DL∕T 5453-2020 串补站设计技术规程【电力】.pdf

ICS 29.240 P62 备案号:J1364-2020 中华人民共和国电力行业标准P DL / T 5453 - 2020 代替DL/ T 5453 - 2012 串补站设计技术规程Technical code for the design of series compensator station 2020-10-23发布2021-02-01实施国家能源局发布中华人民共和国电力行业标准串补站设计技术规程Technical code for the design of series compensator statlon DL/T 5453 - 2020 代替DL/T5453 - 2012 主编部门:电力规划设计总院批准部门:国家能源、局施行日期:202 1年2月1日中国计划出版社2020北京国家能源局公仲一口2020年第5号国家能源局批准水电工程生态流量实时监测系统技术规范等502项能源行业标准(附件1)、GBjT6115. 1的相关要求。4. 2. 11 系统要求应符合现行行业标准电力系统串联电容补偿系统设计规程DLjT5529的规定o8 5 串补装置性能要求5. 1 串补装置的基本定值5. 1. 1 固定串补宜包括下列基本定值:1 额定输出容量QNCMvar) /三相;2 额定容抗XNCl)/相;3 额定电流INCkA);4 线路补偿度以%)。5. 1. 2 可控串补宜包括下列基本定值:1 额定输出容量QNCMvar) /三相;2 额定容抗XNCO)/相;3 额定容抗提升因子Xapp/XNCp.u. ); 4 额定电流INCkA) ; 5 线路补偿度以%)。5.2 串补装置的可靠性指标5. 2. 1 固定串补装置可靠性指标宜满足下列要求:1 等效年可用率不小于99%; 2 强迫停运次数不大于1次/年o5.2.2 可控串补装置可靠性指标宜满足下列要求:1 等效年可用率不小于98%; 2 强迫停运次数不大于2次/年。9 6电气一次6. 1 电气主接线6. 1. 1 串补站电气主接线应根据其所处的电力系统状况、串补装置功能特性及额定值的要求等条件确定，并应综合考虑供电可靠、运行灵活、操作检修方便和投资节约等要求。6. 1. 2 固定串补和可控串补宜分别采用图6.1.2(a)、(b)所示的典型接线。I |j/ I I |;/ I 66 66 才II之二斗从2 9 nu 唱， 4c 2 4h 4c 4h ( a)固定串补(h)可控串补图6.1.2串补装置的典型接线1一串联电容器组;2-MOV;3一保护火花间隙;4a一限流电抗器;4h一阻尼电阻器;4c一阻尼MOV;5一旁路开关;6一串联隔离开关;7一接地开关;8旁路隔离开关;9一阀控电抗器;10一品闸管阀6. 1. 3 串补装置是否分段及分段的形式应根据系统功能特性参数、运行工况、补偿度、串补容量、设备能力和综合投资等多方面因素确定。 10 6. 1. 4 串补装置应装设串联隔离开关和旁路隔离开关。串联隔离开关在平台侧应装设接地开关。旁路隔离开关是否装设接地开关应根据检修和运行等要求确定。6. 1. 5 串补装置的线路入口处应安装线路型避雷器进行雷电侵入波保护o对于分段串补，在分段处是否需要另外装设避雷器，应根据雷电侵入波计算来确定。6. 1. 6 对于单独建设的串补站，当串补站线路侧装有接地开关时，应装设线路电压互感器。当串补站毗邻变电站建设时，线路电压互感器可放置在串补站的线路侧或变电站侧。6. 1. 7 线路阻波器的设置应根据通信要求确定。6.2 主要设备选择6. 2. 1 串补装置主要设备应符合国家现行标准电力系统用串联电容器第1部分:总则)GB/T6115.1、电力系统用串联电容器第2部分:串联电容器组用保护设备)GB / T 6115. 2、电力系统用串联电容器第3部分:内熔丝)GB/T6115.3和电力系统用串联电容器第4部分:晶闸管控制的串联电容器)GB/T6115.4 和导体和电器选择设计技术规定)DL/T5222的规定。6. 2. 2 电容器组应符合下列规定:1 电容器组的额定电流应满足线路最大连续输送容量，过电流能力应符合本标准第4.2. 10条的规定;2 电容器组的过电压保护水平应根据系统最大摇摆电流时的过电压、电容器组和MOV制造水平、综合适价等因素确定。3 电容器组的接线型式由电容器单元的熔丝配置决定，对于无熔丝电容器单元，宜采用分支型接线;对于内熔丝电容器单元，宜采用H型接线。6.2.3 品闸管阀应满足下列要求:1 晶闸管阀应采用组件式，并需要考虑冗余度;2 晶闸管阀和所有相关设备应能承受系统最大故障电流所 11 产生的电气应力和热容量;3 每个晶闸管阀应由反向并联的可控硅单元串联构成，应配置必要的冷却设备、阻尼回路、均压回路及触发回路和过电压保护，在规定的持续电流和短时过载下，晶闸管阀应能实现全相角可控。6.2.4 阀控电抗器应满足下列要求:1 阀控电抗器应与在电容器容抗升高模式下对相角控制的要求匹配;2 阀控电抗器应为单相、空芯、自冷型，应适用于户外安装;3 阀控电抗器的设计应符合现行国家标准电力变压器第6部分:电抗器)GBjT1094.6的规定。6.2.5 限流阻尼设备应满足下列要求:1 限流阻尼设备应能耐受线路故障过程中的暂态电流和电容器组的放电电流;2 限流电抗器应为单相、空芯、自冷型。阻尼电阻器应为单相、空气绝缘、自冷型。限流阻尼设备应适用于户外安装;3 限流电抗器的设计应符合现行国家标准电力变压器第6部分:电抗器)GBjT1094.6的规定，其额定电流应不小于电容器组的额定电流。6.2.6 MOV应满足下列要求:1 MOV外壳应采用瓷套或硅橡胶材料;2 MOV柱间的电流分布不平衡度不应超过10%; 3 MOV的电压保护水平应与电容器组的过电压耐受能力相匹配;4 MOV的容量除根据线路区内、区外故障类型及其持续时间计算，还宜留有10%的热备用;5 MOV的设计应符合现行国家标准串联补偿装置电容器组保护用金属氧化物限压器)GBjT34869的规定。6.2.7 保护火花间隙应满足下列要求:12 1 保护火花间隙性能应与最大故障电流水平、故障清除时间以及MOV保护水平匹配;2 保护火花间隙的自触发电压应高于MOV建立的电压保护水平，触发最低击穿电压应与线路断路器恢复电压匹配;3 保护火花间隙应为强制触发间隙，每个间隙应配备两套完全独立的间隙触发回路;4 保护火花间隙的设计应符合现行行业标准串联补偿装置用火花间隙)DL/T1295的规定o6.2.8 旁路开关应满足下列要求:1 旁路开关应具有在正常或事故时短接电容器组和过电压保护设备以及重新投入电容器组的能力，并要求熄弧后不应重燃;2 旁路开关的额定断口问电压由串联电容器组的端电压确定，额定断口间绝缘水平由电容器的过电压保护水平决定;3 旁路开关的额定电流应能满足切换和承载其使用位置所通过的电流要求;4 旁路开关的额定旁路关合电流，应满足电容器组极限电压下通过阻尼回路的放电电流与系统短路电流叠加的要求;5 旁路开关的设计应符合现行国家标准高压交流串联电容器用旁路开关)GB/T 28565的规定。6.2.9 隔离开关的额定电压和额定电流应根据线路额定电压水平及载流量选择。旁路隔离开关开合转换电流不应低于串联电容器组被旁路情况下的线路电流，转换电压不应低于转换电流流过旁路开关组成的旁路回路中产生的电压，具体应根据阻尼回路的参数确定。6. 2. 10 电流互感器应满足下列要求:1 安装于串补平台的电流互感器应能承受线路故障电流和电容器组放电产生的冲击电流的共同作用;2 各支路电流互感器的参数及配置，应满足串补保护、测量、监视的要求，能精确测量串补装置运行时的动态电流值，并考虑正 13 常电流与故障电流和放电电流值的差异。6. 2. 11 绝缘子应满足下列要求:1 平台的支柱绝缘子和斜拉绝缘子的额定电压应与线路额定电压水平一致，绝缘子的机械特性应能满足各种工况下串补平台荷载的要求;2 平台上设备的支柱绝缘子额定电压及绝缘水平，应根据平台上支柱绝缘子所在位置计算确定。6.3 绝缘配合、过电压保护与接地6. 3. 1 隔离开关、旁路开关、母线支柱绝缘子、光纤绝缘柱、平台支柱绝缘子、平台斜拉绝缘子等设备对地的绝缘水平，应符合现行国家标准绝缘配合第1部分:定义、原则和规则)GB311. 1和绝缘配合第2部分:使用导则)GB311.2和交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范)GB/T50064的规定o6.3.2 电容器组、保护火花间隙、旁路开关断口等设备的绝缘水平，应根据电容器组的过电压保护水平按现行国家标准电力系统用串联电容器第1部分:总则)GB/T6115.1、电力系统用串联电容器第2部分:串联电容器组用保护设备)G B / T 6115. 2、电力系统用串联电容器第3部分:内熔丝)GB/T6115.3和电力系统用串联电容器第4部分:晶闸管控制的串联电容器)GB/T6115.4的相关要求确定。6.3.3 串补站的直击雷保护和接地设计应符合现行国家标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范)GB/T50064和交流电气装置的接地设计规范)GB/T 50065的规定，对于1000kV串补站，还应符合现行国家标准1000kV变电站设计规范)GB50697的规定。6.4 串补平台及设备布置6.4.1 220kV r-;750kV串补站的串补平台及设备布置的设计除符合本标准的规定外，还应符合现行行业标准高压配电装置设计规范)DLjT5352和(220kV750kV变电站设计技术规程)DL,j T 5218的规定;1000kV串补站，还应符合现行国家标准(1000k V 变电站设计规范)GB50697的规定。6.4.2 串补平台的布置应根据串补装置接入方式确定，可平行或垂直于线路方向，有条件时，宜避开线路正下方布置。6.4.3 串补平台宜采用支柱式绝缘平台，低位布置，周围应设置围栏。串补平台带电运行时，围栏门应闭锁。6.4.4 串补平台上的主要设备宜分类集中布置。布置时应考虑设备的带电距离、电抗器的磁场空间、设备的运行维护通道等要求o6.4. 5 串补平台的外缘或中间开孔处应设置护栏，护栏与带电设备外廓间应满足电气安全净距要求o6.4.6 串补平台应设置可活动的检修爬梯，且应有联锁功能o6.4.7 串补平台上的光纤应通过光纤绝缘柱引至平台下O6.5 串补配电装置6.5.1 220kV750kV串补配电装置的设计除符合本标准的规定外，还应符合现行行业标准高压配电装置设计规范)DLjT5352和(220kV 750kV变电站设计技术规程)DL，jT5218的规定;对于1000kV串补配电装置，还应符合现行国家标准(1000kV 变电站设计规范)GB50697的规定。6.5.2 串补平台与其下方围栏的水平距离的确定应满足电气安全距离以及围栏外电场强度的要求。6.5.3 串补平台下主要设备与线路和平台之间的连接应顺畅。6.5.4 串补配电装置的相间距离应满足安全净距要求，并宜便于施工安装、运行及检修。对于750kV及以上电压等级的串补平台的相间净距，还应满足串补平台之间最小空气间隙的要求o6. 5. 5 串补配电装置上层导线挂点高度应满足导线带电时对串15 补设备的安装和检修的要求。6.5.6 串补配电装置的抗震设计应符合电力设施抗震设计规范)GB50260的规定o对于750kV及以上电压等级串补配电装置的设备布置及其与导体和金具的连接方式，应通过抗震力学计算及技术经济综合比较后确定，连接导体及金具选型应按回路抗震计算结果校验。6.6站用电源6. 6. 1 串补站单独建设时，站用电源应采用独立、可靠的两回交流电源o对于可控串补站，根据可控串补装置在系统中的地位和作用，经论证后可再增设1回交流电源。串补站毗邻变电站建设时，宜利用变电站的站用电系统。6.6.2 站用电源设计应符合现行行业标准)DL/T5155的规定o6.7 照明及电缆6. 7. 1 串补站照明设计应符合现行行业标准发电厂和变电站照明设计技术规定)DL/T5390的规定。6. 7. 2 串补站电缆敷设设计应符合现行国家标准电力工程电缆设计标准GB50217和火力发电厂与变电站设计防火标准GB50229 的规定。 16 7电气二次7.1一般规定7. 1. 1 串补站宜按元人值班的运行管理模式设计。当串补站毗邻变电站建设时，串补站运行管理模式宜与变电站统筹设计。7. 1. 2 串补装置的监控、测量和继电保护等设计应根据串补装置的建设规模、过电压保护方式和相应的电气主接线等确定。7. 1. 3 串补装置的控制和保护系统宜相对独立，保护系统应按双重化原则配置。7. 1. 4 分段串补装置的控制和保护系统应按段分别独立配置。7.2监控系统7. 2. 1 串补站内设备的监视和控制宜采用计算机监控方式，串补站计算机监控系统的设计除满足本标准的规定外，还应符合现行行业标准(200500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 5149的规定。7.2.2 串补站计算机监控系统宜由站控层和间隔层组成，采用分层、分布式的网络结构，宜符合现行行业标准变电站通信网络和系统)DL/T860的规定o7.2.3 串补站计算机监控系统应实现下列功能:1 数据采集和处理功能，其范围包括串补装置和相关设备的模拟量、开关量以及其他智能辅助系统的数据;2 实现串补装置中旁路开关、隔离开关、接地开关的分/合控制，对于可控串补，还应能实现晶闸管阀的解锁/闭锁、调节控制等功能;3 实现串补装置中旁路开关、隔离开关、接地开关、平台围栏及爬梯等设备的防误操作闭锁功能o17 7.2.4 串补站远动功能应满足以下要求:1 当串补站毗邻变电站建设时，串补站和变电站监控系统站控层宜互联，串补站远动信息宜通过相应变电站内的远动通信设备统一远传至各级调度中心;2 当串补站单独建设时，串补站宜设置两套I区数据通信网关机。7.2. 5 串补站计算机监控系统设备配置应满足下列要求:1 串补站单独建设时，站控层设备应按终期规模配置，宜包括监控主机、操作员站、数据通信网关机、工程师站、五防工作站、综合应用服务器等;操作员站、工程师站、五防工作站宜与监控主机集成，双机冗余配置;综合应用服务器单套配置;2 间隔层设备宜按工程本期规模单套配置;3 网络设备应按双网独立配置o7.2.6 串补站单独建设时，监控系统应配置安全防护设备，包括防火墙、纵向加密认证装置、单向安全隔离装置、网络安全监测装置等。7.3电气测量7. 3. 1 串补装置的测量宜由计算机监控系统实现，并按相分别采集。7.3.2 串补装置应测量并记录串补线路电流、电容器电流及不平衡电流、MOV电流及温度、旁路开关电流、无功功率等;可控串补还应测量并记录触发角、串补容抗、补偿度等。7.3.3 串补装置应采用光纤测量系统，包括平台数据采集/转换、平台供电电源、光纤信号传输、数据汇总等部分。测量系统的各组成部分应双重化冗余配置o7.3.4 串补平台上测量装置的供电电源宜采用激光送能电源和线路电流取能电源并联的混合电源方式。7.4 继电保护及暂态故障录波7. 4. 1 串补站的继电保护系统的设计除满足本标准的规定外，还应 18 符合现行国家标准继电保护和安全自动装置技术规程)GB/T14285 的规定。7.4.2 串补装置应根据主要一次元件的故障及异常运行状态配置相应的保护，保护配置应满足以下要求:1 电容器组应配置电容器不平衡保护和电容器过负荷保护;2 保护火花间隙宜配置间隙持续导通保护、间隙延时/拒绝触发保护及间隙自触发保护;3 晶闸管阀宜配置阀过负荷保护、晶闸管阀持续导通保护、晶闸管阀拒绝触发保护及晶闸管阀不对称触发保护;4 MOV应配置过负荷保护;MOV过负荷保护宜包括MOV能量积累/温度过高、温度梯度过大和MOV大电流保护;对多支路并联接线的MOV，对MOV出现不平衡故障应装设MOV不平衡保护;5 平台应配置绝缘平台闪络保护;6 旁路开关应配置旁路开关三相不一致保护和旁路开关失灵保护。7.4.3 串补装置的保护宜根据故障及异常运行状态的性质分别动作于报警、触发火花间隙(或晶闸管阀)、暂时旁路、永久旁路、暂时闭锁、永久闭锁、自动重投和线路跳闸等。7.4.4 根据系统条件，串补装置的保护应满足与线路保护、安全稳定控制装置、电厂侧次同步谐振装置的接口要求。7.4.5 串补站宜配置独立的暂态故障录波系统，其配置应满足以下要求:1 串补站故障录波开关量信号应按相采集，宜包括旁路开关位置信号、串补装置各保护动作信号、串补装置保护动作出口方式信号等;2 串补站故障录波模拟量信号应按相采集，宜包括线路电流、电容器电流及不平衡电流、M()V电流和温度、MOV分支电流、间隙或晶闸管阀电流、旁路开关电流、平台电流等。19 7.4.6 串补站的保护及故障录波工作子站，宜与计算机监控系统统筹考虑。7.5 直流电源及交流不间断电源7. 5. 1 串补站直流电源及交流不间断电源系统的设计除满足本标准的规定外，还应符合现行行业标准电力工程直流电源系统设计技术规程)DL/T5044和电力工程交流不间断电源系统设计技术规程)DL/T5491的规定。7.5.2 当串补站毗邻变电站建设且技术经济合理时，串补站宜与毗邻变电站共用直流电源及交流不间断电源(UPS)系统。当串补站单独建设，或当串补站毗邻变电站建设但技术经济不合理时，串补站应设置独立的直流电源及交流不间断电源(UPS)系统。7.6 阀冷却系统控制保护7. 6. 1 可控串补装置的晶闸管阀应配置1套冗余的阀冷却控制保护系统。7.6.2 阀冷却控制系统应能对冷却系统的重要设备及运行参数进行监视和控制，阀冷却保护系统应能对冷却系统的冷却介质和回路进行保护。7.7 其他二次系统7. 7. 1 当串补站毗邻变电站建设时，串补站宜与变电站共用1套时钟同步系统。当串补站单独建设或变电站时钟同步系统不满足串补站的对时要求时，串补站应设置1套独立的时钟同步系统。时钟源宜双重化配置，互为冗余热备用，对时误差不大于1ms。7. 7. 2 当串补站毗邻变电站建设时，串补站与毗邻变电站的火灾自动报警系统及图像监视系统宜统筹考虑。当串补站单独建设时，串补站应设置独立的火灾自动报警系统及图像监视系统。串补站火灾自动报警系统的设计应符合现行国家标准火灾自动报 20 警系统设计规范)GB50116和火力发电厂与变电站设计防火标准)GB50229的规定。7.7.3 串补站的二次设备布置应符合现行行业标准火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程)DL/T5136的规定。 21 8通信8. O. 1 串补站与其电网调度机构之间至少应设立两个独立的调度通信通道或两种通信方式。8. O. 2 串补站单独建设时，串补站通信设施和通道应符合现行行业标准DL/T5056和GB/T34869 变电站通信网络和系统DL/T860 电力工程直流电源系统设计技术规程DL/T5044 变电站总布置设计技术规程DL/T5056 火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DI/T5136 变电站和换流站给水排水设计规程DL/T5143 (220500kV变电所计算机监控系统设计技术规程师L/T5149 ( 220k V 1000k V变电站站用电设计技术规程DL/T5155 电力线载波通信设计技术规程DL/T5189 (220kV 750kV变电站设计技术规程DL/T5218 导体和电器选择设计技术规定DL/T5222 ( 220k V 1000k V变电站通信设计规程DL/T5225 高压配电装置设计规范DL/T5352 发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T5390 变电站建筑结构设计技术规程DL/T5457 电力工程交流不间断电源系统设计技术规程DL/T5491 电力系统串联电容补偿系统设计规程DL/T5529 电力设备典型消防规程DL5027 串联补偿装置用火花间隙DL/T1295 31 中华人民共和国电力行业标准串补站设计技术规程DL/T 5453 - 2020 代替DL/T5453 -2012 条文说明修订说明串补站设计技术规程)DI/T5453-2020，经国家能源局2020年10月23日以第5号公告批准发布。本标准是在串补站设计技术规程)DI/T 5453-2012的基础上修订而成，上一版的主编单位是中南电力设计院，参编单位是华北电力设计院工程有限公司，主要起草人有李苇、梁言桥、高进强、樊明等。为便于广大设计、施工、运行和科研等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，编制组按章、节、条顺序编制了本标准条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需要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本标准规定的参考。 35 目次1总则(39 ) 2术语(40 ) 3 站址选择 4 系统条件及要求( 42 ) 4. 1 系统基本条件(42 ) 4. 2 系统要求( 42 ) 5 串补装置性能要求u 5. 1 串补装置的基本定值(45 ) 5. 2 串补装置的可靠性指标(45 ) 6 电气一次川们6.1 电气主接线( 46 ) 6.2 主要设备选择(50 ) 6. 3 绝缘配合、过电压保护与接地(53 ) 6.4 串补平台及设备布置(54 ) 6. 5 串补配电装置(54 ) 6. 6 站用电源( 55 ) 6. 7 照明及电缆( 55 ) 7 电气二次( 56 ) 7. 1 一般规定( 56 ) 7.2 监控系统( 57 ) 7. 3 电气测量( 59 ) 7.4 继电保护及暂态故障录波( 61 ) 7. 5 直流电源及交流不间断电源( 63 ) 7.6 阀冷却系统控制保护(64 ) 37 7. 7 其他二次系统(65 ) 8通信(66 ) 9 站区规划与总布置( 67 ) 10 建(构)筑物及辅助设施(69 ) 10. 1 一般规定(69 ) 10. 2 串补平台及基础( 69 ) 10. 3 水工(71 ) 10. 4 采暖通风与空气调节(72 ) 10. 5 消防(72 ) 11 环境保护、劳动安全、职业卫生及节能门4) 38 找标准就到麦田学社 1总则1. O. 1 本条是原标准第1.o. 1条的修改条文。去掉原条文中降低工程造价的内容。1. O. 2 本条是原标准第1.O. 2条的修改条文o修订本标准的适用范围，即220kV100okV串补站。按串补站的建设位置，可分为单独建设的串补站和毗邻变电站建设的串补站，其中毗邻变电站建设的串补站亦可分为毗邻已有变电站建设和毗邻变电站同期合并建设两种o1. O. 3 本条是原标准第1.o. 3条的保留条文。1. O. 4 本条是原标准第1.o. 4条的保留条文。1. O. 5 本条是原标准第1.o. 5条的保留条文。1. O. 6 本条是原标准第1.o. 6条的修改条文o当串补站毗邻已有变电站建设时，串补站的辅助系统如交直流电源、火灾报警和图像监视系统以及供排水等，宜共用变电站的公用设施，以节约资源o1. O. 7 本条是原标准第1.o. 8条的保留条文。 39 2术语本标准中的术语及其定义主要引自现行国家标准电力系统用串联电容器)GB/T6115系列标准。修订原条文第2.0.14条旁路开关和第2.0.18条次同步谐振的术语和定义，新增串补平台和串补保护水平的术语和定义。 40 3站址选择3. O. 1 本条是原标准第3.O. 1条的保留条文。串补站站址选择除符合变电站的选址原则外，还有其特殊的地方，主要受供电区域、供电线路路径、电力系统负荷和潮流计算及电源点等电力系统条件的限制，因此，站址的落点只能在两端的变电站和线路路径上进行选择，相对变电站的站址选择，可供选择的范围较小。3.0.2 本条是原标准第3.O. 2条的修改条文，修改后表述明确清晰。串补站站址选择应靠近原有线路选址，以减少引接线路的长度，便于线路换位和引接。3.0.3 本条是原标准第3.0.3条的修改条文，修改后对毗邻变电站建设两种类型的串补站的站址选择的要求明确清晰。串补站毗邻变电站建设时，可利用变电站的供电、给排水和道路等公共设施，以降低串补站的建设费用。当变电站不具备扩建条件或受系统条件限制时，串补站站址的选择应充分考虑站区供电电源、供水和运行维护方便等因素，靠近原有变电站。3. O. 4 本条是原标准第3.O. 4条的修改条文。修改引用的标准，原引用标准已作废。 41 4 系统条件及要求4.1 系统基本条件4. 1. 1 本条是原标准第5.1. 1条的修改条文，对原条文进行了梳理和调整，列举了重要的款项o串补设计应进行系统研究，根据系统条件远近结合，进行潮流计算、稳定计算、短路电流计算以及内过电压计算o4. 1. 2 本条是新增条文。4.2系统要求4. 2. 1 本条是新增条文。相对固定串补，可控串补在优化潮流分布上更加灵活，并可阻尼系统功率振荡、抑制次同步谐振，但造价偏高o如需采用可控串补实现以上功能，应与其他手段进行比较，如技术、经济综合效益更好时，可采用可控串补或者可控串补与固定串补的组合方案。4.2.2 本条是新增条文。4.2.3 本条是新增条文o实际工程中，为了充分利用线路输送能力和串补的能力，串补的额定电流原则上与所在线路热稳定极限电流一致;如果所在线路热稳定极限电流较高，远远超过所需要的输送能力，可结合实际输送能力要求及经济性选择串补额定电流。4.2.4 本条是原标准第5.2. 1条的修改条文，对原条文的表述作了调整。从补偿效果来看，串补位于线路中间比位于两端效果更好;等距离分散布置，相比于集中安装效果更好。但在中间、距离两端1/3处等非两端处装设串补，必须新建串补站，可能面临选站难度 42 大的问题，并且建设、运行维护都更复杂;为了节省建设费用，便于后期的运行维护，目前串补大多数是设置于两端的变电站侧。当需装设串补的线路过长时，可专题论证串补装设地点，综合权衡串补有效性和建设代价o4.2.5 本条是原标准第5.2. 2条的修改条文，对原条文的表述作了调整O装设串补的线路一般较长，特高压和超高压线路常规情况都会装设高压并联电抗器(以下简称高抗)。串补装设在高抗线路侧，有利于改善沿线电压的分布，但有可能对潜供电弧的熄灭产生不利影响，不利于快速重合闸的实施，可采用区内故障下线路保护动作联动串补快速旁路的措施限制故障后的潜供电流。串补装设在高抗变电站侧，对于沿线电压的分布的改善不如串补装设在高抗线路侧，可能出现沿线电压过高或过低，但对于潜供电弧的熄灭没有不利影响o目前我国工程中，以上两种情况均有应用实例，串补装设在高抗线路侧的工程有500kV平果站、500kV河池站、500kV百色站、500kV桂林站和500kV忻都站等。串补装设在高抗变电站侧的工程有500kV浑源站、500kV沽源站、500kV承德站和500kV万全站等O安装串补的一个重要作用是改善长距离重载线路沿线电压分布，因此，需要根据过电压计算研究的结论来确定串补装置的安装位置O从串补站的工程建设角度来看，特别是对于毗邻已有变电站建设的串补站，装设在高压并联电抗器的线路侧更有利于工程上的实施。4.2.6 本条是新增条文。串补分段可优化潮流分布，运行方式更加灵活:可通过分段的投切，调整同一断面不同线路上的潮流，对潮流的控制精度取决于其最小的分段尺寸o串补一般均装设在较长的线路上，随着负荷的发展，今后有可 43 能出现变电站入该线路的情况，若采用单段串补，在接新的变电站后可能出现串补度过高问题，从而需对串补进行改造或搬迁。串补分段后可避免出现这种情况，或者远景可将部分串补子段搬迁至其他站点利用。4.2.7 本条是新增条文。4.2.8 本条是新增条文o在装设串补的线路上发生短路故障时，由于电容器极间有较高的电压，断路器开断此类故障线路时所承受的瞬态恢复电压(TRV)要高于其开断普通线路。工程实际计算也证实了，串补装置的使用普遍提高了其所在输电线路的断路器TRV水平，如果在线路发生故障开断两侧断路器之前旁路串补，断路器TRV将得到有效控制o因此，在工程上经济、有效地解决TRV的方法是，在继电保护上采取措施，凡是判断区内故障，立即强制触发旁路间隙将串联电容器退出o4.2.9 本条是新增条文。4. 2. 10 本条是原标准第6.1. 3条的修改条文，对原条文的表述作了调整。串补装置需要具有一定的过负荷能力，一是在严重故障后为受端提供紧急功率支援提供可能;二是对于复杂故障引发的过载，为调度部门采取措施提供时间;三是应对最大摇摆电流的冲击。系统专业应根据上述要求，对近远期各种正常及极端运行方式进行校核，提出对串补过负荷能力的要求。4. 2. 11 本条是新增条文。 44 5 串补装置性能要求5. 1 串补装置的基本定值5. 1. 1 本条是原标准第6.1. 1条的修改条文，删除了原条文第6. 1. 1条中与串补装置基本定值无关的最大摇摆电流和串补装置的损耗，增加了线路补偿度。5. 1. 2 本条是原标准第6.1. 2条的修改条文，删除了原条文第6. 1. 2条中与可控串补基本定值无关的最大摇摆电流、串补装置的损耗以及可控串补控制模式，增加了线路补偿度。5.2 串补装置的可靠性指标5. 2. 1 本条是原标准第6.2. 1条中第1款的保留条文05.2. 2 本条是原标准第6.2. 1条中第2款的保留条文o 45 6电气一次6. 1 电气主接线6. 1. 1 本条是原标准第7.1. 1条的保留条文。6. 1. 2 本条是原标准第7.1. 2条的修改条文，补充说明串补装置的基本形式分类，固定串补和可控串补O根据现行国家标准电力系统用串联电容器第4部分:晶闸管控制的串联电容器)GB/T6115.4-2014中对于可控串补的定义，修正原规程中可控串补的典型接线，删除原条文图示中可控串补的固定段部分。固定串补由串联电容器组、MOV、保护火花间隙、限流阻尼设备、电流互感器、旁路开关、旁路隔离开关、串联隔离开关及其控制保护设备等主要元件构成。固定串补是通过MOV、保护火花间隙和旁路开关的参数配合，限制电容器组两端的最大电压，以实现对串联电容器组的过电压保护。可控串补由串联电容器组、晶闸管阀、阀控电抗器、M()V、限流阻尼设备、电流互感器、旁路开关、旁路隔离开关、串联隔离开关及其控制保护设备等主要元件构成。可控串补是通过调节晶闸管阀导通的角度和电抗器的参数配合，改变串补装置的容抗，实现串补装置的容抗值和补偿度的控制调节。通过MOV、晶闸管阀和旁路开关的参数配合，限制电容器组两端的最大电压，以实现对串联电容器组的过电压保护。晶闸管阀对串联电容器组兼有控制和保护的功能，使可控串补按系统功能要求运行在闭锁、旁路和容抗调节的不同模式。需要注意的是，对于可控串补，保护火花间隙也可作为串联电容器组的后备保护和MOV的主保护元件，根据可控串补的过电压保护方案和控制策略来确定是否需要装设，如图6.1. 2(b)中的虚线所示O限流阻尼设备主要由限流电抗器和并联的阻尼电阻器(带串 46 联间隙或MOV)组成，图中所示的限流阻尼设备由限流电抗器和并联的阻尼电阻器(带串联MOV)组成，仅为示例。6. 1. 3 本条是原标准第7.1. 4条的保留条文。分段串补主要有固定分段串补、可控分段串补以及固定和可控组合分段串补兰种形式，典型接线分别见图1(a)、(b)，图2(a)、(b)，图3(a)、(b)or 1 /一叫66队以68 / 2 4c 4b 4c 4b ( a )不完全独立的分段串补4c 4b ( a)不完全独立的分段串补4c 4b 7外4c 4b (b)完全独立的分段串补4c 4b 4c 4h 图1固定分段串补1一串联电容器组;2-MOV;3一保护火花间隙;4a一限流电抗器;4b一阻尼电阻器;4c二阻尼MOV;5一旁路开关;6串联隔离开关;7一接地开关;8一旁路隔离开关i8. I / 1 1 1/ 1 1 1/ 1 66 66 66 (b)完全独立的分段串补图2可控分段串补1-串联电容器组;2-MOV;3一保护火花间隙;4a一限流电抗器;4b一阻尼电阻器;4c一阻尼MOV;5一旁路开关;6一串联隔离开关;7一接地开关;8一旁路隔离开关;9一阀控电抗器;10一晶闸管阀 47 找标准就到麦田学社 6 4c 4b 8 1/ 4c 4b 1 1/ 1 1 1/ 1 叫6、认4c 4b ( a )不完全独立的分段串补( b )完全独立的分段串补图3固定和可控组合分段串补1一串联电容器组;2-MOV;3-保护火花间隙;4a-限流电抗器;4b一阻尼电阻器;4c一阻尼MOV;5一旁路开关;6一串联隔离开关;7一接地开关;8一旁路隔离开关;9一阀控电抗器;10-晶闸管阀无论各子段是固定部分还是可控部分，均可通过不同的隔离开关配置方案来实现不完全独立的子段和完全独立的子段。各子段均设有旁路开关，可同时运行，也可相对独立运行，即其中一段退出的情况下另一段仍可正常运行。对于不完全独立的分段串补，各段串补共用1组旁路隔离开关和2组串联隔离开关，当一段退出运行时，不能对退出段进行上人检修工作。对于完全独立的分段串补，各段均设有的1组旁路隔离开关和2组串联隔离开关，当一段退出运行时，可以对退出段进行上人检修工作，运行方式更加灵活。各子段是否完全独立需要根据串补装置所在的电力系统对串补站的功能需求、运行方式以及设备制造能力综合考虑确定。6. 1. 4 本条是原标准第7.1.3条的保留条文。串补装置接线中的串联隔离开关和旁路隔离开关的功能是隔离旁路串补装置，以实现串补装置在检修和故障时的投运和退出，同时保证线路的连续供电o旁路隔离开关带接地开关可为维护和检修提供方便的接地方式，也容易造成调度人员的误操作，发生线路接地事故。为避免事故发生，调度人员应在检测到线路元电压 48 时，才能将接地开关合上，而且当接地开关合上时，不能给该线路送电。因此，旁路隔离开关是否需装设接地开关应根据运行单位的习惯和要求来确定。6. 1. 5 本条是新增条文06. 1. 6 本条是新增条文。对于单独建设的串补站，当串补站线路侧装有接地开关时，为实现检测线路无压的合闸联锁条件，防止误操作引起线路接地事故，此时串补站应装设单独的电压互感器。若串补站线路侧未装接地开关，由于串补控制保护并不需要采集线路电压，单独建设的串补站可以不单独配置电压互感器o当串补站毗邻变电站建设时，本线路以及相邻线路的继电保护装置均应考虑线路电压互感器的不同安装位置对其带来的影响o当串补站与变电站同期合并建设、线路电压互感器位于串补站线路侧时，在串补反向出口故障时，测量阻抗呈感性，常规距离保护可能会误动作。当串补站毗邻已有变电站建设、线路电压互感器位于串补站的变电站侧时，在串补正向出口故障时，测量阻抗呈容性，常规距离保护又不能动作。无论线路电压互感器位于在串补站的哪一侧，串补电容容性阻抗的存在将使电压、电流的相位发生变化，进而影响继电保护的动作行为。当串补站毗邻变电站建设时，串补线路计量电压应取自串补站的变电站侧电压互感器。这是因为串补装置容性阻抗的存在，导致串补站在变电站侧电压与线路侧电压不相等，若线路计量电压采用线路侧电压互感器，将影响串补线路电能计量的准确性，从而使得变电站的进出功率不平衡。6. 1. 7 本条是新增条文。当串补站与其连接的对侧变电站之间采用电力线载波通信方式时，需在串补装置线路侧安装阻波器o对于串补站毗邻变电站建设，当串补站毗邻变电站同期合并建设时，可只在串 49 补站线路侧安装阻波器;当串补站毗邻已有变电站建设时，可将变电站出线侧的阻波器搬迁到串补站线路侧使用，或者在串补站线路侧新安装阻波器，采用搬迁还是新装，视具体工程情况确定o6.2 主要设备选择6. 2. 1 本条是原标准第7.2.1条的保留条文6.2.2 本条是原标准第7.2.2条的修改条文，补充电容器组的接线类型及其确定因素o6. 2. 3 本条是原标准第7.2. 3条的保留条文。晶闸管阀用于可控串补装置，晶闸管阀与电抗器串联后并联接入主电容器电路中，通过对晶闸管阀回路进行电流的相角控制，使该受控电流注入主电容器回路中，实现系统的容抗可调和串补装置容量的可控o此外，在输电线路故障的情况下，晶闸管阀可被连续触发，