励磁无功：电机启动时，定子绕组需要建立旋转磁场，此过程消耗的无功功率占启动总无功的 70%-80%（与电机铁芯材质、绕组设计相关）。例如，一台 2000kW 高压异步电机，启动时励磁无功可达 1500-2000kvar。

漏磁无功：启动时转子转速低，定转子之间的相对转速高，漏磁通增大，导致漏磁无功损耗增加（约占总无功的 20%-30%）。

启动电流的无功分量：异步电机启动电流通常为额定电流的 5-7 倍，其中有功分量仅占 10%-20%，其余均为无功分量（感性），导致功率因数极低（通常≤0.3）。

电压跌落：根据《电能质量 电压波动和闪变》（GB/T 12326），电机启动时若无功冲击过大，电网电压可能跌落 10%-20%（超过允许范围 ±5%），导致同一母线的其他设备（如继电器、接触器）因欠压跳闸。

线损增加：无功电流在输电线路中产生的损耗（

发电机负担加重：若电网由自备发电机供电，大量无功需求会导致发电机端电压下降，甚至被迫降低有功输出，影响供电可靠性。

电流互感器（CT）：采集电机启动时的三相电流信号，分辨率≥0.5 级，确保准确分离有功、无功分量。

电压互感器（PT）：监测电网母线电压，采样频率≥10kHz，捕捉电压瞬时跌落（如 20ms 内的电压变化）。

数字信号处理器（DSP）：对 CT/PT 采集的信号进行实时运算，通过快速傅里叶变换（FFT）分离无功电流分量，计算补偿量（响应时间≤1ms）。

SVG 的主电路：由 IGBT（绝缘栅双极型晶体管）组成的三相桥式变流器，通过脉宽调制（PWM）技术将直流侧电容的直流电逆变为与电网同频、同相的交流无功电流。IGBT 的开关频率通常为 5-10kHz，确保输出电流的谐波含量≤3%（符合 GB/T 14549《电能质量 公用电网谐波》要求）。

SVC 的主电路：由晶闸管控制电抗器（TCR）和固定电容器（FC）组成，通过控制晶闸管的导通角调节电抗器的感性无功，与电容器的容性无功配合，实现无功补偿。但其响应速度较慢（20-50ms），适合无功波动相对平缓的场景。

无功电流闭环控制：以检测单元计算的无功电流为指令，通过 PI 调节器（比例积分调节器）控制补偿单元输出的电流，确保补偿误差≤5%。

电压外环控制：当电网电压低于设定阈值（如额定电压的 90%）时，自动优先保障电压稳定，临时调整无功输出量。

启动协同控制：与电机软起动装置联动，在电机启动前 50ms 预投部分容性无功（约 30% 额定补偿量），避免启动瞬间的电压骤降。

装置接收电机启动信号（如软起动装置的 “启动指令”），进入待机状态，直流侧电容预充电至额定电压（如 6kV 系统对应直流侧电压 10kV）。

控制单元根据电机额定参数（功率、额定电流、启动电流倍数）预设初始补偿量（通常为电机额定无功的 1.2 倍），缩短启动初期的响应时间。

电机开始启动，定子绕组产生冲击电流，CT/PT 实时采集电流、电压信号，DSP 在 1ms 内计算出无功电流分量（如 2000A 感性电流）。

控制单元发出指令，IGBT 变流器快速输出容性补偿电流（2000A），抵消感性无功，使电网侧的无功电流接近 0（功率因数提升至 0.9 以上）。

此阶段 SVG 的响应速度至关重要：若补偿延迟超过 20ms，电网电压可能已跌落至临界值，因此需采用 “预测控制算法”，根据电流变化率提前预判无功需求。

电机转速逐渐升高（从 0 升至额定转速的 50%），转子电流频率降低，无功需求随转速上升而逐渐减少（约每升高 10% 转速，无功减少 15%）。

装置实时跟踪无功变化，通过 PWM 调节输出电流（如从 2000A 逐步降至 800A），避免过补偿（过补偿会导致电网电压升高，同样影响设备）。

若出现电网电压波动（如 ±5% 偏差），电压外环控制优先介入，通过微调补偿量（±10%）稳定电压，再回归无功补偿主目标。

电机接近额定转速（转差率＜5%），无功需求降至额定值的 30% 以下（如 2000kW 电机降至 300-500kvar）。

装置逐步减少补偿量，当电机进入稳定运行（功率因数≥0.85）时，自动退出补偿（或切换至稳态补偿模式，补偿剩余少量无功）。

整个过程中，装置输出的无功电流与电机需求的无功电流形成 “镜像关系”（感性需求对应容性输出），确保电网侧的视在功率稳定。

响应时间：从无功变化到补偿电流输出的时间≤5ms（SVG），确保在电压跌落前完成补偿。

补偿容量范围：通常为电机额定功率的 0.6-1.0 倍（如 2000kW 电机配 1200-2000kvar 补偿装置），覆盖启动全过程的无功需求。

过载能力：允许 1.5 倍额定补偿电流持续 10s（应对启动时的瞬时峰值无功）。

谐波抑制：补偿电流的总谐波畸变率（THD）≤3%，避免引入新的电网污染。

电压波动控制：电机启动时，电网电压跌落幅度从补偿前的 15% 降至 5% 以内（符合国标要求）。

功率因数提升：启动过程中，电网侧功率因数从补偿前的 0.2-0.3 提升至 0.9 以上。

启动时间影响：因电压稳定，电机启动时间可缩短 5%-10%（避免欠压导致的启动转矩不足）。

传统固定补偿：启动前投入预设容量的电容器，无法随无功波动调整，可能在启动后期出现过补偿（导致电压升高）。

动态补偿优势：实时跟踪无功变化，避免过补偿或欠补偿，尤其适用于启动时间长（＞10s）、无功波动大的重载电机（如球磨机、破碎机）。

同步电机：通过调节励磁电流提供无功补偿，但响应速度慢（≥100ms），且维护复杂、成本高。

动态补偿优势：响应速度快 10-20 倍，无旋转部件，维护成本低（年维护费用仅为同步电机的 1/5）。

高压大容量电机：功率≥500kW 的异步电机，尤其是启动电流倍数高（≥6 倍）、启动时间长（≥5s）的设备。

电网薄弱地区：远离变电站、输电线路长（＞1km）的工业厂区，电压稳定性差，需动态补偿抑制波动。

多电机同时启动：如化工园区多台泵类、风机电机同时启动，动态补偿装置可集中调控，避免无功叠加导致的电网崩溃。