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包括发电机/调相机、新能源、储能、线路、电压源型换流器(VSC)、电网和用户无功补偿设备等可提
4.2 电网的无功补偿应在最高和最低负荷水平下均满足分层分区和就地平衡原则,并应随负荷(或电
a) 在发、输、配、用工程规划设计中,应开展无功电压专题研究,必要时应开展过电压计算分析,包
4.5 同步发电机或同步调相机应带自动调节励磁(包括强行励磁)运行,具备充足的进相和迟相能力,
4.6 新能源场站应具备无功功率调节能力和自动电压控制功能,并保持其运行的稳定性。新能源场站
4.8 按照电网结构及负荷性质,应合理选择各级电压网络中升压和降压变压器分接开关的调压范围和
5.2 母线kV母线正常运行方式时,最高运行电压不应超过系统标称电压的+10%,最低运行电压
不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节;事故运行方式时,电压允许偏差为系统标称电压的-5%~+10%,特殊情况下电压允许偏差上限可根据设备实际工频电压耐
6.1 电网无功补偿以补偿公网和系统无功需求为主,电力用户无功补偿以补偿负荷侧无功需求为主。
6.3 规划设计阶段容性无功补偿设备配置宜采用潮流分析的方法,在最高负荷水平下实现无功电力分
6.4 6kV~20kV配电网的无功补偿以配电变压器低压侧补偿为主,高压侧补偿为辅。配电变压器的
无功补偿容量可按变压器容量的20%~40%进行配置。在供电距离远、功率因数低的架空线路上可适
当安装高压电容器,其容量可经计算确定,或按不超过线路上配电变压器总容量的10%配置,但不应在
7.1 并联电容器和并联电抗器应作为电力系统无功补偿的优先选用设备,且单组容量不宜过大,投切
时的电压变化率不应超过2.5%。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
7.2 当220kV及以上电网存在大容量直流落点近区、高比例受电地区缺乏动态无功支撑、长距离送电
7.3 带有冲击负荷或负荷波动较大、不平衡严重的电力用户,应配置静止无功发生器等动态无功补偿
7.5 新能源并网发电比重较高地区,新能源场站应通过配置调相机等手段为系统提供必要的短路容量
8.1 各级变压器的额定变压比、调压方式、调压范围及每挡调压值,应满足发电厂、变电站母线和用户
证,确定其额定电压值,送端宜采用1.05~1.1倍系统标称电压,受端宜根据系统运行电压确定。
8.4 发电机升压变压器,可选用无励磁调压型,对于可能因为厂用电压限制进相能力的机组,宜采用有
8.5 330kV及以上电压等级降压变压器宜选用无励磁调压型,对于电压随负荷波动比较大、调压困难
8.6 直接向20kV或10kV配电网供电的降压变压器,应选用有载调压型。经调压计算,仅此一级调
8.8 变压器分接开关调压范围应经调压计算确定。无励磁调压变压器可选±2×2.5%(1000kV变压
器可选±4×1.25%)。对于有载调压变压器,66kV及以上电压等级的,宜选±8×1.25%~±8×
1.5%;35kV电压等级的,宜选±3×2.5%。位于负荷中心地区发电厂的升压变压器,其高压侧分接开
关的调压范围应适当下降2.5%~5.0%;位于系统送端发电厂附近降压变电站的变压器,其高压侧调压
9.1 各级变压器分接开关的运行位置,应按保证发电厂和变电站母线以及用户受电端的电压偏差不超
9.2 当发电厂、变电站的母线电压超出允许偏差范围时,应按无功电力分层分区、就地平衡的原则,调
9.4 无功电源中的事故备用容量应合理安排,以便在电网发生扰动时能快速增加无功电源出力,保持
9.5 110kV及以上电压等级发电厂(含新能源场站)和变电站均应具备自动电压控制(AVC)功能,对
发电机组、有载调压变压器分接头、低压电容器、低压电抗器、调相机、SVG、SVC等无功设备进行自动控制。
9.6 高压直流换流站应配置无功控制系统,控制换流站无功补偿设备。无功控制系统应具备完善合理
9.7 柔性直流换流器无功控制方式应具备定电压控制、定无功控制方式,运行时应根据系统稳定运行