DL／T 5564-2019 标准规范下载简介

DL／T 5564-2019 输变电工程接入系统设计规程

12.4电力调度数据网及二次系统安全防护 （65） 系统通信 （66） 13.2光纤通信系统 （66) 13.8通信电源 （66）

13.2 光纤通信系统 (66) 13.8 通信电源 （66）

程建设必要性及投产时机

5.0.1输变电工程的建设首先要与电力发展规划相一致。对于 满足电源外送需要的输变电工程，其建设时机须与电源的建设工 期相配合，可配合电源投产进度分期建设，在外送电站建成投产 前，如果电网内有富余电力可以组织外送，也可考虑提前建成投 产；对于满足电力负荷发展、提高电网输电及供电能力需要的交流 输变电工程，应根据逐年分层分区电力平衡情况确定合适的投产 时机；对于满足电网结构优化、控制短路电流水平需要的交流输变 电工程，应结合提高系统安全稳定需求、电磁环网解环规划等确定 合适的投产时机；对于联网型输变电工程，应结合两侧电网电力平 衡结果、电网电力互济需要确定合适的投产时机。 5.0.2对于以输电为主的交直流输变电工程，应计算全网或地区 电力平衡T／CBDA 24-2018 轨道交通车站装饰装修工程BIM实施标准，以确定输变电工程是否满足送端地区电力送出及受端 地区电力消纳的需要；对以供电为主的变电站工程，应计算分层电 力平衡，以确定合理的变电容量，

5.0.2对于以输电为主的交直流输变电工程，应计算全网或地 电力平衡，以确定输变电工程是否满足送端地区电力送出及受 地区电力消纳的需要；对以供电为主的变电站工程，应计算分层 力平衡，以确定合理的变电容量。

6.1.3当送端换流站汇集电源相对集中时，接入交流系统电压等 级宜选择与近区电源接入电压等级相同，便于电源汇集，提高输电 经济性；当送端换流站汇集电源较为分散时，宜在换流站近区构建 电源汇集电网，依据系统特点选择接入电压等级。受端换流站位 于负荷中心地区，直流系统送入电力可近距离就近消纳时，宜考虑 直接接入低一级电压等级的方案，或者接入不同电压等级的分层 接入的方案。

6.2接入系统方案比较

6.2.4变电站（换流站）近区电网短路电流水平较高时，部分接入 系统方案可能出现短路电流水平超标，也为电网进一步发展时的 短路电流问题留下隐患，此时在其他方面差异不大的情况下宜选 择短路电流水平较低的方案；换流站近区交流系统短路水平较低 时，不利于系统运行的稳定性，对于无功分组容量也可能起到限制 作用，此时在其他方面差异不大的情况下宜选择最小短路电流水 平较高的方案。

7.1 无功补偿配置原则

7.1.3变电站无功补偿装置分组容量的选择应符合各电网公 无功补偿配置相关企业标准对于设备标准化的要求，以利于设 的集中采购和运行维护

7.1.3变电站无功补偿装置分组容量的选择应符合各电网公司

7.1.5受变电站设备容量或场地限制，某些站点可能出现无

设足量无功补偿装置的问题，近距离少量的无功流动是允许的，此 时可以把无功电力平衡计算范围适当扩展至周边站点，通过在周 边站点装设补偿设备达到小区域范围内的无功平衡。 7.1.8在换流站内装设动态无功补偿设备，主要起到提高系统运 行稳定性、抑制电压波动的作用，能在一定程度上提高无功分组容 量、减少无功分组数量，在交流系统较弱时，可通过装设动态无功 补偿装置提高系统运行性能，但动态无功设备造价较高，往往不具 经济性，宜通过专题论证确定是否装设，

设足量无功补偿装置的问题，近距离少量的无功流动是允许的，此 时可以把无功电力平衡计算范围适当扩展至周边站点，通过在周 边站点装设补偿设备达到小区域范围内的无功平衡。

7.1.8在换流站内装设动态无功补偿设备，主要起到提高

行稳定性、抑制电压波动的作用，能在一定程度上提高无功分组容 量、减少无功分组数量，在交流系统较弱时，可通过装设动态无功 补偿装置提高系统运行性能，但动态无功设备造价较高，往往不具 经济性，宜通过专题论证确定是否装设

7.2交流输变电工程无功补偿方

Qc=AQ.十Q十AQQ

式中：l一 接人某变电站的线路总长度（km）； q单位充电功率(Mvar/km); B一补偿系数，是高、低压并联电抗器总容量的补偿系数 一般取 0. 9~1. 0。

7.3换流站无功补偿方案

7.3.1换流站容性无功补偿设备总容量应满足下式要求：

式中：Qtotal 滤波器及电容器组提供的无功总容量（Mvar）； Qac 交流系统最小可提供的无功容量（Mvar）： Qde 换流器无功消耗（Mvar）； Qsb 最大的无功小组容量（Mvar）； N一备用无功设备组数，一般取1～2； k一一电压修正系数，换流站交流母线正常运行电压水平 与无功设备额定电压的比值。 换流器的无功消耗容量与直流的输送功率、直流电压、直流电 流、换相角以及换相电抗等因素有关，换流器无功消耗计算公式 如下：

换流器的无功消耗容量与直流的输送功率、直流电压、直流电 流、换相角以及换相电抗等因素有关，换流器无功消耗计算公式 如下：

从换相重叠角(); X。每相换相电抗(2)； Ia一直流运行电流(kA)； α一一整流器触发角(）; E一—换流变压器阀侧绕组空载电压,线电压均方根值(kV)； Ud一一极直流电压（kV）； Udio一 极理想空载电压，等于E的3V2/元倍（kV）。 换流站最大无功消耗计算时应计及设备制造公差及系统测 量、控制误差等因素的影响，使最大无功消耗计算达到较大值，计 算逆变站无功消耗时以逆变器熄弧角代替整流器触发角。 7.3.2一般情况下，直流的过负荷运行工况是短时的，可不作为 无功补偿容量的计算基础。出现过负荷运行工况时，多出的无功 需求可由无功备用设备或交流系统予以平衡，若工程过负荷运行 工况可能持续时间较长或出现频率较高时，可作为一种正常运行 方式予以考虑，此时可以该过负荷运行工况为基础进行换流站最 大无功消耗计算。 7.3.3直流系统最小功率运行方式下，换流站为满足滤波要求仍 需要投入一定量的交流滤波器，投入的交流滤波器总量一般多于 换流站的无功消耗量，考虑交流系统的无功吸收能力后，需要换流 站采取措施自行吸收的无功功率考虑如下：

7.3.3直流系统最小功率运行方式下，换流站为满足滤波要求

7.3.3直流系统最小功率运行方式下，换流站为满足滤波

7.3.3直流系统最小功率运行方式下，换流站为满足滤波要求仍

需要投人一定量的交流滤波器，投入的交流滤波器总量一般多于 换流站的无功消耗量，考虑交流系统的无功吸收能力后，需要换流 站采取措施自行吸收的无功功率考虑如下：

换流站剩余无功的吸收可以考虑以下两种方式： （1）通过增大触发角或熄弧角加大换流站无功消耗来平衡剩 余无功。在换流站剩余无功总量较小，需要触发角或熄弧角增大 幅度不大，或者直流小方式出现概率较低的情况下，该方式可优先 考虑。 （2）在换流站内配置感性无功补偿设备。可以考装设站内 可投切高压电抗器，或者结合站用电设计在站用变低压侧装设低 压电抗器。 增大触发角或熄弧角增加换流站无功消耗的方式虽然可以在 定程度上平衡剩余容性无功，但该方式会导致换流器运行工况 恶化，对设备寿命有极为不利的影响，不宜长期在这种方式下运 行；因此，仅在换流站剩余无功总量较小，触发角或熄弧角增大幅 度不大，或者直流小方式出现概率较低时可考虑该方案。 7.3.4在直流系统最小功率运行方式下，换流站为满足滤波要求 仍需要投入一定量的交流滤波器，投入的交流滤波器总量一般多 于换流站的无功消耗量，不考虑补偿措施时，直流小功率运行方式 下往往会出现无功过剩。无功过剩的最大值一般出现在直流最小 功率方式，但有时也可能出现在其他低直流功率运行方式，因此必 要时应对10%～30%小负荷运行方式进行无功平衡核算。 7.3.8交流母线暂态电压变化率与投切的无功分组容量在同样 的系统条件下成正比关系，系统短路容量越大则充许的分组投切 容量越大。可采用下式对考虑投切电压变化率的最大无功分组容 量进行初步推算：

7.3.4在直流系统最小功率运行方式下，换流站为满足滤波要求

仍需要投人一定量的交流滤波器，投入的交流滤波器总量一般多 于换流站的无功消耗量，不考虑补偿措施时，直流小功率运行方式 下往往会出现无功过剩。无功过剩的最大值一般出现在直流最小 功率方式，但有时也可能出现在其他低直流功率运行方式，因此必 要时应对10%～30%小负荷运行方式进行无功平衡核算。

7.3.8交流母线暂态电压变化率与投切的无功分组容量在同样

的系统条件下成正比关系，系统短路容量越大则允许的分组投切 容量越大。可采用下式对考虑投切电压变化率的最大无功分组容 量进行初步推算：

7.3.10与在换流站交流母线上装设无功补偿设备相比较，在变 电站低压侧装设无功补偿设备经济性更优，对于交直流合建站，可 考虑在变电站低压侧多装设无功补偿设备，补偿部分换流站的无 功需求。若距离换流站较近的交流站点在满足自身平衡外仍有装 没无功装置的能力，也可考虑在邻近交流站点装设低压无功补偿 装置来平衡换流站的无功需求，

8.1.2潮流计算时各种典型工况，应包括计划检修工况和按照负 荷曲线以及季节变化出现的水电大发、火电大发、风电最大同时出 力、最小开机和抽水蓄能运行工况等可能出现的运行工况，

8.1.2潮流计算时各种典型工况，应包括计划检修工况和按照负

8.2.1对于交直流并列运行的同步电网，直流故障退出运行对交 流系统可能造成较大影响，特别是强直弱交的输电系统，易出现由 于直流故障退出，大量潮流转移到交流线路而引起交流线路过载 失稳等现象。

8.3 短路电流计算

8.3.3短路比是反映交流系统相应于所建直流输电系统强弱的 指标值，短路比（SCR）和有效短路比（ESCR）的计算公式如下

式中:Sac一# 换流站交流母线短路容量（MV·A）； Pdn一一换流站额定容量（MW）； Q。一交流滤波器、电容器总量（Mvar）。 根据短路比的大小可初步判断交流系统的强弱，短路比高，属 强交流系统，直流系统状态改变对交流系统的影响较小；短路比 低，属弱交流系统,直流系统状态改变对交流系统的影响较大，工

程设计下一阶段需要重点研究过电压、直流换相失败等问题。交 流系统可根据最小有效短路比的大小进行分类： ESCR>3，强系统； 2

8.5工频过电压及潜供电流计算

8.5.1根据《电力系统设计技术规程》DL/T5429一2009的要 求，工频过电压计算应以正常运行方式为基础，加上一重非正常运 行方式及一重故障型式。正常运行方式包括过渡年发电厂单机运 行、电网解环运行等；非正常运行方式包括联络变压器退出运行、 中间变电站的一台主变压器退出运行、故障时局部系统解列等，但 单相变压器组有备用相时，可不考虑该变压器组退出运行

8.5.4根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范

t~0. 25×(0. 1 :I±1)

8.6.1当具有串联电容补偿的输电线路补偿度过高，或者由于换 流站内容性无功补偿的存在，某些情况下可能会出现类似发电机 单独带空载长线运行的工况，可能产生发电机自励磁现象。 8.6.2初步判断发电机组不产生同步自励磁的条件为：

Xa+ X.

式中：X一一发电机同步电抗； X,一一变压器漏抗； X。一包括空载线路、交流滤波器及电容器组、高压电抗器 在内的线路端口等值容抗。 8.6.3在直流整流站附近的汽轮发电机组，由于其轴系结构特 点，很容易引起次同步振荡，需要进行机组次同步振荡问题的相关 研究。一般整流站近区的水轮发电机组及逆变站附近的机组不存 在次同步振荡问题。

式中：X。—一发电机同步电抗； X,一变压器漏抗； X。包括空载线路、交流滤波器及电容器组、高压电抗器 在内的线路端口等值容抗。

点，很容易引起次同步振荡，需要进行机组次同步振荡问题的相关 研究。一般整流站近区的水轮发电机组及逆变站附近的机组不存 在次同步振荡问题，

8.6.4机组影响系数（UIF

UIF:= MVA hvde MVA 1 SC

式中：UIF： 一第i台机组的机组影响系数； MVAhvde 直流系统的额定容量（MW）； MVA;一第i台机组的额定容量（MV·A）； SC:一一不包括第i台机组的换流母线的短路容量（MV·A）； SCtot 包括第i台机组的换流母线的短路容量（MV·A）。

9.1交流变电站主要设备及参数

9.1.2确定母线通流容量、电气设备额定电流时，应选择设备可

9.1.2确定母线通流容量、电气设备额定电流时，应选择设备可 能出现的潮流最重的运行方式（包括正常方式、事故方式、特殊方 式）进行分析。

2.1本条是关于直流系统性能的

9.2直流换流站主要设备及参数

2连续过负荷能力为投入备用冷却设备或环境温度下降时 固有的过负荷能力，无时间限制，可不提特殊要求，由制造厂商提 出；如果工程有特殊需要，也可另行规定。短期过负荷能力是指在 一定时间内，直流运行电流高于其额定电流的能力，通常选择2h 为短期过负荷持续时间；短期过负荷能力可根据系统需要提出，如 无特殊要求，以直流系统固有能力为准，由制造厂商提出。暂时过 负荷能力主要用于提高交、直流系统的稳定性，暂时过负荷幅值较 大，但持续时间很短，一般为3s～10s；通常以直流系统固有能力 为准，由制造厂商提出；系统如有特殊要求，应通过详细的稳定研 究来确定其倍数和持续时间。直流系统的连续过负荷能力和短期 过负荷能力的主要作用是在交、直流设备因故退出运行后，利用运 行中的直流设备过负荷能力多送电，以减少对电网运行的影响；直 流系统暂时过负荷能力可用于加快故障后系统恢复速度，提高系 统运行的稳定水平。 3当直流输电线路沿线绝缘水平降低时，通常需要用到直流 工程的降压运行能力，降压幅值越低越有利于直流系统的恢复；但 当电流一定时，降压幅值越低，损失的直流输送功率越大，且会使

换流站主要设备的运行条件变差；降压运行幅度根据设备运行需 要及系统承受能力确定。 4直流输电的功率反送方式对直流运行接线方式无特殊要 求，只是通过控制器改变换流器运行电压方向，但受无功补偿设备 配置等因素的限制，难以达到100%功率返送运行，一般都具有 90%的功率返送能力。对于不需要功率反送的直流输电工程，或 者对反向输送能力无明确要求的工程，对功率反送设计可不提特 殊要求；若对功率返送要求高于固有能力时，需提出要求。 5直流输电系统的附加控制功能的要求对控制保护系统设 计有影响，应明确提出，若判断不准今后是否需要，可以先预留数 据接口。

9.2.2本条是关于换流站电气主接线的规定：

2现代高压大容量直流输电工程均采用12脉动换流器作为 基本换流单元，可供选择的换流阀组接线有：每极1个12脉动阀 组接线、每极2个串联12脉动阀组接线、每极2个并联12脉动阀 组接线。 3对于双极直流输电工程，直流场接线宜能适应双极运行方 式、单极大地回路方式、单极金属回路方式等多种运行方式之间的 转换；对于每极两个12脉动阀组串联的直流系统，还宜具备任一 种二分之一极和四分之三极独立运行及组合运行的能力。

9.2.3本条是关于换流变压器主要技术参数的规定：

3考虑到换流变压器的制造成本因素，换流变短路阻抗百分 数宜不低于12%,不高于22%。 4换流变压器阀侧电压的计算方法如下：

UvN = UaNR +Ur UdioNR 2 COSαN (dxNR + d.NR)

SN ·UdioN ·IaN

2. UdioN · IaN 9

对于12脉动换流器，采用单相双绕组换流变压器的额定功率为：

换流变压器档位需要计算方法如下： 相对于0分接头位置的额定换流变压器变比

Sn2W= "·UdioN· IaN .9

UIN UiIN nnom UwN UdioN. 2 3

换流变压器最大相对变比：

换流变压器最小相对变比

有载调压开关级数计算：

Uimax UdioN nmax UN Uaiomin

Uimin UdioN nmin UIN

10.1系统保护配置原则及要求

10.1.5本条是关于断路器保护的规定： 2对于双母线接线形式，母线配置两套含失灵保护功能的母 线保护，其中包括了母联（分段）失灵保护。每套线路保护及变压 器保护各启动一套失灵保护。母线保护和独立于母线保护的充电 过流保护应启动母联（分段）失灵保护。母线故障且变压器断路器 失灵时，母线保护除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应 跳开该变压器连接其他电源侧的断路器，失灵电流判别元件应由 母线保护实现

5本条是关于断路器保护的规定

11系统安全稳定控制装

11.1.1稳定计算分析中电力系统稳定判据一般考虑如下，具体

可参照相关电网的安全稳定计算分析导则。 （1）功角稳定：电网遭受扰动后，同步系统内各机组之间功角 相对摇摆，经过第一、第二振荡周期不失步，做同步衰减振荡，系统 中枢点电压逐渐恢复。 （2）暂态电压稳定：暂态和动态过程中系统中枢点母线电压下 降持续低于0.75p.u.的时间不超过1s，且动态过程平息后220kV 及以上电压等级中枢点母线电压不低于0.9p.u.。 （3）动态稳定：系统中的区域间振荡模式及与大机组强相关的 高部振荡模式在小扰动情况下的最低阻尼比不低于0.035，在大 扰动情况下的最低阻尼比不低于0.02。 系统内发生单一元件故障或严重故障后，系统阻尼比不小于 3%，即振荡12次后振荡幅度减至10%以下。 （4）频率稳定：任何时刻频率低于51.5Hz、高于47.5Hz，且事 敌后系统频率能迅速恢复到49.2Hz～50.5Hz之间。 （5）热稳定：输变电设备正常方式下不超过设备正常负载能 力，事故后不超过设备的事故过载能力。线路过载能力以线路热 稳定极限为准，线路热稳定极限与线路导线截面、类型、导线容许 温升以及环境温度有关。变压器过载水平应限制在变压器铭牌值 之内，变压器铭牌值包括变压器过载值及持续时间。 11.1.2稳定计算分析中故障切除时间包括继电保护动作和断路 器全断开的时间。 （1）线路障切除时间为：330kV及以上线路近故障端0.09s，

远故障端0.10s；220kV线路近故障端0.10s，远故障端0.12s。 (2）直流故障切除时间为：直流故障后0.06s闭锁故障极 .16s切除滤波器，如有必要，应考虑直流双极相继闭锁、直流单 极闭锁再启动不成功等情况，具体间隔时序应参照相应电网要求 执行。

11.2安全稳定控制系统初步配置方案

11.2.2在合理的运行方式下，若对于某类稳定问题无法找到合 适的稳定控制措施或者稳定控制措施过于严重，应考虑控制运行 方式避免配置过于复杂的安全稳定控制系统。对于防止暂态稳定 破坏的控制系统，控制速度要求很快，控制范围不宜过大。对简单 的稳定控制，尽量采用就地控制；对复杂的稳定控制GB／T 50115-2019 工业电视系统工程设计标准，适宜采用分 层分区控制。系统应尽量简单实用、安全可靠，减少装置间的信息 交换。

电力调度数据网及二次系统安全

12.4.1确定变电站在所接入的调度数据网中为汇聚节点还是接 入节点。汇聚节点一般设置在地调、集控（中心）站、县调及枢纽变 电所，接入节点均设置在变电所。对于双平面数据网，本标准所指 的汇聚节点均为接入网汇聚节点，

13.2.1本条是关于光缆的规定

3随变电站配套建设的光缆线路将承载多级传输网的光纤 电路，电路容量也会随着电网的发展逐步提高，而OPGW光缆的 寿命一般为30年，因此，纤芯类型的选择应考虑未来5年～10年 的发展需求。随着新型光纤技术的发展，超长距离无电中继传输 距离逐步提高，更有利于大容量OTN电路的建设。因此，对于光 缆线路长度超过200km的0PGW光缆可考虑选用超低损等高性 能光纤，以满足超长距离无电中继传输的需求

3当光缆线路要同时承载SDH光纤通信电路和OTN通信 电路时，光纤通信中继站站间距离应同时满足光通信电路单通道 2.5Gb/s、10Gb/s以及N×10Gb/s或N×100Gb/sOTN电路无 电中继传输指标要求

13.8.1500kV及以上电压等级变电站应配置两套独立的通信 电源系统。330kV及以下电压等级变电站可与变电站内电源统 一考虑，采用一体化设计、一体化配置、一体化监控YD／T 3280-2017 网络机柜用分布式电源系统， 通信机房、通信机房的动力和环境监测系统由变电站或换流 站站内通信系统统一考虑。