无功功率补偿工程要注意的问题

由于无功补偿对电网**、上等、经济运行具有重要作用，因此无功补偿是电力部门和用户共同关注的问题。合理选择无功补偿方案和补偿容量，能有效提高系统的电压稳定性，保证电网的电压质量，提高发输电设备的利用率，降低有功网损和减少发电费用。

我国配电网的规模巨大，因此配电网无功补偿对降损节能，改善电压质量意义重大。本文结合当前人们关注的电网无功补偿问题，重点分析、比较了配电网常用无功补偿方案特点，并通过对无功补偿应用技术的分析，提出了配电网无功补偿工程应注意问题和相关建议。

2配电网无功补偿方案比较

配电网无功补偿方案有变电站集中补偿、配电变低压补偿、配电线路固定补偿和用电设备分散补偿。四种方案示意图见图1所示。

2.1变电站集中补偿

变电站集中补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等，主要目的是平衡输电网的无功功率，改善输电网的功率因数，提高系统终端变电所的母线电压，补偿变电站主变压器和高压输电线路的无功损耗。这些补偿装置一般集中接在变电站10KV母线上，因此具有管理容易、维护方便等优点，但这种补偿方案对10KV配电网的降损不起作用。

图1配电网常见无功补偿方式示意图

为实现变电站的电压／无功综合控制，通常采用并联电容器组和有载调压抽头协调调节。协调调节控制算法国内学者进行过大量研究，九区图法是一种常用的有效方法【1】。但大量的实际应用表明，投切过于频繁会影响电容器开关和分接头的使用寿命，增大运行维护工作量，通常在实际中要限制抽头调节和电容器组操作次数。采用电力电子开关控制成本比较高、开关自身功率损耗也很大，因此变电站高压电压／无功控制技术仍有待进一步改善和研究。

鉴于变电站无功补偿对提高高压电网功率因数，维持变电所母线电压和平衡系统无功有重要作用，因此应根据负荷的增长安排、设计好变电站的无功补偿容量，运行中在保证电压合格和无功补偿效果*好的情况下，尽可能使电容器组投切开关的操作次数为*少。

2.2配电变低压补偿

配电变低压补偿是目前应用*普遍的补偿方法。由于用户的日负荷变化大，通常采用微机控制、跟踪负荷波动分组投切电容器补偿，总补偿容量在几十至几百千乏不等。目的是提高专用变用户功率因数，实现无功的就地平衡，降低配电网损耗和改善用户电压质量。

配变低压无功补偿的优点是补偿后功率因数高、降损节能效果好。但由于配电变压器的数量多、安装地点分散，因此补偿工程的投资较大，运行维护工作量大，也因此要求厂家要尽可能降低装置的成本，提高装置的可靠性。

采用接触器投切电容器的冲击电流大，影响电容器和接触器的使用寿命；用晶闸管投切电容器能解决接触器投切电容器存在的问题，但明显缺点是装置存晶闸管功率损耗，需要安装风扇和散热器来通风与散热，而散热器会增大装置的体积，风扇则影响装置的可靠性。

图2机电一体开关无功补偿装置接线图

为解决这些问题，笔者组织开发、研制了机电一体开关无功补偿装置【2】，机电开关补偿装置典型接线如图2所示。装置采用固定补偿与分组补偿结合，以降低装置的生产成本；装置能实现分相补偿，以满足三相不平衡系统的需要。机电开关控制使装置既有晶闸管开关的优点，又具有接触器无功率损耗的优点。几千台装置的现场运行、试验表明，机电开关补偿装置体积小、可靠性高，能满足户外环境、长期工作需要。机电开关的原理与技术详见文献【2】。

低压补偿装置安装地点分散、数量大，运行维护是补偿工程需要重点考虑的问题；另外，配电系统负荷情况复杂，系统可能存在谐波、三相不平衡，以及防止出现过补偿等问题，这些工程中应注意的问题后面详细介绍。

2.3配电线路固定补偿

大量配电变压器要消耗无功，很多公用变压器没有安装低压补偿装置，造成的很大无功缺额需要变电站或发电厂承担，大量的无功沿线传输使得配电网的网损居高难下，这种情况下可考虑配电线路无功补偿，文献【3】【4】提出了配电线路无功补偿的必要性和方法。

线路补偿既通过在线路杆塔上安装电容器实现无功补偿。由于线路补偿远离变电站，因此存在保护难配置、控制成本高、维护工作量大、受安装环境限制等问题。因此，线路补偿的补偿点不宜过多；控制方式应从简，一般不采用分组投切控制；补偿容量也不宜过大，避免出现过补偿现象；保护也要从简，可采用熔断器和避雷器作为过电流和过电压保护。

线路补偿主要提供线路和公用变压器需要的无功，工程问题关键是选择补偿地点和补偿容量，文献【4】给出了补偿地点和容量的实用优化算法。线路补偿具有投资小、回收快、便于管理和维护等优点，适用于功率因数低、负荷重的长线路。线路补偿一般采用固定补偿，因此存在适应能力差，重载情况下补偿度不足等问题。自动投切线路补偿仍是需研究的课题。

2.4用电设备随机补偿

在10KV以下电网的无功消耗总量中，变压器消耗占30％左右，低压用电设备消耗占65％以上。由此可见，在低压用电设备上实施无功补偿十分必要。从理论计算和实践中证明，低压设备无功补偿的经济效果*佳，综合性能*强，是值得推广的一种节能措施。

感应电动机是消耗无功*多的低压用电设备，故对于油田抽油机、矿山提升机、港口卸船机等厂矿企业的较大容量电动机，应该实施就地无功补偿，即随机补偿。与前三种补偿方式相比，随机补偿更能体现以下优点【5】：

1）线损率可减少20％；

2）改善电压质量，减小电压损失，进而改善用电设备启动和运行条件；

3）释放系统能量，提高线路供电能力。

由于随机补偿的投资大，确定补偿容量需要进行计算，以及管理体制、重视不够和应用不方便等原因，目前随机补偿的应用情况和效果都不理想。因此，对随机补偿需加强宣传力度，增强节能意识，同时应针对不同用电设备的特点和需要，开发研制体积小、造价低、易安装、免维护的智能型用电设备无功补偿装置。

根据以上常用无功补偿方案的分析、讨论，我们可归纳、整理出四种补偿方案的特点和基本性能如表1所示。

表1四种无功补偿方法的特点比较

3无功补偿的调压作用分析

鉴于配变无功补偿是供电企业和用户普遍关注的工作。现在开始，本文重点对配变无功补偿及工程问题进行分析和探讨。

3.1典型实例的计算

图1为某市台江变电站10KV母线953线路简化接线。该线路自变电站端开始一段与956线为同杆双回线，其中956线较短些，接有18台配电变压器；而953线路较长，接有31台配电变压器，变压器总容量为9895KVA。

953线路31台变压器容量为50～1000KVA大小不等，为计算和分析方便，对实际的31台变压器就近进行了等值处理。例如，节点8处是一个较大的用户，接有3台1000KVA的变压器；而节点3处1695KVA是6台变压器的总容量，其它节点情况与节点3相同。

图1各段线路下数字为导线公里长度，主干线路导线型号为LGJ—120。根据图1各节点变压器的总容量，假设变压器在经济负载系数KF＝0.65（相当较大负荷情况）状态下工作，取功率因数为COSφ＝0.85，可计算节点变压器和各段线路的有功负荷；再假设变电站母线电压分别为10.5KV和11.4KV，运用负荷矩法可分别计算不同情况下线路的各节点电压。依此方法计算的几种结果如表2所示。

表2不同情况线路节点电压的计算结果

3.2计算结果分析

表2中变电站母线电压10.5KV为负荷高峰期正常逆调压的要求电压；11.4KV是为保证和满足线路末端用户（节点8和节点9）母线电压在额定范围内，变电站母线应达到的电压，也是实际系统中经常需要的运行电压。计算结果为功率因数为0.85和0.95两种情况电压，目的在于分析配变无功补偿对电压的影响。

按国标（GB12325－90）电能质量——供电电压允许偏差中的规定：10KV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7％。因此，从表2计算结果可以看出：

1）该线路依靠正常的分接头逆调压，功率因数COSφ＝0.85时，节点6到节点9电压超标；功率因数COSφ＝0.95时，节点7到节点9电压超标。因此，仅靠变压器分接头逆调压，不能满足线路末端用户的电压质量要求。

2）表2中的COSφ值为各节点变压器的功率因数。因此在配变低压补偿无功功率，提高变压器功率因数，对该线路电压有调节作用，但只能部分地解决电压问题；但从调压和降损两方面考虑，无功补偿是应普遍采用的技术。

3）变电站电压提高到11.4KV能满足末端用户电压要求，但变电站母线电压属严重超标。会造成变电站10KV电容器和部分低压电容器的保护超过1.1UN的定值，使无功补偿装置退出运行（实际情况），这将使电网损耗明显增大。

3.3原因和解决措施

造成图1系统电压问题的主要原因是导线截面小、供电半径大。例如，在线路4.5KM范围内（5节点之前），电压不会超标。因此，对更换导线或插入新变电站是解决该线路电压问题的根本措施。但由于街区位置和条件限制，插入变电站改造需要的投资非常大，因此该线路必须寻求其它的解决办法。

文献【6】提出的有载调压变压器是解决该线路电压问题的有效手段。但配电变的负荷波动大、变化频繁，机械式分接头难适应和满足电网的调压需要。文献【6】提出的晶闸管串联调压方法是一个很好的解决思路，希望这种变压器能尽快得到推广和应用。但该方案需要更换的变压器数量多，工程改造投资会很大。

表3采用TVR调压线路节点电压的计算结果

在图1节点6位置安装一台晶闸管电压调节器（TVR）【7】，是解决该线路电压问题的更有效措施。TVR可使节电6电压在方案1和方案2基础上调高500V，有TVR调压的各节点电压计算结果如表3所示。TVR方案优点是一台设备解决全线路的电压问题，经济性是显而易见的。

以上实例说明，低压无功补偿具有调节、改善10KV电网电压的作用；但不能解决像图1这种长线路存在的电压问题。

4无功补偿效益的简要分析

配变低压无功补偿能有效降低配电变及以上输配电网的损耗。由于计算整个电网损耗涉及因素多，工作量大，下面仅以图1中节点4的1000KVA变压器为例，通过简单计算，说明无功补偿具有巨大的直接和间接效益。

设补偿前节点4变压器满载运行，视在功率S＝1000KVA，功率因数COSφ＝0.85，年用电时间为T＝3000小时，计算：1）若将COSφ提高到0.95，计算需要的补偿电容器容量；2）补偿前需要支付的年费用；3）补偿装置单位投资为150元／KVAR，补偿装置本身损耗为3％，投资回收率为10％／年，计算补偿后的年效益。

根据已知条件，可计算补偿前

P1＝SCOSφ1＝1000×0.85＝850KW

Q1＝SSINφ1＝1000×0.52678＝526.78KVAR

1）求需要安装的补偿电容器容量X

因装置本身有功损耗为3％，补偿后的电网无功Q2＝526.78－X，要求COSφ为0.95，可求TGφ2＝0.3287，于是有

可求补偿容量X＝245.73≈246KVAR

2）补偿前需要支付的年费用

基本电费：一般按*大负荷收取，设每KVA收取的费用为180元／年，故有

FJ1＝180×1000＝18万元

电量电费：设每KWH为0.4元，故有

FD1＝0.4×850×3000＝102万元

补偿前年费用：

FZ1＝FJ1＋FD1＝18＋102＝120万元

3）补偿后需要支付的年费用和年效益

补偿后的视在功率和基本电费：

KVA

FJ2＝180×857＝15.426万元

电量电费：FD2＝0.4×（850＋0.03×246）×3000＝102.88万元

补偿装置折旧费：

FF＝150×246×10％＝0.369万元

补偿后年费用：FZ2＝FJ2＋FD2＋FF＝

15.426＋102.88＋0.369＝118.675万元

安装无功补偿可获得的年效益

△F＝FZ1－FZ2＝120－118.675＝1.325万元

上面仅仅是无功补偿提高功率因数角度计算的效益；如果计及降低输配电网损耗、功率因数调整电费，以及节约建设投资、改善电压质量等方面因素，其经济效益更加可观。

5产品选型及工程应注意的问题

低压无功补偿安装地点分散、数量多，且配电网电压、负荷情况复杂；工程中相关问题考虑不周，不仅影响装置正常运行，也带来很多维护、管理等问题，工程问题必须引起重视。

1）运行及产品可靠性问题

与配电变压器相比，低压补偿装置的维护量无疑要高很多；控制系统越复杂、功能越多，维护工作量越大。有些单位从“长远”考虑，提出联网、监控等很多要求，无疑会增大投资和运行维护量，事实是很多没有联网的可能。

低压补偿装置的可靠性在开关和电容器，电容器寿命与工作条件有关，因此装置的投切开关是关键。大量工程实践表明，户外配变无功补偿因工作条件差，晶闸管或接触器补偿装置难满足可靠性要求【2】，机电一体开关是*佳选择。

2）产品类型和功能选择问题

对配电台变的补偿控制，有多种类型和不同功能的产品可供选择。城网台变多以无功补偿为主，很多要求有综合监测功能。农网不同场合要求不同，可考虑配电＋补偿、补偿＋计量，特殊用户可用配电＋补偿＋计量或补偿＋综测。

对监控功能的要求高，必然成本高、投资大。建议根据实际需要和使用场合，合理选择功能适用、价位合理的产品。实际工程上，不应出现一个变台安装有多个箱子的情况。

3）控制量选取和控制方式问题

很多专变补偿装置根据电压控制电容器补偿无功量，这种方式有助于保证用户的电压质量，但对电力系统无功补偿不可取。前面图1线路的电压分析表明，电网的电压水平是由系统情况决定的。若只按电压高或低控制，无功补偿量可能与实际需求相差很大，容易出现无功过补偿或欠补偿。从电网降低网损角度，取无功功率为控制量是*佳控制方式。

4）补偿效果和补偿容量问题

前面实例分析表明，配变低压补偿无功可提高配变功率因数，降低配变损耗，但只节点6配变装补偿，对10KV线路降损作用很小。因此，某条线路配变安装补偿数量少或补偿容量不足，影响全网（线路）降损和电压改善效果。

前面计算方法确定补偿容量，对实际工程难以实现。配电网日负荷变化大，负荷性质不同，补偿容量要求也不同。大量工程实践表明，对动态补偿在配变容量20％－－30％内。同时，对个别情况可能需要进行特殊处理。

5）无功倒送和三相不平衡问题

无功倒送会增加线路和变压器的损耗，加重线路供电负担。为防止三相不平衡系统的无功倒送，应要求控制器检测、计算三相无功投切控制。固定补偿部分容量过大，容易出现无功倒送。一般动态补偿能有效避免无功倒送。

系统三相不平衡同样会增大线路和变压器损耗。对三相不平衡较大的负荷，比如机关、学校等单相负荷多的用户，应考虑采用分相无功补偿装置。并不是所有厂家的控制器都具有分相控制功能，这是工程中必须考虑的问题。

6）谐波影响和电容器保护问题

谐波影响会使电容器过早损坏或造成控制失灵，谐波放大会使干扰更加严重。工程中应掌握用户负荷性质，必要时应对补偿系统的谐波进行测试，存在谐波但不超标可选抗谐波无功补偿装置，而谐波超标则应治理谐波。

电容器耐压标准为1.1UN，补偿控制器过压保护一般取1.2UN，超过必须跳闸，如图1线路端节点配变的补偿装置可能发生跳闸。实际工程中，对电压较高电网的装置应予以关注。

总之，由于配电网负荷、场合的复杂性，虽然装置容量小、电压低，却有很多值得认真分析和思考的问题。特别是台变补偿在户外，使用环境差，工程上应给予足够的重视。

6结语

电网无功补偿是一项建设性的技术措施，对电网**、上等、经济运行有重要作用。由于篇幅限制，本文重点对配电网的无功补偿技术进行了分析、探讨。分析计算结果和大量工程实践表明，虽然配变无功补偿容量小、电压低，但工程中却有很多技术问题值得认真分析和思考；而无功补偿工程是供电企业和产品厂家双方的事情，都应充分重视解决工程中的问题。

7参考文献

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【2】刘连光，林峰，姚宝琪，机电一体开关低压无功补偿装置的开发和应用【J】，电力自动化设备，2003，23（9）：46～48

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