DL∕T 5554-2019 电力系统无功补偿及调压设计技术导则

3.0.1电力系统各级交流网络在正常及故障后稳态运行方式下： 应满足电压充许偏差值的要求。

3.0.1电力系统各级交流网络在正常及故障后稳态运行方式下，

3.0.2电力系统的无功电源与无功负荷，应采用分（电压）层和分 （供电）区基本平衡的原则进行配置和运行，并应具有灵活的无功 电力调节能力和检修备用。

划检修方式，下同）下突然失去一回线路或一台主变，或失去一台 最大容量无功补偿设备，或失去一台最大容量发电机（包括发电机 失磁）医院标准规范范本，或失去一极最大规模直流时，保持电压稳定。无功电源中 的事故备用容量，应主要储备于运行中的发电机、调相机和动态无 功补偿装置等设备中。

3.0.5加强受端系统的电压支持，保持合理的系统短路容量。对于 有直流馈入的电网，应考虑直流换流站故障状态下和恢复过程中对交 流系统无功容量的需求，提升交流系统对直流系统的支撑能力。

3.0.7无功补偿装置宜根据无功负荷和电网结构的变化分期安装。 3.0.8并联电容器、并联电抗器的分组容量选择应考虑设备系列 及标准化等因素。

3.0.7无功补偿装置宜根据无功负荷和电网结构的变化分期安

压和降压变压器分接开关的调压范围和调压方式。电网中的各级 主变压器，至少应有一级主变具有有载调压能力，需要时可有两级 主变具有有载调压能力。

4.1330kV及以上电网

4.1.1330kV及以上电网应按无功电力分层就地平衡的基本要 求配置高、低压并联电抗器，以补偿线路的充电功率。500kV及 以上电网高、低压并联电抗器的总容量宜使线路充电功率基本予 以补偿。高、低压并联电抗器的容量分配应按系统的条件和各自 的特点全面研究决定。

损耗和输电线路无功缺额。变电站并联电容器补偿总规模可按下 式计算：

4.2220kV及以下电网

4.2.1220kV及以下电网的无功电源总容量，应大于电网最大 自然无功负荷，宜按最大自然无功负荷的1.15倍计算。 4.2.2220kV及以下电网的最大自然无功负荷可按下式计算：

式中:Qn 电网最大自然无功负荷（Mvar）；

4.2.3220kV及以下电网的容性无功补偿设备总容量，可按下 式计算：

4.2.4220kV及以下电压等级的变电站中，应根据需要配置无

功补偿设备，具体应符合下列规定： 1容性无功补偿容量可按主变压器容量的10%~30%确 定；35kV～220kV变电站，在主变最大负荷时，其高压侧功率因数 宜不低于0.95，在低谷负荷时功率因数宜不高于0.95； 2对进、出线电缆较多的220kV及以下变电站，可根据电缆 长度配置相应的感性无功补偿装置；每一台变压器的低压感性无 功补偿容量不宜大于主变压器容量的20%，或经过技术经济比较 后确定。 4.2.520kV～6kV配电网的无功补偿应以配电变压器低压侧 补偿为主，高压补偿为辅。配电变压器的无功补偿容量可按变 压器容量的20%～40%进行配置。在供电距离远、功率因数低

补偿为主，高压补偿为辅。配电变压器的无功补偿容量可按变 压器容量的20%～40%进行配置。在供电距离远、功率因数低 的架空线路上可适当安装高压电容器，其容量可经计算确定，或 按不超过线路上配电变压器总容量的10%配置，但不应在低谷 负荷时向系统变电站倒送无功。如配置容量过大，则必须装设 自动投切装置。

B.1高压供电的用户，在最大负荷时功率因数宜为0.90以上 负荷时不应向电网倒送无功。 β.2其他100kV·A（kW）及以上电力用户和大、中型电力持 钻，功率因数宜为0.85以上。 3.3农业用电,功率因数宜为 0. 80以上。

β.1高压供电的用户，在最大负荷时功率因数宜为0.90以上 负荷时不应向电网倒送无功。

4.4电源的无功出力要求

4.4.1发电机（包括汽轮发电机、水轮发电机和抽水蓄能发电机）

1直接接入330kV及以上电网的发电机功率因数宜在0.85～ 0.90之间选择； 2接入220kV及以下电网的发电机功率因数宜在0.80～ 0. 85之间选择。

1新装机组均应具备在有功功率为额定值时，功率因数进 95运行的能力； 2对已投入运行的发电机，应进行吸收无功电力能力试验 据试验结果予以应用。

4.4.3关于水轮发电机的调相：远离负荷中心的，一般不者

4.4.3关于水轮发电机的调相：远离负荷中心的，一般不考

.4.3天于水轮发电机的调相：选离负何中心的，一般不考虑调 相；处在受端系统内的，经技术经济比较认为有必要时，应配备有 关调相运行的设施进行调相运行。

4.4.4新能源机组的无功能力应符合下列规定：

1风电机组应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的支 内动态可调；当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需 时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装

动态无功补偿装置； 2光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功 率因数在超前0.95滞后0.95的范围内动态可调；当逆变器的 无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在光伏发电站集中加 装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置； 3通过逆变器接入电网的储能系统，功率因数应在超前 0.95～滞后0.95范围内可调。

5.1无功补偿设备型式

5.1.1电力系统无功补偿设备主要分静态无功补偿和动态无功 补偿两种类型，静态无功补偿设备包括并联电容器、并联电抗器， 动态无功补偿设备包括静止无功补偿器、静止无功发生器、调相 机、可控高压并联电抗器等。

5.1.2静态无功补偿设备可满足一般无功补偿需求，宜选用

设备。动态无功补偿设备主要用于提升电力系统无功调节和

设备。动态无功补偿设备主要用于提升电力系统无功调节和电压 支撑能力、提高电能质量等，经专题论证后选用。

5.1.3变电站容性无功缺额宜采用低压侧并联电容器进行

5.1.4存在工频过电压、潜供电流问题的长线路，应选用线路 高压并联电抗器。用于补偿线路盈余充电功率的并联电抗器优 先采用低压并联电抗器进行补偿。330kV及以上电网局部短线 路较多且不具备条件装设低压电抗器时，可选择装设高压并联 电抗器。

5.1.5对于新能源汇集及送出通道，必要时可选用一定容量

5.1.6带有冲击负荷或负荷波动大、不平衡严重的电力用

带有评出货何或贝波物方

经技术经济比较合理时，可在适当位置选型安装动态无功 设备。

5.1.8为解决超/特高压线路在长距

生无功补偿之间的矛盾，可考虑在长距离重载线路及潮流变 的输电线路上安装可控高压并联电抗器。

5.2无功补偿设备参数

5.2.1低压并联电容器参数选择应满足下列要求： 1低压并联电容器总容量一般在变压器容量的30%以下； 2低压并联电容器分组容量应满足各级电压波动限值要求： 投切一组低压电容器引起所在母线的电压波动值，不宜超过系统 标称电压的2.5%；220kV及以上变电站低压侧无负荷时，投切低 压电容器组引起的所在变电站中压母线电压波动值，不宜超过系 统标称电压的2.5%； 3低压并联电容器容量选择应与断路器投切电容器组的能 力相适应； 4低压并联电容器最高工作电压应不低于其所接母线的最 高允许运行电压； 5计算并联电容器实际出力时，应扣除由于各种原因而影响 的容量。

5.2.2低压并联电抗器参数选择应满足下列要求

1低压并联电抗器总容量宜在变压器容量的30%以下； 2低压并联电抗器分组容量应满足各级电压波动限值要求： 投切一组低压电抗器引起所在母线的电压波动值，不宜超过其额 定电压的2.5%；220kV及以上变电站低压侧无负荷时，投切低压 电抗器组引起的所在变电站中压母线电压波动值，不宜超过其系 统标称电压的2.5%。 5.2.3高压并联电抗器参数选择应满足下列要求： 1超高压及以上输电线路并联高压电抗器的容量不宜超过 线路充电功率的85%； 2高压并联电抗器额定电压宜与最高充许运行电压相一致； 3线路高压并联电抗器中性点小电抗宜按所接线路的相间 电容进行选择，并考虑潜供电流、工频谐振过电压限制及中性点绝

.2.3高压并联电抗器参数选择应满足下列要求：

1超高压及以上输电线路开联高压电抗器的容量不宜超过 线路充电功率的85%； 2高压并联电抗器额定电压宜与最高允许运行电压相一致； 3线路高压并联电抗器中性点小电抗宜按所接线路的相间 电容进行选择，并考虑潜供电流、工频谐振过电压限制及中性点绝 缘水平等因素。

般根据系统稳定、电压波动、无功需求、系统响应特性等要求综合 优化进行选择。

135kV及以上用户供电电压正、负偏差绝对值之和不超过 标称电压的10%； 注：如供电电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差 绝对值作为衡量依据。 220kV及以下三相供电的电压偏差为标称电压的土7%； 3220V单相供电的电压偏差为标称电压的十7%、一10%： 4对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏 差有特殊要求的用户，由供电和用电双方协议确定。

6.1.2电源母线偏差值应满足下列要求：

1发电厂的220kV及以上高压母线和（降压）变电站的220kV 及以上中压母线：正常运行方式时，电压充许偏差为系统标称电压 的0～十10%（750kV母线最高运行电压不超过800kV）；事故运行 方式时电压充许偏差为系统标称电压的一5%～十10%（750kV母 线最高运行电压不超过800kV）； 2发电厂的110kV～35kV高压母线和（降压）变电站的 110kV～35kV中压母线：正常运行方式时，电压允许偏差为系统 标称电压的一3%～十7%；事故运行方式时电压允许偏差为系统 标称电压的士10%； 3发电厂和变电站的20kV及以下母线：应使所带线路的全 部高压用户和经配电变压器供电的低压用户的电压，均符合第 6.1.1条第2款～第4款中的规定值。

1110kV及以上母线：最高运行电压不应超过系统标称电 压的1.1倍（750kV母线最高运行电压不超过800kV）；最低运行 电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及 下一级电压的调节； 2问330kV及以上空载线路充电，在暂态过程衰减后线路 未端电压不应超过系统标称电压的1.15倍，持续时间根据设备技 术规范和系统运行条件研究确定

6. 2电力系统电压调整

电网电压的调整，宜实行逆调压方式。

应按无功电力分层、分区就地平衡的原则，调节发电机和无功 设备的无功出力。若电压质量仍不符合要求，再调整相应有 压变压器的分接开关位置，使电压恢复到合格值。

6.2.4无励磁调压变压器在日高峰和低谷负荷方式下，其变

7.0.1各级变压器的额定变压比、调压方式、调压范围及每机 玉值，应满足发电厂、变电站母线和用户受电端电压质量的要 并考虑电力系统10年～15年发展的需要。

7.0.2升压变压器高压侧的额定电压，330kV及以下电压等

统标称电压；压侧的额定电压，宜选1.05倍～1.10倍系统板 电压；低压侧的额定电压宜选1.00倍～1.10倍系统标称电压 经计算论证后确定。

7.0.4发电机升压变压器，宜选用无励磁调压型，如有需要

7.0.4发电机升压变压器，宜选用无励磁调压型，如有需要级 证可选用有载调压。风电和光伏汇.集站的升压变压器宜选用有 调压变压器

7.0.5发电厂联络变压器，经调压计算论证确有必要时，可选 有载调压型

经调压计算论证确有必要且技术经济比较合理时，可选用有率 压型。

7.0.7直接向20kV或10kV配电网供电的降压变压器，应选用 有载调压型。经调压计算，仪此一级调压尚不能满足电压控制的 要求时，可在其电源侧各级降压变压器中，再采用一级有载调压型 变压器。

7.0.8电力用户对电压质量的要求高于本标准第6.1.1条热

的数值时，该用户的受电变压器应选用有载调压型

7.0.9变压器分接开关调压范围应经调压计算确定。无励磁调 压变压器一般可选2×2.5%（1000kV变压器可选土4× 1.25%）。对于有载调压变压器，66kV及以上电压等级的，宜选 土8×1.25%；35kV电压等级的，宜选土3×2.5%。位于负荷中 心地区发电厂的升压变压器，其高压侧分接开关的调压范围应适 当下降2.5%~5.0%；位于系统送端发电厂附近降压变电所的变 压器，其高压侧调压范围应适当上移2.5%～5.0%

1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1)表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示充许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合.… 的规定”或“应按·执行”。

1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1)表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示充许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合.…· 的规定”或“应按执行”

电力系统无功补偿及调压设计

DL/T5554—2019

《电力系统无功补偿及调压设计技术导则》DL/T5554一2019， 经国家能源局2019年6月4日以第4号公告批准发布。 在标准制定过程中，编制组在广泛了解实际运行情况、设备制 造的基础上，贯彻执行国家的有关法律、法规和方针、政策。满足 安全可靠、技术先进、经济合理、可操作等基本目标，认真总结了近 年来国内电力系统无功补偿及调压设计、运行经验，同时参考了国 内外先进技术标准。 为便于产大设计、运行、科研等单位有关人员在使用本标准时 能理解和执行条文规定，《电力系统无功补偿及调压设计技术导 则》编制组按章、节、条顺序编制了本标准的条文说明对条文规定 的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是，本 条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理 解和把握标准规定的参考。

术语 (23) 基本规定 (24 ) 无功补偿容量计算 (25) 4. 1 330kV及以上电网 (25) 4.2 220kV及以下电网 (25) 4.3 电力用户的功率因数规定 ( 27) 4. 4 电源的无功出力要求 (27) 无功补偿设备选择 (29) 5.1 无功补偿设备型式 . (29) 5.2无功补偿设备参数 (30 ) 电力系统电压调整 (32) 6. 1 电压允许偏差值 (32) 6. 2 电力系统电压调整 (33) 变压器参数选择 (34)

. 木 语 K 基本规定 无功补偿容量计算 4.1 330kV及以上电网 4. 2 220kV及以下电网 4.3 电力用户的功率因 4. 4 电源的无功出力要 无功补偿设备选择 5. 1 无功补偿设备型式 5. 2 无功补偿设备参数 电力系统电压调整 6. 1 电压允许偏差值· 6.2 电力系统电压调整

2.0.2本标准根据现行国家标准《电能质量

2.0.2本标准根据现行国家标准《电能质量供电电压偏差》 GB/T12325一2005定义。 供电电压偏差的测量方法： 获得电压有效值的基本的测量时间窗口应为10周波，并且每 个测量时间窗口应该与紧邻的测量时间窗口接近而不重叠，连续 则量并计算电压有效值的平均值，最终计算获得供电电压偏差值， 计算公式如下：

对A级性能电压监测仪，可以根据具体情况选择4个不同类 型的时间长度计算供电电压偏差：3s、1min、10min、2h。对B级性 能电压监测仪制造商应该标明测量时间窗口、计算供电电压偏差 的时间长度，时间长度推荐采用1min或10min。 2.0.3随着电力电子技术的发展及其在电力系统中的应用，无功 电源的类型更加广泛。除条文中明确的发电机、线路及可提供容 性无功容量的无功补偿设备外，具备无功提供能力的柔性直流换 流站、光伏电站的并网逆变器以及通过逆变器接入的储能系统均 为无功电源

2.0.3随着电力电子技术的发展及其在电力系统中的应用，无功

3.0.4随看风电、光伏电源的发展，其波动性、随机性、低抗扰性 对电力系统安全稳定产生了较大的影响。尤其是大规模新能源汇 集接入电网的无功配置，应考虑电力系统稳定的作用，其无功装置 类型及容量范围应结合新能源实际接入情况，通过接入电力系统 无功电压专题研究来确定

在受端电网中，逆变站换相需要交流电网支撑，需要较高的短路容 量。直流系统在正常运行方式下，其无功损耗由换流站内滤波电 容补偿，直流系统与交流系统间基本没有无功交换。由于电容的 无功出力与电压平方成正比，因此在故障状态下和直流恢复过程 中，滤波电容无法完全满足直流的无功需求，直流需要从交流系统 吸收一部分无功，交流系统动态无功支撑能力越强，直流恢复 越快。

4.1 330kV及以上电网

4.1.1目前750kV、1000kV电网，由于其充电功率较高，自身电 压等级较高，实际配置中高低压并联电抗器的总容量一般使线路 充电功率基本予以补偿。随着750kV电网的发展，330kV电网的 地位与作用逐步趋同于220kV电网，西北330kV电网逐步作为 省区内电网，其负荷供电的作用越来越凸显，西北已出现多个 330kV用户变电站，近年来，西北330kV电网的感性无功补偿度 降低至80%以下，本条不再对330kV电网高低压并联电抗器的总 容量进行要求。

4.2220kV及以下电网

4.2.2对于电网最大自然无功负荷系数的取值，标准《电力系统 电压和无功电力技术导则》DIL/T1773一2017给出了可参照的数 直估算表和具体计算方法。随看我国电力系统的不断发展，电网 的无功负荷特性可能有一定变化，必要时应通过实测确定电网最 大自然无功负荷系数K。 （1)标准《电力系统电压和无功电力技术导则》DL/T1773 2017给出的最大自然无功负荷系数估算表见表1。

220kV及以下电网的最大自然无功

最大自然无功负荷系数K（kvar/kW）

主：本网中发电机有功功率比重较大时.宜取较高值；主网和邻网输入有功功率比 重较大时，宜取较低值

.05U. P. + Pk U

式中：α 一电压有功负荷系数； β—电压无功负荷系数； U系统额定电压。 3)K值的简化计算公式。 经测定：自前我国几大电网的电压有功负荷系数与电压无功 负荷系数为：α=0.3～0.9；β=2.0～3.0。 一般可取：α=0.5；β=2.5。 此时电网自然无功负荷系数K值的计算公式可简化为

(等) Pc + Pr

（3）考虑到城网改造与用电管理加强等因素，《城市电力网规 划设计导则》（能源电【1993228号）中提出城网所需总的无功补 偿容量，一般可按K值计算：

《城市电力网规划设计导则》（能源电【1993】228号）提1 值的大小与城网结构、电压层次和用户构成有关，可计算得1 股可选1.1～1.3”。仔细分析，条文中式（4.2.2）巾的K值 行电力网规划设计导则》（能源电【1993228号）中的K值意 有所不同，使用时应注意区分。

4.3电力用户的功率因数规定

、1本条规定指并网点功率因数，并网点指发电机或负荷与公 电网的连接点。

1.+电源的无功出力要求

4.4.1直接接入330kV及以上电网的发电机功率因数一般在 0.85～0.90之间选择，其中，接入较高电压等级发电机的功率因 数宜取高值。同时，为提高直流换流站近区交流系统的无功提供 能力，直流输电系统送端的发电机功率因数宜取低值。但对于单 机容量600MW及以上发电机组，受目前设备制造能力的限制难 以达到0.85的功率因数时,功率因数应不高于0.90。

围宜满足图1 所示要求

围宜满足图1所示要求

图1风电机组或光伏发电站逆变器无功出力范围

5.1无功补偿设备型式

5.1.1本条说明了电力系统中无功补偿设备的主要型立

5.1.1本条说明了电力系统中无功补偿设备的主要型式和分类。 另外，高压串联电容补偿器一般用于长距离输电线路，主要为缩短 线路的电气距离，提高送电能力，一般不作为无功补偿手段；线路 串联电抗器一般用于限制短路电流。因此本标准未将其作为无功 补偿设备考虑，

5.1.2本条主要说明静态和动态无功补偿设备选用的原则。静 态无功补偿设备运行稳定、经济性好，应优先选用；动态无功补偿 设备能够快速调节无功出力，但由于设备造价高、损耗大、占地多 运行控制复杂，在需要考虑提升电力系统动态无功支撑能力、提高 电能质量等情况下，经专题论证后选用。 5.1.3由于220kV、110kV设备较贵，目前，国内变电站并联电 容器大多装设在低压侧。由于并联电容器装置装设在主变压器的 主要负荷侧，有利于无功分层分区就地平衡，可以获得最佳的无功 补偿效果，因此，有条件时应装在主要负荷侧。自前，国内已有 110kV电压等级上装设并联电容器的工程实例，且效果良好。 5.1.4发电厂单机单变带空载长线时，必须校核自励磁和过电压 可题，若存在自励磁问题，需避免单机带长线运行或线路装设高压 并联电抗器。 由于并联电抗器装设在高压侧投资较天，且不能像装设在变压 婴低压侧那样组主便地随色益变化频敏划切难以控低压侧由

态无功补偿设备运行稳定、经济性好，应优先选用；动态无功 设备能够快速调节无功出力，但由于设备造价高、损耗大、占地 运行控制复杂，在需要考虑提升电力系统动态无功支撑能力、 电能质量等情况下，经专题论证后选用

容器大多装设在低压侧。由于并联电容器装置装设在主变压 主要负荷侧，有利于无功分层分区就地平衡，可以获得最佳的 补偿效果，因此，有条件时应装在主要负荷侧。目前，国内 110kV电压等级上装设并联电容器的工程实例，且效果良好

5.1.4发电厂单机单变带空载长线时，必须校核自励磁和过

由于并联电抗器装设在高压侧投资较大，且不能像装设在变压 器低压侧那样很方便地随负荷变化频繁投切，难以控制低压侧电 压，因此电抗器宜首先考虑装设在主变压器低压侧。但当需要补偿 容量较大，装在低压侧影响到向负荷供电时，也可装在高压侧。

5.1.5新能源出力波动大，可能引起其汇集和送出通道

较大，全部采用静态无功补偿不能满足其无功调节、电压稳定 要，而全部采用动态补偿投资又较高。因此，对于新能源汇集及 出通道，应结合新能源特性、电网结构及运行情况分析，经技才 济论证后选择一定容量的动态无功补偿设备。

5.1.7调相机具有快速动态无功调节和短时过载能力天然气标准规范范本，3

敌障工况下向系统提供动态无功支撑，提高输送容量和稳定水平。 自前，国内多条直流工程在送、受端换流站安装了调相机，受端装 设调相机主要用于提高直流输电系统电压支撑和无功调节能力， 送端装设调相机主要解决直流换相失败等故障引起的的系统过电 压问题，防止风电大规模脱网。

自前，国内多条直流工程在送、受端换流站安装了调相机，受端装 设调相机主要用于提高直流输电系统电压支撑和功调节能力 送端装设调相机主要解决直流换相失败等故障引起的的系统过电 压问题，防止风电大规模脱网。 5.1.8长距离的超/特高压线路为限制过电压及满足轻载方式下 的无功平衡.需要装设线路高压并联电抗器，若全部采用固定高抗 补偿，则线路重载时在低压电容器全部投入后仍可能存在电压过 低向题。可控高抗正常方式下可根据线路潮流及近区电压情况调 节其无功出力，当发生故障时可迅速提高其感性无功出力，满足限 制过电压的需要。目前在500kV和750kV工程中均有应用。

5.2无功补偿设备参数

5.2.3三和输电线路在一相断开、其余两相接通，或两相断开、一 相接通的非全相运行方式下，接通相通过相间电容和断开相对地 电容构成回路，使断开相仍有工频过电压，特别是线路安装中性点 直接接地的高压并联电抗器，线路电容参数和高压电抗器电感参 数发生串联谐振时，断开相上可能出现很高的线路谐振过电压。 为避免谐振过电压，可在高压电抗器中性点接入小电抗。但是，在 高压电抗器高补偿度（90%～110%）情况下，中性点小电抗限制谐 振过电压常失去作用，因此，高压电抗器容量选择应注意避免工频 谐振问题，补偿度一般在60%～90%。 输电线路并联高压电抗器也可过补偿。对于变电站出线较多 且长度较短的情况，尽管一般不会出现工频过电压，但为平衡出线

的充电功率，会出现几条短线共用一个线路高压电抗器的情况。 此时，对安装高压电抗器的短线而言，可能会出现过补偿的情况。 这种情况在西北地区已经出现。此外，电网发展过程中，也会出现 已有线路由于破口、改建等而造成过补偿情况，

设备设计图纸表2调相机容量等级及其无功运行能力

（2）无功动态响应时间为20ms，1s～2s可达到峰值。 (3)d轴暂态开路时间常数Tdo宜不大于8.0s，d轴暂态短路 时间常数Ta不应大于0.95s。 （4）暂态及次暂态电抗要求如下： 1)直轴瞬态电抗X（饱和值)不应大于0.22p.u.； 2）直轴超瞬态电抗X（饱和值）不应大于0.14p.u.。 （5）定、转子绕组应具有很强的短时过载能力，具体要求如下： 1)调相机定子绕组应能承受3.5倍额定电流持续时间不小 于 15s; 2)调相机转子绕组应能承受2.5倍额定励磁电流持续时间不 小于15s。 (6)调相机应具有1.3倍额定电压下进相持续时间不小于1s 的能力。 （7)按照不低于12.5倍转子额定电压耐压考核。 （8）调相机在不对称的电力系统中运行时，若任何一相电流均 不超过额定值，且负序电流分量与额定电流之比不超过10%，应 能长期运行。