如何优化电力系统的逆调压问题？

一、电网电压允许偏差

电压是电能质量的重要指标，根据SD325《电力系统电压和无功电力技术导则（试行）》的规定，电力系统各级电网电压的偏差值必须控制在如下允许范围。

1.发电厂和变电所母线电压

（1）330、500kV母线。正常运行方式，最高运行电压不得超过额定电压的+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。

向空载线路充电时，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍，持续时间不应大于20min。

（2）220kV母线（作为线路首端时）。正常运行方式时，电压允许偏差为额定电压的0～+10%；事故后运行方式时，电压允许偏差为额定电压的-5%～+10%。

（3）110、35kV母线（作为线路首端时）。正常运行方式时，电压允许偏差为相应额定电压的-3%～+7%；事故后运行方式时，电压允许偏差为相应额定电压的±10%。

（4）10（6）kV母线。应使全部高压用户和经配电变压器供电的低压用户的电压偏差符合规定值。

2.用户受电端电压（作为线路末端时）

（1）35kV及以上用户，电压变动幅度不应大于额定电压的±10%，即电压允许值为额定电压的90%～110%范围内。

（2）380V～10kV用户，电压允许偏差值为系统额定电压的±7%。

（3）220V用户，电压允许偏差值为其额定电压的-10%～+5%。

（4）特殊用户，电压允许偏差值按供用电合同执行。

对于1～10kV线路，通常要求从供电变电所母线至线路末端的最大电压损耗，不超过5%；对于更高电压等级的线路虽然无限制，但一般认为，在无特殊要求的条件下，正常运行时电压损耗不超过10%；故障时电压损耗不超过15%。

二、电力系统主要调压措施

电力系统的无功功率平衡以及必要的无功备用容量，是保证电压质量的基本条件。在此前提下，为使电网内各节点电压均在允许范围内，可运用各种调压措施，以保证负荷所要求的电压质量。

按SD325要求，在正常运行方式时，为保证用户端电压质量和降低线损，220kV及以下电网电压的调整，宜采用“逆调压”方式。因此，逆调压方式应是运行时的主要调压方式，在规划设计中应尽力予以实现。

所谓“逆调压”方式，就是通过各种调压手段，在电压允许偏差范围内，高峰负荷时使得电网母线电压高一些（如1.05UN）；低谷负荷时使得电网母线电压低一些（如1.0UN）。逆调压是调压的最高标准。此外有稍逊一些的“常调压”：无论大负荷小负荷，电压都基本不变（保持1.025UN～1.05UN）。还有更差一些的“顺调压”：大负荷时允许电压低一点，但不低于1.025UN；小负荷时允许电压高一点，但不高于1.075UN。

这里需要说明，不论实现逆调压，还是受条件限制而采用“常调压”或者“顺调压”，其电压变动范围均须满足上述规定的电压允许偏差值。

电力系统调压措施通常有以下4项。

1.调整发电机端电压调压

这是最简单灵活且实用的调压措施。当同步发电机端电压在（0.95～1.05）UN范围内变化时，仍可保证额定有功出力。在规划设计时，应根据发电机直配负荷和厂用电负荷的电压要求，来调整发电机的端电压。但此种措施不宜作为电网的主要调压手段。

2.改变变压器分接开关位置调压

在主干电网电压质量有保证的前提下，为满足发电厂、变电所母线和用户受电端电压质量的要求，可用改变变压器变比的方法调整电压。根据变压器分接开关切换方式的不同，可分为两种：无励磁调压变压器和有载调压变压器。前者也称普通变压器，须在停电后，方可改变分接开关位置，故常在季节交替或检修时进行。分接开关的电压范围，一般为UN±2×2.5%，10kV配电变压器为UN±5%。

有载调压变压器可在运行中改变分接开关位置，而且调节范围大，是保证电压质量、降低线路损耗的常用措施。分接开关的调压范围，随电压等级和制造厂家的不同而异。35kV有载调压变压器多为UN±3×2.5%；60kV及以上有载调压变压器有UN±8×1.25%、UN±8×1.5%等几种。

按我国有关规定，在各级电网中，直接向10kV配电网供电的降压变压器，应选用有载调压变压器。经调压计算，若仅此一级调压尚不能满足电压控制要求时，可在其电源侧的降压变压器中，再采用一级有载调压变压器。

若电力用户对电压质量的要求严于前述规定值时，该用户的受电变压器也应选用有载调压变压器。

3.调节无功补偿设备调压

装于电网各处的无功补偿设备，可以通过人工或自动的调整，使电网电压保持在规定的范围内。当电网出现电压过低现象时，可投入并联电容器组，或调高同步调相机、静止无功补偿装置的无功出力；当电网出现电压过高现象时，可切除并联电容器组，或调节同步调相机、静止无功补偿装置，令其吸收多余的无功功率。

并联电容器在配电网中广为应用。并联电容器成组安装，只能分级投切调节，常装有自动控制装置，自动调节该处的功率因数和电压。如在用户处安装，尚须有防止向系统侧倒送无功功率的功能。

在电缆线路较多的110kV及以下变电所中，当轻负荷时切除并联电容器以后，可能仍会出现电压高出允许范围，并向系统侧倒送无功的情况。此时应投入装设于中（或低）压母线上的并联电抗器；在220kV变电所，轻负荷时切除并联电容器后，如高压母线电压仍高出允许范围，或功率因数仍高于0.98时，应投入并联电抗器。

同步调相机调压方便、灵活、幅度大，可发无功亦可吸无功，可以连续平滑地调节。对于220kV及以上电网，还有提高输电能力及稳定电压的作用。但它投资大、安装工期长、运行管理复杂。而静止无功补偿装置调压更为方便、灵活，亦为可发可吸，连续平滑调节。若经技术经济论证认为合理时，都可以采用。

此外，有时还在线路末端装设串联补偿电容器，以提高线路末端电压。(www.xing528.com)

4.改变电力系统运行方式调压

在可能的条件下，有时通过改变系统运行方式，电压问题也可得以解决。

综上所述，通过各种措施的相互配合和综合运用，便可获得良好的调压效果。在规划设计中，有载调压变压器的配置及其分接开关位置的正确调节，无功补偿容量的正确配置及适时投切等，是最主要的调压措施。

三、电力系统的调压计算举例

改变变压器分接开关位置和调节无功补偿设备相配合，可以发挥很好的调压作用。下面以具体算例来说明这种调压计算方法。

【例6-3】 如图6-15所示，设110kV线路首端电压保持为115kV不变，已计算出线路和变压器阻抗之和为Z∑=20+j40Ω。采用的是普通无载调压变压器，变比为110±2×2.5%/11kV，其分接头档位有5档，分别是115.5kV、112.75kV、110.0kV、107.25kV、104.5kV，大负荷为S=26+j20（MVA），小负荷为S=22+j16（MVA）。变压器二次侧母线电压要求实现逆调压，即大负荷时10.5kV；小负荷时10kV。

图6-15 110kV线路和变压器示意图

求应装设补偿电容器的容量QC和无载调压变压器分接头档位。

解：（1）小负荷时应切除全部补偿电容，仅用合适的分接头来实现调压目标10kV：

选取最接近的115.5kV分接头，则变比

验算：二次侧母线电压：

调压误差为：

（2）大负荷时应投入补偿电容器实现调压目标10.5kV，但必须仍然使用上述分接头。

未投电容前：

用下列公式可求出应该投入的补偿电容容量QC：

式中 U2目标——二次侧母线要实现的调压目标值，kV；

U2实际——二次侧母线目前实际的电压值，kV；

X∑——从已知电压点到调压点的总电抗，此处为线路和变压器电抗之和，Ω；

K——变压器变比。

将本题相关数据代入：

验算：

调压误差为：

可见，采用并联补偿电容器18Mvar和无载调压变压器适当的分接头联合调节，完全实现了逆调压的调压目标。