吉林省电网无功补偿优化研究
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１．１ ５００ ｋＶ主网无功补偿情况及分析
本满足无功补偿的要求。６６ｋＶ、２２０ ｋＶ变电站安装 并联电容器容量分别为１
１３１ Ｍｖａｒ和１ １５８ Ｍｖａｒ，
分别占主变容量的１０．２２％和１３．５７％。 按照国家电网生（２００４）４３５号《国家电网公司 电力系统无功补偿配置技术原则》，吉林省６６
２２０ ｋＶ、
ｋＶ线路Ⅳ一１故障对电网静态电压稳
定水平影响不大，而Ⅳ一２故障，特别是造成网架结 构较大改变的Ⅳ一２故障则影响较大。 ｃ．冬大方式及典型故障后方式下，长春地区的
２２０
ｋＶ五棵树、榆树、农安变６６ ｋＶ母线的单负荷
母线功率储备系数相对较低，主要原因为负荷较重 且功率因数较低；２２０ ｋＶ五棵树、榆树变还通过远 距离２２０ ｋＶ线路供电，缺乏电源支持，在负荷恒功 率因数持续增长情况下，易发生电压失稳，建议提高
ｂ．５００ ５００
无功补偿优化方案经济性评估 从投资和降低网损效益两个方面对２０１０年吉
林电网无功补偿优化方案进行经济性评估，评估的 参考指标：降低网损效益按照０．３７５元／（ｋＷ・ｈ）计 算；电容器投资按照５０元／ｋＶａｒ，电抗器投资按照 ４０元／ｋＶａｒ（包括安装、运输、设备维护及其他附加 费用在内）。优化后电容器总容量比优化前减少
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍｅｄ ｔｈｅ ｓｈｏｒｔａｇｅ ａｎｄ
ｕｎｅｖｅｎ
ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｒｅａｃｔｉｖｅ ｐｏｗｅｒ
ｃｏｍｐｅｎｓａｔｉｏｎ，ｔｈｅ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｃａｐａｃｉｔｙ ｏｆ
ｒｅａｃｔｉｖｅ ｐｏｗｅｒ ｃｏｍｐｅｎｓａｔｉｏｎ ｉｓ ｏｐｔｉｍｉｚｉｅｄ ｃｏｍｂｉｎｅ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｇｒｉｄ ｐｌａｎｎｉｎｇ．Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｏｐｔｉｍｉａａｔｉｏｎ ｐｌａｎ ｉｓ ｂｅｔｔｅｒ ａｄａｐｔａｂｉｌｉｔｙ ａｎｄ ｅｃｏｎｏｍｙ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｒｅａｃｔｉｖｅ ｐｏｗｅｒ ｃｏｍｐｅｎｓａｔｉｏｎ；ｓｔａｔｉｃ ｖｏｌｔａｇｅ ｓｔａｂｉｌｉｚａｔｉｏｎ ｌ
２２０
容量２
２．１
５０９．６６
感性无功补偿度分析 到２０１０年，吉林省电网５００ ｋＶ线路将达到３２
８６０
条（包括８条省间联络线），总长度约３
ｋｍ。按
照５００ ｋＶ运行电压计算，线路充电功率合计为
３ ２８２．４ ５００
Ｍｖａｒ（省间联络线充电功率按５０％统计）。
３９０
ｋＶ城西变负荷较重，为满足无功负荷和变压器
ｋＶ电网共配置感性无功补偿３
８３０
Ｍｖａｒ，其中
无功损耗，需要新增电容补偿。 ２．２．４辽（源）四（平）电网 辽（源）四（平）电网的２２０ｋＶ电网接在５００
ｋＶ
高抗ｌ
Ｍｖａｒ，低抗１
５６０
Ｍｖａｒ，感性无功补偿
度为９６．８％，基本满足ＳＤ ３２５—１９８９（电力系统电 压和无功电力技术导则》、ＤＬ ７５５—２００１《电力系统 安全稳定导则》中高压线路感性无功补偿的要求。 ２．２电压无功平衡分析 针对２０１０年水平年已有规划项目，进行典型方 式下的潮流电压分析，以确定冬大、夏大方式下所需 的无功补偿容量，并用冬小、夏小方式按照所需投切 无功补偿装置后电压水平进行校核。 冬大方式下，长春、吉林地区电网有功负荷分别 为２
ｋＶ变电站容性无功补偿度没有达到配置技术
原则中１５％的下限要求，而且各供电公司无功补偿 比例不平衡。整体来看，吉林省电网局部无功补偿配 置不足，缺少充足的无功储备容量。
截止２００８年底，吉林省内５０ ｋＶ线路有
９３３
２无功补偿优化分析
按照“十一五”电源装机规划，２０１０年吉林省电 网总装机容量２１
截止２００８年底，吉林省２２０ ｋＶ及以下电网电 容器总容量为２
９０７．７
Ｍｖａｒ，根据２００８年实际负
０４１
荷，全省网供最大有功负荷６
Ｍｗ，按功率因数
０５４．２７６
０．９５的要求需要无功补偿容量２
Ｍｖａｒ，基
１无功设备现状及分析
吉林省电网中的无功补偿设备主要有并联电容 器、并联电抗器、动态无功补偿装置ＳＶＣ等。电网无 功补偿以电容器为主，变电站的电压调节以投切电 容器组及调整主变分接头为主，发电厂的全部发电 机组迟相运行能力可达到发电力率０．８５，１００ ＭＷ 及以上机组全部具备进相运行能力。
第３７卷
１３ ７６２．５
第５期（总第２０４期） ＭＷ，水电装机容量４ ＭＷ。
１２５
吉 林 电 力 Ｊｉｌｉｎ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ
Ｏｃｔ．２００９ Ｖ０１．３７ Ｎｏ．５（Ｓｅｒ．Ｎｏ．２０４）
ＭＷ，风电装机
接受部分外来电力。在投入全部现有电容补偿的基 础上，母线电压可控制在２２０＂２３０ ｋＶ，为满足无功 负荷要求，接入２２０ ｋＶ电网机组的无功出力较大， 缺乏动态无功储备。２２０ ｋＶ桦甸变位于２２０ ｋＶ磐 桦线末端，冬季红石电站停机时，桦甸变成为末端负 荷变电站，为满足无功负荷要求，需新增电容补偿。
裹１ 无功补偿方案优化结果 Ｍｖａｒ
注：电价按０．３７５元／（ｋＷ・ｈ）计算。
对推荐的无功补偿方案下冬大、夏大方式及典 型事故后方式的静态电压稳定分析结论如下： ａ．２０１０年冬大方式下吉林电网具有较高的静 态电压稳定裕度指标，各电网区域有功储备系数都 在２０％以上，满足正常负荷波动的需求。
ｂ．５００
２００９年１０月
第３７卷
第５期（总第２０４期）
吉 林 电 力 Ｊｉｌｉｎ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ
Ｏｃｔ．２００９ Ｖ０１．３７ Ｎｏ．５（Ｓｅｒ．Ｎｏ．２０４）
ｐ—．．・’’
ｎ究； ５探讨５
ｔ｜、，・．・“
摘
吉林省电网无功补偿优化研究
Ｒｅｓｅａｒｃｈ
ｏｎ
Ｒｅａｃｔｉｖｅ Ｐｏｗｅｒ Ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ Ｊｉｌｉｎ Ｐｏｗｅｒ Ｇｒｉｄ
０１９．１６
效长度为１
２ １２６ １ ２００
ｋｍ，折算线路充电功率为 ＭＷ，其中：火电装机容量
Ｍｖａｒ；安装高压并联电抗器（以下简称高抗） Ｍｖａｒ，低压并联电抗器（以下简称低抗）
收稿日期：２００９—０８—３０
作者简介：王国春（１９６７一），男，高级工程师，从事电网运行技术管理工作。
・１・
万方数据
２００９年１０月
ｔｒａｎｓｉｅｎｔ
ｖｏｌｔａｇｅ ｓｔａｂｉｌｉｚａｔｉｏｎ
中图分类号：ＴＭ７１２；ＴＭ７１４．３
文献标识码：Ｂ
文章编号：１００９—５３０６（２００９）０５—０００１—０４
吉林省电网处于东北电网的中部，地位十分重 要。“十一五”期间吉林省电网整体将由５００ ｋＶ与
２２０
１ ３８０
Ｍｖａｒ，双辽电厂机组无功容量迟相３６０
ＭＷ和１
４７３．９
ＭＷ，分别占全省总负
荷的２９．６％和１８．６％，其它地区负荷相对较轻。 ２．２．１松（原）白（城）地区电网 松（原）白（城）地区电网中的２２０ ｋＶ前郭、扶 余变由于负荷较重，需要大量无功电力来满足无功 负荷需求，应新增电容补偿。松（原）白（城）地区电网 接入大量风电场，由于风电出力波动较大，带来送出 线路上潮流电压的大幅波动，电压控制困难，需新增 ＳＶＣ。目前，已计划在２２０ ｋＶ扶余、镇赉等变电所 增加电容器组，所有接入松（原）白（城）地区电网的 风电场均安装ＳＶＣ。 ２．２．２长春地区电网 长春城网的２２０ ｋＶ电网为双环网，冬大方式 下的各电压等级母线电压均能保持在合理水平。长 春地区电网负荷约占吉林省电网总负荷的２９．６％， 网中存在大量的主力火电厂，除了满足本地区的供 电负荷外，还有部分剩余电力外送。投人全部现有补 偿电容器，母线电压可控制在２２０～２２６ ｋＶ。为满足 无功负荷要求，接入２２０ ｋＶ电网机组需要无功满 出力运行支撑，缺乏动态无功储备。２２０ ｋＶ北郊、东 郊等变电所负荷较重，２２０ ｋＶ五棵树、榆树变位于 长距离输电线路末端，为满足无功负荷要求，需新增 电容补偿。目前，已计划在２２０ ｋＶ东郊、德惠、榆树 等变电所增加电容器组。 ２．２．３吉林地区电网 吉林地区电网在本地区火电机组部分停机时需
６６
ｋＶ及以下电压等级无功补偿，提高负荷侧功率 ｄ．夏大方式静态电压稳定水平较冬大方式略
因数，增强其静态电压稳定水平。 经计算比较，优化后冬大、夏大方式网损分别降 低了１５．０２ ＭＷ和２．３５ ＭＷ，效果明显。
２．４
高，由于水电大发，区域功率储备系数提高明显。 ３．２暂态稳定水平分析 针对推荐无功补偿方案、２０１０年冬大方式下吉 林省电网内单一故障和多重严重故障的暂态稳定水 平进行校验，得出如下结论。 ａ．单一故障，继电保护正确动作，不会引发电压 失稳事故。
王国春１，郑良华２，谢春瑰２．，曲振军１
（１．吉林省电力有限公司，长春１３００２１；２．吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春
１３００２１）
要：针对吉林省电网无功补偿容量不足、分布不均等问题。结合吉林省电网“十一五”规划．对无功补偿容量配
置进行了研究。并利用ＰＳＤ—ＯＰＦ无功优化程序对补偿方案进行优化，对优化方案进行了静态和暂态电压稳定水平 的计算校核。结果表明，优化后的无功补偿方案具有良好的适应性和经济性。 关键词：无功补偿；静态电压稳定；暂态电压稳定
３４９．１ ２２０
梨树变和５００ ｋＶ东丰变之间，四平电厂、辽源电厂 接入２２０ ｋＶ电网。在投入现有电容补偿基础上，电 压可控。２２０ ｋＶ公主岭、巨丰、双辽、四平变负荷较 重，为满足无功负荷要求，需要新增电容补偿。 综上分析，２０１０年冬大方式全省电网５００
ｋＶ
母线电压可控制在５２０．８～５２９．３ ｋＶ水平上， ｋＶ母线电压可控制在２１６．ｏ～２３９．３ ｋＶ水平 ２０１０年夏大方式下，吉林、白山地区电网水电 大发，外送电力较多；长春地区电网部分火电机组减 出力，由外送地区变为受电地区。通过电压分析提出 初步的新增无功补偿配置要求。 ２０１０年冬小、夏小方式，退出２２０ ｋＶ电网容性 补偿，合理控制发电厂无功出力和投切５００ ｋＶ变 电站低抗，吉林省电网各电压等级母线电压可控制 在合理水平，发电机不需要进相运行控制电压。 经过上述无功平衡分析后，吉林省电网电压水 平满足考核要求。局部电压偏低，通过调节主变分接 头，主变低压侧电压可以满足运行要求；局部电压偏 高，可以通过发电机组进相运行或切除电容器组，使 电压降至允许范围内；风电出力情况对松（原）白 （城）地区电网电压影响较大，在风电场均安装ＳＶＣ 后，可以保证电压在允许范围内。 ２．３无功优化研究 通过无功平衡分析对无功补偿方案进行调整 后，利用ＰＳＤ—ＯＰＦ无功优化程序辅助进行优化计 算，进一步调整无功补偿方案。 以系统网损最小为目标函数，以发电机无功出 力、各２２０ ｋＶ变电站调整后的电容器容量和变压 器分接头为约束基础，进行优化计算。首先对吉林省 电网无功补偿调整方案的方式进行无功优化，确定 调整方案的无功补偿最优运行效果；而后再依据调 整后的无功规划方案的检修方式进行优化，明确无 功规划调整后的最优运行效果，前后对比以确定无 上，总体上５００ ｋＶ／２２０ ｋＶ母线电压满足要求。
本满足无功补偿的要求。６６ｋＶ、２２０ ｋＶ变电站安装 并联电容器容量分别为１
１３１ Ｍｖａｒ和１ １５８ Ｍｖａｒ，
分别占主变容量的１０．２２％和１３．５７％。 按照国家电网生（２００４）４３５号《国家电网公司 电力系统无功补偿配置技术原则》，吉林省６６
２２０ ｋＶ、
ｋＶ线路Ⅳ一１故障对电网静态电压稳
定水平影响不大，而Ⅳ一２故障，特别是造成网架结 构较大改变的Ⅳ一２故障则影响较大。 ｃ．冬大方式及典型故障后方式下，长春地区的
２２０
ｋＶ五棵树、榆树、农安变６６ ｋＶ母线的单负荷
母线功率储备系数相对较低，主要原因为负荷较重 且功率因数较低；２２０ ｋＶ五棵树、榆树变还通过远 距离２２０ ｋＶ线路供电，缺乏电源支持，在负荷恒功 率因数持续增长情况下，易发生电压失稳，建议提高
ｂ．５００ ５００
无功补偿优化方案经济性评估 从投资和降低网损效益两个方面对２０１０年吉
林电网无功补偿优化方案进行经济性评估，评估的 参考指标：降低网损效益按照０．３７５元／（ｋＷ・ｈ）计 算；电容器投资按照５０元／ｋＶａｒ，电抗器投资按照 ４０元／ｋＶａｒ（包括安装、运输、设备维护及其他附加 费用在内）。优化后电容器总容量比优化前减少
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍｅｄ ｔｈｅ ｓｈｏｒｔａｇｅ ａｎｄ
ｕｎｅｖｅｎ
ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｒｅａｃｔｉｖｅ ｐｏｗｅｒ
ｃｏｍｐｅｎｓａｔｉｏｎ，ｔｈｅ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｃａｐａｃｉｔｙ ｏｆ
ｒｅａｃｔｉｖｅ ｐｏｗｅｒ ｃｏｍｐｅｎｓａｔｉｏｎ ｉｓ ｏｐｔｉｍｉｚｉｅｄ ｃｏｍｂｉｎｅ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｇｒｉｄ ｐｌａｎｎｉｎｇ．Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｏｐｔｉｍｉａａｔｉｏｎ ｐｌａｎ ｉｓ ｂｅｔｔｅｒ ａｄａｐｔａｂｉｌｉｔｙ ａｎｄ ｅｃｏｎｏｍｙ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｒｅａｃｔｉｖｅ ｐｏｗｅｒ ｃｏｍｐｅｎｓａｔｉｏｎ；ｓｔａｔｉｃ ｖｏｌｔａｇｅ ｓｔａｂｉｌｉｚａｔｉｏｎ ｌ
２２０
容量２
２．１
５０９．６６
感性无功补偿度分析 到２０１０年，吉林省电网５００ ｋＶ线路将达到３２
８６０
条（包括８条省间联络线），总长度约３
ｋｍ。按
照５００ ｋＶ运行电压计算，线路充电功率合计为
３ ２８２．４ ５００
Ｍｖａｒ（省间联络线充电功率按５０％统计）。
３９０
ｋＶ城西变负荷较重，为满足无功负荷和变压器
ｋＶ电网共配置感性无功补偿３
８３０
Ｍｖａｒ，其中
无功损耗，需要新增电容补偿。 ２．２．４辽（源）四（平）电网 辽（源）四（平）电网的２２０ｋＶ电网接在５００
ｋＶ
高抗ｌ
Ｍｖａｒ，低抗１
５６０
Ｍｖａｒ，感性无功补偿
度为９６．８％，基本满足ＳＤ ３２５—１９８９（电力系统电 压和无功电力技术导则》、ＤＬ ７５５—２００１《电力系统 安全稳定导则》中高压线路感性无功补偿的要求。 ２．２电压无功平衡分析 针对２０１０年水平年已有规划项目，进行典型方 式下的潮流电压分析，以确定冬大、夏大方式下所需 的无功补偿容量，并用冬小、夏小方式按照所需投切 无功补偿装置后电压水平进行校核。 冬大方式下，长春、吉林地区电网有功负荷分别 为２
ｋＶ变电站容性无功补偿度没有达到配置技术
原则中１５％的下限要求，而且各供电公司无功补偿 比例不平衡。整体来看，吉林省电网局部无功补偿配 置不足，缺少充足的无功储备容量。
截止２００８年底，吉林省内５０ ｋＶ线路有
９３３
２无功补偿优化分析
按照“十一五”电源装机规划，２０１０年吉林省电 网总装机容量２１
截止２００８年底，吉林省２２０ ｋＶ及以下电网电 容器总容量为２
９０７．７
Ｍｖａｒ，根据２００８年实际负
０４１
荷，全省网供最大有功负荷６
Ｍｗ，按功率因数
０５４．２７６
０．９５的要求需要无功补偿容量２
Ｍｖａｒ，基
１无功设备现状及分析
吉林省电网中的无功补偿设备主要有并联电容 器、并联电抗器、动态无功补偿装置ＳＶＣ等。电网无 功补偿以电容器为主，变电站的电压调节以投切电 容器组及调整主变分接头为主，发电厂的全部发电 机组迟相运行能力可达到发电力率０．８５，１００ ＭＷ 及以上机组全部具备进相运行能力。
第３７卷
１３ ７６２．５
第５期（总第２０４期） ＭＷ，水电装机容量４ ＭＷ。
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吉 林 电 力 Ｊｉｌｉｎ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ
Ｏｃｔ．２００９ Ｖ０１．３７ Ｎｏ．５（Ｓｅｒ．Ｎｏ．２０４）
ＭＷ，风电装机
接受部分外来电力。在投入全部现有电容补偿的基 础上，母线电压可控制在２２０＂２３０ ｋＶ，为满足无功 负荷要求，接入２２０ ｋＶ电网机组的无功出力较大， 缺乏动态无功储备。２２０ ｋＶ桦甸变位于２２０ ｋＶ磐 桦线末端，冬季红石电站停机时，桦甸变成为末端负 荷变电站，为满足无功负荷要求，需新增电容补偿。
裹１ 无功补偿方案优化结果 Ｍｖａｒ
注：电价按０．３７５元／（ｋＷ・ｈ）计算。
对推荐的无功补偿方案下冬大、夏大方式及典 型事故后方式的静态电压稳定分析结论如下： ａ．２０１０年冬大方式下吉林电网具有较高的静 态电压稳定裕度指标，各电网区域有功储备系数都 在２０％以上，满足正常负荷波动的需求。
ｂ．５００
２００９年１０月
第３７卷
第５期（总第２０４期）
吉 林 电 力 Ｊｉｌｉｎ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ
Ｏｃｔ．２００９ Ｖ０１．３７ Ｎｏ．５（Ｓｅｒ．Ｎｏ．２０４）
ｐ—．．・’’
ｎ究； ５探讨５
ｔ｜、，・．・“
摘
吉林省电网无功补偿优化研究
Ｒｅｓｅａｒｃｈ
ｏｎ
Ｒｅａｃｔｉｖｅ Ｐｏｗｅｒ Ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ Ｊｉｌｉｎ Ｐｏｗｅｒ Ｇｒｉｄ
０１９．１６
效长度为１
２ １２６ １ ２００
ｋｍ，折算线路充电功率为 ＭＷ，其中：火电装机容量
Ｍｖａｒ；安装高压并联电抗器（以下简称高抗） Ｍｖａｒ，低压并联电抗器（以下简称低抗）
收稿日期：２００９—０８—３０
作者简介：王国春（１９６７一），男，高级工程师，从事电网运行技术管理工作。
・１・
万方数据
２００９年１０月
ｔｒａｎｓｉｅｎｔ
ｖｏｌｔａｇｅ ｓｔａｂｉｌｉｚａｔｉｏｎ
中图分类号：ＴＭ７１２；ＴＭ７１４．３
文献标识码：Ｂ
文章编号：１００９—５３０６（２００９）０５—０００１—０４
吉林省电网处于东北电网的中部，地位十分重 要。“十一五”期间吉林省电网整体将由５００ ｋＶ与
２２０
１ ３８０
Ｍｖａｒ，双辽电厂机组无功容量迟相３６０
ＭＷ和１
４７３．９
ＭＷ，分别占全省总负
荷的２９．６％和１８．６％，其它地区负荷相对较轻。 ２．２．１松（原）白（城）地区电网 松（原）白（城）地区电网中的２２０ ｋＶ前郭、扶 余变由于负荷较重，需要大量无功电力来满足无功 负荷需求，应新增电容补偿。松（原）白（城）地区电网 接入大量风电场，由于风电出力波动较大，带来送出 线路上潮流电压的大幅波动，电压控制困难，需新增 ＳＶＣ。目前，已计划在２２０ ｋＶ扶余、镇赉等变电所 增加电容器组，所有接入松（原）白（城）地区电网的 风电场均安装ＳＶＣ。 ２．２．２长春地区电网 长春城网的２２０ ｋＶ电网为双环网，冬大方式 下的各电压等级母线电压均能保持在合理水平。长 春地区电网负荷约占吉林省电网总负荷的２９．６％， 网中存在大量的主力火电厂，除了满足本地区的供 电负荷外，还有部分剩余电力外送。投人全部现有补 偿电容器，母线电压可控制在２２０～２２６ ｋＶ。为满足 无功负荷要求，接入２２０ ｋＶ电网机组需要无功满 出力运行支撑，缺乏动态无功储备。２２０ ｋＶ北郊、东 郊等变电所负荷较重，２２０ ｋＶ五棵树、榆树变位于 长距离输电线路末端，为满足无功负荷要求，需新增 电容补偿。目前，已计划在２２０ ｋＶ东郊、德惠、榆树 等变电所增加电容器组。 ２．２．３吉林地区电网 吉林地区电网在本地区火电机组部分停机时需
６６
ｋＶ及以下电压等级无功补偿，提高负荷侧功率 ｄ．夏大方式静态电压稳定水平较冬大方式略
因数，增强其静态电压稳定水平。 经计算比较，优化后冬大、夏大方式网损分别降 低了１５．０２ ＭＷ和２．３５ ＭＷ，效果明显。
２．４
高，由于水电大发，区域功率储备系数提高明显。 ３．２暂态稳定水平分析 针对推荐无功补偿方案、２０１０年冬大方式下吉 林省电网内单一故障和多重严重故障的暂态稳定水 平进行校验，得出如下结论。 ａ．单一故障，继电保护正确动作，不会引发电压 失稳事故。
王国春１，郑良华２，谢春瑰２．，曲振军１
（１．吉林省电力有限公司，长春１３００２１；２．吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春
１３００２１）
要：针对吉林省电网无功补偿容量不足、分布不均等问题。结合吉林省电网“十一五”规划．对无功补偿容量配
置进行了研究。并利用ＰＳＤ—ＯＰＦ无功优化程序对补偿方案进行优化，对优化方案进行了静态和暂态电压稳定水平 的计算校核。结果表明，优化后的无功补偿方案具有良好的适应性和经济性。 关键词：无功补偿；静态电压稳定；暂态电压稳定
３４９．１ ２２０
梨树变和５００ ｋＶ东丰变之间，四平电厂、辽源电厂 接入２２０ ｋＶ电网。在投入现有电容补偿基础上，电 压可控。２２０ ｋＶ公主岭、巨丰、双辽、四平变负荷较 重，为满足无功负荷要求，需要新增电容补偿。 综上分析，２０１０年冬大方式全省电网５００
ｋＶ
母线电压可控制在５２０．８～５２９．３ ｋＶ水平上， ｋＶ母线电压可控制在２１６．ｏ～２３９．３ ｋＶ水平 ２０１０年夏大方式下，吉林、白山地区电网水电 大发，外送电力较多；长春地区电网部分火电机组减 出力，由外送地区变为受电地区。通过电压分析提出 初步的新增无功补偿配置要求。 ２０１０年冬小、夏小方式，退出２２０ ｋＶ电网容性 补偿，合理控制发电厂无功出力和投切５００ ｋＶ变 电站低抗，吉林省电网各电压等级母线电压可控制 在合理水平，发电机不需要进相运行控制电压。 经过上述无功平衡分析后，吉林省电网电压水 平满足考核要求。局部电压偏低，通过调节主变分接 头，主变低压侧电压可以满足运行要求；局部电压偏 高，可以通过发电机组进相运行或切除电容器组，使 电压降至允许范围内；风电出力情况对松（原）白 （城）地区电网电压影响较大，在风电场均安装ＳＶＣ 后，可以保证电压在允许范围内。 ２．３无功优化研究 通过无功平衡分析对无功补偿方案进行调整 后，利用ＰＳＤ—ＯＰＦ无功优化程序辅助进行优化计 算，进一步调整无功补偿方案。 以系统网损最小为目标函数，以发电机无功出 力、各２２０ ｋＶ变电站调整后的电容器容量和变压 器分接头为约束基础，进行优化计算。首先对吉林省 电网无功补偿调整方案的方式进行无功优化，确定 调整方案的无功补偿最优运行效果；而后再依据调 整后的无功规划方案的检修方式进行优化，明确无 功规划调整后的最优运行效果，前后对比以确定无 上，总体上５００ ｋＶ／２２０ ｋＶ母线电压满足要求。
