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《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》修编说明

发布日期:2014/7/7  浏览:2340

《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 
2004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[2004]435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stg反波胆平台单组容量要求、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tg反波胆登录的协调配置、无功tg反波胆登录控制方式、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stg反波胆平台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tg反波胆登录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stg反波胆平台分组情况进行了调整。 
2.4  在“35kV~110kV电压等级变电站的无功补偿”一章中,将有关感性无功tg反波胆登录配置的内容归纳入“无功补偿配置的基本原则”一章中,对stg反波胆平台分组情况进行了细化。 
2.5  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stg反波胆平台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tg反波胆登录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。 
3.4.3 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tg反波胆登录。 
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tg反波胆登录时,往往不结合实际情况,直接按照下限配置容性无功tg反波胆登录,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tg反波胆登录时“经过计算分析”,在建议范围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tg反波胆登录进行设计,尽量消除谐波影响;这些无功补偿stg反波胆平台工作在谐波环境中,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tg反波胆登录未及时切除,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,35kV~220kV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stg反波胆平台投退过于频繁,影响开关、stg反波胆平台性能,低谷负荷时功率因数可放宽到0.98。 3.4.5 新《原则》4.5条 
随着stg反波胆平台制造技术的提高,单组容量越来越大,若变电站内配置stg反波胆平台的单组容量过大,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stg反波胆平台组和并联stg反波胆平台组宜采用自动投切方式。”修改为“无功tg反波胆登录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tg反波胆登录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,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stg反波胆平台,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 19963-2005《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tg反波胆登录以抑制谐波的要求。 3.4.12 新《原则》4.13条 
 “无功tg反波胆登录的额定电压应与变压器对应侧的额定电压相匹配”,使无功tg反波胆登录既不亏损容量,又不过压运行。“选择stg反波胆平台的额定电压时应考虑串联电抗率的影响”,stg反波胆平台组的额定电压选取须考虑串联stg反波胆平台带来的容升,计算确定,以保证stg反波胆平台安全运行。 
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330kV~750kV各电压等级变电站内配置stg反波胆平台单组容量的最大值,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stg反波胆平台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tg反波胆登录时,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tg反波胆登录的作用,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. 35kV~110kV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35kV~110kV变电站容性无功补偿配置容量的下限范围进行了调整,由原来的10%提高到15%。同时,将“容性无功tg反波胆登录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stg反波胆平台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tg反波胆登录时,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》7.3条 
根据目前运行情况,给出了35kV~110kV各电压等级变电站内配置stg反波胆平台单组容量的最大值,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stg反波胆平台投入率较低,原因之一是配电网电压过高,stg反波胆平台无法投入运行,因此应合理选择配电变压器的变比,尽量减少电压过高stg反波胆平台无法投入运行的情况发生。 3.8.2 新《原则》9.3条 
参见Q/GDW 156-2006《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吸收无功,双馈和直驱风机的功率因数可在-0.98~0.98之间调节,具备一定发无功的能力。一般情况下风机机端stg反波胆平台容量约占风机容量的15%-30%,通常异步风机取高值。该stg反波胆平台除补偿风机升压变(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stg反波胆平台组,该stg反波胆平台用于对风电场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tg反波胆登录容量总和一般不小于风电装机容量的30%~50%” 。由于机端stg反波胆平台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tg反波胆登录容量总和的40~60%”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tg反波胆登录是必要的,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stg反波胆平台的投运率,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。
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