0　前言

　　电压是衡量电力系统运行水平的重要指标，网损是电网主要的经济指标。无功平衡做得好可以提高系统运行的可靠性和效率，并通过无功功率的最优分配降低系统有功网损。无功管理可以改善电压质量，减少由于电压引起的系统故障，提高系统的稳定性。
　　湖北电网由于其地域及负荷分布特性，丰水期西电东送格局长期存在，在鄂东开机减少，西电东送潮流加大时，受端电网由于无功补偿不足，加大了受端发电机组的无功压力，例如汉川电厂的300 MW机组，无功出力曾达到220 Mvar，大大超出额定值35 Mvar,不仅限制了有功出力，且导致机组振动加大，对发电机造成一定的损害。
　　自1990年3月汉川电厂1号机组并网发电以来，截止1997年底，湖北电网鄂东部分200 MW以上机组已增至10台，装机容量2 800 MW。湖北电网220 kV变电站电容补偿由1986年的1个站的50 Mvar发展到1997年底的16个站的补偿容量为483.2 Mvar，预计1998年将达到23个站，补偿容量达661.2 Mvar.
　　湖北电网1996年8月和1997年8月作了两次电网潮流实测，且两次潮流实测时全省用电负荷水平相近。1996年8月实测潮流，鄂东开4台200 MW及以上的大机，结果全网60%的220 kV变电站高压母线电压只有200 kV左右。1997年8月，鄂东开8台大机，500 kV西电东送潮流明显减少，主网电压水平提高约20 kV，50%的220 kV变电站母线电压在220 kV以上。1997年因鄂东开机增多，500～200 kV层间输送无功由1996年的630 Mvar减至340 Mvar,但110 kV及以下电网无功补偿增长缓慢，220～110 kV层间无功交换没有明显变化。
　　这两次潮流实测结果表明，网络电压水平同负荷中心开机多少有很大的关系：负荷中心开机多，主干线路潮流减少，电压损耗及无功损耗降低，电压提高。另外潮流实测结果还说明电网无功补偿不足，没有做到就地平衡，过多地依赖负荷中心发电机的无功。同时实测数据显示110 kV及以下网络和用户的无功补偿建设进展缓慢。

1　1998年大方式无功平衡计算

　　根据1996、1997年负荷增长情况，预计1998年最大负荷为7 000～7 100 MW，网络结构以1997年实际运行网络为基础，考虑1998年丰水期能投运的设备。
　　1998年220 kV变电站无功补偿预计可新增178 Mvar，分别装设在7个变电站中。
　　下面的计算方式中，若无特殊说明，丰水期葛州坝电厂一律满发，丹江口电厂出力为600 MW。
　　(1)湖北电网负荷6 610 MW，主网无功补偿设备按预期投入，鄂东需开7台大机。
　　这种方式下，主网200 kV电压最低点在荆州地区末端变电站盛家岭，电压仅197 kV，次之为容城变，电压为201 kV，另外，孝感地区的姚家冲变电压为208 kV，十堰地区的龙虎沟变电压为206 kV。累计全省电压在200 kV以下的变电站1个，210 kV以下的变电站5个，占220 kV变电站的10%。
　　鄂东地区，武汉、黄石、鄂州地区220 kV变电站母线电压均在220 kV以上，咸宁、孝感地区的电压稍低。
　　宜昌地区，处于葛洲坝、隔河岩电厂的出口端，整体电压水平较高，目前为止尚未装设无功补偿设备，电压最高点为隔河岩电厂和长阳变电站，达236 kV。
　　所以，在负荷6 610 MW时，鄂东开7台大机，通过调节变压器分头，绝大部分220 kV变电站电压能满足下一级网络电压要求。
　　主要地区间潮流交换：鄂东同襄樊地区之间潮流交换很小，尤其无功功率没有交换，荆门同鄂东地区，有功送鄂东35 MW，无功倒送41 Mvar。荆州同鄂东地区，有功送鄂东14 MW，无功倒送91 Mvar。从无功潮流走向看，荆门、荆州地区成为电网的末端。
　　对地区而言，不同的开机方式对局部网络线路的电压无功均有一定的影响(见表1)。

表1　不同开机方式P/MW

表2　各地区无功缺额与要求达到的负荷功率因数