电力系统的电压一般采取分级管理。 发电厂和有调压能力的变电所按调度所规定的电压曲线调整无功功率和电压。 地区调度所监控地区网络的电压、用户电压及其功率因数。实现无功功率就地平衡。中心调度所着重监控主网的电压水平。协调全网有广泛影响的调压措施，合理分配无功出力和调整无功潮流。 协调配合，统一调度与分散控制相结合。
电压是电能质量的重要指标之一，在很大程度上决定了电力系统的安全稳定与经济运行。电压控制的目的是：
（1）保持电网枢纽点电压水平，保证电力系统稳定运行； （2）保持供电电压的正常范围，保证用户的供电质量；
（3）有效地利用系统的无功功率电源容量及调压手段，经济合理地分布无功功率，以达到减少网络损耗的目的；
（4）在偶然事故下快速强行励磁，防止电力系统瓦解。 5.3.1电压中枢点的概念
系统中的负荷点都是通过一些主要的供电点供电的，因此只要控制这些母线的电压偏移在允许范围内，系统中各母线电压，从而各负荷点的电压可基本上满足要求。把这些主要的供电点称为电压中枢点。 电压中枢点包括：
（1）水、火电厂的高压母线； （2）枢纽变电所的二次母线； （3）有大量地方负荷的发电厂母线。 5.3.2 电枢点的电压偏移和调压方式
利用电压中枢点进行电压控制，应首先确定中枢点电压的允许偏移范围，确定电压变化的上下限。例如，一简单电网如图5-10（a）所示，o点是电压中枢点，ab为负荷点，简化负荷曲线如图5-10（b）所示，o点向负荷ab点送电，在线路上产生的电压损耗变化曲线如图5-10（c）所示，设两负荷允许的电压偏移都是±5%。
图5-10 电压中枢点及其相邻节点的电压损耗
为了满足负荷点a的调压要求，中枢点o应维持的电压为 在0：00-8：00小时，
在8：00-24：00小时
同样，为了满足负荷点b的调压要求，中枢点0应维持的电压为 在0：00-16：00小时，
在16：00-24：00小时
将上述要求表示在图5-11（a）中，图中两条虚线表示满足a点电压要求时，o点电压应保持的范围；两条实线则表示为满足b点电压要求时，o点电压应保持的范围。两个电压范围重合的阴影部分是同时满足ab两点电压的要求时o点电压应保持的范围，所以，当o点电压落在阴影范围内时就能同时满足ab两点的电压
要求。如果ab两条线路的电压损耗很大，在某些时间两个电压范围相互没有重合部分时，即不出现阴影部分，如图5-11（b）所示，图中，在8-16小时之间，面积电压落在
与面积
没有共同的部分，此时，如果o点
之中，则A点电压
之中，亦即满足a点电压要求，则b点电压过高；如o点电压落在
太低。也就是说，对于两条电压损耗相差太大的线路，采用中枢点电压控制的方法可能无法满足线路末端电压的要求，还需要采取其他调压措施。
图5-11电压中枢点的调压范围
（a）电压损耗相差不大时；（b）电压损耗相差太大时
对于实际的电力系统，必须选择一些有代表性的发电厂和变电所的母线作为控制电压的中枢点，然后根据各负荷的日负荷曲线和对电压质量的要求，进行一系列的潮流计算及电压控制方式等分析，才能确定中枢点的允许电压偏移上下限。但在系统规划时，一些在建工程，对负荷点电压质量的要求不很明确，难以确定具体的电压控制范围。为此规定了“逆调压”“顺调压”和“恒调压”等几种中枢点电压控制要求。 逆调压：在最大负荷时提高中枢点电压，但不高于网络额定电压的105%，最小负荷时降低中枢点电压，但不低于网络额定电压的调整方式称为“逆调压”。
逆调压方式适用于供电线路较长、负荷波动较大的中枢点。
顺调压：在最大负荷时允许中枢点电压降低，但不低于网络额定电压的102.5%,在最小负荷时，允许中枢点电压升高，但不高于网络额定电压的107.5%。
顺调压方式适用于供电线路不长，负荷波动不大的变电所。
恒调压（常调压）：任何负荷下，中枢点电压保持基本不变，一般比网络额定电压高2%~5%。 5.3.3 电压调整的方法
调压方式选取主要依据电压中枢点在最大、最下负荷时的要求，采取合适的调压措施。 图5-8中B点的电压：
（5-17）
由式5-17可知，为了调整用户端电压，可采取以下的方法调压：改变发电压端电压；改变变压器的变比；改变功率分布，主要是改变无功功率的分布；改变电力网络的参数。 1) 改变发电机端电压调压
利用发电机的自动调节励磁装置，调节发电机的励磁电流，可以改变发电机电势或端电压，因此这种调压措施也叫改变发电机励磁调压。利用发电机调压范围为发电机额定电压的5％。主要适用于孤立运行的发电厂不经升压直接供电的小型系统。这种方法简单、经济，且不需增加额外设备。 2)改变变压器变比调压
改变变压器变比调压是一种常用方法，其先决条件是电网的无功电源容量充裕。如果电网无功容量不足，采用变压器调压，虽然可能提高局部电网的电压水平，但可能会降低主网的电压水平，不利于全网的电压稳
定。
对负荷变化不大的变电所可适当选择变压器的分接头进行电压调整。对于负荷变化较大的一次及二次变电所采用负荷调整分接头的变压器，其切换装置在不能适应频繁操作要求时，应限制动作的次数。改变变压器的变比就是通过改变绕组间匝数比来实现的，因此，这种调压措施也常叫利用变压器分接头调压。分接头设置在双绕组变压器的高压绕组，三绕组变压器的高压绕组和中压绕组。一般与绕组额定电压值对应的分接头为主分接头，其它分接头为附加分接头。普通变压器一般有两个或四个附加的分接头。如： 35±5%/6.3KV变压器： 主分接头电压为35KV， 附加分接头电压分别为 35（1+5%）=36.5KV 35（1-5%）=33.25KV； 121±2×5%/10.5kv变压器： 主分接头电压为121KV， 附加分接头电压分别为 21（1+5%）=127.05KV 121（1+2.5%）=124.025KV， 121（1-2.5%）=117.95KV， 121（1-5%）=114.95KV。
1）双绕组降压变压器分接头的选择
变压器阻抗归算至高压侧，如图5-12所示，由变压器变比的定义可得
（5-18）
式（3-152）中：
UtH——变压器高压绕组分接头电压； UH——变压器高压母线的实际电压；
△U——变压器阻抗中归算到高压侧的电压损耗； UL——按调压要求变压器低压绕组电压； UtL——变压器低压绕组额定电压。
选择变压器抽头，即选择合适的UtH以满足低压方的希望电压值UL，必须兼顾负荷变化的要求，在最大负荷M及最小负荷m情况下：
（5-19）
式（5-19）中，ULM，ULm高、低压母线的希望电压。在停电条件下，调整分接头，只能取一个分接头，计算算术平均值
根据上式得到UtH，选择最近的标准分接头，再校验低压方的电压是否符合要求。
图5-12 降压变压器分接头的选择
2）双绕组升压变压器分接头选取
对于升压变压器高压绕组分接头电压的确定方法与降压变压器相同，网络如图5-13所示。图中UH由高压网决定，发电机输出功率为P+jQ，选择UtH满足低压方电压的要求UL，于是有
图5-13 升压变压器分接头选取
（5-20）
式中，
最大负荷及最小负荷情况下：
（5-21）
需要注意：
由于升压变压器中功率方向是从低压侧指向高压侧，因此公式（5-21）中 前的符号应为正，即要求发电机的端电压均取其额定电压，并按发电机允许的电压偏移进行校验。如果在发电机电压母线上有地方负荷，发电机一般可采用逆调压方式调压。
例5-2某变电所由35kV线路供电，详见图5-14。变电所负荷集中在变电器10kV母线上。最大负荷8+j6MVA，最小负荷4+j3MVA，线路送端母线A的电压在最大负荷与最小负荷时均为36kV，要求变电所10kV母线上的电压在最小负荷与最大负荷时电压偏移不超过±5%，试选择变电器分接头。变压器的变比为35±2×2.5%/10.5kV。
图 5-14 例5-1图（a）网络图 （b）等值电路
解：按给定条件可求得归算至高压侧的变压器阻抗 线路阻抗
将变电器阻抗与线路阻抗合并计算的等值电路图如图所示 最大负荷时电压计算 始端功率:
(Mvar)
B点电压:
(kV)
分接头:
(kV)
最小负荷时电压计算 始端功率:
(Mva)
B点电压:
(kV)
分接头:
(kV)
计算分接头:
(kV)
选择变压器最接近的分接头
,所以选-2.5%分接头，即
验算：最大负荷时
电压偏移=
(kV)
(kV)
最小负荷时
(kV)
电压偏移=
可见，最大负荷时B点电压的偏移不超过-5%，最小负荷时B点电压偏移小于+5%，因此所选择变压器分接头满足调节范围。
三绕组变压器高压绕组、中压绕组分接头的确定按双绕组变压器的方法分两步进行。三绕组变压器高压绕组、中压绕组分接头的确定按双绕组变压器的方法分两步进行。
第一步：根据低压母线的调压要求，在高-低压绕组之间进行计算，选取高压绕组的分接头中压； 第二步：根据中压母线的调压要求及选取的高压绕组分接头电压取中压绕组的分接头电压
。确定的变比为
。
，在高-中压绕组之间进行计算，选
有载调压变压器（又称带负荷调压变压器），可以在有载情况下更换分接头，并且分接头个数较多。电压为110KV及以下的有载调压器，高压绕组有7个分接头，电压为220KV的有载调压器有9个分接头，如有特殊需要，制造厂可提供更多数量分接头的有载调压变压器。有载调压器可按式（5-18）或式（5-21）计算各种运行方式下变压器的分接头电压。 3) 改变电力网无功功率分布调压
当系统中无功电源不足时，不能采用改变变压器的变比进行调压，必须考虑采用改变系统的无功分布调压。一般在降压变电所低压母线或大负荷中心变电所设置并联电容器、同步调相机、静止补偿器等补偿负荷所需的无功功率，因而改变了线路输送的无功功率，从而调节了枢纽站母线电压的目的。以下讨论根据调压要求确定无功补偿容量的方法。
设图5-15中电力网始端电压Us，变电所低压侧电压为Ur，补偿前归算到高压侧时电压为
，负荷功率
P+jQ，阻抗R+jX为归算到高压侧的线路和变压器总阻抗，忽略线路电纳和变压器的空载损耗，变压器变比为K。
变电所未装补偿设备前，电力网首端电压为
（5-22）
当变电所装有容量为
的并联补偿装置后，电力网首端电压表示为
（5-23）
为补偿后折合到高压侧的低压侧希望电压，若电力网首端电压Us不变，则由式（5-22）及（5-23），
消去Us可得补偿容量为
（5-24）
式中，Urc为低压侧希望电压。
图5-15 电力网的无功补偿 (a)并联电容器；（b）同步调相机
由式5-24可知，并联补偿设备的容量不仅取决于调压要求，还与变压器的变比有关，因此在确定补偿容量之前，要先确定变比K，而变压器的变比又与选择的无功补偿设备有关，以装设并联补偿器和同步调相机为例予以说明：
(1）装设并联电容器
由于电容器只能发出无功功率，提高电力网的电压，所以为了充分利用补偿容量，一般在最大负荷时电容器全部投入，在最小负荷时全部切除。为此装设并联电容器的具体步骤为：
第一步：在最小负荷时没有补偿，根据调压要求，由式(5-18)计算变压器分接头电压，选取标准分接头，确定其变比K；
第二步：按最大负荷时的调压要求及已选定的变比，计算所需的补偿容量；
（5-25）
下标M表示最大负荷情况。
第三步：根据确定的变比和选定的并联电容器容量，校验变压器电压的实际变化。 (2）装设同步调相机
同步调相机可在最大负荷时发出无功功率，在最小负荷时吸收感性无功功率，一般在最大负荷时按额定容量过励磁运行，在最小负荷时按额定容量的50%~60%欠励磁运行，因此补偿容量的步骤为： 第一步：确定变压器的变比K；
最大负荷时按额定容量过励磁运行，利用式（5-25）计算同步调相机容量。 最小负荷时，按额定容量的50~60%欠励磁运行，同步调相机容量为。
（5-26）
下标m表示最小负荷情况，
由最大负荷及最小负荷时的情况，可消去调相机的容量，式（5-25）及（5-26）相除，解出K，接K值确定最接近的分接头电压，并确定实际变比；
（5-27）
第二步：确定调相机的容量；
将变比K代入式（5-25 ）或（5-26），即可求出调相机的容量Qc，根据产品目录选出与此容量相近的调相机。
第三步：接所选容量校验变压器电压的实际变化。 例5-2输电系统等值电路如图5-15所示。电源母线电压求实现恒调压，使
在最大、最小负荷时保持118kV不变。用户要
维持10.5kV。试确定负荷端应装无功补偿设备容量：(a)电容器；(b)同步调相机。
解：补偿前后最大、最小负荷时低压侧母线归算到高压侧母线的电压：
(kV) (kV)
采用静电电容器。最小负荷时，选择变压器分头：
(kV)
选用额定抽头110kV。最大负荷时，电容器容量为
(Mvar)
校验：
(kV)
(kV) (kV)
采用同步补偿机调压。选择变压器分接头，取
,故K=9.98
选用额定抽头110kV。 选用 校验：
Mvar
（kV）
(Mvar)
(kV)
(kV) (kV)
(kV)
可见，无论电容器或同步调相机容量的选择，校验结果均能满足低压方恒压要求（误差在允许范围内）。 (3）投切电容器组调压
静电电容器只能发出无功功率，因而在最小负荷时，通常切除全部电容器，此时选择合适的变压器变比满足最小负荷时的调压要求，而按最大负荷时的调压要求确定电容器的容量，在最小负荷时选择变压器变比为
（5-28）
为归算到高压侧时的电压。
式中，Urm为最小负荷时变电所低压母线的希望电压， 4)改变电力网的参数调压
改变电力网的参数，即减小线路的电阻或电抗，从而减少线路上的电压损耗以提高末端电压达到调压的目的。减小电阻是通过增加线路导线截面积来实现，这种方法一般不采用，减小电抗可通过采用分裂导线方法实现，另外在输电线路上串联电容器以容抗补偿线路的感抗也可达到减小电抗的目的，如图5-16所示，串联电容调压，在线路负荷功率因数较低、无功负荷份额大时有显著作用。
图5-16 串联电容器补偿方式（a）串联电容器补偿前；（b）串联电容器补偿后
补偿前，输电线路始、末端电压关系为
（5-29）
补偿后，输电线路始、末端电压关系为
（5-30）
式中，UjC为补偿后末端电压。
式（3-165）与式（3-166）两式相减，得
即，（5-31）
根据容抗可计算电容器的容量
式中，Icmax是通过电容器的最大电流，可由线路负荷电流求得。
一般线路上串联接入的电容器是由多台单个电容器串、并联组成，如图5-17所示，单个电容器的额定容量为
（5-32）
式中，UNC，INC分别为单个电容器的额定电压和额定电流，设n，m分别为电容器的串联个数和并联串数，三相电容器的总容量为
（5-33）
式中，m，n应分别满足下式
，即
，即
图5-17由单个电容器组成的电容器组
电容器的设置地点应满足沿线电压均匀分布，利用串联电容器调压适合于负荷功率因数低、负荷变化剧烈的远距离输电线路。 5)静止无功补偿器调压
静止无功补偿器为静电电容器与可控电抗器的并联组合，其容量为QSVC=QL-QC，电容器发出固定的无功功率，可控电抗器依负荷变化改变吸收的无功功率，从而使母线电压维持一定。电容器的容量QC可按最大负荷时负荷母线电压的要求确定,此时可控电抗吸收的无功功率为零或最小。静止补偿器的容量QSVC由最小负荷时的电压要求确定，此时QC不变，即可确定可控电抗器吸收的无功功率。
图 5-18 静止无功补偿器调压方式
6）组合调压
组合调压主要是针对电力系统的特点，选择几种调压方式的合理组合，从而达到最优调压的目的。发电机调压是首选的调压方法，但其调压幅度有限，在无直配负荷时，一般采用逆调整如±5％UN ，有直配负荷时采用逆调整5％UN。发电机调压可与其他措施配合使用，从而减轻其他调压措施的负担。在系统无功电源缺乏时主要采用静电电容器、静止补偿器及调相机调压等方法，即能补偿无功功率由能调节节点电压满足要求；在无功充裕时主要采用调节变压器分接头进行调压；串联电容器调压一般只在中、低压远距离输电线路上使用。
本章小结
本章主要内容为电力系统无功功率平衡与电压调整方法。通过本章学习应掌握以下内容：了解电力系统无功功率平衡的概念，系统中的无功功率电源，无功功率负荷的种类及功率损耗情况；理解电压调整的必要性，电压管理及电压调整的常用方法，无功补偿容量的计算方法。
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