（6）可增加电压合格率计算、监视和记录功能。
电压无功自动综合控制功能的实现根据实际情况的不同，又有多种实现方式：①集中控制；②分散控制；③关联分散控制。
（1）集中控制。集中控制是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。理论上，这种控制方式是维持系统电压正常，实现无功优化控制，提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案。但它要求调度中心必须具有符合实际的电压和无功实时优化控制软件，而且对各变电站要有可靠性高的通道；在各变电站，最好要具有智能执行单元。但在我国目前各变电站的基础自动化水平层次不一的情况下，实现全系统的集中优化控制有较大的难度。现在一些地区调度中心，虽然也自称为对电压和无功可以实行集中控制，但实际上多数只是由操作员通过RTU执行机构，进行远方手动操作，既不能实现自动优化控制，也增加调度员的负担，这是目前集中控制普遍存在的一个问题。
（2）分散控制。这是我国当前进行电压、无功综合控制的主要方式。分散控制是指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。分散控制是在各厂、站独立进行的，它可以实现局部地区的优化，对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗，减少值班员的操作是很有意义的。但是，目前已实现的变电站分散控制，只能做到局部的优化，无法实现全局的优化控制。
（3）关联分散控制。众所周知，电力系统是个复杂的互联系统，其潮流是互相关联的。电压水平是电力系统稳定运行的一个重要因素，在电力系统运行调度中，往往需要监视并控制某些中枢点电压和无功功率，使其维持在一个给定的范围内。如何维持这些中枢点的电压有多种调控决策需要选择。对各个变电站来说，也有各自的优化控制方案选择问题，同时还必须考虑许多实际问题。例如：一个220kV变电站，要使其中110kV侧母线电压调整至规定范围内，方法有多种，例如调整分接头位置或投、切补偿电容器，都可改变110kV的母线电压。到底采用何种调节措施，这必须通过判断和综合分析比较变电站的运行方式、运行参数、分接头当前的位置和各组电容器的投、切历史以及低压侧母线的电压水平、负载情况等诸多因素后，才能选择最好的调节决策进行调节。这些调节方案的判断、决策，如果集中由调度中心的计算机负责，则必然造成软件复杂，而且不可能对各变电站因地制宜地考虑得那么细致。因此，最好的控制方式是采用关联分散控制的方式。
所谓关联分散控制，是指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压无功优化程序计算好的，而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。因此，关联分散控制最大的优点是：在系统正常运行时，各关联分散控制器自动执行对各受控变电站的电压、无功调控，做到责任分散、控制分散、危险分散；紧急情况下，执行应急程序，因而可以从根本上提高全系统的可靠性和经济性。为达此目的，这就要求执行关联分散控制任务的装置，除了要具有齐全的对受控站的分析、判断和控制功能外，还必须具有强的通信能力和手段。在正常运行情况下，能把控制结果向调度报告。系统需要时，能接受上级调度下达的命令，自动修改和调整整定值或停止执行自己的控制规律，而作为调度下达调控命令的智能执行单元。对调度中心而言，必须具备应急控制程序，这是今后研究的方向。
（4）关联分散控制的实现方法。如上所述，关联分散控制器是安装在变电站，独立完成对该站电压、无功优化控制的自动装置。其实现方法有两种：一是通过监控系统的软件模块实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。
软件实现的方法，一般是在监控系统中设有专用的调分接头和调电容器的控制软件。这种方法的最大优点是可以减少硬件开销（增加一些输入、输出接口电路是必要的）；缺点是，对监控系统来说，功能过于集中，不容易对电压和无功控制的规律和调控决策进行优化。
硬件实现的关联分散控制，实际上是由专门的电压无功综合控制装置实现对U、Q的优化控制。由于该类装置有独立的CPU和信息采集以及控制输出电路，有专门的控制软件和通信接口，可以独立对该站的U、Q进行控制，也可以执行来自监控系统或调度的命令。由于是专用的硬件和软件，能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的调控决策，可以自动判断运行方式和计算投、切电容对谐波放大的影响及采取合适的抑制措施。同时还可考虑调控决策与保护的配合问题。总之，其独立性、灵活性和控制规律都有其突出的特点。但由于采用专门的装置，投资必然增加一些，同时现场还需要进行必要的安装接线。
低周减载
电力系统的频率是电能质量重要的指标之一。电力系统正常运行时，必须维持频率在50±（0.1~0.2）Hz的范围内。系统频率偏移过大时，发电设备和用电设备都会受到不良的影响。轻则影响工农业产品的质量和产量；重则损坏汽轮机、水轮机等重要设备，甚至引起系统的“频率崩溃”，致使大面积停电，造成巨大的经济损失。
（一）电力系统频率偏移的原因
电力系统的频率是反映系统有功功率是否平衡的质量指标。当系统发出的有功功率有盈余时，频率就会上升，超过额定频率；当系统发送的有功功率缺额时，频率就会低于额定值。电力系统的频率与发电机的转速有着严格的对应关系，电机的转速是由作用在机组转轴上的转矩决定的，原动机输入的功率如果在扣除了励磁损耗和各种机械损耗后能与发电机输出的电磁功率保持平衡，则发电机的转速将保持不变，电力系统所有发电机输出的有功功率的总和，在任何时刻都将等于此系统包括各种用电设备所需的有功功率和网络的有功损耗的总和。但由于有功负荷经常变化，其任何变动都将立刻引起发电机输出电磁功率的变化，而原动机输入功率由于调节系统的滞后，不能立即随负荷波动而作相应的变化，此时发电机转轴上的转矩平衡被打破，发电机的转速将发生变化，系统的频率随之发生偏移。
在非事故情况下，负荷变化引起的频率偏移将由电力系统的频率调整来限制。对于负荷变化幅度小，变化周期短（一般为10s以内）所引起的频率偏移，一般由发电机的调速器进行调整，这就是电力系统频率的一次调整。对于负荷变化幅度大，变化周期较长（一般在10s~3min）所引起的频率偏移，单靠调速器的作用，不能把频率偏移限制在规定的范围内，必须有调频器参加调频。这种有调频器参与的频率调整称为二次调整。然而在事故情况下，例如：大型发电机组突然切除，输电线路发生短路跳闸或用电负荷突然大幅度增加，致使电力系统可能会出现严重的功率缺额，使频率急剧下降，这时单靠水轮机或汽轮机组的调速器或调频器已经解决不了频率下降的问题，必须采取紧急的低频减载控制措施，才能防止电网的频率崩溃，保证系统的安全、稳定运行。
（二）电力系统频率降低的危害性
（1）系统的频率下降，使发电厂的厂用机械出力大为下降，结果必然影响发电设备的正常工作，使发电机的有功出力减少，导致系统频率的进一步降低。
（2）系统频率降低，励磁机的转速也相应降低，当励磁电流一定时，励磁机发出的元功功率就会减少。而频率降低时，异步电动机、变压器的励磁电流将增大，无功损耗增加。这将导致电力系统的无功平衡和电压调整增加困难。运行经验表明，当系统频率下降至46~45Hz时，系统的电压水平就会受到严重的影响，甚至造成电压的崩溃。
（3）系统频率长期处于49.5Hz或49Hz以下时，会降低各用户的生产率。
因此，运行规程规定：电力系统的允许频率偏差为±0.2Hz；系统频率不能长时间运行在49.5~49Hz以下；事故情况下，不能较长时间停留在47Hz以下；系统频率的瞬时值不能低于45Hz。因而当系统发生功率缺额的事故时，必须迅速地断开部分负荷，减少系统的有功缺额，使系统频率维持在正常的水平或允许的范围内。在系统发生故障，有功功率严重缺额，需要切除部分负荷时，应尽可能做到有次序、有计划地切除负荷，并保证所切负荷的数量必须合适，以尽量减少切除负荷后所造成的经济损失。这是低频减载装置的任务。
（三）低频减载的控制方式
假定变电站馈电母线上有多条配电线路，根据这些线路所供负荷的重要程度，分为基本级和特殊级两大类。把一般负荷的馈电线路放在基本级里，供给重要负荷的线路划在特殊级里，一般低频减载装置基本级可以设定5轮或8轮，随用户选用。安排在基本级中的配电级路，也按重要程度分为1、2、3、…、8轮。当系统发生功率严重缺额造成频率下降至第1轮的启动值，且延时时限已到时，低频减载装置动作出口，切除第1轮的线路，此时如果频率恢复，则动作便成功。但若频率还不能恢复，说明功率仍缺额。当频率低于第2轮的整定值，且第2轮的动作延时己到，则低频减载装置再次启动，切除第2轮的负荷。如此反复对频率进行采样、计算和判断，直至频率恢复正常或基本级的1~8轮（多数变电站只分为3轮或5轮）的负荷全部切完。
当基本级的线路全部切除后，如果频率仍停留在较低的水平上，则经过一定的时间延时后，启动切除特殊轮负荷。
一般第1轮的频率整定为47.5~48.5Hz，最末轮的频率整定为46~46.5Hz。若采用常规的低频继电器，则相邻两轮间的整定频率差为0.5Hz，动作时限差为0.5s；若采用微机低频减负荷装置，则相邻两轮间的整定频率差可以减少，时限差也可减少。特殊轮的动作频率可取47.5~48.5Hz，动作时限可取15~25s。
至于特别重要的用户，则设为0轮，即低频减载装置不会对它发切负荷的指令。
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