第八节 低压就地补偿和跟踪补偿分析

一、变电所集中补偿的局限性

完全集中于变电站进行无功补偿，经济效果受到很大限制，这是由于电容器组装于变电站，对减少10kV配电网线损作用不大。因为变电站以下用户消耗的无功功率仍需要通

过线路长途输送，其功率和电能损耗在配电网内并未减少。下面进行论证。

（1）当完全不进行补偿时，如图28

图281 未补偿时的简图

1所示。

整个网络的功率损耗为

P2+Q2

P2+Q2

ΔP=

U235 R35×10-3+

U210 R10×10-3

（281）

（2）当电容器组装于变电站10kV母线时，如图282所示。整个网络的功率损耗为

P2+（Q-QC）2

P2+Q2

ΔP=

R35×10-3+

U210 R10×10-3

（282）

U235

（3）当电容器装于10kV线路时，如图283所示。

图282 变电站10kV母线补偿简图

图283 10kV线路补偿简图

整个网络的功率损耗为

P2+（Q-QC）2

P2+（Q-QC）2

ΔP=

R35×10-3+

R10×10-3

（283）

U235

U10

在电容器组容量QC相同的情况下，比较式（281）、式（2 8 2）和式（2 8 3）可见：当电容器组装于变电站的10kV母线上时，仅能减少35kV级线损，不能减少10kV级线损。而当电容器组装于10kV线路上时，则可以同时减少35kV和10kV两级线损。因此，为了提高无功补偿的经济效益，电容器组尽可能地装在配电线路上是合理的，现场实测也完全证实了这一点。

但在变电站10kV母线集中装设部分，电容器组仍然是必需的，其作用如下：（1）就近向配电线路前段（即靠近变电站的线段）输送无功。

（2）补偿主变压器的无功损耗。

（3）用于调压。

综上所述，只有采取分散补偿与集中补偿相结合的补偿方式，才能获得最佳的综合效果。

二、电网低压无功补偿的主要问题

无功补偿就安装位置而言可分为集中补偿和就地补偿。集中补偿主要存在以下几个方面的不足：

（1）补偿装置造价高。在低压电网中，特别是乡镇企业配电变压器，其容量小，多在200kVA以下，对于用于农灌的变压器，容量多在50kVA及以下，自动补偿柜的价格要比与之配套的电容器的价格高2～3倍，且配电变压器容量越小，差距越大。

（2）补偿装置部件多、可靠性差。自动补偿装置集检测、控制、开关、放电等于一体，环节多、装配复杂，当任何一个环节出现故障就会引起整套装置失控，因而造成补偿

不足或过补偿现象，且自动运行率很低。而就地补偿由于电容器直接并联于电机端，安装方便，电容器放电可靠，只要电容器不出故障，就可正常运行。

（3）集中补偿电容器承受电压高、寿命短。由于集中补偿装置安装于配电室，电容器承受的供电电压多在400V以上，电网低谷时电压往往超过430V，特别是自动控制装置失控时，易引起电容器过热、变形、出油、击穿等现象。

（4）集中补偿节能效果差。集中补偿只补偿了补偿点以上的无功电流，对低压线路中的无功电流并没有进行补偿，更不用说降低低压线损了。

（5）集中补偿装置安装检修复杂，运行费用高。因此，低压无功补偿多推荐采用就地补偿。

三、就地无功补偿的优越性

（1）提高功率因数。低压就地无功补偿后，功率因数可提高到0.9以上，对负荷稳定的功率因数可接近于0.95以上。

（2）提高电气设备利用率。采用就地无功补偿后，负载电流降低，一般要比补偿前降低30%左右。由于低压电流的降低，其将使导线、开关设备、配电变压器不至于过热，使设备运行的可靠性和使用寿命相应提高。

（3）降低低压电网线损。由于线路损耗和电流的平方成正比，因此采取就地补偿减小负荷电流就成为降低线路损耗的有效途径。无功补偿对供电半径越长、线号越小，节电效果越明显。

（4）改善电压质量。在电路中电的损失与线路中传输的有功功率、无功功率、线路的电阻和电抗成正比。由此可见，当采取无功补偿后，无功功率减小了，电压损失也就减小了，电压质量就提高了。

四、无功就地补偿方法和可行性探讨

（1）就地补偿容量和并联点。按单组在正常运转时实测的电压、电流、功率因数计算选择补偿容量，单台并联于电机接线端，对于同时运行的多台电机，追求整体补偿效果，因此并联于电机上的电容器要根据电机组补偿需要而定，一般在电机组中选择容量大、极数多、制动性强的电机作为并联点，不一定每台电机上都并联，这样不仅电机组可以同时得以补偿，而且电容器组和电机组同时运转、同时停运并通过电机绕组迅速放电。

（2）单组补偿容量的选择。单组电机按正常运行状态下，功率因数补偿到接近于1.0为原则。我们知道，功率因数一般要求补偿超过0.9就可以了，而超过0.9以后，功率因数每提高0.01其所投入的电容量要将快速上升，那么，之所以还要将功率因数补偿接近于1.0，是因为现在广泛应用自愈式金属化电容器，投入运行后，由于其本身的自愈性随时间的延长，容量将要有不同程度的衰减，因此有意识选择大一些，使补偿后功率因数接近于1.0，以防补偿不足，另外目前自愈式金属化电容器价格低，投入的电容量对补偿的经济性并没有显著的影响。

（3）一般情况下，电机端电压为0.38kV，如果自然功率因数取0.7，补偿后功率因数为1.0，则补偿容量为

Q=0.5IS

式中 IS———实测电流。

也可以先观测电流盘表或用钳型电流表测试正常负荷电流；再按测得电流值的一半估算补偿容量，然后安装试运行，根据功率因数表指示情况或无功电能表的转动情况，调整补偿电容器的容量和数量，直到合适为止，这种方法比较简单实用。

还可以根据月末有功和无功电量，计算月平均功率因数确定补偿容量。

从理论上讲，就地补偿容量应按电机空载时补偿后功率因数不超过1.0为原则，其目的是避免自激和过补偿现象发生。间断性和瞬时性的过补偿是正常现象，因此，在就地补偿时，应按电机组同时运行的负荷进行补偿，以达到总体的补偿效果。

（4）不宜采用就地无功补偿的情况：1）启动频繁的电机。

2）容量小、数量多、负荷不稳定，且又不同时运转的电机。3）同时运转率低的负荷。

4）现场环境不允许就地补偿，如易腐蚀的化工行业、易燃的纺织行业。五、无功就地补偿节能效果

电动机是工、农企业生产中重要的用电设备，也是低压电网中主要感性电气设备之一。电动机工作时，因电磁转换，造成的无功损耗占低压电网中无功损耗的70%以上。降低电动机的无功损耗，提高其功率因数，合理实施无功就地补偿，是企业获得更大经济效益的重要途径。

通过对电动机随机补偿前后进行实际测量，可说明无功就地补偿节能效果，以及其给企业带来的经济效益。表281给出了某企业电动机补偿前后的节能和电压改善情况对照表。

表281

某企业电动机补偿前后情况对照表

其节约电能、减少电费开支情况如下：

（1）水井电机。根据供电局现行功率因数调整电费标准，当补偿前cosφ=0.68时，

增加电费系数a=12%，电动机年利用小时数T=8000h，工业基本电费d=0.5015元/

（kW·h），电动机实际功率按P=23.25kW计算。补偿后每年节省电费

D=PTda=23.5×8000×0.5015×12%=11193.48（元）

（2）织布电机。T=8000h，cosφ=0.713，a=9.5%，P=12.82kW，补偿后每年节

省电费

D=12.82×8000×0.5015×9.5%=4886.21（元）

（3）空压机。T=8000h，cosφ=0.8，a=5%，P=120.98kW，补偿后每年节省电费

D=120.98×8000×0.5015×5%=24268.59（元）

（4）锅炉循环水泵电机。T=4400h，cosφ=0.77，a=6.5%，P=70.42kW，补偿后

每年节省电费

D=70.42×4400×0.5015×6.5%=10100.27（元）

（5）锅炉引风电机。T=4400h，cosφ=0.72，a=9%，P=26.13kW，补偿后每年节

省电费

D=26.13×4400×0.5015×9%=5189.26（元）

5台电动机配备补偿装置后，每年共节省电费开支：11193.48+4886.21+

24268.59+10100.27+5189.26=55637.81（元），补偿装置容量共125kvar，电容器市场价以50元/kvar，计算，共用去125×50=6250（元），一个多月将全部收回电容器投资。

六、低压配电网电容器跟踪补偿技术

国内20世纪90年代初开发了以单片机作为单元核心元件的控制系统，以晶闸管器件构成交流电子开关的执行系统，通过跟踪监测负荷的无功电流，可以多级电容器组进行分相投切的自动控制，补偿效果更为准确、快速、安全，且洁净、低耗、易于控制，可实现安全无人值班运行。消除了过去电容器无功补偿的弊病。通过引进先进技术，可以使目前停运或半停运状态的电容器能正常投入运行，给电网补偿无功功率创造出更大的经济效益。

（1）控制系统。事实上无功补偿的根本目的在于补偿负荷中的无功电流分量。因此，新型电容器投切控制装置正是在综合监测电网电压、电流、功率因数等的基础上，对电流无功分量进行分解、监测、判断，以其作为投切电容器与否、投切组数（电容器容量）与相别的标准。这也是从根本上解决和保证了补偿的准确性和合理性。

此外，这种电容器投切的控制装置以单片机作为其控制核心元件。单片机具有体积小、能耗低、结构紧凑、抗干扰性能好及控制能力强，并可以实现分参数、分机控制，与其他自动控制系统联网，使无功补偿进一步实现智能化、系统化控制。

（2）执行系统。近年来电子技术迅猛发展，以晶闸管为代表的电子半导体器件，以其小巧、轻便、低耗、长寿、快速、易于控制等优越性受到广泛的应用。电容器投切采用大功率普遍型晶闸管与大功率整流（二极）管并联，与逆导晶闸管相比，两者不在同一管芯上，其载流容量之比不必固定，可灵活调节设置，代替有触点的交流接触器与电容器组相串联，作为一种交流电子开关，接受控制网络的触发信号，通过控制交流电路通、断，实现电容器组的自动投切。

电容器投切暂态过程的控制是衡量投切控制装置动态特性的重要指标。当电容器初始电压等于电网电压后，且等于电压极值时投入电容器组，理论上可达到无过渡过程。而实际上控制装置是在电网电压到正、反峰值时分别给两只晶闸管发出的强触发脉冲链，以保证无论电容器的初始电压为多少，均可在其与电网电压值相等的时刻，通过一晶闸管交流

电子开关投入运行，以达到实际中的投切过渡过程最短。

（3）技术的特点。作为无触点开关，不存在电弧、噪声及熔焊等现象，且可有效地使电容器的投切暂态过程达到实际的最小。没有冲击电流和过电压现象，可使电容量分级补偿一步到位。晶闸管无触点开关，通、断次数可达到百万次以上，大大提高了安全性、可靠性和使用寿命。

通过晶闸管电子开关，电容器无需放电即可重投，动态反应时间在一个周波20ms之内，有效地解决了频繁性和快速性，即使对于冲击性、波动性很大的无功负荷，也可实现真正的快速（动态）、准确地跟踪电压闪变，提高电网稳定性。

电容器投切新技术的应用，不仅有效地克服了无功倒送等现象，而且有效地改善了功率因数，补偿无功功率，并简化、方便了运行，可真正实现无人值守运行。