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DL／T 5453-2020 串补站设计技术规程.pdf

实现电力系统输电线路串联补偿的电力设施。站内安装有串 补装置和相关辅助设施及建（构）筑物

串联于输电线路中，具有固定补偿度的串补装置

2.0.5电容器额定容抗

线段的）串联补偿度NB/T 35014-2021 水电工程安全验收评价报告编制规程，用k表示：

=100(Xn/X)%

式中：XN 额定容抗； XL——设有串联电容器的输电线路在额定频率时的正序感 抗的总和。

2.0.7电容器额定输出容量

式中：Q 三相无功功率容量（Mvar）； I额定电流(kA)。

2.0.8电容器额定电压

电容器端电压有效值，为电容器额定容抗与额定电流的乘积， 用U表示：

UN=XnIn pacitor losses

电容器消耗的有功功率。对电容器单元，电容器损耗包括介 质、放电装置、内熔丝（如采用）和内部连接件；对电容器组，电容器 损耗包括电容器单元、外熔丝（如采用）和母线等元件的损耗，

2.0.10晶闸管损耗

thyristor dissipation

在规定工况下由晶闸管元件正向电流和反向电流产生的耗散功 率之和，由晶闸管导通损耗、关断损耗、通态损耗和断态损耗等组成

2.0.12电容器单元

2.0.13过电压保护器

swing currents

扰动期间和扰动之后出现的振荡日

capacitor unit

在电力系统故障或非正常电网运行情况下限制串联电容器上 的暂态电压到允许值的一种快速动作装置，包括保护火花间隙、金 属氧化物限压器（metaloxidevaristor，MOV)等

bypass switch

与串联电容器及其过电压保护器并联的开关装置，用于在一 定时间内或连续地旁通线路电流。

discharge device of capacitor

并联在电容器两端的装置或构成电容器单元，能在电容器从 系统断开后将电容器残压有效减至零。该装置包括限流阻尼设备 和兼作旁路用断路器

采用对地绝缘的支柱绝缘子和斜拉绝缘子作为支撑，用来支撑 串联电容器组及其附件以及与之相联的设备和保护设备的钢平台。

2.0.17串补保护水平

brotectivelevel

在电力系统故障期间，出现在串补过电压保护器两端的工频 电压的最大峰值。

2. 0. 18 区外故障

发生在被补偿线路两侧断路器之外的故障

external fault

internalfault

发生在被补偿线路两侧断路器之间的故障，

主被补偿线路两侧断路器之间的故

电网和汽轮发电机组在低于工频的一个或几个系统固有频率 上相互交换能量的一种现象，这种能量交换可能是弱阻尼或零阻 尼的缓慢衰减振荡，也可能是负阻尼的发散振荡。 2.0.21额定容抗提升因子1 boostfactorofratedcapacitance 可控串补中晶闸管串联电抗电流作用于主电容器回路可使电 容器容抗增加，电容器容抗增加后的数值（Xap）与电容器额定容 抗（X）的比值即为容抗提升因子，可控串补设计额定工作点的容 抗提升因子为额定容抗提升因子

电网和汽轮发电机组在低于工频的一个或几个系统固有频率 上相互交换能量的一种现象，这种能量交换可能是弱阻尼或零阻 尼的缓慢衰减振荡，也可能是负阻尼的发散振荡

2.0.21额定容抗提升因子

可控串补中晶闸管串联电抗电流作用于主电容器回路可使电 容器容抗增加，电容器容抗增加后的数值（Xapp）与电容器额定容 抗（X）的比值即为容抗提升因子，可控串补设计额定工作点的容 抗提升因子为额定容抗提升因子

2.0.23等效年可用率

处于不可用而又不是计划停运的

等效年可用率以%表示，具体见下式：

X 100 8760

(2. 0. 23)

式中：等效停运小时 在统计周期内各次等效停运持续时间之 总和，

3.0.1串补站站址选择应统筹考虑系统要求和工程建设条件等 因素，可选择在线路两端，也可选择在线路中间。 3.0.2建设在线路中间的串补站，站址选择应便于串补站的线路 引接。 3.0.3建设在线路端部的串补站，应毗邻变电站建设。当毗邻变 电站同期合并建设时，应在站址选择时统筹考虑；当毗邻已有变电

业标准《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T5218的规定。

4. 1 系统基本条件

4.1.1 串补装置设计时，系统研究应确定下列主要基本条件： 1 当前及规划电网结构及运行方式： 2 用于机电暂态计算的数据或者构建数据所需资料； 3用于电磁暂态计算的数据或者构建数据所需资料。 4.1.2 串补装置设计时，系统研究应确定下列主要计算条件及运 行要求： 1 串补站所在交流系统的标称电压及变化范围； 2串补站所在交流系统的额定频率及变化范围； 3系统过电压保护要求； 4系统短路电流水平控制要求； 5电力系统安全稳定计算要求； 6相关继电保护情况及故障动作时序。

4.2.1当出现以下情况，应通过技术、经济比较确定是否采用可 控串补或者可控串补与固定串补的组合方案： 1运行方式要求必须实现动态调整潮流，或者潮流调整要求 通过固定串补无法实现； 2系统存在弱阻尼导致的振荡； 3串补接入会引发次同步谐振，必须采取措施予以限制。 4.2.2串补度应根据下列因素确定： 1系统近、远期对输电断面极限提升和电压分布改善的要求； 2系统近、远期对潮流分布调整和控制的要求；

3避免引发不可解决的次同步谐振问题； 4避免引发沿线电压水平过高； 5投资经济性。

4.2.3串补额定电流的选择应充分利用所在线路输送能力，满足 正常、检修及故障方式的运行要求，适应电网远景发展需要；宜协 调好过负荷能力和经济性的要求，既满足各种情况下的过负荷要 求，又能合理利用过负荷能力降低对额定电流的要求。

4.2.4串补宜安装在输电线路的中间（一套）或等距离布置（多

套），当用于改善电压分布时，应靠近负荷侧。串补的安装位置应 同时考虑串补补偿效果、站址条件和建设运行代价

套），当用于改善电压分布时，应靠近负荷侧。串补的安装位

4.2.5当串补站毗邻装有高压并联电抗器出线的变电站建设时，

串补装置可位于高压并联电抗器的变电站侧或者线路侧，安装位 置应经研究后确定。

4.2.6当出现以下情况时，应在综合考虑站址条件和建设投资基

1串补容量过大，导致设备制造难度较大或者造价过高； 运行对潮流控制有要求； 3 电网远景发展需要。 4.2.7 应研究串补接人电网后可能引发的次同步谐振问题，并提 出解决措施。

影响；对于TRV超过现有断路器耐受能力的情况，宜采用区内故 障下线路保护动作联动串补快速旁路的措施，或者采用具有更高 TRV耐受能力的断路器

故障形式和故障时序等系统运行要求、最大摇摆电流的影响、火花 间隙性能和MOV伏安特性曲线等设备条件以及电网远景发展需 要等因素计算确定。

4.2.10应对严重故障后串补所在线路的过载情况进行研究，提出

对串补过负荷能力的要求。无特殊要求时，应符合现行国家标准《电 力系统用串联电容器第1部分：总则》GB/T6115.1的相关要求。

力系统用串联电容器第1部分：总则》GB/T6115.1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》DL/T5529的规定。

5. 1. 1 固定串补宜包括下列基本定值： 1 额定输出容量Qn（Mvar）/三相； 2 额定容抗X~（2）/相： 3 额定电流I~（kA）； 4 线路补偿度k（%）。 5.1.2 可控串补宜包括下列基本定值： 1 额定输出容量Q~（Mvar）/三相； 2 额定容抗XN（2）/相； 3 额定容抗提升因子Xapp/XN（p.u.）； 4 额定电流In（kA); 5 线路补偿度k（%）

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： 额定输出容量Qn（Mvar）/三相； 2 额定容抗X~（2）/相： 3 额定电流I~（kA）； 4 线路补偿度k（%）。 5.1.2 可控串补宜包括下列基本定值： 1 额定输出容量Q~（Mvar)/三相； 2 额定容抗X（2）/相； 3 额定容抗提升因子Xapp/XN（p.u.）； 4 额定电流I(kA); 5 线路补偿度k(%）。 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。 5.2.2可控串补装置可靠性指标宜满足下列要求：

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。 5.2.2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

5.2串补装置的可靠性指标

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。

图6.1.2串补装置的典型接线

图6.1.2串补装置的典型接线

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。

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

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 人波保护。对于分段串补，在分段处是否需要另外装设避雷器，应 根据雷电侵人波计算来确定。

.1：0则强发购 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

6.2.1串补装置主要设备应符合国家现行标准《电力系统用串联

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/T6115.2、《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、综合造价等因素确定。 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

.2.3晶闸管阀应满足下列要求

晶闸管阀应采用组件式，并需要考虑穴余度； 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

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，晶闻管阀应能实现全相角 可控。

6.2.4阀控电抗器应满足下列

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》GB/T1094.6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》GB/T1094.6的规定，其额定电流应不小于电容 器组的额定电流。 6.2.6MOV应满足下列要求： 1MOV外壳应采用瓷套或硅橡胶材料； 2MOV柱间的电流分布不平衡度不应超过10%；

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》GB/T1094.6的规定。

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》GB/T1094.6的规定，其额定电流应不小于电容 器组的额定电流。

6.2.6MOV应满足下列要求：

6.2.6MOV 应满足下列要求

1 MOV外壳应采用瓷套或硅橡胶材料； 2MOV柱间的电流分布不平衡度不应超过10%； 3MOV的电压保护水平应与电容器组的过电压耐受能力 相匹配； 4MOV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； 5MOV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》GB/T34869的规定。

5.2.7保护火花间隙应满足下列

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。

.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间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/T28565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

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

常电流与故障电流和放电电流值的

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。 6.3.2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》GB/T6115.2、《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/T 6115.4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/T50065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。

6.3.3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/T50065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

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》DL/T5352和《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/ T5218的规定；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。 6.4.2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。

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

备外廓间应满足电气安全净距要求。

6.4.6串补平台应设置可活动的检修爬梯，且应有联锁功能

6.5.1220kV～750kV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》DL/T 5352和《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T5218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。

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，还应满足申补平台之间最小空气间隙的要求。

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

6.5.5串补配电装置上层导线挂点高度应满足导线带电时

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。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。

6.6.1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。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，

6.7.1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

6.7.1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。

计标准》GB50217和《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB5021 的规定。

7.1.1串补站宜按无人值班的运行管理模式设计。当串补站 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。 14八肌中补装果 按段分就独立配置

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《200～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》 DL/T 5149的规定。

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

HJ 2545-2016 环境标志产品技术要求 电子白板7.2.2串补站计算机监控系统宜由站控层和间隔层组月

层、分布式的网络结构，宜符合现行行业标准《变电站通信网

7.2.3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团锁功能，

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。

7.2.4串补站远动功能应满足以

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，双机穴余配置；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。 7.2.6串补站单独建设时JJF(浙) 1124-2016 基因扩增仪（聚合酶链反应分析仪）校准规范，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终安全监测装置等