华北电力调度局（北京100053）郑燕涛摘 要：通过对1999年京津唐电网运行情况的分析，结合对上海电网的调研，提出了2000年无功电压管理的工作重点和工作方向，通过电压管理推动电网的基础工作以适应市场经济的要求。中图分类号：TM714．3文献标识码：A文章编号：1003－9171（2000）04－0006－05电压作为电能质量的主要指标，对电网稳定及电力设备安全经济运行，工农业生产及人民生活具有直接影响。
无功电力平衡是保证电压质量的基本条件。无功电力平衡的特点是分层、分区、分散平衡。电力系统是由发电、输电、用电组成的，由无功平衡的特点所决定的电力系统的无功电压管理也必然是一个系统工程。从这个意义上讲，电压质量反映了一个企业的管理水平。
随着社会经济的发展，负荷的构成及其特点在不断变化。这不仅要求电网的监测、调控手段要跟上负荷的发展变化，而且对如何以市场经济的法则加强电力系统的无功电压管理提出了更高的要求。上海电网明确提出：用户就地补偿是电力系统无功补偿的最大原则。
1 对1999年无功电压形势的基本评价
1．1 1999年京津唐主网的电压水平
截至到1999年11月，京津唐主网的电压合格率在1998年完成98．77％的基础上又有所提高，1999年累计到11月的电压合格率为98．96％，比去年同期提高了0．19％，高于部颁98％的标准。冬季无功小负荷时500kV厂站及附近地区的电压偏高问题，夏季无功大负荷时部分地区电压偏低的问题继续得到扭转，局部地区实现了电压逆调整。
表1列出了1999年冬季2月份和夏季7月份部分厂站的电压水平。
与1998年相比，冬季2月份500kV厂站4点平均电压水平比1998年同期稍有下降（1998年522．28kV，1999年521．42kV）；220kV部分厂站4点平均电压水平比1998年同期稍有提高（1998年229．82kV，1999年231．08kV）。夏季7月份500kV厂站10点平均电压水平比1998年稍有下降（1998年514．57kV，1999年513kV），原因是天津北郊500kV联变因设备缺陷没有按计划调整分头；220kV典型枢纽厂站10点平均电压水平比1998年稍有提高（1998年225．64kV，1999年226．83kV）。由此看出京津唐主网的电压质量在稳步提高。
1．2 1999年无功电压运行分析
在无功电压控制最为关键的2个季节（冬季和夏季），京津唐主网调动一切可以利用的设备，发挥一切可以发挥的能力，同时对负荷中心地区给予了特别关注，保证主网电压在合格范围内，但个别地区、个别点仍有不满足要求的情况，有些无功补偿设备未能发挥作用。
下面通过冬夏两季的运行分析，反思京津唐电网无功平衡、电压控制问题。
1999年夏季京津唐地区遇到了40年来罕见的高温天气，北京地区最大负荷达6020MW，比1998年同期增长24％，是十年来平均负荷增长率的3倍（8．45％）；负荷峰谷差为2483MW；网供负荷力率为0．93。由于提前采取了保电压措施，电压未出现大面积低落现象。仅北京东北部李遂一带由于所带负荷为郊县负荷，力率较低（主变二次侧力率0．94），电压在额定值以下（214kV）；北京第一热电厂、北京第二热电厂（下称一热、二热）开足马力后其母线电压维持在额定值110kV。表2列出了7月28日11点23分实测大负荷（京津唐13879MW；北京5906MW）情况下京津唐电网各发电厂的发电情况，其平均发电力率为0．927，但位于负荷中心地区的一热、二热的发电力率很低：0．819、0．699，共发无功223Mvar。结合电压水平不难看出夏季大负荷情况下负荷中心地区倾尽了系统的所有无功，系统的安全系数降低了。
1998年以来，围绕二八地区（北京第二热电厂、八里庄）的无功平衡、电压控制问题做了许多工作：八里庄变压器增容120Mva，增补容性无功24Mvar；二八地区低压配电增补容性无功60Mvar；二热在夏季大负荷情况下1999年较1998年多开1台机多发50Mvar无功，这样二八地区1999年比1998年总计增加容性无功135Mvar。二八地区1999年最大负荷为511－j186力率0．94，1998年最大负荷为376－j178力率0．90，可以看出二八地区1999年夏季在有功负荷较1998年同期增长36％的情况下，由于增加了135Mvar补偿，无功负荷基本维持在1998年的水平，力率提高0．04，电压抬高1．3％～3．6％（1～4kV），勉强合格（219kV、110kV）。
由此看到2000年二八地区负荷再继续增长，没有措施是不行的。2000年电压控制的重点和关键仍然是负荷中心地区的无功平衡问题。
另外，承德部分地区由于电压支撑不足，也出现电压偏低现象
对于部分地区夏季大负荷情况下电压偏低及冬季小负荷情况下电压偏高问题，通过向各地区有针对性的了解情况，对此的认识有所深化。据不完全统计分析，多年来重有功、轻无功的现实使得对无功的监控、测量、统计等诸多环节存在许多问题，引起这些问题的根本原因是负荷力率的变化（与500kV系统电压偏高问题性质不同）。表3列举1999年的一些数据说明之。
由此可见夏季大负荷时的有功是冬季最小负荷时有功的2．4～2．8倍，夏季大负荷时的无功是冬季最小负荷的3．7～6．25倍。力率水平冬季、夏季绝大多数地区未达到部颁“电力系统电压质量和无功电力管理规定”的在最大负荷时，220kV变压器一次侧功率因数不低于0．95；在最小负荷时，相应一次侧功率因数不宜高于0．95（110kV以下变电所，不高于0．98）的要求。依此比例估计，目前京津唐电网在装电力系统无功补偿容量（1999年初统计值5547Mvar）仅比此段无功负荷峰谷差（约4000～4500Mvar）多1000～1500Mvar（表3中仅天津数据是标准的，其他地区是保守的估计）。若再考虑具体地点无功分散平衡、设备检修和受阻容量等因素，冬季、夏季调压困难也就不难理解了。电网承担了本该由用户承担的无功补偿及电压调整责任，这不仅增加了电网用于购置无功补偿、电压调整设备等一系列投资，而且加大了电网的电压波动，影响电网的安全。
1．3 对1999年无功电压形势的基本评价
由主网电压水平及运行分析看出，目前京津唐主网的无功平衡水平、电压控制能力较前几年有了很大进步。尽管今夏遇到了40年来罕见的高温天气，却没有象1994年那样因电压问题拉路限电，也没有出现1996年那样的低电压情况。从目前我们了解的情况看，无功问题从规划设计、基建投产到运行维护都较前几年有所重视，情况也较好，但无功电压数据的监测、采集工作很不理想，数据不全、不准一直困扰着无功电压的分析管理工作。由表3可看出，寻找一点能说明问题的数据很费周折。
对110kV及以下变电站及用户力率的监测管理力度太小，给电网调压造成很大压力。
发电厂、变电站运行人员的责任心和技术水平有待提高。
夏季负荷中心地区无功电力不足，对电压质量及系统安全有不同程度的影响。
2 2000年无功电压管理的基本原则
2．1 无功功率分层平衡问题
按计划2000年500kV系统新增2座变电站（顺义、迁西）；7回输电线（万顺、顺安双、昌顺双、顺迁、迁绥），500kV线路总长度增加484km（迁绥按50％考虑），500kV线路总长度3181km，充电功率3594Mvar，已投入生产及规划中正在建设的感性补偿设备总容量折电压后3498Mvar，补偿度97．3％（见表4），比过去有较大提高。220kV系统新增电缆线路63．82km，加之去年已投电缆线路共计82．82km，充电功率414．1Mvar，规划中正在建设的感性补偿设备总容量599．8Mvar（北京供电局生计处提供），补偿度145％。
截至1999年底220kV系统容性补偿情况见表5，220kV变电站容量共计22560MVA，容性补偿设备容量3292．07Mvar，补偿设备容量占主变容量的14．59％。从总体上看22[1][2]下一页
