从电功角和电气距离角度讨论电容器配置问题.docx
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从电功角和电气距离角度讨论电容器配置问题
从电功角和电气距离的角度讨论电容器配置问题
电容器的配置问题涉及许多方方面面，尤其涉及到对电网电气距离的认识和对电功率（包括有功功率和无功功率两方面）的基本认识。
由于笔者的工作经历和接触的知识面有限，只能在本文中对想到的各个细节、现象加以解释和比较，因此本文可能写得肤浅。
由于纠正有偏差的认识是一件很麻烦的事情，还由于本文的观点是建立在对电力系统整体性问题全新的认识之上的，笔者不得不从许多方面反复解释某些问题，不得不自己定义个别概念，因此本文写得松散在所难免。
许多工作在不同部门的同事对本文的初稿提出了宝贵意见，这些意见督促笔者搜集更多材料完善本文。
其他部门同事的工作经验有助于笔者检验自己对电力系统整体性问题的认识。
笔者深深感到这些工作经验对于笔者来说是一笔宝贵的财富，开拓了笔者的视野。
在完善本文的一年时间里，笔者也同时完善和修正了对电力系统整体性问题的一些认识。
由于河北省电研院同事的帮助，笔者认识到仅从电气距离角度认识无功功率问题尚有不全面之处。
本文补充了电功角方面的内容，题目也做了相应的修改。
目前，用于补偿无功功率的电容器大量配置在220kV主变压器低压侧，相对少量配置在110kV主变压器低压侧。
电容器安装地点与无功功率需求地点如此遥远，就好比企图以“远水”解“近渴”。
电容器配置的现实状况虽然符合有关规程的要求：
“电容器配置容量应达到主变压器容量的10～30％”。
但是，10～30％的幅度在不同的安装地点如何细化仍然是个问题。
由于电容器配置不合理，在实际的电网运行中逐步发现有一些问题不好解决，甚至有互相冲突的现象发生。
这些问题主要体现在：
220kV站的电容器大量闲置、110kV站的电容器安装容量不足、110kV线路传输的无功功率较多增加了损耗、电容器投切频繁影响开关寿命、220kV龙岗站220kV平山站等站中低压母线电压之间的冲突现象、“向系统反送无功功率”的忧虑等。
这些问题产生的根源与电网的实质有关，也与我们长期以来对无功功率的理解存在偏差有关。
电网在现象上是我们眼中看到的地理距离的电网，但其在实质上是电气距离的电网。
电网中各种因素相互作用所产生的结果的根源取决于电网的电气距离，而不是电网的地理距离。
电气距离是电力系统稳定性分析中常用的概念。
电网的电气距离在主变压器问题上和不同电压等级折算问题上与相应的地理距离有着天壤之别，分析的结果令人惊叹。
主变压器的电气距离。
2007年以前，220kV大河站经过2条220kV线路与上安电厂联系，线路长度25公里。
从上安电厂来的部分电量转往220kV兆通站，大河站与上安电厂之间相当于大约17公里的220kV线路。
上安电厂的发电机具有实时的电压负反馈调节功能，可以粗略认为上安电厂的母线电压是恒定的。
当大河站在220kV主变压器10kV侧大量投切电容器时，大河站10kV、110kV母线电压可以看到明显变化，220kV母线电压变化不明显。
电压波动量只是一种表面现象，电压波动量标幺值（电压波动量除以相应电压等级的额定电压）反映了问题的实质。
电压波动量标幺值越大则距离电源点越远。
说明了这样一个问题：
主变压器高、中压侧套管之间仅仅几米的地理距离所对应的电气距离比17公里的220kV线路所对应的电气距离要长；主变压器高、低压侧套管之间的地理距离所对应的电气距离比17公里的220kV线路所对应的电气距离要长得太多太多。
从事保护定值计算工作的人员肯定对此种情况有深刻的体会。
不同电压等级电气距离的折算。
（1）
式中P－传递的有功功率
E、U－电网两端母线电压
δ－E与U之间的电功角
Z－电网的等效阻抗
式
（1）是一个基本的、重要的公式，很好地体现了等效阻抗（电气距离）换算与电压变比平方之间的关系。
下面证明不同电压等级之间等效阻抗（电气距离）的折算关系。
图1
假定图1中的变压器为理想降压变压器，变比为K（K﹥1）。
从一次侧指向主变压器的等效阻抗为Z1。
U1=K*U2
（2）
I1=I2/K（3）
Z1=U1/I1（4）
Z2=U2/I2（5）
式
（2）（3）（4）（5）可以推导出
Z1=
*Z2（6）
110kV与10kV电压变比为11，电压变比平方为121，式（6）告诉我们：
在电气距离上，100米的10kV线路等效于12.1公里的110kV线路。
在110kV主变压器低压侧补无功功率和在220kV主变压器低压侧补无功功率的差别大约也就是200米与100米的差别。
如果把主变压器的等效阻抗考虑在内，这种差别还要缩小一些。
按照《标幺值系统的电功率传输》一文给出的判据，只要投入了电容性设备，就是在实质上“向系统反送无功功率”。
所不同的，在220kV主变压器低压侧补无功功率是连续大量“向系统反送无功功率”，在110kV主变压器低压侧补无功功率只是偶尔少量“向系统反送无功功率”。
当110kV站的无功功率反送到220kV站的110kV母线，被其他的负荷吸收，距离把无功功率反送到发电机处还有相当长的“路”要走，不会造成发电机进相运行。
图2单机-无穷大系统模型
“向系统反送无功功率”的担忧由来已久，其实这是一种误解。
在当年的设备、技术条件下，电压等级较低，线路较少，主变压器容量较小，从发电机到用户的电气距离很长，等效阻抗很大。
由式
（1）可知，系统实际运行的总电功角δ较大。
在对发电机电枢反应的实质理解不够全面、深入的情况下，在对电功角所扮演的重要、决定性作用完全忽视的情况下，在保护可靠性、快速性不理想的背景下，直观看到的结果是：
系统稳定问题很严重、很可怕。
为了系统稳定问题，一切有利措施都被重视和讨论（偏偏忽略了电功角这个最重要的因素）。
疏忽了这些措施的效果如何、适用条件如何。
“向系统反送无功功率”的担忧就是在所谓单机-无穷大系统模型的条件下推导出来的，并被无意中放大了。
对于复杂电力系统而言，几十年前教科书对于电功角的概念非常模糊。
最新的理论探索表明，恰恰是电功角对于系统所有整体性问题的影响远远超过了电压、频率的影响。
忽略了矛盾最主要方面（这里指电功角）的分析必然产生各式各样的偏差。
单机-无穷大系统的假定是否有缺陷？
为了分析问题简便，传统电力分析法往往把实际的电力系统假定为单机-无穷大系统来研究。
我们看到的系统电压是由众多发电机的机端电压和负荷潮流决定的。
由于发电机的自动励磁调节、调度部门合理的调节方式以及系统比较庞大减轻了波动，看上去系统电压是恒定的，但是这仅仅是一种假象。
笔者还发现，无穷大系统的系统电压没有任何技术措施来保证，因此不宜把系统电压看做是恒定的。
单机-无穷大系统只涉及电功角的一部分，模糊了大部分电功角的影响。
正是被模糊的那部分电功角有着一些特殊的效果。
单机-无穷大系统假定方面的缺陷严重影响了传统电力分析法的效果。
对于现实中的许多单个问题，教科书是在局部电网条件下分别进行分析的，那些结论似乎都是正确的。
但是针对整个电网时，教科书中的结论却与现实存在着明显不一致，根源在于忽略了最重要的因素-电功角-的影响。
任何复杂的电力系统都可以简化成单机-无穷大系统模型来研究部分问题，这是讨论问题的常用方法。
但是单机-无穷大系统模型忽略了许多细节，因此不能涵盖所有问题，由此得出的结论是某种条件下的结论，不能任意地推广开来。
当无功功率反送到发电机处，发电机必然工作于欠励磁状态，发电机的气隙电势有所下降。
根据式
（1）可知，为了传输相同的有功功率P，系统运行的电功角δ将增大。
大家都知道电功角δ越大，系统稳定的裕度越小，这是基本常识。
“向系统反送无功功率（造成发电机进相运行）损害系统稳定”的结论固然正确。
简单、机械地理解这个结论却是错误的。
这个结论还应该做一些补充，这个结论是有条件的，我们在使用任何结论之前一定要理解前提条件。
如果这种“损害”发生在系统运行于小功角时，损害的程度微不足道；如果这种“损害”发生在系统运行于大功角时，后果将很严重；系统运行于大功角时，根据式
（1）可知，一定是有功功率潮流很大的时候，对应着无功功率潮流也会很大，很难把电容器补偿的无功功率反送到发电机处；无功功率的方向和流动数量受到电功角的重要影响，当系统运行的总电功角很大时，即使拼尽全力把负载端母线电压调节到很高的程度，也不能将无功功率反送到发动机处，最多也只能减轻一点发电机在无功功率方面的负担；现在的电网运行实践证明，在负荷高峰时从未发生过把无功功率反送到发电机处的情况。
未造成发电机进相运行时，向系统反送无功功率的效果如何呢。
请参考《标幺值系统的电功率传输》一文。
向系统反送无功功率竟然有利于系统同步稳定和电压稳定。
至此，我们可以放心大胆地说“向系统反送无功功率”只是一个担忧而已，没有多少实际意义。
理解系统稳定问题的根源对于彻底抛开“向系统反送无功功率”的忧虑大有好处。
现在，有关的理论研究已经明确了系统稳定问题的根源在于发电机的电枢反应和励磁调节采用的电压负反馈高倍数。
对于发电机电枢反应的理解，不仅包括稳态下的电枢反应，更重要的是系统冲击下的动态电枢反应。
在高景德教授的电机学专著中对动态的电枢反应进行了全面而深入的分析，这些分析结果经受住了动模实验和电网实践的检验，并为各个理论流派所认可。
结合高景德教授的分析结果和后来理论研究方面的进展，我们可以得到两个结论：
只要还使用着这种结构的发电机，我们就不能逃避系统稳定问题；系统稳定被破坏是有条件的，条件是系统运行于大功角并且短路故障不能及时切除，二者缺一不可。
在可以预见的未来，虽然我们不能改变发电机的结构，但是相对以往更加坚强的电网和双套速动保护（220kV及以上电压等级）使电网在实际运行中已经避免了系统稳定问题的两个条件，尤其是电功角条件大大改善。
电功角条件改善的证据：
近年来220kV失灵保护动作之后系统稳定性很好。
电网加强之后，短路故障对发电机的冲击只会更严重。
发电机受到了更严重的冲击之后体现出了更好的系统稳定性，说明了电网实际运行的总电功角比以前有所减小，系统稳定裕度有所增强，系统稳定的电功角条件的的确确改善了很多。
在可以预见的未来，电网不大可能倒退到总电功角很大的时代。
我们渴望在理论层面上对系统稳定问题等所有系统整体性问题有根本而明确的结论。
那样的话，许多工作都好开展了。
虽然对复杂电力系统的研究方法很多，曾经一度场面很热闹，遗憾的是所谓理论成果往往经不起电网实践的考验。
在实验层面上，全世界都没有一个全面的动模实验室。
回头看看我们的电力系统，各种设备构成的电力系统本身就是一个完整、全面、逼真、理想的动模实验室。
每一次投、切负荷，每一次短路电流的冲击，每一次大规模的系统变化，甚至每一次错误的操作行为，都是最最真实的动模实验。
因此，我们应该珍惜这些机会，牢记电网的过去，关注电网的现在，关注自己的电网也关注别人的电网。
同一个现象在不同时期、不同电网环境下的变化以及变化的趋势隐含着许多珍贵的信息，值得我们好好挖掘整理，在未来的电网建设中可以少走一点弯路，节约巨额的电网建设费用，相应地也降低了电网维护费用。
除非是春节等极特殊情况，现有的所有电容器都投入运行（假定不考虑电压冲突问题）也不一定发生向发电机反送无功功率。
即使发生向发电机反送少量无功功率的“可怕”情况，那一定是在系统总负荷较小的情况下，对应的总电功角必定较小，系统稳定破坏的电功角条件依然是不成立的。
有关规程规定，所有准备投运的发电机组和在运的主力发电机组都应具备“进相运行”（发电机发出有功功率的同时吸收无功功率，如果以有功功率为横轴无功功率为纵轴，发电机工作于第四象限的状态）的能力，相关的励磁设备应进行“进相运行”的实际整定和相关试验。
看来，有关规程还是为“向系统反送无功功率”网开一面的。
有些发电机的“进相深度”还是很大的，例如在2007年春节期间，河北省南部电网共有11台发电机进相运行，其中西柏坡电厂5号发电机最大进相深度达到负87Mvar，占发电机额定容量的14.5％，运行时间198小时。
这些规程是发电专业的专家门集体审核制定的，目的是为了照顾供电部门的特殊需要，并且已经安全运行多年。
是否可以由此认定，发电专业的专家门早已把“向系统反送无功功率”的忧虑抛开了。
毕竟，发电部门对系统稳定问题理解得更透彻、更全面。
每次发电机并入电网时，是一个复杂的动态过程，发电机可能工作于第一、第二、第三、第四象限并不断连续切换象限。
发电机并网过程对系统的“拉扯”要比“向系统反送无功功率”还要更“可怕”一些。
很久以前，的确发生过正常的发动机并网造成系统振荡的情况，那是因为电网相对于有功功率总量而言太薄弱，系统运行的总电功角太大造成的。
现在，大量的正常并网过程都是安全的，从一个侧面说明了“向系统反送无功功率”更没有问题。
回顾现有电网条件下真正的系统稳定破坏事故，不外乎两种情况，一是最高电压等级严重的错误运行方式，二是有预谋、有组织的人为破坏。
近十几年以来，北美、欧洲和俄罗斯发生的几次大范围停电事故都是由最高电压等级电网或次最高电压等级电网发生严重异常之后引发的。
无论如何，电容器配置的方式没有足以影响系统稳定的威力。
不仅在规程方面可以否定“向系统反送无功功率”的忧虑。
在电网实践中也可以得到验证。
从河北电力调度中心发布的《河北南部电网2006年年度运行方式》、《河北南部电网2007年年度运行方式》、《河北南部电网2008年年度运行方式》来看，“无功电压及电压调整”章节强调的力度一年比一年大，强调的次数一年比一年多，语气越来越坚决：
主力发电机组都应该落实进相运行措施，已实际进行了进相运行试验的发电机组要按照电压曲线的规定，毫不迟疑地进相运行，加深进相运行的深度（不特指春节期间，包括在每日的负荷低谷时段）。
为什么调度部门会有这样的感受？
由于500kV系统越来越强大（充电无功功率越来越大），还由于总电功角越来越小（电网传递相同有功功率所消耗的无功功率越来越小），省级调度和网调日益面临着在负荷低谷时电压偏高的压力，不得不让发电机进相运行。
长期实践后调度部门得出结论：
在各种方式下，发电机进相运行并未发生危害。
这是多么珍贵的电网实践啊。
规程和电网实践都走在了理论的前头。
几十年前某些错误的理论仍然在“毒害”着我们中的许多同事，严重阻碍着我们采取合适的方式解决电容器配置问题。
这太遗憾了。
13年前当笔者刚刚开始接触发电机励磁调节理论的时候，曾经有一个在今天看来完全错误的“企图”：
如果励磁调节理论搞好了，发电机进相运行的能力将加强，进相运行的稳定性将不再忧虑。
经过了13年，笔者才认识到电功角的决定性作用，才认识到发电机进相运行时对应的总电功角必定较小，才认识到发电机进相运行的稳定性本来就不用忧虑。
发电机进相运行不仅不是坏事，恰恰是难得的好事。
发电机进相运行是我们付出了巨额电网建设资金之后获得的成果之一。
发电机进相运行是一只好“果子”，有好“果子”不吃岂不可惜。
调度部门的电网实践也提供了这方面的证实材料。
《河北南部电网2008年年度运行方式》第101页提到“由下表可以看出，系统发电功率因数较上年有所提高，发电厂无功备用容量增加，有利于系统的稳定运行”。
这句话半对半错。
对在它讲清了基本事实。
错在搞反了因果关系。
“发电厂无功备用容量增加”对“系统的稳定运行”的贡献力度很小。
根源在于总电功角的减小增强了系统稳定性，系统稳定性的增强促进了电压的稳定；总电功角的减小使得发电机不再需要发出过多的无功功率；从电网发展历史的角度来看，发电功率因数才会有提高的趋势，无功备用容量才会增加；电功角的影响力比无功功率要大得多。
在总电功角减小带来许多“好处”的情况下，我们应该适当“看淡”无功功率的影响力。
原本无功功率就不是什么“狠”角色，只不过在历史上，我们没有注意到电功角这个表面上不起眼背后发挥着决定作用的因素时，无意中放大了无功功率和电压的影响力。
我们必须承认系统稳定问题是一个世纪难题，上个世纪没有解决，这个世纪也不一定完全解决。
正是因为电功率（包括有功功率和无功功率两方面）在传输过程中一些基本理论尚有待深入探讨，所以，“向系统反送无功功率”这只纸老虎才得以吓唬我们很多年。
“向系统反送无功功率”的担忧应该成为历史了。
我们可以放开手脚大胆使用无功功率干我们想干的事情了。
电容器所发出的无功功率的特性是好还是坏。
图3U型稳定和倒U型稳定示意图
电容器的另一个“罪过”是在电压降低的时候加重了无功功率的缺失。
该理论的分析是从两点出发的；电容器发出的无功功率与电压的平方成正比，电压下降使电容器发出的无功功率大幅度下降；电压下降使得异步电动机吸收的无功功率上升；无功功率的缺失使得电压急剧下降，循环加剧，造成电压崩溃的担忧。
15年前，石家庄局在220kV许营站（2.5+2.5万千乏）和铜冶站（5万千乏）装有调相机，调相机输出无功功率靠值班员手动调节。
当时的农网经常发生电压严重偏低的现象，可以认为是典型的局部电压崩溃。
电网的任何“扰动”都是以周波来衡量的，即使调相机装设了自动调整装置也远远跟不上电压波动的“步调”，因此系统电压稳定的根源不在于调相机的优点，一定另有其他原因。
调相机退役之后，现在的电网大量依靠电容器补偿无功功率。
有功功率波动量增加了，无功功率波动量也增加了，全网的电压稳定水平反而有了显著提高，并没有出现理论上担忧的情况。
理论和现实哪一个正确？
当然是现实正确。
这个理论本身没有错，但是理论的假设条件肯定有考虑不周的方面，主要是没有考虑电功角的影响。
在动模实验室中，肯定有人做过异步电动机需要的无功功率对于电压变化的特性曲线。
应当明确一点，这个特性曲线受到多方面因素的影响，并且电网中的负荷并不全是异步电动机，异步电动机所带的机械负荷也各不相同。
所以，这个动模实验与电网现实会有相当大的差距。
这个动模实验没有考虑电功角的影响。
我们可以从现实中寻找答案，从解释现象中加深对问题实质的理解。
如果假定在电网某处大量变化无功功率时该处的电压不变化，此种情况定义为电压对无功功率变化量（不是电压对无功功率本身）的“水平稳定”。
显然这种情形是不存在的。
从大量的事实来看，电压对无功功率变化量的稳定特性更加符合图3中的“U型稳定”（最终在一个新的电压水平稳定下来），而不是“倒U型稳定”（最终电压崩溃）。
只有在总电功角很大时，电压对无功功率变化量的稳定特性才会表现为“倒U型稳定”。
请参考《标幺值系统的电功率传输》一文。
2003年，大河站220kV主变压器低压侧新装大量电容器之后，初次投入电容器时曾经计算过主变压器功率因数的变化。
在传统方式下，主变压器高压侧是不装设功率表的；某值班员一时疏忽，计算了主变压器中压侧功率因数的变化；结论是投入电容器使得110kV母线电压升高，主变压器中压侧的“功率因数”降低而不是升高。
我们应该感谢这位值班员的疏忽，无意中做了一个珍贵的意义重大的动模实验。
这个动模实验清楚地表明，当110kV系统电压升高时，主变压器中压侧功率因数的降低说明感性负荷消耗更多的无功功率；当110kV系统电压降低时，主变压器中压侧功率因数的升高说明感性负荷节省一些无功功率；这正好契合了电容器的特点。
这个动模实验不是从侧面说明了问题，而是全面地证明了电压对于无功功率变化量的稳定特性是一个典型的“U型稳定”；功率表的精度不会影响结论的正确性，用一般精度的功率表就能计算出功率因数的变化，恰恰证明了“U型稳定”中U型的坡度很陡，电压稳定的裕度令人满意。
既然这个动模实验证明了感性负荷对无功功率的需求与电压的平方成正比，我们使用电容器提供与电压平方成正比的无功功率，恰如其分。
这不仅不是电容器的缺点，恰恰是其难得的优点。
笔者认为，调相机不能提供电网所需特性的无功功率，反到是调相机的缺点之一。
大河站的这个动模实验包括了电功角的影响，比实验室的那个动模实验更有说服力。
调相机调整输出的无功功率或者投切电容器，二者没有本质上的区别，电压都是从一个“U型稳定”状态到达另一个“U型稳定”状态。
现有电网电压稳定性的提高，得益于两方面的原因。
一是整个电网电压等级的提高（既包括电网主网架的电压等级的提高也包括配电网的改进）所带来的电气距离缩短的好处：
电气距离的缩短使得无功功率流动得更加“畅快”，对电压偏低的地方支持得更加“有力度”，电容器只能整组投切的缺点得到了“宽容”和弥补。
二是总电功角比以往显著减小带来的诸多好处：
发电机对电网末端的电压更有支撑作用；发电机能够实现的无功功率调节范围更宽，发电机在励磁调节器的自动调节下更好地完成调节主网架电压的使命。
回顾这样的电网历史，历史清楚地告诉我们：
发生电压崩溃的局部电网一定是电功角很大的地方，总电功角很大的那个时代已经过去了；局部电网电压崩溃曾经长期与全网的稳定共存，我们不必担忧；调相机并不具有特别的优点，这些优点的发挥需要一定的电网条件，调相机励磁回路的变化速率永远赶不上电网电压波动的速率，调相机发挥优点所需要的电网条件并不现实；电容器在现有电网条件下已然没有了特别的缺点，或者说电容器的缺点得到了其他“友好”设备的弥补，电容器的优点在现有电网条件下已然远远超过了其缺点。
只要总电功角不是很大，我们就可以放心大胆地在电网各处使用电容器来变化无功功率潮流，调节电压水平。
调相机的成本是个沉重负担，调相机应该退出历史舞台了。
还可以换个角度看待电容器的投切问题。
投入电容器就是“中和”了一部分感性负荷。
站在系统的角度，“俯视”刚刚进行了投入电容器的局部电网，仅仅是增加了一点有功功率的同时，负载的阻抗特性向电阻性偏移了一些，偏移多了就会表现为容性。
系统带稍显感性或者稍显容性的负荷有什么危害吗？
如果这都不允许，电容器、调相机这类纯容性的设备是否都应该退出运行。
大容量主变压器开始采取高抗措施以抑制短路电流，这将带来多方面的损害。
在相同的负荷波动情况下，高抗措施增加了低压侧母线电压的波动，增加了电容器开关的操作次数。
大约在2005年，曾经有连续两起电容器开关假分事故的通报，都是在大约7000次正常操作后发生了问题。
如果采取低抗主变压器串联限流电抗器的形式（主要是为了保护主变压器），低压侧母线电压波动量会小一些，电容器开关的操作次数负担可大大减轻，也可以节省电容器安装容量。
当电容器回路的设备发生短路故障时，110kV主变压器的低压侧母线离电源点的电气距离要远一些，产生的短路电流小，对于各类设备的损害会小一些。
这一点对于低压侧为35kV的大容量220kV主变压器尤其重要。
220kV龙岗站、平山站的中、低压母线电压的冲突就是由于110kV线路吃无功功率太多造成的。
在220kV主变压器的10kV侧大量投入电容器时，10kV侧电压显著升高，如果照顾了10kV侧电压110kV侧电压将偏低，如果照顾了110kV侧电压10kV侧电压将偏高，主变压器分接头总找不到合适的位置。
大约三分之一的220kV站电容器应该迁移到110kV站去。
换句话说，如果110kV站的无功功率补偿搞好了，何需在220kV站大量安装电容器，即增加了线损，又产生了那么多衍生问题。
多年前，笔者曾经感慨电力系统的变化过程是按周波来计算的。
这么快的过程是否给我们留有调节的机会和可能性，主要取决于总电功角的大小，不在于频率，也不在于电压。
频率和电压不重要吗？
它们不如电功角重要。
电功角不出问题，它们都不会有多大问题，都会给我们留有调节的余地。
现有电网条件下，电压失稳都是由功角失稳过程中引发的，现在的电网已经度过了电压失稳的时代。
关于功角失稳和电压失稳的“迷雾”问题，请参考《对电功角和系统稳定问题的部分认识》一文。
实际的电力系统是比较复杂的，电网本身消耗的无功功率相当多。
如果简单地认为无功功率是从电压高的地方流向电压低的地方，导致供电部门的许多同事一看到向110kV线路反送无功功率就紧张得不得了，以为发电机的气隙电势会下降，系统要出大问题。
为了克服这种恐惧，也为了更加符合电力系统运行的实际情况，笔者认为应该从系统运行的某个状态点上动态地观察系统的变化。
可以认为无功功率传输方向有两个：
一是从电功角超前的地方流向电功角滞后的地方；二是从“相对电压高”的地方流向“相对电压低”的地方。
假定A处母线电压偏低，系统向A处母线提供大量无功功率。
当A处母线投入电容器后，A处电压相对原来提高了，系统电
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