电力系统稳态分析教学资料 02电力系统稳态z

电力系统稳态分析教学资料电力系统稳态分析·电气工程及其自动化专业核心课程Contents课程目录电力系统分析核心知识模块，涵盖从基本概念到运行调控的完整技术链路。01电力系统的基本概念02电力系统各元件参数与等值电路03电力系统的潮流计算04有功功率平衡与频率调整05无功功率平衡与电压调整CHAPTER01电力系统的基本概念从系统组成、运行特点到额定参数，建立电力系统的整体认知框架POWERSYSTEMFUNDAMENTALS电力系统的组成与基本概念电力系统是由发电厂、输电网、变电所、配电网和电力用户组成的统一整体，实现电能的生产、输送、分配和消费全过程。理解电力系统的组成是掌握稳态分析方法的前提，需区分电力系统与动力系统的边界。发电侧发电厂将煤炭、水力、核能、风能等一次能源转化为电能，是电力系统的能量源头。我国发电装机容量居世界首位，火电仍占主导但新能源装机增速显著，2023年风光装机突破10亿千瓦。10亿千瓦输配电网络输电网采用220kV及以上高电压等级实现远距离大容量电能传输，减少线路损耗。配电网以10kV~110kV电压等级将电能分配至终端用户，是连接主干网与用户的"最后一公里"。220kV+负荷侧电力用户涵盖工业、商业、居民等多类型，用电特性各异，构成系统的负荷需求。电力系统加上发电厂动力部分（锅炉、汽轮机等）共同构成更广义的"动力系统"概念。动力系统FUNDAMENTALS电力系统的运行特点与基本要求电力系统具有电能不能大量储存、过渡过程极为短暂、与国民经济高度关联三大运行特点，由此衍生出安全可靠、电能质量合格、运行经济性好三大基本要求。运行特点·CHARACTERISTICS⚡电能不能大量储存发电、输电、配电和用电同一瞬间完成，系统功率需时刻保持实时平衡。这一特性决定了电力系统必须实现精准的发用电平衡控制。⏱️过渡过程极为短暂电磁暂态在毫秒量级完成，机电暂态在秒级完成，要求极高的响应速度，人工干预几乎不可能，必须依赖自动化保护装置。🏭与国民经济密切相关电力供应直接影响社会生产生活，大面积停电将造成巨大经济损失。2003年美国大停电影响5000万人，损失超60亿美元。基本要求·REQUIREMENTS🛡️安全可靠保证连续供电，将停电概率和范围控制在可接受水平。需建设足够的备用容量、冗余网络和快速故障隔离机制，确保系统抗扰动能力。核心目标：连续供电📊电能质量合格电压偏差、频率偏差、波形畸变率、三相不平衡度等指标需严格符合国家标准，保障用户设备正常运行和产品质量稳定。核心目标：标准合规💰运行经济性好在满足安全和质量的前提下，优化发电调度和网络运行方式，降低燃料消耗、减少网损、提高设备利用率，实现综合成本最小化。核心目标：降本增效RATEDPARAMETERS电气设备的额定电压与额定参数电力系统各设备的额定电压遵循严格的确定规则：线路额定电压等于系统标称电压，发电机额定电压高出系统标称电压5%，变压器二次侧额定电压需高出系统标称电压10%以补偿内部压降。LINE线路=标称电压直接等于系统标称电压等级，如10kV、110kV、220kV、500kV等，是系统电压的基准参照GENERATOR发电机=标称+5%比所连接系统标称电压高5%，例如10kV系统对应发电机额定电压10.5kV，补偿线路压降TRANSFORMER二次侧=标称+10%比系统标称电压高10%（短路阻抗较大时），以补偿变压器内部阻抗压降常见设备额定电压确定规则设备类型额定电压确定规则示例（系统标称110kV）电力线路等于系统标称电压110kV发电机比系统标称电压高5%115.5kV（如直连）变压器一次侧等于电源侧电压110kV或115.5kV变压器二次侧比系统标称电压高10%121kV（高压侧）不同设备的额定电压确定规则各有差异，变压器二次侧需额外考虑内部压降补偿POWERSYSTEM·第七章电力系统接线方式与中性点接地电力系统接线方式决定了供电可靠性与经济运行水平，中性点接地方式则直接影响系统绝缘水平、继电保护配置和单相接地故障处理方式。高压系统采用中性点直接接地，中低压系统采用不接地或经消弧线圈接地，是兼顾安全与经济的工程选择。接线方式分类无备用接线（放射式、干线式、树状式）：结构简单、投资少，但任一元件故障将导致停电，可靠性较低，适用于对供电可靠性要求不高的配电网络有备用接线（双回路、环网式、两端供电）：提供冗余供电路径，单元件故障时可通过切换恢复供电，可靠性高，但投资大、保护配置复杂，适用于输电网络和重要负荷供电中性点接地方式中性点直接接地：单相接地时短路电流大、非故障相电压不升高，保护可快速切除故障，适用于110kV及以上高压系统，降低绝缘投资但供电连续性较差中性点不接地：单相接地电流仅为容性电流，系统可继续运行1~2小时，适用于35kV及以下系统，供电连续性高但非故障相电压升至线电压，对绝缘要求高中性点经消弧线圈接地：利用感性电流补偿容性电流以熄灭接地电弧，适用于35kV系统电容电流较大的场合，是兼顾安全性和连续性的折中方案Trends&Challenges新型电力系统的发展趋势以新能源为主体的新型电力系统正在重塑传统电力系统的电源结构、运行模式和调控方式。高比例可再生能源接入、电力电子化程度提高、源网荷储深度互动等特征，对传统稳态分析方法提出了新的挑战和发展需求。01电源结构深刻变革风电、光伏装机占比持续攀升，2023年新能源装机首超煤电，随机性与波动性给功率平衡带来巨大挑战，需要建立适应高比例新能源的电力平衡机制。02源网荷储协调互动储能、柔性负荷、虚拟电厂参与调节，传统单向潮流变为双向甚至多向潮流，系统运行灵活性显著提升，调控复杂度同步增加。03电力电子化程度大幅提高并网逆变器、柔性直流输电、FACTS装置大量接入，系统动态特性更加复杂，谐波问题与稳定性分析成为关键课题。04配电网角色升级从单向受端变为有源配电网，分布式电源接入使潮流计算与保护配置面临新挑战，配电网规划与运行模式亟需革新。05稳态分析方法需同步演进传统模型需扩展到含分布式电源、储能和电力电子设备的综合模型，计算精度与求解效率需同步提升。风力发电场与光伏电站实景CHAPTER02电力系统各元件参数与等值电路建立发电机、变压器、线路和负荷的数学模型，掌握标幺值计算方法ElectricalEngineering·PowerSystems同步发电机的等值电路与参数同步发电机的数学模型通过派克变换（abc→dq0坐标变换）将时变电感系数转化为常数，极大简化了分析过程。大型汽轮发电机设备实拍dq0派克变换：将定子三相绕组等效变换为与转子同步旋转的d轴和q轴假想绕组，消除时变电感，使微分方程系数恒定Eq稳态简化模型：用内电势Eq串联直轴同步电抗Xd表示，忽略电阻时U=Eq−jXd·I，为潮流计算基本方程Xd≠Xq凸极与隐极：凸极机（水轮）Xd>Xq；隐极机（汽轮）气隙均匀Xd≈Xq，可统一用同步电抗Xs表示Xd′暂态与稳态参数：暂态电抗Xd′和次暂态电抗Xd″均小于稳态Xd，暂态分析中需使用不同参数体系PowerSystemAnalysis变压器的等值电路与参数计算变压器等值电路是电力系统稳态分析的核心元件模型，双绕组与三绕组变压器分别通过短路和空载试验获取等效参数。01双绕组变压器：短路试验测得ΔPk和Uk%计算RT、XT；空载试验测得ΔP0和I0%计算GT、BT02三绕组变压器：高-中、高-低、中-低三组两两短路试验，分解各绕组损耗与电压后分别计算参数03π型等值电路：理想变压器与漏阻抗组合为π型网络，便于统一电压等级下建立节点导纳矩阵04自耦变压器：高低压绕组电气连接，等值容量大于绕组容量、短路阻抗小，常用于220kV及以上系统变压器参数与试验数据对应关系等值电路参数对应试验计算公式物理意义绕组电阻RT短路试验（ΔPk）RT=ΔPk·UN²/SN²反映铜损耗漏抗XT短路试验（Uk%）XT=Uk%·UN²/(100·SN)反映漏磁通励磁电导GT空载试验（ΔP0）GT=ΔP0/UN²反映铁损耗励磁电纳BT空载试验（I0%）BT=I0%·SN/(100·UN²)反映励磁特性四个基本参数分别通过短路和空载两组试验确定Parameters&EquivalentCircuit电力线路的参数与等值电路电力线路的四个基本参数（电阻、电抗、电导、电纳）反映了线路的电磁特性，其等值电路模型根据线路长度分为短线路（集中阻抗）、中等长度线路（π型集中参数）和长线路（分布参数）三种精度层次。分裂导线技术和紧凑化设计是现代超高压输电降低线路电抗的主要手段。01电阻R：由导线电阻率和截面积决定，r=ρ/S（Ω/km），交流电阻因集肤效应略大于直流电阻，温度升高时电阻增大，钢芯铝绞线仅计算铝线部分截面积r=ρ/S02电抗X：与导线几何均距和自几何均距有关，x=0.1445·lg(Dₘ/r')（Ω/km），采用分裂导线增大等效半径可显著减小电抗，500kV线路通常采用四分裂导线500kV·四分裂03电纳B：由导线对地电容产生，线路越长充电功率越大，超高压长线路轻载时可能出现末端电压高于首端的"费兰梯效应"FerrantiEffect04等值电路选择：短线路（<80km）忽略并联电容用串联阻抗；中等线路（80~250km）采用π型等值电路将总电容分两半置于两端；长线路（>250km）需用分布参数模型或修正π型电路<80/80–250/>250km架空输电线路与分裂导线结构实拍电力系统分析基础负荷等值模型与标幺值制度电力系统负荷在稳态分析中通常简化为恒定功率（PQ）、恒定阻抗或综合模型。标幺值制度通过选取统一的基准功率和各级基准电压，将不同电压等级、不同容量设备的参数归一化为无量纲数值，使三相计算公式与单相一致、跨电压等级参数可直接比较，是电力系统分析计算的基础工具。SECTION01负荷等值模型恒定功率模型（PQ模型）：负荷功率不随电压变化，P=常数、Q=常数，适用于潮流计算中的大多数负荷节点PQModel恒定阻抗模型：负荷阻抗不随电压变化，功率与电压平方成正比，适用于短路计算和稳定分析ZModel综合负荷模型（ZIP模型）：将恒定功率、恒定电流、恒定阻抗三种特性按比例组合，更准确反映实际负荷的电压和频率特性ZIPModelSECTION02标幺值计算方法基准值选取规则：先选定基准功率SB（常取100MVA或1000MVA）和各级基准电压UB，IB和ZB由公式推导SB=100MVA参数归一化：各设备标幺值=有名值÷基准值，不同基准下的标幺值可按转换公式进行换算X*=X/XB多电压等级系统：各级基准电压按变压器变比确定，统一基准功率贯穿全系统，各元件标幺值可直接在统一等值电路中使用Multi-VLevelENERGYINFRASTRUCTURE高压直流输电系统高压直流输电（HVDC）通过换流站实现交直流变换，在远距离大容量输电、海底电缆输电和异步电网互联等场景具有显著技术经济优势。随着特高压直流输电技术的发展，HVDC已成为我国"西电东送"战略的核心支撑技术，±800kV及以上特高压直流工程数量和输送容量均居世界领先。基本结构与工作原理：送端换流站将交流整流为直流，经直流线路传输至受端换流站逆变为交流，核心设备为晶闸管或IGBT构成的12脉动换流阀，两端需配置滤波器和无功补偿装置技术经济优势：直流线路无需考虑感抗和容抗，线路造价约为同容量交流的60%~70%；无稳定问题，适合异步联网；海底电缆无充电电流限制，特别适合跨海输电主要局限性：换流站造价高（约占总投资40%~50%）、运行时消耗大量无功功率（约为输送功率的50%~60%）、产生特征谐波需配置滤波器、直流断路器技术难度大我国特高压直流发展：已建成±800kV特高压直流工程超过20条，单回输送容量达800万~1200万千瓦，昌吉-古泉±1100kV工程输电距离3324km、容量1200万千瓦，创世界纪录特高压换流站直流输电设备实景CHAPTER03电力系统的潮流计算从开式网络手算到复杂网络计算机算法，掌握稳态分析的核心计算方法POWERFLOWANALYSIS潮流计算基本概念与开式网络潮流计算的核心是求解各节点电压和支路功率分布，开式网络可从已知端逐段推算，首端电压与末端功率已知时需前推回代法迭代求解。01电压降落与电压偏移ΔU=U₁−U₂电压降落为相量差，纵分量ΔU=（PR+QX）/U₂，横分量δU=（PX−QR）/U₂；电压偏移是实际电压与额定电压的代数差百分数02功率损耗计算ΔP=I²R线路有功损耗ΔP=（P²+Q²）R/U²，无功损耗ΔQ=（P²+Q²）X/U²；变压器损耗由绕组铜损（∝负荷²）和铁芯铁损（∝电压²）组成03开式网络已知末端推算逐段推算从末端开始，利用末端电压和功率逐段向前计算每段的功率损耗和电压降落，最终获得首端电压和首端功率，过程清晰无迭代04前推回代法迭代收敛已知首端电压和末端功率时，先假设末端电压初值进行"前推"计算首端功率，再用实际首端电压"回代"修正末端电压，反复迭代直至收敛PowerFlowAnalysis简单闭式网络的潮流计算闭式网络潮流计算的核心思路是"先分布后计算"：先按阻抗分配确定初步功率分布并找到功率分点，再在分点处拆分为两个开式网络分别计算。01两端供电网络功率分布忽略损耗时各段功率按阻抗反比分流，基于叠加原理：负荷分量按距对端阻抗比分配，循环分量由两端电压差驱动。阻抗反比·叠加原理02功率分点的确定找到功率从两侧同时流入的节点（电压最低点），在此处拆分为两个开式网络后分别进行精确潮流计算。电压最低·网络拆分03环形网络分析等效为两端电压相等的供电网络；变压器变比不匹配时产生循环功率，需单独计算并与负荷功率叠加。循环功率·变比匹配04均一网络简化各段线路R/X比相同时，功率按阻抗分布等效于按线路长度分布，大幅简化手算；实际输电网络多为非均一网络。R/X比·非均一网络Newton-RaphsonPowerFlow复杂网络潮流的计算机算法复杂电力系统潮流计算以节点导纳矩阵描述网络拓扑，将非线性潮流方程通过牛顿-拉夫逊法转化为逐次线性修正过程。该方法具有二阶收敛速度，是电力系统分析中最经典、应用最广泛的潮流算法。节点导纳矩阵Y对角元素Yii为自导纳，非对角元素Yij为互导纳负值，矩阵稀疏、对称，阶数等于系统节点数统一潮流方程Si=Ui·Σ(Yij·Uj)*，展开为有功与无功两实数方程，四变量知二求二牛顿-拉夫逊法迭代设初值→算ΔP、ΔQ→形成雅可比矩阵J→解修正方程→更新电压→判断收敛，不收敛则重复二阶收敛特性平方收敛速度，3~5次迭代达工程精度，每次需形成并求解雅可比矩阵，初值影响收敛性POWERFLOWANALYSISPQ分解法潮流计算PQ分解法基于P-θ强耦合、Q-U强耦合特性，将牛顿法分解为两个独立方程组交替求解，系数矩阵为常数只需形成一次，特别适合大规模系统在线实时计算。理论基础——弱耦合特性高压输电线路中R远小于X，有功功率对电压相角变化敏感而对幅值不敏感，无功功率对电压幅值敏感而对相角不敏感。这一物理特性是PQ分解法的核心依据，使得有功与无功可以解耦处理。方程分解策略修正方程分解为ΔP/B'=Δθ和ΔQ/B''=ΔU两个独立方程组，B'和B''由导纳矩阵虚部构成，为常数矩阵不需重新形成。这种分解大幅简化了每次迭代的计算复杂度。计算效率优势每次迭代计算量约为牛顿法的1/4~1/5，虽收敛次数较多（约10~20次），但总体速度快，特别适合超高压输电网络的大规模实时计算场景。适用范围与局限适用于110kV及以上高压网络，R/X比较大的配电网收敛性可能变差，需采用改进算法或回退到牛顿法，实际应用中需根据网络特性灵活选择。CASESTUDY工程案例：含分布式电源的配电网潮流分布式电源的大规模接入使传统配电网从单向辐射网络变为有源多端网络，潮流方向可能反转、节点电压可能越限、传统算法可能不收敛。工程实践中需建立含光伏逆变器、储能设备的综合潮流模型，考虑不同控制策略对潮流分布的影响，为分布式电源的选址定容提供分析依据。屋顶分布式光伏接入配电网实景潮流方向反转：分布式光伏午间出力高峰时，配电网可能向主网反送功率，导致线路潮流方向与保护设定方向不一致，需校核继电保护的适应性节点电压越限：分布式电源注入功率抬升沿线电压，线路末端可能出现电压超过上限1.07p.u.，需调节变压器分接头或配置无功补偿算法适配挑战：配电网R/X比大（可达1~5），PQ分解法收敛困难，需采用前推回代法或改进牛顿法等适合配电网特点的潮流算法控制策略影响：PQ控制、PV控制和下垂控制对潮流分布有不同影响，需在潮流模型中准确反映逆变器的控制特性Chapter04有功功率平衡与频率调整理解频率偏移的物理本质，掌握一次调频和二次调频的原理与计算方法PowerSystemStability频率调整的必要性频率偏差不仅影响用户设备运行，还可能引发辅机出力下降的恶性循环，严重时导致频率崩溃和大面积停电。01频率与转速的物理关系：f=pn/60，系统频率统一反映所有同步发电机转速，有功功率供大于求时转速升高、频率上升，供不应求时转速降低、频率下降02频率偏差对用户的危害：异步电动机转速随频率变化影响工业产品质量，电子设备时钟偏差增大，照明设备效率降低，严重时导致敏感设备跳闸03频率偏差对发电厂的危害：频率降低使给水泵、送风机等辅机出力下降，锅炉给水和通风减少，发电机出力进一步降低，形成正反馈恶性循环04频率崩溃事故：当频率降至47~48Hz以下且未及时控制时，辅机出力严重不足导致发电机组相继跳闸，系统解列，大面积停电，恢复过程漫长而复杂05我国频率标准：额定频率50Hz，正常运行允许偏差±0.2Hz（大系统），中小系统放宽至±0.5Hz，AGC控制目标为偏差小于±0.1HzFrequencyCharacteristics有功功率-频率静态特性电力系统频率的静态平衡由发电机组和负荷的频率特性共同决定。发电机组通过调速器实现功率-频率下垂特性，负荷具有正频率调节效应。系统的单位调节功率KS等于所有发电机组和负荷调节效应之和，KS越大系统频率稳定性越好。LoadCharacteristic负荷频率特性负荷功率PL随频率f变化，用频率调节效应系数KL=dPL/df描述。工业负荷KL较大（2~3），综合负荷KL一般为1~3。KL=1~3GeneratorDroop发电机组频率特性调速器使发电机出力PG与频率f呈下垂关系，调差系数δ=-Δf/(ΔPG/PGN)，单位调节功率KG=PGN/(δ·fN)。δ=3%~6%DroopCoefficient调差系数的物理意义δ=0为无差调节（频率不变），δ越大同样功率变化引起的频率偏差越大。多台机组并列运行时δ值决定各机组间的负荷分配比例。δ=0无差调节SystemStability系统综合频率特性KS=ΣKGi+KL，表示系统频率变化1Hz时全系统功率的总变化量，KS越大频率稳定性越好。数千MW/Hz电力系统频率控制一次调频与二次调频一次调频是所有发电机组调速器对频率偏移的自动有差响应，频率偏差Δf=-ΔPL/KS；二次调频是调频厂通过调频器改变功率基准点实现的无差调节，可将频率恢复到额定值。两者协调配合构成电力系统频率控制的基本框架，现代电网在此基础上叠加AGC实现更精确的频率管理。PRIMARY一次调频（自动有差调节）所有发电机组调速器对频率偏移的自动响应，Δf=-ΔPL/KSSECONDARY二次调频（手动/自动无差调节）调频厂通过调频器改变功率基准点，可将频率恢复至额定值由所有发电机组调速器自动完成，无需人工干预，响应时间数秒至数十秒，当负荷变化ΔPL时频率偏差Δf=-ΔPL/(ΣKGi+KL)所有参与调速的机组按各自调差系数分担负荷变化，δ小的机组承担更多变化量，各机组出力变化ΔPGi=-Δf/δi·PGNi/fN一次调频是有差调节：新的平衡频率偏离额定值，频率偏差大小取决于负荷变化量和系统单位调节功率KS由调频厂通过调频器改变发电机功率基准点实现，移动频率特性曲线使系统频率恢复到额定值50Hz调频厂选择原则：具有足够调节容量和调节速度，一般选水电站或燃气轮机组，大型互联电网由AGC自动分配调频任务二次调频后调频厂承担全部负荷增量ΔPL，其余机组恢复到一次调频前的出力水平，频率恢复至额定值ECONOMICDISPATCH有功功率的经济分配等微增率准则是有功功率最优负荷分配的基本原理：当所有运行机组的燃料消耗微增率λ相等时，全系统总燃料消耗最小。该准则可通过拉格朗日乘数法严格推导，实际应用中需叠加机组出力上下限约束，超出限值的机组固定在边界上，其余机组重新按等微增率分配。01燃料消耗特性曲线每台机组的燃料消耗F与其出力PG的关系近似为二次函数F=a+bPG+cPG²，微增率dF/dPG=b+2cPG是出力的线性函数。02等微增率准则推导建立总燃料最小化问题minΣFi，约束条件ΣPGi=PL，利用拉格朗日乘数法得到最优条件为所有机组微增率dFi/dPGi=λ（等值）。03出力约束处理若某机组按等微增率分配后PGi>PGmax或PGi<PGmin，将其固定在限值上，剩余机组在调整后的负荷下重新按等微增率分配，直至所有机组满足约束。04网损修正当需要考虑线路损耗时，引入惩罚因子Li进行修正，等微增率条件变为(dFi/dPGi)·Li=λ，距负荷中心远的机组因网损大而适当减少出力。ENERGYSTORAGE·CASESTUDY工程案例：先进储能技术与有功平衡先进储能技术通过打破电能"即发即用"的限制，为电力系统有功功率平衡提供了全新的调节手段。01抽水蓄能技术最成熟，效率75%~80%，响应分钟级，单站百万千瓦级，受地理限制且建设周期6~8年02电化学储能锂电池毫秒级响应、部署灵活，适合新能源配套；液流电池适合长时储能但能量密度低03压缩空气储能低谷电压缩空气存于地下洞穴，高峰释放驱动透平发电，适合大规模长时储能场景04有功平衡应用削峰填谷、一次调频、AGC辅助服务、新能源平滑出力，多场景叠加提升经济性丰宁抽水蓄能电站·装机360万千瓦·国内最大规模CHAPTER05无功功率平衡与电压调整掌握无功功率平衡原理，学会运用各类调压手段实现电压合格运行REACTIVEPOWER无功功率平衡的基本概念无功功率平衡是维持系统电压水平的根本保障，应遵循"就地平衡、分层分区"原则，在各级电压网络中分别实现供需平衡。01无功电源组成同步发电机是最主要的无功源，通过调节励磁可连续调节出力；调相机专门用于无功调节但维护成本高；并联电容器经济简单但只能阶梯式发出无功；SVC/SVG响应快、连续可调但投资较大发电机·调相机·电容器·SVG02无功负荷构成异步电动机占无功负荷的60%~70%，其无功需求随负荷率降低而增加；变压器励磁和漏抗消耗的无功约占系统无功负荷的20%~25%60–70%03线路的无功特性线路电抗消耗无功（与电流平方成正比），线路电容产生充电无功（与电压平方成正比），轻载时充电无功可能超过电抗消耗，使线路成为无功电源电抗消耗↔电容产生04就地平衡原则无功功率远距离传输会造成大的电压降落和功率损耗，应在各级电压网络中就近补偿，高压网补偿感性无功，低压网补偿容性无功分层分区·就近补偿VoltageRegulation电压调整的基本原理与方法电压调整的本质是通过改变系统无功功率平衡来调节各节点电压。四种手段各有适用场景，工程中以中枢点管理策略保障全网电压质量。调压手段01发电机调压—调节励磁改变端电压，最经济无附加损耗，调节范围±5%，适合近距离供电网络±5%02变压器分接头—改变变比调整二次侧电压，无载需停电、有载可带电切换，调节范围±10%~±15%，最常用手段±15%03无功补偿调压—并联电容器或SVC/SVG就地补偿无功，减少线路无功传输，ΔU≈(QC·X)/U，需合理配置避免过补偿SVC中枢点电压管理01逆调压—最大负荷时升高至1.05UN，最小负荷时降至UN，适用于线路长、负荷变动大的场景，最高标准调压方式1.05UN02顺调压—最大负荷时允许偏低至1.025UN，最小负荷时允许偏高至1.075UN，适用于线路短、负荷变动小的场景1.075