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DLT 2114-2020 电力网无功补偿配置技术导则.pdf5.5动态无功补偿装置
5.5.1经过系统分析论证，基于提高电网抵御故障的能力和电网安全稳定运行裕度的需求，可装设动 态无功补偿装置。 5.5.2无功功率波动较大、波动频繁的情况下，可装设动态无功补偿装置，或采用并联电容器装置与 动态无功补偿装置相结合的方式。 5.5.3风电场及光伏电站宜装设满足风电场及光伏发电系统自身运行及其并网运行技术条件要求的动 态无功补偿装置。 5.5.4非线性（冲击性）负荷用户宜装设动态无功补偿装置，在满足无功补偿需求的基础上进行电能 质量治理。敏感负荷用户可装设动态无功补偿装置提高用电质量。
GB/T 28681-2012 百合、马蹄莲、唐菖蒲种球采后处理技术规程6330kV~750kV变电站无功补偿
330kV～750kV变电站的容性无功补偿装置以补偿主变压器无功损耗为主，兼顾输电线路输送容 量较大时电网的无功缺额。
补偿容量宜按照主变压器容量的10%20%配置，或参考附录A经过计算后确定。
6.1.3单组容量限值
容性无功补偿装置单组容量限值在满足5.2要求的情况下，可按照表1中的经验值确定，或根我 短路容量，参考附录B经过计算后确定
表1330kV~750kV变电站并联电容器装置单组容量限值
6.1.4容性无功补偿度
330kV750kV变电站感性无功补偿目的如下： a）330kV～750kV线路的充电功率应基本上予以补偿，线路侧感性无功补偿装置主要补偿线路 充电功率，主变压器低压侧感性无功补偿装置主要补偿剩余充电功率。
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b）当330kV～750kV短线路所产生的充电功率较大时，经过技术经济综合比较后，可装设 并联电抗器予以补偿，母线并联电抗器宜装设断路器
6.2.2.1选择在线路侧补偿时，补偿容量应根据限制工频过电压和降低潜供电流以及平衡线路充电功率 的需求，经过计算后确定。 6.2.2.2选择在主变压器低压侧补偿时，补偿容量应根据电网结构和运行需要确定，或参考附录C经 过计算和技术经济综合比较后确定。 6.2.2.3选择在母线侧补偿时，补偿容量应根据平衡线路充电功率的要求，经过计算和技术经济综合比 较后确定。
6.2.3单组容量限值
选择在主变压器低压侧补偿时，感性无功补偿装置单组容量限值在满足5.2要求的情况下，可 2中的经验值确定，或根据补偿点短路容量，参考附录D经过计算后确定。
表2330kV~750kV变电站并联电抗器装置单组容量限值
7220kV变电站无功补偿
220kV变电站的容性无功补偿装置以补偿主变压器无功损耗为主，适当补偿部分线路无功损耗并 兼顾负荷侧的无功需求。
7.1.2.1主变压器中压侧负荷较大时，经过技术经济比较后，可选择在中压侧补偿，补偿容量应根据无 功缺额计算结果确定。 7.1.2.2选择在主变压器低压侧进行补偿时，在主变压器最大负荷运行工况下，容性无功补偿容量宜按 表3情况选取，或参考附录A经过计算后确定，并满足主变压器最大负荷时高压侧功率因数不低于 0.95，最小负荷时不高于0.95的要求。
表3220kV变电站容性无功补偿容量配置
835kV~110kV变电站无功补偿
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在主变压器最大负荷运行工况下， 补偿容量宜按表6选取，或参考附录A经过计算后确定， 主变压器最大负荷时高压侧功率因数不低于0.95，最小负荷时不高于0.95的要求。
表635kV~110kV变电站容性无功补偿容量配置
8.1.3单组容量限值及分组
8.1.3.1单组容量限值
容性无功补偿装置单组容 限值在满足5.2要求的情况下，可按照表7中的经验值确定，或根据补 偿点短路容量，参考附录B经过计算后确定。
表735kV~110kV变电站并联电容器装置单组容量限值
8.1.3.2 分组容量
单组容量在满足容量限值的情况下，应优化分组，分组容量的配置应依据以下原则： a）当在主变压器的同一电压等级侧配置两组容性无功补偿装置时，每组容量宜相等。不等量分组 方式应经过分析计算后确定。 b）当主变压器中、低压侧均配有容性无功补偿装置时，各侧每组容量宜分别相等
110（66）kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时，每台主变压器应配置不少于两组 容性无功补偿装置。
110（66）kV变电站感性无功补停 压器低压侧，用于平衡变电站负载率
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时线路（电缆）的充电功率。
8.2.3单组容量限值
感性无功补偿装置单组容量限值在满足5.2要求的情况下，可按照表8中的经验值确定，或根 短路容量，参考附录D经过计算后确定。
表8110（66）kV变电站并联电抗器装置单组容量限值
9.1.110kV及以下配电网无功补偿应以配电变压器（含配电室、箱式变压器、柱上变压器）低压侧补 偿为主，10kV（0.4kV）线路补偿为辅。必要时经过技术分析论证后，可采用线路串联补偿装置。 9.1.2无功补偿装置应根据负荷情况，采用三相共补、分相补偿或混合补偿方式。 9.1.3无功补偿装置应装设以电压为约束条件，可根据变压器无功功率（或无功电流）变化进行自动 投切的控制装置。
9.2.1配电变压器低压侧并联电容器装置容量宜参考附录A经过计算后确定，或按照变压器容量的 10%~30%进行配置。 9.2.2配电变压器低压侧并联电容器装置应分组设置，在满足5.2要求的情况下，并联电容器装置的单 组容量限值可参考附录B经过计算后确定。 9.2.3供电距离远、功率因数低的10kV配电网架空线路，可配置并联电容器装置，容量及装设位置 应经过计算后确定，并满足负荷低谷时不向系统倒送无功功率的要求。 9.2.4无功功率变化较快、电压质量要求较高的配电网，可考虑装设低压动态无功补偿装置，或采用 低压动态无功补偿装置与并联电容器装置混合补偿的方式。
10.1.1功率因数要求
火（水）电厂发电机组功率因数应满足以下要求： a）为了保证系统具有足够的无功功率事故备用和调压能力，并入电网的发电机组应具备满负荷时 功率因数在滞相0.9～进相0.97运行的能力，新建机组应满足进相0.95运行的能力。 b）在电网薄弱地区或对无功功率有特殊需求的地区，发电机组应具备满负荷时滞相0.85运行的 能力。
c）发电机自带厂用电运行时，进相能力不应
10.2.1功率因数要求
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风电场及光伏电站功率因数应满足以下要求： a）风电机组应满足输出额定有功功率时，功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调； b）光伏并网逆变器应能在超前0.95～滞后0.95的范围内连续可调； c）当风电机组（光伏逆变器）的无功容量不能满足无功功率就地平衡或系统电压调节时，应在场 站内集中加装适当容量的无功补偿装置
风电机组、光伏逆变器的无功补偿配置还应满足NB/T31099、GB/T29321的相关要求。
10.3.1功率因数要求
通过10（6）kV～35kV电压等级并网的分布式电源，在并网点处功率因数应满足以下要求： a）同步发电机类型分布式电源应具备保证并网点处功率因数在超前0.95～滞后0.95范围内连续 可调的能力； b）异步发电机类型分布式电源应具备保证并网点处功率因数在超前0.98～滞后0.98范围内自动 调节的能力； c）变流器类型分布式电源应具备保证并网点处功率因数在超前0.98滞后0.98范围内连续可调 的能力。
10（6）kV～35kV电压等级并网的分布式电源的运行能力，还应满足GB/T33593的相关
不同类型的电源接入电网时，应根据并网前期电能质量评估结果，选择具备治理谐波、电压偏 差、电压不平衡度、电压波动和闪变等问题的无功补偿装置，并网点和接入点各项电能质量指标满足 GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543、GB/T24337的相关要求。
[11.1功率因数要求
电力用户功率因数应满足以下要求： a）对于额定负荷大于等于100kVA，且通过10kV及以上电压等级供电的电力用户，其变压器高 压侧功率因数宜保持不低于0.90运行，负荷高峰时段不应低于0.95，负荷低谷时段不应向系
DL/T2114—2020 统倒送无功功率。 b）其他电力用户在负荷高峰时段功率因数不应低于0.90，其无功补偿设备宜装设自动控制装置， 并应有防止向系统倒送无功功率的措施。
统倒送无功功率。 其他电力用户在负荷高峰时段功率因数不应低于0.90，其无功补偿设备宜装设自动控制装置 并应有防止向系统倒送无功功率的措施
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附录A （资料性） 变电站容性无功补偿容量计算
附录A （资料性） 变电站容性无功补偿容量计算
变电站容性无功补偿容量应按照主变压器实际参数，结合线路和负荷侧无功缺额的 定，计算参见公式（A.1）
变电站容性无功补偿容量应按照主变压器实际参数，结合线路和负荷侧无功缺额的 定，计算参见公式（A.1）
9 一无功补偿容量，Mvar。 I。%一变压器空载电流百分数。 U.%一一对于双绕组变压器，U.%为变压器短路电压百分数；对于三绕组变压器，取高中、高 低、中低短路电压百分数的最大者（注意该参数是归算到各个绕组对应变压器额定容 量下的数值，一般三绕组变压器提供的参数都经过了归算，但是自耦变压器一般未经过 归算)。 变压器额定容量，MVA。 r 一变压器运行最大电流与变压器额定电流之比（近似等于负载率），不能确定时选取1。 d 一对于330kV～750kV、220kV、35kV～110kV、10kV及以下电压等级变电站，其含 义如下： ·对于330kV～750kV电压等级变电站，d为输电线路输送容量较大时电网的无功缺 额，Mvar; ·对于220kV电压等级变电站，d为需要适当补偿的部分线路及需要兼顾的负荷侧的 无功损耗预测，Mvar； ·对于35kV～110kV电压等级变电站，d为适当兼顾的负荷侧无功补偿预测，Mvar； ·对于10kV及其他电压等级电网，d的计算参见公式（A.2），Mvar。 d = r x S.x cos o x itan(arccos o )ltan(arccos o l ..
式中： cOS——补偿前功率因数； cOs C, 补偿以后需要达到的功率因数。
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式中： Q—电容器单组最大容量限值，Mvar; Qs——表B.1给出的基准短路容量下的补偿容量限值，Mvar; S——实际补偿点最小短路容量，MVA； S表 B.1 给出的基准短路容量，MVA。
表B.1电容器单组容量最大限值
附录C （资料性） 变电站感性无功补偿容量计算
2[L, 2 (r)×X,×1.]+d ..
式中： 9 无功补偿容量，Mvar。 k,、L, 变电站第i条输电线路的单位充电功率（Mvar/km）和长度（km），表C.1给出架空线 路单位充电功率参考值，表C.2给出电缆线路单位充电功率参考值。 r 输电线路运行最小电流与额定电流之比，取值为0～0.2。 IN 变电站第i条输电线路的额定电流，即线路长期允许电流，A X, 变电站第i条输电线路电抗，2。 d 对于330kV～750kV、220kV、35kV~110kV变电站，其含义如下： ·对于330kV～750kV变电站，d为变电站周边换流站小方式下需交流电网平衡的剩 余无功功率，Mvar; ·对于220kV、35kV～110kV变电站，d为变电站周边换流站小方式下其他需要在
DL/T 793.6-2019 发电设备可靠性评价规程 第6部分：风力发电机组表C.1架空线路单位充电功率参考值
表C.2电缆线路单位充电功率参考值
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并联电抗器装置单组容量限值应根据补偿点最小短路容量计算 OL=Os×S, / S, ... 式中： Os Sk 一一实际补偿点最小短路容量，MVA；
并联电抗器装置单组容量限值计算
表D.1电抗器单组容量最大限值
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