无功越下限，电压合格、无功越上限，电压越下限、无功越下限，电压越下限、无功合格，电压越下限、无功越上限9个区域。每个分区有不同的控制规则，以这样的策略来
图3-1 九区图法控制原理图 控制电压和无功。
九区图控制法原理图如图3-1所示，U?和U?是电压偏差的上、下限值，Un是标准电压值，cosa下限是功率因数偏差下限值(无功上限值)，cosa上限是功率因数偏差上限值(无功下限值)，图3-1中纵坐标是电压，电压偏差的上、下限由变电站的运行要求决定;无功功率的上、下限值则由补偿电容器的容量以及电网是否要求该站向电网输送无功功率来决定。根据控制要求划分，各个区的常规控制策略如下: O区:电压合格，无功功率合格，不操作。
1区:电压合格，无功越下限(过补偿)。发切除电容的指令。若电容己切完，无功仍然越下限，停发切电容指令，发降压指令。
2区:电压越上限，无功越下限(过补偿)。先发切除电容指令，到无功补偿合适时，若电压还高，转发降压指令。
3区:电压越上限，无功合格。发降压指令，直到电压降低至合格为止。
4区:电压越上限，功率因数越下限(无功越上限)。先发降压指令，待电压降至合格后，再发投电容器组指令，直到电容器合适为止。若电容器己投完，无功仍然越上限值，则停发投电容器指令。
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5区:电压合格、功率因数越下限(无功越上限)。发投电容器组指令，投入电容器组直至无功补偿合适为止。若电容投完，则停发投电容指令，发升压指令。
6区:电压越下限、功率因数越下限(无功越上限)。发投电容器组指令，投入电容器组直至无功补偿合适为止。若电容投完，则停发投电容指令。
7区:电压越下限、无功合格。发升压指令，直到电压升至合格为止。
8区:电压越下限、无功越下限(过补偿)。先发升压指令，待电压升至合格后，再发切电容指令，切至无功补偿合适为止，若电容己切完，无功仍越下限值，也自动停发切电容指令。
九区图控制原理存在的问题主要是:控制策略是基于固定的电压无功上下限而未考虑无功调节对电压的影响及相互协调的关系：用于运算分析的信息由分散性和随机性的特点，造成了控制策略的盲目和不确定性，实际表现为设备频繁调节。
如图3-1所示，当系统运行于第7区的运行点①时，无功合格、电压偏低，这时应该是调节变压器分接头，使电压升高。可是电压和无功是互相影响的，电压升高，功率因数会变大，这时运行点有可能进入1区在②点运行。1区电压合格、无功越下限，应该切电容，如果这时已经没有电容器可切除则降压电压，这样的策略又会影响电网中的无功功率，有可能使运行点回到①点。因此造成升压→降压→升压→降压??这样的操作指令，使运行点在1区和7区之间来回振荡，反之也是同样。
这样的情况在运行点③点和④点之间也会存在，具体是如果运行点在3区的③点，这时应该执行的操作是降低电压，这样会导致电网中的无功功率升高，运行点有可能进入5区在④点运行。这时根据5区的策略应该投电容器，如果没有电容器可以投入的话应该升高电压。因此造成了降压→升压→降压→升压的操作指令，使运行点在3区和5区之间来回震荡，反之也是同样。
以九区图为控制策略的装置在实际运行中，其缺点主要表现在当电网（变电站）在某些运行区域（九区图中的区域）时，会增加电容器的动作次数，提高检修频率，影响电器设备的使用寿命。
3.3 TSC控制方式
针对TSC的控制方式一般有两种，即开环控制和闭环控制。开环控制即通常说的前馈控制，响应迅速，但控制精度低，控制策略相对比较简单，多用于负载补偿。闭环控制即反馈控制，响应速度较慢，控制的精度很高，该控制策略相对比较复杂。 TSC在进行负荷补偿时，主要用来抑制电压波动与闪变，响应迅速是起控制器的最基本要求，因此开环控制方式也就成为减小电压闪变的常用控制方式。但是，由于开环控制方式对受空变量的信息无反馈回路，所以一切的边界条件皆需要预先考虑，一旦遇到不可预见的条件出现，其控制效果将大打折扣，因此是一大难点。文献[3]中对开环控
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制系统的一般构成进行了较为详细的解释，在次不再赘述。另外，国外ABB和ALSTOM等公司经过大量TSC设计经验的积累，较好的实现了开环控制方式来抑制电压波动和闪变的TSC控制器设计。TSC在进行系统补偿时，其控制目标通常是调节系统电压，此时高的控制精度则是控制系统的最基本要求，故以采用闭环控制方式居多。另外，这种控制方式同样适用于实现TSC的恒无功、恒功率因数等控制目标。但为了充分利用两种控制方式各自的优点，实现多重控制的目的，也常常将这两种控制方式联合起来使用。 该控制方式下稳定系统电压时，控制器所需信号为系统线电压和线电流。如果用于补偿系统无功功率或校正系统功率因数，只需将电压设定值改为相应的无功设定值或功率因数设定值即可。控制规律采用可变参数的PI调节器，其算法简单、可靠，而且易实现。TSC应用于电力系统中对系统产生的影响有：
1，增强系统的暂态稳定性。TSC安装于长距离输电线路中点可以改善系统的暂态稳定性，其P-δ特性曲线给故障后电机提供的减速面积和暂态裕量比没有补偿的情况下要大。
2，有力的支持系统电压，防止电压崩溃。系统发生故障或者负荷电流（尤其是无功电流）急剧增高的瞬间，TSC能够对系统进行瞬间的无功补偿来支撑电压以抑制电压崩溃的趋势。
3，有效的阻尼系统震荡。TSC可以用极高的速度平滑地调节无功和电压，具有调制状态工作的可能。它可以在一个与工频50Hz不同的频率下作适当浮动，如果浮动与系统摇摆或振荡频率相同而相位相反，就可以增大系统系统的阻尼而抑制振荡。 4，补偿不平衡负荷。负荷不平衡时，TSC不平衡控制策略可以补偿系统使供电电流变成三相平衡，能够使单相负荷变成三相平衡负荷而没有无功分量。 5抑制负荷侧电压波动和闪变，校正功率因数。
当然，TSC也有其自身的弱点，它是阻抗型补偿，随着电压的降低其无功输出也会与电压成平方关系降低，若采用基于电压源逆变器的STATCOM将会取得更好的效果。无功传输对配电网的影响，一是会导致电力用户电压水平的恶化，二是会造成线损的上升。为了降低无功传输带来的不利影响，可以在配电网无功负荷集中处安装一定容量的SVC由SVC向负荷点就近提供无功功率，以减少系统流入的Q，这样不仅可使网络产生的压降ΔU变小，同时也可使网络的线损减小。当在配电网络中并入容量为Qb的SVC之后，网络的压降和线损为
PR(Q?Qb)X?U??UU （4-1）
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(Q?Qb)2P2?3?3?A?R?10?h?R?10?h （4-2） 2UU由以上两式可见，Qb增大，压降ΔU就会变小，即降损的效果就会增大；当Qb=0时，由无功传输带来的压降损失和线损为0，其改善电压和降损的效果达到最佳；如果Qb〉Q，则会出现无功倒流入系统的情况，这时压降损失反而会增大，降损的效果也会逐步
开始恶化。所以，配网侧SVC在一定条件下不仅可以改善配网用户的用电质量，同时还可以降损节电。
TSC型SVC，以及其他类型的动态无功补偿装置如STATCOM和DSTATCOM等在输电网、配电网、大型工矿企业中应用广泛，起到了电压支撑、无功补偿、抑制闪变等关键作用。随着技术的发展以及电网安全和电力用户的需要，动态无功补偿装置将会得到更为广泛的应用，且应用的方式也将随着使用场合的不同而灵活采用不同的无功补偿方式，或者同时综合采用多种无功补偿技术。国外从60年代就已经开始应用SVC，七十年代末开始用于输电系统的电压控制，经过几十年的发展，不仅将静止无功补偿器，用于输电系统的电压控制，也用于配电系统的补偿和控制，还可用于电力终端用户的无功补偿-电压控制，例如电气化铁路、电弧炉等负荷波动大、无功功率频繁变化的场所。我国平顶山至武汉凤凰山500kV变电站引用进口的无功补偿设备就是TSC型。
3.4 TSC应用现状、问题及解决方案
将电容器与网络感性负荷并联是补偿无功功率的传统方法。在 SVC 的发展历程中，先后出现了同步调相机、自饱和电抗器等产品，但都因其性能及生产工艺上的不足渐渐淡出了人们的视野。新一代的 TSC 技术及其相关的无功补偿装置在实际生产生活中得到了很好的应用。按照应用范围分类，其主要分为日常民用系统和工业用系统 2类。 民用系统中的 TSC 主要应用在城市低压配电系统及居民电力用户端装置中的相关无功补偿设备中。在以城市 10 kV中压配电系统为代表的民用配电网中，居民及小商业用户端负荷日益加剧，且日负荷随用电的峰、谷时段变化较大。加之普通低压配电变压器载容较低，从而大量增加了电网的无功损耗，造成电网电压不稳、线路损耗增大、功率因数大多在 0.6~0.8 之间的情况，这将直接威胁电网及用户用电设备的安全。经试运行测算，网损在10%以上的10 kV配电线路在加装TSC动态无功补偿装置后可降损 5%~10%，且在三相负载平衡处，其功率因数可达到 0.95 以上，不会出现无功倒送，同时在优化电能质量的基础上也提高了配电设备容量的利用率。由于绝大多数的大功率、冲击性及非线性负载
广泛存在于工业生产中，因此必要的无功补偿设备在不同的行业均具有重要的应用
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价值。TSC 补偿装置具有很强的自适应性和通用性，在各种工业用系统中都能发挥出很好的工作特性，并在冶金、采矿、石油化工、电气化铁路等领域中取得了较好的运行经验。
在实际应用过程中，TSC 技术仍存在补偿电容器的投切振荡、暂态过程、晶闸管投切的误触发等问题，现简述如下：
⑴补偿电容器的投切振荡问题。在采用按功率因数控制投切时，当各分组电容器之间的容量设置得不合理可能会出现如下情况：当负载变动使功率因数低于预设补偿的下限值时，控制器发出指令投入一组电容。但由于这组电容器电容量过大，一经投入便将功率因数补到了上限之上，于是控制器又发出指令切除一组电容。电容切除后，功率因数又变得低于预设补偿的下限值。于是如此循环不已就形成了投切振荡。投切振荡很容易造成控制设备和电容器的损坏，必须予以避免。 经试验计算证明，采用适当的电容器分组方式、投切判断标志及考虑自然功率因数都是解决投切振荡的有效途径。另外，选用不同的控制方案以及采用运用软件程序设置标志性单元的方法来判断是否存在振荡性投切，都是很好的辅助手段。
⑵补偿电容器投切时的暂态过程问题。电力电容器作为一种储能元件，在其通断过程中存在暂态过程，严重影响了电容器的投切控制。一般情况下，电容器投切暂态过程引起的合闸涌流是相当大的，再加上已投入电容器的放电电流，投切装置的工作条件非常恶劣。另外，在电容器回路开断的暂态过程中，开断过电压也会对系统造成冲击，特别是在电容器残压存在时还会造成电压叠加、过电压成倍放大，从而发生设备事故。 一系列试验和大量实践结果证实，在补偿回路中加装匹配的限流电抗器和过电压吸收装置回路，可在一定程度上缓解投切暂态问题的存在。
⑶晶闸管投切的误触发问题。与有触点机械开关相比，晶闸管作为开关极大地提高了响应速度。晶闸管分组投切电容器组在理论上完全可以实现无过渡过程投切，但实际中仍存在着误触发问题。主要原因如下：
①TSC 产品设计强电与弱电于一体，它们之间必然存在一定的电磁干扰。在现场工作环境中， 许多来自外界的干扰源(如谐波电压、浪涌电压、噪声辐射等)也可能存在。尤其在弱电控制回路中，各种干扰所造成的影响会更加明显。
②电容器存在放电过程。不同电容器的放电特性导致电容残压的变化范围大； ③当晶闸管与电容器电压瞬时值极性相同但幅值不等时，触发导通后存在过电压和过电流的过渡过程。若两者极性相反，则会产生无触发，造成设备损坏。 因此晶闸管投切的无触发问题必须引起足够的重视。目前，除采取微机优化控制、光耦过零触发等方法外，还可利用过零固态继电器(solid state relay，SSR)进行投切[20-21]。SSR 具备零电压开通、零电流关断的特点，可充分保证投切电容器的精确性。同时，SSR 将晶闸管及其触发电路和逻辑控制电路封装在一起，大大减小了装置体积，提高了TSC 装置的可靠性。
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