所属技术领域
[0001] 本
发明涉及电
力系统动态无功控制领域，特别涉及考虑负荷特性的电网动态无功优化系统及方法。通过对实际电网每个断面进行模拟计算，充分考虑实际电网中负荷的无功特性，实时分析每时刻的各
节点电压控制情况，采用具有创新性思路的多目标动态无功优化方法，实现对电网动态无功补偿控制策略的优化，对提高电力系统运行的安全、经济性具有重大意义。
背景技术
[0002] 电力系统无功优化问题是电力系统优化问题研究的重要内容之一。电力系统无功优化，即以保证电力系统电压
质量为前提，利用无功补偿来改变全网潮流，使系统的有功损失和无功补偿
费用最小。国内外研究者提出了各种无功优化
算法，这些方法大多是把无功优化问题看作数学问题，确立变量，建立数学模型，属于静态无功优化，没有对保证系统动态电压
稳定性条件下实际系统的动态无功补偿优化方法进行研究。
发明内容
[0003] 本发明针对上述存在的技术问题，提供了一种考虑负荷特性的电网动态无功优化系统及方法。目的是可以直接从实际电网中读取无功优化所需要的数据，有效地节省系统
硬件投资，确切的反映电网实时变化情况，简化计算的复杂度。为电网提供更加准确、快捷的动态无功补偿控制。
[0004] 为实现上述目的，本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：
[0005] 考虑负荷特性的电网动态无功优化系统，其中电网动态无功优化系统的硬件实时控制设备包括：用于采集电网负荷特性数据的负荷状态采集器；对负荷特性数据进行分析并完成负荷准确归类的负荷动态无功调节
控制器；根据负荷调节控制器输出的优化变量来控制电力系统运行的负荷动态无功执行器。其中，负荷状态采集器一端口连接到负荷动态无功调节控制器，把采集并处理的电网负荷特性传输给负荷动态无功控制器；负荷动态无功控制器与负荷动态无功执行器相连，用于根据动态无功控制器的优化结果来指导电力系统的运行；
[0006]
软件系统包括实际电网多目标动态无功控制子系统、数据命令传输控制
接口、PSASP潮流计算数据模
块、
无功功率控制数据交互模块、考虑电网实时负荷电压的分析模块、考虑负荷特性的增量控制型模块、多目标分区无功控制策略模块、应急响应策略模块；其中，PSASP潮流计算数据模块和无功功率控制数据交互模块通过接口通道进行传输，其余模块间则通过共享内存数据池实现数据的同步交互。
[0007] 考虑负荷特性的电网动态无功优化方法，包括如下控制步骤：
[0008] 步骤1：从电网调度部
门的CC2000系统中实时读取实际电网变量参数数据；
[0009] 步骤2：对电网进行潮流计算、暂态稳定计算，并根据计算结果采用网架图论与运行枢纽节点方法，筛选出参与因子较大、电压较低的节点作为电网的电压薄弱节点；
[0010] 步骤3：建立PSASP暂态稳定综合程序(ST)与用户接口程序(UP)的接口通道；
[0011] 步骤4：将暂态稳定综合程序(ST)中电压薄弱点的信息导入无功控制数据交互模块；
[0012] 步骤5：构造增量式多目标分区动态无功控制变量个体变量，初始化种群；
[0013] 步骤6：根据已经初始化的个体变量种群和通过接口通道传输的潮流信息，计算所有目标函数值；
[0014] 步骤7：将计算得出的目标函数值在考虑负荷
波动增量模块和系统故障波动模块中进行分析预测，一部分反映到当前控制时刻为止的负荷变化情况，供第一层无功优化控制策略生成模块计算使用；另一部分则反映系统的故障扰动情况，供第二层无功优化控制策略生成模块计算使用；最终将两者融合到决策变数中，获得增量式多目标动态无功优化控制策略，作为最终的控制策略通过接口通道反馈给暂态稳定综合程序(ST)中；
[0015] 步骤8：在电网原有
基础上，综合考虑用户程序(UP)反馈的无功优化变量，采用隐式梯形积分
迭代和直接三
角形分解算法，联立求解暂态稳定方程；
[0016] 步骤9：提取负荷无功特性比例因子，将其嵌入动态无功补偿算法，计算得出每种负荷特性下的最优动态无功补偿量。
[0017] 步骤10：根据cc2000电压特性分析结果结合电源、负荷节点类型(
风电场无功补偿类型、无功需求变化较小类型、无功需求阶梯迅速变化类型、无功需求无规律变化较缓慢的类型、无功需求无规律变化类型等)，综合给出无功补偿方案；
[0018] 步骤11：优化过程结束，输出优化结果。
[0019] 所述的构造增量式多目标分区动态无功控制变量个体变量，初始化种群，表述如下：
[0020] 将增量式多目标分区动态无功控制变量定义为：
[0021]
[0022] 上式中：Uilim、Qilim的定义为：
[0023]
[0024]
[0025] 上述变量数学模型解释如下：
[0026] Ploss、ΔU、M分别代表有功网损、电压偏差和惩罚项的约束目标函数值，λ1为节点电压幅值越限项罚因子；λ2为发
电机无功功率出力越限项罚因子，NB为实际电网支路集合；GK(i，j)为实际电网中第k支路上第i节点到第j节点的电导；θi代表实际系统中第i节点的电压相角；θj代表实际系统中第j节点的电压相角； 为实际系统中第i节点的额定电压；Uimax代表实际系统第i节点的电压越界上限；Uimin代表实际系统第i节点的电压越界下限；ND为实际系统中电压越界的负荷节点集合；NG为实际系统无功功率出力越界的发电机节点集合；Qi表示实际系统第i节点的无功功率出力；Qimin表示实际系统第i节点的无功出力越界下限；Qimax表示实际系统第i节点的无功出力越界上限。
[0027] 所述的步骤5：构造增量式多目标分区动态无功控制变量个体变量，初始化种群；
[0028] 是将增量式多目标分区动态无功控制变量定义为：
[0029]
[0030] 上式中：Uilim、Qilim的定义为：
[0031]
[0032]
[0033] 上述变量数学模型解释如下：
[0034] Ploss、ΔU、M分别代表有功网损、电压偏差和惩罚项的约束目标函数值，λ1为节点电压幅值越限项罚因子；λ2为发电机无功功率出力越限项罚因子，NB为实际电网支路集合；GK(i，j)为实际电网中第k支路上第i节点到第j节点的电导；θi代表实际系统中第i节点的电压相角；θj代表实际系统中第j节点的电压相角； 为实际系统中第i节点的额定电压；Uimax代表实际系统第i节点的电压越界上限；Uimin代表实际系统第i节点的电压越界下限；ND为实际系统中电压越界的负荷节点集合；NG为实际系统无功功率出力越界的发电机节点集合；Qi表示实际系统第i节点的无功功率出力；Qimin表示实际系统第i节点的无功出力越界下限；Qimax表示实际系统第i节点的无功出力越界上限。
[0035] 所述的提取负荷无功特性比例因子，将其嵌入动态无功补偿算法，计算得出每种负荷特性下的最优动态无功补偿控制量；表述如下：
[0036] 根据用户程序(UP)反馈的电网实时动态无功补偿量，采用Prony算法拟合负荷电压振荡周期，提取负荷无功特性比例因子，将其嵌入动态无功补偿算法，给出每种负荷特性下的最优动态无功补偿控制策略；
[0037] 步骤9.1：SVC应用领域分析；
[0038] SVC的一个应用领域为配电网，用于满足用电负荷对快速变化的无功功率需求。那些无功需求大且频繁变化的场合，有时伴随着谐波
电流的产生，要求SVC在快速调节输出无功的同时，具备谐波电流滤除或抑制作用。如
冶炼行业的
电弧炉、各种
轧机，采矿业的矿井提升机，港口的大型门型提升机，电
气化铁路的牵引变等均需安装SVC用于提高供电网质量，提高产品质量等；SVC的另一应用领域为输电网，用于调节电网系统阻抗，提高系统运行的稳定性；
[0039] 步骤9.2：SVG应用领域分析；
[0040] 从国内外的研究成果和应用经验来看，SVG作为一种先进的动态无功补偿装置，应用于输电网可发挥以下几方面的作用：
[0041] (1)当系统发生故障时，动态地提供电压
支撑，确保
母线电压的稳定性，提高电力系统暂态稳定
水平，减少低压释放负荷数量，并防止因暂态电压崩溃导致的大面积恶性停电事故；
[0042] (2)动态地维持输电线路端电压，提高输电线路稳态传输功率极限(每kvar的无功输出约能提高0.5～0.7kW的暂态稳定极限值)，提高交直流远距离输
电能力；
[0043] (3)抑制系统过电压，改善系统电压稳定性；
[0044] (4)阻尼电力系统功率振荡；
[0045] 此外，应用于电压等级较低的配电网负荷侧的SVG(通常称为Distribution SVG，简称DSVG)可实现抑制电压闪变、补偿负荷
不平衡、提高功率因数、改善电能质量等功能，已在
冶金、电铁等行业获得广泛应用；
[0046] 步骤9.3：SVC应用领域分析。
[0047] 所述的步骤1：从电网调度部门的CC2000系统中实时读取实际电网变量参数数据；包括以下步骤：
[0048] 步骤1.1：所述实际电网的变量参数数据包括电网网络构架、支路参数信息、各节点发电机和负荷的有功出力、
变压器变比、发电机机端电压、无功补偿设备的
位置及容量及所用控制变量、状态变量的约束条件；
[0049] 步骤1.2：在电网的实际运行中，常用负荷、电源和网架结构的特性来描述电网的运行方式；
[0050] 具体表述如下：
[0051] ①按负荷特性描述的电网运行方式包括：峰荷、腰荷、谷荷；
[0052] ②按电源特性描述的电网运行方式包括：a.
水电：枯水期、丰水期；b.火电：供暖期、非供暖期；c.风电：风电大发、风电小发；
[0053] ③按网架结构特性描述的电网运行方式包括：正常运行方式、故障及检修方式；
[0054] 所述的电网的运行方式为：(1)峰荷、枯水期、供暖期、风电小发；(2)峰荷、丰水期、非供暖期、风电大发；(3)腰荷、枯水期、供暖期、风电小发。
[0055] 所述的网架图论分析为解释为：综合分析实际系统网络构架，认定单端供电节点及系统接线小于2的节点为电网电压薄弱节点；所述的运行枢纽节点解释为：人为认定实际系统中所有500kV节点以及电网末端的220kV节点为运行枢纽节点，并手动将其判别为电网无功补偿候选节点。
[0056] 本发明的有益效果是：
[0057] 本发明基于实际电网的多目标动态无功优化系统和方法，随着实际电网中自动化程度的不断提高，动态无功优化控制越来越受到人们的关注。本发明通过建立PSASP暂态稳定程序(ST)与用户程序(UP)间的接口通道，从实际电网中实时读取暂态稳定分析所需要的数据，创新性地采用网架图论与运行枢纽节点方法筛选出电网电压薄弱节点，并提取网络故障及负荷波动等因素的特征变量，最终通过编程在UP程序中对该薄弱节点进行综合求解，给出系统实时需要的动态无功补偿量。在此基础上，分别构建负荷特性模块和实际电网负荷电压分析模块，模拟实际电网的不同无功需求特性及实时电压情形，最终生成优化的无功功率控制策略，以达到实时、精确地进行无功补偿的目的，为电力系统动态无功优化领域提供了科学的理论分析依据，所建立的暂态稳定分析与用户程序的连接通道及综合考虑用户程序反馈变量的暂态稳定计算方法，为电网更加准确、快捷的动态无功补偿开辟了创新性思路。在电网实际运行中，对电网的经济、稳定运行建立目标函数和边界条件，通过求解最优动态无功补偿量，形成控制方案进行电网动态无功补偿控制，有效的实现了电网经济、合理运行。
[0058] 本发明由于可以直接从实际电网中读取无功优化所需要的数据，有效地节省了系统硬件投资；提取了负荷特性及负荷电压波动等因素的特征变量，更加确切的反映了电网实时变化情况；多目标无功功率优化控制策略生成模块，有效地简化了计算的复杂度。对未来的动态无功补偿领域提供了强有力的科学理论支撑，以最低无功补偿量，实现电网的动态无功补偿，从而产生了巨大的经济效益。
[0059] 下面结合
附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
附图说明
[0060] 图1是
现有技术中目标电网变电站主接线图；
[0061] 图2是本发明中实际电网多目标动态无功优化系统
流程图；
[0062] 图3是本发明中未投运SVG时母线电压；
[0063] 图4是本发明中投运SVG时母线电压；
[0064] 图5是本发明中ST和UP的连接原理；
[0065] 图6是本发明结构示意图。
具体实施方式
[0067] 本发明是一种考虑负荷特性的电网动态无功优化系统及方法，其中电网动态无功优化系统的硬件实时控制设备包括：用于采集电网负荷特性数据的负荷状态采集器；对负荷特性数据进行分析并完成负荷准确归类的负荷动态无功调节控制器；根据负荷调节控制器输出的优化变量来控制电力系统运行的负荷动态无功执行器。其中，负荷状态采集器一端口连接到负荷动态无功调节控制器，把采集并处理的电网负荷特性传输给负荷动态无功控制器；负荷动态无功控制器与负荷动态无功执行器相连，用于根据动态无功控制器的优化结果来指导电力系统的运行，如图6所示。
[0068] 本发明整体
系统软件部分包括实际电网多目标动态无功控制子系统、数据命令传输控制接口、PSASP潮流计算数据模块、无功功率控制数据交互模块、考虑电网实时负荷电压的分析模块、考虑负荷特性的增量控制型模块、多目标分区无功控制策略模块、应急响应策略模块。其中，PSASP潮流计算数据模块和无功功率控制数据交互模块通过接口通道进行传输，其余模块间则通过共享内存数据池实现数据的同步交互。
[0069] 考虑负荷特性的电网动态无功优化方法，包括如下步骤：
[0070] 步骤1：从电网调度部门的CC2000系统中实时读取实际电网变量参数数据；
[0071] 步骤1.1：所述实际电网的变量参数数据包括电网网络构架、支路参数信息、各节点发电机和负荷的有功出力、变压器变比、发电机机端电压、无功补偿设备的位置及容量及所用控制变量、状态变量的约束条件。
[0072] 步骤1.2：在电网的实际运行中，常用负荷、电源和网架结构的特性来描述电网的运行方式。具体表述如下：
[0073] ①按负荷特性描述的电网运行方式包括：峰荷、腰荷、谷荷；
[0074] ②按电源特性描述的电网运行方式包括：a.水电：枯水期、丰水期[0075] b.火电：供暖期、非供暖期[0076] c.风电：风电大发、风电小发[0077] ③按网架结构特性描述的电网运行方式包括：正常运行方式、故障及检修方式。
[0078] 本发明中选取电网的三种典型运行方式：
[0079] ①峰荷、枯水期、供暖期、风电小发
[0080] ②峰荷、丰水期、非供暖期、风电大发
[0081] ③腰荷、枯水期、供暖期、风电小发
[0082] 步骤2：对电网进行潮流计算、暂态稳定计算，并根据计算结果采用网架图论与运行枢纽节点方法，筛选出参与因子较大、电压较低的节点作为电网的电压薄弱节点；
[0083] 本步骤的具体解释如下：
[0084] 网架图论分析为解释为：综合分析实际系统网络构架，认定单端供电节点及系统接线小于2的节点为电网电压薄弱节点；
[0085] 运行枢纽节点解释为：人为认定实际系统中所有500kV节点以及电网末端的220kV节点为运行枢纽节点，并手动将其判别为电网无功补偿候选节点。
[0086] 步骤3：建立PSASP暂态稳定综合程序(ST)与用户接口程序(UP)的接口通道；
[0087] 暂态稳定程序(ST)和用户接口程序(UP)通道的接口原理为：
[0088] 当未建立暂态稳定程序(ST)和用户程序(UP)通道时，PSASP暂态稳定计算(ST)的数序模型可以归纳为以下三个部分。
[0089] ①电网的数学模型，即网络方程：
[0090] X=F(X，Y) (1)
[0091] 其中，
[0092] F=(f1，f2，...，fn)T (2)
[0093] X=(x1，x2，...，xn)T为网络方程求解的变量。
[0094] ②发电机、负荷等一次设备二次自动装置的数学模型，即微分方程：
[0095] Y=G(X，Y) (3)
[0096] 其中，
[0097] F=(f1，f2，...，fn)T (4)
[0098] X=(x1，x2，..，xn)T为网络方程求解的变量。
[0099] G=(g1，g2，...，gn) (5)
[0100] Y=(y1，y2，...，yn)T为微分方程求解的变量
[0101] ③扰动方式和稳定措施的模拟，如电网的简单故障或复杂故障及冲击负荷、快关气门、切机、切负荷、切线路等。这些因素的作用是改变X、Y。
[0102] 当建立暂态稳定程序(ST)和用户程序(UP)通道后，上述暂态稳定数学模型应考虑用户程序中变量参数U，则式(1)、式(2)和用户程序的数学模型如下：
[0103] X=F(X，Y,U) (6)
[0104] Y=G(X，Y,U) (7)
[0105] U=H(X，Y,U) (8)
[0106] 其中：
[0107] H=(h1，h2，...，hn)T (9)
[0108] U=(u1，u2，...，ul)为用户方程求解的变量。
[0109] 在暂态稳定计算中，其微分方程的求解过程是分步积分，即每一时段t都要求出Xt、Yt，其积分步长为Δt。因此，ST和UP之间，每一时段交替执行一次，如下图5所示，图5是ST和UP的连接原理。图5中的UP可以是多个，此时他们的执行过程为穿行，即所有的UP执行完成后，再返回ST。
[0110] 步骤4：将暂态稳定综合程序(ST)中电压薄弱点的信息导入无功优化数据交互模块；
[0111] 步骤5：构造增量式多目标分区动态无功控制变量个体变量，初始化种群；
[0112] 将增量式多目标分区动态无功控制变量定义为：
[0113]
[0114] 上式中：Uilim、Qilim的定义为：
[0115]
[0116]
[0117] 上述变量数学模型解释如下：
[0118] Ploss、ΔU、M分别代表有功网损、电压偏差和惩罚项的约束目标函数值，λ1为节点电压幅值越限项罚因子；λ2为发电机无功功率出力越限项罚因子，NB为实际电网支路集合；GK(i，j)为实际电网中第k支路上第i节点到第j节点的电导；θi代表实际系统中第i节点的电压相角；θj代表实际系统中第j节点的电压相角； 为实际系统中第i节点的额定电压；Uimax代表实际系统第i节点的电压越界上限；Uimin代表实际系统第i节点的电压越界下限；ND为实际系统中电压越界的负荷节点集合；NG为实际系统无功功率出力越界的发电机节点集合；Qi表示实际系统第i节点的无功功率出力；Qimin表示实际系统第i节点的无功出力越界下限；Qimax表示实际系统第i节点的无功出力越界上限。
[0119] 步骤6：根据已经初始化的个体变量种群和通过接口通道传输的潮流信息，计算所有目标函数值；
[0120] 步骤7：将计算得出的目标函数值在考虑负荷波动增量模块和系统故障波动模块中进行分析预测，一部分反映到当前控制时刻为止的负荷变化情况，供第一层无功优化控制策略生成模块计算使用；另一部分则反映系统的故障扰动情况，供第二层无功优化控制策略生成模块计算使用。最终将两者融合到决策变数中，获得增量式多目标动态无功优化控制策略，作为最终的控制策略通过接口通道反馈给暂态稳定综合程序(ST)中；
[0121] 步骤8：在电网原有基础上，综合考虑用户程序(UP)反馈的无功优化变量，采用隐式梯形积分迭代和直接三角形分解算法，联立求解暂态稳定方程；
[0122] 步骤9：提取负荷无功特性比例因子，将其嵌入动态无功补偿算法，计算得出每种负荷特性下的最优动态无功补偿量。
[0123] 根据用户程序(UP)反馈的电网实时动态无功补偿量，采用Prony算法拟合负荷电压振荡周期，提取负荷无功特性比例因子，将其嵌入动态无功补偿算法，给出每种负荷特性下的最优动态无功补偿控制策略。
[0124] 步骤9.1：SVC应用领域分析。
[0125] SVC的一个应用领域为配电网，用于满足用电负荷对快速变化的无功功率需求。那些无功需求大且频繁变化的场合，有时伴随着谐波电流的产生，要求SVC在快速调节输出无功的同时，具备谐波电流滤除或抑制作用。如冶炼行业的
电弧炉、各种轧机，采矿业的矿井提升机，港口的大型门型提升机，电气化铁路的牵引变等均需安装SVC用于提高供电网质量，提高产品质量等；SVC的另一应用领域为输电网，用于调节电网系统阻抗，提高系统运行的稳定性。
[0126] 步骤9.2：SVG应用领域分析。
[0127] 从国内外的研究成果和应用经验来看，SVG作为一种先进的动态无功补偿装置，应用于输电网可发挥以下几方面的作用：
[0128] (1)当系统发生故障时，动态地提供电压支撑，确保母线电压的稳定性，提高电力系统暂态稳定水平，减少低压释放负荷数量，并防止因暂态电压崩溃导致的大面积恶性停电事故。
[0129] (2)动态地维持输电线路端电压，提高输电线路稳态传输功率极限(每kVar的无功输出约能提高0.5～0.7kW的暂态稳定极限值)，提高交直流远距离输电能力。
[0130] (3)抑制系统过电压，改善系统电压稳定性。
[0131] (4)阻尼电力系统功率振荡。
[0132] 此外，应用于电压等级较低的配电网负荷侧的SVG(通常称为Distribution SVG，简称DSVG)可实现抑制电压闪变、补偿负荷不平衡、提高功率因数、改善电能质量等功能，已在冶金、电铁等行业获得广泛应用；
[0133] 步骤9.3：SVC应用领域分析，详见表1。
[0134] 步骤10：根据cc2000电压特性分析结果结合电源、负荷节点类型(风电场无功补偿类型、无功需求变化较小类型、无功需求阶梯迅速变化类型、无功需求无规律变化较缓慢的类型、无功需求无规律变化类型等)，综合给出无功补偿方案，其中无功补偿设备按如下原则选取：
[0135] 1)针对无功变化需求较小的负荷选用经济性好、运行经验成熟、静态补偿特性较好的分组固定电容器补偿；
[0136] 2)针对无功需求阶梯状迅速变化的负荷、无功需求无规律变化较缓慢的负荷、响应时间要求不高的负荷点选择经济性较好的SVC；
[0137] 3)针对无功需求无规律迅速变化的用电负荷、响应时间要求较高或需要提高输电线路稳态传输功率极限、抑制系统过电压，改善系统电压稳定性、阻尼电力系统功率振荡的
站点选择暂态特性较好的SVG。
[0138] 本步骤的具体解释为：根据用户程序(UP)反馈的电网实时动态无功补偿量，采用Prony算法拟合负荷电压振荡周期，提取负荷无功特性比例因子，将其嵌入动态无功补偿算法，给出每种负荷特性下的最优动态无功补偿控制策略。详见表2。
[0139] 步骤11：优化过程结束，输出优化结果。
[0140] 实施例2：
[0141] 下面结合图1-图4，对本发明的具体实施做进一步说明。应该强调的是，下述说明仅仅是示例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。
[0142] 本实施方式中，以鞍山电网为研究目标电网。鞍山电网主要情况为：鞍山供电局岫岩偏岭66kV
变电所由上级提供2条66kV进线，经过两台主变(1#主变容量为16MVA、2#主变容量为20MVA)降为两段10kV母线，10kV母线母连闭合运行，为下级负荷供电。
[0143] 对上述考虑多目标的动态无功控制策略的优化方法，包括如下步骤：
[0144] 步骤1：从电网调度部门的CC2000系统中实时读取实际电网变量参数数据；
[0145] 步骤2：对鞍山电网进行潮流计算、暂态稳定计算，并根据计算结果采用网架图论与运行枢纽节点方法，筛选出参与因子较大、电压较低的节点作为电网的电压薄弱节点；
[0146] 步骤3：建立PSASP暂态稳定综合程序(ST)与用户接口程序(UP)的接口通道；
[0147] 步骤4：将暂态稳定综合程序(ST)中电压薄弱点的潮流信息导入无功控制数据交互模块；
[0148] 步骤5：构造增量式多目标分区动态无功优化控制个体变量，建立多目标动态无功优化模型。由该控制系统的主控入口根据系统设置的数据刷新机制，判断系统是否与无功控制数据交互模块进行数据交互。
[0149] 步骤6：通过无功控
制模块，利用数据接口采集所需数据，并计算所有目标函数值；
[0150] 步骤7：将计算得出的目标函数值在考虑负荷波动增量模块和系统故障波动模块中进行分析预测，一部分反映到当前控制时刻为止的负荷变化情况，供第一层无功优化控制策略生成模块计算使用；另一部分则反映系统的故障扰动情况，供第二层无功优化控制策略生成模块计算使用。最终将两者融合到决策变数中，获得增量式多目标动态无功优化控制策略，作为最终的控制策略通过接口通道反馈给暂态稳定综合程序(ST)中；
[0151] 实际负荷在9：00-14：00的5个时段内变化较为剧烈，因此该时段内控制设备的动作
频率较高。经该时段内采用具有更好的动态响应特性、更快响应时间的SVG，并采用积分中值定理确定每个时段进行动态无功补偿量。
[0152] 步骤8：在电网原有基础上，综合考虑用户程序(UP)反馈的无功优化变量，通过求解得出该目标电网的动态无功的优化控制策略。在实际系统中，采用了本发明提出的动态无功优化控制策略，其实际测试结果为：
[0153] (1)66kV母线电压测试结果
[0154] 母线电压总畸变率
[0155] SVC投运前：
[0156] 66kV母线电压AB相电压总畸变率最大值为0.85％，95％概率大值为0.75％；CB相电压总畸变率最大值为0.86％，95％概率大值为0.75％；
[0157] SVC投运后：
[0158] 66kV母线电压AB相电压总畸变率最大值为0.85％，95％概率大值为0.76％；CB相电压总畸变率最大值为0.90％，95％概率大值为0.79％；
[0159] SVC投运前(AB相电压)：
[0160] 2次谐波电压含有率为0.02％，3次谐波电压含有率为0.26％，5次谐波电压含有率为0.38％，7次谐波电压含有率为0.47％，11次谐波电压含有率为0.38％；
[0161] SVC投运后(AB相电压)：
[0162] 2次谐波电压含有率为0.08％，3次谐波电压含有率为0.51％，5次谐波电压含有率为0.77％，7次谐波电压含有率为0.49％，11次谐波电压含有率为0.33％；
[0163] (2)1#主变二次侧谐波电流测试结果
[0164] SVC投运前
[0165] A相电流：基波电流值1320.22A、2次谐波电流为0.6A、3次谐波电流为4.2A、5次谐波电流为8.5A、7次谐波电流为6.3A、11次谐波电流为2.2A；
[0166] C相电流：基波电流值1299.3A、2次谐波电流为0.5A、3次谐波电流为9.8A，5次谐波电流为9.0A、7次谐波电流为5.3A、11次谐波电流为2.3A；
[0167] SVC投运后
[0168] A相电流：基波电流值1258.5A、2次谐波电流为4.8A(偶现)、3次谐波电流为12.7A、5次谐波电流为9.8A、7次谐波电流为5.2A、11次谐波电流为2.1A。
[0169] C相电流：基波电流值1243.82次谐波电流为6.8A，3次谐波电流为14.0A，5次谐波电流为9.5A，7次谐波电流为5.1A，11次谐波电流为2.2A。
[0170] (3)SVC支路谐波电流测试结果
[0171] A相电流：基波电流值173.9A、2次谐波电流为7.0A(主要出现在MCR投入和退出的瞬间)、3次谐波电流为10.1A、5次谐波电流为6.5A、7次谐波电流为3.3A、11次谐波电流为1.3A；
[0172] C相电流：基波电流值183.2A、2次谐波电流为7.6A(主要出现在MCR投入和退出的瞬间)，3次谐波电流为4.3A，5次谐波电流为6.7A，7次谐波电流为3.3A，11次谐波电流为1.3A。
[0173] 测试结论：从测试结果看66kV母线电压的总畸变率在SVC投运后有所增加，电压总畸变远低于国标规定的3％限制值。谐波电压中3、5次谐波电压增加的较明显，SVC投运前后的各次
奇次谐波和
偶次谐波的含量也符合规定的要求；从1#变压器二次侧负荷电流的测试结果看，1#主变二次侧谐波电流在SVC投运前3、5、7次谐波电流含量所占的比例略大，SVC投运后2、3、5次谐波电流含量有所增加，其中2次谐波电流主要出现在SVC投入和退出的瞬间；各次谐波电流值均小于按最小
短路容量为1168.2MVA折算后的国家标准限值。综上所述，通过本发明得出的动态无功控制策略远远优于以往的控制策略，取得了巨大的经济效益。表1、50～+150Mvar混合SVG与SVC比较
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[0175] 表2：50～+150Mvar混合SVG与SVC比较
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