《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则2008年修编.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则2008年修编.doc（15页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、Q/GDW ICS 29.240Q/GDWB中华人民共和国国家电网公司发布2008-实施2008-发布电力系统无功补偿配置技术原则(Technical Regulation for Configuring Reactive Power Compensation Equipment of Power System)Q/GDW 国家电网公司企业标准1目 次 前 言I1范围12规范性引用文件13术语和定义14无功补偿配置的基本原则15330kV及以上电压等级变电站的无功补偿26220kV变电站的无功补偿2735110kV变电站的无功补偿3810kV及其它电压等级配电网的无功补偿39风电场的无功补偿3
2、10电力用户的无功补偿4前 言本标准是在国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则（国家电网生2004435号）的基础上进行修改和补充而成的，用于规范与指导电网规划、设计、基建、运行以及营销管理过程中无功补偿装置的合理配置，以提高电网稳定运行水平和经济运行水平。本标准由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准主要起草单位：陕西省电力公司。本标准参加起草单位：华北电网有限公司、河北省电力公司、上海市电力公司、浙江省电力公司、湖南省电力公司、江西省电力公司、辽宁省电力有限公司、华北电力科学研究院有限责任公司、中国电科院。本标准主要起草人：苗竹梅、刘伟、薛军、周军义
3、、窦晓军、彭青宁、张小庆、孔湧、牛晓民、刘连睿、张章奎、李群炬、马世英、苗俊杰、曹基华、王敏、陈栋新、郭泉辉、杨明刚、李胜川、倪学锋。本标准由国家电网公司批准。I国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则1 范围本技术原则适用于国家电网公司所属的各级电网企业、并网运行的发电企业、电力用户以及各级电力设计单位。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 14549
4、-93 电能质量 公用电网谐波 GB/Z 19963-2005 风电场接入电力系统技术规定 SD 325 电力系统电压和无功电力技术导则SD 126 电力系统谐波管理暂行规定 DL/T 755 电力系统安全稳定导则DL/T 1053-2007 电能质量技术监督规程DL 5014 330-500kV变电站无功补偿装置设计技术规定Q/GDW 156-2006 城市电力网规划设计导则3 术语和定义下列定义和符号适用于本规程。3.1 无功补偿装置（reactive power compensation equipment）在电力系统（包括用户）中安装的用于平衡无功功率的并联电容器装置、并联电抗器、同期
5、调相机和动态无功补偿装置。4 无功补偿配置的基本原则4.1 电力系统配置的无功补偿装置应在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，保证分（电压）层和分（供电）区的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况，从整体上考虑无功补偿装置在各电压等级变电站、10kV及以下配电网和用户侧配置比例的协调关系，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，满足电网安全、经济运行的需要。4.2 各级电网应避免通过输电线路远距离输送无功电力。330kV及以上电压等级系统与下一级系统之间不应有较大的无功电力交换。330kV及以上电压等级输电线路的充电功率应按照就地补偿的原则采
6、用高、低压并联电抗器基本予以补偿。4.3 受端系统应有足够的无功电力备用。当受端系统存在电压不稳定问题时，应通过技术经济比较，考虑在受端系统的枢纽变电站配置动态无功补偿装置。4.4 各电压等级的变电站应结合电网规划和电源建设，经过计算分析，配置适当规模、类型的无功补偿装置；配置的无功补偿装置应不引起系统谐波明显放大，并应避免大量的无功电力穿越变压器。35kV220kV变电站，所配置的无功补偿装置，在主变最大负荷时其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数不应高于0.95，不低于0.92。4.5 各电压等级变电站无功补偿装置的分组容量选择，应根据计算确定，最大单组无功补偿装置投切引起
7、所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。4.6 对于大量采用10kV220kV电缆线路的城市电网，在新建110kV及以上电压等级的变电站时，应根据电缆进、出线情况在相关变电站分散配置适当容量的感性无功补偿装置。4.7 无功补偿装置宜采用自动控制方式。4.8 各电压等级变电站、发电厂内应配备相应的双向有功功率和无功功率（或功率因数）、双向有功电能和无功电能、无功补偿装置运行状态及有载调压变压器分接位置等量值的采集与计量装置。4.9 为了保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力，并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)0.97(进相)运行的能力，新建机组应满足进相0.9
8、5运行的能力。发电机自带厂用电时，进相能力应不低于0.97。4.10 接入220kV750kV电压等级的发电厂，为平衡送出线路的充电功率，在电厂侧可以考虑安装一定容量的并联电抗器。4.11 风电场应配置足够的无功补偿装置，以满足接入电网点处无功平衡及电能质量的相关技术标准要求，必要时应配置动态无功补偿装置。4.12 电力用户应根据其负荷性质采用适当的无功补偿方式和容量，在任何情况下，不应向电网倒送无功电力，保证在电网负荷高峰时不从电网吸收大量无功电力，同时保证电能质量满足相关技术标准要求。4.13 无功补偿装置的额定电压应与变压器对应侧的额定电压相匹配。选择电容器的额定电压时应考虑串联电抗率的
9、影响。5 330kV及以上电压等级变电站的无功补偿5.1 330kV及以上电压等级变电站容性无功补偿的主要作用是补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额。容性无功补偿容量应按照主变压器容量的10%20%配置，或经过计算后确定。5.2 330kV及以上电压等级变电站内配置的电容器单组容量最大值，在满足4.5条要求的情况下，按表一确定。表一 330kV及以上电压等级变电站内配置电容器单组容量最大值 单位：Mvar主变高压侧电压等级补偿侧电压等级10kV35kV66kV330kV1028-500kV-6060/80750kV-120注：对于500kV变压器，补偿侧电压为66kV，
10、当主变容量为750MVA及以下时，配置的电容器单组最大值为60Mvar，当主变容量为1000MVA及以上时，配置的电容器单组最大值为80Mvar。5.3 330kV及以上电压等级高压并联电抗器（包括中性点小电抗）的主要作用是限制工频过电压和降低潜供电流、恢复电压以及平衡超高压输电线路的充电功率，高压并联电抗器的容量应根据上述要求确定。主变压器低压侧并联电抗器组的作用主要是补偿超高压输电线路的剩余充电功率，其容量应根据电网结构和运行的需要而确定。5.4 局部地区330kV及以上电压等级短线路较多时，应根据无功就地平衡原则和电网结构特点，经计算分析，在适当地点装设母线高压并联电抗器，进行无功补偿。
11、以无功补偿为主的母线高压并联电抗器应装设断路器。5.5 330kV及以上电压等级变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。6 220kV变电站的无功补偿6.1 220kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，适当补偿部分线路及兼顾负荷侧的无功损耗。容性无功补偿容量应按下列情况选取，并满足在主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。6.1.1 满足下列条件之一时，容性无功补偿装置应按主变压器容量的15%25%配置。6.1.1.1 220kV枢纽站。6.1.1.2 中压侧或低压侧出线带有电力用户负荷的220kV变电站。6.1.1.3 变比为220/
12、66（35）kV的双绕组变压器。6.1.1.4 220kV高阻抗变压器。6.1.2 满足下列条件之一时，容性无功补偿装置应按主变压器容量的10%15%配置。6.1.2.1 低压侧出线不带电力用户负荷的220kV终端站。6.1.2.2 统调发电厂并网点的220kV变电站。6.1.2.3 220kV电压等级进出线以电缆为主的220kV变电站。6.1.2.4 当6.1.1、6.1.2中的情况同时出现时，以6.1.1为准。6.2 对进、出线以电缆为主的220kV变电站，可根据电缆长度配置相应的感性无功补偿装置。每一台变压器的感性无功补偿装置容量不宜大于主变压器容量的20%，或经过技术经济比较后确定。6
13、.3 220kV变电站容性无功补偿装置的单组容量，在满足4.5条要求的情况下，接于66kV电压等级时不宜大于20 Mvar，接于35kV电压等级时不宜大于12 Mvar，接于10kV电压等级时不宜大于8 Mvar。6.4 220kV变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。6.5 220kV三绕组降压变压器三侧额定电压可按如下比例选取。6.5.1 一般情况下，高、中、低压侧的额定电压比宜选1/1.05/1.05。6.5.2 当供电距离长、供电负荷重时，高、中、低压侧的额定电压比可选1/1.05/1.1。6.5.3 当低压侧不带负荷或仅带有站用变等轻载负荷时，高、中
14、、低压侧的额定电压比可选1/1.05/1。7 35110kV变电站的无功补偿7.1 35110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿容量应按下列情况选取，并满足35kV 110kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。7.1.1 当35110kV变电站内配置了滤波电容器时，按主变压器容量的20%30%配置。7.1.2 当35110kV变电站为电源接入点时，按主变压器容量的1520配置。7.1.3 其它情况下，按主变压器容量的15%30%配置。7.2 110（66）kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时，每台主变压器配
15、置不少于两组的容性无功补偿装置。当在主变压器的同一电压等级侧配置两组容性无功补偿装置时，其容量宜按无功容量的1/3和2/3进行配置；当主变压器中、低压侧均配有容性无功补偿装置时，每组容性无功补偿装置的容量宜一致。7.3 在满足4.5条要求的情况下，110（66）kV变电站容性无功补偿装置的单组容量不应大于6Mvar，35kV变电站容性无功补偿装置的单组容量不应大于3Mvar。单组容量的选择还应考虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。8 10kV及其它电压等级配电网的无功补偿8.1 配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。应合理选择配电变压器的变比以避免电压过高电容器无法投入
16、运行。8.2 配电变压器的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75，负荷自然功率因数为0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95，或按照变压器容量的2040进行配置。8.3 在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装电容器，其容量（包括用户）一般按线路上配电变压器总容量的710配置（或经计算确定），但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。8.4 配电变压器的电容器组应装设以电压为约束条件，根据无功功率（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。9 风电场的无功补偿9.1 风电场的电压控制9.1.1 当风电场并网点的电压偏差在-10+10%之间时，风电场应能正常运行
17、。9.1.2 风电场变电站高压侧母线电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%，一般应控制在额定电压的-3%7%。9.2 风电场的无功补偿配置9.2.1 风电场的无功补偿分为两个部分，即风机自身的无功补偿和用于补偿变压器及风电送出线路无功补偿的风电场内集中无功补偿。风电场的无功补偿装置容量总和不小于风电装机容量的30%50%。9.2.2 风电场内集中无功补偿的容量不低于风电场无功补偿装置容量总和的4060，或经计算分析得出。9.2.3 风电场应有一定比例的以适应风力变化过程中的动态补偿装置。9.2.4 对风电场高压送出通道的线路无功补偿，应兼顾容性感性双向补偿和远近规模结合的原则。并分别
18、考虑线路最大和最小传输功率的情况。9.2.5 最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。9.3 风电场电压无功电压的控制原则9.3.1 风电场无功补偿装置宜采用自动控制方式。9.3.2 在风电机组发电时，风电场升压变电站高压侧不应从系统吸收无功功率。10 电力用户的无功补偿10.1 电力用户应根据其负荷特点，合理配置无功补偿装置，宜采用自动投切，并达到以下要求。10.1.1 100kVA及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95。10.1.2 其他电力用户，功率因数不宜低于0.90。10.2 对于特殊非线性、冲击性负荷用户如冶
19、金、电铁等，用户应进行电能质量综合治理，使电能质量达到相关技术标准要求。4Q/GDW 1692008国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则修编说明 Q/GDW 1692008目 次 1 修编背景12 修编说明13 各章节修编内容13.1范围13.2规范性引用文件13.3术语和定义13.4无功补偿配置的基本原则13.5330kV及以上电压等级变电站的无功补偿33.6220kV变电站的无功补偿33.735kV110kV变电站的无功补偿43.810kV及其它电压等级配电网的无功补偿43.9风电场的无功补偿43.10电力用户的无功补偿5国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则修编说明1 修编背景20
20、04年，国家电网公司生产运营部组织编写了国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则（简称原则）（国家电网生2004435号）。该原则的实施，有效地规范了各级电网企业中无功补偿的合理配置，保证了系统的电压质量和电网的稳定运行，为提高电网的经济运行水平起到了积极的作用。但是随着电力工业的不断发展，750kV输电工程、风力发电等新技术、新能源的不断涌现，相关工程中如何合理配置无功补偿，系统还未有统一规范，急需制定相关技术原则；同时在该原则的执行过程中，一些单位希望能对其中部分条款进行细化，增加可操作性。在这样的背景下，国家电网公司生产部组织对原则进行修订。2 修编说明原原则采用规章制度的文章结构，新原
21、则采用国家电网公司技术标准格式。新原则根据电力工业发展情况，新增了1章、11个条款、修订了15个条款，其中新增及修订的主要内容如下。 2.1 在“无功补偿配置的基本原则”一章中，新增3条、修订8条。2.1.1新增电容器单组容量要求、风电场接入系统及无功补偿与调压装置的额定电压选择及协调配置等3条。2.1.2对无功补偿装置的协调配置、无功补偿装置控制方式、无功运行参数的采集监测、新建发电厂进相能力、电力用户电能质量要求等8条内容进行了修改。2.2 目前，西北地区750 kV电压等级电网已投入运行，该电压等级电网与500（330）kV电网一样，同属于超高压电网，因此将“500（330）kV电压等级
22、变电站的无功补偿”一章的范围修改为“330kV及以上电压等级变电站的无功补偿”。对分组容量进行了细化要求，同时针对500（330）kV电网短线路也越来越多的情况，要求加装母线高压并联电抗器以平衡线路的充电功率。2.3 在“220kV电压等级变电站的无功补偿”、“35-110kV电压等级变电站的无功补偿”一章中，由于容性无功补偿装置的容量的配置选择范围宽，在执行过程中较难把握，对该范围进行了细化；同时对电容器分组情况进行了调整。2.4 在“35kV110kV电压等级变电站的无功补偿”一章中，将有关感性无功补偿装置配置的内容归纳入“无功补偿配置的基本原则”一章中，对电容器分组情况进行了细化。2.5
23、 在“10kV及其它电压等级配电网的无功补偿”一章中，对配电变压器变比选择提出了要求，对配电线路上装设电容器容量范围进行了要求。2.6 新增“风电场的无功补偿”一章，增加了对风电场电压控制、无功补偿及无功电压控制原则的要求。2.7 在“电力用户的无功补偿”一章中，新增了有关非线性用户谐波要求及治理的内容。考虑到各地区电网发展情况不同，各单位可根据本原则制定实施细则。3 各章节修编内容3.1. 范围按照企业标准的要求，新增了该章内容。3.2. 规范性引用文件按照企业标准的要求，新增了该章内容。3.3. 术语和定义按照企业标准的要求，新增了该章内容。3.4. 无功补偿配置的基本原则3.4.1 新原
24、则4.1条将原表述“应能保证在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，分（电压）层和分（供电）区的无功平衡”修改为“应在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，保证分（电压）层和分（供电）区的无功平衡”。分（电压）层无功平衡的重点是220kV及以上电压等级层面的无功平衡，分（供电）区就地平衡的重点是110kV及以下配电系统的无功平衡。在无功补偿配置时，应“从整体上考虑无功补偿装置在各电压等级变电站、10kV及以下配电网和用户侧配置比例的协调关系”。对上海、江苏、河北电网2007年无功配置情况的调查显示，这三个省的地区容性无功补偿度均较高，分别为0.84、0.89与0.91，但各层面容性无功配置水平
25、差别较大，导致功率因数差别较大：上海电网变电站、配电网、用户容性无功补偿度分布较为平衡，分别为0.39、0.20和0.25，其功率因数最高，达到0.992；而江苏和河北电网，尽管其分别在用户侧（江苏用户补偿度为0.49）和各电压等级变电站内（河北变电站补偿度为0.59）加强了补偿力度，使得地区容性无功补偿度均大于上海，但由于两省配电网基本没有补偿（配电网补偿度仅为0.03和0.04），无功补偿分布不平衡，配置不协调，导致其功率因分别为0.961和0.957，远低于上海。将原表述“满足降损和调压的需要”修改为“满足电网安全、经济运行的需要”，以使表述更为规范。3.4.2 新原则4.2条西北地区7
26、50 kV电压等级电网已投入运行，该电压等级电网与500（330）kV电网一样，同属于超高压电网，因此将原“500（330）kV”修改为“330kV及以上”，下同；将原“大量”修改为“较大”，目的是要保持各电压等级层面之间的无功基本平衡。“基本予以补偿”，要求补偿度不低于线路充电功率的90%，力争达到100%。需要注意的是，线路高抗对线路的补偿度不宜过高。如果线路高抗对线路的补偿度过高（比如超过85），在进行空充线路操作发生无故障跳闸时，由于线路补偿后工频电流较小，而高抗剩磁引起直流偏置相对较大，存在线路断路器在开断过程中因较长时间电流不过零而无法息弧的可能。华北电网就发生过此类问题。3.4.
27、3 新原则4.3条随着全国区域电网互联和超高压骨干电网的逐步形成，电力系统对无功电力和电压的调整与控制的要求越来越高。当系统无功储备不足时，有可能会发生电压崩溃使电网瓦解。为防止我国电网发生电压崩溃事故，本原则对电压稳定问题及措施给与重视。虽然本原则的重点是以常规、静态无功补偿配置原则为主，但合理的无功补偿配置可以提高负荷的功率因数，提高电网电压水平，同时也就提高了电网电压稳定的水平。一般来说，电网进行合理的无功补偿后，可以使电网中发电机的无功出力减少，发电机功率因数提高，相当于为电网储备了大量的、可快速调出的无功储备。在电网发生事故的情况下，发电机可以迅速发出无功，支撑电网的电压，防止电网发
28、生电压崩溃。因此在本原则中对电网特别是受端电网（系统）应有足够的无功备用容量进行了要求，同时提出当受端系统存在电压不稳定性问题时，应通过技术经济比较，考虑在受端系统的枢纽变电站配置动态无功补偿装置。受端系统是指以负荷集中地区为中心，包括区内和临近电厂在内，用较密集的电力网络将负荷和这些电源连接在一起的电力系统。受端系统通过接受外部及远方电源输入的有功电力和电能，以实现负荷平衡。3.4.4 新原则4.4条目前各地区在配置无功补偿装置时，往往不结合实际情况，直接按照下限配置容性无功补偿装置，使变电站容性无功补偿度过低，无功不能就地平衡，因此，强调在确定容性无功补偿装置时“经过计算分析”，在建议范围
29、内选择合适的补偿容量。针对接入了冶金、电铁等非线性负荷的变电站，存在一定的谐波问题，应视具体情况对配置的无功补偿装置进行设计，尽量消除谐波影响；这些无功补偿电容器工作在谐波环境中，为防止寿命大幅降低，其额定电压应具有一定的裕度。为了防止因下一电压等级低谷运行方式中，下一级的无功补偿装置未及时切除，导致上一级电压升高，对电网设备造成影响，因此，要求在电网无功规划、设计时，35kV220kV变电站低谷负荷主变高压侧功率因数应不高于0.95，但不应过低，影响电网经济运行，这里根据运行经验推荐不低于0.92。在实际运行时，考虑避免电容器投退过于频繁，影响开关、电容器性能，低谷负荷时功率因数可放宽到0.
30、98。3.4.5 新原则4.5条随着电容器制造技术的提高，单组容量越来越大，若变电站内配置电容器的单组容量过大，将会使运行带来很多问题，必须加以限制。这里给出一个总体要求，第5.2、6.3、7.3条给出了具体的限制容量。但各地区电网结构不同，电压波动的数值主要由当地短路容量确定，短路容量大的变电站可适当放宽。母线电压波动范围的计算方法是，考虑变电站投运初期的电网结构、负荷水平，容性无功补偿投入容量与系统短路容量的比值。3.4.6 新原则4.7条将“并联电容器组和并联电抗器组宜采用自动投切方式。”修改为“无功补偿装置宜采用自动控制方式”，以适应新形势的需要。随着技术的不断发展，设备自动化程度的不
31、断提高，远方控制将是今后的发展方向，在规划设计时，应考虑其前瞻性。3.4.7 新原则4.8条由于历史原因，部分变电站、发电厂内无功功率、无功电能、无功补偿装置运行状态及有载调压变压器分接位置等量值的采集、测量装置不齐全，无法对无功、调压设备运行情况进行监控，故对其提出明确的要求，为开展系统无功优化工作提供数据支撑。变电站、发电厂进出线路侧及变压器的高压侧应装设无功功率表、功率因数表、无功电能表。3.4.8 新原则4.9条对新建机组，发电机本体具备0.85(滞相)0.95(进相)运行的能力，但发电机进相受厂用电电压限制，部分电网做进相试验时将厂用电切换到启动变上，所做结果不能与实际运行方式符合，
32、故要求“发电机自带厂用电时，进相能力应不低于0.97”。因此电厂应合理配置升压变和厂用变的分接位置。3.4.9 新原则4.10条当220kV电厂输电线路较长时，为平衡充电功率，也应配置相应的并联电抗器，新疆、内蒙等电网就存在这种情况。3.4.10 新原则4.11条对风电场无功补偿的配置进行了要求，参考GB/Z 199632005风电场接入电力系统技术规定。3.4.11 新原则4.12条原原则规定“保证在电网负荷高峰时不从电网吸收无功电力”的要求无法达到，故修改为“不从电网吸收大量无功电力”；“保证电能质量满足相关规定要求”，增加了对非线性、冲击性负荷等特殊用户配置无功补偿装置以抑制谐波的要求。
33、3.4.12 新原则4.13条 “无功补偿装置的额定电压应与变压器对应侧的额定电压相匹配”，使无功补偿装置既不亏损容量，又不过压运行。“选择电容器的额定电压时应考虑串联电抗率的影响”，电容器组的额定电压选取须考虑串联电抗器带来的容升，计算确定，以保证电容器安全运行。3.5. 330kV及以上电压等级变电站的无功补偿3.5.1 新原则5.1条经调研西北电网公司、西北电力设计院，750kV电压等级变电站无功补偿容量选择10%20%，以补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额。3.5.2 新原则5.2条根据目前运行情况，给出了330kV750kV各电压等级变电站内配置电容器单组容
34、量的最大值，不应再大，否则分组过少，影响投运。3.5.3 新原则5.4条随着电网的不断发展，电网结构越来越坚强，500（330）kV电网短线路也越来越多，必须加装母线高压并联电抗器以平衡线路的充电功率，安装地点及容量应根据无功就地平衡原则和电网结构特点计算确定。“短线路”指长度在150km以下未安装线路高抗的线路。3.6. 220kV变电站的无功补偿3.6.1 新原则6.1条对于220kV变电站中、低压侧带负荷的情况，当负荷侧缺少无功补偿时，可适当兼顾负荷的无功补偿。对国网公司系统2007年无功配置情况的调查显示，部分单位在配置无功补偿装置时，由于对导则理解不到位，存在不能合理选择补偿容量的现
35、象，未能保证在系统有功负荷高峰运行方式下分层和分区的无功平衡。国网系统有41的省公司地区容性无功补偿度不足0.7（11个），有48的省公司负荷高峰时电网功率因数不足0.95（13个），220kV、110（66）kV、35kV变电站容性无功补偿度不足10的省公司分别占国网系统省公司总数量的38%、26%和25%，以上电压等级分别仅有19%、19%和17%的省公司补偿度大于15；尤其是送端电网，地区容性无功补偿度不足0.7的的省公司中送端电网就占了73（9个），功率因数低于0.95的省公司中送端电网就占了77（10个），送端电网功率因数偏低，无功配置水平普遍偏低，无功负荷不能就地平衡，需由发电机提
36、供大量的无功功率远距离输送到负荷侧，一方面影响电网经济运行水平，另一方面也影响电网动态无功的储备水平。为更好的指导无功补偿容量的选择，根据各单位的运行情况，按照15%25%（上限区域）和10%15%（下限区域）范围，推荐了一些典型的配置情况，对配置范围进行了细化。3.6.2 新原则6.5条为充分发挥无功补偿装置的作用，对220kV降压变压器低压侧额定电压选择进行了规定。低压侧的额定电压宜选1.05倍系统标称电压；当供电距离长、供电负荷重时，低压侧的额定电压可选1.1倍系统标称电压；当低压侧不带负荷或仅带有站用变等轻载负荷时，额定电压可选1倍系统标称电压。运行中存在不少变电站有载变压器低压侧额定
37、选择1.1倍系统标称电压的情况，运行档位在1档，低压母线电压仍超上限运行。对于低压侧额定电压太高，影响到供电电压质量的变压器，建议进行改造或更换。该原则也适用于110kV降压变压器。3.7. 35kV110kV变电站的无功补偿3.7.1 新原则7.1条从理论上讲，合理的无功补偿配置，在电力系统中应呈现正三角形分布。也就是从500（330）kV层面、220kV层面、35kV-110kV层面、10kV（或其它电压等级）层面，电压等级越低，补偿容量应该越大，即越靠近负荷端，补偿容量应该越大，按照这种规律，为更好的符合无功就地补偿的原则，对35kV110kV变电站容性无功补偿配置容量的下限范围进行了调
38、整，由原来的10%提高到15%。同时，将“容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的15%30%配置”的内容进一步细化，推荐了一些典型的配置情况，以更好的指导无功补偿容量的选择。3.7.2 新原则7.2条本条对110（66）kV变电站电容器分组情况进行了规定。“当在主变压器的同一电压等级侧配置两组容性无功补偿装置时，其容量宜按无功容量的1/3和2/3进行配置”的要求，主要考虑通常变电站投运初期负荷较轻，最终负荷较大（或系统方式不同时，变电站负荷大小不同），为满足不同阶段负荷无功补偿的需要，将无功补偿容量按1/3和2/3配置，增加了无功配置组合方式，投运方式灵活，无功设备利用率高。3.7.3 新原则
39、7.3条根据目前运行情况，给出了35kV110kV各电压等级变电站内配置电容器单组容量的最大值，不应再大，否则分组过少，影响投运。3.8. 10kV及其它电压等级配电网的无功补偿3.8.1 新原则9.1条给出了配电网无功补偿的基本原则；同时对配变变比选择提出了要求，目前10kV及以下配电网的电容器投入率较低，原因之一是配电网电压过高，电容器无法投入运行，因此应合理选择配电变压器的变比，尽量减少电压过高电容器无法投入运行的情况发生。3.8.2 新原则9.3条参见Q/GDW 1562006城市电力网规划设计导则。3.9. 风电场的无功补偿风电是清洁的绿色能源，但也具有随机性、间歇性强、可控性差，风
40、电机组种类多，风电出力预测困难，调度难度大等特点。大部分风电场又建设于电网的边缘，对局部电网的无功电压影响不可忽视。因此在配置原则中增加风电场无功补偿一节。本节依据国家电网公司风电场接入电网技术规定（试行）及部分网省公司的规定编写。3.9.1 新原则9.1条本条依据国网公司规定。由于风电机组的低电压度过能力是一个较为复杂的问题，目前仍在研究之中，9.1.2后半句为“由各电网公司委托有资质的单位研究决定”，不要求全部风电机组投入低电压度过能力。3.9.2 新原则9.2条本条依据国网公司规定，结合风电场运行经验编写。一般情况下，风电机组分为三种：异步风机、双馈和直驱风机，异步风机在运行工况下均需要
41、吸收无功，双馈和直驱风机的功率因数可在-0.980.98之间调节，具备一定发无功的能力。一般情况下风机机端电容器容量约占风机容量的15%-30%，通常异步风机取高值。该电容器除补偿风机升压变（0.69/35（10）kV）的无功损耗外，还起到风机启动、滤波等功能，属于不可调节的无功容量。在风电场的高压汇集站的35kV侧还安装了集中的电容器组，该电容器用于对风电场35kV集电电路、变压器（110（220）/35kV）和高压输电线路的无功补偿，该部分无功补偿带有开关，可通过投切控制变压器高压侧的母线电压。根据计算及现场实际应用情况，所以提出：“两部分无功补偿装置容量总和一般不小于风电装机容量的30%
42、50%” 。由于机端电容器一般为固定投入不可调节，所以为有足够的调节范围并考虑一定的备用容量因此提出集中无功补偿的容量“一般不低于风电场无功补偿装置容量总和的4060”的要求。由于风机在发电时受风速变化而导致发电出力发生频繁变化，因此在风电场配置部分动态无功补偿装置是必要的，尤其是以异步风机为主的风电场。另外，由于各地区风电场接入电网的输电线路的电压等级和距离均各不相同，因此需要考虑风电场对该输电线路的无功损耗进行一定的补偿，还应注意当线路很长时，需要一定容量的感性补偿来限制线路电压过高。3.9.3 新原则9.3条第1-3点均根据国网公司规定编写。第4点，在风电场发电时，高压送出线路随着输送功
43、率增加，线路无功损耗也在大幅度增加，如果此时风电场仍从电网吸收无功，则对电网电压调节带来巨大压力，也使线路线损增加；当风电场不发电时，一部分长距离送电线路的剩余无功流向线路两端母线，因此该情况下风电场应具备吸收部分剩余无功的能力，以防止线路电压超过要求。所以本点要求风电场高压侧（110/220kV）在风电场发电时不应从系统吸收无功，要向线路提供多大的无功，则根据风电所在各地区电网特点决定，在此不好统一规定；在风电场不发电时，应按9.2.4条执行。第5点要求同电网所属变电站；第6点是根据风电场发电变化频繁的特点所提出的。3.10. 电力用户的无功补偿3.10.1 新原则10.1条为提高用户电容器的投运率，防止无功倒送，推荐使用自动投切方式。3.10.2 新原则10.2条根据SD 126-84电力系统谐波管理暂行规定及GB/T 14549-93电能质量 公用电网谐波，按照“谁产生谁负责”的原则，对于特殊非线性用户如冶金、电铁等用户，要求其进行电能质量综合治理，使电能质量达到相关技术标准要求。