1無功補償對電網(wǎng)**、上等、經(jīng)濟運行具有重要作用，因此無功補償是電力部門和用戶共同關注的問題。合理選擇無功補償方案和補償容量，能有效提高系統(tǒng)的電壓穩(wěn)定性，保證電網(wǎng)的電壓質(zhì)量，提高發(fā)輸電設備的利用率，降低有功網(wǎng)損和減少發(fā)電費用。
　　我國配電網(wǎng)的規(guī)模巨大，因此配電網(wǎng)無功補償對降損節(jié)能，改善電壓質(zhì)量意義重大。本文結(jié)合當前人們關注的電網(wǎng)無功補償問題，重點分析、比較了配電網(wǎng)常用無功補償方案特點，并通過對無功補償應用技術的分析，提出了配電網(wǎng)無功補償工程應注意問題和相關建議。
　　2 配電網(wǎng)無功補償方案比較
　　電網(wǎng)無功補償方案有變電站集中補償、配電變低壓補償、配電線路固定補償和用電設備分散補償。四種方案示意圖見圖1所示。
　　2.1變電站集中補償
　　變電站集中補償裝置包括并聯(lián)電容器、同步調(diào)相機、靜止補償器等，主要目的是平衡輸電網(wǎng)的無功功率，改善輸電網(wǎng)的功率因數(shù)，提高系統(tǒng)終端變電所的母線電壓，補償變電站主變壓器和高壓輸電線路的無功損耗。這些補償裝置一般集中接在變電站10kV母線上，因此具有管理容易、維護方便等優(yōu)點，但這種補償方案對10kV配電網(wǎng)的降損不起作用。

圖 1 配電網(wǎng)常見無功補償方式示意圖

　　為實現(xiàn)變電站的電壓/無功綜合控制，通常采用并聯(lián)電容器組和有載調(diào)壓抽頭協(xié)調(diào)調(diào)節(jié)。協(xié)調(diào)調(diào)節(jié)控制算法國內(nèi)學者進行過大量研究，九區(qū)圖法是一種常用的有效方法[1]。但大量的實際應用表明，投切過于頻繁會影響電容器開關和分接頭的使用壽命，增大運行維護工作量，通常在實際中要限制抽頭調(diào)節(jié)和電容器組操作次數(shù)。采用電力電子開關控制成本比較高、開關自身功率損耗也很大，因此變電站高壓電壓/無功控制技術仍有待進一步改善和研究。
　　鑒于變電站無功補償對提高高壓電網(wǎng)功率因數(shù)，維持變電所母線電壓和平衡系統(tǒng)無功有重要作用，因此應根據(jù)負荷的增長安排、設計好變電站的無功補償容量，運行中在保證電壓合格和無功補償效果*好的情況下，盡可能使電容器組投切開關的操作次數(shù)為*少
　　2.2配電變低壓補償
　　配電變低壓補償是目前應用*普遍的補償方法。由于用戶的日負荷變化大，通常采用微機控制、跟蹤負荷波動分組投切電容器補償，總補償容量在幾十至幾百千乏不等。目的是提高專用變用戶功率因數(shù)，實現(xiàn)無功的就地平衡，降低配電網(wǎng)損耗和改善用戶電壓質(zhì)量。
　　配變低壓無功補償的優(yōu)點是補償后功率因數(shù)高、降損節(jié)能效果好。但由于配電變壓器的數(shù)量多、安裝地點分散，因此補償工程的投資較大，運行維護工作量大，也因此要求廠家要盡可能降低裝置的成本，提高裝置的可靠性。
　　采用接觸器投切電容器的沖擊電流大，影響電容器和接觸器的使用壽命;用晶閘管投切電容器能解決接觸器投切電容器存在的問題，但明顯缺點是裝置存晶閘管功率損耗，需要安裝風扇和散熱器來通風與散熱，而散熱器會增大裝置的體積，風扇則影響裝置的可靠性。

圖2 機電一體開關無功補償裝置接線圖

　　為解決這些問題，筆者組織開發(fā)、研制了機電一體開關無功補償裝置[2]，機電開關補償裝置典型接線如圖2所示。裝置采用固定補償與分組補償結(jié)合，以降低裝置的生產(chǎn)成本;裝置能實現(xiàn)分相補償，以滿足三相不平衡系統(tǒng)的需要。機電開關控制使裝置既有晶閘管開關的優(yōu)點，又具有接觸器無功率損耗的優(yōu)點。幾千臺裝置的現(xiàn)場運行、試驗表明，機電開關補償裝置體積小、可靠性高，能滿足戶外環(huán)境、長期工作需要。機電開關的原理與技術詳見文獻[2]。  

　　低壓補償裝置安裝地點分散、數(shù)量大，運行維護是補償工程需要重點考慮的問題;另外，配電系統(tǒng)負荷情況復雜，系統(tǒng)可能存在諧波、三相不平衡，以及防止出現(xiàn)過補償?shù)葐栴}，這些工程中應注意的問題后面詳細介紹。

　　2.3 配電線路固定補償
　　大量配電變壓器要消耗無功，很多公用變壓器沒有安裝低壓補償裝置，造成的很大無功缺額需要變電站或發(fā)電廠承擔，大量的無功沿線傳輸使得配電網(wǎng)的網(wǎng)損居高難下，這種情況下可考慮配電線路無功補償，文獻[3][4]提出了配電線路無功補償的必要性和方法。

　　線路補償既通過在線路桿塔上安裝電容器實現(xiàn)無功補償。由于線路補償遠離變電站，因此存在保護難配置、控制成本高、維護工作量大、受安裝環(huán)境限制等問題。因此，線路補償?shù)难a償點不宜過多;控制方式應從簡，一般不采用分組投切控制;補償容量也不宜過大，避免出現(xiàn)過補償現(xiàn)象;保護也要從簡，可采用熔斷器和避雷器作為過電流和過電壓保護。

　　線路補償主要提供線路和公用變壓器需要的無功，工程問題關鍵是選擇補償?shù)攸c和補償容量，文獻[4]給出了補償?shù)攸c和容量的實用優(yōu)化算法。線路補償具有投資小、回收快、便于管理和維護等優(yōu)點，適用于功率因數(shù)低、負荷重的長線路。線路補償一般采用固定補償，因此存在適應能力差，重載情況下補償度不足等問題。自動投切線路補償仍是需研究的課題。

　　2.4用電設備隨機補償

　　在10kV以下電網(wǎng)的無功消耗總量中，變壓器消耗占30%左右，低壓用電設備消耗占65%以上。由此可見，在低壓用電設備上實施無功補償十分必要。從理論計算和實踐中證明，低壓設備無功補償的經(jīng)濟效果*佳，綜合性能*強，是值得推廣的一種節(jié)能措施。
　　感應電動機是消耗無功*多的低壓用電設備，故對于油田抽油機、礦山提升機、港口卸船機等廠礦企業(yè)的較大容量電動機，應該實施就地無功補償，即隨機補償。與前三種補償方式相比，隨機補償更能體現(xiàn)以下優(yōu)點[5]：

　　1)線損率可減少20%;

　　2)改善電壓質(zhì)量，減小電壓損失，進而改善用電設備啟動和運行條件;

　　3)釋放系統(tǒng)能量，提高線路供電能力。
　　由于隨機補償?shù)耐顿Y大，確定補償容量需要進行計算，以及管理體制、重視不夠和應用不方便等原因，目前隨機補償?shù)膽们闆r和效果都不理想。因此，對隨機補償需加強宣傳力度，增強節(jié)能意識，同時應針對不同用電設備的特點和需要，開發(fā)研制體積小、造價低、易安裝、免維護的智能型用電設備無功補償裝置。

　　根據(jù)以上常用無功補償方案的分析、討論，我們可歸納、整理出四種補償方案的特點和基本性能如表1所示。

表1 四種無功補償方法的特點比較

　　3 無功補償的調(diào)壓作用分析 

　　鑒于配變無功補償是供電企業(yè)和用戶普遍關注的工作?，F(xiàn)在開始，本文重點對配變無功補償及工程問題進行分析和探討。

　　3.1典型實例的計算

　　圖1為某市臺江變電站10kV母線953線路簡化接線。該線路自變電站端開始一段與956線為同桿雙回線，其中956線較短些，接有18臺配電變壓器;而953線路較長，接有31臺配電變壓器，變壓器總?cè)萘繛?span lang="EN-US">9895kVA。

　　953線路31臺變壓器容量為50~1000kVA大小不等，為計算和分析方便，對實際的31臺變壓器就近進行了等值處理。例如，節(jié)點8處是一個較大的用戶，接有3臺1000kVA的變壓器;而節(jié)點3處1695kVA是6臺變壓器的總?cè)萘?，其它?jié)點情況與節(jié)點3相同。

　　圖1各段線路下數(shù)字為導線公里長度，主干線路導線型號為LGJ—120。根據(jù)圖1各節(jié)點變壓器的總?cè)萘?，假設變壓器在經(jīng)濟負載系數(shù)Kf=0.65(相當較大負荷情況)狀態(tài)下工作，取功率因數(shù)為cosφ=0.85，可計算節(jié)點變壓器和各段線路的有功負荷;再假設變電站母線電壓分別為10.5kV和11.4kV，運用負荷矩法可分別計算不同情況下線路的各節(jié)點電壓。依此方法計算的幾種結(jié)果如表2所示。

表2不同情況線路節(jié)點電壓的計算結(jié)果

　　3.2 計算結(jié)果分析

　　表2中變電站母線電壓10.5kV為負荷高峰期正常逆調(diào)壓的要求電壓;11.4kV是為保證和滿足線路末端用戶(節(jié)點8和節(jié)點9)母線電壓在額定范圍內(nèi)，變電站母線應達到的電壓，也是實際系統(tǒng)中經(jīng)常需要的運行電壓。計算結(jié)果為功率因數(shù)為0.85和0.95兩種情況電壓，目的在于分析配變無功補償對電壓的影響。  

　　按國標(GB 12325-90)電能質(zhì)量——供電電壓允許偏差中的規(guī)定：10kV及以下三相供電電壓允許偏差為額定電壓的±7%。因此，從表2計算結(jié)果可以看出：
　　1)該線路依靠正常的分接頭逆調(diào)壓，功率因數(shù)cosφ=0.85時，節(jié)點6到節(jié)點9電壓超標;功率因數(shù)cosφ=0.95時，節(jié)點7到節(jié)點9電壓超標。因此，僅靠變壓器分接頭逆調(diào)壓，不能滿足線路末端用戶的電壓質(zhì)量要求。

　　2)表2中的cosφ值為各節(jié)點變壓器的功率因數(shù)。因此在配變低壓補償無功功率，提高變壓器功率因數(shù)，對該線路電壓有調(diào)節(jié)作用，但只能部分地解決電壓問題;但從調(diào)壓和降損兩方面考慮，無功補償是應普遍采用的技術。

　　3)變電站電壓提高到11.4kV能滿足末端用戶電壓要求，但變電站母線電壓屬嚴重超標。會造成變電站10kV電容器和部分低壓電容器的保護超過1.1UN的定值，使無功補償裝置退出運行(實際情況)，這將使電網(wǎng)損耗明顯增大。
　　3.3原因和解決措施

　　造成圖1系統(tǒng)電壓問題的主要原因是導線截面小、供電半徑大。例如，在線路4.5km范圍內(nèi)(5節(jié)點之前)，電壓不會超標。因此，對更換導線或插入新變電站是解決該線路電壓問題的根本措施。但由于街區(qū)位置和條件限制，插入變電站改造需要的投資非常大，因此該線路必須尋求其它的解決辦法。

　　文獻[6]提出的有載調(diào)壓變壓器是解決該線路電壓問題的有效手段。但配電變的負荷波動大、變化頻繁，機械式分接頭難適應和滿足電網(wǎng)的調(diào)壓需要。文獻[6]提出的晶閘管串聯(lián)調(diào)壓方法是一個很好的解決思路，希望這種變壓器能盡快得到推廣和應用。但該方案需要更換的變壓器數(shù)量多，工程改造投資會很大。

表3 采用TVR調(diào)壓線路節(jié)點電壓的計算結(jié)果

　　在圖1節(jié)點6位置安裝一臺晶閘管電壓調(diào)節(jié)器(TVR)[7]，是解決該線路電壓問題的更有效措施。TVR可使節(jié)電6電壓在方案1和方案2基礎上調(diào)高500V，有TVR調(diào)壓的各節(jié)點電壓計算結(jié)果如表3所示。TVR方案優(yōu)點是一臺設備解決全線路的電壓問題，經(jīng)濟性是顯而易見的。

　　以上實例說明，低壓無功補償具有調(diào)節(jié)、改善10kV電網(wǎng)電壓的作用;但不能解決像圖1這種長線路存在的電壓問題。

　　4 無功補償效益的簡要分析 

　　配變低壓無功補償能有效降低配電變及以上輸配電網(wǎng)的損耗。由于計算整個電網(wǎng)損耗涉及因素多，工作量大，下面僅以圖1中節(jié)點4的1000kVA變壓器為例，通過簡單計算，說明無功補償具有巨大的直接和間接效益。

　　設補償前節(jié)點4變壓器滿載運行，視在功率S=1000KVA，功率因數(shù)COSφ=0.85，年用電時間為T=3000小時，計算：1)若將COSφ提高到0.95，計算需要的補償電容器容量;2)補償前需要支付的年費用;3)補償裝置單位投資為150元/kvar，補償裝置本身損耗為3%，投資回收率為10%/年，計算補償后的年效益。

　　根據(jù)已知條件，可計算補償前

　　P1=SCOSφ1=1000×0.85=850kW

　　Q1=Ssinφ1=1000×0.52678=526.78kvar

　　1)求需要安裝的補償電容器容量x
　　因裝置本身有功損耗為3%，補償后的電網(wǎng)無功Q2=526.78-x，要求COSφ為0.95，可求tgφ2=0.3287，于是有

　　可求補償容量x=245.73≈246kvar

　　2)補償前需要支付的年費用

　　基本電費：一般按*大負荷收取，設每KVA收取的費用為180元/年，故有
　　FJ1=180×1000=18萬元
　　電量電費：設每KWh為0.4元，故有

　　FD1=0.4×850×3000=102萬元

　　補償前年費用：

　　FZ1=FJ1+FD1=18+102=120萬元

　　3)補償后需要支付的年費用和年效益

　　補償后的視在功率和基本電費：　 kVA

　　FJ2=180×857=15.426萬元

　　電量電費：FD2=0.4×(850+0.03×246)×3000=102.88萬元

　　補償裝置折舊費：

　　Ff=150×246×10%=0.369萬元

　　補償后年費用：FZ2=FJ2+FD2+Ff=

　　15.426+102.88+0.369=118.675萬元

　　安裝無功補償可獲得的年效益

　　△F=FZ1-FZ2=120-118.675=1.325萬元

　　上面僅僅是無功補償提高功率因數(shù)角度計算的效益;如果計及降低輸配電網(wǎng)損耗、功率因數(shù)調(diào)整電費，以及節(jié)約建設投資、改善電壓質(zhì)量等方面因素，其經(jīng)濟效益更加可觀。

　　5 產(chǎn)品選型及工程應注意的問題

　　低壓無功補償安裝地點分散、數(shù)量多，且配電網(wǎng)電壓、負荷情況復雜;工程中相關問題考慮不周，不僅影響裝置正常運行，也帶來很多維護、管理等問題，工程問題必須引起重視。
　　1)運行及產(chǎn)品可靠性問題

　　與配電變壓器相比，低壓補償裝置的維護量無疑要高很多;控制系統(tǒng)越復雜、功能越多，維護工作量越大。有些單位從“長遠”考慮，提出聯(lián)網(wǎng)、監(jiān)控等很多要求，無疑會增大投資和運行維護量，事實是很多沒有聯(lián)網(wǎng)的可能。

　　低壓補償裝置的可靠性在開關和電容器，電容器壽命與工作條件有關，因此裝置的投切開關是關鍵。大量工程實踐表明，戶外配變無功補償因工作條件差，晶閘管或接觸器補償裝置難滿足可靠性要求[2]，機電一體開關是*佳選擇。
　　2)產(chǎn)品類型和功能選擇問題

　　對配電臺變的補償控制，有多種類型和不同功能的產(chǎn)品可供選擇。城網(wǎng)臺變多以無功補償為主，很多要求有綜合監(jiān)測功能。農(nóng)網(wǎng)不同場合要求不同，可考慮配電+補償、補償+計量，特殊用戶可用配電+補償+計量或補償+綜測。

　　對監(jiān)控功能的要求高，必然成本高、投資大。建議根據(jù)實際需要和使用場合，合理選擇功能適用、價位合理的產(chǎn)品。實際工程上，不應出現(xiàn)一個變臺安裝有多個箱子的情況。
3)控制量選取和控制方式問題

　　很多專變補償裝置根據(jù)電壓控制電容器補償無功量，這種方式有助于保證用戶的電壓質(zhì)量，但對電力系統(tǒng)無功補償不可取。前面圖1線路的電壓分析表明，電網(wǎng)的電壓水平是由系統(tǒng)情況決定的。若只按電壓高或低控制，無功補償量可能與實際需求相差很大，容易出現(xiàn)無功過補償或欠補償。從電網(wǎng)降低網(wǎng)損角度，取無功功率為控制量是*佳控制方式。

　　4)補償效果和補償容量問題

　　前面實例分析表明，配變低壓補償無功可提高配變功率因數(shù)，降低配變損耗，但只節(jié)點6配變裝補償，對10kV線路降損作用很小。因此，某條線路配變安裝補償數(shù)量少或補償容量不足，影響全網(wǎng)(線路)降損和電壓改善效果。
　　前面計算方法確定補償容量，對實際工程難以實現(xiàn)。配電網(wǎng)日負荷變化大，負荷性質(zhì)不同，補償容量要求也不同。大量工程實踐表明，對動態(tài)補償在配變?nèi)萘?span lang="EN-US">20%--30%內(nèi)。同時，對個別情況可能需要進行特殊處理。

　　5)無功倒送和三相不平衡問題 

　　無功倒送會增加線路和變壓器的損耗，加重線路供電負擔。為防止三相不平衡系統(tǒng)的無功倒送，應要求控制器檢測、計算三相無功投切控制。固定補償部分容量過大，容易出現(xiàn)無功倒送。一般動態(tài)補償能有效避免無功倒送。 

　　系統(tǒng)三相不平衡同樣會增大線路和變壓器損耗。對三相不平衡較大的負荷，比如機關、學校等單相負荷多的用戶，應考慮采用分相無功補償裝置。并不是所有廠家的控制器都具有分相控制功能，這是工程中必須考慮的問題。
　　6)諧波影響和電容器保護問題 

　　諧波影響會使電容器過早損壞或造成控制失靈，諧波放大會使干擾更加嚴重。工程中應掌握用戶負荷性質(zhì)，必要時應對補償系統(tǒng)的諧波進行測試，存在諧波但不超標可選抗諧波無功補償裝置，而諧波超標則應治理諧波。 

　　電容器耐壓標準為1.1UN，補償控制器過壓保護一般取1.2UN，超過必須跳閘，如圖1線路端節(jié)點配變的補償裝置可能發(fā)生跳閘。實際工程中，對電壓較高電網(wǎng)的裝置應予以關注。
　　總之，由于配電網(wǎng)負荷、場合的復雜性，雖然裝置容量小、電壓低，卻有很多值得認真分析和思考的問題。特別是臺變補償在戶外，使用環(huán)境差，工程上應給予足夠的重視。
　　6 結(jié)語

　　電網(wǎng)無功補償是一項建設性的技術措施，對電網(wǎng)**、上等、經(jīng)濟運行有重要作用。由于篇幅限制，本文重點對配電網(wǎng)的無功補償技術進行了分析、探討。分析計算結(jié)果和大量工程實踐表明，雖然配變無功補償容量小、電壓低，但工程中卻有很多技術問題值得認真分析和思考;而無功補償工程是供電企業(yè)和產(chǎn)品廠家雙方的事情，都應充分重視解決工程中的問題。

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