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（GB 12325-90）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：一般按最大负荷收取，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
