电网无功电压分析

2024-06-29

电网无功电压分析（共6篇）

篇1：电网无功电压分析

春节期间电网无功电压与功率因数的控制分析与研究 1.引言

电压、频率、波形是电能质量的三要素，而电压又与电力系统中的无功功率密切相关。

某地区是国家aaaaa级风景旅游区，同时该地区电网是典型的受端网络，80%的负荷由周边7座500kv变电站受入。城区电缆覆盖率高达83%，低谷负荷期间，电缆产生大量容性无功，致使地区整体电压偏高，功率因数难以控制在合格范围。

2.现状调查

某地区正常网供负荷大约为800万千瓦，随着工厂企业逐步停工，地区网供负荷逐步下降。2014年1月29日，地区网供负荷已下降至390万千瓦，春节期间负荷将进一步下降，2月1日（大年初二），地区网供负荷将达到全年最低点220万千瓦左右，约为正常负荷的30%。

负荷的大幅下降，导致地区电网220kv母线电压超233kv，按照地区功率因数考核规定，当220kv母线电压在233kv～236kv之间，功率因数应控制在0.94～0.97。2014年春节期间省公司将继续采用负荷功率因数考核管理办法，主要内容包括：

（1）功率因数考核关口为单座220kv变电站主变高压侧总加值。

（2）关口无功不得向上级系统倒送。

（3）关口功率因数需全天控制在0.97以下。

3.采取措施

3.1 220kv无载调压变压器分接头调整

春节期间是全网电压最高时段，受可靠性指标影响，地区将不安排220kv无载调压变压器分接头调整档位，各无载调压变压器下送的110kv和35kv变电所低压侧母线电压依靠其主变有载开关调整。同时需要加强对无功电源的管理和输变电设备的监视，来保证部分电压偏高的无载主变电压质量。

3.2 电抗器和电容器投切

3.2.1电抗器：

地区各220kv、110kv变电站电抗器春节前集中投运一批电抗器（目前地区电抗器总容量已达81万千乏，接近全省的一半）并完成集中消缺工作，确保春节期间电抗器能正常使用，按要求投入运行。同时要求客户中心安排用户电抗器投入运行。

3.2.2电容器：

原则上，所有地区配网的电容器装置在春节期间全部停用。春节期间用户的容性无功补偿装置原则也应全部停用，如确需在春节期间组织生产，应根据电压情况及时正确投切，停产用户的无功补偿装置要一律退出，要求地区及各县（市）供电公司及时通知用户在节前做好电容器停用工作，春节后根据负荷、功率因数实际情况（要求功率因数低负荷时不高于0.95）逐步投入运行。

3.3 停役轻载主变和充电功率较大的110kv电缆

地区调度应根据负荷情况，做好轻载主变停用，春节前共完成17座110kv轻载主变停役。

3.4 地方电厂出力控制

3.4.1市区及各县（市）供电公司须严格控制小火电出力。春节期间，燃油机组及不供热的燃煤机组一律调停；供热机组严格按以热定电方式运行，并严格控制无功，要求功率因数不低于0.98。对不按规定调停的机组，调度要求机组解列，直至拉停并网线路。

3.4.2对于地区电网水电站：

春节期间根据来水情况，机组进相运行。进相运行工况根据各机组进相曲线运行，原则上进相运行深度功率因数小于-0.97以下（吸收的无功为有功出力四分之一以上占比）。若发电机组不能进相运行，则机组不能发电。

3.4.3地区及各县（市）供电公司热电机组仍需以热定电方式发电，有进相运行条件的机组在春节期间需进相运行，原则上进相运行深度功率因数小于-0.97以下。

3.5 无功电压控制系统（avc）

3.5.1春节期间，省调avc系统将关闭省地互联，地调avc系统将独自运行。

3.5.2春节期间地调avc系统将投入春节小负荷运行模式，接入地调avc系统的各个变电站（包括市区及各县（市）供电公司已接入地调avc的220kv变电站、市区已接入地调avc系统的110kv、35kv变电站）内未闭锁的电容器、电抗器将自动投切，主变有载档位将自动调节，届时电容器将自动全切除，电抗器将自动全投入，有关运行人员仍需加强电压监视，同时需加强avc系统投切及调档情况监视，若接入地调avc系统的变电站电容器、电抗器投切及主变调档出现异常请及时消缺。当220kv变压器在avc系统调节主变有载分接头次数满的情况下需根据电压情况及时调整220kv有载分接头。

3.5.3地区及各县（市）供电公司avc系统根据电容器全切除、电抗器全投入的春节无功电压策略投入运行，各个变电站仍需加强电压监视。

3.5.4地区及各县（市）供电公司及市区未接入avc系统的变电站、avc系统已闭锁投切的变电站或站内新投运未接入avc系统的无功补偿设备由人工实施电容器全切除、正常电抗器全投入的策略，值班人员应加强电压监视，及时调整有载变压器的分接头。各县（市）调对调度管辖范围内需调整分接头的无载主变请及时安排。

3.5.5 地区及各县（市）供电公司需按供电关口将关口功率因数控制在0.96以下。

4.控制成效及后续整改措施

4.1控制成效

考核时间为2014年1月22日～2月6日，对于春节期间同业对标指标电压全时段控制在233kv以下评判标准。考核期间地区功率因数总合格率为61.307%，电压标准的总合格率为99.907%，但仍有3座220kv变电站出现长时间无功倒送，且无功倒送量均较大，最大值达到了-10mvar，2座220kv变电站存在短时无功倒送。

从电压标准统计情况来看，春节期间地区电网220kv母线电压均控制在233kv以内，较出色的完成了春节母线电压控制的任务。

从传统功率因数统计标准可以看出，春节功率因数控制水平较去年基本持平，但是无功倒送点较为集中和突出，单个220kv变电站的倒送量超去年水平。

4.2后续整改措施

为了在将来的春节能够更好的控制功率因数，提高合格率，建议采取以下措施：

1、对110kv新出电缆线路及线路上改下需同步校核无功平衡，及时增装电抗器。尤其是新出110kv用户电缆线路，在变电站侧需配套增加无功补偿装置。

2、从春节及日常功率因数控制角度出发，首先在可能出现无功倒送的部分220kv变电站增装电抗器。

3、春节期间仍需加强对用户及配网的电容器管理，这是决定春节期间无功情况的关键。

结束语

无功电压控制既要保证对用户供电的电压质量，降低线损，又要保证电网的安全、经济运行。因此，地区及各县（市）公司按照无功功率分层分区和就地平衡的原则，合理建设无功电源，强化运行管理，优化无功潮流，使整个地区的无功潮流基本平衡，提高了地区电网的电能质量和经济运行水平。

篇2：电网无功电压分析

目前的科学设备投入力度小，大部分还是通过人工监视。这种传统的管理模式很难保证电压合格率，所以电网无功电压在目前看来最典型的就是技术和设备上存在的问题，深入加大电压管理也势在必行。

1.1技术和设备上存在问题

技术和设备上常出现的问题主要包括以下几种：

①无功补偿容量不足，例如在新上工程中不安装电容器或容量偏小，甚至为提高其设备档次而牺牲电容器的做法，这类问题就会使无功补偿容量不足。

②电容器配置不合理，例如只在低压使用并联电容器或电容器的全部投入使用都可能会导致电容器不能正常投入使用，无法发挥应有的效益。

③变压器的额定限压不合理，由于网路增强供电半径的减小，就会导致配电网的电压很难满足要求且无法投入运行中。

1.2无功电压管理上的问题

未从源头上规划好无功设备、运行管理之中的管理不到位和管理用户难度大是电压管理上存在的三大问题。要解决首要的源头问题，首先要采取环网布置，开环运行，同时侧重于电能质量和线损的管理。所以不能只考虑对电压的要求，还要进行科学配置。管理用户方面，用户配置不够合理，未规范管理电容器运行，未及时向供电部门提供信息导致变压器扩容时无法同期建成无功补偿设备。

2无功电压的管理

2.1实现目标

为保持电网内被控电站低压侧母线电压在合理方位内，减少网损，减少变电站电容器投停和调整次数，实现自动管理，减轻人员劳动强度，迎合电力市场运营，但以深入开展为目标，各公司会越来越注重经济效益，而探寻到一条适合自己的管理途径，以此提高电压质量，保障电网安全。

2.2解决措施

2.2.1充分发挥无功优化系统的作用为最大范围地实现电压合格，减小电能损耗，保证设备使用次数，使整个运行过程安全进行，要以保证设备安全为前提，合理投入设备，使主变分接开关调节次数达到最小，提高电网调度水平，提高系统的稳定性，保证安全性，达到质量过关损耗降低的理想状态。

2.2.2建立一个完善的网络结构规划、设计、建设一个完善的网络构建，首先要支持最高级的电压网络；其次是要优化低一级的电压网络，做到分层供电，采用环形布置的科学结构；再次是中、低压电网的相互配合，控制好供电半径在合理范围内；最后要保证无功负荷与无功电源之间的平衡。

2.2.3注意电容器运行间存在的问题电容器在运行时会出现以下问题：在低压时，调度所并未下令使用所有的容器，而且功率因数和电压合格率的考核均未到达各变电站的标准。又因向主系统倒送之中，出现电压不正常、功率因数偏低等问题，未及时采取功率因数调节措施。所以一定要重视电容器的运行情况，及时采取功率因数调节的措施，加强对用户电容器的管理力度，定时询问电容器装置的状况。

2.2.4加强对电压质量的管理加强电压质量，首先就是要对主要送电线路的导线进行检查和改造，扩大线径，提高受电电压，降低损耗。同时，调整配电线路，消除因线路过长对电压质量带来的不良影响。重视调压设备的建设对无功容量的配置，对变压器有载调压改造工作是刻不容缓，也是从根本上改变的途径。加强对无功电压的运行中的管理，明确职责，各部门员工各司其职。制订有效的考核管理办法，提高综合电压合格率，确保上传下达指标的达标。

2.2.5加强无功优化补偿对变电站进行集中补偿，并利用并联电容器，最后通过有载调压主变进行调压。有载调压灵活、调压幅度大，且在电网无功不足的情况下能改变电压分布，尽管其对提供无功无济于事，但这一缺陷正好可由并联电容器加以弥补。投入电容器的使用不仅增加了网络的无功电力，还能提高网络电压。但如果进行较大幅度的调压，就会造成一定的浪费，成果并不经济，所以在应用并联电容器的情况下，调压应注意以下四点问题：

①在高峰负荷时，应首先投入电容器组的使用；在低谷负荷时，应先考虑电压的调整。

②一般变电站应以变压器调压为主要调压方式，并联电容器手段做好辅助调压的工作。

③利用并联电容器调整电压时，应保证电压突变幅度，还要对电容器容量较大时采取分组安装的方式，分组投切。

④对容量较大的电容器，其自动投切方式要采用电压控制为主的方式，从而保证能自动、适时地控制无功潮流和电压的变化。

3结束语

篇3：南方电网无功电压问题分析

南方电网覆盖五省区,包括广东、广西、云南、贵州和海南,其中云南、贵州500 k V网络呈辐射状,广东、广西存在多个500 k V输电环网,海南以220 k V的环岛线路作为输电主网。南方电网特点是远距离、大容量西电东送和交直流混合输电, 是目前国内最复杂的电网[1]。

截至2013年底,南方电网的统调装机容量约2.1亿k W,其中火电占48.5%,水电占比37.6%, 核电约占2.9%,全社会用电量8 500亿k W·h,预计2014年底统调装机容量为2.27亿k W。五省区经济发展和能源资源分布不平衡,经济发展相对落后的云南、贵州、广西三省煤炭和水能资源丰富, 这样的不平衡决定了南方电网远距离、大规模西电东送的发展趋势。

2014年,南方电网形成八交八直的输电网络格局[2]。随着南方电网的发展,其电网结构日益复杂,主网交直流混合运行通道越来越多。多条直流馈入广东电网,受端直流落点集中,呈现“强直弱交”的特点。南方电网地理跨度大,分片电网发展不均衡,分区间无功电压差异特性大,对交直流混合运行输电且负荷相对集中的南方电网来说,当输电通道潮流较重且出现多重故障时,容易发生电压崩溃。无功电压控制涉及到南方电网的安全经济运行,为加强南方电网的无功平衡和电压控制的管理, 本文分析了南方电网的无功电压存在的问题,并提出了相应的措施,用以指导南方电网下一步无功电压重点工作。

1无功电压控制策略

传统的电压无功控制一般以控制区域来进行调节[3],比如九区图控制策略,但由于其控制边界固定所以存在误动作问题,因此又提出了面向五种基本控制行为的五区图控制策略,以使装置动作准确可靠。基于人工智能的电压无功控制策略则包含模糊控制、专家系统控制和神经网络控制等。

随着电网调度自动化、信息化、互动化水平的显著提高,在各调度中心建设自动电压控制系统 (AVC),实现电压和无功功率的闭环管理已成为共识[4]。AVC是在满足全网安全约束条件下,通过调整电网的无功电源和变压器分接头及投切无功补偿设备,以实现全网网损最小的目标。经过研究发展, AVC已经从原来的厂站端电压无功控制 (VQC) 发展到整个电网范围内的自动电压控制。南方电网的无功电压控制模式主要为三级电压控制模式,三级电压控制模式是由法国电力公司提出的,它以中枢节点和控制区域为基础,每个控制区域中至少含有一个中枢节点,任意两个控制区域彼此为电气弱耦合状态。

在三级电压控制模式中,调控中心的AVC主站作为控制的第三级,进行全网统一优化后,将各控制区域的中枢点电压指令下发给第二级电压控制层。第二级电压控制层由各个控制区域组成,每个控制区域内都装设二级电压控制器,二级电压控制器接收AVC主站的指令后,将指令分解并发送至各厂站端的AVC子站执行,目标是跟踪AVC主站下发的中枢节点电压目标值。厂站端的AVC子站是第一级控制的执行者,负责执行二级电压控制器下发的控制命令,自动调节本厂站内的无功设备来跟踪指令。其基本架构如图1所示[4]。

由图1可知,AVC体系架构被分为一级电压控制 (PVC)、二级电压控制 (SVC) 和三级电压控制 (TVC) 三个层次。显然,每一层都承担着各自的任务,下层接收上层的指令作为本层的控制目标, 并向更下一层发出控制目标。各级电压控制的比较见表1[5]。

2南方电网无功电压问题

1) 部分地区无功支撑有限,无功补偿配置不足。部分地区容性无功补偿配置不足,负荷高峰期部分地区电压偏低,尤其是重负荷地区无功下送过多,潮流较重片区无功缺额大,无功功率不能就地平衡。海南电网电容器配置比例为5.3%,低于南方电网35 ~ 220 k V变电站容性无功补偿容量一般按照主变容量的10% ~ 30% 配置的标准。海口片区为负荷中心,又缺乏容性无功补偿装置,在高峰负荷时易发生一些重要枢纽变电站电压偏低的情况。而低压电抗器配置普遍不足,负荷低谷时段部分地区电压偏高,尤其是电缆接线多,地方电源集中的片区,电压偏高问题尤为突出。在节假日时期,感性无功补偿不足的矛盾尤为突出,为降低电压需要采用停运南方电网的串补装置、机组进相运行、停运直流及大量线路的运行方式,不利于电网的安全稳定运行。

2) 不能做到无功分层分区平衡。首先分析无功分层平衡情况。如表2所示,夏大方式下,全网容性无功均有一定的盈余,具有一定的调节能力。但220 k V电压层面无功不能就地平衡。部分地区如广东东莞、广西南宁等高峰时段负荷重,无功需求大,而无功补偿配置不足,需要从500 k V主网吸收无功。部分小水电集中送出区域如广东曲江、嘉应,广西河池,云南砚山、永丰、甘顶等向主网送入过多无功,造成500 k V站点无功上送过多。其次看无功分区平衡情况。南方电网夏大方式下, 广西电网与广东、贵州、云南电网之间存在较大的无功功率交换,广西电网从广东电网吸收的无功达到516 Mvar,从云南电网吸收无功160.8 Mvar,主要原因是大负荷期间西电东送输送功率较大,西电东送通道需消耗系统大量无功,造成广东电网向西部转移大量无功的情况,两广断面交流线路上的高抗由于本身消耗大量无功,也进一步加剧了广东电网无功功率的送出。

3)500 k V主网N-1开断,引起220 k V站点电压越限。如夏大方式下,500 k V主网N-1开断后,引起的220 k V电压越限站点较多。较为严重的是贤令山主变断开后会引起远丰站、宝城站、回澜站 / 旗尾站、阳山站220 k V母线电压严重偏高,最高达到15%。景洪主变开断后,引起黎明站、木乃河站、唐胜站、景洪站220 k V母线电压严重偏低,最低达到8.7%,超出允许范围。该方式下,无500 k V电压越限站点。夏小方式下,500 k V主网N-1开断后,引起的220 k V电压越限站点相对较少。主要是昭通地区甘顶主变N-1后引起的北门、大关、甘定、盐津、镇雄220 k V母线电压严重偏低,最低达到9.3%,超出允许范围。另外,500 k V能博线N-1开断后,引起三广直流惠州站直流母线电压比额定电压降低14.9%。该方式下无500 k V母线电压越限站点。

4) 动态无功补偿不足。电压稳定性有静态、动态和暂态电压稳定。“两渡”直流投产后,八回直流集中馈入珠三角地区,交流故障引发多回直流换相失败的问题严重。多直流同时换相失败将导致大量潮流转移至交流通道,持续换相失败或换相失败过程中保护动作导致直流闭锁,系统将无法维持稳定,导致大面积停电。云南水电大量投产,需长时间大量外送,西电东送主通道特别是云南外送通道长时间、全时段压极限运行。长期压极限运行致使系统安全稳定裕度降低、抵御严重故障的能力降低,运行安全风险加大。交流双线故障导致的稳定问题依然严峻。目前南方电网主要补偿装置为电容器和高低压电抗器,安装了部分SVC和STATCOM装置,动态无功补偿不足,影响了电网安全稳定运行。

5)AVC系统建设有待加强。AVC能实现无功电压的闭环控制,南方电网目前有一定的AVC系统, AVC的运行管理和维护工作有待进一步提高。优化功能也有待进一步加强。

3改善无功电压运行的措施

根据南方电网无功电压运行存在的问题,现提出以下措施及工作安排。

1) 合理安排运行方式。如在夏季用电高峰期, 应相应增加电源的投入和无功补偿,根据不同的负荷需求,安排相应的开关机组和无功补偿。比如夏大方式下的广东电网,粤北韶关清远片水电大发,区域网供负荷减少,下层无功倒送,导致上层电压抬高,220 k V电压水平在234 k V以上,需要做好电压预控,控制变电站功率因数范围,按需投入电抗器调压 ;粤西片电压水平良好,220 k V电压在235 k V以内 ;江中珠片电压水平在230 k V左右,无功电压运行状况良好 ;东莞片是重负荷片区,电压水平保持在233 k V左右,峰期投入了大量电容器补偿,谷期为避免电压偏高应按需投退电容器组 ;粤东片电压水平控制良好,大机组主控500 k V电压, 保证了220 k V侧电压的良好水平,在230 k V左右。

2) 增投电容器或提高发电机组无功出力以提高系统运行电压水平从而提高系统的电压稳定性。稳定判据原则上以《电力系统安全稳定导则》和《南方电网安全稳定计算分析导则》为依据,电压稳定即暂态和动态过程中系统中枢点母线电压下降持续低于0.75 p.u.的时间不超过1 s,且动态过程平息后,220 k V及以上电压等级中枢点母线电压不低于0.9 p.u.。

基于迎峰度夏大方式计算,针对水增乙增城5042拒动跳蓄增甲进行分析。投入增城附近厂站的电容器,升高其运行电压 ( 增城站电压由525.77 k V提升至528.59 k V),表3表示增投电容器与否水增乙增城5042拒动跳蓄增甲故障时增城附近厂站的电压水平,图2表示水增乙增城5042拒动跳蓄增甲板桥站220 k V母线正序电压。

可知,提升系统运行电压水平有利于提高系统电压稳定性,建议系统稳态时应运行在较高的电压水平,广东500 k V主网电压水平控制在530 k V以上, 广东220 k V网络电压水平维持在228 k V以上。

3) 加强无功分层分区平衡控制。500 k V主变的220 k V侧无功交换,原则上应不超过有功负荷的15% 或80 Mvar ;500 k V线路无功穿越原则上不超过100 Mvar。加强500 k V电网与220 k V电网无功分层控制,500 k V主变的220 k V侧无功交换原则上应不超过有功负荷的15% 或80 Mvar。负荷高峰时段功率因数不低于0.95,负荷低谷时段功率因数不高于0.95。负荷中心区域,应要求其功率因数在负荷高峰时段不低于0.98,避免大量的下送无功。小水电富足地区,丰水期存在功率倒送情况的,应尽量控制倒送无功为最小值,使功率因数接近于1。

控制各省区间的无功交换,防止大规模无功跨省区流动。控制广东送出无功在0 ~ 200 Mvar,控制云南送出无功在 -400 ~ 300 Mvar, 控制贵州送出无功在-300~300 Mvar。考虑无功功率就地平衡, 减少区域间无功功率流动。

4) 加强动态无功设备运行控制。由于西电东送规模加大,广东省直流落点密集,对于西电对重负荷地区和直流落点密集的地方可增设动态无功补偿。同时为增加动态无功控制手段,应按计划推进快速投切电容器试点、广东电网发电机组的调差系数优化整定等工作。

广东500 k V木棉、水乡、北郊、东莞站 ( 以下简称“四站”) 各配置一座容量为 ±200 Mvar的STATCOM,以提高受端电网的动态无功支撑能力。

基于迎峰度夏大方式计算,针对北花甲北郊5042拒动跳蓄北线故障进行分析。四站投入STATCOM和北郊站的STATCOM退出运行发生故障时, 系统各220 k V及以上厂站电压低于0.75 p.u.的时间统计如表4所示,记录了北花甲北郊5042拒动跳蓄北线故障时附近厂站的电压水平。沥沙B站的电压波形对比如图3所示,记录了北花甲北郊5042拒动跳蓄北线时沥沙B站220 k V母线正序电压。

可知若北郊站的STATCOM退出运行,发生上述故障时,除郭塘站外,其他站点均发生暂态电压失稳。鹿鸣站和伍仙门B站220 k V母线在发生北花甲北郊5042拒动跳蓄北线时低压低于0.75 p.u.的时间超过500周波。四站的STATCOM投入后,大部分站点电压低于0.75 p.u. 的时间缩短至50周波以下, 电压提升效果显着,系统故障后稳定情况得到改善, 仅北郊站的220 k V鹿鸣、伍仙门B、罗涌等少数站点不满足暂态电压稳定判据要求。因此,STATCOM对于改善故障下站点电压暂态失稳的情况有良好的作用。为进一步解决北郊片区的暂态电压失稳问题, 考虑北郊站STATCOM运行在 -100 Mvar,提高其动态无功容量。经计算,在上述故障下的暂态电压稳定得以消除。度夏期间,要求北郊、东莞、木棉、水乡STATCOM正常投入,高峰段北郊站STATCOM运行于 -100 Mvar,增强其动态无功支撑能力。

5) 合理制定无功优化控制措施。无功优化涉及无功补偿设备投入地点的选择、补偿容量的确定、变压器分接头的调整和发电机机端电压的配合等问题,故应通过全网的静态、暂态和动态电压稳定性分析计算,来确定合理的无功优化方案。继续推进网省地三级AVC系统的建设,加强全网AVC策略管理 , 通过试行AVC系统,逐步实现利用电压、无功功率控制由就地功能向全系统优化控制功能过渡[6]。

6) 加强无功电压监督管理。关注无功电压设备的投入情况,实时监测其运行情况,完善监控统计和评价的技术手段。

4结语

篇4：地区电网的无功平衡和电压控制

关键词：无功平衡；电网运行；无功补偿；电压

随着电网的不断发展和电力体制改革的逐步深化，适应建设“一强三优”供电公司的要求，人们对电压问题的重视程度逐渐增加。本文从分析地区电网电压情况和无功设备状况入手，找出无功电压调整中存在的问题，有针对性的提出解决措施和方法，对提高电网电压管理和用户高质量的供电有着十分重要的意义。

1 某地区电网无功电压现状

1.1 无功设备的基本情况

目前，地区电网共有220 kV主变19台，容量3120 MVA，均为有载调压变压器；110 kV主变62台，容量2717.5 MVA，也均为有载调压变压器。

该地区电网的无功功率补偿设备主要是一台并入220kV电网的60万火电机组和各变电站的电容器组。地区电网110kV及以上变电站无功补偿电容器总容量736.334MVAR，其中220 kV变电站408.504 MVAR，110 kV变电站327.83 MVAR。

1.2 配置原则和调整手段

在无功补偿设备的配置上，主要是考虑分层分区就地平衡的原则，根据主变容量和负荷情况安装足够容量的无功补偿设备。对于220kV电网，应避免远距离、大容量的无功功率传输，力求保持各变电站的无功功率平衡，尽可能使220kV线路的无功功率流动小；对于110kV及以下的供电网，推行低压配变就地补偿，实现无功功率的分区和就地平衡，防止电压大幅波动。

无功电压的调整主要是通过调整主变分接头位置、投切电容器和电抗器、改变系统运行方式、调整发电机励磁等方法。

1.3 电压控制情况

2013年、2014年两年，地区电网综合电压合格率分别为99.967%和99.993%，2015年，将会继续提高。尤其是 2015年投运的220kV涡河变，不仅加强了电网可靠性，也对提升地区电网内县级电网的电压水平起到了关键作用。

2 存在的问题

随着社会经济的迅速发展、城市新区等工程建设，使地区电网规模不断扩大，供电负荷不断攀升。尤其是哈郑直流的落地，使地区电网结构和运行特性发生重大变化，地区电网的无功电压运行管理变得更加复杂，如不采取有效的针对性措施，可能影响供电质量，甚至危及电网安全。

2.1 哈郑直流引起的220kV层面无功传输问题

哈郑直流换流站靠近地区两座500kV变电站，致使500kV母线电压偏高，为调整电压，500kV变电站采取投入电抗器的措施。在降低500kV母线电压的同时，也使220kV母线电压降低，造成220kV线路无功潮流传输偏大，还会出现市际间无功的大量传输。

2.2 高峰时段电压调整能力不足

地区电网的大负荷季节一般在春季的灌溉时期、度冬度夏期间，此时间段电压调整困难。虽然提前采取了电压调整措施，对稳定主网电压起到了积极的作用，但在高峰时段，由于某些线路供电半径大、设备缺陷等原因，仍有电网电压偏低现象。

2.3 对县区供电电网缺少无功管理

地区县区电网的无功调压设备没有建立统一的台账，同时县区35kV变电站大多为无人值班，但又不能实现远方操作，故无功调整比较滞后，不能根据负荷和电压情况及时调整。

2.4 有载变压器调压范围选择问题

根据省调规程要求，220kV主变档位应在中间档位及上下三档范围运行，主变档位可调范围窄。同时有些主变因设备缺陷无法调档，造成调压困难。有些主变因负荷增长过快，还未进行主变调档就被闭锁。

2.5 电容器运行问题

地区电网主要的无功补偿设备是电容器。但电容器运行时发热等因素造成电容器相关设备如连接铝排、电容器本体等设备经常出现故障，而由于检修力量不足或设备备件购买周期长等原因，造成故障电容器检修工期长，电容器整体投入率不高，影响无功电压的调整。

2.6 负荷不稳定问题

地区有部分钢铁加工企业，造成电压调节无法跟上负荷变化的速度。

2.7 AVC调压策略问题

在自动化系统AVC功能中，只能设置各站自身的调压策略，不能将220kV变电站和其所带的110kV变电站的调压策略进行统一考虑，影响AVC的闭环控制。

3 调压措施

3.1 综合考虑各种因素的影响

由于无功电压调整的分散性和分层性，使得其控制比有功功率和频率的控制要困难得多。做好电压监视，控制好无功潮流和电压中枢点电压，合理使用调压手段，才能保证电压的可控、能控、在控。

3.2 提前做好電压调整

在电网运行中，做好负荷的预测工作，当高峰负荷到来之前，就将电容器投入，使电网电压提高至上限运行，这样可防止高峰负荷时电压的过分下降。同时做好预判，如果判断负荷增长较多会引起主变调压闭锁，在无功充足的情况下，先调整主变档位将电压提高至上限运行，待负荷升高后再投入电容器。

220kV主变档位调整应提前申请省调同意，并将地区负荷和电压变化情况及时向省调汇报，征得省调同意后扩大主变档位调整范围。

3.3 加强县区电网无功电压管理

建立县区电网无功设备台账，并制定县区无功电压管理规定和考核办法，确保县调无功电压调整的及时性。

3.4 提出电网改造建设建议

针对供电半径长、供电负荷重的线路和变电站，调度应及时向规划部门提出电网改造建设建议，解决线路末端电压低的问题。

3.5 及时消除电容器缺陷

运维部应加强电容器的运行维护，提高电容器检修处理速度，确保无功设备的投入率保持在较高的水平。尤其是针对经常出现问题的电容器，及早进行技改大修。

3.6 合理优化AVC控制策略

篇5：电网无功电压分析

第一章总则

为指导“十一五”期间的农网电压质量和无功电力管理工作，增强农网无功补偿和电压调控能力，提高农网经济运行水平和电压质量，为公司实施“新农村、新电力、新服务”农电发展战略提供有力支撑，根据国家电网公司“十一五”发展规划及国家电网公司农网“十一五”规划及远景展望，特制订本纲要。

一、编制依据

《国家电网公司“十一五”发展规划》

《国家电网公司农网“十一五”规划及远景展望》

《国家电网公司农网“十一五”科技发展规划纲要》

《电力系统电压和无功电力技术导则》

《国家电网公司农村电网电压质量和无功电力管理办法》

《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》

《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》

二、指导思想

以公司“新农村、新电力、新服务”农电发展战略为指导，以安全、质量、效益为核心，坚持科技进步，全面提高农网电压无功综合管理水平，持续改善供电质量，降低电能损耗，为社会主义新农村建设提供优质、经济、可靠的电力供应。

三、基本原则

1.坚持长远目标和近期需求相结合的原则，统一规划，统一标准，突出重点，循序渐进，优化资源配置。

2.坚持降损节能原则，充分利用调压和无功补偿手段，实现农网电压质量和无功电力平衡综合治理，改善农网电压质量，提高农网经济运行水平，实现企业经济效益和社会效益的共同提高。

3.坚持调压与降损相结合，以降损为主;集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主;高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主的原则，实行分级补偿，实现无功动态就地平衡。

4.坚持科技创新的原则，加大资金投入，积极研究开发和推广应用先进适用的新技术、新设备，提高农网电压无功管理的科技水平。

第二章现状

“十五”期间，通过大规模的农网建设改造和不断加强农网电压无功管理工作，农网电压质量水平和调控能力获得了显着提高。

一、现状

农村电网现状截止到“十五”期末，公司农网供电区域内共拥有 110(66)kV 变电所 5455 座，主变数量 9330 台，容量 258507.5MVA，110(66)kV 线路 8399 条，长度 133060km;35kV 变电所 12108 座，主变数量 20682 台，容量 116762.9MVA，35kV 线路 19629 条，长度 211326km;10(6)kV 配电变压器 3022771 台，容量365902.7MVA。

二、农网电压无功调控能力

1.无功补偿容量装设情况“十五”期末，公司农网供电区域内 110(66)kV 变电所共装设电容器补偿容量 30314.8Mvar，占主变压器容量的 11.52%,可投运率达到 95.84%，利用率 72.34%，采用自动跟踪补偿装置的电容器补偿容量达 17835.6Mvar，占电容器补偿容量的58.83%。

35kV 变电所共装设电容器补偿容量 15175.0Mvar，占主变压器容量的 12.53%,可投运率达到 95.79%，利用率 74.92%，采用自动跟踪补偿装置的电容器补偿容量达 3650.3Mvar，占电容器补偿容量的 24.1%。

10(6)kV 配电变压器共装有电容器补偿容量 29621.8Mvar，占配电变压器容量的 7.56%,可投运率达到 90.94%，利用率73.69%，采用自动跟踪补偿装置的电容器补偿容量达16278.8Mvar，占电容器补偿容量的 54.9%。

2.农网调压能力

“十五”期末，公司农网供电区域内拥有 110(66)kV 有载调压主变 6907 台，容量 226470.0MVA，占 110(66)kV 主变数量78.78%。35kV 有载调压主变 13002 台，容量 83012.1MVA，占35kV 主变数量 56.39%。

三、农网电压监测与电压质量水平

“十五”期末，按照现行的《国家电网公司农村电网电压质量和无 3

功电力管理办法》规定，公司供电区域内四类电压监测装置装设数量 66596 个。其中：A 类电压监测装置实装数量15299 个，B 类电压监测装置实装数量 2475 个，C 类电压监测装置实装数量 11459 个，D 类电压监测装置实装数量 37363 个。

“十五”期末，公司供电区域内农网供电综合电压合格率完成 95.8%，居民端电压合格率完成 93.8%，均比“九五”期末提高了 5 个百分点。

四、农网经济运行水平

“十五”期间，通过大规模的农网建设改造和不断采取技术降损及管理降损措施，农网线损率指标得到不断改善。“十五”期末，农网中压综合线损率达到 10%，低压综合线损率达到 12%以下。

“十五”期末，公司农网供电区域内 110(66)kV 变电所主变二次侧功率因数平均值达到 0.93;35kV 变电所主变二次侧功率因数平均值达到 0.871;10(6)kV 配电变压器二次侧功率因数平均值达到 0.85。

五、农网电压无功管理技术人员状况

农网从事电压无功工作的专(兼)职管理技术人员数量达13014 名，其中大专及以上学历人员 6194 名，占电压无功管理技术人员的 47.5%，中专及以下学历人员 6820 名，占电压无功管理技术人员的 52.5%。

六、农网电压质量和无功电力管理存在问题

1.农网电压质量水平有待提高随着农村经济持续发展，农村用电负荷快速增长，个别地区的农网电压调控能力和电压质量水平难以满足当地农村经济发展的需要。部分未改造的农村电网中存在供电半径不合理的10(6)kV 线路 13478 条;供电半径不合理的低压线路 592739 条。公司供电区域内农网供电电压合格率的总体水平仍然较低。

2.农网经济运行水平较低县供电企业开展无功优化工作的意识不强，“十五”期末仅有 14.6%的县供电企业开展了无功优化计算和控制。部分农网变电所、配电变压器二次侧功率因数和 10(6)kV 线路的功率因数较低，农网 0.38kV 线路三相负荷不平衡现象较为普遍。

3.无功补偿容量不足农网中、低压电网无功补偿容量配置匮乏，能够根据无功需求进行自动跟踪补偿的无功容量较少。由于电压波动、谐波及无功设备维护不及时等原因，造成农网无功补偿设备实际可投运率和投入率较低。

用户侧无功补偿容量不足，低压用户使用的电动机等电器产品很少进行随器无功补偿，农网低压用户侧的无功补偿工作亟待加强。

4.农网电压无功管理工作缺乏高效技术手段

农网电压无功管理工作还没有建立起统一的信息管理平台。农网电压无功管理工作所需监测数据的代表性不够，统计数据上传不及时、不准确，难以满足管理需要。

5.农网谐波监测和治理工作亟待加强

随着电弧炉、轧机、电焊机、硅整流设备等冲击性负荷和非线性负荷的增长，农网电压闪变和谐波的问题日显突出，管理缺乏配套政策和有效手段，技术监督和治理方法难以落实。

第三章规划目标

一、农网供电电压合格率目标

“十一五”期末，实现公司供电区域内农网供电综合电压合格率达到 97.3%以上，居民端电压合格率东部地区达到 96%及以上，中部地区达到 95%及以上，西部地区达到 94%及以上的目标。(注：本纲要地区划分说明。东部地区指：京、津、沪、苏、浙、鲁、闽;西部地区指：陕、甘、宁、青、新、川、渝、蒙、藏;中部地区指：除东部、西部以外的地区。以下同。)

二、农网经济运行水平目标

1.“十一五”期末，实现农网 35kV 及以上电压等级变电所主变二次侧功率因数不低于 0.95，315kVA 及以上配电变压器二次侧功率因数不低于 0.92 的目标。

2.积极实施新农村电气化工程，到“十一五”期末，实现依据农网无功优化典型模式建设 100 个无功优化县的目标。

3.“十一五”期末，实现农网中压综合线损率达到 9%及以下，低压线损率达到 11%及以下的目标。

三、农网电压质量调控能力目标

1.“十一五”期末，实现农网 35kV 及以上电压等级变电所有载调

压主变覆盖率东部地区大于 98%，中部地区大于 80%，西部地区大于 70%的目标。

2.“十一五”期末，实现农网 35kV 及以上电压等级变电所无功补偿容量符合《国家电网公司农村电网电压质量和无功电力管理办法》规定的要求;100kVA 及以上配电变压器 50%以上安装随器无功自动跟踪补偿装置;315kVA 及以上配电变压器 90%以上安装随器无功自动跟踪补偿装置的目标。

3.实现低压线路三相不平衡度小于 15%的目标。

四、农网谐波治理目标

“十一五”期末，实现农网谐波符合 GB/T14549-1993 规定的要求。电压正弦波畸变率：110(66)kV 小于等于 1.5%，35kV小于等于 3%，10(6)kV 小于等于 4%，0.38kV 小于等于 5%。

五、农网电压无功管理工作目标

1.“十一五”期末，基本实现农网各类电压监测点实时数据监测、35kV 及以上变电所无功管理数据实时监测的目标。

2.“十一五”期末，实现全部县供电企业开展无功优化计算的目标。

3.“十一五”期末，实现农网每百台配电变压器配置不少于两个居民端电压监测点的目标。

4.“十一五”期末，实现按规定要求农网四类电压监测点电压监测仪器装设率 100%、可用率 99%的目标。

5.“十一五”期末，实现农网电压无功补偿设备可投运率达到 96%及以上的目标。

6.“十一五”期末，实现农网省、地、县三级电压合格率数据统计管理计算机网络化。

7.“十一五”期末，实现农网电压无功管理技术人员每人每年专业知识培训 40 学时及以上的目标。

第四章主要任务和研究推广项目

一、农网电压无功优化建设

(一)主要任务：

1.无功容量配置建设。加大农网变电所和配电变压器随器无功补偿容量配置，使农网变电所和配电变压器随器无功补偿容量配置合理。

2.农网电压无功优化建设。按照农网无功功率需求进行无功补偿，实现农网无功动态就地平衡，提高农网各级电压界面的功率因数水平，降低电网损耗，提高农网经济运行水平和电压质量。

3.无功补偿设备建设。大力推广使用自动跟踪补偿的无功补偿设备，积极研究和推广使用先进、实用的无功补偿新技术、新设备。

(二)研究及推广项目：

1.研究制订 110(66)kV 及以下电网全网无功优化补偿标准和典型模式，指导农网无功优化建设工作。

2.研究制订农网无功补偿装置配置和选用技术导则及运行维护

标准，规范和引导农网无功补偿装置的配置和选用。

3.研究开发可动态平滑调节、适用可靠的农网 10(6)kV配电变压器随器无功补偿装置。

4.在供电半径超长的 10(6)kV 线路，开展 10(6)kV 线路调压手段和措施的研究工作。

5.开展农网低压用户电器设备无功补偿研究工作，提高低压用户功率因数水平。

6.加强农网电压无功设备故障原因分析，研究治理措施，提高农网电压无功设备的可投运率。

7.积极推广使用分组自动投切的电容器无功补偿装置。

8.推广使用以电压为约束条件，根据无功功率(或无功电流)进行自动投切的配电变压器随器无功补偿装置。

9.根据 10(6)kV 配电线路无功负荷情况，适度采用 10(6)kV线路分散无功补偿装置。

10.试点应用电力电子元器件构成的动态无功补偿新设备。

二、农网电压无功管理体系和监测体系建设

(一)主要任务：

加强农网电压无功管理体系和监测体系建设，健全和完善农网电压无功管理体系和监测体系。

(二)开展项目：

1.健全和完善农网电压无功管理体系，强化农网各级电压无功管 9

理机构和管理专责人员的配备，明确管理权限和工作职能，充分发挥农网各级电压无功管理机构的职能，深入开展农网电压无功精细化管理工作。

2.加强农网电压无功指标考核工作，研究制定电压合格率及电压无功管理小指标评价考核办法。

3.积极开展农网电压无功设备评价标准和评价办法的研究工作，提高农网电压无功设备的可利用率。

4.健全和完善农网电压监测网络，按规定加大农网电压监测点的装设数量，确保农网四类电压监测点监测仪器装设率100%。

三、农网电压无功管理信息化建设

(一)主要任务：

建立农网电压无功管理信息平台，开展农网电压无功信息化管理工作，努力实现农网电压无功管理科学化和实用化。

(二)研究及推广项目：

1.研究开发农网电压无功管理实时信息平台，实现农网电压管理数据实时监测、35kV 及以上变电所电压无功管理数据实时监测。

2.加强农网电压无功数据资料的信息化管理工作，研究开发农网电压无功统计报表管理体系，实现农网电压无功管理统计报表的及时、准确、完整上报。

3.结合 10(6)kV 配电变压器实时数据综合监测装置的推广应用，实现电压无功管理所需 10(6)kV 配电变压器数据的实时上传。

4.推广具有数据远传功能的电压监测装置，实现电压监测点数据的及时上传。

四、农网谐波、电压波动及三相不平衡治理

(一)主要任务：

建立农网谐波源和电压波动源监测及管理体系，加强谐波、电压波动及三相不平衡监测和治理，有效控制农网谐波源、电压波动源和三相不平衡，实现农网各级电网的谐波、电压波动和三相不平衡度符合国家标准的规定。

(二)研究及推广项目：

1.研究制定农网谐波、电压波动和三相不平衡管理办法。

2.研究低压三相不平衡电流治理措施。

3.积极研究家用电器谐波污染防范方法和治理措施。

4.建立农网谐波和电压波动监测网络，开展农网谐波和电压波动测量和分析工作。

5.逐步推广应用有源滤波器等新型抑制谐波的措施。

6.逐步推广应用静止无功补偿器、静止无功发生器等补偿器，改善农网电压波动和闪变。

五、农网电压无功管理队伍建设

(一)主要任务：

加强农网电压无功管理人员队伍建设，重视现有农网电压无功管理技术人员的培养，建立农网电压无功管理人才专家库，保证农网电 11

压无功管理技术人才满足农网电压无功管理的需要。

(二)开展项目：

1.成立国家电网公司农网电压无功管理和技术专家库，加大农网电压无功管理和技术难点、重点问题的课题研究工作。

2.开展农网电压无功管理工作专业性指导和技术交流，相互借鉴，共同提高农网电压无功管理水平。

3.广泛开展农网电压无功优秀论文征集和 QC 活动，集思广益，攻坚克难。

4.制定农网电压无功管理技术人员培训计划，实行先培训后上岗制度，加强农网电压无功管理技术人员的专业知识和专业技能培训工作，提高农网电压无功管理技术人员的专业素质和管理水平。

第五章主要措施

一、提高认识，加强领导

加强农网电压无功管理工作，对改善农网电能质量，提升农网优质服务水平，降低农网损耗有着重要的作用。各级农电管理部门要进一步提高对农网电压无功管理工作重要性的认识，加强组织和领导，夯实农网电压无功管理基础，切实提高农网电压无功管理水平。

二、科学规划，以规划指导农网电压无功建设

各级农网电压无功管理部门要依据上一级农网电压无功规划的要求，因地制宜，制订好本单位的电压无功规划。按照全面规划、合理布局、就地平衡的无功补偿原则，加强农网无功容量配置建设和优

化，积极推广和采用无功动态补偿装置，努力作到无功分层、分压、动态就地平衡。

三、加大资金投入，服务社会主义新农村建设

农网电压无功管理工作要紧密结合社会主义新农村建设的要求，结合新农村电气化县、乡镇和村的建设，加大对农网电压无功工作的资金投入，为新农村建设提供优质、经济、可靠的电力供应。

四、开展目标管理，加大考核力度

加强农网电压无功的目标管理工作，建立健全农网电压无功管理工作考评制度和办法。加大考核力度，按分解下达规划目标和考核指标，制定和落实好工作计划。积极开展农网电压无功管理工作竞赛评比活动，不断提高农网电压无功管理水平。

五、加强交流和合作，提高农网电压无功管理工作的科技创新能力

广泛开展农网电压无功管理技术人员的技术交流活动，充分发挥广大农网电压无功管理技术人员和科研院所的科研开发能力，加强合作，加大科技创新力度，积极研究解决农网电压无功管理工作中的难点和重点问题，研究开发适合农网特点的先进、适用、可靠的技术和产品，提高农网电压无功管理的科技水平。

六、加强宣传，积极争取政策支持

向社会各界广泛宣传和普及电压无功、谐波和电压波动等方面的知识，营造农网电压无功管理工作的良好氛围。围绕建设节约型社会 13