全分相无功补偿的策略研究与示范应用

吴 凡，宋浩杰，王文林

（国网安徽省电力有限公司黄山供电公司，安徽 黄山 245000）

0 引言

无功补偿主要的实现方式是采用并联电容器。传统无功补偿装置大多数采用等容补偿方式，只有一种编码方式即单回路电容器容量相等循环投切。由于单相负荷在低压配电网中大幅增加造成三相不平衡度较高，传统三相共补补偿必然造成不同相之间过补与欠补并存，不利于提高补偿精度，而且电网所须要补偿的无功功率的数值往往是连续的、不分等级的。因此，须要对无功补偿装置中电容器回路容量大小搭配及电容器回路投切控制策略进行改进。

1 全分相无功补偿的介绍

全分相无功补偿装置由三相线路采集装置、6条补偿回路和控制器组成。三相线路采集装置设置在三相线路上，检测每相的电压和电流，其输出端连接控制器；6条补偿回路并联设置在三相线路，分别与控制器的输出端连接。6条补偿回路采用124888编码方式分配分补电容器回路容量，对应容量比为1∶ 2∶ 4∶ 8∶ 8∶ 8，通过不同组合实现31档容量连续调节，控制器对6路补偿回路进行投切操作。

1.1 全分相无功补偿与传统补偿的比较

相比于传统无功补偿方式，全分相无功补偿在补偿方式上能对每一相进行单独补偿，从而达到任一相无功平衡。如三相有功负载均为20 kW，无功负载分别为10、20、30 kvar，传统无功补偿投共补，每相补20 kvar，导致A相过补10 kvar、C相欠补10 kvar，而全分相无功补偿，每相按实际需求补偿，每相功率因数均为1，如表1所示。

表1 三相无功不平衡时的补偿逻辑

从分组分档情况来看，传统无功补偿一般为4～8组，而全分相无功补偿共6组31档，补偿精度能达到3.2%，是传统无功补偿的4倍以上；从响应时间来看，传统无功补偿的响应时间一般为3 min（传统无功补偿控制策略，电容器和系统电压同时在“零”投，故电容器须完全放电后方能投入运行），全分相无功补偿可以做到即时响应（全分相无功补偿控制策略，电容器和系统电压差值为“零”时投，故电容器无须放电即能投入运行）。如表2对比可知，全分相无功补偿装置的补偿效果远优于传统无功补偿方式。

表2 全分相无功补偿与传统无功补偿的对比

1.2 全分相无功补偿与SVG策略补偿方法的比较

相比于SVG策略补偿，全分相无功补偿损耗率为SVG策略补偿的1/60，寿命年限约为SVG策略补偿的2～4倍，成本约为SVG策略补偿的1/8，如表3所示。

表3 全分相无功补偿与SVG策略补偿方法的对比

2 全分相无功补偿的工程实践

2.1 动力用户就地无功补偿

动力用户全分相就地无功补偿装置通过交流采样方法采集线路的电压、电流等电气量，通过计算输出各路电压、电流以及3个线电压的有效值，并计算有功功率、无功功率、功率因数等参数，由控制器实时监测系统电压及无功功率的变化。当系统电压低于供电标准或无功功率达到所设定电容器组投切门限时，控制器给出投切指令。根据动力（电机）实际运行需要，一般按照设备总容量50%～60%配置，分相分组容量比为1∶ 2∶ 4∶8∶ 8∶ 8，自动补偿或实测无功最大需求，安装在动力用户产权分界点供电企业侧，与动力负载同步投运或退出；非动力负载，采用无功全分相6组31档自动补偿设备总容量30%，与动力负载同步投运或退出，该无功就地补偿装置具有可靠性高、安全性高、配置合理、补偿效果好、便于检修维护等优点。低压就地补偿，提高高低压供电能力20%、30%，提高供电质量，大幅降低线损率。

2.2 全分相无功补偿阈值设定

全分相无功补偿装置每相分6回路，每相电容器组容量以“124888”编码方式分配，调节精度高达3.2%。装置采用无功功率为主，电压为辅的控制方式，无功型控制器实时监测系统电压及无功功率的变化，计算出每相所需无功数量后，结合设定的电压上限值、电压下限值、无功功率下限，进行无功补偿装置电容投切。当控制器监测电压在合格范围内时，无功补偿控制器响应控制投切最小阈值为电容器组最小电容容量1/3。如某电容器分组为2∶4∶ 8∶ 16∶ 16∶ 16，其最小单相分组为0.67 kvar，按照无功补偿“不过补”的基本要求，设定该装置无功补偿阈值为0.7 kvar，即监测到单相无功功率达到0.7 kvar时无功补偿装置动作。

2.3 配变空载节能补偿

如图1所示。对于配变空载节能补偿，可通过在变压器低压侧（采样电流互感器电源侧）安装定补电容方式进行无功就地平衡，电容容量可根据变压器额定容量与空载电流计算得出（QB0＝SeIB0，式中：QB0为变压器空载所产生的无功功率损耗；Se为变压器额定容量，IB0为空载电流百分比），也可根据查询不同型号变压器空载无功损耗对照表确定。

3 典型案例分析

3.1 未实行全分相无功补偿的案例

黄山供电公司五城中心供电所下芳干台区XN20111变台区，供电半经400 m，自2023年7月下旬线损率由原2%飙升至7%，通过对台区所有表计及用电秩序多次进行核查，未发现窃电及表计故障情况。经查看系统，发现台区末端一茶厂用电量显著增加，占台区整体用电量的1/3。自该茶厂生产后，台区线损率就偏高，用电负荷特性为感性负荷，初步考虑用户侧功率因数过低造成无功无法就地补偿，反送至配变，导致线路损耗增加，形成高损，初步锁定该户。

经对比该户生产时无功功率明显高于有功功率，且三相电压为200 V左右。台区经理与用户沟通后，在该户电机侧安装一套50 kvar（30 kvar共补 +20 kvar分补）全自动无功就地补偿装置。

无功就地补偿装置安装后，无功功率下降明显，电压提高至220 V左右。通过对该户用电量及台区线损率进行跟踪分析，安装无功就地补偿装置后，该户生产时功率因数由0.5提升至0.95以上，台区线损率下降至3%，如表4所示。

表4 无功补偿前后对比

该户安装50 kvar（30 kvar共补 + 20 kvar分补）全自动无功就地补偿装置虽效果明显，但因采用传统无功补偿方式，造成单相过补或者欠补，补偿效果远远达不到理想效果。

3.2 实行低压无功精准补偿策略的案例

广德供电公司卢村中心供电所“古岭#12890015公用变”运行容量200 kV·A，用户数77户，最大负载率24.33%，台区同期日线损率波动较大（4.5%～12.8%），多次现场排查未发现明显管理问题。对比分析2023年4月26—27日和5月2—3日合格变高损时用户电量变化情况，用户“7226006119×××”均存在电量突增情况，该户为竹制品加工厂，距离变压器约500 m，生产时电量占台区总售电量的25%左右。通过用采系统透抄该户电压、电流和功率因数，电流未越限，电压较变压器出口侧降幅达10%，功率因数仅0.45，如表5所示。

表5 竹制品加工厂实测数据

该户生产时功率因数仅为0.45。根据公式，配电线路有功损耗Δp为

式中：P为线路输送有功功率；U为线路电压；R为线路电阻； cosφ为功率因数。

得出ΔP与功率因数的平方成反比，进一步得出负荷功率因数降低与线损增加的关系可用公式求得：

式中： cosφ1为补偿前功率因数； cosφ2为补偿后功率因数。 根据计算，该台区线损率变化的主因是受功率因数的影响。用户上月有功最大需量为19 kW，根据其功率因数计算后，计划按2∶ 4∶8∶ 16的比例配置4组共30 kvar电容器，通过无功补偿控制器实现低压动力用户15档精准无功补偿。5月10日安装后，用户功率因数由0.3提升至0.99以上。如表6所示，5月11日以后用户生产时功率因数保持在0.95以上，电压提高了5%，台变功率因数也显著提升，线损率下降至7%以内，未再出现高损情况。

表6 古岭公用变台区线损明细

4 结束语

本文结合配电网无功补偿的实际需求，对全分相无功补偿的策略进行研究，实现“31档”全分相自动补偿，在补偿方式上能对每一相进行单独补偿，从而达到任一相无功平衡。并通过实例验证其补偿效果，相较于传统无功补偿的方法，全分相无功响应及时迅速，补偿效果好，可提高电网功率因数达到0.98以上。