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电压是电力系统电能质量的重要指标之一，而系统的无功平衡是保证电压质量的重要条件；系统中各种无功电源的无功出力应满足系统所有负荷和网络损耗的需求，否则电压就会偏离额定值。当电压偏低时，系统中的功率损耗和能量损耗加大，电压过低时，还可能危及系统运行的稳定性，甚至引起电压崩溃；而电压过高时，各种电气设备的绝缘可能受到损害，通过合理调节电压和投退无功补偿设备就能使我們的电能质量得到保证，达到稳定运行的标准和满足用户的要求。
我们知道电力系统中异步电动机占系统负荷的很大部分（特别是无功负荷），所以电力系统无功负荷的电压特性主要由异步电动机决定；以电压作为横坐标轴，无功功率作为纵坐标轴，可以画出异步电动机的静特性曲线（图1）。
图中a表示电动机的实际负荷同它的额定负荷之比，即受载系数。
在电力系统运行中，电源的无功功率（即无功电源）在任何时刻都同负荷的无功功率和网络的无功损耗之和（及总的无功负载）相等，也就是说无论何时电网中的无功总是平衡的，问题在于无功功率的这种平衡是在什么样的电压水平下实现的。
系统总的无功电源包括发电机的无功功率和各种无功补偿设备的无功功率，同样，我们以电压作为横轴，无功功率作为纵轴，可作得无功电源与电压的关系曲线如图2中曲线1，3，是一条向下开口的抛物线，而负荷的无功电压曲线如曲线2，4。
如果此时系统的无功功率是平衡的（没有无功缺额），那么曲线1与曲线2的交点a，即为额定电压下的无功平衡点，对应的电压Ua就是额定电压Ue。当负荷增加时，负荷的无功——电压特性如曲线4，如果此时系统的无功电源没有相应的增加，电源的电压——无功特性曲线仍为曲线1，这时曲线1与曲线4的交点a′就代表了新的无功平衡点，并由此决定了负荷电压为Ua′，显然Ua′＜Ue，这说明负荷增加后，系统的无功总电源已不能满足在额定电压Ue下无功平衡的需要，因此，只好降低电压运行，以取得在较低电压Ua′下的无功功率平衡。如果此时系统内发电机又无充足的无功备用，我们只有通过投入无功补偿电容器，使系统的无功——电压特性曲线上移到接近曲线3，从而使曲线3与曲线4的交点b所确定的电压接近额定电压Ue。所以通过投切电容器补偿装置同样能调节电网电压。
通过调节变压器变比与投退电容补偿装置这两种调压措施，在系统正常运行中是如何合理应用和综合控制的呢？目前，电压调节及无功补偿综合自动化控制的核心是由计算机对电压、无功进行分区优化控制的。
1、电压、无功分区优化控制
以变电站变压器电源侧无功功率作为横轴，用户侧母线电压为纵轴，建立平面直角坐标系，坐标系中一象限的每一点就对应运行中的一组电压、无功值。变电站运行中的电压、无功状况就由这个平面坐标系的每个对应点表示出来了，如图3中的曲线1和2的交点a就代表某一运行方式下的一组电压、无功平衡点。从控制理论上讲，对一个系统可在该图中选定某一特定的点作为最佳控制点来控制，但在实际应用中，电压的升降是由变压器分接开关以额定电压的±1．25％，甚至±2．5％为一档，一档一档调节的，并不是连续调节的，电容器也是以组为单位整组投退的，所以电压和无功都只可能在某一范围内接近额定值，因此，实际控制时，只对电压、无功划分区域进行控制，也就是对电压和无功分区控制，设置好上限和下限，只有在超出上限下限的情况下，电压无功控制装置才会指挥变压器分接开关升降、电容器投切。
图中：Umax为电压统计上限值（过压）；Umin为电压统计下限值（低压）；Us为电压控制上限值；Ux为电压控制下限值；Qs为无功控制上限值；Qx为无功控制下限值。
2、控制原则和控制方案
由于变电站电压及无功功率是随着电网电压和负荷变化而变的，加之变电站运行方式也时有改变，且考虑到一次设备故障等情况十分复杂，因此必须有一个控制原则和适应多种情况的控制方案。
2.1控制原则
a．分区优化控制。在某一个控制区内，在电压和无功两者不能同时兼顾时，一般是优先考虑电压合格，具体就是调节变压器的分接开关，但也可以先投退电容器。
b．定时动作间隔时间。为避免变压器分接头和电容器组投切过于频繁，加大检修量，造成电容器爆炸等后果，常规定变压器分接头两次动作之间或变压器1d内有载调压分接头的次数，电容器组两次动作之间必须有一定的时间间隔，该时间可以根据实际情况设置。
c．死区设定。为避免电压波动，引起电压、无功控制装置误动，保证系统控制的稳定性，电压、无功综合控制中常设定电压和无功的死区值及动作的门坎值，当实测电压（或无功）在其控制上（下）限一定幅度（死区值）内变化时，综合控制应不响应。
d．闭锁条件。闭锁是指在系统异常或变电站发生异常情况下，电压、无功综合控制系统能及时停止自动调节，以避免事故扩大。闭锁的要求除了可靠性外，还应具备快速性，一旦闭锁条件产生，电压、无功控制装置应能立即响应，否则将对变电站的安全运行带来严重的威胁。例如：当电容器保护动作开关跳闸，若综合控制装置未及时闭锁，指挥电容器在跳开后很短的时间内又投入，则可能造成电容器由于带电荷合闸而发生爆炸等，后果不堪设想，所以，必须具备一些闭锁条件。其中包括：主变和电容器的部分保护动作，电压回路断线，电压过低，电压过高，主变分接头遥控失灵（滑档），主变并列错档等。
2.2控制方案
a．在电压优先的情况下，电压、无功综合调节，即既调电压也投切电容器；b．检电压只调节变压器分接开关；c．检电压只投切电容器；d．检无功只投切电容器；e．综合检测只投切电容器。
其他的几种控制方式只是在综合调节的基础上检其中的一项，而作用于调变比或投退无功补偿装置。
现就综合检测、综合控制的控制方案见表1。
3、电压无功综合控制的实现方法
电压无功综合控制装置作为一种近几年才应用于电力系统的新装置，在目前主要有3种实施方法：a．变电站自动化系统后台机软件方式；b．专门的电压无功综合控制装置，有网络同自动化系统相连的方式；c．自带输入／输出系统完全独立的软、硬件系统方式。
对于后台机软件方式的综合控制系统完全依赖于变电站自动化系统的后台计算机，是后台监控系统中的一个子模块，与其它2种方式比较，其显著的优点在于省去了专门的硬件设备，也不必敷设专门的电缆，从而降低了成本，而且不用专门的调试，节省了维护的工作量，其最大的缺点是功能依赖于上位机系统和通信网络，且上位机监控系统经常有人操作，容易发生死机等异常现象；由于送入综合控制模块的模拟量、开关量及闭锁量都要经过自动化系统后台机的处理和通信网络的输入与交换，所以动作速度、反应速度相应来说都比较慢。
专门的无功综合控制装置，由网络与自动化系统相连的方式，虽配置了专门的硬件插件，也增加了部分电缆，其主要的优点是动作不完全依赖于自动化系统的后台机，能独立采取模拟量进行判断，所以动作速度相对于软件实现方式要快些，但其闭锁量、动作出口还是通过后台机和通信网络实现的，因此在某种程度上还是受后台机和网络的限制，而且有些专门的电压无功控制插件装置，是各台变压器和相应段电容器组配1套装置，2台变压器并列运行时，就必须用2套专用装置，此时可能发生错档等弊端。
总之，电压无功的综合控制是保证电压质量的必不可少的手段和措施。几种实现方式各有其优、缺点。对于新建的变电站，由于目前采用综合自动化系统，设备较先进、精干，在能保证反应速度、动作速度的前提下，选用后台机软件方式或由与网络相连的专门的综合控制插件装置比较合适；对于一些扩建的和无人值班改造的老变电站，采用带输入／输出系统的综合控制系统较合适，一是它可靠，再者老变电站也无后台机等现代化的自动化设备和通信网络，由老设备改造接入电压无功综合控制设备容易■
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我们知道电力系统中异步电动机占系统负荷的很大部分（特别是无功负荷），所以电力系统无功负荷的电压特性主要由异步电动机决定；以电压作为横坐标轴，无功功率作为纵坐标轴，可以画出异步电动机的静特性曲线（图1）。
图中a表示电动机的实际负荷同它的额定负荷之比，即受载系数。
在电力系统运行中，电源的无功功率（即无功电源）在任何时刻都同负荷的无功功率和网络的无功损耗之和（及总的无功负载）相等，也就是说无论何时电网中的无功总是平衡的，问题在于无功功率的这种平衡是在什么样的电压水平下实现的。
系统总的无功电源包括发电机的无功功率和各种无功补偿设备的无功功率，同样，我们以电压作为横轴，无功功率作为纵轴，可作得无功电源与电压的关系曲线如图2中曲线1，3，是一条向下开口的抛物线，而负荷的无功电压曲线如曲线2，4。
如果此时系统的无功功率是平衡的（没有无功缺额），那么曲线1与曲线2的交点a，即为额定电压下的无功平衡点，对应的电压Ua就是额定电压Ue。当负荷增加时，负荷的无功——电压特性如曲线4，如果此时系统的无功电源没有相应的增加，电源的电压——无功特性曲线仍为曲线1，这时曲线1与曲线4的交点a′就代表了新的无功平衡点，并由此决定了负荷电压为Ua′，显然Ua′＜Ue，这说明负荷增加后，系统的无功总电源已不能满足在额定电压Ue下无功平衡的需要，因此，只好降低电压运行，以取得在较低电压Ua′下的无功功率平衡。如果此时系统内发电机又无充足的无功备用，我们只有通过投入无功补偿电容器，使系统的无功——电压特性曲线上移到接近曲线3，从而使曲线3与曲线4的交点b所确定的电压接近额定电压Ue。所以通过投切电容器补偿装置同样能调节电网电压。
通过调节变压器变比与投退电容补偿装置这两种调压措施，在系统正常运行中是如何合理应用和综合控制的呢？目前，电压调节及无功补偿综合自动化控制的核心是由计算机对电压、无功进行分区优化控制的。
1、电压、无功分区优化控制
以变电站变压器电源侧无功功率作为横轴，用户侧母线电压为纵轴，建立平面直角坐标系，坐标系中一象限的每一点就对应运行中的一组电压、无功值。变电站运行中的电压、无功状况就由这个平面坐标系的每个对应点表示出来了，如图3中的曲线1和2的交点a就代表某一运行方式下的一组电压、无功平衡点。从控制理论上讲，对一个系统可在该图中选定某一特定的点作为最佳控制点来控制，但在实际应用中，电压的升降是由变压器分接开关以额定电压的±1．25％，甚至±2．5％为一档，一档一档调节的，并不是连续调节的，电容器也是以组为单位整组投退的，所以电压和无功都只可能在某一范围内接近额定值，因此，实际控制时，只对电压、无功划分区域进行控制，也就是对电压和无功分区控制，设置好上限和下限，只有在超出上限下限的情况下，电压无功控制装置才会指挥变压器分接开关升降、电容器投切。
图中：Umax为电压统计上限值（过压）；Umin为电压统计下限值（低压）；Us为电压控制上限值；Ux为电压控制下限值；Qs为无功控制上限值；Qx为无功控制下限值。
2、控制原则和控制方案
由于变电站电压及无功功率是随着电网电压和负荷变化而变的，加之变电站运行方式也时有改变，且考虑到一次设备故障等情况十分复杂，因此必须有一个控制原则和适应多种情况的控制方案。
2.1控制原则
a．分区优化控制。在某一个控制区内，在电压和无功两者不能同时兼顾时，一般是优先考虑电压合格，具体就是调节变压器的分接开关，但也可以先投退电容器。
b．定时动作间隔时间。为避免变压器分接头和电容器组投切过于频繁，加大检修量，造成电容器爆炸等后果，常规定变压器分接头两次动作之间或变压器1d内有载调压分接头的次数，电容器组两次动作之间必须有一定的时间间隔，该时间可以根据实际情况设置。
c．死区设定。为避免电压波动，引起电压、无功控制装置误动，保证系统控制的稳定性，电压、无功综合控制中常设定电压和无功的死区值及动作的门坎值，当实测电压（或无功）在其控制上（下）限一定幅度（死区值）内变化时，综合控制应不响应。
d．闭锁条件。闭锁是指在系统异常或变电站发生异常情况下，电压、无功综合控制系统能及时停止自动调节，以避免事故扩大。闭锁的要求除了可靠性外，还应具备快速性，一旦闭锁条件产生，电压、无功控制装置应能立即响应，否则将对变电站的安全运行带来严重的威胁。例如：当电容器保护动作开关跳闸，若综合控制装置未及时闭锁，指挥电容器在跳开后很短的时间内又投入，则可能造成电容器由于带电荷合闸而发生爆炸等，后果不堪设想，所以，必须具备一些闭锁条件。其中包括：主变和电容器的部分保护动作，电压回路断线，电压过低，电压过高，主变分接头遥控失灵（滑档），主变并列错档等。
2.2控制方案
a．在电压优先的情况下，电压、无功综合调节，即既调电压也投切电容器；b．检电压只调节变压器分接开关；c．检电压只投切电容器；d．检无功只投切电容器；e．综合检测只投切电容器。
其他的几种控制方式只是在综合调节的基础上检其中的一项，而作用于调变比或投退无功补偿装置。
现就综合检测、综合控制的控制方案见表1。
3、电压无功综合控制的实现方法
电压无功综合控制装置作为一种近几年才应用于电力系统的新装置，在目前主要有3种实施方法：a．变电站自动化系统后台机软件方式；b．专门的电压无功综合控制装置，有网络同自动化系统相连的方式；c．自带输入／输出系统完全独立的软、硬件系统方式。
对于后台机软件方式的综合控制系统完全依赖于变电站自动化系统的后台计算机，是后台监控系统中的一个子模块，与其它2种方式比较，其显著的优点在于省去了专门的硬件设备，也不必敷设专门的电缆，从而降低了成本，而且不用专门的调试，节省了维护的工作量，其最大的缺点是功能依赖于上位机系统和通信网络，且上位机监控系统经常有人操作，容易发生死机等异常现象；由于送入综合控制模块的模拟量、开关量及闭锁量都要经过自动化系统后台机的处理和通信网络的输入与交换，所以动作速度、反应速度相应来说都比较慢。
专门的无功综合控制装置，由网络与自动化系统相连的方式，虽配置了专门的硬件插件，也增加了部分电缆，其主要的优点是动作不完全依赖于自动化系统的后台机，能独立采取模拟量进行判断，所以动作速度相对于软件实现方式要快些，但其闭锁量、动作出口还是通过后台机和通信网络实现的，因此在某种程度上还是受后台机和网络的限制，而且有些专门的电压无功控制插件装置，是各台变压器和相应段电容器组配1套装置，2台变压器并列运行时，就必须用2套专用装置，此时可能发生错档等弊端。
总之，电压无功的综合控制是保证电压质量的必不可少的手段和措施。几种实现方式各有其优、缺点。对于新建的变电站，由于目前采用综合自动化系统，设备较先进、精干，在能保证反应速度、动作速度的前提下，选用后台机软件方式或由与网络相连的专门的综合控制插件装置比较合适；对于一些扩建的和无人值班改造的老变电站，采用带输入／输出系统的综合控制系统较合适，一是它可靠，再者老变电站也无后台机等现代化的自动化设备和通信网络，由老设备改造接入电压无功综合控制设备容易■
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