优调控量算法实时确定最优调控量；用V—I_Q判据的预测公式预测V—I_Q的调控效果和变化趋势。本发明使VQC实现电压调控与无功补偿的分工合作和准确协调，提高运行可靠性和投运效能，实现最优目标控制和可视化控制。

Description

基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法

技术领域

本发明涉及电力系统自动化控制技术领域，具体是基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法。

背景技术

电力系统规模不断扩大，节能降损、谐波治理和电压稳定问题越来越突出。新型无功补偿设备的投入，譬如SVG(Static Var Generator，静止无功发生器)与VQC(Voltage varQuality Control，电压无功控制)装置的联合运用，需要有优化的协调控制与之配合。特别是智能电网及其智能变电站的发展，要求电压无功自动控制系统和VQC装置要能很好地利用实时状态数据，建立在线优化的VQC算法模型，使VQC能实现协调目标最优化的实时闭环控制，能进行可视化的智能在线控制。而关键在于要能直接利用实时监测数据，建立确实符合电压无功控制规律的数学模型，构建有效可用的实时控制判据，制定目标最优化的算法模型。

控制判据的性能决定了控制系统的性能。现有电力系统电压无功控制(VQC)技术都是基于传统U—Q控制判据，现有U—Q控制技术在实时闭环控制中表现的缺陷和不足主要为：①U—Q判据的非线性耦合性质导致其协调控制特性有混淆，不能区分和理清电压调控与无功补偿各自的作用目标和控制效果，难能形成目标最优化的电压无功协调控制模型；②U—Q判据的控制功能不明确，不能判别无功电压降、有功电压降、以及系统电压各自对母线电压变化的影响，不能准确给定调控量。③U—Q判据的控制模型和算法模糊复杂，还不能充分顾及有功负荷电压降的影响，其暴露出的自身问题反成为VQC要求必需避免的问题。

U—Q控制技术的这些缺陷和不足，导致变电站VQC设备经常性的频繁调节、容易出现振荡动作等等由于控制“盲目”产生的协调失误和控制失准问题。这些问题使得现有变电站VQC装置不能可靠运行，造成现有变电站VQC装置使用效能低下，投用率很低。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，实现对电压无功的实时解耦协调控制，使电压调控与无功补偿分工明确、互不干扰、合理配合、准确协调，使VQC满足实时闭环和最优目标可视化的控制要求，实现精准控制，提高运行效能。

本发明采用如下技术方法解决上述技术问题：基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，简称：V—I_Q判据及V—I_Q协调方法，用于优化电力系统各级变电站的电压无功自动控制系统和VQC装置，包括如下步骤：

(1)利用电网变电站电压传输模型作为V—I_Q三维综合协调控制模型和V—I_Q判据模型；

(2)以有载调压作用目标是变压器的实时空载电压、无功补偿作用目标是变压器无功负载的传输电压降，作为V—I_Q协调基本控制原则；

(3)利用组合判据的解耦控制性能，制定二维协调特性模型和V—I_Q协调控制策略；

(4)利用组合判据的二维直线特性，构成三维实时状态数据模型图，形成三维综合协调的可视化模型，构成直观的三维控制目标域及其控制保障域；

(5)利用V—I_Q判据在各自维度上独立的解耦控制性能，定量给定最优目标模型，用最优调控量算法模型实时确定最优调控量；

(6)利用与负荷关联的V—I_Q预测公式和V—I_Q判据模型，预测V—I_Q变化趋势和调控效果。

步骤(1)所述利用电网变电站电压传输模型作为V—I_Q三维综合协调控制模型和V—I_Q判据模型，具体方法是：

采用电网变电站电压传输数学模型，对电压损失V_δ作线性化解耦处理，构成V—I_Q三维综合协调控制模型V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P和V—I_Q判据模型V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P，包括如下步骤：

以图1所示线路变压器接线方式的配电变电站为例，得出如图2所示归算到变压器二次侧的解耦等值电路，按图2的电路原理，得图3所示相量图，依图3相量图可得电压传输模型式(1)：

U₁＝U₂+X_TI_Q+R_SI_P+V_δ    (1)

R_S是从电网线路归算到变压器负荷侧的等值电阻，X_T是从电网线路归算到变压器负荷侧的等值电抗；

如果配电变电站有N条负载(含有功补充和无功补偿)分支线路，则式(1)中的解耦电流I_P、I_Q有下列平衡关系：

式(1)中的V_δ在变压器实际带负载运行时，随X_TI_P-R_SI_Q变化，当变电站实际参数R_S较大时，I_Q变化对V_δ的大小会有很大影响，但在I_Q有补偿的条件下，V_δ主要还是随I_P电流增减而变化，因此把V_δ作为电网线路与变压器实际存在的“附加传输电压损失”看待；将电压传输模型转化为线性化的V—I_Q三维综合协调控制模型，需要对V_δ作线性化解耦处理，有两种方法，两种方法的目的都是为了将V_δ作为变压器有载调压的补偿对象：

1)将变压器负载运行时的实时空载电压用U₀表示，即：U₀＝U₁-V_δ，于是可将式(1)表示为：U₀＝U₂+X_TI_Q+R_SI_P

U₀中的U₁判据式为：

$U_1=\sqrt{U_0^2+{(I_P{X}_T-I_Q{R}_S)}^2}=\sqrt{{(U_2+X_T{I}_Q+R_S{I}_P)}^2+{(I_P{X}_T-I_Q{R}_S)}^2}$

2)设虚拟电阻R_Vδ，并令R_Vδ＝V_δ/I_P，R_Vδ可作为线性化的解耦电阻，按近似(经验)值取值；于是式(1)中的V_δ可用R_VδI_P表示，而R_S+R_Vδ就用图2中已作综合归算的线性化等值电阻实时R_T表示；由此将式(1)转化为式(2)：

U₁＝U₂+X_TI_Q+R_TI_P    (2)

式(2)中的电网(E)系统等值电压U₁实际上是变压器负荷侧的实时空载电压V₂₀，U₂实际是变压器负荷侧母线电压V₂，将U₁用空载电压V₂₀表示、U₂用母线电压V₂表示、并用ΔV_P表示R_TI_P、用ΔV_Q表示X_TI_Q，构成V—I_Q三维综合协调控制模型，并形成V—I_Q解耦控制判据模型：

V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P

V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P简称V—I_Q三维综调模型；V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P简称V—I_Q判据模型；

模型参数R_T是随V_δ变化(具体表现为随变压器实时负载电流I_P、I_Q变化)的动态等效电阻，当实际参数R_S较小时，R_T的动态变化范围很小，当实际参数R_S较大时，R_T的动态变化范围较大，R_T要随I_P、I_Q的较大变化作实时测算；随V_δ实时变化的R_T在最小时等于R_S；

X_T、R_T还会随变电站运行方式(包括变压器变比)的改变而变化，若已知X_T、并已知I_Q、I_P、V₂₀和V₂，可由R_T＝(V₂₀-V₂-ΔV_Q)/I_P，算取R_T参数；

V₂₀与U₀的关系为：V₂₀-U₀＝U₁-U₀＝V₂+R_TI_P+X_TI_Q-(V₂+R_SI_P+X_TI_Q)＝R_TI_P-R_SI_P＝V_δ，ΔV_P＝R_TI_P的误差在V_δ范围内；

V—I_Q判据模型V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P含4个判据的解耦控制性能，在V—I_Q协调控制中，依据V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型各判据解耦控制性能的判断方法是：

①ΔV_P判据：ΔV_P＝R_TI_P，用于在变压器负荷侧判别有功负载电流I_P的传输电压损失，在V—I_Q协调控制中，除非R_T很小，使得在I_P在达到额定电流I_N时R_TI_N及ΔV_PN仍在可忽略范围，否则ΔV_P不能忽略，ΔV_P不能由无功调控作补偿，有载调压在调控实时空载电压时要顾及ΔV_P作调压补偿，由此使得有载调压和无功补偿两种调控完全不存在耦合影响，效果互不干扰；

②ΔV_Q判据：ΔV_Q＝X_TI_Q，用于在变压器负荷侧判别无功负载电流I_Q的传输电压降，在V—I_Q协调控制中，电压降ΔV_Q由无功补偿作调控；当取ΔV_Q/X_T、用I_Q作无功补偿投切判据时，依设定的I_Q调控目标点I_QO及其上限值I_QH和下限值I_QL，以I_Q量的大小是否越限判别是否进行无功补偿的投切；在进行无功电流补偿时，利用ΔV_Q判据特性作无功补偿调压量的计算；当按无功补偿效率进行无功补偿时，用ΔV_Q作为无功补偿的投切判据，此时对应的ΔV_Q控制目标点为X_TI_QO、上限为X_TI_QH、下限为X_TI_QL，相应表示为ΔV_QO、ΔV_QH、ΔV_QL；

③V₂判据：V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P，是反应变电站负荷侧母线电压变化的判据，V₂判据是V—I_Q协调控制保障电能质量的指标性判据，要按变电站的额定要求给定基准值V_2N及其上限V_2NH、下限V_2NL；

④V₂₀判据：V₂₀＝V₂+ΔV_P+ΔV_Q，用V₂+ΔV_P+ΔV_Q联合判据为判据值，反应变压器负荷侧实时空载电压V₂₀的变化，作为变电站监视电网线路始端系统电压变化的判据；给定变压器负荷侧在有载调压基本档位的空载电压U_B0及其上限U_B0H和下限U_B0L，当变压器负荷侧实时空载电压的偏移变化越过U_B0上下限，就需要进行有载调压；

上述中，

所述三维综合协调控制模型V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P在变压器负荷侧测取R_T、X_T参数的测算方法有：

$R_T=\left|\frac{\mathrm{\Δ}{V}_{2P}}{\mathrm{\Δ}{I}_P}\right|=\left|\frac{\mathrm{\Δ}{V}_{2P}}{\mathrm{\ΔP}}{V}_2\right|;X_T=\left|\frac{\mathrm{\Δ}{V}_{2Q}}{\mathrm{\Δ}{I}_Q}\right|=\left|\frac{\mathrm{\Δ}{V}_{2Q}}{\mathrm{\ΔQ}}{V}_2\right|$

其中：ΔV_2P是仅由I_P变化量ΔI_P造成的V₂变化量，ΔV_2Q是仅由I_Q变化量ΔI_Q造成的V₂变化量；

所述三维综合协调控制模型V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P在变压器负荷侧测取R_T、X_T参数的测算方法还有，用变电站电网线路始端电压数据归算成变压器负荷侧实时空载电压V₂₀数据，并利用变电站实时状态数据V₂、I_Q、I_P，通过三维综合协调控制模型构成二元一次方程组、三元一次方程组，进行在线实时计算，算取实时参数R_T、X_T。

步骤(2)所述以有载调压作用目标是变压器的实时空载电压、无功补偿作用目标是变压器无功负载的实时传输电压降，作为V—I_Q协调基本控制原则，确定该原则的方法是：依据判据模型的解耦控制原理，用仿真的有功与无功负荷解耦电路作解耦协调实验验证，根据实验所获线性化数据反应出的V—I_Q协调控制规律，确认V—I_Q协调基本原则，该V—I_Q协调基本控制原则的应用，包括以下步骤：

①有载调压和无功补偿要判据有别，用V₂+ΔV_P+ΔV_Q作有载调压实时监控判据，用ΔV_Q作无功补偿实时监控判据；

②专设对实时空载电压作监控的判别模块，具体方法包括：依据V₂₀判据制定空载电压的偏离监控量：V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0、V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0H、V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0L；依据偏离监控量与给定允许量的比较，判别实时空载电压的变化；

③专设选择空载电压调控量的控制模块，具体方法有：选最大升压量和最低降压量V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0H；选最低升压量和最大降压量V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0L；选最优有载调压量V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0；选顾及ΔV_P的调压量ΔV_PN-ΔV_P；

④专设对无功补偿进行实时监控的判别模块，具体方法包括：依据ΔV_Q判据制定偏离监控量：ΔV_QH-ΔV_Q、I_QH-I_Q，ΔV_QL-ΔV_Q、I_QL-I_Q，ΔV_QO-ΔV_Q、I_QO-I_Q，用偏离监控量与定值量作比较，判别是否要进行无功补偿调控；

⑤专设选择无功补偿调控量的控制模块，具体方法有：选I_QO-I_Q作最优补偿投切量；选I_QL-I_Q作最大补偿投入量和最少补偿切出量；选I_QH-I_Q作最少补偿投入量和最大补偿切出量；

以上所述依据V₂₀判据和ΔV_Q判据的各比较判别式和调控量计算模式，在作变量移位变换后，能产生不同形式的判别式和调控量计算模式；

步骤(3)所述利用组合判据的解耦控制性能，制定二维协调特性模型和V—I_Q协调控制策略，具体方法是：

①用ΔV_Q实时抵消其对V₂的牵连影响，V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型作移位组合，构成V₂+ΔV_Q组合判据，获取只反应V₂₀和ΔV_P实时变化关系的协调判据，其解耦协调特性为V₂+ΔV_Q＝V₂₀-R_TI_P，关系一组在V—I_P平面及V—ΔV_P平面以I_P及ΔV_P为自变量、随V₂₀变化而变截距的直线方程，以U_B0L-ΔV_P作调压下限边界线，以U_B0H-ΔV_P作调压上限边界线，在V—I_P平面及V—ΔV_P平面形成二维V—I_P协调特性模型，用实时判据V₂、ΔV_Q、ΔV_P，分别作V₂+ΔV_Q与U_B0L-ΔV_P、U_B0H-ΔV_P的比较判别，根据比较结果决定是否进行调压，各比较结果和决定汇成协调控制策略；该模型是无功补偿由需求侧响应时的V—I_Q协调特性模型；

②用ΔV_P实时消隐其对V₂的作用影响，V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型作移位组合，构成V₂+ΔV_P组合判据，获取只反应V₂₀和ΔV_Q实时变化关系的协调判据，其解耦协调特性是V₂+ΔV_P＝V₂₀-X_TI_Q，关系一组在V—I_Q平面及V—ΔV_Q平面中以I_Q及ΔV_Q为自变量、随V₂₀变化而变截距的直线方程，用其中的U_B0L-X_TI_Q作调压下限边界线，U_B0H-X_TI_Q作调压上限边界线，再由I_Q的上限值I_QH和下限值I_QL作无功补偿的边界线，形成在V—I_Q平面及V—ΔV_Q平面中的二维V—I_Q九区协调特性模型，用实时判据V₂、ΔV_Q、ΔV_P，作V₂+ΔV_P与U_B0L-ΔV_Q、U_B0H-ΔV_Q的比较判别，同时用ΔV_Q与ΔV_QH、ΔV_QL作比较判别、或是用I_Q与I_QH、I_QL作比较判别，根据比较判别结果作出是否进行有载调压、是否进行无功补偿的决策，在各区域的判别结果和决策，汇合成V—I_Q九区协调控制策略，在二维V—I_Q九区协调特性模型中增加控制边界，就形成二维V—I_Q多区协调特性模型；

采用V₂+ΔV_P作协调控制判据，设定与其直线特性相吻合的电压控制边界，形成如图4所示二维V—I_Q九区协调特性模型图，有效解决了以往九区图(或多区图)协调控制策略不能切实在协调特性模型基础上准确制定的问题。

步骤(4)所述利用组合判据的二维直线特性，构成三维实时状态数据模型图，形成三维综合协调的可视化模型，构成直观的三维控制目标域及其控制保障域，具体方法是：

用V—I_P平面的V₂₀-R_TI_P直线和V—I_Q平面的V₂₀-X_TI_Q直线，构成V、I_P、I_Q三维实时状态数据模型图，该模型图的就是以V₂为控制目标的三维综合协调控制模型V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P的控制特性图，关系一组在V、I_P、I_Q三维空间中以I_P、I_Q为自变量、随V₂₀变化而变截距的斜平面，斜平面在三维空间中的端点是控制目标V₂的实时状态点，斜平面随从V₂状态点和V₂₀的变化，形成三维综合协调的可视化模型，在V、I_P、I_Q三个维度上给定控制保障域边界值：U_B0、U_B0H、U_B0L及I_QH、I_QL、I_P和目标域边界值：V_2N、V_2NH、V_2NL及I_QH、I_QL、I_P，就确定出直观的三维控制目标域及其控制保障域。

附图5展示一例V—I_Q判据的三维实时状态数据模型图，图中的V_2t点就是调控整个模型的控制点，对V_2t点的三维综合协调控制，结果是使整个状态模型被调控在符合规定要求的最佳区间和最优状态。

附图6展示在三维综调模型中给定控制边界后，所得的三维综调目标域及其控制保障域，图5中，还通过V_MAX(变压器最高允许电压)、V_MIN(最低允许电压)、以及I_QM(最大无功需求电流)和I_N(变压器额定电流)，划出了三维综调的线性调控范围。

步骤(5)所述利用V—I_Q判据在各自维度上独立的解耦控制性能，定量给定最优目标模型，用最优调控量算法实时确定最优调控量，具体方法是：

在控制目标域的V、I_P、I_Q三个维度上分别独立设定目标值V_2N、I_PN、I_QO，用V₂₀判据算出空载电压保障值U_B0，定量给定最优目标模型：

V_2N＝U_B0–R_TI_PN-X_TI_QL＝U_B0-ΔV_PN-ΔV_QO

用最优调控量算法模型：(V₂-V_2N)＝(V₂₀-U_B0)+(ΔV_PN-ΔV_P)+(ΔV_QO-ΔV_Q)，实时确定最优调控量；将有载调压最优调控量(V₂₀-U_B0)、有功调压最优调控量(ΔV_PN-ΔV_P)、无功补偿最优调控量(ΔV_QO-ΔV_Q)，补偿调控到0，使得受控目标V₂的目标偏离量(V₂-V_2N)＝0，实现最优目标控制的解耦协调；由于变电站不具备调节ΔV_P使得(ΔV_PN-ΔV_P)被调控到0的手段，因此在进行有载调压时，将(ΔV_PN-ΔV_P)计入有载调压量。

步骤(6)所述利用与负荷关联的V—I_Q预测公式和V—I_Q判据预测模型，预测V—I_Q变化趋势和调控效果；具体方法是：

①按调压量进行有载调压后的预测：

为有效避免频繁调压和调压引起电容投切，在每次作升、降调压前，按所定有载调压量ΔU_TB作V—I_Q变化趋势和效果预测，根据预测效果，判断和效验是否会引起电容投切，是否在调压前先进行无功补偿，是否重新选择最优有载调压量；

用下式计算当前变压器无功负载电流随调压量变化的变化率K_QB，预测调压过程中无功负载电流I_Q的实时变化趋势和调压后的变化量ΔI_Q：

$K_{\mathrm{QB}}=\frac{I_Q}{V_2+X_T{I}_Q};$ ΔI_Q≈K_QB·ΔU_TB

用下式计算当前变压器有功负载电流随调压量变化的变化率K_PB，预测调压过程中有功负载电流I_P的实时变化趋势和调压后的变化量ΔI_P：

$K_{\mathrm{PB}}=\frac{I_p}{V_2+R_T{I}_p};$ ΔI_P≈K_PB·ΔU_TB

在X_FC不会随V₂变化有较大改变时，用下式预测进行有载调压后通过变压器的无功负载电流I^/ _Q

$I_Q^{/}=\frac{V_2+X_T{I}_Q+R_T\mathrm{\Δ}{I}_P-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}}{X_T+V_2/I_Q}\≅\frac{V_2+X_T{I}_Q-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}}{X_T+V_2/I_Q}$

在R_F不会随V₂变化有较大改变时，用下式预测进行有载调压后通过变压器的有功功负载电流I^/ _P

$I_P^{/}=\frac{V_2+R_T{I}_P+X_T\mathrm{\Δ}{I}_Q-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}}{R_T+V_2/I_P}\≅\frac{V_2+R_T{I}_P-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}}{R_T+V_2/I_P}$

已知有载调压后通过变压器的无功负载电流变化量ΔI_Q和有功功负载电流ΔI_P，用下式预测有载调压后的母线电压V^/ ₂

$V_2^{/}=V_2-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}+X_T\mathrm{\Δ}{I}_Q+R_T\mathrm{\Δ}{I}_P$

已知有载调压后通过变压器的无功负载电流I^/ _Q和有功功负载电流I^/ _P，用下式预测有载调压后的母线电压V^/ ₂

$V_2^{/}=V_2-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}+X_T(I_Q-I_Q^{/})+R_T(I_P-I_P^{/})$

以上所述各式中，ΔU_TB为变压器当前有载调压的调压量，也称变压器当前空载电压变化量，ΔU_TB＞0是降压量，ΔU_TB＜0是升压量；ΔI_Q是变压器当前无功负载电流的变化量，ΔI_Q＞0是I_Q减小量，ΔI_Q＜0是I_Q增大量；ΔI_P是变压器当前有功功负载电流的变化量，ΔI_P＞0是I_P减小量，ΔI_P＜0是I_P增大量；

②按补偿电流投切量进行无功补偿投切后的预测：

为有效避免频繁投切，在每次投切电容前，要预测投切后的变压器无功负载电流I^/ _Q，并判断I^/ _Q是否满足无功补偿投切的允许条件；

用下式预测无功补偿投切后通过变压器的无功负载电流I^/ _Q

$I_Q^{/}=\frac{V_2+X_T{I}_Q}{X_T+V_2/(I_Q+\mathrm{\Δ}{I}_{\mathrm{QB}})}$

用下式预测无功补偿投切后的母线电压V^/ ₂：

$V_2^{/}=V_2-X_T\mathrm{\Δ}{I}_{\mathrm{QB}}$

以上各式中，ΔI_QB为无功补偿电流投切量，ΔI_QB＜0是投入的补偿电流量，ΔI_QB＞0是切出的补偿电流量。

在步骤(3)所述的V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型作移位组合，构成V₂+ΔV_P组合判据，获取只反应V₂₀和ΔV_Q实时变化关系的协调判据，其解耦协调特性是V₂+ΔV_P＝V₂₀-X_TI_Q；在判据模型和解耦协调特性表达式中可以忽略不计ΔV_P或隐含R_TI_P；是指：

对于R_T较小的变电站，则可在V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P三维综合协调控制模型和V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型中、以及在V₂+ΔV_P＝V₂₀-X_TI_Q组合判据的解耦协调特性模型中，忽略不计和隐含R_TI_P或ΔV_P，将模型简化表示为V₂＝V₂₀-X_TI_Q和V₂＝V₂₀-ΔV_Q，依此简化的V—I_Q控制模型，便可不顾及(或隐含加以考虑)有功电压降的影响，以V₂作为协调控制目标，直接用V₂与U_B0L-ΔV_Q、U_B0H-ΔV_Q或U_B0-ΔV_Q作比较，判别空载电压V₂₀的偏移和偏移量，通过有载调压控制住空载电压V₂₀的偏移，通过无功补偿调节ΔV_Q或I_Q的变化，直接控制V₂在额定范围内。

在步骤(4)所述的利用组合判据的二维直线特性，构成三维实时状态数据模型图，形成三维综合协调的可视化模型，构成直观的三维控制目标域及其控制保障域，包括以下步骤：

①在二维和三维直线特性表达式中，变压器实时空载电压(U₀)用U₁-V_δ等效计算；

②在二维和三维直线特性表达中，变压器实时空载电压用如下公式表示：

$V_{20}=\sqrt{{(V_2+I_P{R}_S+I_Q{X}_T)}^2+{(I_P{X}_T-I_Q{R}_S)}^2}=U_1$

上式中：U₁为归算到变压器负荷侧的系统电压。

本发明的突出的技术效果在于：

V—I_Q协调控制是直接有效、简单易行的线性化实时解耦控制，解决现有U—Q控制技术存在盲目协调和不能按最优控制目标实现实时闭环控制的问题，使VQC九区图(或多区图)控制策略能切实在变电站电压无功协调特性模型基础上准确制定，使VQC有效避免频繁动作，提高运行可靠性和投运效能；V—I_Q判据可实时监控引起母线电压变化的系统电压偏移，实时监控无功传输电压降变化和有功传输电压降变化，能准确给定调控量，能对电压调节和无功补偿投切后的V—I_Q变化和趋势作实时预测，能完全做到电压调控与无功补偿分工明确、互不干扰、合理配合、准确协调，能用精确数学模型表达电压无功实时控制规律，使控制过程逻辑清晰、控制优化有规可循、控制策略有矩可蹈，使VQC可靠满足实时闭环和目标最优化的协调控制要求，实现可视化的精准控制。

基于V—I_Q解耦判据，实施线性化的解耦协调控制，是从根本上解决以往电压无功综合协调控制因U—Q判据非线性强耦合性质所产生的各种控制缺陷和控制难题，优化电力系统各级变电站的VQC；有利于对各种补偿新技术和新装置进行综合协调，有利于电力系统各层电网的节能降损和维质、维稳运行。

附图说明

图1是线路变压器的电压传输模型结构示意图。

图2是图1的负荷解耦等值电路图。

图3是图2的相量图。

图4是利用本发明V—I_Q判据中V₂+ΔV_P组合判据的直线特性图。

图5是基于本发明V—I_Q判据的三维实时状态数据模型图。

图6是基于本发明V—I_Q判据的三维综合协调目标域示意图。

图7是35kV/10kV变电站V—I_Q最优目标控制单相模拟电路图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明的具体实施方式做详细说明。

实施例1

如图1所示，本发明所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，包括如下步骤：

1、按35kV/10kV变电站的额定参数构造模拟电路

本实施例是模拟一个35kV/10kV变电站，实施V—I_Q最优目标控制，负荷取相电压运行，相电压电路的额定参数如下：

基准档位空载相电压比为；6.26kV/20.2kV＝0.31；

35KV线路阻抗归算到10KV侧：R_L2＝0.62Ω，X_L2＝5.5Ω(L_L2＝5.5/314＝17.75mH)；

变压器额定电流：I_2N＝0.06kA；

变压器有载调压范围：在±5％V_2N；

变压器负荷侧额定相电压：V_2N＝5.78kV、V_2NH＝6.07kV、V_2NL＝5.49kV。

2、模拟变电站的负荷投运

1)模拟负荷运行的投退量：

有功负荷：最大有功负荷时R_FMIN＝100Ω，有功负荷分5组进行投退，每组500Ω；

无功负荷：最大无功负荷时X_FMIN＝157Ω(L_MIN＝500mH)，分5组，每组电感ΔL＝2500mH，跟随有功负荷投退；

2)无功补偿电容的投切量：

总电容：∑ΔC＝36uF，分10组作循环投切，每组ΔC＝3.6uF，在V_2NL—V_2NH电压范围内，每组电容产生的补偿电流为6.2—6.8A。

3、用实测数据测算变电站的V—I_Q判据参数R_T和X_T

所述利用电网变电站电压传输模型作为V—I_Q三维综合协调控制模型和V—I_Q判据模型；首先要依据“35kV/10kV模拟变电站V—I_Q最优目标控制过程单相实测数据表”(简称数据表)中实测数据确定V—I_Q判据模型的控制参数R_T和X_T；

1)依据实测数据表实测数据算取实际R_T：

用1号数据计算：R_T＝(V₂₀-V_2P)/ΔI_P＝(6262-6103)/12.21＝13.02(V/A)；

用2号数据计算：R_T＝(V₂₀-V_2P)/ΔI_P＝(6262-6081)/13.51＝13.35(V/A)；

考虑R_T受V_δ影响，R_T暂按平均值稍大取值，预取R_T＝13.2(V/A)；

2)依据实测数据表实测数据算取实际X_T：

用3号数据计算：X_T＝(V₂₀-V_2Q)/ΔI_Q＝(6262-6172)/7.730＝11.64(V/A)；

用4号数据计算：X_T＝(V₂₀-V_2Q)/ΔI_Q＝(6262-6152)/9.637＝11.41(V/A)；

按平均值，取X_T＝11.5(V/A)；

该变电站呈现有R_T大于X_T的特点，R_T受I_Q变化影响较大；在V—I_Q最优目标控制中，有载调压要特别顾及对R_TI_P作调压补偿。

4、V—I_Q最优控制目标的设定

所述以有载调压作用目标是变压器的实时空载电压、无功补偿作用目标是变压器无功负载的实时传输电压降，作为V—I_Q协调基本控制原则；以及所述的利用V—I_Q判据在各自维度上独立的解耦控制性能，定量给定最优目标模型，用最优调控量算法模型实时确定最优调控量；实施的前提是要按实际要求定量确定V—I_Q最优控制目标：

1)依据每组补偿电容产生的补偿电流为6.2—6.8A，变压器I_Q电流最优控制目标I_QO设为7A，与其相应的电压降控制目标用ΔV_QO表示，ΔV_QO＝7·X_T＝80.5V；

2)变压器I_P电流最优控制目标I_PN设为55A，相应电压降控制目标用ΔV_PN表示，ΔV_PN＝55R_T＝632.5V；

3)V₂最优控制目标取V_2N设为5.78kV；

4)变压器实时空载电压V₂₀的最优目标值为U_B0，U_B0是保障最优目标控制的空载电压保障值，也是在最优目标控制中，变压器有载调压调控空载电压变化的基准值。

5、确定实时空载电压的调控基准值U_B0

所述利用组合判据的解耦控制性能，制定二维协调特性模型和V—I_Q协调控制策略，以及所述的利用V—I_Q判据在各自维度上独立的解耦控制性能，定量给定最优目标模型；实施的先决条件是要定量确定出变压器实时空载电压V₂₀的最优目标值U_B0，U_B0要用已经定量确定的V—I_Q判据参数R_T、X_T、以及已经定量确定的最优控制目标I_QO、I_PN和V_2N，由V₂₀判据式进行定量计算确定：

1)用V₂₀判据计算并确定空载电压调控基准值U_B0：

U_B0＝5.78+13.2·0.055+11.5·0.007＝6.587kV

2)变压器当前空载电压要达到此U_B0要求，在实施中，有两种方式：①是使用系统调压手段，将供电电压提高，由35kV提高到36.75kV，这种方法不占用变电站的有载调压资源，使变压器在有载调压基准档位下，就能在10kV侧达到6.587kV空载相电压要求值；

②是在当前系统常规供电电压下，用变电站调压手段，使变压器10kV侧空载相电压达到6.587kV的要求值，这种方法将使变压器有载调压基准档位发生变化，变电站失去部分电压调控手段。

6、确定最优控制目标U_B0和I_QO的调控边界

所述利用组合判据的解耦控制性能，制定二维协调特性模型和V—I_Q协调控制策略；在实施中，关键还在于定量确定了变电站V—I_Q最优控制目标U_B0、I_QO后，还要定量确定U_B0和I_QO的控制边界，精确规定U_B0和I_QO的变化允许范围，同时还要定量出调控区间，并定量出对有功电压降进行有载调压补偿的电压调控允许范围：

1)本实施例中，U_B0＝6.587kV，U_B0控制边界上限U_B0H和下限U_B0L确定为：

U_B0H＝1.05·U_B0＝6.916kV、U_B0L＝0.95·U_B0＝6.257kV；U_B0调控区间：调压上区间为：U_B0H-U_B0＝329V；调压下区间为U_B0-U_B0L＝518V；在调压上区间，允许有载调压对有功电压降作补偿的区间设定为100V，由于ΔV_PN＝632.5V，大大超出此调控补偿的允许范围，因此在本实施例中选择只能对ΔV_PN/7作调压补偿，即在需要时取632.5/7＝90V计入有载调压量；

2)本实施例中，I_QO＝7A，I_QO控制边界上限I_QH和控制边界下限I_QL确定为：I_QOH＝7+1＝8A、I_QL＝7-6.2＝0.8A，I_QO的调控上区间为1A，I_QO的调控下区间为：6.2A。

7、在V、I_P、I_Q三个维度上设定目标域及其保障域控制边界

所述利用组合判据的二维直线特性，构成三维实时状态数据模型图，形成三维综合协调的可视化模型，构成直观的三维控制目标域及其控制保障域；在具体实施中，体现为要定量给定最优目标域及其控制保障域的边界值，在本实施例中：

1)目标域控制边界值为：V_2N＝5.78kV、V_2NH＝6.07kV、V_2NL＝5.49kV、以及I_QH＝8A、I_QL＝0.8A、I_PN＝55A；

2)保障域控制边界值为：U_B0＝6.587kV、U_B0H＝6.916kV、U_B0L＝6.257kV、以及I_QH＝8A、I_QL＝0.8A、I_PN＝55A。

8、按最优调压量算法确定对ΔV_PN作有载调压补偿的最优调压量

所述利用V—I_Q判据在各自维度上独立的解耦控制性能，定量给定最优目标模型，用最优调控量算法实时确定最优调控量；在本次实施中的具体作法是：

用最优调控量算法实时确定最优调控量，最优调控量中的最优调压量为ΔU_TB：ΔU_TB＝(V₂₀-U_B0)+(ΔV_PN-ΔV_P)，由(V₂₀-U_B0)和(ΔV_PN-ΔV_P)两个被调控量组成，算法为：要使ΔU_TB被调控到0，就要分别使(V₂₀-U_B0)和(ΔV_PN-ΔV_P)被调控到0，由于变电站不具备调节ΔV_P使得(ΔV_PN-ΔV_P)被调控到0的手段，因此将ΔV_PN计入有载调压量(V₂₀-U_B0)中，由有载调压作补偿，按(V₂₀-U_B0)的性质，ΔV_PN应作减数并入(V₂₀-U_B0)，因此包括对有功电压降作补偿的最优有载调压量表达为：

ΔU_TB＝(V₂₀-U_B0)-ΔV_PN

对有功电压降作有载调压补偿的风险在于，会牺牲变压器当前允许系统电压低变的许可范围和升压调控档位；当变电站R_T较大、会使ΔV_PN大于有载调压所允许的调控区间，如果盲目对有功电压降作有载调压补偿，容易造成有载调压失控、产生振荡动作；

在本次实施中，最优有载调压量计算公式采用：

ΔU_TB＝(V₂₀-U_B0)-ΔV_PN/7＝V₂+ΔV_P+ΔV_Q-6587-90  (V)

ΔU_TB＞0是降压量，ΔU_TB＜0是升压量，

在具体实施调压时，要求对V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0和ΔV_PN/7这两个针对性不同的最优调压量，要按实际情况的需要分别进行。

9、最优目标监控与最优调控量算法的实施

1)用ΔI_QB作为I_Q的目标偏离监控量：

ΔI_QB＝I_QO-I_Q＝7-I_Q(A)，当ΔI_QB＜0A，表示I_Q正向偏离目标，当ΔI_QB＜-1A，表示I_Q正向偏离目标域，要投无功补偿；当ΔI_QB＞0A，表示I_Q负向脱离目标，当ΔI_QB＞6.2A，表示I_Q负向脱离目标域，要切无功补偿；预计投切电容组数N＝ΔI_QB/6.2，只取整数，每次只投切一组电容，分N次投切；每次投电容前，要用当前状态数据对投电容后的效果和变化作预测；在手动实施中，对I_Q补偿的电容投切控制是直接以I_Q的大小作投切判据，以7A为补偿基准(I_QO)，8A为投补偿控制边界I_QH，0.8A为切电容控制边界I_QL，当I_Q＞8A、投电容，当I_Q＜0.8A、切电容，每次投切一组电容；

2)用ΔI_PB作为I_P偏离目标的监控量：

ΔI_PB＝I_PN-I_P＝55-I_P(A)，当ΔI_QB＜0A表示有功过负荷；当ΔI_QB＞55A表示变压器倒送有功功率；当0≤ΔI_QB≤55A表示变压器有功负荷正常；

3)用ΔV₂作为V₂偏离目标的监控量：

ΔV₂＝V₂-V_2N＝V₂-5.78kV，当需要限制有载调压日动作次数时，ΔV₂作为闭锁有载调压的判据，当ΔV₂超越±5％V_2N区间(ΔV₂＜-5％V_2N，ΔV₂＞5％V_2N)时，允许进行有载调压，否则闭锁有载调压；在目测监控中，用V_2N的上限V_2NH和下限V_2NL规定V₂的偏移允许范围，V_2NH＝6.07kV，V_2NL＝5.49kV，直接以V₂大小是否大于6.07kV或小于5.49kV判别V₂是否偏移允许范围。

4)用ΔU_TB作为V₂₀偏离目标的监控量：

ΔU_TB＝V₂₀-U_B0＝V₂+ΔV_Q+ΔV_P-U_B0，当ΔU_TB超过±5％U_B0、即：ΔU_TB＜-5％U_B0，ΔU_TB＞5％U_B0时，就需要进行有载调压；在目测监控中，用U_B0的上限U_B0H(6.916kV)和下限U_B0L(6.257kV)规定V₂₀的偏移允许范围，用V₂₀判据V₂+ΔV_P+ΔV_Q是否大于6.916kV或小于6.257kV，判别当前空载电压是否偏移允许范围，V₂+ΔV_P+ΔV_Q＞6.916kV、需降压调节，V₂+ΔV_P+ΔV_Q＜6.257kV、需升压调节；在进行升、降调压时，ΔU_TB就是最优调压量；当需要对有功电压降作有载调压补偿时，取ΔV_PN/7(即-90V)作为调压量；每次升、降调压前，要用当前状态数据作升、降调压效果和变化趋势的预测。

10、V—I_Q变化和趋势的实时预测

所述利用与负荷关联的V—I_Q预测公式和V—I_Q判据模型，预测V—I_Q变化趋势和调控效果；在本次实施中的具体规则是：

1)投电容要谨慎、切电容要迅速，在每次投一组电容前，要预测投电容后变压器的无功负载电流I^/ _Q，以I^/ _Q不会小于0.8A为投电容的允许条件；当同时切两组以上电容时，要作切电容的预测，切N组电容时，以不会造成I^/ _Q大于8A为切电容的允许条件；用ΔI_QC表示电容的投切电流量，在投一组电容时ΔI_QC取值为+6.2A，在切电容时ΔI_QC取值为-N·6.2A，当需要较精确预测时，ΔI_QC按：±314·3.6·10^-6·V₂·N  (A)取值(ΔI_QC＝-ΔI_QB)，所采用的预测公式表达为：

$I_Q^{/}=\frac{V_2+X_T{I}_Q}{X_T+V_2/(I_Q-\mathrm{\Δ}{I}_{\mathrm{QC}})}$

用上式预测I^/ _Q作效验后，可再用ΔI_QB作投电容后的预测检验：ΔI_QB＝7-(I_Q-ΔI_QC)

2)每次升、降调压前，按所预定有载调压量作V—I_Q变化趋势和效果预测，根据预测效果，判断和效验是否会引起电容投切，是否在调压前先进行无功补偿，是否重新选择最优有载调压量；

用于预测I_Q的变化量ΔI_Q，判断是否在调压前先进行无功补偿，判断是否会引起电容投切；

用于预测I^/ _Q，效验是否会引起电容投切，效验是否在调压前先进行无功补偿；

用于预测I_P的变化量ΔI_P；

用于预测I^/ _P；

$V_2^{/}{=V}_2-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}+\mathrm{\Δ}{I}_Q{X}_T+\mathrm{\Δ}{I}_P{R}_T,V_2^{/}=V_2-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}+\left({I_Q-I}_Q^{/}\right)X_T+(I_P-I_P^{/})R_T,$ 用于预测、效验有载调压后的母线电压的变化。

11、V—I_Q最优目标控制的具体实施过程

在“35kV/10kV模拟变电站V—I_Q最优目标控制过程单相实测数据表”记载了模拟变电站V—I_Q最优目标控制的具体实施过程及控制数据：

35kV/10kV模拟变电站V—I_Q最优目标控制过程单相实测数据表

12、投一组电容前进行预测的实施例

1)用数据表20号数据预测投一组电容后的变压器无功负载电流I^/ _Q：

$I_Q^{/}=\frac{V_2+X_T{I}_Q}{X_T+V_2/(I_Q-\mathrm{\Δ}{I}_{\mathrm{QC}})}=\frac{5553+11.5\·14.59}{11.5+5553/(14.59-6.2)}=8.494A$

预测结果I^/ _Q不会小于0.8A，满足投电容允许条件；

再作投电容后的ΔI_QB预测：ΔI_QB＝7-(I_Q-ΔI_QC)＝7-14.59+314·3.6·10^-6·V₂＝-1.313A预测结果验证投电容后ΔI_QB不会大于6.2A，不会引起切电容，满足投电容允许条件，但投电容后ΔI_QB仍小于-1A，仍需再投电容；

2)用20号数据预测投无功补偿电容后母线电压V^/ ₂

$V_2^{/}=V_2+\mathrm{\Δ}{I}_{\mathrm{QC}}{X}_T=5553+6.2\·11.5=5.624\mathrm{kV}$

预测误差率为0.1％。

13、最优有载调压量计算、以及作调压后预测的实施例

1)用数据表48号数据计算当前变压器I_Q电流随调压量变化的趋势：

$K_{\mathrm{QB}}=\frac{I_Q}{V_2+X_T{I}_Q}=\frac{4.241}{5643+11.5\·4.241}=0.745\·{10}^{-3}(A/V)$

因当时无功补偿已充分，所以该实时变化率很小，变化趋势为：当前每调1kV电压，I_Q仅会产生0.745A电流变化；

用48号数据进行最优有载调压量计算：算取当前R_T＝13.77(V/A)

ΔU_TB＝(V₂+ΔV_Q+ΔV_P)-U_B0＝(5643+11.5·4.241+13.77·53.75)-6587＝-0.155kV

预测按ΔU_TB＝-155V升压后产生的电流变化量ΔI_Q

ΔI_Q＝K_QB·ΔU_TB＝0.745·(-0.155)＝-0.115A

作监控量ΔI_QB预测：

ΔI_QB＝7-(I_Q-ΔI_Q)＝7-4.241-0.115＝2.64A

预测ΔI_QB落在(-1A，6.2A)区间，远大于-1A、并远小于6.2A，不会引起电容投切；

2)用48号数据进行有载调压后I^/ _Q的预测：ΔU_TB＝-155V

$I_Q^{/}=\frac{V_2+X_T{I}_Q-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}}{X_T+V_2/I_Q}=\frac{5.643+0.048+0.155}{11.5+5.643/0.0042}=\frac{5.846}{1355}=4.31\·{10}^{-3}\mathrm{kA}$

所预测I^/ _Q落在(0.8A，8A)区间，有载调压后不会引起电容投切，调压前不需要先进行无功补偿；

3)用48号数据作有载调压后ΔI_P和I^/ _P的预测：

计算当前变压器I_P电流随调压量变化的趋势

$K_{\mathrm{PB}}=\frac{I_p}{V_2+R_T{I}_p}=\frac{53.75}{5643.+13.77\·53.75}=\frac{53.75}{6352.5}=8.42\·{10}^{-3}(A/V)$

当前每调1kV电压，I_P会产生8.42A电流变化；

预测按ΔU_TB＝-155V升压后产生的电流变化量ΔI_P

ΔI_P＝K_PB·ΔU_TB＝8.42·(-0.155)＝-1.305A

预测按ΔU_TB升压后的I^/ _P

$I_P^{/}=\frac{V_2+R_T{I}_P-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}}{R_T+V_2/I_P}=\frac{5643+13.77\·53.75+155}{13.2+5643/53.75}=55.32A$

4)用48号数据进行有载调压(ΔU_TB＝-155V)后的V^/ ₂预测：

用ΔI_Q和ΔI_P预测V^/ ₂

$V_2^{/}=V_2-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}+\mathrm{\Δ}{I}_Q{X}_T+\mathrm{\Δ}{I}_P{R}_T=5643+155-11.5\·0.115-13.77\·1.311=5.778\mathrm{kV}$

用I^/ _Q和I^/ _P预测V^/ ₂

$\begin{array}{c}{V}_2^{/}=V_2-\mathrm{\Δ}{U}_{\mathrm{TB}}+(I_Q-I_Q^{/})X_T+(I_P-I_P^{/})R_T\\ =5643+155+(4.241-4.31)\·11.5+(53.75-55.05)\·13.77=5.778\mathrm{kV}\end{array}$

以上预测计算结果的预测误差率是0.173％；可以通过验算证明，如果R_T仍取值13.2(V/A)作以上预测计算，预测结果的误差率也是小于0.2％，说明在预测计算过程中R_T在取值上的误差是可忽略的。

14、验证V—I_Q组合判据

用数据表17号数据验证：当前满足[(U_B0L-ΔV_Q)≤(V₂+ΔV_P)≤(U_B0H-ΔV_Q)]，V₂₀合格；算例：

当前R_T＝13.84(V/A)；U_B0L＝5.95kV、U_B0H＝6.58kV、V₂＝5.463kV；

ΔV_Q＝11.5·(3.757)·10^-3＝0.043kV；ΔV_P＝13.84·(54.63)·10^-3＝0.756kV；

U_B0L-ΔV_Q＝5.95-0.043＝5.907kV；V₂+ΔV_P＝5.463+0.756＝6.219kV；

U_B0H-ΔV_Q＝6.58-0.043＝6.534kV

算例结果为：(5.907≤6.219≤6.534)，证实当前确实满足V₂₀合格条件，算例结果证明组合判据符合变电站V—I_Q实际控制规律。

15、实施结论

解决了传统VQC在有载调压与无功补偿间存在相互影响和交叉干扰问题；通过实时监测引起母线电压变化的系统电压变化量，以及无功电压降和有功电压降变化量，通过对电压调节和无功投切后的V—I_Q变化和趋势作实时预测，使VQC能实现精准调控，避免频繁动作；解决现有VQC不能准确给定调控量，控制“盲目”而容易产生协调失误和控制失准问题；解决以往VQC难能实现在线可视化的最优目标控制问题；使VQC具有适合于实时闭环控制和可视化最优目标控制的算法模型，提高使用效能。

Claims (9)

1.基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，包括如下步骤：

(1)利用电网变电站电压传输模型作为V—I_Q三维综合协调控制模型和V—I_Q判据模型；

(2)以有载调压作用目标是变压器的实时空载电压、无功补偿作用目标是变压器无功负载的传输电压降，作为V—I_Q协调基本控制原则；

(3)利用组合判据的解耦控制性能，制定二维协调特性模型和V—I_Q协调控制策略；

(4)利用组合判据的二维直线特性，构成三维实时状态数据模型图，形成三维综合协调的可视化模型，构成直观的三维控制目标域及其控制保障域；

(5)利用V—I_Q判据在各自维度上独立的解耦控制性能，定量给定最优目标模型，用最优调控量算法模型实时确定最优调控量；

(6)利用与负荷关联的V—I_Q预测公式和V—I_Q判据模型，预测V—I_Q变化趋势和调控效果。

2.根据权利要求1所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，步骤(1)所述利用电网变电站电压传输模型作为V—I_Q三维综合协调控制模型和V—I_Q判据模型，具体方法是：采用电网变电站电压传输数学模型，对电压损失V_δ作线性化解耦处理，构成V—I_Q三维综合协调控制模型V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P和V—I_Q判据模型V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P，判据模型中含4个判据的解耦控制性能，

在V—I_Q协调控制中，依据V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型各判据解耦控制性能的判断方法是：

①ΔV_P判据：ΔV_P＝R_TI_P，用于在变压器负荷侧判别有功负载电流I_P的传输电压损失，在V—I_Q协调控制中，除非R_T很小，使得在I_P在达到额定电流I_N时R_TI_N及ΔV_PN仍在可忽略范围，否则ΔV_P不能忽略，ΔV_P不能由无功调控作补偿，有载调压在调控实时空载电压时要顾及ΔV_P作调压补偿，由此使得有载调压和无功补偿两种调控完全不存在耦合影响，效果互不干扰；

②ΔV_Q判据：ΔV_Q＝X_TI_Q，用于在变压器负荷侧判别无功负载电流I_Q的传输电压降，在V—I_Q协调控制中，电压降ΔV_Q由无功补偿作调控；当取ΔV_Q/X_T、用I_Q作无功补偿投切判据时，依设定的I_Q调控目标点I_QO及其上限值I_QH和下限值I_QL，以I_Q量的大小是否越限判别是否进行无功补偿的投切；在进行无功电流补偿时，利用ΔV_Q判据特性作无功补偿调压量的计算；当按无功补偿效率进行无功补偿时，用ΔV_Q作为无功补偿的投切判据，此时对应的ΔV_Q控制目标点为X_TI_QO、上限为X_TI_QH、下限为X_TI_QL，相应表示为ΔV_QO、ΔV_QH、ΔV_QL；

③V₂判据：V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P，是反应变压器负荷侧母线电压变化的判据，V₂判据是V—I_Q协调控制保障电能质量的指标性判据，要按变电站的额定要求给定基准值V_2N及其上限V_2NH、下限V_2NL；

④V₂₀判据：V₂₀＝V₂+ΔV_P+ΔV_Q，用V₂+ΔV_P+ΔV_Q联合判据为判据值，反应变压器负荷侧实时空载电压V₂₀的变化，作为变电站监视电网线路始端系统电压变化的判据；给定变压器负荷侧在有载调压基本档位的空载电压U_B0及其上限U_B0H和下限U_B0L，当变压器负荷侧实时空载电压的偏移变化越过U_B0上下限，就需要进行有载调压；

上述中，

R_T参数是从电网线路归算到变压器负荷侧并包含V_δ/I_P的动态等效电阻；

X_T参数是从电网线路归算到变压器负荷侧的等值电抗，在已知X_T、并已知I_Q、I_P、V₂₀和V₂的条件下，由R_T＝(V₂₀-V₂-ΔV_Q)/I_P，算取R_T参数；

所述三维综合协调控制模型V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P在变压器负荷侧测取R_T、X_T参数的测算方法有：

其中：ΔV_2P是仅由I_P变化量ΔI_P造成的V₂变化量，ΔV_2Q是仅由I_Q变化量ΔI_Q造成的V₂变化量；

所述三维综合协调控制模型V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P在变压器负荷侧测取R_T、X_T参数的测算方法还有，用变电站电网线路始端电压数据归算成变压器负荷侧实时空载电压V₂₀数据，并利用变电站实时状态数据V₂、I_Q、I_P，通过三维综合协调控制模型构成二元一次方程组、三元一次方程组，进行在线实时计算，算取实时参数R_T、X_T。

3.根据权利要求1所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，步骤(2)所述以有载调压作用目标是变压器的实时空载电压、无功补偿作用目标是变压器无功负载的实时传输电压降，作为V—I_Q协调基本控制原则，包括以下步骤：

①有载调压和无功补偿要判据有别，用V₂+ΔV_P+ΔV_Q作有载调压实时监控判据，用ΔV_Q作无功补偿实时监控判据；

②专设对实时空载电压作监控的判别模块，具体方法包括：依据V₂₀判据制定空载电压的偏离监控量：V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0、V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0H、V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0L；依据偏离监控量与给定允许量的比较，判别实时空载电压的变化；

③专设选择空载电压调控量的控制模块，具体方法有：选最大升压量和最低降压量V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0H；选最低升压量和最大降压量V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0L；选最优有载调压量 V₂+ΔV_P+ΔV_Q-U_B0；选顾及ΔV_P的调压量ΔV_PN-ΔV_P；

④专设对无功补偿进行实时监控的判别模块，具体方法包括：依据ΔV_Q判据制定偏离监控量：ΔV_QH-ΔV_Q、I_QH-I_Q，ΔV_QL-ΔV_Q、I_QL-I_Q，ΔV_QO-ΔV_Q、I_QO-I_Q，用偏离监控量与定值量作比较，判别是否要进行无功补偿调控；

⑤专设选择无功补偿调控量的控制模块，具体方法有：选I_QO-I_Q作最优补偿投切量；选I_QL-I_Q作最大补偿投入量和最少补偿切出量；选I_QH-I_Q作最少补偿投入量和最大补偿切出量；

以上所述依据V₂₀判据和依据ΔV_Q判据制定的比较判别与选择调控量计算，在比较判别式和调控量计算式中，作相应变量移位变换后，能产生不同形式的判别式和调控量计算模式。

4.根据权利要求1所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，步骤(3)所述利用组合判据的解耦控制性能，制定二维协调特性模型和V—I_Q协调控制策略，具体方法是：

①用ΔV_Q实时抵消其对V₂的牵连影响，V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型作移位组合，构成V₂+ΔV_Q组合判据，获取只反应V₂₀和ΔV_P实时变化关系的协调判据，其解耦协调特性为V₂+ΔV_Q＝V₂₀-R_TI_P，关系一组在V—I_P平面及V—ΔV_P平面以I_P及ΔV_P为自变量、随V₂₀变化而变截距的直线方程，以U_B0L-ΔV_P作调压下限边界线，以U_B0H-ΔV_P作调压上限边界线，在V—I_P平面及V—ΔV_P平面形成二维V—I_P协调特性模型，用实时判据V₂、ΔV_Q、ΔV_P，分别作V₂+ΔV_Q与U_B0L-ΔV_P、U_B0H-ΔV_P的比较判别，根据比较结果决定是否进行调压，各比较结果和决定汇成协调控制策略；

②用ΔV_P实时消隐其对V₂的作用影响，V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型作移位组合，构成V₂+ΔV_P组合判据，获取只反应V₂₀和ΔV_Q实时变化关系的协调判据，其解耦协调特性是V₂+ΔV_P＝V₂₀-X_TI_Q，关系一组在V—I_Q平面及V—ΔV_Q平面中以I_Q及ΔV_Q为自变量、随V₂₀变化而变截距的直线方程，用其中的U_B0L-X_TI_Q作调压下限边界线，U_B0H-X_TI_Q作调压上限边界线，再由I_Q的上限值I_QH和下限值I_QL作无功补偿的边界线，形成在V—I_Q平面及V—ΔV_Q平面中的二维V—I_Q九区协调特性模型，用实时判据V₂、ΔV_Q、ΔV_P，作V₂+ΔV_P与U_B0L-ΔV_Q、U_B0H-ΔV_Q的比较判别，同时用ΔV_Q与ΔV_QH、ΔV_QL作比较判别、或是用I_Q与I_QH、I_QL作比较判别，根据比较判别结果作出是否进行有载调压、是否进行无功补偿的决策，在各区域的判别结果和决策，汇合成V—I_Q九区协调控制策略，在二维V—I_Q九区协调特性模型中增加控制边界，就形成二维V—I_Q多区协调特性模型。

5.根据权利要求1所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，步骤(4)所述利用组合判据的二维直线特性，构成三维实时状态数据模型图，形 成三维综合协调的可视化模型，构成直观的三维控制目标域及其控制保障域，具体方法是：

用V—I_P平面的V₂₀–R_TI_P直线和V—I_Q平面的V₂₀-X_TI_Q直线，构成V、I_P、I_Q三维实时状态数据模型图，该模型图的就是以V₂为控制目标的三维综合协调控制模型V₂＝V₂₀-X_TI_Q-R_TI_P的控制特性图，关系是一组在V、I_P、I_Q三维空间中以I_P、I_Q为自变量、随V₂₀变化而变截距的斜平面，斜平面在三维空间中的端点是控制目标V₂的实时状态点，斜平面随从V₂状态点和V₂₀的变化，形成三维综合协调的可视化模型，在V、I_P、I_Q三个维度上给定控制保障域边界值：U_B0、U_B0H、U_B0L及I_QH、I_QL、I_P和目标域边界值：V_2N、V_2NH、V_2NL及I_QH、I_QL、I_P，就确定出直观的三维控制目标域及其控制保障域。

6.根据权利要求1所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，步骤(5)所述利用V—I_Q判据在各自维度上独立的解耦控制性能，定量给定最优目标模型，用最优调控量算法模型实时确定最优调控量，具体方法是：

在控制目标域的V、I_P、I_Q三个维度上分别独立设定目标值V_2N、I_PN、I_QO，用V₂₀判据算出空载电压保障值U_B0，定量给定最优目标模型：

V_2N＝U_B0-R_TI_PN-X_TI_QL＝U_B0-ΔV_PN-ΔV_QO

用最优调控量算法模型：(V₂-V_2N)＝(V₂₀-U_B0)+(ΔV_PN-ΔV_P)+(ΔV_QO-ΔV_Q)，实时确定最优调控量；将有载调压最优调控量(V₂₀-U_B0)、有功调压最优调控量(ΔV_PN-ΔV_P)、无功补偿最优调控量(ΔV_QO-ΔV_Q)，补偿调控到0，使得受控目标V₂的目标偏离量(V₂-V_2N)＝0，实现最优目标控制的解耦协调；在进行有载调压时，(ΔV_PN-ΔV_P)计入有载调压量。

7.根据权利要求1所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，步骤(6)所述利用与负荷关联的V—I_Q预测公式和V—I_Q判据预测模型，预测V—I_Q变化趋势和调控效果，包括以下步骤：

①按调压量进行有载调压后的预测，具体方法是：

用下式计算当前变压器无功负载电流随调压量变化的变化率K_QB，预测调压过程中无功负载电流I_Q的变化趋势和调压后的变化量ΔI_Q：

用下式计算当前变压器有功负载电流随调压量变化的变化率K_PB，预测调压过程中有功负载电流I_P的变化趋势和调压后的变化量ΔI_P：

用下式预测进行有载调压后通过变压器的无功负载电流I^/ _Q

用下式预测进行有载调压后通过变压器的有功功负载电流I^/ _P

已知有载调压后通过变压器的无功负载电流变化量ΔI_Q和有功功负载电流变化量ΔI_P，用下式预测有载调压后的母线电压V^/ ₂

已知有载调压后通过变压器的无功负载电流I^/ _Q和有功功负载电流I^/ _P，用下式预测有载调压后的母线电压V^/ ₂

以上各式中，ΔU_TB为变压器当前有载调压的调压量，也称变压器当前空载电压变化量，ΔI_Q是变压器当前无功负载电流的变化量，ΔI_P是变压器当前有功功负载电流的变化量；

②按补偿电流投切量进行无功补偿投切后的预测，具体方法是：

用下式预测无功补偿投切后通过变压器的无功负载电流I^/ _Q

用下式预测无功补偿投切后的母线电压V^/ ₂

以上各式中，ΔI_QB为无功补偿电流投切量，ΔI_QB＜0是投入的补偿电流量，ΔI_QB＞0是切出的补偿电流量。

8.根据权利要求4所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，步骤(3)所述V₂＝V₂₀-ΔV_Q-ΔV_P判据模型作移位组合，构成V₂+ΔV_P组合判据，获取只反应V₂₀和ΔV_Q实时变化关系的协调判据，其解耦协调特性是V₂+ΔV_P＝V₂₀-X_TI_Q，在判据模型和解耦协调特性表达式中可以忽略不计ΔV_P或隐含R_TI_P。

9.根据权利要求1所述的基于电压无功解耦判据实现最优目标控制的解耦协调方法，其特征在于，步骤(4)所述的利用组合判据的二维直线特性，构成三维实时状态数据模型图，形成三维综合协调的可视化模型，构成直观的三维控制目标域及其控制保障域，包括以下步 骤：

①在二维和三维直线特性表达式中，变压器实时空载电压(U₀)用U₁-V_δ等效计算；

②在二维和三维直线特性表达中，变压器实时空载电压用如下公式表示：

上式中：U₁为归算到变压器负荷侧的系统电压。