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DLT1219-2013 串联电容器补偿装置设计导则

a）海拔（m）： b）年均降雨量（mm)； c）最人月降雨量（mm）： d）年平均环境温度（℃）； e）1 最高环境温度（℃)； f) 最低环境温度（℃）； g） 最高气压（kPa) h) 最低气压（kPa）： i） 年平均相对湿度（%)； 最大相对湿度（%)； k) 覆冰厚度（mm）；

1) 最大地面积雪厚度（mm）； m）最大结霜厚度（mm）； 冻土层厚度（m）； 年平均风速（m/s）： p) 年最大风速（m/s）； q) 年平均雷电数（口/年)； r) 污移等级及盐密（级、mg/cm²）： s) 日照强度（W/cm²）： t) 地电阻率（2·m）： u) 地震烈度（度）。

a）系统的电网结构和运行方式： b) FSC/TCSC接入电网的等值； 系统负荷模型： d) 装置所在线路的标称电压及变化范围： e 系统频率及变化范围： f) 电网谐波阻抗： g） FSC/TCSC接入电网的过电压保护水平； n 短路电流水平； 通过补装置的最大摇摆电流及摇摆曲线： D 相关保护定值以及故障切除时序

现有相关装置及设备（应包括接地、防雷等 站用电条件； 噪声水平要求

应针对电力系统的具体情况，通过对不同方案的技术经济指标的比较GB/T 34025-2017 施工升降机用齿轮渐进式防坠安全器，确定串补装置的串补度（容 亢）、额定电流、分组方案、分段方案、过电压保护措施、主接线方式以及主设备规范等

串补装置系统分析应包含下列部分或全部内容： a）串补装置对潜供电流的影响： b）补偿线路工频电压沿线分布： c 申补装置对线路两侧断路器瞬态恢复电压的影响； d 串补装置与高压并联电抗器的配置适应性： e) 串补装置基本设计和过电压保护控制： f) SSR风险与抑制策略： g) 可控串补控制策略： h) 其他相关电磁暂态问题： i) 串补装置可靠性、可用性和可维护性（RAM特性）

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8.1.3串补装置对潜供电流的影响

应建立线路、高压并联电抗器、补装置、潜供电弧、线路继电保护装置、补装置保户等电磁暂 态模型。 应分析装设串补装置线路沿线不同位置发生单相接地时潜供电弧熄灭的电磁暂态过程。 可采取线路断路器与串补装置旁路联动等措施抑制潜供电流，

8.1.4补偿线路工频电压沿线分布

应考虑线路的正序参数、零序参数、导线型号、导线分裂型式、塔杆尺寸、地线型号、妾地方式、 导线换位方式等因系的影响，建导线的精确模型。 应考患线路两侧高压并联电抗器及其中性点配置方式，详细分析在不同的系统母线电压 线路潮流 以及串补装置在不同运行工况下输电线路沿线的电压分布情况。 当被补偿线路为同塔双回或多回线路时，应考虑双回线或多回线之间的耦合作用对线路二频电压沿 线分布的影响

8.1.5串补装置对线路两侧断路器瞬态恢复

立建立导线的频率相关模型、线路及母线变电站避雷器的模型。 应计及线路两侧的高压并联电抗器及其中性点配置方案的影响。 本项分析的主要内容是在不同的系统运行方式以及可控串补在不同T况下系统发生故时线路断 路器瞬态恢复电压的特性，应考虑下列因素： a 故障前系统潮流和接线方式： b） 故障的形式，包括单相接地、两相接地、两相短路、三相短路： 故障的位置，包括线路沿线及串补装置所在变电站两侧： d 线路沿线、变电站与串补装置所在变电站的接地电阻： e） 串补装置所在变电站的保护控制策略： MOA配置参数： 。）故魔时刻随机性的影响

8.1.6串补装置与高压并联电抗器的配置适应性

串补装置与高压并联电抗器典型配置方案及其特点如下： 串补装置安装于高压并联电抗器的线路侧。该方案具有改善沿线和母线电压分布等·尤点。为了 限制潜供电流的低频暂态分量，应考虑采用保护联动策略，即线路的继电保护装置：之出线路断 路器跳闸信号的同时，命令串补装置旁路开关按相合闸。 b）串补装置安装高压并联电抗器的母线侧。该方案具有限制潜供电流的低频暂态分，便于潜 供电流熄弧的优点，但不利于充分发挥串补装置改善沿线和母线电压分布的功能。 对于串补装置与高压并联电抗器的配置方案选择，必要时需经线路沿线电压分布、工频：上电压、潜 共电流、工频谐振过电压、断路器瞬态恢复电压、同塔双回线路线间感应电压和感应电流等题计算分 析后确定，确保串补装置与高压并联电抗器的配置 可满足各种方武的运行要求

8.1.7串补装置基本设计和过电压保护控制

不同类型的阻尼电路对放电电流的阻尼效果，确定主接线方案与关键参数。 计算各种故障条件下串补装置主设备的工作条件，应提出绝缘配合方案、过电压保护控制策略与主 设备的设备规范，形成串补装置的基本设计方案。 对了可控串补，在上述设计内容的基础上，还宜包括： a 选择阀控电抗器的参数，确保在此参数下可控串补具有良好的控制稳定性和响应能力，且能避 开二倍频、三倍频等谐振。 b 可控串补的运行特性曲线应保证可控串补的输出阻抗满足工程要求。 C） 在过电压保护控制措施中，晶闸管应主动干预过电压保护过程。在此前提下确定可控串补的过 电压保护控制方法及其保护定值。 d 当区外故障允许用晶闸管阀旁路串联电容器时，则在短路故障切除后，可控串补应立即切换至 容性提升模式

8.1.8SSR风险与抑制策略

在电力系统中装设串补装置时，应对电力系统中汽轮发电机组发生SSR的风险进行分析。出现SSR 的可能性及其严重程度主要与下列因素有关： a）线路的申补度、系统电气谐振频率； b）发电机组轴系的机械自振频率及其稳定性： c）发电机及系统的电气阻尼特性和发电机组轴系的阻尼能力。 串补系统SSR问题的主要分析方法有频率扫描、时域仿真和特征值分析等。在建立电气系统、机械 系统以及控制系统模型的基础L，分析由于故障或操作引起的机组轴系扭振的大小及收敛情况，判断 SSR发生的风险和严重程度

8.1.8.2SSR抑制策略

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8.1.9可控串补控制策略

8.1.9.1控制目标

TCSC的控制器应能实现TCSC提高线路传输能力、优化系统潮流分布、提高电力系统智态稳定 性、阻尼系统低频功率振荡、抑制SSR等控制目标。 TCSC暂态稳定控制器设计应解决下列问题： a）控制信号的选择，包括就地信号或远方信号； b）故障切除后，电容的投入量、投入时间的最佳控制规律，开环控制或闭环控制的选圣： c）暂态稳定控制与TCSC工作能力及工作范围曲线的配合： d）TCSC暂态稳定控制与其他暂态稳定控制（如切机、励磁控制等）的配合。

819.2阳尼功率振荡

阻尼功率振荡属于闭环阻抗控制，根据输电系统条件实时调节可控串补等效电折 统低频振荡的目的。当引入晶闸管阀旁路模式，用于阻尼功率低频振荡的可控串补等效电抗它围增加， 阻尼功率低频振荡性能将会有显著提高。 当可控串补用于阻尼功率低频振荡时，应满足下面三个基本要求： a）POD控制器应适应功率方向有变更的功率振荡，且不应受潮流平均值方向的影响； b） POD控制器应适应系统发生人扰动工况，即POD控制器的输入和输出之间的相位：“不应随功 率振荡的幅度而变化 C） 在阻尼功率振荡时，可控串补控制系统可具有从容性提升模式到旁路模式和从旁路1式到容性 提升模式的模式转换功能

两回线路上各安装一套可控串补，当系统发生扰动时，这两套可控串补控制会有相互影！叫。为了减 少多回线路上可控串补控制不利的相互影响，宜采用以下对策： a）POD控制器采用相同的输入信号，即并行线路的潮流之和： b）POD控制器应具有相似的动态特性； c）当阻抗控制限幅后，控制器应具有相似的动态特性和响应；

8.1.9.4分层控制原则

为实现可控串补控制器的不同控制目标，在控制器的设计中可采用分层控制结构。每层制 输入量、响应时间和控制日的，不同的控制层之间既有主从性，又有一定的独立性，相1.配合 定的控制日标。

8.1.9.5 上层控制

上层控制即电力系统控制，取系统变量作为控制输入量，根据系统运行要求发出潮流控制、 制、阻尼低频功率振荡等系统控制命令，.上层控制的响应时间为30ms～600ms。上层控iJ策册 确定电力系统典型运行方式，并分别对正常方式、故障方式、事故后方式等状态提出电系经 补的不同动作要求。

8.1.9.6中层控制

中层控制即阻抗控制，其主要功能是根据系统控制的要求给出阻抗控制命令。市层控制的响应时间 为30ms~100ms。 中层控制可结合暂态稳定控制与阻尼控制的功能。在电力系统暂态过程中，可控串补暂：稳定控制 环节宜先动作，通常在短路故障被切除后将可控串补的等值容抗调到充许最大值，提供强行外偿功能。 补偿持续：定时间后，暂态稳定控制环节退出，转移到阻尼低频振荡控制环节。暂态稳定控：策略的确 定应通过暂态稳定计算，选择强补投入时刻、最大提升系数及其持续时间等参数。 阻尼低频振荡控制环节采用系统状态量作为输入信号，通过调节可控串补的触发角实现等值容抗 的平滑调节。根据输入量的不同，可控串补线性控制部分可有功率控制、电压控制、功率电1、混合控制

等三种实现方式。应对不同控制方法对应的系统振荡频率及阻尼比进行比较，选择效果最优 串补的中层控制策略。

8.1.9.7底层控制

底层控制取电容电流、电容电压、线路电流等可控中补模块自身变量作为控制输入，实现对晶闸管 的触发控制，响应时间在10ms以内。底层控制还应实现可控串补的模式转换功能。在可控串补底层提 制中采用适当的控制策略可有效抑制SSR

.1.10其他相关电磁警

根据被补偿系统的特点与工程的要求，在系统分析中还应涉及下述部分或全部相关电磁暂态问题： a）串补装置接入对线路继电保护的影响： b）串补装置接入对线路不平衡度的影响： C）可控串补接入对系统谐波的影幽

8.1.11串补装置可靠性、可用性和可维护性

B8. 1.11.1一般规定

可包括下列内容： a）串补装置的可靠性设计： b）串补装置的可靠性水平预测； c）串补装置检修方案、维护规程的制定： d）串补装置的可靠性指标统计

a）串补装置的可靠性设计： b）串补装置的可靠性水平预测； c）串补装置检修方案、维护规程的制定 d）串补装置的可靠性指标统计。

8.1.11.2分析方法

串补装置的RAM特性分析方法主要 称方块图法）、状态空间法、蒙特卡罗法、故障树 分析法、灵敏度分析法，故障模式及后果分析，故障模式、后果和危害性分析等，应根据串补装置RAM 特性研究的具体内容和自的来选择适当的分析方法

8. 1.11.3可靠性要求

衡量串补装置可靠性水平的指标主要有强迫停运发生率、强迫停运率以及可用率等。在通常情况下， 串补装置的主要可靠性指标应满足： a）年强迫停运发生率不超过1次： b）强迫停运率低于1%； c）叫用率不低99%

在串补装置设计的运行范围内，对审补装置在不同运行方式下的总损耗分别计算并取平均值作为最 终计算结果。在损耗评估中，母线、电缆等的损耗没有包括在内，并忽略了与谐波电流相关的损耗。可 根据下列公式计算串补装置总损耗的估计值或保证值。 a）可控串补的晶闸管阀损耗P、见附录D。 h）出抗器损耗P可用式（2）让算

代中： LO.—电容器容量

P.=O. tan d

PFsc=Pc 对可控串补，用式（5）来计算其总损耗：

PTcsc=Pv+PL+Pl

串补装置的限流阻尼电抗器、可控串补的阀控电抗器和晶闸管阀等设备的可听噪声排放 设备标准的规定。串补装置的场界处可听噪声水平应控制在叠间55dB、夜间45dB范围之内 置附近有噪声敏感区域，应根据GB3096确定声环境功能区类型，执行GB12348规定的噪户

8.4故障顺序性能要习

发生单相永久故障时典型的可控串补故障顺序

发生单相永久故障时典型的可控串补故障顺序性

生多相故障时典型的可控串补故障顺序性能要

发生单相永久故障时典型的固定串补故障顺序

区外发生多相故障时典型的固定串补故障顺序

发生单相永久故障时典型的固定串补故障顺序

表8区内发生多相故障时典型的固定串补故障顺序性能要求

9主设备及子系统基本要求

串补装置宜采用内熔丝或无熔丝结构的电容器。无熔丝电容器组可采用分支型接线方式，内熔丝电 容器组可采用H型接线方式。电容器内部应配有放电电阻，保证在10min内将电容器的电压自额定电压 峰值降低到75V或者更低， 对于内熔丝电容器，最大允许并联台数由单台电容器的耐爆容量决定。多台电容器并联时，对故障 电容器的放电能量不应大于电容器的耐爆容量。 串补装置宜采用双套管出容器。

9.1.2额定电压与绝缘介质强度

尽管额定电压和端子间绝缘介质强度不存在必然的确定关系，但是对端子间绝缘介质强度的要 顶定电压和极限电压提出

可将电容器单元在相间作适当分配以减小线路兰相容抗的不平衡度。在参考温度下，电容与额定电 容的偏差不应超过下列限值。 a）对电容器单元：±3.0%： b）对电容器组：±3.0%; 电容器组中任何两个相间的电容偏差不应大于1.0%。

9.1.4.1例行试验

9.1.4.2型式试验

a）热稳定试验（按照GB/T6115.1一2008中5.9进行）； b）端十箱间交流电压试验（按照GBT6115.1一2008中5.10进行）： c）端子与箱壳间雷电冲市电压试验（按照GB/T6115.1一2008中5.11进行）； d）冷工作状态试验（按照GB/T6115.1一2008中5.12进行）； e）放电电流试验（按照GB/T6115.1一2008中5.13进行）； f）内熔丝的隔离试验（按照GB/T6115.3—2002中3.2.3进行）； g）打开外壳后的内熔丝电正试验（按照GB/6115.3一2002中3.2.4进行）。 应进行型式试验以验证电容器满足合同中规定的性能和本标准规定的运行要求 没有必要在同·台电容器中进行所有的型式试验。 可不按上述试验顺序进行型式试验 除非易有规定，型式试验所采用的电容器样品应 先通过所有的例行试验

9.1.4.3选项试验

耐久性试验（按照GB/T6115.1—2008中5.14进行）。 只有在协商·致后才进行耐久性试验

9.2.1基本技术要求

品闸管阀结构的设计方案应便于对晶闸管阀的近距离巡视、【I常维扩、故障处理与.件更换； 阀元件应根据系统故障和操作引起的最大过电压和过电流进行设计： 考虑到晶闸管电压分布的不均匀性，应确保中联晶闸管级的最小穴余数为1； d 应通过设计使晶闸管阀具备防止误通或谢受误导通冲击的能力： 应为晶管阀提供正常触发和强制触发两个独立的触发系统： f）晶闸管的基本技术要求应参照GB/T15291的相关条款。

a）晶闸管阀两端应采用氧化锌避雷器或其他保扩装置实现过电压保扩； b）应为单只晶闸管设置强制触发系统（如BOD保扩），在过电压保护失效或晶闸管阀1仪部分晶 闸管导通或关断的情况下起后备保扩作用： 应设置动态均压叫路与静态均压叫路： d）可在晶闸管阀支路.上出现电流变化率越限时产生保扩性触发

9.2.3通流能力设计

应综合考虑容性提升模式和旁路模式下对晶闸管阀通流能力的要求。在设计中，应保证工和 同负荷水半与故障类型下，晶闸管阀的结温处于允许的范围之内

9.2.3.2区内故障对通流能力的要求

应确保品间管阀能承受规定故障类型下的线路电流。特别地，如果在发生线路故障的过程中导通， 则晶闸管阀应能承受线路故障电流和电容器放电电流的联合考验。在品闸管阀与旁路开关分别接有电抗 器的情况下，应保证对电容器放电电流有足够的阻尼。晶闸管阀的设备规范取决于具体设计方案： a）线路故障时用晶闸管阀旁路电容器。设计时应确保品闸管阀在故障发生后可靠地进入并维持在 旁通模式（即故障期间晶闸管阀持续导通），并能在旁路开关合闸前承受故障电流的冲击。处 于导通状态时的晶闸管阀能承受的最大涌流是由其能承受的最高结温所决定的，应确保系统故 障发生在最严重过载的情况下晶闸管的结温仍然不超过允许值。 b 线路故障时用并联旁路间隙旁路故障电流。应确保晶闸管阀能承受持续半个工频周期的故障电 流。为了触发旁路间隙，晶闸管阀应能承受相应电压电流作用，以使得电容电压上升至可靠触 发旁路间隙的水平。通过品闸管阀的涌流应限定在特定水平之下，以确保可在晶闸管两端施加 向阻断电压

9.2.3.3区外故障对通流能力的要求

区外故障会导致线路电流超出可控串补正常运行范围，可在故障期间通过晶闸管阀旁路串联电 当线路电流下降到可控串补正常运行范围后应尽快将其重投。有特殊要求时，可控串补可在过 （短时过载或暂态过载）下重投。在晶闸管阀的设计中，应确保晶闸管阀能承受故障持续期间 充，H在电力系统故障切除后晶闸管结温不超过允许值以实现可控串补的快速重投。

9.2.4耐压能力设计

9.2.4耐压能力设计

9.2.4.1一般原则

可控审补典型的运行曲线如图2所示，出图2可得到晶闸管阀在可控串补处于额定（连续）运行、 短时过载以及暂态过载状态时所承受的电流、电压水平。晶闸管阀在闭锁状态下承受的电压是品闸管阀 耐压能力设计重要的参考依据，由丁金属氧化物限压器的保护作用，品闸管阀在闭锁状态下两端电压 不超过保护水平UpL。UpL.通带为电容器在连续运行状态下电压峰值的2.0～2.5倍，在对电容器短时过 载或暂态过载能力的要求较高时，Ul会相应提高

POD（左）和SSR（右）时的TCSC运行范

晶闻闸管阀在关断时所承受的电压过冲也是设计晶闸管阀耐压水平的重要考患因素。可控补运行在 容性提升模式下晶闸管阀的典型电压波形图如图3所示，晶闸管阀所承受的电压过冲主要取决于其关断 时刻的电流变化率和阀控电抗器的电感值 如图2所示，可控串补处于连续运行、短时过载和暂态过载区域时，分别对应串联电容器不同的耐 压水平。对于给定的串联电容器耐压水平，晶闸管的关断电压最大值出现在提升系数最大的运行点上。 在晶闸管阀设计中，应确定品闸管阀的最大关断电压，其值应大于可控串补在其运行范围内任意运行点 的稳态关断电压。在控制器的设计中，应避免产生导致关断中压超过最大关断电压的控制命令。

补运行在容性提升模式下的晶闸管阀电压波形

按上述原则确定品闸替阀关断电压的最大值是晶闸管阀耐压能力设计的基础。选择品闸的级数写 电压额定值时，应考患下列素： a）计及关断电压过冲在内的品闸管阀承受的最高电压水平： b）串联品闸管级间的均压： c）品阅管级元余配置。

9.2.4.3故障时晶闸管阀电压

由于间隙导通时需要较大的闪络电压， 名华品 管阀通过涌流之后的电压耐受能力。 当保护系统贝采用连续旁路方案时，可不考虑上述特殊要求

9.2.5.1一般规定

按规定，绝缘试验应采用组装完整的阀，集些运行试验既可采用组装完整的阀，也可采！规定的适 尚数量晶闸管级组成的阀组件，以验证阀设计满足规定的要求。 除非另有规定，所有型式试验应采用相同阀或阀组件。 在进行型式试验之前，应保证阅、阀组件及其组成部分通过例行试验，以确保制造的正准性。规定 的型式试验可以按任意顺序进行。

9.2.5.2例行试验

9.2.5.3型式试验

a）阀对地的工频耐压试验：

SH/T 3503-2017非正式版 石油化工建设工程项目交工技术文件规定 非正式版DL /T 1219 2013

b）阀对地的雷电冲试验： c) 阀端间操作冲击试验： d） 阀端间工频耐压试验； 容性提升模式下最大短时过载运行试验： f) 容性提升模式下最大暂态过载运行试验： g） 容性提升模式下最小交流电压试验： h）旁路试验； i）故障电流试验

b）阅对地的雷电冲许试验： C 阀端间操作冲击试验： d) 阀端间工频耐压试验； 容性提升模式下最大短时过载运行试验； f） 容性提升模式下最大暂态过载运行试验； g）容性提升模式下最小交流电压试验： h）旁路试验； ）故障电流试验

9.3晶闸管阀的冷却系统

冷却系统分为水冷即系统和个气冷即系统，本标准仪对水冷即系统提出基本设计要求。 冷即系统应包括所有必要的连接管件、管道网络、循环泵、补充池、热交换机、过滤器、仪表、自 控制设备、告繁设备、电源控制系统和其他必要的设备。 晶闸管阀冷却系统设计中的基本要求如下（可参考DL/1010.5的相关条款）： a）为保证晶闻管阀与地电位间的绝缘以及冷即水的高电阻率，应在密闭系统中使用去离子水和去 离子间路。 b） 可采取水一风或水一水的热交换方式。 C 应采用两台循环泵余配置，台运行，台处于热备用状态。当运行泵发生故障时，备用泵 应自动投运而无需关闭冷却系统，同时显示报信息。 再台循环泵应均能独立提供所需的最大水流量GB/T 3903.34-2019 鞋类 勾心试验方法 纵向刚度， e 在采用水一风热交换方式时，每个水一风热交换器应至少配有台备用风机。 f） 冷却系统应设有表计和指小器显小水冷系统主要部件的状态。 冷却系统应具备监测自身运行状态的功能，并在必要的情况下启动保护动作及报警整信号 h）冷即系统应具备信号1传与远程控制功能 1） 如果水冷系统所在环境温度较低，应添加乙醇以防山冷即水凝固。 j） 更换过滤器和去离了材料所需时间应该尽能短，Ⅱ不应导致冷却系统停运

9.4.1基本设计要求

a）阀控电抗器的设计、制造和试验应符合GB/T1094.6一2011中第9章的要求： b） 阀控电抗器的额定电流应计及下频分量与谐波分量： C 系统故障时，阀控电抗器应能承受故障电流和电容器放电电流的电动力及热作用，并有足够的 热稳定及动稳定耐受能力： d） 阀控电抗器端了间的额定绝缘水平应根据可控串补保扩水平确定，并满足GB311.1的规定； 阀择电抗器宜采用单相干式空心电抗器： f） 阀择电抗器的品质内数O值不直小80： 在确定电抗器的容量时应综合考TCSC的运行特性曲线、谐波电流和过载能力等因素； h) 在设计中应采取措施减小感抗偏差，每相总电抗值偏差应小于3%，一相之间偏差应小于2% 1 应结合电抗器的容量与型式对其损耗进行评估： j 装设在严寒、高海拔等地区和污移、易燃、易爆等环境中的电抗器，应满足相应的特殊要求； k） 对噪声水平如有特殊要求，应明确段大充许噪水平： 1 在进行设备布置时，应考患阀控电抗器中通过电流时的热效应以及通过短路电流时的电动力效 应可能会对附近金属构件的影响，并采取应对措施。