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DLT 2114-2020 电力网无功补偿配置技术导则.pdf简介：

DLT 2114-2020《电力网无功补偿配置技术导则》是由中国电力工业标准化委员会发布的一份技术标准。这份导则主要针对电力网的无功补偿系统设计、安装、运行和维护提供指导原则。无功补偿是电力系统中一种重要的电力质量控制手段，用于补偿电力网络中的无功功率不平衡，提高电力系统的稳定性和效率。

DLT 2114-2020包括以下主要内容： 1. 无功补偿的基本原理和重要性 2. 无功补偿设备的选择和配置原则 3. 无功补偿装置的安装位置和方式 4. 无功补偿系统的运行维护要求 5. 无功补偿系统的性能评估和优化方法 6. 无功补偿与电力系统运行的协调问题

这份导则的目的是为了规范电力网无功补偿的实施，提高电力系统的运行效率，减少电能损失，保障电力系统的稳定和安全。对于电力行业来说，遵循这一导则有助于提升电网的可靠性和服务质量。

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DL/T2114=2020

DL/T2114=2020

市政工程造价优化策略论文式中： α—主变压器容性无功补偿度； 2——（单台）主变压器低压侧容性无功补偿装置铭牌容量之和； 一（单台）主变压器高压侧绕组额定容量。

电抗率reactanceratio

并联电容器装置的串联电抗器的额定感抗与并联电容器组的额定容抗之比，以百分数表 率可按公式（2）计算。

式中： k 并联电容器装置的电抗率； X。——并联电容器组的额定容抗。

电力系统无功补偿配置应坚持分层分区、就地平衡的原则，避免经长距离线路或多级变压器传送 无功功率。无功补偿装置应整体规划、合理布局，应优先装设在电力系统的主要负荷侧，因条件所限 时，可装设在变压器低压侧。

5.1无功补偿装置选择

DL/T2114=2020

5.1.1无功补偿装置应优先考虑采用投资省、损耗小、可分组投切的并联电容器装置或（和）并联电 抗器装置。并联电容器装置和并联电抗器装置应采用自动投切方式。 5.1.2为满足电力系统稳定和电能质量要求而需装设动态无功补偿装置时，应通过技术经济综合比较 后确定。 5.1.3电力用户应根据自身负荷特点，配置相应的无功补偿装置。

5.2补偿容量与分组容量

5.2.1无功补偿装置应按最终规模设计，宜根据无功负荷增长和网架结构变化分期装设并合理分组。 5.2.2分组容量应满足以下条件： a）在不同组合方式下，不得引起谐振和谐波电流异常放大，且不应引起投切振荡。 b）投切一组补偿装置引起所在母线的电压变动值，不应超过其额定电压的2.5%，并综合考虑与 主变压器调挡的配合。

5.2.1无功补偿装置应按最终规模设计，宜根据无功负荷增长和网架结构变化分期装设并合理分组。

5.3.1根据各电压等级发电、输电、变电、配电、用电环节对容性无功功率的需求，选取适当的配置 方式，包括集中补偿方式和分散补偿方式。补偿能力应按以下考虑： a）用于变电站集中无功补偿时，其补偿能力应主要考虑站内设备的容性无功补偿需求。 b）用于负荷侧就地补偿时，其补偿能力应综合考患各类运行工况下负荷的容性无功补偿需求。 5.3.2应根据背景谐波测试情况，确定适当的电抗率以避免引起谐振。一般情况下，当背景谐波为5 次及以上时，电抗率宜选取5%～6%；当背景谐波为3次及以上时，电抗率宜选取12%，也可采用 5%6%与12%两种电抗率混装方式。 5.3.3根据确定的电抗率，分组容量应满足各种运行工况下（分组投切的各类组合）均能避开谐振容 量。发生谐振的并联电容器装置容量可按公式（3）计算。

5.4.1330kV750kV输电线路的充电功率应按就地补偿的原则采用高、低压并联电抗器装置予以 补偿。 5.4.2对于进、出线以电缆为主，容性充电功率较大的110kV～220kV变电站，宜根据电缆长度配置 并联电抗器装置，补偿容量应经过分析计算后确定。 5.4.3选择在主变压器低压侧补偿时，并联电抗器装置容量与低压侧直供负荷组成的视在功率不得超 过变压器低压侧绕组容量。

5.5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。

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

DL/T21142020

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

DL/T21142020

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。

T／CHTS 10029-2020 公路桥梁正交异性钢桥面板U肋双面焊接技术指南.pdf10.1.1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

GBT 32917-2016标准下载DL/T 21142020

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。