關于電力系統無功平衡與電壓調整第1頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五第一節無功功率平衡一、無功功率電源

1．發電機

發電機不僅是電力系統中唯一一種有功電源，也是電力系統中最主要的無功電源。

發電機一般情況下總是以滯后功率因數運行，即向電網發出無功功率。可以通過調節發電機的勵磁電流（或電壓）的大小來調整發電機的無功出力，或者說是調整機端電壓，可以實行連續平滑調節。

第2頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

另外，發電機還有一些特殊運行方式。發電機作調相機運行，是指發電機不發有功功率，專門發無功功率的狀態。該方式，水電機組在枯水期時可以采用。發電機進相運行，是指發電機欠勵磁運行，即從電網中吸收無功功率。進相運行時，要受到系統穩定性、發電機定子端部發熱等因素的限制，故發電機如要進相運行，必須符合以下條件：具備進相運行能力的發電機在進行了進相運行試驗后方可進相運行。

下面研究發電機的功角特性與運行極限以隱極機為例。隱極發電機正常運行時，電抗為xd。發電機機端電壓為、電流、功率因數，因發電機繞組電阻遠遠小于電抗，忽略電阻，隱極發電機正常運行時電路圖與向量圖如下圖所示。

第3頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五圖中：稱發電機空載電勢，δ稱發電機功角。第4頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五圖中有：發電機輸出功率：第5頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五當發電機以額定工況運行時，即以UN、IN、φN、EqN運行時，其向量圖上每個向量均乘以（為常數，圖形形狀不變），則圖中向量OB為：，即向量OB代表發電機額定視在功率，向量OC為：，向量OD為：。第6頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五據此可作發電機運行極限圖：第7頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五①定子繞組溫升約束；定子繞組溫升取決于發電機定子電流，即取決于發電機視在功率，當以發電機額定視在功率為限時，圖中表現為不能超出以O為圓心OB為半徑的圓弧①。

②勵磁繞組溫升約束；勵磁繞組溫升取決于發電機勵磁電流，而勵磁電流正比與發電機空載電勢Eq，當以發電機額定空載電勢為限時，圖中表現為不能超出以O’為圓心O’B為半徑的圓弧②。③原動機功率約束；發電機能夠發出的有功功率受制于原動機的功率，如以額定有功功率為限，圖中表示為直線BC（直線③）之下。④發電機進相運行約束；約束條件需通過計算和試驗得到，圖中以曲線④示意。第8頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

2．無功補償設備

①調相機可看成是不發有功功率的發電機，補償機理與發電機相同，過勵磁運行時發出無功功率，欠勵磁運行時，吸收無功功率，通過調節勵磁可以方便地連續平滑調節無功功率。不過，調相機投資大，功率損耗較大，且為旋轉設備運行維護工作量大。

②并聯電容器并聯電容器消耗容性無功，相當于發出感性無功。如圖所示，其補償的無功為：第9頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五并聯電容器能補償負荷感性無功功率以提高功率因數，故也稱移相電容器。如原來的負荷為：，則補償后為：

功率因數由原來的：提高到：

或者說，相位角由原來的：變為：

并聯電容器的優越性在于其經濟性。一是其投資少和運行費用便宜。另一是，采用并聯電容無功補償后，需要線路、變壓器輸送的無功功率減少，根據：，則線路、變壓器繞組有功損耗減少，有利于減少網損。

第10頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五并聯電容器一般不能連續調節，一般變電所中采用分組投切。并聯電容器的最大缺點來自其補償機理，即其無功與電壓平方成正比。這樣當系統無功不足導致電壓偏低時，并聯電容器補償的無功反而隨電壓下降成平方倍下降，（線路充電功率也有同樣特性）。所以，為了系統的穩定性，并聯電容器不能獨立作為電網的電壓支撐，需要有輸出無功可不隨系統電壓下降而減少的無功電源作為系統電壓支撐，發電機的無功調節具有這樣的特性，而對于沒有發電機的地區的系統，則應裝設同步調相機來作為系統的電壓支撐。③并聯電抗器

可以吸收電網感性無功功率。其吸收的無功功率為：

第11頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五當超高壓線路空載或者輕載時，由于負荷很小，線路阻抗上的無功損耗很小，而線路的充電功率和電壓平方成正比，超高壓線路因電壓較高，故充電功率很大，在線路輕載或者空載時，其遠遠大于線路阻抗上的無功損耗，這時，線路的末端電壓可能會高于始端電壓，這就是超高壓線路的容升效應。為了抵消超高壓線路多大的充電功率，應裝設并聯電抗器。并聯電抗器分為低抗和高抗兩種類型。

500kV變電所一般專設一個15.75kV或35kV的電壓母線，專門用于裝設無功補償設備，如并聯電容器和并聯電抗器。裝在該低壓母線上的電抗器，因其電壓等級較低，稱為低抗。低抗一般采用分組投切。低抗的作用僅在于無功補償（吸收感性無功）。高抗直接裝設在500kV線路上，因其電壓等級為超高壓，稱為高抗。高抗一般不專設開關，與線路同時投切。高抗的接法為星型接法，并往往在中性點加裝小電抗。第12頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五高抗的作用較多，除了在線路空載或輕載運行情況下吸收無功功率，控制最高電壓不超過規定值；還有：在系統操作和故障情況下，限制工頻過電壓和操作過電壓，降低系統絕緣水平；高抗中性點經小電抗接地，補償相間電容，限制潛供電流，提高單相重合閘成功率；防止發電機帶長線路可能出現的自勵磁現象；防止工頻諧振過電壓等。高抗的價格高于抵抗，500kV線路在下列條件應設高抗，①在500kV電網各發展階段中，正常及檢修（送變電單一元件）運行方式下，發生故障或任一處無故障三相跳閘時，必須采取措施限制母線側及線路側的工頻過電壓在最高線路運行電壓的1.3及1.4倍額定值以下時；②為保證線路瞬時性單相故障時重合成功，經過比較，如認為需要采用高壓并聯電抗器并帶中性點小電抗作為解決潛供電流的措施時；③發電廠為無功平衡需要，而又無法裝設低壓電抗器時；④系統運行操作（如同期并列）需要時；第13頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五④靜止補償器SVC

由電容器、電抗器、晶閘管控制元件等組成，可雙向連續調節，調節速度快，可實現動態補償，屬于FACTS范疇，為一種先進的無功補償設備，當運用于超高壓、特高壓輸電網時，可大幅提高系統的穩定性。但高電壓、大電流的晶閘管元件價格昂貴。華東電網目前沒有使用。二、無功負荷

大部分工業、農業用戶均以滯后功率因數運行，即消耗系統的感性無功功率，構成系統的無功負荷。第14頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五三、無功損耗(1)線路上的無功損耗當線路輸送功率為P+jQ（MVA），假設運行于額定電壓UN（kV）時：

①阻抗上的無功損耗：

（Mvar）②充電功率，即線路對地等值電容向系統補充無功:（Mvar）

第15頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

(2)變壓器中的無功損耗當變壓器輸送功率為P+jQ，視在功率為S（MVA），假設運行于額定電壓UN（kV）時：

①線圈中的無功損耗：

（Mvar）

②勵磁支路上的無功損耗：

（Mvar）

第16頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五四、無功平衡所謂系統的無功平衡，即系統無功電源發出的無功功率應等于系統的無功負荷的功率加上系統無功損耗功率。即：∑Ｑ無功電源＝∑Ｑ負荷＋∑Ｑ損耗或對于局部電網而言：

∑Ｑ無功電源＋ＱＳ＝∑Ｑ負荷＋∑Ｑ損耗式中ＱＳ為外電網輸入的無功功率。電力系統必須無功平衡。無功電力工作的基本內容就事使電力系統在任一時間和任一負荷時的無功（電力）總出力（含無功補償）與無功總負荷（含無功總損耗）保持平衡，滿足電壓質量要求，并努力降低網損。第17頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五第二節無功補償一、概述在系統無功平衡計算中，如無功功率始終無法平衡，則應考增設無功電源的方案。無功補償的配置，應采取就地平衡的原則，做到分層（電壓等級）與分區（地區、縣或站網絡）平衡，并落實到計劃、基建及技改工程中，做好無功補償設備的規劃、設計、建設工作，合理安排無功電源。合理進行無功補償和電壓調整保證電壓質量提高系統的安全性和經濟性。無功補償應遵循的原則：全面規劃、合理布局、分級補償、就地平衡。無功補償應做到：集中補償和分散補償相結合，以分散補償為主；降損與調壓相結合，以降損為主；輸電網補償與配電網補償相結合，以配電網補償為主；供電部門進行補償與用戶進行補償相結合，以就地平衡為主。無功補償的方法有：提高用戶的功率因數；配電線路及配電站分散安裝電力電容器；對大容量沖擊性負荷，裝設無功靜止補償裝置或采用可控硅開關自動快速投切電容器組。第18頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五二、城網無功補償在城市電網建設中，無功補償應遵循以下原則：①無功補償應根據就地平衡和便于調整電壓的原則進行配置，可采用分散和集中補償相結合的方式，接近用電端的分散補償可取得較好的經濟效益，集中安裝在變電所內有利于控制電壓水平。②無功補償設施應便于投切，裝設在變電所和大用戶處的電容器應能自動投切。無功補償設施的安裝地點及其容量，可按下列原則考慮：①220kV變電所應有較多的無功調節能力，使高峰負荷時功率因數達到0.95以上，電容器容量應經計算，一般取主變容量的1/6～1/4；②當變電所帶有的容量的無功設施時，如長距離架空線或電纜，應考慮裝設并聯電抗器以補償由線路電容產生的無功功率；

第19頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五③35～110kV變電所內安裝的電容器應使高峰負荷時功率因數達到0.9～0.95，電容器容量應經計算，一般取主變容量的1/6～1/5；④在10kV配電所中安裝無功補償設施時；應安裝在低壓側母線上；當電容器能分散安裝在低壓用戶的用電設備上時，則不需在配電所中裝電容器；⑤在供電距離遠、功率因數低的10kV架空線路上也可適當安裝電容器，平時不投切，其容量（包括用戶）一般可按線路上配電變壓器總容量的7%～10%計，但不應在低谷負荷時使功率因數超前或電壓偏移超過規定值；⑥用戶安裝的電容器可以集中安裝，亦可分散安裝；前者必須能按運行需要自動投切，后者安裝于所補償的設備旁，與設備同時投切；二者中以分散安裝的方法較好，還要提倡用戶低功率因數的用電設備內裝電容器。上述六點中所列的數值僅作參考，采用的容量還需經具體計算確定。第20頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

城網所需總的無功補償容量，一般可按K值計算：

式中Pm：電網最大有功負荷，kW；

Qm：對應Pm所需的無功設施容量，kvar。

Qm包括地區發電廠無功出力，電力系統可能輸入無功容量，運行中的無功補償設施容量（包括用戶）和城網充電功率之總和。

K值的大小與城網結構、電壓層次和用戶構成有關，原來我國推薦采用1.3,但由于近年來城網改造于用電管理加強，現將K值規定為1.1～1.3幅度內，以適應不同城市的實際情況。一般來說，自然功率因數較高的電網K值取小值，而自然功率因數較低的電網，K值取大值（甚至對于農網來說，K值可取1.4）。第21頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

總體無功平衡后，還要考慮分片分層平衡。下式可用以計算所需增加的電容器容量：式中：Q──所需增加的電容器容量，kvar；

P──實際負荷，kW；

cosφ1──現在的功率因數；

cosφ2──要求達到的功率因數。第22頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五三、農網無功補償在農網改造中，對無功補償提出了以下的要求：①農網無功補償，堅持“全面規劃、合理布局、分級補償、就地平衡”及“集中補償與分散補償相結合，以分散補償為主；高壓補償與低壓補償相結合，以低壓補償為主；調壓與降損相結合，以降損為主”的原則。②變電站宜采用密集型電容補償，按無功規劃進行補償，無規劃的，可按主變容量的10～15%配置。③100kVA及以上的配電變壓器宜采用自動跟蹤補償。④積極推廣無功補償微機監測和自動投切裝置。應采用性能可靠、技術先進的集合式、自愈式電容器。⑤配電變壓器的無功補償，可按配電變壓器容量的10～15%配置，線路無功補償電容器不應與配電變壓器同臺架設。第23頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五第二節電壓調整一、無功功率與電壓的關系下面以一個最單的網絡說明無功與電壓的關系。隱極發電機通過線路向一負荷供電，忽略R，發電機和線路總電抗為X。系統的電路圖與向量圖如圖所示：

第24頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五發電機送往負荷的功率為：

當P為一定值時，可得：第25頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五當發電機電勢E為一定值時，Q同U的關系曲線為一條向下開口的拋物線，如曲線1所示。負荷無功電壓特性如曲線2所示。

兩條曲線的交電a確定了負荷的電壓Ua。或說，系統在電壓Ua下達到了無功平衡。

當負荷增加時，a’點決定了系統新的無功平衡點。如果電源增加無功出力，則可恢復原有電壓運行。所以，電力系統的無功平衡，應是在滿足電壓質量下的無功平衡。 第26頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五二、電壓質量要求

1．電壓質量的影響

2．電壓質量的允許偏差值①對用戶受電端供電電壓在正常運行條件下的允許偏差為：

35kV及以上供電電壓正負偏差的絕對值之和不超過額定電壓的10%。注：如供電電壓上下偏差為同號（均為正或負）時，按較大的偏差絕對值作為衡量依據。

10kV及以下三相供電電壓允許偏差為額定電壓的±7%。

220V單相供電電壓允許偏差為額定電壓的+7%～-10%（《農村電網建設與改造技術原則》：35kV允許偏差值+10%～-10%）第27頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五②對電網供電電壓的質量：要求接入主網的發電廠高壓母線和220kV及以上變電所供電母線電壓允許偏差的確定原則，應滿足用戶受電端供電電壓允許偏差值的要求，宜在額定電壓的-3%至+7%的范圍內，但其偏差幅度不應大于5%，具體的允許偏差由調度部門確定。對于110kV及以下變電所（含接入該網電廠）供電母線電壓允許偏差也應滿足用戶受電端供電電壓允許偏差值的要求，其具體偏差由調度部門確定。3．用戶電壓質量的考核供電企業應選定一批有代表性的用戶作為電壓質量的考核點。包括110kV及以上供電的和35(63)kV專線供電的用戶；其他35(63)kV用戶和10(6)kV的用戶，每一萬千瓦負荷至少設一個，并應包括對電壓有較高要求的重要用戶和每個變電站10(6)kV母線所帶有代表性線路的末端用戶；低壓(380/220V)用戶至少每百臺配電變壓器設一個，應設在有代表性的低壓配電網的首末的二端和部分重要用戶。第28頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五電壓質量是以電壓合格率為統計及考核的指標農網改造后應達到用戶端電壓合格率達90%以上。三、中樞點電壓

1．電網電壓的監測

在電力系統的各個節點中選擇電壓監視中樞點加以監視和控制。電壓中樞點一般是選擇在區域性發電廠的高壓母線，有大量地方性負荷的發電廠母線，以及樞紐變電所的二次母線上。對配電網而言，所有變電站和帶地區供電負荷發電廠的10(6)kV母線，都是中壓配電網的電壓監測點。各級調度部門應對自己管轄范圍的電網確定電壓監測點及其電壓的合格范圍。第29頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

2．中樞點電壓控制方式

①逆調壓方式適用于供電線路較長，負荷變化也較大的場合。高峰負荷時升高中樞點的電壓（如升為線路額定電壓的1.05倍）；低谷負荷時，降低中樞點的電壓（如降為線路的額定電壓）。為保證用戶受電端電壓質量和降低線損，220kV及以下電網的電壓調整，宜實行逆調壓方式。

②常（恒）調壓方式適用于供電負荷變動較小，供電線路上的電壓損耗也較小的場合。中樞點的電壓在任何負荷時都保持在一個基本不變的數值（如保持在線路額定電壓的1.02至1.05倍）。

③順調壓方式適用于允許電壓偏移較大的場合。高峰負荷時允許中樞點電壓略低，但不低于線路額定電壓的1.025倍；低谷負荷時允許中樞點電壓略高，但不高于線路額定電壓的1.075倍。一般情況下，為保證用戶電壓質量，應避免采用順調壓方式。第30頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

3.電網電壓的考核當電力系統監視控制點電壓超過了電力系統調度規定的電壓曲線數值的±5%，且延續時間超過2小時；或超過規定數值的±10%，且延續時間超過1小時，確定為電力生產事故。如果電力系統監視控制點電壓超過了電力系統調度規定的電壓曲線數值的±5%,且延續時間超過１小時，或超過規定數值的±10%，且延續時間超過30分鐘，確定為電力生產一類障礙。四、調壓手段

1．利用無功電源調壓無功電源包括發電機和無功補償設備，該方法是利用向電網補充感性無功以提高電壓；以減少發出的無功、甚至消耗系統感性無功來降低系統電壓。其調壓特點，或者說是無功補償機理和特點，在前面敘述無功電源時已作介紹，這里不再重復。第31頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

2．利用改變設備參數或運行方式調壓這類方法的共同特點，是根據改變設備參數，使設備上的電壓損耗增大或者減少，或者說是通過改變設備消耗的無功功率來實現。如減少電壓損耗、或者說減少設備上的無功損耗，以提高運行電壓；增大電壓損耗、或者說是增加設備的無功損耗來減少電壓。如線路采用串聯電容器進行調壓，可用于110kV以下電網以改善線路電壓水平。如110kV以下電壓等級線路，線路始端電壓為U，功率為P+jQ，則線路的電壓降落為：

當補償了串聯電容器XC后，總感抗變為X-XC，則線路的電壓降落變為：第32頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五采用串聯電容器調壓效果好。與并聯電容器相比，為達到相同的調壓效果，串聯電容器的容量大約僅為并聯電容器的一半，當線路功率因數低于0.7時、當線路R/X較小時，調壓效果越好。而且串聯電容器在高峰負荷時的作用較低谷負荷時顯著，具有自行按需要調整末端電壓的特點。故串聯電容器可用于配電線路較長、功率因數較低、負荷變動較大，而且線路R/X較小的場合。但是，串聯電容器在運行中存在產生感應電動機在啟動過程中的自勵磁現象以及線路的鐵磁諧振現象的可能性。故應選擇合適的補償度以避開諧振點。另外，在減少系統有功功率損耗方面，并聯電容器的作用要遠好于串聯電容器，也就是說并聯電容器在減少線損、提高經濟性方面作用顯著，故系統中在一般情況下更主要選用并聯電容器補償。另外，還有一種方式是改變并列運行變壓器的臺數來調壓。如變點所中有不止一臺的變壓器，如容量足夠，在低谷負荷時，可切除部分變壓器，以緩解電壓過高的問題。第33頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五

3．利用變壓器分接頭調壓對于變壓器，可通過改變變壓器分接頭的位置，以改變二次側的運行電壓。變壓器可分為普通變壓器和有載調壓變壓器。

普通變壓器不能在有載的情況下調節分接頭，要調節時需要將變壓器停運。所以分接頭的選擇應兼故高峰及低谷負荷，通過計算進行選擇。有載調壓變壓器由于分接頭開關上有滅弧裝置，故可在有載運行的狀況下進行調節。而且，有載調壓變壓器分接頭的檔數也遠遠多于普通變壓器。故有載調壓變壓器對保證二次側壓作用顯著。但有載調壓變壓器價格較普通變壓器昂貴。第34頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五對于降壓變壓器（以雙繞組變壓器為例）①側為高壓側②側為低壓側我們已知變壓器低壓側負荷的大小，如最大負荷時是最小負荷時是。通過潮流計算，知道了變壓器高壓側電壓，如最大負荷時為U1max，最小負荷時為U1min。負荷側要求電壓，如最大負荷時要求U2max，最小負荷時要求U2min。第35頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五變壓器繞組上功率損耗：最大負荷時：最小負荷時：變壓器高壓側通過阻抗的功率：最大負荷時：最小負荷時：變壓器低壓側歸算至高壓側電壓：最大負荷時：第36頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五最小負荷時：（對于110kV及以下電壓，δU忽略不計）U2’與U2的關系：則：則期望分接頭電壓：最大負荷時：最小負荷時：第37頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五當變壓器是有載調壓變壓器時高峰負荷時，選則與UT1Fmax最接近的檔位；低谷負荷時，選則與UT1Fmin最接近的檔位；當變壓器是有載調壓變壓器時取：

選則與UT1F最接近的檔位選完分接頭位置后應進行校驗，檢驗是否符合負荷側電壓要求。第38頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五對于升壓變壓器（以雙繞組變壓器為例）①側為高壓側②側為低壓側第39頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五變壓器繞組上功率損耗：最大負荷時：最小負荷時：變壓器高壓側通過阻抗的功率：最大負荷時：最小負荷時：或當已知需要送至高壓母線的功率：最大負荷時是，最小負荷時是則變壓器高壓側通過阻抗的功率：最大負荷時：最小負荷時：第40頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五變壓器低壓側歸算至高壓側電壓：最大負荷時：最小負荷時：（對于110kV及以下電壓，δU忽略不計）

第41頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五U2’與U2的關系：則：則期望分接頭電壓：最大負荷時：最小負荷時：當變壓器是有載調壓變壓器時高峰負荷時，選則與UT1Fmax最接近的檔位；低谷負荷時，選則與UT1Fmin最接近的檔位；當變壓器是有載調壓變壓器時取：

選則與UT1F最接近的檔位選完分接頭位置后應進行校驗，檢驗是否符合負荷側電壓要求。第42頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五例1：某220kV變電所變壓器為有載調壓變壓器變比為220±8×1.25%/121，歸算至高壓側阻抗為z=2.134+j52.241Ω。已知變壓器通過高壓側阻抗的功率，最大負荷：39.822+j18.365MVA，最小負荷：29.822+j13.522MVA；220kV母線電壓，最大負荷：230kV，最小負荷：240kV。110kV母線電壓要求保持121kV不變。試選擇變壓器分接頭并校驗。第43頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五解：①最大負荷變壓器電壓降落：低壓側歸算至高壓側電壓：計算分接頭電壓：實際選：+2×1.25%分接頭，變比：校驗：合格第44頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五①最小負荷變壓器電壓降落：低壓側歸算至高壓側電壓：計算分接頭電壓：實際選：+6×1.25%分接頭，變比：校驗：合格第45頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五２．110kV變電所無載調壓變壓器：110±3×2.5%/6.3

變壓器阻抗Z=5.861+j79.406Ω（歸算至高壓側）

6kV母線負荷：最大負荷：10+j4.843MVA最小負荷：5+j2.422MVA

220kV母線電壓：最大負荷：114.114kV最小負荷：116.59kV

110kV母線電壓要求順調壓。選擇分接頭位置并校驗。解：最大負荷：高壓繞組功率：

第46頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五最小負荷：高壓繞組功率：無載調壓：選擇+1×2.5%分接頭，變比：

第47頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五校驗：不合格合格改選擇主抽頭，變比：校驗：合格不合格選變比不能同時滿足高峰和低谷的電壓要求，建議改用有載調壓變壓器或配合無功補償。第48頁，共55頁，2022年，5月20日，11點33分，星期五３．發電廠兩臺無載調壓變壓器：121±2×2.5%/10.5

每臺變壓器阻抗Z=2.804+j48.804Ω（歸算至高壓側）最大負荷時兩臺變壓器均投運，最小負荷時停用一臺。變