【关键词】直流输电；高压；换流器；HVDC
一、国内外技术现状及发展趋势
高压直流（HVDC）技术，自50年代兴起后，已经历了40多年的发展，成为一项日趋成熟的技术。至2002年，世界上已成功投运的HVDC工程已达82项，预计至2010年，世界还将有约20项HVDC工程投入运行。
80年代，随着可控硅技术以及世界电网技术发展，HVDC技术得到一个阶跃性的发展。其一，由于联网的要求，背靠背工程有14项，约占新建工程的一半；其二，建成了目前世界上最长的直流线路。1700KM的扎伊尔英加—沙巴工程以及电压等级最高（士600KV）、输送容量最大（3150MW）的巴西伊太普工程。90年代，世界第一个复杂的三端HVDC工程（魁北克—新英格兰工程）完成，并建成了世界上最长的海缆（250km）HVDC工程（瑞典—德国的BALTIC工程）。
随着电网技术和电力电子技术的发展，HVDC技术将会继续深化其可控性强的特点，同时克服其对电网带来的一些不利因素（如谐波）及换流站造价较高的弱点，加强其在电网发展中的作用，直流控制系统回路图见图1。
二、我国未来直流输电技术开发的总体目标和重点任务
根据葛上和天广HVDC工程及三峡工程、西电东送工程以及全国联网工程的需要，发展我国的HVDC技术；重点开发远距离高压直流输电和背靠背HVDC技术，借鉴国内外的经验，确保三峡HVDC工程的成功建设和运行；实施HVDC主设备国产化工程。
2007年12月，国家发展改革委核准西北与华中联网灵宝背靠背扩建输变电工程，本工程新增换流容量75万千瓦，新建500千伏线路38.6公里，330千伏线路238.6公里。
灵宝背靠背直流工程作为我国第一个联网背靠背直流输电工程，也是直流设备国产化的试验示范工程，工程的调试完全由国内技术力量完成，工程的建设和顺利投入运行，对直流工程国产化的发展具有里程碑式的意思。灵宝背靠背直流工程的竣工，标志着我国直流输电工程的自主化和国产化工作迈上了新的台阶。背靠背作为高压直流输电的一种特殊方式，将高压直流输电的整流站和逆变站合并在一个换流站内，在同一处完成将交流变直流，再由直流变交流的换流过程，其整流和逆变的结构、交流侧的设施与高压直流输电完全一样，具有常规高压直流输电的最基本的优点，可实现异步联网，较好地实现不同交流电压的电网互联，将2个交流同步电网隔离，能有效地隔断各互联的交流同步网间的相互影响，限制短路电流，且联络线功率控制简单，调度管理方便。与常规直流输电比较，其优点更突出：（1）没有直流线路，直流侧损耗小；（2）直流侧可选择低压大电流运行方式，以降低换流变压器、换流阀等有关设备的绝缘水平，降低造价；（3）直流侧谐波可全部控制在阀厅内，不会产生对通信设备的干扰；（4）换流站不需要接地极，无需直流滤波器、直流避雷器、直流开关场、直流载波等直流设备，因而比常规的高压直流输电节省投资。交直流输电系统原理图见图2。
三、高压直流输电系统
一高压直流输电系统包括一个整流站（1）和一个逆变站（2），它们通过直流连线（4）互连，还包括接在直流连线和交流网络（3c）间的第三变换站（3），第三变换站包括通过直流电压变换器（4）与直流连线相连的变换器（3a）。该直流电压变换器包括至少第一和第二变换器级（8：1，8：2），每级皆有正极端（TP：1，TP：2）、负极端（TM：1，TM：2）和输出端（TO：1，TO：2），并包括带有至少一个可关断半导体阀（T1，T1）的电压源变换电路（V，C1，SL）。第二变换器级的正极端与第一变换器级的输出端相连，第二变换器级的输出端与第一变换器级的负极端相连。
高压直流输电是将三相交流电通过换流站整流变成直流电，然后通过直流输电线路送往另一个换流站逆变成三相交流电的输电方式。它基本上由两个换流站和直流输电线组成，两个换流站与两端的交流系统相连接。
直流输电线造价低于交流输电线路但换流站造价却比交流变电站高得多。一般认为架空线路超过600—800km，电缆线路超过40—60km直流输电较交流输电经济。随着高电压大容量可控硅及控制保护技术的发展，换流设备造价逐渐降低直流输电近年来发展较快。我国从国外引进设备和技术建设的葛洲坝——上海1100km、士500kV，输送容量的直流输电工程，已建成并投入运行。
直流输电技术的主要优点是不增加系统的短路容量便于实现两大电力系统的非同期联网运行和不同频率的电力系统的联网；利用直流系统的功率调制能提高电力系统的阻尼，抑制低频振荡，提高并列运行的交流输电线的输电能力。它的主要缺点是直流输电线路难于引出分支线路绝大部分只用于端对端送电。加拿大原计划开发和建设五端直流输电系统现已建成三端直流输电系统。实现多端直流输电系统的主要技术困难是各种运行方式下的线路功率控制问题。目前，一般认为三端以上的直流输电系统技术上难实现经济合理性待研究。
换流站的主要设备包括换流器、换流变压器、平波电抗器、交流滤波器、直流避雷器及控制保护设备等。
换流器又称换流阀是换流站的关键设备，其功能是实现整流和逆变。目前换流器多数采用晶闸管可控硅整流管）组成三相桥式整流作为基本单元，称为换流桥。一般由两个或多个换流桥组成换流系统，实现交流变直流直流变交流的功能。
换流器在整流和逆变过程中将要产生5、7、11，13、17、19等多次谐波。为了减少各次谐波进入交流系统在换流站交流母线上要装设滤波器。它由电抗线圈、电容器和小电阻3种设备串联组成通过调谐的参数配合可滤掉多次谐波。一般在换流站的交流侧母线装有5，7，1，13次谐波滤波器组。
单极又分为一线一地和单极两线的方式。直流输电一般采用双极线路，当换流器有一极退出运行时，直流系统可按单极两线运行，但箱送功率要减少一半。
换流器交流侧的电流是一段段的梯形波，而直流侧的电压也是含有纹波的电压。这就是说，换流器在交流侧和直流侧都要产生高次谐波。换流装置对于交流侧是一个谐波电流源，对于直流侧则是一个谐波电压源。谐波频率同交流电网基波频率之比值称为谐波次数。在交流电网基波一个周期内（不同时）发生的换相次数称为换流器的脉动数，或换相数。根据傅里叶级数分析，在理想化工作条件下，换相数为P的换流器在直流侧主要产生KP次谐波，在交流侧产生kp±1次谐波.K为正整数。这种谐波称为特征谐波。谐波次数越高，幅值越少。对于6脉动换流器交流侧谐波主要是5、7、11、13次，直流侧主要是6、12、18、24次。由两组6脉动换流器组成的双桥12脉动换流器在交流侧产生的谐波主要是11、13次，直流侧12、24次。可见12脉动换流器所产生的谐波要比6脉动为少。这些谐波如果不加控制，会造成许多不良影响：（1）由于谐波引起的附加损耗可使发电机和电容器过热；（2）使换流器控制不稳定；（3）对通信系统产生干扰；（4）有时还可能引起电网中的局部谐振过电压等。因此为了减少换流器的谐波输出，在直流输电系统的换流站都装有滤波装置来吸收高次谐波。换流器控制模块图见图3。
随着电力需求日益增长，远距离大容量输电线路不断增加，电网扩大，交流输电受到同步运行稳定性的限制，在一定条件下的技术经济比较结果表明，采用直流输电更为合理，且比交流输电有较好的经济效益和优越的运行特性，因而直流输电重新被人们所重视。这里提醒一下大家：在直流输电系统中，只有输电环节是直流电，发电系统和用电系统仍然是交流电。
与交变电流输电相比，直流输电又有什么优点呢？
我们先看看交流电的优点：交流电的优点主要表现在发电和配电方面：利用建立在电磁感应原理基础上的交流发电机可以很经济方便地把机械能、化学能等其他形式的能转化为电能；交流电源和交流变电站与同功率的直流电源和直流换流站相比，造价大为低廉；交流电可以方便地通过变压器升压和降压，这给配送电能带来极大的方便.这是交流电与直流电相比所具有的独特优势。
再来看直流电的优点：直流电的优点主要在输电方面：
①输送相同功率时，直流输电所用线材仅为交流输电的2/3～l/2，直流输电采用两线制，以大地或海水作回线，与采用三线制三相交流输电相比，在输电线载面积相同和电流密度相同的条件下，即使不考虑趋肤效应，也可以输送相同的电功率，而输电线和绝缘材料可节约1/3。如果考虑到趋肤效应和各种损耗（绝缘材料的介质损耗、磁感应的涡流损耗、架空线的电晕损耗等），输送同样功率交流电所用导线截面积大于或等于直流输电所用导线的截面积的1.33倍.因此，直流输电所用的线材几乎只有交流输电的一半.同时，直流输电杆塔结构也比同容量的三相交流输电简单，线路走廊占地面积也少。
②在电缆输电线路中，直流输电没有电容电流产生，而交流输电线路存在电容电流，引起损耗。在一些特殊场合，必须用电缆输电.例如高压输电线经过大城市时，采用地下电缆；输电线经过海峡时，要用海底电缆.由于电缆芯线与大地之间构成同轴电容器，在交流高压输线路中，空载电容电流极为可观.一条200kV的电缆，每千米的电容约为0.2μF，每千米需供给充电功率约3×103kw，在每千米输电线路上，每年就要耗电2.6×107kw·h.而在直流输电中，由于电压波动很小，基本上没有电容电流加在电缆上。
③直流输电时，其两侧交流系统不需同步运行，而交流输电必须同步运行.交流远距离输电时，电流的相位在交流输电系统的两端会产生显著的相位差；并网的各系统交流电的频率虽然规定统一为50HZ，但实际上常产生波动.这两种因素引起交流系统不能同步运行，需要用复杂庞大的补偿系统和综合性很强的技术加以调整，否则就可能在设备中形成强大的循环电流损坏设备，或造成不同步运行的停电事故.在技术不发达的国家里，交流输电距离一般不超过300km而直流输电线路互连时，它两端的交流电网可以用各自的频率和相位运行，不需进行同步调整。
④直流输电发生故障的损失比交流输电小。两个交流系统若用交流线路互连，则当一侧系统发生短路时，另一侧要向故障一侧输送短路电流.因此使两侧系统原有开关切断短路电流的能力受到威胁，需要更换开关.而直流输电中，由于采用可控硅装置，电路功率能迅速、方便地进行调节，直流输电线路上基本上不向发生短路的交流系统输送短路电流，故障侧交流系统的短路电流与没有互连时一样.因此不必更换两侧原有开关及载流设备。
在直流输电线路中，各级是独立调节和工作的，彼此没有影响。所以，当一极发生故障时，只需停运故障极，另一极仍可输送不少于一半功率的电能.但在交流输电线路中，任一相发生永久性故障，必须全线停电.
交变电流输电时，导线不但有电阻，还有电感。较细的导线，电阻的作用超过电感。在输电功率大，输电导线横截面积大的情况下，对交变电流来，感抗的作用会超过电阻，但对稳定的直流则只有电阻，没有感抗。
另一方面，跨过海峡给海岛输电时所用水下电缆，穿过人口密集的城市输电所用地下电缆，电缆在金属芯线的外面包着一层绝缘，水下和大地都是导体，被绝缘皮隔开的金属芯线和水（或大地）虽然构成了电容器。但用直流输电时，不存在这个影响，因为电容对稳定的直流不起作用。
现代的直流输电，只是输电这个环节是直流，发电仍是交变电流。在输电线路的起端有专用的换流设备将交流变成直流，在输电线路的末端也有专用的换流设备再将直流换成交流。当然目前换流设备存在着制造难、价格高等困难，有待研究解决。
高压直流输电主要用远距离大功率输电、海底电缆输电、非同步运行的交流系统之间的联络等方面。随着大型水电站的开发和坑口电站的建设，以及大电网的互相连接，远距离大功率的直流输电必将得到发展。
直流输电的发展与换流技术（特别是高电压、大功率换流设备）的发展有密切的关系。
直流架空线路与交流架空线路相比，在机械结构的设计和计算方面，并没有显著差别。但在电气方面，则具有许多不同的特点，需要进行专门研究。对于特高压直流输电线路的建设，尤其需要重视以下三个方面的研究：
1.电晕效应。直流输电线路在正常运行情况下允许导线发生一定程度的电晕放电，由此将会产生电晕损失、电场效应、无线电干扰和可听噪声等，导致直流输电的运行损耗和环境影响。特高压工程由于电压高，如果设计不当，其电晕效应可能会比超高压工程的更大。通过对特高压直流电晕特性的研究，合理选择导线型式和绝缘子串、金具组装型式，降低电晕效应，减少运行损耗和对环境的影响。
2.绝缘配合。直流输电工程的绝缘配合对工程的投资和运行水平有极大影响。由于直流输电的“静电吸尘效应”，绝缘子的积污和污闪特性与交流的有很大不同，由此引起的污秽放电比交流的更为严重，合理选择直流线路的绝缘配合对于提高运行水平非常重要。
3.电磁环境影响。采用特高压直流输电，对于实现更大范围的资源优化配置。但与超高压工程相比，特高压直流输电工程具有电压高、导线大、铁塔高、单回线路走廊宽等特点，其电磁环境与±500千伏直流线路的有一定差别，由此带来的环境影响必然受到社会各界的关注。同时，特高压直流工程的电磁环境与导线型式、架线高度等密切相关。
直流输电技术是符合我国国情的，三峡电厂是一座面向未来的高技术的国家重点能源工程，是一座永久性工程建设，关系到国家“西电东送”等一系列与经济、文化、国防有关的大政方针，采用直流输电是走可持续发展之路而绝非一日之思，一时之见。消化和吸收已取得的经验，及早掌握直流输电技术，是我国电力发展的一项战略性决策，中国电力无疑将成为时代先锋！
参考文献
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【关键词】STC15F2K60S2;SIM908;工程车辆;动态监控
引言
目前，我国水泥混凝土施工跃居全球之首，其中道路工程、水利建设等占有比例较重，施工需求混凝土材料多是由大型拌和设备拌和完成，再由专用运输车辆运输至施工现场，材料运输及车辆行驶安全监管日益受到广泛关注，对混凝土运输车辆智能信息化监管迫在眉睫，因此，设计一种能实时、实用高效适合施工现场的工程运输车辆监控系统成为发展趋势。利用GPS/GPRS技术和微机技术能有效地实现此功能需求，本设计利用高性能集成GPS/GPRS功能的新型SIM908模块实现车辆位置信息采集及传输，采用新型微机处理器STC15F2K60S2作为系统处理控制核心。本设计采用新型元器件，高效实现车辆定位管理及有效控制各模块的功耗，降低能耗提高设备稳定性。
1.总体设计
本设计采用STC15F2K60S2单片机为控制核心，以SIM908模块作为运输车辆位置信息采集及位置信息远端发送的实时监控系统。本设计总体分为两部分：硬件设计和软件设计，为适应实际复杂应用环境，采用新型51系列STC15F2K60S2单片机作为系统的处理控制核心，该单片机处理能力强，且功耗低、抗干扰能力强，适用于复杂环境。采用SIM908作为车辆定位及信息传输，该模块是一款GPRS/GSM和GPS组合集成模块，此适用于移动式车辆定位管理，其设计总体结构图如图1所示。
图1系统设计总体框架图
2.硬件设计
硬件设计主要为3部分：中央处理控制核心模块、定位/通信模块、终端信息显示及电源管理模块。
2.1核心处理器硬件设计
中央处理控制核心模块硬件设计连接如图2所示，采用新型51系列单片机STC15F2K60S2，该单片机综合处理运算速度快，存储容量大，超强抗干扰抗静电，低成本超低功耗，正常工作模式电流：4mA-6mA;空闲模式：功耗
依据STC15F2K60S2单片机优秀特点而设计的终端核心处理控制模块，首先建立必要微处理器最小工作系统，接入电源保护电路，通过RXD、TXD与SIM908模块连接实现数据传输及通信命令控制，P2口接入必要的多色LED，有利于判定设备工作状态或数据传输是否正常。P1口接入LCD用于定位信息本地实时显示，接入蜂鸣装置，当处理器主程序计算行驶速度超限时，则发出指令启动蜂鸣装置提示驾驶员。P3接入设置按键，用于终端设备的简单设置操作及设备故障复位操作等。
图2核心处理器硬件设计连接图
2.2SIM908硬件设计
SIM908硬件设计主要由SIM908模块硬件电路设计、SIM卡电路设计、GPS/GPRS天线硬件电路设计3部分组成。
图3SIM908模块硬件设计连接图
（1）SIM908硬件电路设计
SIM908硬件电路设计主要以高性能集成CPS/GPRS功能的SIM908模块为核心，接入控制电路、电源控制电路、复位电路等电路。SIM908定位数据通过RXD、TXD端与核心处理器STC15F2K60S2通信传输，通过8050提高数据信息通信传输功率。SIM908模块启动关闭通过主程序控制完成，通过SIM_DATA端口与SIM卡实现认证数据通信，通过GSM_ANT端口接入GPRS天线实现数据传输通信，GPS_ANT端口接入GPS天线实现车辆位置精确定位[2]。
（2）SIMCARD硬件电路设计
SIM卡功能引脚SIM_VDD、SIM_DATA、SIM_RST、SIM_CLK端口分别与SIM908模块上相对应功能引脚相连接，SIM908内部能智能匹配且自动输出SIM卡所需的两种工作电压，电压幅值为1.8V±10%或3.0V±10%。SIMCARD接口电路接入SMF05C用于电路静电保护，SIM_DATA引脚上接入22pF滤波电容，减少电源产生干扰，接入22Ω电阻用于匹配SIMCARD和SIM908模块间的阻抗。为保障SIM卡信息能被有效识别，SIM卡设计应尽量靠近SIM908模块，SIMCARD的电路元器件也应尽量靠近SIM卡座位置。为有效的利用和节约电路板空间，缩短模块与卡座间距离，保证SIM卡能够可靠读取识别，同时方便使用时SIM卡的放置，本设计将SIM卡座放置电路板背面且靠近电路板边缘，采用抽屉式带开关[2]。
（3）GPS/GPRS天线硬件电路设计
依据SIM908硬件参考手册，设计了SIM908模块GPS/GPRS天线硬件连接电路，接入两个0Ω电阻和22pF电容完成该电路天线与模块的阻抗匹配，GPS_ANT端接头采用SMA接口RP_SMA_K型，GPRS_ANT端接头采用SMA接口SMA_K型。根据运输监控实际环境及天线技术参数说明本系统GPS/GPRS天线采用高增益且交易安装的专用天线，提高信号可靠性[2][5]。
2.3电源设计
电源主要由车载供电和备用电池供电两部分组成，车载电源电压通过降压和抗抖动滤波设计对设备进行供电，有效保障设备运行的稳定性、长寿命等，备用电池供电采用特种锂聚合物电池，该电池容量大且体积小，非常适应此环境。
图4软件设计主流程图
3.软件设计
本设计终端设备主要功能由主程序完成实现，其程序流程如图4所示。当终端设备进入工作状态时首先对终端设备进行初始化工作，其后进入GPRS无线网络数据通信状态及车辆定位状态，再对车辆定位数据是否有效进行判定，若定位无效再次进行初始化进入定位状态，定位成功则对定位数据信息进行本地存储。设备初始化完成定位同时进入SIM卡信息数据的识别读取，启动并建立GPRS数据通信传输连接。若GPRS数据通信传输连接未成功则再次初始化进行GPRS数据通信连接，数据传输连接建立后，对本地存储器存储更新数据进行提取并发送至远端数据管理中心，软件系统在主程序运行过程中设置有必要的中断请求，方便其他必要功能的实现。
为更好适用于实际应用环境保证数据完整性，数据进行本地存储器存储和远端数据库存储两种模式，设备未处于工作状态下通过核心处理器对设备进行控制使其处于掉电工作模式，通过内部专用定时切换至工作状态。如主流程图4所示定时器设定某一时间段开启GPRS无线网络连接对前段时间内未传输数据进行传输，传输完毕且有效则是GPRS进入掉电睡眠状态，尽可能少的设备的功耗及提高设备使用稳定性。
4.结论
本文设计采用高性能集成GPS/GPRS组合模块SIM908，结合新型微机处理器STC15F2K60S2，实现了对水泥混凝土材料运输车辆的实时定位动态监管。利用GPS（GNSS）及时准确定位，数据信息通过GPRS无线网络实现工程运输车辆与管理中心的双向通信，远端数据库有效的对车辆监控数据进行存储、管理及访问。该设计通过测试应用能满足水泥混凝土施工过程中对材料运输车辆的实时动态监管，有效实现车辆统筹管理。本设计在实现功能基础上通过选用低功耗器件及软件控制两种方式有效降低设备功耗，同时加强了实用性设计，使其具备功能突出、低功耗、低成本、使用操作简易等特点。
参考文献
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[3]张兰云，张高伟.基于GPS与GPRS车载监控系统的设计与实现[J].电子技术，2008（03）.
关键词：无功补偿
提高功率因数
增加出力
降低线损
一、红旗水力发电厂概况
黔东南州地方电力总公司属下的红旗水力发电厂，座落在镇远县涌溪乡，属于沅江支流的舞阳河上，距镇远县城13km。电厂于1971年开工建设，1981年投产发电。电厂共装机四台，单机容量3200kw，总容量12800kw。水轮机额定水头34.5m，额定流量12.6m3/s，额定出力3380kw。主接线采用单母分段的方式向舞阳河地方电网供电，由红旗电厂、观音岩电厂和诸葛洞电厂组成的舞阳河地方电网在镇远县城，再由镇远县城向国电凯里供电局上网。线路长10km，电压35kv。总库容4740万m3，有效库容2040m3，大坝高56m，溢流面高程503m，原先是无控制的自由坝顶溢流。1986年，在坝顶加装六扇闸门，门长10m，高5.2m。这样，提高了水头，增加了库容。1990年，上游的观音岩电厂投产发电，增加了红旗电厂的径流量。有了上述两个变化，使提高电厂出力有了可能。
二、增容改造的由来
1994年，3#、4#发电机定子线圈绝缘老化，决定更换定子线圈，此项工作由原生产厂家天津发电设备厂承担。厂家建议，他们的水轮机出力可以提高，是否在更换线圈时，连同发电机增容一起考虑。即使现在不按增容运行，也为以后增容创造条件。厂家建议增容到3800kw。我们采纳了厂家建议，发电机线圈按3800kw更换。当时更换线圈，主要是解决绝缘问题，增容只是次要的考虑。线圈更换之后，按说3#、4#机可以按3800kw出力运行，但由于诸多原因，直到2002年都是按3200kw运行。其中主要原因之一，就是主变和线路未改造，主变和线路的容量仍然在限制发电机的出力。直到2002年底，我们在联网点加装了无功补偿装置，克服了主变和线路容量不够大这个难题，增容才得以实现。
三、加装无功补偿装置实现增容运行。
由于行业和商业的原因，以往一说到发电厂增容改造，发电机厂家就推荐改造发电机线圈的办法，但这不是唯一的办法。无功补偿装置厂家，也只是注重用电企业和供电局。这次，我们把无功补偿装置用于水力发电厂，取得了很好的效果。
2002年，省水利厅发文，批准红旗水力发电厂进行增容技术改造，即对3#、4#机进行增容改造增至单机3800kw。由于线圈改造工作已于94年完成，此次只对主变压器和全厂的电气控制保护设备进行改造。因为控制保护部分与增容关系不大，本文不赘述了，只谈一谈如何解决主变和线路的问题。
当时我们考虑，发电机增容，主变增容，但线路不改造，就还有一个瓶颈，还是达不到增加出力的目的。如果主变、线路不改造而在镇远加装无功补偿装置，减少无功电流的输送，提高电厂运行的功率因数，就可以达到提高发电厂有功出力的目的，达到增容的要求。
要使主变和线路电流不超过增容改造前的水平，只要发电机增容后还保持增容前的电流即原来的额定电流就可以了。这可以通过提高发电机运行的功率因数来达到。发电机原额定功率3200kw，电压6.3kv，电流366.5A，功率因数为0.8。增容为3800kw，要使电流不变，功率因数为cos=0.95
在镇远加装无功补偿装置，我们还有另外一层考虑。我们在镇远与凯里供电局联网，上网功率因数按0.8考核，并且以上网的无功电能折算上网的有功电能，我们在镇远的功率因数达0.86或以上。如果红旗电厂按增容后的出力运行，上网的功率因数将更高。为了解决这个问题，只有在镇远（联网点）装设无功补偿装置才能解决（才能保证上网的功率因数为0.8）。
经过反复认真的论证，我们决定暂缓主变改造，而在镇远开关站加装无功补偿装置。委托湖南紫光测控有限公司设计和提供设备。补偿容量为7200KVAR。主要设备有滤波电容器24只，滤波电抗器3台，六氟化硫开关一台，电容测控装置一套，放电PT3台。设备于2002年12月投入运行，总造价（设备和土建、征地）120.78万元。在试运行期间测试，红旗电厂输送有功功率14000kw，即3#、4#机按有功功率3800kw，cos为0.95运行，1#、2#机按3200kw，cos为0.8运行。无功补偿装置输出无功功率为6500～7000KVAR，开关站母线电压为38～38.5KV，上网功率因数为0.8，完全达到了预期的要求。
四、加装无功补偿装置产生的效益
1、红旗电厂发电量增加
我们只计算丰水期5、6、7三个月多发的电量，因为机组增容增加电量主要是丰水期，在其于期间增容对增加电量的作用不大（因库容不够每天只能发一至2台机组）。补偿之前，红旗电厂被迫降低功率因数运行，常降至0.75，3#、4#机只能按3000kw运行，补偿后按3800kw运行，两台机比补偿前共多带1600kw，因为偶有停机等原因，三个月按90天算：
1600kw×24h×90=345.6万kw.h。
2、减少了线路损失
前面已说到，在红旗电厂输送14000kw有功功率时，无功补偿装置往电网输送无功功率7000KVAR，也就是说，从电厂到镇远的线路少输送无功功率7000KVAR，线路上电流减少了，因而线损也减少了。
线损一般包括固定损失、变动损失两大部分，固定损失是不随输送电流大小变化的，而变动损失与输送电流大小有关，与通过网上电流的平方成正比。因此，我们只计算变动损失的变化。但也无法确定其绝对值，只是计算在同一时段补偿投运后的变动损失占投运前的百分比。
经计算，补偿后的变动损失占补偿前的67%，也就是说，变动损失下降了33%。这一项的效益是巨大的，因为不管电厂以何种方式运行，丰水也好，枯水也罢，只要补偿投入运行，线损下降这一效益就始终存在。前三年平均线损电量为380万kwh，这里面包含了固定部分，我们假定变动部分为300万kwh。那么补偿投运后降低的线损电量为300万kwh×33%=99万kwh。加上电厂多发电356万kwh，全年增加电量为455万kwh。以不含税价0.2元/kwh计算创收益91万元。
3、保证联网点电压正常，改善了电能质量
无功补偿装置投运一年多的实践证明，只要精心调度，无功补偿装置正确投切，电厂对运行的功率因数正确调整，则不管何种运行方式，输送功率多少，都能保证联网点母线电压在38.5kv左右，往电网输送足够的无功功率，上网功率因数为0.8。五、建议