GB/T40427-2021
电力系统电压和无功电力技术导则
Technicalguidelinesforpowersystemvoltageandreactivepower
- 中国标准分类号（CCS）F21
- 国际标准分类号（ICS）29.020
- 实施日期2022-05-01
- 文件格式PDF
- 文本页数10页
- 文件大小700.00KB
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电力系统电压和无功电力技术导则
国家标准 GB/T40427一2021 电力系统电压和无功电力技术导则 Teehnicalguidelinesforpoersystevoltageandreaetivepower 2021-10-11发布 2022-05-01实施 国家市场监督管理总局 发布 国家标涯花管理委员会国家标准
GB/T40427一2021 次 目 前言 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 总体要求 电压允许偏差 无功电力平衡和补偿 6 无功补偿设备的选用 变压器调压方式及调压范围的选择 电力系统的无功电压控制 参考文献
GB/40427一2021 前 言 本文件按照GB/T1.1一2020<标准化工作导则第1部分;标准化文件的结构和起草规则》的规定 起草
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本文件由电力企业联合会提出 本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口
本文件起草单位:国家电网有限公司国家电力调度控制中心、电力科学研究院有限公司、 南方电网电力调度控制中心,国家电网有限公司华东分部、国家电网公司华中分部、国家电网有限公司 西北分部、国家电网公司东北分部、海南电网有限责任公司、国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有 限公司国网山东省电力公司、国网重庆市电力公司、南瑞集团有限公司、国家电网公司华北分部、国网 北京市电力公司、南方电网科学研究院有限责任公司
本文件主要起草人;陈国平、李明节,孙华系,许祷.郭强、张剑云,.张健、吴课.叶俭,何飞.冷离武 苏寅生、唐晓骏、秦晓辉、胡志祥,邱威、马士聪、黄东敏、张怡、胡阳,程伦、张冰、徐友平,那德军、曾兵 黄志龙-胡宏、黄志光.刘家庆、岳诵、王克非、对洋.,柯贤被、王智伟、程林、常昊,毛李帆、吴迎霞、.刘游祷 吕晨、蒋彦胡、吴俊玲、韩奕
GB/T40427一2021 电力系统电压和无功电力技术导则 范围 本文件规定了电力系统各电压等级的电压及无功电力技术基本要求、电压允许偏差,无功电力平衡 和补偿无功补偿设备的选用变压器调压方式及调压范围选择,以及电力系统的无功电压控制
本文件适用于发、输、配、用各电压等级电力系统的电压控制与无功配置
规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款
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GB/T19963风电场接人电力系统技术规定 GB/T19964光伏发电站接人电力系统技术规定 GB/T31460高压直流换流站无功补偿与配置技术导则 GB38755电力系统安全稳定导则 GB/T38969电力系统技术导则 NB/T32015分布式电源接人配电网技术规定 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件
3.1 系统标称电压 nominalsystemvoltage 用以标志或识别系统电压等级的给定值
[来源:GB/T156一2017,2.1,有修改] 3.2 电压偏差voltagedeiationm 实际运行电压对系统标称电压的偏差相对值
注，以百分数表示
[来源:GB/T12325一2008,3.4,有修改] 3.3 无功电源reaetive p0wersource 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 供容性无功容量的设备
3,4 reactiveload 无功负荷 包括用电设备所吸收的无功功率,以及输电线路、变压器、直流换流器和串并联电抗器等设备消耗 的感性无功功率
GB/T40427一2021 3.5 无功补偿设备reaetiepowercommpensationeqipment 包括并联电容器、并联电抗器、调相机、静止无功补偿器(svC)和静止无功发生器(svG)、交流滤 波器等可提供容性或感性无功电力的补偿设备
3.6 动态无功补偿设备dyamicvarcompensationequipment 包括调相机、SVCsVG和VsC等可对输出的无功功率进行快速、灵活调节和控制的无功补偿 设备
3.7 reversevoltag gltim 逆调压方式 age ngmmanne" 随负荷增减而逆向调节中枢点电压的调压方式,即在大负荷时提升中枢点的电压,小负荷时降低中 枢点的电压
3.8 无功平衡balaneeofreaetive 在一定的系统电压水平下,电力系统内无功电源的无功出力与无功负荷相平衡的状态
3.9 control;AVC 自动电压控制automatie olege 利用计算机系统、通信网络和可调控设备,根据电网实时运行工况在线计算控制策略,自动闭环控 制无功和电压调节设备,以实现合理的无功电压分布
总体要求 4.1电力系统中各电压等级节点电压应符合电压允许偏差的要求
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 压)变化进行调整,避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率
4.3在电力系统规划设计时,应开展无功补偿设备/无功电源的规划,并留有适当裕度
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 a 括工频过电压,操作过电压,谐振过电压,潜供电流和恢复电压等 在受端系统规划设计时,应加强最高一级电压的网络联系;应接有足够容量的具有支撑能力和 b 调节能力的电源,保证受端系统的电压支撑和运行的灵活性;应配置足够的无功补偿容量
直流落点、负荷集中地区,以及新能源集中送出等通道应合理配置动态无功补偿设备
c 无功补偿设备的配置与设备类型选择,应进行技术经济比较
220kV及以上电网,宜考虑提 d 高电力系统稳定的需要
4.4电力系统运行应有充足无功备用,以保证电力系统正常运行和事故后电压稳定
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 并保持其运行的稳定性
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 无功功率调节能力原则上应与同步发电机组保持一致
4.7110kV以下配电网络应采用合理的供电半径
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 4.8 调压方式
GB/40427一2021 电压允许偏差 5.1用户受电端的电压允许偏差 5.1.135kV及以上用户供电电压正,负偏差绝对值之和应不超过标称电压的10%
5.1.220kV及以下三相供电电压允许偏差应为标称电压的士7%
20V单相供电电压允许偏差应为标称电压的一10%十7%
5.1.3 特殊用户的电压允许偏差,按供用电合同商定的数值确定
5.1.4 5.2母线电压允许偏差 5.2.11000kV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十10%,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一5%十10%,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 受能力调整
5.2.2750kV母线正常运行方式时,最高运行电压不应超过800kV,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%~十10%,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受能力调整
5.2.3330kV/500kV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%
5.2.4220kV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十10%,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一10%十10%
5.2.5220kV/330kV/500kV/750kV/1000kV母线向空载线路充电时,在暂态过程衰碱后线路末 端电压不宜超过系统标称电压的1.15倍,持续时间不宜超过20nmin,无法达到上述要求时,过电压倍数 和持续时间亦可根据设备技术规范和系统运行条件研究确定
5.2.635kV110kV母线正常运行方式时,电压允许偏差为相应系统标称电压的一3%十7%;事 故运行方式时为系统标称电压的士10%
5.2.710kV或20kV或6kV)母线应使所带线路的全部高压用户和经配电变压器供电的低压用户 的电压,均应符合5.1的要求 5.2.8风电场和光伏发电站并网点的电压允许偏差:当公共电网电压处于正常范围内时,对于接人 220kV或330kV)及以下电压等级公共电网的风电场,风电场应能控制并网点电压在标称电压的 -3%7%范围内,对于通过220kV或330kV)风电汇集系统升压至500kV或750kV)电压等级 接人公共电网的风电场群中的风电场,风电场应能控制并网点电压在标称电压的0%~10%范围内;通 过110kv66kV)电压等级接人电网的光伏发电站应能控制并网点电压在标称电压的一3%十7%范 围内,通过220kV及以上电压等级接人电网的光伏发电站应能够控制并网点电压在标称电压的0%~ 十10%范围内,满足GB/T19963和GB/T19964的要求
接人配电网的分布式电源,其并网点的电压 偏差应满足5.1的规定
无功电力平衡和补偿 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
6.2220kV/330kV/500kV/750kV/1000kV电网,应按无功电力分层分区、就地平衡的基本要求配
GB/T40427一202 置高、低压并联电抗器,以补偿输电线路的充电功率
330kV及以上等级架空线路、220kV及以上等 级电缆线路的充电功率应基本予以补偿
高、低压并联电抗器的容量分配应按系统的条件和各自的特 点全面研究决定
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 层分区、就地平衡的目标,保证各电压等级母线电压在合理的范围内,并留有合理的检修备用和事故 备用
6.46kV20kV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 低谷负荷时向系统倒送无功
如配置容量过大,则应装设自动投切装置 6.5电力用户的功率因数应达到下列规定 35kV及以上高压供电的电力用户,在考虑无功补偿后,在负荷高峰时,其变压器一次侧功率 a 因数不应低于0.95,在负荷低谷时,功率因数不应高于0.95
b)100kVA及以上10kV供电的电力用户,其功率因数应达到0.95以上
c 电力用户不应向系统送无功功率,在电网负荷高峰时不应从电网吸收大量无功功率
6.6对发电机(包括汽轮发电机、水轮发电机和抽水蓄能发电机)的要求 根据以下要求确定发电机额定功率因数(迟相)值 a 直接接人330kV及以上电网处于送端的发电机功率因数,宜选择为0,9;处于受端的发电 机功率因数,可在0.850.9中选择
直流输电系统送端的发电机功率因数,宜选择为0.85;交直流混送系统的发电机功率因数 可在0.850.9中选择
其他发电机的功率因数可按0,80.85选择
b 根据以下要求确定发电机吸收无功功率(进相)的能力 新安装发电机均应具备在有功功率为额定值时,功率因数进相0.95运行的能力
对已投人运行的发电机,应有计划地进行进相能力试验,根据试验结果予以应用
6.7新能源机组应满足功率因数在超前 -滞后0.95的范围内动态可调 0.95 6.8变电站配置的低压并联电容器组和电抗器组投切次数应能满足系统运行的要求
6.9在系统低负荷时,对110kV及以下的变电站,当电缆线路较多且并联电容器组退出后,若仍向系 统侧送无功电力,应在变电站中,低压母线上装设并联电抗器,必要时可装设在高压母线上;对220kV 变电站,在并联电容器退出后,其主变高压侧功率因数仍高于0.95时,应装设并联电抗器,宜装设在低 压母线上,必要时可装设在高、中压母线上 6.10在计算并联电容器和并联电抗器等无功补偿设备的实际出力时,宜考虑各种原因而影响的容量
6.11直流系统无功补偿设备应满足在不同的功率水平、各种接线和运行方式下换流站的无功平衡,并 符合GB/T31460的规定 6.12风电场及光伏发电站的无功补偿 风电场和光伏发电站的无功补偿应符合GB38755,GB/T38969,GB/T19963和GB/T19964 a 的规定
b 接人配电网的分布式电源,应按照NB/T32015的规定,配置合理的无功补偿并参与电网电压 的调节
6.13风电场、光伏发电站配置的无功装置类型、控制策略及其容量应结合实际接人情况确定,必要时 通过接人电力系统无功电压专题研究确定,新能源场站电压动态调节性能原则上应达到同步发电机 水平
GB/40427一2021 无功补偿设备的选用 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 衡原则和电网结构特点,经计算分析,在适当地点装设母线高压并联电抗器进行无功补偿,母线高压并 联电抗器应装设断路器
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 线路中途缺乏电压支撑等问题时,为提高输送容量和系统稳定水平,需装设动态无功补偿设备,当技术 经济比较合理时可选用调相机 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 设备
换流站装设的容性无功补偿设备宜首选交流滤波器,满足换流母线谐波性能指标和无功补偿要 7.4 求,不足部分采用并联电容器
换流站所装设的感性无功补偿设备宜为可投切的高压或低压并联电 抗器
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 7.5 支撑,并选用稳态和动态电压调节性能较优的无功补偿设备
变压器调压方式及调压范围的选择 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 电压质量的要求,并考虑电力系统发展的需要
8.2发电机升压变压器高压侧的额定电压应根据系统电压控制和无功功率分层平衡要求,经计算论 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
8.3降压变压器高压侧的额定电压,宜根据系统运行电压确定
中压侧和低压侧的额定电压,宜选 1.0~1.05倍系统标称电压 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 载调压方式
新能源场站升压变压器宜选用有载调压型
8.5330kV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 的地区可选用有载调压型,其他地区经调压计算论证确有必要且技术经济比较合理时,可选用有载调 压型
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 压尚不能满足电压控制的要求时,可在其电源侧各级降压变压器中,再增加一级有载调压型变压器
8.7电力用户对电压质量的要求高于5.1的要求时,该用户变压器应选用有载调压型
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士2×2.5%(1000kV变压 器可选土4×1.25%)
对于有载调压变压器,66kV及以上电压等级的,宜选士8×1.25%~士8× 1.5%;35kV电压等级的,宜选士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 范围应适当上移2.5%~5%
电力系统的无功电压控制 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
GB/T40427一202 过允许值同时满足发电机稳定运行的要求,并在充分发挥无功补偿设备经济技术效益及降低线损的原 则下通过优化计算确定
g.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 节发电机和无功补偿设备的无功出力
若电压偏差仍不符合要求时,可调整相应调压变压器的分接开 关位置,使电压恢复到允许偏差范围
9.3为保证用户受电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
g.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 电力系统的稳定运行
9.5l10kV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
g.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 的功能,使无功补偿设备的投切满足换流母线电压、无功平衡等方面的要求
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 的需要,选择采取不同的无功控制方式
GB/40427一2021 考文 参 献 [1]GB/T156一2017标准电压 [[2]GB/T12325一2008 电能质量供电电压偏差
电力系统电压和无功电力技术导则GB/T40427-2021解读
随着能源消耗的不断增长，电力系统的安全、稳定运行变得尤为重要。为了进一步规范电力系统中电压和无功电力的管理方法，提高电力系统运行的可靠性和经济性，中国电力工业标准化技术协会制定并发布了电力系统电压和无功电力技术导则GB/T40427-2021。 该导则主要涵盖了电力系统电压和无功电力技术的基础知识、评估方法、控制策略和应用案例等方面的内容。下面我们将对其中的一些关键点进行解读。 首先，该导则详细介绍了电力系统中电压和无功电力的概念、特点及其在电力系统运行中的作用。同时，还介绍了电力系统中电压和无功电力的相关法规标准及其应用范围。 其次，该导则提出了电力系统电压和无功电力评估的方法体系。包括对电力系统电压和无功电力的评估指标、评估方法、评估结果分析等方面进行详细介绍。评估结果可以为电力系统调度员提供准确的信息，帮助他们做出最佳的调度决策。 第三，该导则探讨了电力系统电压和无功电力控制的策略。其中，无功电力控制策略主要涉及静态无功补偿器、动态无功补偿器等设备的应用；而电压控制策略则涉及到电压调节器、电容器组、直流输电线路等技术手段的应用。 最后，该导则还提供了电力系统电压和无功电力应用案例，这些案例旨在说明该导则中所述的各项技术在实际电力系统运行中的应用效果。 总之，电力系统电压和无功电力技术导则GB/T40427-2021的发布，为电力系统电压和无功电力管理提供了重要的规范性文件，也为我国电力系统的安全稳定运行提供了有力保障。
