P2019-06-04發(fā)布2019-10-01實(shí)施國(guó)家能源局批準(zhǔn)《光伏發(fā)電工程電氣設(shè)計(jì)規(guī)范》等297項(xiàng)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，其中能源標(biāo)準(zhǔn)(NB)105項(xiàng)、電力標(biāo)準(zhǔn)(DL)國(guó)家能源局2019年6月4日序號(hào)標(biāo)準(zhǔn)編號(hào)標(biāo)準(zhǔn)名稱采標(biāo)號(hào)出版機(jī)構(gòu)批準(zhǔn)日期實(shí)施日期接入系統(tǒng)設(shè)中國(guó)計(jì)劃出版社 6.1接入系統(tǒng)方案擬定 6.2接入系統(tǒng)方案比較 7.1無(wú)功補(bǔ)償配置原則 7.2交流輸變電工程無(wú)功補(bǔ)償方案 7.3換流站無(wú)功補(bǔ)償方案 8.1潮流計(jì)算 8.2穩(wěn)定計(jì)算 8.3短路電流計(jì)算 8.4調(diào)相調(diào)壓計(jì)算 8.5工頻過電壓及潛供電流計(jì)算 8.6其他計(jì)算 9.1交流變電站主要設(shè)備及參數(shù) 9.2直流換流站主要設(shè)備及參數(shù) 10系統(tǒng)繼電保護(hù) 10.1系統(tǒng)保護(hù)配置原則及要求 10.2對(duì)系統(tǒng)保護(hù)用互感器的要求 10.3對(duì)系統(tǒng)保護(hù)用通信通道的要求 11系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制裝置 11.2安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)初步配置方案 11.3對(duì)通信通道的要求 11.4換流站穩(wěn)控裝置與直流極控系統(tǒng)的接口要求 12.1遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng) 12.2電能量計(jì)費(fèi)系統(tǒng) 12.3同步相量測(cè)量裝置 12.4電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)及二次系統(tǒng)安全防護(hù) 13.1技術(shù)要求 13.2光纖通信系統(tǒng) 13.3電力線載波通信系統(tǒng) 13.4通信數(shù)據(jù)網(wǎng) 13.5視頻會(huì)議 13.6生產(chǎn)管理交換機(jī) 13.7調(diào)度交換機(jī) 13.8通信電源 引用標(biāo)準(zhǔn)名錄 3Overviewofpowersystem 4Boundaryconditionofdesign 5Necessityandtimingofprojectconstruction 7.1Purposeofreactivepowercompen 7.2ReactivepowercompensationofACpowertransmissionandtransformationproject 7.3Reactivepowercompensationofconve 8.4Calculationofphaseandvoltageregulation 8.5Calculationofpowerfrequencyovervoltageand 9.1Mainequipmentsand 9.2Mainequipmentsandparametersofconverterstation protectionconfiguration systemrelayprotec 11.2Preliminaryconfiguration Explanationofwordingint Addition:Explanation 1.0.4輸變電工程接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)應(yīng)論證輸變電工程的建設(shè)必要建設(shè)規(guī)模、主設(shè)備技術(shù)參數(shù)要求，并提出系統(tǒng)二次設(shè)備配置要有效短路比(ESCR)為交流系統(tǒng)短路容量減去連接在交流母2.0.4無(wú)功分組bankandsub-bankofreactivepowercom-pensator大組指通過一臺(tái)斷路器接到換流站交流母線上的無(wú)功小組的起振蕩，振蕩頻率低于50Hz,在次同步范圍內(nèi)(SSR),由直流輸電引起的汽輪發(fā)電機(jī)組的次同步振蕩現(xiàn)象稱為形成孤立電網(wǎng)，和其余電力系統(tǒng)在電氣上分離的一種電網(wǎng)運(yùn)行2.0.7超長(zhǎng)站距ultra-longhual符合ITU-TG.652標(biāo)準(zhǔn)，在波長(zhǎng)1550nm處衰減系數(shù)小于3電力系統(tǒng)概況3.0.1應(yīng)介紹本工程所在電力系統(tǒng)覆蓋區(qū)域范圍的電力需求水展規(guī)劃為基礎(chǔ)，必要時(shí)可根據(jù)電力系統(tǒng)發(fā)展最新情況進(jìn)行適當(dāng)4.0.2應(yīng)概述與本工程相關(guān)的電網(wǎng)設(shè)計(jì)水平年和工程投產(chǎn)后5年～10年規(guī)劃期內(nèi)的負(fù)荷預(yù)測(cè)結(jié)果；依據(jù)當(dāng)前經(jīng)濟(jì)發(fā)展形勢(shì)和4.0.3應(yīng)概述與本工程相關(guān)的電網(wǎng)設(shè)計(jì)水平年和工程投產(chǎn)后5.0.2應(yīng)依據(jù)電力負(fù)荷預(yù)測(cè)結(jié)果和電源建設(shè)安排進(jìn)行相關(guān)電力6.1.1輸變電工程接入系統(tǒng)方案研究應(yīng)明確變電站(或換流站)案(包括換流站與變電站合建方案)。應(yīng)結(jié)合直流輸電電壓等級(jí)、7.1.4無(wú)功補(bǔ)償裝置可根據(jù)無(wú)功負(fù)荷和電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的變化分期7.1.8當(dāng)電網(wǎng)局部動(dòng)態(tài)無(wú)功儲(chǔ)備不足或受端系統(tǒng)短路容量不夠7.2.1變電站容性無(wú)功補(bǔ)償?shù)闹饕饔檬茄a(bǔ)償主變壓器的無(wú)功7.2.2變電站感性無(wú)功補(bǔ)償?shù)淖饔弥饕茄a(bǔ)償線路或者電纜的聯(lián)電抗器、靜止無(wú)功補(bǔ)償器(SVC)、靜止同步補(bǔ)償器(STAT-7.2.4高壓并聯(lián)電抗器(包括中性點(diǎn)小電抗)主要用于限制工頻7.2.5330kV及以上變電站投切一個(gè)無(wú)功設(shè)備分組所引起的變壓器中壓側(cè)母線電壓變動(dòng)值不宜超過其額定電壓的2.5%。7.3.3換流站是否需要配置感性無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備及其容量需求應(yīng)7.3.4換流站最小無(wú)功消耗計(jì)算宜選擇直流系統(tǒng)正常最小輸送7.3.5交流系統(tǒng)無(wú)功提供能力應(yīng)以直流系統(tǒng)額定輸送功率作為7.3.6交流系統(tǒng)無(wú)功吸收能力應(yīng)以直流系統(tǒng)最小輸送功率作為7.3.7無(wú)功小組分組容量的選擇應(yīng)綜合考慮無(wú)功小組投切的影7.3.8換流站無(wú)功分組投切引起的交流母線電壓變化應(yīng)采用電選擇直流工程建設(shè)初期交流系統(tǒng)短路容量最小的典型運(yùn)行方式，頭動(dòng)作為原則，不宜大于換流變壓器分接頭步長(zhǎng)的75%,特殊情切一個(gè)無(wú)功小組引起的換流站交流母線暫態(tài)電壓波動(dòng)不宜大于7.3.9換流站所裝設(shè)的容性無(wú)功補(bǔ)償裝置可采用電容器組與交8.1.1潮流計(jì)算的目的是校核推薦接入系統(tǒng)方案下電網(wǎng)潮流的8.1.2潮流計(jì)算應(yīng)根據(jù)工程投運(yùn)對(duì)原有電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的影響程度選8.1.4應(yīng)根據(jù)各種典型運(yùn)行方式下的電壓水平確定換流站交流8.2.1穩(wěn)定計(jì)算的目的是校核推薦接入系統(tǒng)方案是否滿足電力8.2.5暫態(tài)穩(wěn)定計(jì)算應(yīng)以現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)適應(yīng)性；最小短路比是直流工程設(shè)備參數(shù)設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)輸入指標(biāo)2計(jì)算水平年宜按設(shè)備投運(yùn)后5年～15年的系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃3應(yīng)計(jì)算與本工程有關(guān)的各主要樞紐點(diǎn)最大三相和單相短5當(dāng)短路電流水平過大而需要大量更換現(xiàn)有斷路器或無(wú)法8.4.1調(diào)相調(diào)壓計(jì)算的目的是校驗(yàn)系統(tǒng)不同典型運(yùn)行方式下的8.4.2調(diào)相調(diào)壓計(jì)算應(yīng)考慮設(shè)計(jì)水平年各種典型工況下的正常8.4.3宜通過大負(fù)荷下不同季節(jié)或不同發(fā)電工況下的運(yùn)行方式流站)連接的330kV及以上電壓交流線路的工頻過電壓水平，為變電站(換流站)交流出線是否需要安裝高壓并聯(lián)電抗器提供8.5.3工頻過電壓計(jì)算故障型式宜取線路一側(cè)發(fā)生單相接地三8.5.4線路斷路器的變電站側(cè)和線路側(cè)的工頻過電壓標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)符8.5.6潛供電流計(jì)算的目的是驗(yàn)算與變電站(換流站)連接的8.5.8限制潛供電流的措施主要采用在高壓并聯(lián)電抗器中性點(diǎn)8.6.2工程接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)階段應(yīng)對(duì)發(fā)電機(jī)組是否產(chǎn)生同步自勵(lì)程下一階段需對(duì)發(fā)電機(jī)組自勵(lì)磁問題進(jìn)行電磁暫態(tài)仿真專題研8.6.4對(duì)汽輪發(fā)電機(jī)組是否會(huì)發(fā)生次同步振蕩的初步判斷可采后5年～10年的負(fù)荷發(fā)展情況，合理確定本期變壓器容量及組應(yīng)超過事故過負(fù)荷的規(guī)定。凡裝有2組(臺(tái))及以上主變器，其中1組(臺(tái))事故停運(yùn)后，其余變壓器的容量應(yīng)保證該站在全部負(fù)荷70%時(shí)不過載；壓側(cè)額定電壓宜與所處系統(tǒng)運(yùn)行電壓相適應(yīng)，宜選用1倍～1.05倍系統(tǒng)標(biāo)稱電壓，中壓側(cè)額定電壓宜選用1.05倍～1.1倍系統(tǒng)標(biāo)4500kV及以上電壓等級(jí)變壓器宜選用無(wú)勵(lì)磁調(diào)壓型，經(jīng)型。無(wú)勵(lì)磁調(diào)壓變壓器抽頭宜選用±2×2.5%,有載調(diào)壓變壓器6330kV及以上變壓器中性點(diǎn)應(yīng)直接接地或經(jīng)低阻抗7可根據(jù)短路電流限制要求，確定變壓器中性點(diǎn)小電抗電壓及裝設(shè)地點(diǎn)(包括中性點(diǎn)小電抗參數(shù));根據(jù)分層分區(qū)無(wú)功平1系統(tǒng)對(duì)變電站電氣主接線的要求應(yīng)結(jié)合變電站在電力系流降壓70%、80%電壓額定值下的輸送功率宜達(dá)到70%、80%功5換流變壓器分接頭檔距的選擇應(yīng)與換流器觸發(fā)角正常波GB/T14285等有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和電網(wǎng)公司繼電保護(hù)配置規(guī)定及反措要3換流站交流系統(tǒng)保護(hù)的配置及定值設(shè)定應(yīng)與站內(nèi)直流控1變電站或換流站每回交流出線應(yīng)配置兩套能反應(yīng)各種類5對(duì)于T接、π接線路，線路保護(hù)配置應(yīng)與對(duì)側(cè)已有保護(hù)7每回線路的兩套線路保護(hù)應(yīng)采用不同路由的通信通道傳8根據(jù)系統(tǒng)過電壓的要求，在相應(yīng)的500kV及以上線路上3遠(yuǎn)方跳閘及就地故障判別功能可集成在具備光纖通道的1架空線路及電纜與架空混合線路，應(yīng)配置自動(dòng)重合閘裝3短引線保護(hù)或T區(qū)保護(hù)應(yīng)按雙重化配置，宜按串單獨(dú)1母聯(lián)(分段)斷路器宜配置獨(dú)立的保護(hù)裝置，包含充電保1故障錄波裝置應(yīng)根據(jù)變電站或換流站實(shí)際接入的模擬量2對(duì)一個(gè)半斷路器接線形式，宜每?jī)纱O(shè)置一臺(tái)故障錄波5故障錄波裝置宜單獨(dú)組網(wǎng)后接入保護(hù)及故障錄波信息管10.1.11對(duì)距離大于80km或跨越復(fù)雜地形、不便巡檢的線路，10.2.2線路保護(hù)應(yīng)采用電流互感器TPY級(jí)二次繞組，其他保護(hù)可采用P級(jí)二次繞組。誤碼率應(yīng)小于1×10-?;1線路保護(hù)復(fù)用載波機(jī)宜采用相相耦合方式傳送主保護(hù)和11.1.3穩(wěn)定計(jì)算分析應(yīng)以與工程直接相關(guān)的單一嚴(yán)重故障為11.2.1應(yīng)根據(jù)穩(wěn)定計(jì)算結(jié)論以及安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)配置現(xiàn)況，11.3.1安全穩(wěn)定控制裝置站間通信應(yīng)優(yōu)先采用2Mb/s光纖通11.3.2兩套安全穩(wěn)定控制裝置的通信通道及通道接口設(shè)備(含1應(yīng)根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度管理規(guī)定以及變電站或換流站出線電壓輸要求。遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)的功能及技術(shù)要求設(shè)計(jì)應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)3當(dāng)調(diào)度端調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)能夠滿足變電站或換流站接入2變電站或換流站所采集的遠(yuǎn)動(dòng)信息應(yīng)遵循現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)滿足各級(jí)調(diào)度和運(yùn)行維護(hù)的要求。1變電站或換流站至各級(jí)調(diào)控中心應(yīng)設(shè)置2個(gè)相互獨(dú)立的12.2.6變電站或換流站應(yīng)配置1套電能量遠(yuǎn)方終端，電能量遠(yuǎn)方終端采用一發(fā)多收方式與相關(guān)調(diào)度端的電能計(jì)量主站通信。12.2.7電能量遠(yuǎn)方終端與電能計(jì)量主站通信應(yīng)采用調(diào)度數(shù)據(jù)12.2.8當(dāng)電能計(jì)量主站系統(tǒng)能夠滿足變電站或換流站電能量計(jì)量信息接入要求時(shí)，可只考慮相應(yīng)的接口設(shè)備。針對(duì)電能計(jì)量主12.3同步相量測(cè)量裝置12.3.1換流站、500kV及以上變電站和220kV樞紐變電站應(yīng)配置1套同步相量測(cè)量裝置(PMU)。擾。對(duì)時(shí)信號(hào)宜采用IRIG-B碼，宜采用光對(duì)時(shí)。相量測(cè)量裝置主要功能及技術(shù)要求應(yīng)符合現(xiàn)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《電力系統(tǒng)同步相量測(cè)12.3.3換流站相量測(cè)量裝置采集信息量應(yīng)至少包括換流變交流12.3.4變電站相量測(cè)量裝置采集信息量應(yīng)至少包括220kV及以上交流出線的三相電流和電壓、變壓器高壓側(cè)和中壓側(cè)的三相12.3.5變電站或換流站的同步相量測(cè)量裝置應(yīng)能通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)將變電站或換流站的相量信息發(fā)送至相關(guān)調(diào)控中心端的實(shí)時(shí)動(dòng)12.4電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)及二次系統(tǒng)安全防護(hù)12.4.1應(yīng)根據(jù)調(diào)度管理關(guān)系及相關(guān)調(diào)度端調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)規(guī)劃要電站或換流站在所接入的調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)中為匯聚節(jié)點(diǎn)還是接入小于2×2M考慮；站與其他匯聚節(jié)點(diǎn)的互聯(lián)通道帶寬宜采用155M,當(dāng)不具備155M12.4.3應(yīng)根據(jù)國(guó)能安全2015第36號(hào)文《國(guó)家能源局關(guān)于印發(fā)13.1.1變電站或換流站通信設(shè)計(jì)應(yīng)按電壓等級(jí)、調(diào)度運(yùn)行管理關(guān)系、通信網(wǎng)規(guī)劃方案因地制宜配置通信設(shè)備，并留有適當(dāng)出光纜建設(shè)方案。新建站間交、直流線路原則上應(yīng)隨線路架設(shè)OPGW光纜。變電站或換流站應(yīng)至少有兩條光纜接入現(xiàn)有的光2SDH光纖通信傳輸干線電路速率宜為2.5Gb/s～10Gb/s,支線電路速率宜為622Mb/s～2.5Gb/s。OTN電路容量宜為N×采用1+1保護(hù)方式或1+0環(huán)網(wǎng)保護(hù)1變電站或換流站應(yīng)按調(diào)度關(guān)系和業(yè)務(wù)要求配置各級(jí)傳輸13.3.3應(yīng)說明電力線載波通信通道建設(shè)及設(shè)備配置應(yīng)滿足的13.3.4330kV及以下電壓等級(jí)輸電線路宜采用相-地耦合方式。500kV及以上電壓等級(jí)輸電線路應(yīng)采用相-相耦合方式。開標(biāo)準(zhǔn)《單邊帶電力線載波系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)導(dǎo)則》GB/T14430的干/匯聚節(jié)點(diǎn)，鏈路帶寬為N×2M或N×155M接入相關(guān)的MCU。13.5.3變電站或換流站配置的視頻會(huì)議系統(tǒng)宜采用H.323協(xié)13.6.2采用程控交換機(jī)方式時(shí)，根據(jù)需求宜配置1套數(shù)字程控交換機(jī)作為生產(chǎn)管理交換機(jī)，用戶線為48-128線(不包含2M中13.6.3采用IMS方式時(shí)，根據(jù)需求宜配置1套8-96線IAD設(shè)備及1套接入交換機(jī)，通過數(shù)據(jù)通信網(wǎng)就近接入相應(yīng)的IMS核13.7.2采用調(diào)度交換機(jī)方式時(shí)，根據(jù)需求宜配置1套用戶線為48-96線(不包含2M中繼接口數(shù)量)的數(shù)字程控交換機(jī)作為調(diào)度交換機(jī)使用，同時(shí)應(yīng)配置調(diào)度臺(tái)(不少于2席)和數(shù)字錄音系統(tǒng)。另應(yīng)配置相應(yīng)2M中繼接口，通過2M通道接入現(xiàn)有系統(tǒng)調(diào)度交13.7.3采用軟交換方式時(shí)，根據(jù)需求宜配置1套調(diào)度軟交換接電源系統(tǒng)應(yīng)包括1套高頻開關(guān)電源、1組/2組蓄電池、1個(gè)直流分引用標(biāo)準(zhǔn)名錄《交流電氣裝置的過電壓保護(hù)和絕緣配合設(shè)計(jì)規(guī)范》GB/T《繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規(guī)程》GB/T14285《單邊帶電力線載波系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)導(dǎo)則》GB/T14430《1000kV特高壓交流輸變電工程過電壓和絕緣配合》GB/T《電力系統(tǒng)同步相量測(cè)量裝置通用技術(shù)條件》DL/T280《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》DL755《電流互感器和電壓互感器選擇及計(jì)算原則》DL/T866《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定計(jì)算技術(shù)規(guī)范》DL/T1234《電力系統(tǒng)電壓和無(wú)功電力技術(shù)導(dǎo)則》DL/T1773《電力系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》DL/T5003《電能量計(jì)量系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》DL/T5202《220kV～500kV變電所通信設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》DL/T5225《電力系統(tǒng)通信設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》DL/T5391《電力系統(tǒng)同步數(shù)字系列(SDH)光纜通信工程設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》《電力系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》DL/T5429《電力通信超長(zhǎng)站距光傳輸工程設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》DL/T5734中華人民共和國(guó)電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《輸變電工程接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)程》DL/T5564—2019,經(jīng)國(guó)家能源局2019年6月4日以第4號(hào)公告批準(zhǔn)發(fā)布。本標(biāo)準(zhǔn)制定過程中，編制組進(jìn)行了有關(guān)輸變電工程接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)工作的調(diào)查研究，總結(jié)了交直流輸變電工程接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)階了國(guó)外有關(guān)輸變電工程接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)的先進(jìn)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)。為便于廣大設(shè)計(jì)人員在使用本標(biāo)準(zhǔn)時(shí)能正確理解和執(zhí)行條文意的有關(guān)事項(xiàng)進(jìn)行了說明。但是，本條文說明不具備與標(biāo)準(zhǔn)正文 6.1接入系統(tǒng)方案擬定 6.2接入系統(tǒng)方案比較 7.1無(wú)功補(bǔ)償配置原則 7.2交流輸變電工程無(wú)功補(bǔ)償方案 7.3換流站無(wú)功補(bǔ)償方案 8.1潮流計(jì)算 8.2穩(wěn)定計(jì)算 8.3短路電流計(jì)算 8.5工頻過電壓及潛供電流計(jì)算 8.6其他計(jì)算 9.1交流變電站主要設(shè)備及參數(shù) 9.2直流換流站主要設(shè)備及參數(shù) 10系統(tǒng)繼電保護(hù) 10.1系統(tǒng)保護(hù)配置原則及要求 11系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制裝置 11.1穩(wěn)定計(jì)算分析 11.2安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)初步配置方案 12系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化 13.8通信電源 1.0.2直流輸電技術(shù)包括常規(guī)LCC直流輸電技術(shù)(LCC-HVDC)和柔性VSC直流輸電技術(shù)(VSC-HVDC),柔性直流輸電技術(shù)及多5.0.1輸變電工程的建設(shè)首先要與電力發(fā)展規(guī)劃相一致。對(duì)于7無(wú)功補(bǔ)償方案研究7.1無(wú)功補(bǔ)償配置原則7.1.3變電站無(wú)功補(bǔ)償裝置分組容量的選擇應(yīng)符合各電網(wǎng)公司無(wú)功補(bǔ)償配置相關(guān)企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)于設(shè)備標(biāo)準(zhǔn)化的要求，以利于設(shè)備的集中采購(gòu)和運(yùn)行維護(hù)。7.1.5受變電站設(shè)備容量或場(chǎng)地限制，某些站點(diǎn)可能出現(xiàn)無(wú)法裝設(shè)足量無(wú)功補(bǔ)償裝置的問題，近距離少量的無(wú)功流動(dòng)是允許的，此時(shí)可以把無(wú)功電力平衡計(jì)算范圍適當(dāng)擴(kuò)展至周邊站點(diǎn)，通過在周邊站點(diǎn)裝設(shè)補(bǔ)償設(shè)備達(dá)到小區(qū)域范圍內(nèi)的無(wú)功平衡。7.1.8在換流站內(nèi)裝設(shè)動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備，主要起到提高系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性、抑制電壓波動(dòng)的作用，能在一定程度上提高無(wú)功分組容量、減少無(wú)功分組數(shù)量，在交流系統(tǒng)較弱時(shí)，可通過裝設(shè)動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償裝置提高系統(tǒng)運(yùn)行性能，但動(dòng)態(tài)無(wú)功設(shè)備造價(jià)較高，往往不具經(jīng)濟(jì)性，宜通過專題論證確定是否裝設(shè)。7.2交流輸變電工程無(wú)功補(bǔ)償方案7.2.1變電站的并聯(lián)電容器補(bǔ)償總規(guī)模Qc可按下式計(jì)算：式中：△Q,——變電站主變壓器無(wú)功損耗(Mvar);Q?——接入變電站高壓側(cè)輸電線路的無(wú)功缺額(Mvar);△Q——備用以及周邊廠站無(wú)功缺額(Mvar);Qg——接入變電站電廠可提供的無(wú)功容量(Mvar)。7.2.2變電站的感性無(wú)功補(bǔ)償需求量可按下式計(jì)算：qc——單位充電功率(Mvar/km);B——補(bǔ)償系數(shù)，是高、低壓并聯(lián)電抗器總?cè)萘康难a(bǔ)償系數(shù)，一般取0.9～1.0。7.3換流站無(wú)功補(bǔ)償方案7.3.1換流站容性無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備總?cè)萘繎?yīng)滿足下式要求：Qac——交流系統(tǒng)最小可提供的無(wú)功容量(Mvar);k——電壓修正系數(shù)，換流站交流母線正常運(yùn)行電壓水平與無(wú)功設(shè)備額定電壓的比值。流、換相角以及換相電抗等因素有關(guān)，換流器無(wú)功消耗計(jì)算公式X.——每相換相電抗(Ω);Ia——直流運(yùn)行電流(kA);α——整流器觸發(fā)角();E?——換流變壓器閥側(cè)繞組空載電壓，線電壓均方根值(kV);Ua——極直流電壓(kV);Udi——極理想空載電壓，等于E的3√2/π倍(kV)。換流站最大無(wú)功消耗計(jì)算時(shí)應(yīng)計(jì)及設(shè)備制造公差及系統(tǒng)測(cè)量、控制誤差等因素的影響，使最大無(wú)功消耗計(jì)算達(dá)到較大值，計(jì)算逆變站無(wú)功消耗時(shí)以逆變器熄弧角代替整流器觸發(fā)角。7.3.2一般情況下，直流的過負(fù)荷運(yùn)行工況是短時(shí)的，可不作為無(wú)功補(bǔ)償容量的計(jì)算基礎(chǔ)。出現(xiàn)過負(fù)荷運(yùn)行工況時(shí)，多出的無(wú)功需求可由無(wú)功備用設(shè)備或交流系統(tǒng)予以平衡，若工程過負(fù)荷運(yùn)行工況可能持續(xù)時(shí)間較長(zhǎng)或出現(xiàn)頻率較高時(shí)，可作為一種正常運(yùn)行方式予以考慮，此時(shí)可以該過負(fù)荷運(yùn)行工況為基礎(chǔ)進(jìn)行換流站最大無(wú)功消耗計(jì)算。7.3.3直流系統(tǒng)最小功率運(yùn)行方式下，換流站為滿足濾波要求仍需要投入一定量的交流濾波器，投入的交流濾波器總量一般多于換流站的無(wú)功消耗量，考慮交流系統(tǒng)的無(wú)功吸收能力后，需要換流站采取措施自行吸收的無(wú)功功率考慮如下：式中：Qimin——為滿足濾波要求必須投入的最小交流濾波器組合的容量(Mvar);Q,——需換流站吸收的無(wú)功(Mvar);Qdc——換流器無(wú)功消耗(Mvar);Qac——交流系統(tǒng)最小可吸收的無(wú)功容量(Mvar);k———電壓修正系數(shù)，換流站交流母線正常運(yùn)行電壓水平與無(wú)功設(shè)備額定電壓的比值。換流站剩余無(wú)功的吸收可以考慮以下兩種方式：(1)通過增大觸發(fā)角或熄弧角加大換流站無(wú)功消耗來平衡剩余無(wú)功。在換流站剩余無(wú)功總量較小，需要觸發(fā)角或熄弧角增大幅度不大，或者直流小方式出現(xiàn)概率較低的情況下，該方式可優(yōu)先考慮。(2)在換流站內(nèi)配置感性無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備。可以考慮裝設(shè)站內(nèi)可投切高壓電抗器，或者結(jié)合站用電設(shè)計(jì)在站用變低壓側(cè)裝設(shè)低壓電抗器。增大觸發(fā)角或熄弧角增加換流站無(wú)功消耗的方式雖然可以在一定程度上平衡剩余容性無(wú)功，但該方式會(huì)導(dǎo)致?lián)Q流器運(yùn)行工況惡化，對(duì)設(shè)備壽命有極為不利的影響，不宜長(zhǎng)期在這種方式下運(yùn)行；因此，僅在換流站剩余無(wú)功總量較小，觸發(fā)角或熄弧角增大幅度不大，或者直流小方式出現(xiàn)概率較低時(shí)可考慮該方案。7.3.4在直流系統(tǒng)最小功率運(yùn)行方式下，換流站為滿足濾波要求仍需要投入一定量的交流濾波器，投入的交流濾波器總量一般多于換流站的無(wú)功消耗量，不考慮補(bǔ)償措施時(shí)，直流小功率運(yùn)行方式下往往會(huì)出現(xiàn)無(wú)功過剩。無(wú)功過剩的最大值一般出現(xiàn)在直流最小功率方式，但有時(shí)也可能出現(xiàn)在其他低直流功率運(yùn)行方式，因此必要時(shí)應(yīng)對(duì)10%～30%小負(fù)荷運(yùn)行方式進(jìn)行無(wú)功平衡核算。7.3.8交流母線暫態(tài)電壓變化率與投切的無(wú)功分組容量在同樣的系統(tǒng)條件下成正比關(guān)系，系統(tǒng)短路容量越大則允許的分組投切容量越大?？刹捎孟率綄?duì)考慮投切電壓變化率的最大無(wú)功分組容量進(jìn)行初步推算：式中：△U——交流母線的暫態(tài)電壓變化率；△Q——換流站投切的無(wú)功分組容量(Mvar);ZQ——當(dāng)前換流站已經(jīng)投入的無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備總?cè)萘?Mvar);Sd——交流母線的短路容量(Mvar)。8.1.2潮流計(jì)算時(shí)各種典型工況，應(yīng)包括計(jì)劃?rùn)z修工況和按照負(fù)荷曲線以及季節(jié)變化出現(xiàn)的水電大發(fā)、火電大發(fā)、風(fēng)電最大同時(shí)出力、最小開機(jī)和抽水蓄能運(yùn)行工況等可能出現(xiàn)的運(yùn)行工況。8.2.1對(duì)于交直流并列運(yùn)行的同步電網(wǎng)，直流故障退出運(yùn)行對(duì)交流系統(tǒng)可能造成較大影響，特別是強(qiáng)直弱交的輸電系統(tǒng)，易出現(xiàn)由于直流故障退出，大量潮流轉(zhuǎn)移到交流線路而引起交流線路過載、失穩(wěn)等現(xiàn)象。8.3短路電流計(jì)算8.3.3短路比是反映交流系統(tǒng)相應(yīng)于所建直流輸電系統(tǒng)強(qiáng)弱的指標(biāo)值，短路比(SCR)和有效短路比(ESCR)的計(jì)算公式如下：式中：Sac——換流站交流母線短路容量(MV·A);Pdn——換流站額定容量(MW);Qc——交流濾波器、電容器總量(Mvar)。根據(jù)短路比的大小可初步判斷交流系統(tǒng)的強(qiáng)弱，短路比高，屬?gòu)?qiáng)交流系統(tǒng)，直流系統(tǒng)狀態(tài)改變對(duì)交流系統(tǒng)的影響較??；短路比低，屬弱交流系統(tǒng)，直流系統(tǒng)狀態(tài)改變對(duì)交流系統(tǒng)的影響較大，工工頻過電壓不宜超過1.3p.u.;線路斷路器的線路側(cè)的工頻過電壓不宜超過1.4p.u.,且其持續(xù)時(shí)間不應(yīng)大于0.5s。游離時(shí)間可取0.1s～0.15s,并考慮一定裕度。無(wú)電流間隙時(shí)間8.6.1當(dāng)具有串聯(lián)電容補(bǔ)償?shù)妮旊娋€路補(bǔ)償度過高，或者由于換流站內(nèi)容性無(wú)功補(bǔ)償?shù)拇嬖?，某些情況下可能會(huì)出現(xiàn)類似發(fā)電機(jī)單獨(dú)帶空載長(zhǎng)線運(yùn)行的工況，可能產(chǎn)生發(fā)電機(jī)自勵(lì)磁現(xiàn)象。8.6.2初步判斷發(fā)電機(jī)組不產(chǎn)生同步自勵(lì)磁的條件為：式中：Xa——發(fā)電機(jī)同步電抗；X,——變壓器漏抗；X.——包括空載線路、交流濾波器及電容器組、高壓電抗器在內(nèi)的線路端口等值容抗。8.6.3在直流整流站附近的汽輪發(fā)電機(jī)組，由于其軸系結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，很容易引起次同步振蕩，需要進(jìn)行機(jī)組次同步振蕩問題的相關(guān)研究。一般整流站近區(qū)的水輪發(fā)電機(jī)組及逆變站附近的機(jī)組不存在次同步振蕩問題。8.6.4機(jī)組影響系數(shù)(UIF;)的計(jì)算公式如下：式中：UIF;——第i臺(tái)機(jī)組的機(jī)組影響系數(shù)；MVAhdc——直流系統(tǒng)的額定容量(MW);MVA;——第i臺(tái)機(jī)組的額定容量(MV·A);SCtot——包括第i臺(tái)機(jī)組的換流母線的短路容量(MV·A)。2連續(xù)過負(fù)荷能力為投入備用冷卻設(shè)備或環(huán)境溫度下降時(shí)換流站主要設(shè)備的運(yùn)行條件變差；降壓運(yùn)行幅度根據(jù)設(shè)備運(yùn)行需要及系統(tǒng)承受能力確定。4直流輸電的功率反送方式對(duì)直流運(yùn)行接線方式無(wú)特殊要求，只是通過控制器改變換流器運(yùn)行電壓方向，但受無(wú)功補(bǔ)償設(shè)備配置等因素的限制，難以達(dá)到100%功率返送運(yùn)行，一般都具有90%的功率返送能力。對(duì)于不需要功率反送的直流輸電工程，或者對(duì)反向輸送能力無(wú)明確要求的工程，對(duì)功率反送設(shè)計(jì)可不提特殊要求；若對(duì)功率返送要求高于固有能力時(shí)，需提出要求。5直流輸電系統(tǒng)的附加控制功能的要求對(duì)控制保護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)有影響，應(yīng)明確提出，若判斷不準(zhǔn)今后是否需要，可以先預(yù)留數(shù)據(jù)接口。9.2.2本條是關(guān)于換流站電氣主接線的規(guī)定：2現(xiàn)代高壓大容量直流輸電工程均采用12脈動(dòng)換流器作為基本換流單元，可供選擇的換流閥組接線有：每極1個(gè)12脈動(dòng)閥組接線、每極2個(gè)串聯(lián)12脈動(dòng)閥組接線、每極2個(gè)并聯(lián)12脈動(dòng)閥組接線。3對(duì)于雙極直流輸電工程，直流場(chǎng)接線宜能適應(yīng)雙極運(yùn)行方式、單極大地回路方式、單極金屬回路方式等多種運(yùn)行方式之間的轉(zhuǎn)換；對(duì)于每極兩個(gè)12脈動(dòng)閥組串聯(lián)的直流系統(tǒng)，還宜具備任一種二分之一極和四分之三極獨(dú)立運(yùn)行及組合運(yùn)行的能力。9.2.3本條是關(guān)于換流變壓器主要技術(shù)參數(shù)的規(guī)定：3考慮到換流變壓器的制造成本因素，換流變短路阻抗百分?jǐn)?shù)宜不低于12%,不高于22%。4換流變壓器閥側(cè)電壓的計(jì)算方法如下：式中：UdioN——1個(gè)6脈動(dòng)換流器的理想空載直流電壓(kV);UdioNR——整流側(cè)6脈動(dòng)換流器的理想空載直流電壓(kV);逆變側(cè)6脈動(dòng)換流器的理想空載直流電壓(kV);n——每極6脈動(dòng)換流器數(shù)；UaNR——整流側(cè)額定直流電壓(kV);Ur———換流閥正向?qū)▔航?kV);an——整流側(cè)額定觸發(fā)角(