電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則

1、電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則80672電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則（試行）SD325-891總則1.1 電壓是電能質量的重要指標。電壓質量對電力系統(tǒng)的安全與經(jīng)濟運行，對保證用戶安全生產(chǎn)和產(chǎn)品質量以及電器設備的安全與壽命，有重要的影響。本導則規(guī)定了電力系統(tǒng)各母線和用戶受電端電壓的允許偏差值以及電壓與無功調整的技術措施。1.2 電力系統(tǒng)的無功補償與無功平衡，是保證電壓質量的基本條件。有效的電壓控制合理的無功補償，不僅能保證電壓質量，而且提高了電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性和安全性，充分發(fā)揮了經(jīng)濟效益。1.3 電力系統(tǒng)各部門（包括自備電廠和用電單位）在進行規(guī)劃、設計、基建、運行及用途管理等主面的工作時，應

2、遵守本導則。2名詞、術語2.1 系統(tǒng)額定電壓電力系統(tǒng)各級電壓網(wǎng)絡的標稱電壓值。系統(tǒng)額定電壓值是:220V、380V、3kV、6kV、10kV、35kV、63kV、110kV、220kV、330kV、500kV。其中，220V為單相交流值，其余均為三相交流值。2.2 電壓偏差由于電力系統(tǒng)運行狀態(tài)的緩慢變化，使電壓發(fā)生偏移。其電壓變化率小于每秒1%時，實際電壓值與系統(tǒng)額定電壓值之差。2.3 無功電源發(fā)電機實際可調無功出力、線路充電功率、以及包括電業(yè)部門及電力用戶無功補償設備在內的全部容性無功容量。2.4自然無功負荷電力用戶補償前的無功負荷、發(fā)電廠（變電所）廠用無功負荷、以及各級電壓網(wǎng)各變壓器和電抗

3、器及線路的無功消耗之總和。2.5 無功補償設備包括電業(yè)及電力用戶網(wǎng)絡中的并聯(lián)電容器、串聯(lián)電容器、并聯(lián)電抗器、同期調相機和靜止型動態(tài)無功補償裝置。2.6無功補償容量電業(yè)部門及電力用戶無功補償設備的全部容性無功和感性無功容量。2.7 逆調壓方式在電壓允許偏差值范圍內，供電電壓的調整使電網(wǎng)高峰負荷時的電壓值高于電網(wǎng)低谷負荷時的電壓值。3基本要求3.1 電力系統(tǒng)各級網(wǎng)絡，必須符合電壓允許偏差值的要求。3.2 電力系統(tǒng)的無功電源與無功負荷，在高峰或低谷時都應采用分（電壓）層和分（供電）區(qū)基本平衡的原則進行配置和運行，并應具有靈活的無功電力調節(jié)能力與檢修備用。3.3 在規(guī)劃、設計電力系統(tǒng)時，必須包括無功電

4、源及無功補償設施的規(guī)劃。在發(fā)電廠和變電所設計中，應根據(jù)電力系統(tǒng)規(guī)劃設計的要求，同時進行無功電源及無功補償設施的設計。3.4電力系統(tǒng)應有事故無功電力備用，以保證負荷集中地區(qū)在下列運行方式下，保持電壓穩(wěn)定和正常供電，而不致出現(xiàn)電壓崩潰。1.1.1 正常運行方式下，突然失去一回線路、或一臺最大容量無功補償設備、或本地區(qū)一臺最大容量發(fā)電機（包括發(fā)電機失磁）。1.1.2 在正常檢修方式下，發(fā)生3.4.1所述事故，允許采取必要的措施，如切負荷、切并聯(lián)電抗器等。3.5無功補償設備的配置與設備類型選擇，應進行技術經(jīng)濟比較。220kV及以上電網(wǎng)，應考慮提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定的作用。3.6 加強受端系統(tǒng)最高一級電壓網(wǎng)絡

5、的聯(lián)系及電壓支持，創(chuàng)造條件盡可能提高該級系統(tǒng)短路容量，對保持電壓正常水平及防止電壓失穩(wěn)具有重要意義。配電網(wǎng)絡則應采用合理的供電半徑。3.7 要按照電網(wǎng)結構及負荷性質，合理選擇各級電壓網(wǎng)絡中升壓和降壓變壓器分接開關的調壓范圍和調壓方式。電網(wǎng)中的各級主變壓器，至少應具有一級有載調壓能力，需要時可選用兩級有載調壓變壓器。4電壓允許偏差值4.1 用戶受電端的電壓允許偏差值4.1.1 35kV及以上用戶的電壓變動幅度，應不大于系統(tǒng)額定電壓的10%。其電壓允許偏差值，應在系統(tǒng)過程貯電壓的90%,110%范圍內。4.1.2 10kV用戶的電壓允許偏差值，為系統(tǒng)額定電壓的?7%。4.1.3 380V電力用戶的

6、電壓允許偏差值，為系統(tǒng)額定電壓的?7%。4.1.4 220V用戶的電壓允許偏差值，為系統(tǒng)額定電壓的+5%,-10%。4.1.5 特殊用戶的電壓允許偏差值，按供用電合同商定的數(shù)值確定。4.2 發(fā)電廠和變電所的母線電壓允許偏差值4.2.1 500(330)kV母線:正常運行方式時，最高運行電壓不得超過系統(tǒng)額定電壓的+10%最低運行電壓不應影響電力系統(tǒng)同步穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定、廠用電的正常使用及下一級電壓的調節(jié)。向空載線路充電，在暫態(tài)過程衰減后線路末端電壓不應超過系統(tǒng)額定電壓的1.15倍，持續(xù)時間不應大于20min。4.2.2發(fā)電廠和500kV變電所的220kV母線:正常運行方式時，電壓允許偏差為系統(tǒng)額定

7、電壓的0,+10%;事故運行方式時為系統(tǒng)額定電壓的-5%,+10%。4.2.3 發(fā)電廠和220(330)kV變電所的110-35kV母線:正常運行方式時，為相應系統(tǒng)額定電壓的-3%,+7%;事故后為系統(tǒng)額定電壓的?10%。4.2.4 發(fā)電廠和變電報的10（6）kV母線：應使所帶線路的全部高壓用戶和經(jīng)配電變壓器供電的低壓用戶的電壓，均符合4.1.2、4.1.3、4.1.4、4.1.5各條款中的規(guī)定值。5無功電力平衡和補償5.1 330,500kV電網(wǎng)，應按無功電力分層就地平衡的基本要求配置高、低壓并聯(lián)電抗器，以補償超高壓線路的充電功率。一般情況下，高、低壓并聯(lián)電抗器的總容量不宜低于線路充電功率的

8、90%高、低壓并聯(lián)電抗器的容量分配應按系統(tǒng)的條件和各自的特點全面研究決定。5.2 330,500kV電網(wǎng)的受端系統(tǒng)，應按輸入有功容量相應配套安裝無功補償設備。其容量（kvar）宜按輸入容量（kW）的40%,50附算。分別安裝在由其供電的220kV及以下變電所中。5.3 220kV及以下電網(wǎng)的無功電源安裝總容量，應大于電網(wǎng)最大自然無功負荷，一般可按最大自然無功負荷的1.15倍計算。5.4 220kV及以下電網(wǎng)的自然無功負荷，可按式（1）計算QlS，：式中QD-電網(wǎng)最大自然無功負荷，kvar;PD-電網(wǎng)最大有功負荷，kW;K-電網(wǎng)最大自然無功負荷系數(shù)。電網(wǎng)最大有功負荷，為本網(wǎng)發(fā)電機有功功率與主網(wǎng)和

9、鄰網(wǎng)輸入的有功功率代數(shù)和的最大值。K值與電網(wǎng)結構、變壓級數(shù)、負荷組成、負荷水平及負荷電壓特性等因素有關，應經(jīng)過實測和計算確定（實例和計算方法見附錄A）,也可以參照表1中的數(shù)值估算。5.5 220kV及以下電網(wǎng)的容性無功補償設備總容量，可按式（2）計算QlLIGQh-QlQlQl-式中QC-容性無功補償設備總容量QD-最大自然無功負荷；QG-本網(wǎng)發(fā)電機白無功功率；QR-主網(wǎng)和鄰網(wǎng)輸入的無功功率；QL-線路和電纜的充電功率。表1220V及以下電網(wǎng)的最大自然無功負荷系數(shù)電網(wǎng)電度口*%71noE310福大H特曲加后率敬12%L41-1-1.IDS-1-DbI.IS-I-HOLo-i.iuCi.5-1.

10、t15li1.O-L.15Q-JTQ等注：本網(wǎng)中發(fā)電機有功功率比重較大時，宜取較高值：主網(wǎng)和鄰網(wǎng)輸入有功功率比較大時，宜取較低值。5.6電網(wǎng)的無功補償水平用無功補償度表示，可按式（3）計算式中WB-無功補償度，kvar/kW;QC-容性無功補償設備容量，kvar;PD-最大有功負荷（或裝機容量），kW1.7 220kV及以下電壓等級的變電所中，應根據(jù)需要配置無功補償設備，具容量可按主變壓器容量的0.10,0.30確定。在主變壓器最大負荷時，其二次側的功率因數(shù)不小于表2中所列數(shù)值，或者由電網(wǎng)供給的無功功率與有功功率比值不大于表2所列數(shù)值。表2220kV及以下變電所二次側功率因數(shù)規(guī)定值電氏等輾(R

11、V)226口95-10.9-1此功率有功坨竄o.as-P注：(1)由發(fā)電廠直接供電的變電所，其供電線路較短時，功率因數(shù)可取表2中較低值，其它變電所的功率因數(shù)應取較高值。(2)經(jīng)技術經(jīng)濟比較合理時，功率因數(shù)可高于表中上限值。1.8 10(6)kV配電線路上宜配置高壓并聯(lián)電容器，或者在配電變壓器低壓側配置低壓并聯(lián)電容器。電容器的安裝容量不宜過大，一般約為線路配電變壓器總容量的0.05,0.10,并且在線路最小負荷時，不應向變電所倒送無功。如配置容量過大，則必須裝設自動投切裝置。1.9 電力用戶的功率因數(shù)應達到下列規(guī)定。1.9.1 高壓供電的工業(yè)用戶和高壓供電裝有帶負荷調整電壓裝置的電力用戶，功率因

12、數(shù)為0.90以上。1.9.2 其他100kVA(kW)及以上電力用戶和大、中型電力排灌站，功率因數(shù)為0.85以上。1.9.3 建售和農(nóng)業(yè)用電，功率因數(shù)為0.80以上。1.10 對發(fā)電機(包括汽輪發(fā)電機、水輪發(fā)電機和抽水蓄能發(fā)電機)的要求。1.10.1 發(fā)電機額定功率因數(shù)(遲相)值，應根據(jù)電力系統(tǒng)的要求決定：a直接接入330,500kV電網(wǎng)處于送端的發(fā)電機功率因數(shù)，一般選擇不低于0.9;處于受端的發(fā)電機功率因數(shù)，可在0.85,0.9中選擇。b直流輸電系統(tǒng)的送端發(fā)電機功率因數(shù)，可選擇為0.85;交直流混送的可在0.85,0.9中選擇。c其它發(fā)電機的功率因數(shù)可按0.8,0.85選擇。1.10.2 發(fā)

13、電機吸收無功電力的能力：a新裝機組均應具備在有功功率為額定值時，功率因數(shù)進相0.95運行的能b對已投入運行的發(fā)電機，應有計劃地按系列進行典型的吸收無功電力能力試驗，根據(jù)試驗結果予以應用。5.10.3水輪發(fā)電機的調相。遠離負荷中心的，一般不考慮調相，處在受端系統(tǒng)內的，經(jīng)技術經(jīng)濟比較認為有必要時，應配備有關調相運行的設施進行調相運行。1.11 變電所的并聯(lián)電容器組，應具備頻繁投切功能，并裝設自動控制裝置，經(jīng)常保持變電所二次母線的功率因數(shù)在表2規(guī)定的范圍內。1.12 在系統(tǒng)輕負荷時，對110kV及以下的變電所，當電纜線路較多且在切除并聯(lián)電容器組后，仍出現(xiàn)向系統(tǒng)側送無功電力時，應在變電所中、低壓母線上

14、裝設并聯(lián)電抗器;對220kV變電所，在切除并聯(lián)電容器后，其一次母線功率因數(shù)高于0.98時，應裝設并聯(lián)電抗器。1.13 用戶的并聯(lián)電容器組，應安裝按功率因數(shù)和電壓控制的自動控制裝置，并應有防止向系統(tǒng)送無功功率的措施。5.14在計算并聯(lián)電容器和并聯(lián)電抗器等無功補償設備的實際出力時，應扣除由于各種原因而影響的容量。5.15無功電源中的事故備用容量，應主要儲備于運行的發(fā)電機、調相機和靜止型動態(tài)無功補償裝置中，以便在電網(wǎng)發(fā)生因無功不足可能導致電壓崩潰事故時，能快速增加無功電源容量，保持電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。在電網(wǎng)電壓支撐點和220kV樞紐變電所中，應有適當?shù)臒o功補償設備備用容量，以便在運行方式變化時，仍然

15、保持電壓符合第4.2條的規(guī)定。6 無功補償設備的選用6.1 并聯(lián)電容器和并聯(lián)電抗器是電力系統(tǒng)無功補償?shù)闹匾O備，應優(yōu)先選用此種設備。6.2 當發(fā)電廠經(jīng)過長距離的線路（今后不再串接中間變電報）送給一個較強（短路容量較大）的受端系統(tǒng)時，為縮短線路的電氣距離，宜選用串聯(lián)電容器，其補償度一般不宜大于50%，并應防止次同步諧振。6.3 當220,500kV電網(wǎng)的受端系統(tǒng)短路容量不足和長距離送電線路中途缺乏電壓支持時，為提高輸送容量和穩(wěn)定水平，經(jīng)技術經(jīng)濟比較合理時，可采用調相機。6.3.1 新裝調相機組應具有長期吸收70%,80%額定容量無功電力的能力。6.3.2 對已投入運行的調相機應進行試驗，確定吸收

16、無功電力的能力。6.4 電力系統(tǒng)為提高系統(tǒng)穩(wěn)定、防止電壓崩潰、提高輸送容量，以技術經(jīng)濟比較合理時，可在線路中點附近（振蕩中心位置）或在線路沿線分幾處安裝靜止補償器帶有沖擊負荷或負荷波動、不平衡嚴重的工業(yè)企業(yè)，本身也應采用靜止補償器。7 網(wǎng)絡結構7.1 電力系統(tǒng)規(guī)劃、設計中，應對主要負荷集中地區(qū)的最高一級電壓電網(wǎng)（包括電源），加強網(wǎng)絡聯(lián)結及電壓支持（增大短路容量），逐步形成堅固的受端系統(tǒng)。7.2 受端變電所應深入市區(qū)，靠近負荷中心。為了提高可靠性，可采用雙T（三T）或環(huán)路布置斷環(huán)運行等結構方式，在事故運行方式時，也應滿足有關電壓的要求。7.3 各級配電線路的最大允許電壓損失值，可參照下列數(shù)值選用

17、:0kv-10kV線路首未端（正常方式）:5%380V線路（包括接戶線）:5%220V線路（包括接戶線）:7%7.4 10kV及以下網(wǎng)絡的供電半徑，應根據(jù)電壓損失允許值、負荷密度、供電可靠性并留有一定裕度的原則予以確定。8變壓器調壓方式及調壓范圍的選擇8.1 各級變壓器的額定變壓比、調壓方式、調壓范圍及每檔調壓值，應滿足發(fā)電廠、變電所母線和用戶受電端電壓質量的要求，并考慮電力系統(tǒng)10,15年發(fā)展的需要。壓。3308.2 升壓變壓器高壓側的額定電壓，220kV及以下電壓等級者，直選1.1倍系統(tǒng)額定電壓。330kv、550kV級變壓器高壓側的額定電壓，宜根據(jù)系統(tǒng)無功功率分層平衡要求，經(jīng)計算論證，確

18、定其額定電壓值。8.3降壓變壓器高壓側的額定電壓，宜選系統(tǒng)額定電壓。中壓側和低壓側的額定電壓，宜選1.05倍系統(tǒng)額定電壓。8.4發(fā)電機升壓變壓器，一般可選用無勵磁調壓型。330kV、500kV級升壓變壓器，經(jīng)調壓計算論證可行時，也可采用不設分接頭的變壓器。8.5 發(fā)電廠聯(lián)絡變壓器，經(jīng)調壓計算論證有必要時，可選用有載調壓型。8.6 330kV、500kV級降壓變壓器官選用無勵磁調壓型，經(jīng)調壓計算論證確有必要且技術經(jīng)濟比較合理時，可選用有載調壓型。8.7 直接向10kv配電網(wǎng)供電的降壓變壓器，應選用有載調壓型。經(jīng)調壓計算。僅此一級調壓尚不能滿足電壓控制的要求時，可在其電源側各級降壓變壓器中，再采用

19、一級有載調壓型變壓器。8.8 電力用戶對電壓質量的要求高于本導則4.1各規(guī)定的數(shù)值時，該用戶的受電變壓器應選用有載調壓型。8.9變壓器分接開關調壓范圍應經(jīng)調壓計算確定。無勵磁調壓變壓器一可選？2X2.5%（10kV配電變壓器為？5%）。對于有載調壓變壓器,63kV及以上電壓等級的，宜選？x（1.25,1.5）%;35kV電壓等級的，宜選？3X2.5%。位于負荷中心地區(qū)發(fā)電廠的升壓變壓器，其高壓側分接開關的的調壓范圍應適當下降2.5%,5.0%;位于系統(tǒng)送端發(fā)電廠附近降壓變電所的變壓器，其高壓側調壓范圍應適當上移2.5%,5%。9電力系統(tǒng)電壓的調整和監(jiān)測9.1 各級變壓器分接開關的運行位置，應按保證發(fā)電廠和變電所線線以及用戶受電端的電壓偏差不超過允許值（滿足發(fā)電機穩(wěn)定運行的要求）、并在充分發(fā)揮無功補償設備的經(jīng)濟技術效益及降低線損的原則下，通過優(yōu)化計算確定。9.2為保證用戶受電端電壓質量和降低線損，220kV及以下電網(wǎng)電壓的調整，宜實行逆調壓方式。9.3當發(fā)電廠、變電所的母線電壓超出允許偏差范圍時，首先應按無功電力分層、分區(qū)就地平衡的原則，調節(jié)發(fā)電機和無功補償設備的無功出力。若電壓質量仍不符合要求時，再調整相應有載調壓變壓器的分接開關位置，使電壓恢復到合格值。9.4 發(fā)電廠、變電所的無功補償和調壓設備的運行調整，應按9.