國網經濟技術研究院有限公司牽頭起草的國家標準《柔性直流成套設計標準(征求意見稿)》印發，具體內容如下：

根據住房和城鄉建設部《關于印發<2016年工程建設標準規范制訂、修訂計劃>的通知》(建標函[2015]274號文)的要求，現征求由國網經濟技術研究院有限公司牽頭起草的國家標準《柔性直流成套設計標準(征求意見稿)》(見附件)意見，請于2018年4月20日前將意見和建議反饋第一起草單位國網經濟技術研究院有限公司。

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附件：柔性直流成套設計標準(征求意見稿)

中華人民共和國住房和城鄉建設部標準定額司

2018年3月21日

柔性直流成套設計標準(征求意見稿)

前言

本標準根據住房和城鄉建設部《關于印發2016年工程建設標準規范制定、修訂計劃的通知》(建標函[2015]274號)的要求，由國網經濟技術研究院有限公司會同有關單位共同編制完成。

本標準在編制過程中，編制組進行了廣泛調研，認真總結了實踐經驗，進行了必要的專題研究和技術研討，經廣泛征求意見和多次討論修改，最后經審查定稿。

本標準共14章，主要內容包括：總則、術語、總體要求、設計條件、設計要求、電氣主接線設計、主回路參數計算、過電壓和絕緣配合、暫態電流計算、通信系統干擾、噪聲要求、可靠性和可用率、換流站一次設備參數要求和換流站控制保護系統要求。

本標準由住房和城鄉建設部負責管理，由中國電力企業聯合會負責日常管理，由國網經濟技術研究院有限公司負責具體技術內容的解釋。執行過程中如有意見或建議，請及時反饋給國網經濟技術研究院有限公司(地址：北京市昌平區未來科技城北區國家電網公司辦公區，郵編102209)，供今后修訂時參考。

目次

1總則

2術語

3總體要求

4設計條件

4.1環境條件

4.2大件運輸條件

4.3交流系統條件

4.4直流輸電線路和接地極參數

5設計要求

5.1額定值

5.2柔性直流系統運行方式和控制模式設計

6電氣主接線設計

7主回路參數計算

7.1主設備參數計算

7.2PQ運行區間計算

7.3運行特性計算

8過電壓和絕緣配合

8.1研究內容

8.2絕緣配合的基本原則

8.3過電壓要求

8.4避雷器的性能要求

8.5絕緣水平

8.6爬電比距

9暫態電流計算

10通信系統干擾

11噪聲要求

12可靠性和可用率

13換流站一次設備參數要求

13.1VSC閥

13.2聯接(換流)變壓器

13.3橋臂電抗器

13.4直流電抗器

13.5啟動電阻

13.6接地裝置

13.7直流開關

13.8避雷器

13.9測量裝置

14換流站控制保護系統

14.1概述

14.2換流站控制保護系統總體要求

14.3運行人員控制系統

14.4交直流站控系統

14.5直流控制系統

14.6直流保護系統

14.7遠動通信系統

14.8站主時鐘系統

14.9直流線路故障定位系統

14.10故障錄波系統

14.11保護故障錄波信息管理子站

14.12其他二次子系統

14.13試驗要求

本標準用詞說明

引用標準名錄

附：條文說明

1總則

1.0.1為使柔性直流成套設計貫徹國家的基本建設方針和技術經濟政策，做到安全可靠、先進適用、經濟合理、環境友好，同時為適應我國柔性直流工程建設發展的需要，統一柔性直流成套設計技術要求，提高成套設計質量，制定本標準。

1.0.2本標準適用于柔性直流系統成套設計，不包括直流線路和接地極線路設計的內容。對于某些工程的特殊要求，可根據具體的功能規范在此標準的基礎上進一步研究確定。其中柔性直流系統適用于基于模塊化多電平換流器的柔性直流系統，以及基于兩電平、三電平換流器結構的柔性直流系統。

1.0.3本標準規定了柔性直流工程的系統設計和設備成套的工作范圍、程序、技術要求和深度規定。

1.0.4柔性直流成套設計除應符合本規范外，尚應符合國家現行有關標準的規定。

2術語

2.0.1電壓源voltage-sourcedconverter(VSC)

直流電壓由集中于直流側電容或者分布在換流橋臂內的直流電容提供的全控型電力電子交/直流換流器。

2.0.2模塊化多電平換流器modularmulti-levelconverter(MMC)

每個閥由一定數量的獨立單相電壓源換流器串聯組成的多電平換流器。

2.0.3直流電容器DCcapacitor

電壓源換流器中承受直流電壓的電容器。

2.0.4調制比modulationindex

換流器交流相電壓基波峰值與換流器直流端電壓的一半的比值。

2.0.5兩端柔性直流系統two-terminalVSC-HVDCsystem

由兩個直流輸電換流站和連接它們的直流線路組成的柔性直流系統。

2.0.6多端柔性直流系統multi-terminalVSC-HVDCsystem

由多于兩個獨立的直流換流站和連接它們的直流輸電線路組成的柔性直流系統。

2.0.7背靠背柔性直流系統back-to-backVSC-HVDCsystem

在同一地理位置的交流母線間傳輸能量的柔性直流系統(無直流輸電線路)。

2.0.8啟動電阻pre-ionresistor

換流站不控充電過程中為減少VSC閥充電電流而投入的電阻。

2.0.9橋臂電抗器armreactor

位于橋臂上和VSC閥串接的電抗器。

2.0.10直流電抗器DCreactor

換流站的直流側串聯在換流器與直流線路之間的電抗器(如有)。主要起限制短路電流和避免直流回路諧振的作用。

2.0.11PQ運行區間PQoperatingrange

指定交、直流電壓下，換流站向交流系統注入有功功率和無功功率的能力。

2.0.12接地方式earthingmode

換流站接地點位置和連接方式，可選擇交流側接地方式或直流側接地方式。

2.0.13換流站額定功率ratingpowerofconverterstation

在最高環境溫度下，所有冷卻設備可用但備用冷卻不投入運行時，交直流電壓在穩態運行范圍內，換流站交流母線流向本站的最大設計有功功率。

2.0.14直流電壓控制模式DCvoltagecontrolmode

控制目標為換流站直流電壓的控制模式。

2.0.15有功/無功功率控制模式activepower/reactivepowercontrolmode

控制目標分別為換流站有功/無功功率的控制模式。

2.0.16交流電壓/頻率控制模式ACvoltage/frequencycontrolmode

控制目標分別為換流站交流母線電壓/頻率的控制模式。

3總體要求

3.0.1柔性直流成套設計應將柔性直流系統作為一個整體進行系統設計，以實現柔性直流系統整體性能的優化。系統設計應至少完成以下工作：

1接地方式研究;

2主接線設計;

3主回路參數計算;

4過電壓和絕緣配合計算;

5暫態電流計算;

6直流系統性能設計;

7聯接(換流)變壓器直流偏磁電流的計算;

8研究并確定聯接(換流)變壓器有載調壓開關控制功能和參數;

9直流控制保護系統設計。

3.0.2主接線設計應包括下列內容：

1確定柔性直流系統的接線型式;

2確定柔性直流系統的運行方式。

3.0.3主回路參數計算應包括下列內容：

1主設備參數計算;

2PQ運行區間計算;

3運行特性計算。

3.0.4過電壓和絕緣配合計算應包括下列內容：

1應進行絕緣配合方案的比選;

2應進行暫態過電壓計算。

3.0.5直流系統性能設計應包括下列內容：

1直流系統動態性能：包括直流系統控制響應、交流系統故障下的故障穿越、直流附加控制、特殊運行方式等，其中特殊運行方式應包括孤島運行方式研究(如有)、交直流并聯系統性能研究(如有)、多回直流相互影響研究(如有)等;

2通信干擾要求：包括無線電干擾、對電力系統載波和通信明線的干擾;

3噪聲要求：包括換流站可聽噪聲計算等;

4換流站損耗計算;

5可靠性和可用率。

3.0.6直流控制保護系統設計應滿足以下要求：

1一般要求：包括分層結構、控制雙重化、保護三重化(或雙重化)等設計要求。

2技術要求：成套設計應提出控制保護系統各設備的具體配置要求，以及功能、性能和接口技術要求，并應包括但不限于運行人員控制系統、交直流站控系統、直流控制系統、直流保護系統、通信系統、站主時鐘系統、直流線路故障定位系統、保護故障錄波信息管理子站、其他二次子系統、試驗要求等。

3.0.7根據具體工程的要求可增減系統設計中相關的研究設計項目。

3.0.8在上述研究、設計的基礎上應完成相關設備或子系統技術規范：

1VSC閥;

2聯接(換流)變壓器;

3直流斷路器(如有);

4橋臂電抗器;

5直流電抗器(如有);

6聯接電抗器(如有);

7啟動電阻;

8開關設備;

9接地裝置(接地電阻、接地電抗器等);

10測量設備;

11避雷器;

12套管;

13絕緣子;

14換流站運行人員控制系統;

15直流控制系統;

16交、直流站控系統;

17直流保護系統;

18暫態故障錄波系統;

19保護故障錄波信息管理子站;

20電能量計費系統終端設備;

21直流線路故障定位系統;

22換流站主時鐘系統等。

4設計條件

4.1環境條件

4.1.1在開展柔性直流成套設計時，應取得換流站的詳細環境資料或數據：

1氣象數據;

2污穢水平;

3地震烈度或動峰值加速度;

4海拔高度;

5換流站區、接地極區、沿直流輸電線路和接地極線路路徑的大地電導率，換流站區地下水深度及站區土壤電阻率。

4.1.2換流站的氣象數據應包括下列內容：

1氣溫;

2氣壓：多年平均氣壓;

3濕度;

4風向、風速;

5降水量;

6其他氣象數據。

4.1.3氣溫數據應包括下列內容：

1極端最高氣溫;

2極端最低氣溫;

3年均氣溫;

4最熱月的月平均氣溫;

5最熱日的日平均氣溫。

4.1.4濕度數據應包括下列內容：

1平均相對濕度;

2最小相對濕度。

4.1.5風向、風速數據應包括下列內容：

1多年平均風速;

250年或100年一遇離地面10m高的10min平均最大風速;

3經常性風向。

4.1.6降水量數據應包括下列內容：

1年降雨量;

2最大月降雨量;

324h最大降雨量。

4.1.7其他氣象數據應包括下列內容：

1累年最大積雪深度;

2太陽輻射率;

3平均雷暴天數;

4最大雷暴天數;

5設計覆冰。

4.1.8污穢水平應符合下列要求：

1應取得換流站的自然積污水平(ESDD，單位mg/cm2)。對于承受直流電壓的設備，污穢水平應用直流電壓作用下設備外絕緣自然積污水平表示。

2對于無法直接獲得直流電壓作用下設備外絕緣自然積污水平的地區，可通過測量交流電壓作用下設備外絕緣自然積污水平推算直流電壓下的積污水平，但應選擇適當的直交流積污比系數。

3應針對設備耐受的電壓，并綜合考慮不同傘形、絕緣材質、布置方式等因素確定具體的爬電比距。

4.2大件運輸條件

4.2.1應取得大件設備到換流站的運輸條件。

4.2.2大件運輸條件應包括運輸方式、距離以及對設備最大尺寸和重量的限制等。

4.3交流系統條件

4.3.1應取得相關交流系統的概況。

4.3.2對交流系統的描述應明確本柔性直流工程投產年、設計水平年及遠景年的系統情況，包括：

1本直流工程投產計劃;

2換流站所在區域電網與主網的聯系;

3換流站的接入系統方案(含本期、遠期)：包括出線規模、線路參數長度、與換流站相關的電站的裝機進度計劃(機組功率、臺數)等。

4.3.3應取得以下交流系統數據，作為主回路參數計算以及校驗直流系統各種性能的輸入條件：

1換流母線電壓變化范圍：換流站交流母線穩態電壓變化范圍，包括額定持續運行電壓、正常連續運行電壓范圍、極端連續運行電壓范圍;

2換流母線頻率變化范圍：系統正常及擾動后的頻率變化范圍，包括換流站母線頻率的正常波動范圍、事故時頻率變化范圍、故障清除后波動范圍的上下限;

3負序和背景諧波電壓;

4換流母線短路電流水平;

5故障清除時間;

6單相重合閘時序。

4.3.4負序和背景諧波電壓應滿足下列要求：

1應提供交流系統背景負序工頻電壓和背景諧波電壓。

2交流系統背景諧波電壓可通過實際測量后經系統諧波潮流計算得到。使用時3次諧波電壓應認為全部是正序，其他各次諧波電壓可認為是正序、負序或正負序，但算術和應相等。交流系統背景地電壓相對于正序工頻電壓的相角應選取適當的值，使在換流站交流母線上的諧波電壓幅值最大。

4.3.5換流母線短路電流水平應滿足下列要求：

1應提供換流站交流母線短路電流水平，包括最大三相、最大單相、最小三相短路電流、對應的短路容量(包括計算短路容量的基準電壓水平)以及系統電抗和電阻的比值。對于分階段建設的工程，換流母線的短路電流水平應根據不同階段分別明確。

2短路電流最小值計算方式宜為：直流投產期系統小方式下，考慮對換流站短路電流貢獻最大的1回出線檢修，也可同時考慮系統中與換流站相鄰節點1回出線檢修。

4.3.6應取得交流系統故障時考慮主保護動作時的正常清除時間以及考慮后備保護動作時的清除時間。

4.3.7應取得交流線路故障單相重合閘時序，可包括故障開始時刻、切除故障相時刻、故障相重合時刻以及重合不成功跳三相時刻。應根據系統的實際情況，確定用于暫態穩定研究的交流系統故障清除時間。

4.3.8需要在等值交流系統上進行仿真分析時，應對等值系統的適用范圍作出明確的界定，每種等值系統應僅用于指定的研究項目。

4.3.9用于AC/DC仿真研究的等值系統和模型，應滿足下列要求：

1AC/DC仿真研究的等值系統所考慮的運行方式應綜合本直流工程投產年、設計水平年的各種典型運行方式選取。

2AC/DC系統仿真研究用的等值系統可通過靜態等值方法得到。應對等值系統與原始網絡的保留部分進行如下校核，以保證等值系統與原始網絡在關心的換流站附近范圍內具有相同或相近的特性，并滿足下列要求：

1)有功及無功潮流結果與原網誤差應不超過5%;

2)等值系統內保留節點的電壓水平與原網誤差應不超過5%;

3)保留范圍內各母線短路電流與原網誤差應基本一致;

4)換流站近區交流系統故障時，換流母線動態電壓恢復特性與原網應基本一致。

3等值系統中宜使用電阻、電抗和電容元件組成靜態等值電路表示被等值的系統，等值電路的諧波阻抗應以等值前全系統100%的發電機次暫態電抗和100%的變壓器漏抗為基礎計算得到。等值系統的正序阻抗應能正確地表示所選定的運行方式下系統的工頻阻抗;等值系統的諧波阻抗應能正確地表示從指定的母線觀察到的系統諧波阻抗，包括幅值和相位，其頻率范圍宜為50Hz~500Hz。

4AC/DC系統仿真的等值系統可用于下列幾方面的研究：

1)對柔性直流控制和保護的功能進行評價;

2)對柔性直流系統在不同控制模式下的AC/DC系統性能進行評價;

3)對直流側發生故障(如換流站閉鎖、極閉鎖、直流線路故障、閥側繞組故障等)時的柔性直流系統性能進行評價;

4)驗證柔性直流系統的響應是否符合規定的響應;

5)研究擾動時柔性直流系統和當地發電機組之間的相互作用;

6)對實際現場控制系統的子系統進行試驗;

7)對交流系統發生嚴重故障并引起交流母線電壓下降及發生畸變時的柔性直流系統性能進行評價;

8)交流側和直流側操作過電壓和鐵磁諧振等現象的研究;

9)由交流系統不對稱故障引起的直流側瞬態過電壓研究;

5AC/DC系統仿真的等值系統不應用于下列幾方面的用途：

1)工頻電壓研究;

2)交流系統靜態電壓調節原則的驗證。

4.3.10用于工頻過電壓研究的等值系統，應滿足下列要求：

1工頻過電壓研究可采用等值系統進行，可采用以下方法得到等值網絡：采用網絡等值程序得到等值系統從各保留母線看進去的戴維南等值阻抗，并通過比較采用等值系統和全系統的穩定模型計算得到的換流站母線電壓變化來驗證等值的有效性。換流站交流母線的電壓可通過調整電壓源的電壓來得到，但應保持在4.3.3-1規定的極端連續運行電壓范圍內，所保留的其余真實母線電壓也必須保持在極端連續運行電壓范圍內。

2用于工頻過電壓研究的等值可用于：驗證與柔性直流系統設計方案相關聯的由甩負荷引起的最大過電壓值。

3本條所述的靜態等值模型不應用于確定過電壓控制設備的熱容量。

4.4直流輸電線路和接地極參數

4.4.1在開展柔性直流成套設計時，應取得直流輸電線路的起止點、電壓等級、回路數、額定電流、線路長度等，并應取得下列參數：

1架空線路參數

2電纜線路參數

3桿塔尺寸參數

4直流輸電線路沿線大地電導率

4.4.2架空線路參數應滿足下列要求：

1架空線路極導線結構參數應包括但不限于：

1)導線型號;

2)符合標準;

3)結構：含極導線鋁、鋼部分各自的根數/直徑(mm);

4)截面積(mm2)：含極導線鋁、鋼部分各自的截面積和總截面積;

5)外徑(mm);

6)單位質量(kg/km);

7)計算拉斷力(N);

8)20℃下的直流電阻(Ω的直流)。

9)還應指明每極導線分裂根數及子導線分裂間距、架空線線路上使用的地線型號及具體參數。

2地線結構參數應包括但不限于：

1)地線型號;

2)符合標準;

3)結構：根數/直徑(mm);

4)截面積(mm2);

5)外徑(mm);

6)單位質量(kg/km);

7)計算拉斷力(N)(適用于架空線路)。

3OPGW地線參數應包括但不限于：

1)光纜型號;

2)光纜符合標準;

3)光纜外徑(mm);

4)光纜中光纖波導根數;

5)光纖型號;

6)1550nm時的最大衰減系數(dB/km);

7)1300nm時的最大衰減系數(dB/km);

8)最大分散度[ps/(mms/度)];

9)1500nm時的橫場直徑(µ的);

10)臨界波長(nm)。

4.4.3電纜線路參數應包括但不限于：

1電纜型號;

2符合標準;

3額定電壓(kV);

4正常運行時導體最高允許溫度(℃);

5導體截面積(mm2);

6外徑(mm);

7單位質量(kg/km);

8計算拉斷力(N);

920℃下的直流電阻(Ω的直流)。

4.4.4對于平原、丘陵及山區等地形，應分別取得桿塔尺寸和鐵塔接地電阻值，以及避雷線的保護角、一定的平均溫度下的導線平均高度、地線平均高度。

4.4.5應取得沿直流輸電線路路徑范圍的大地電導率數據。

4.4.6如有接地極，則應取得下列參數：

1極址位置：推薦的接地極極址距換流站的距離和方位。

2土壤參數：接地極極址土壤電阻率。

3接地極參數：包括接地極的電阻等。

4.4.7接地極線路參數應包括但不限于：

1導線數據;

2接地極線路桿塔數據;

3接地極線路的絕緣配合：應包括接地極線路的絕緣配合措施。

4.4.8接地極線路的導線數據應包括接地極線路的結構、導線型號、子導線分裂間距，及導線在桿塔上的安裝方式、采用的地線型號。接地極線路導線參數應滿足4.4.2和4.4.3的規定。

4.4.9接地極線路桿塔數據應滿足4.4.4的規定。

5設計要求

5.1額定值

5.1.1柔性直流輸電系統的額定值應包括額定功率、額定電流和額定電壓。

5.1.2柔性直流系統的設計應按規定的額定功率進行，同時還應滿足過負荷(如有)和降壓運行(如有)的要求。

5.1.3對于連續運行應滿足下列要求：

1柔性直流系統換流站的額定功率在下列條件下應能得到保證：

1)各端換流站交流母線電壓處于規定的正常變化范圍之內;

2)各端交流系統頻率處于正常頻率變化范圍之內;

3)換流站所有的環境溫度條件下;

4)所有備用設備退出運行。

2在所有運行方式下，遠距離柔性直流系統正常運行直流電壓在考慮所有設備公差和控制誤差后，不宜超過額定電壓的±所有運行方式。

3對于兩端柔性直流系統，系統的額定直流功率和額定直流電壓宜定義為送端換流站的額定功率和額定電壓。對于功率單向傳輸的兩端柔性直流系統，受端換流站的額定直流功率和額定直流電壓計算，應考慮每極直流線路的最小電阻。對于功率雙向傳輸的柔性直流系統(含背靠背直流系統)，可采用對稱設計，受端可具有與送端相同的額定值。

4對于多端柔性直流系統，確定標稱直流電壓后，應通過掃描各種運行工況獲取各站直流側電壓范圍。

5對于換流站交流母線電壓和頻率的變化，柔性直流系統的額定值應滿足以下要求：

1)在換流站交流母線的極端頻率變化范圍內，柔性直流系統和直流換流設備輸送能力不應下降。

2)在換流站交流母線電壓極端連續運行范圍和頻率的極端偏差范圍內，柔性直流系統應能安全地啟動并能連續運行。對于電壓和頻率超出正常范圍的情況，柔性直流系統性能可有所下降。

3)當換流站交流母線電壓低于正常最低連續運行電壓，但不低于極端最低連續運行電壓時，直流雙極或單極運行方式下的輸送能力(以額定功率為基值的標么值)應不小于兩端交流母線實際運行電壓與對應的正常最低連續運行電壓的最小比值。

5.1.4對于過負荷應滿足下列要求：

1如果環境溫度低，或投入備用冷卻設備條件下，柔性直流系統可具有一定的過負荷能力。

2按連續運行額定值設計的柔性直流系統，在最高環境溫度和備用冷卻設備投入的條件下，其過負荷能力宜根據VSC閥的過負荷能力確定，且不明顯增加造價。

5.1.5柔性直流系統可通過減少投入運行的子模塊個數或者降低子模塊工作電壓以實現降壓運行。

5.2柔性直流系統運行方式和控制模式設計

5.2.1對于柔性直流系統運行方式的設計應滿足下列要求：

1對于兩端柔性直流系統的運行方式，可根據工程的具體要求在下列各種方式中進行組合確定。

1)按功率傳輸方向劃分的運行方式：包括功率正向傳輸和功率倒送;

2)對于采用雙極接線的柔性直流系統可選擇的方式包括雙極大地運行方式、單極金屬回線運行方式、單極大地回路運方式、通過站內地網臨時接地運行方式、雙極線并聯大地返回運行方式、STATCOM運行方式;

3)試驗運行方式：包括空載加壓試驗運行方式等。

2對于多端柔性直流系統，可分為下列運行接線方式：

1)全接線方式;

2)非全接線方式。

5.2.2對于控制模式及控制策略的設計應滿足下列要求：

1系統設計應滿足下列一般要求使得柔性直流系統具有規定的動態性能：

1)應為直流控制系統配置有功類控制、無功類控制等，以及換流變壓器抽頭控制等功能，以滿足柔性直流系統的各種運行控制要求，并應使運行性能達到最優;

2)應設計特殊的控制和保護功能，包括負序電壓控制、環流抑制控制、功率盈余控制(如有)的功能等，并應進行優化，以滿足規定的響應特性;

3)應調整各換流站的控制特性，在直流電流和直流電壓響應之間達到最佳協調，以滿足規定的響應要求;

4)應針對主設備通信系統上的最大通信延時設計滿足規定性能要求的柔性直流系統控制設備;

5)設計的直流控制系統在規定的運行方式下，皆應滿足規定的性能要求。

2對于控制模式的設計，應滿足下列要求：

1)應根據所接入的交流系統條件和工程的具體要求，正確制定柔性直流系統的基本運行控制模式。

2)每個換流站的運行控制模式可選用有源HVDC方式、無源HVDC方式、STATCOM方式，在啟動或試驗時可采用空載加壓方式。

3)每個換流器都可實現對一個有功類目標和一個無功類目標的控制。有功類目標可為有功功率、直流電流、直流電壓、交流系統頻率等，無功類目標可為無功功率、交流電壓等。

4)有功功率控制宜包括雙極功率控制和單極功率控制。

3對于啟動控制策略的設計，應滿足下列要求：

1)柔性直流輸電系統啟動時，可采用在充電回路中串接啟動電阻，通過交流側或直流側對直流電容充電的方式。

2)柔性直流系統整體啟動應包括：各站分別通過各自交流側充電啟動、部分站通過其他站的交流側充電啟動。

3)柔性直流系統運行時新并網站啟動應包括：新并網站通過其交流側充電啟動、新并網站通過其直流側充電啟動(需啟動電阻)。

4)啟動控制應通過控制方式和輔助措施使柔性直流系統的直流電壓在預期時間內上升到額定電壓。在柔性直流系統的啟動過程中，應采取適當的過電壓和過電流抑制策略。

4對于附加控制的設計，應滿足下列要求：

1)應充分利用直流系統快速可控的特點進行直流功率的各種調制，幫助交流系統提高運行的暫態和動態穩定性。

2)附加控制可包括：功率回降和提升、頻率控制、交流電壓控制、阻尼次同步振蕩、阻尼低頻振蕩等。

3)進行功率回降和提升附加控制設計時，應通過系統研究得到功率的回降和提升水平。

4)進行頻率控制設計時，應根據需要設計頻率控制功能，在穩態條件下實現連續的交流系統頻率控制，也可當交流系統的頻率越限時，執行交流系統頻率控制。

5)進行阻尼次同步振蕩附加控制設計時，應進行系統研究，分析直流控制系統對直流輸電系統與交流系統中的同步發電機之間發生次同步振蕩的可能性，并提出有效阻尼措施。

6)進行阻尼低頻振蕩附加控制設計時，可利用柔性直流系統的功率調制功能抑制振蕩。

7)進行交流電壓控制設計時，應提出策略將電網電壓的突然變化限制在一個可接受的范圍內。

6電氣主接線設計

6.0.1柔性直流系統電氣主接線可選擇對稱單極或雙極接線方案。

6.0.2電氣主接線應滿足實現各種運行方式的要求，同時還應滿足下列要求：

1每極或每個換流站可采用一個換流器，并可考慮多個換流器串聯或并聯的接線方式;

2應能實現為檢修而對換流站內柔性直流系統的一極或一個換流單元進行隔離并接地;

3應能實現為檢修而對一極的直流線路進行隔離并接地;

4若非絕對需要并且不危及所連系統的穩定時，切除故障極、換流器進行檢修，應不影響健全極、換流器的輸送功率;

5當存在單極金屬和單極大地接線運行方式，若非絕對需要并且不危及所連系統的穩定時，單極金屬和單極大地兩種運行切換中不應中斷或降低直流輸送功率。從切換開始到完成的時間應滿足運行安全要求;

6為了檢修而對旁路開關(如果有)進行隔離及接地，不宜中斷或降低直流輸送功率;

7可根據系統要求實現其他特殊接線方式：包括融冰接線方式等。

6.0.3電氣主接線應包括換流器接線、聯接(換流)變壓器接線、交/直流開關場接線以及站用電接線。

6.0.4換流器接線應符合下列規定：

1在滿足系統要求的前提下，換流器接線應根據VSC閥的制造能力，結合直流系統電壓等級和輸送容量情況，通過綜合技術經濟比較后確定。

2柔性直流輸電工程可選擇下列換流器接線：

1)由單電壓源換流器基本單元構成的對稱單極或雙極系統接線;

2)由電壓源換流器基本單元串并聯構成的雙極系統接線。若采用串聯接線，每個換流器宜根據系統要求設置旁路回路;

3每個換流橋臂宜設置橋臂電抗器，橋臂電抗器可位于VSC閥的交流側或直流側。

6.0.5聯接(換流)變壓器接線應符合下列規定：1若直流系統通過聯接(換流)變壓器閥側中性點接地，閥側中性點應設置接地裝置。

2應根據接地方式、站用電配置、零序電流隔離、暫態電流等要求，并經技術經濟比較后確定最終的聯接(換流)變壓器聯結方式。

6.0.6交/直流開關場接線應符合下列規定：

1交流開關場接線應符合國家現行標準《220kV～750kV變電站設計技術規程》DL/T5218和《1000kV變電站設計規范》GB50697的規定。

2若采用交流側啟動方式，宜在聯接(換流)變壓器的交流側或直流側設置啟動電阻;若采用直流側啟動方式，宜在直流極線或中性線配置啟動電阻。

3啟動電阻應設置并聯旁路裝置，且并聯旁路裝置可根據具體旁路要求選用斷路器或隔離開關。

4若聯接(換流)變壓器第三繞組需要提供站用電，聯接(換流)變壓器閥側應配置隔離開關。

5直流開關場接線應按極組成，極與極之間應相互獨立，接線中包括直流極線設備和中性母線設備。

6對于背靠背柔性直流系統若無STATCOM方式運行要求，直流側可不配置隔離開關。

7對于雙極接線方案，應根據運行方式轉換的要求在直流側配置中性母線開關、金屬回線轉換開關、大地回路轉換開關和高速接地開關。

8直流斷路器的設置應根據系統要求和VSC閥設備型式確定。

9直流開關場接線可具有下列功能：

1)可實現雙極、單極和STATCOM等基本的運行功能;

2)雙極柔性直流輸電系統換流站內任一極換流器檢修時能進行隔離及接地;

3)雙極柔性直流輸電系統直流極線任一極檢修時能進行隔離及接地;

4)在雙極平衡運行方式下，接地極線路或金屬回線檢修時能進行隔離及接地。

6.0.7站用電系統接線應符合下列規定：

1換流站站用電系統設計應符合現行行業標準《換流站站用電設計技術規定》DL/T5460的要求。

2換流站宜設置三回站用電源，并從站內、站外各引接一回，另一回引接點根據技術經濟比較后確定。

6.0.8應根據所接入的交流系統條件、直流電氣主接線、經濟效益以及其他具體工程要求，綜合各種因素影響選取正確的接地方式。

6.0.9測量裝置的配置應滿足如下要求：

1為VSC閥的閥控采集信息的電流測量裝置應布置在穿墻套管閥側。

2電流測量裝置可采用套管式，若其測量精度不滿足要求可選用其他型式。

3極線線路保護的電流測量裝置應布置在限流電抗器(如有)的線路側。

3啟動電阻、中性母線開關(如有)、中性母線接地開關(如有)宜串聯電流測量裝置。

4聯接(換流)變壓器閥側、直流極母線和直流中性母線宜配置電壓測量裝置。

6.0.10配套故障測距的一次設備的配置應滿足如下要求：

1配套故障測距的一次設備應配置在限流電抗器(如有)的直流線路側。

2配套故障測距的一次設備宜充分利用限流電抗器(如有)的電感。

6.0.11金屬回線(如有)和接地極引線(如有)宜配置兩根平行線路，且兩根線路在走廊中不交叉。

7主回路參數計算

7.1主設備參數計算

7.1.1主設備參數計算應包括下列內容：

1VSC閥參數：包括開關器件的電壓/電流等級選擇、子模塊的平均工作電壓、橋臂級聯子模塊數量、直流電容器的電容值;

2聯接(換流)變壓器參數：包括額定容量、額定變比、短路阻抗、分接頭檔位范圍;

3橋臂電抗器的電感值;

4啟動電阻的電阻值;

5直流電抗器的電感值(如有);

6接地電阻的電阻值(如有);

7接地電抗器的電感值(如有);

8聯接電抗器的電感值(如有);

9直流斷路器的參數：包括持續運行電流、過負荷電流、額定開斷電流、短時耐受電流等。

7.2PQ運行區間計算

7.2.1PQ運行區間計算的限制條件應包括下列內容：

1聯接(換流)變壓器容量限制;

2調制比的限制;

3直流功率限制;

4橋臂電流的有效值限制;

5交流母線電壓穩態限制;

6直流電壓的穩態限制(如有)。

7.2.2某交流系統電壓下的PQ運行區間應為該電壓下各分接頭檔位下的PQ運行區間的并集。不同交流系統電壓下的PQ運行區間應為一個曲線簇。為簡化處理，宜取換流器的PQ運行區間為各交流系統電壓下PQ運行區間的交集。

7.3運行特性計算

7.3.1運行特性計算應考慮換流站交流母線、直流母線穩態電壓的最大值和最小值、額定功率、過負荷功率(如有)、降壓運行(如有)條件下的典型運行方式。

7.3.2運行特性計算應在給定條件下計算主回路中的各項運行參數，并應包括下列內容：

1直流電壓;

2直流電流;

3流入換流站交流母線的有功和無功功率;

4各換流器的調制比;

5換流器輸出的交流電壓滯后換流站交流母線電壓的相位。

6聯接(換流)變壓器的檔位;

7聯接(換流)變壓器閥側相間交流電壓，以及閥側交流電流。

8橋臂電流的直流分量和交流分量;

9換流器輸出的交流電壓;

10換流器輸出的交流電流;

11接地電抗器消耗的無功功率(如有);

7.3.2計算直流電壓時，應包括下列內容：

1各換流站的直流端口電壓;

2各換流站的直流母線對地電壓。

7.3.3計算直流電流時，應包括下列內容：

1直流母線電流;

2直流線路電流。

8過電壓和絕緣配合

8.1研究內容

8.1.1過電壓和絕緣配合的內容至少應包括：換流站避雷器的配置、過電壓的計算、設備絕緣水平的計算、決定空氣間隙絕緣水平的計算、決定爬電比距電壓的計算及開關場雷電保護要求的確定等。

8.1.2柔性直流換流站絕緣配合宜按以下步驟進行：

1根據直流回路的結構配置避雷器;

2計算分析換流站交流系統和直流系統各種過電壓及其交直流系統相互影響，確定不同的代表性過電壓及避雷器的保護水平、配合電流和能量;

3通過對避雷器參數與設備絕緣水平的反復調整，優化絕緣配合設計。

8.2絕緣配合的基本原則

8.2.1聯接(換流)變壓器網側的過電壓應由裝在該側的避雷器保護，聯接(換流)變壓器閥側和VSC閥直流側的過電壓應由聯接(換流)變壓器閥側和VSC閥直流側的避雷器單獨或組合加以限制。

8.2.2母線或設備可直接由連接于被保護設備兩端點之間或設備對地之間的避雷器保護。

8.2.3換流設備的關鍵部件應由與該部件緊密相連的避雷器直接保護。

8.2.4避雷器的配置應考慮柔性直流換流站的結構和直流系統回路的形式，并從運行可靠性、設備耐受能力以及絕緣配置成本等方面綜合評價。

8.3過電壓要求

8.3.1換流站設備應能夠承受交流側和直流側的暫時過電壓、緩波前過電壓(操作)、快波前過電壓(雷電)以及特快波前過電壓(陡波)。應通過仿真計算進行過電壓研究，以確定系統中可能出現的代表性過電壓。

8.3.2交流側的操作過電壓和暫時過電壓應考慮：

1聯接(換流)變壓器、交流線路或其他設備的單一操作或任意組合操作所引起的過電壓;

2由于換流站交流母線或臨近換流站交流母線發生故障及故障清除所引起的過電壓;

3換流站按規定的功率水平運行直至額定值時，輸送功率的突然降低或甩負荷所引起的過電壓;

4在運行中因交流斷路器的誤動作迫使換流站從交流系統解列所引起的過電壓。

8.3.3聯接(換流)變壓器閥側及直流側的操作過電壓和暫時過電壓應考慮：

1通過聯接(換流)變壓器由交流側感應到直流側的過電壓;

2直流極線發生接地故障引起的過電壓;

3閥廳內和直流母線發生接地故障和短路引起的過電壓;

4極線對地故障在中性母線(如有)上引起的過電壓;

5接線方式轉換操作引起的過電壓;

6直流開關操作過電壓(如有)。

8.3.4雷電和陡波沖擊應考慮：

1在直流線路、接地極線路或連接在換流站的任何交流線路上發生繞擊和反擊所引起的雷電沖擊;

2當屏蔽失效時，換流站直接雷擊所引起的雷電沖擊;

3閥廳發生閃絡或故障，或聯接(換流)變壓器閥側繞組對地閃絡所引起的陡波沖擊。

8.4避雷器的性能要求

8.4.1避雷器的參數選取應遵循下列原則：

1交流避雷器的持續運行電壓應考慮系統最大交流電壓疊加系統可能出現的最大諧波電壓值。

2直流避雷器的持續運行電壓應考慮嚴酷工況下的最大運行電壓以及諧波。

3交流避雷器額定電壓和直流避雷器參考電壓的選擇應綜合考慮荷電率、最大持續運行電壓、暫時過電壓、雷電沖擊和操作沖擊保護水平以及避雷器的能量等因素。

4每支避雷器應能承受最嚴重故障或干擾條件下的電流和能量應力。

8.4.2避雷器的參數應和換流器使用的功率器件匹配，經避雷器的電流不應使通路中功率器件的性能降低或損壞。

8.5絕緣水平

8.5.1交流設備的絕緣配合宜按照現行國家標準《絕緣配合第1部分：定義、原則和規則》GB311.1的規定執行。

8.5.2換流站設備的絕緣配合宜按照現行國家標準《絕緣配合第3部分：高壓直流換流站絕緣配合程序》GB/T311.3的規定執行

8.5.3油浸式絕緣設備的基本操作沖擊耐壓水平(BSL)與基本雷電沖擊耐壓水平(BIL)的比值應不大于0.83。所有計算出的試驗水平應靠至高一級的IEC標準試驗水平。

8.5.4對安裝在海拔高于1000m地區的設備，應考慮海拔修正。

8.6爬電比距

8.6.1對安裝在海拔高于1000m地區的設備，爬電比距應考慮海拔影響。

8.6.2所有戶外交流設備的統一爬電比距可按照現行國家標準《污穢條件下使用的高壓絕緣子的選擇和尺寸確定》GB/T26218的規定執行。

8.6.3直流側的爬電比距應以換流站在正常運行條件下對地的最高直流運行電壓計算。

8.6.4閥廳內設備(包括閥的外絕緣和套管)爬電比距宜不小于14mm/kV。

8.6.5戶外瓷質支柱絕緣子和垂直套管的最小爬電比距宜根據積污以及絕緣子直徑等條件，經外絕緣設計得出。

8.6.6合成或裸瓷加涂RTV的戶外套管的爬電比距不宜小于可能用在同一設備上的瓷質套管爬電比距的75%。

8.6.7當積污水平較高時，可考慮采用戶內直流開關場。

9暫態電流計算

9.0.1暫態電流計算應計算換流站設備承受的最大電流應力，包括暫態電流峰值和電流平方時間積(如需要)。

9.0.2暫態電流計算應提供下列設備的電流應力：

1橋臂電抗器電流應力;

2VSC閥電流應力;

3直流極母線設備的電流應力;

4直流斷路器(如有)的耐受電流及開斷電流;

5直流電抗器(如有)的電流應力。

9.0.3暫態電流計算應考慮柔性直流系統運行過程中的極端故障，應包括但不限于：

1交流相間短路：

1)聯接(換流)變網側兩相短路;

2)聯接(換流)變網側三相短路;

3)聯接(換流)變閥側兩相短路;

4)聯接(換流)變閥側三相短路;

5)橋臂電抗器閥側兩相短路;

6)橋臂電抗器閥側三相短路。

2直流側短路故障：正負極間短路故障。

3接地短路：

1)聯接(換流)變閥側單相接地故障;

2)上、下橋臂電抗器閥側單相接地故障;

3)極線接地故障。

9.0.4暫態電流計算時應考慮交直流系統的極端運行方式，可采用解析計算方法或仿真計算方法，并留有適當裕度。

9.0.5根據設備耐受暫態電流峰值的能力、系統對換流站的故障穿越要求以及直流斷路器的開斷能力，可配置限流電阻或(和)電抗器。

9.0.6根據設備耐受電流平方時間積的能力可在電流衰減回路中配置電阻，且電阻不應帶來換流站損耗的明顯增加。

10通信系統干擾

10.0.1應根據工程需要提供必要的抗干擾設備。

10.0.2當直流系統以不同功率輸送方式和功率水平運行時，由換流站產生的電磁幅射所引起的無線電干擾水平(RIL)在下列規定的位置和輪廓線處，以及在下列規定的頻率范圍內，應不超過40mV/m。

1規定的位置為：在距換流站圍墻450m周邊，從450m周邊距交直流線路最近一相(極)導線150m至換流站5km處距同一導線40m的直線段處進行選點測量(圖10.0.2中的輪廓線)。

2在閥廳外面不另設屏蔽的條件下，在0.5MHz到20MHz的所有頻率上，RIL應滿足這一指標。測量裝置應設定為準峰值模式進行。如果出現低重復率型噪聲，應將檢測裝置設定為峰值方式進行附加測量。

圖10.0.2無線電干擾測量輪廓線示意圖

10.0.3電視干擾水平(TVIL)在10.0.2條規定的地點或輪廓線處，應不超過10mV/m。

10.0.4電力載波通信和通信明線的干擾限值應滿足表10.0.4的規定。

表10.0.4電力載波通信和通信明線的干擾限值

11噪聲要求

11.0.1換流站噪聲應符合現行國家標準《工業企業廠界環境噪聲排放標準》GB12348、《聲環境質量標準》GB3096、《聲環境功能區劃分技術規范》GB/T15190的規定。

11.0.2換流站設備噪聲限制水平應根據審定的工程環境影響評價報告提出的廠界噪聲標準確定。

11.0.3換流站噪聲控制措施應按照換流站布置設計和設備設計相結合的原則考慮。換流站布置設計應合理安排主要的噪聲發聲設備的布置，盡量利用自然地形或換流站設備和其它建筑物的屏蔽效應來阻止噪聲向聲音敏感方向傳遞。

11.0.4換流站設備噪聲限制措施應根據噪聲限制水平經計算確定。

12可靠性和可用率

12.0.1柔性直流系統的設計應能防止由于設備故障、誤動作或運行人員錯誤而引起的錯誤的功率反轉。

12.0.2柔性直流系統換流站輔助系統和相關的控制和保護系統設計應保證單個元件故障不引起直流輸送功率減少。所有的冷卻系統中冷卻泵、冷卻風扇和熱交換器應留有足夠的備用容量，允許冷卻系統中任何單一設備損失時不減少柔性直流系統功率輸送容量。為了滿足這些要求，必要時應將冷卻泵、冷卻風扇和熱交換器雙重化。

12.0.3雙極柔性直流系統在正常平衡的雙極運行條件下，單一故障應不引起設備強迫停運而導致直流輸送功率的減小大于一個極的額定功率。

12.0.4雙極柔性直流系統換流站的設計應允許一個極(或單元)維修而另一極(或單元)運行。每極的計劃檢修每年不應多于一次。換流站設計應保證不因維修而引起全站停電。

12.0.5對于雙極柔性直流系統，直接與系統輸送功率相關的控制和保護設計應保證元件的常規故障不引起直流輸送容量的減小大于一個極的額定容量。

12.0.6柔性直流系統二次回路設計應遵循下列原則：

1應用最簡單的設計實現所需要的功能;

2宜采用被證明是可靠的元件;

3宜利用設計經驗并采用沖擊保護，濾波和接口緩沖器，以保證消除敏感元件和電路因外部電纜和接線感應的電壓和電流引起的損壞和干擾;

4宜采用某些元件故障后仍能正常工作的設計和自檢設計;可通過雙重化或三重化，采用備用元件、設備控制電纜和回路等措施，同時在任何需要的地方利用自動轉換裝置滿足可靠性和可用率要求。

5可提供在元件故障時轉換到簡單的運行模式的設計;

6應提供報警、故障指示、監視和試驗設備;

7應提供清楚、易讀的圖紙和足夠詳細的手冊;

8可采用模塊結構，便于快速更換有元件或組件故障的模塊;

9在可行的地方，可將備用控制電纜和電路在物理上分開。

12.0.7雙極柔性直流系統可靠性指標可參考下列要求：

1強迫能量不可用率不宜大于1.0%;

2計劃能量不可用率不宜大于2.0%;

3單極強迫停運次數不宜大于5次/(極×年);

4雙極強迫停運次數不宜大于0.2次/(極×年)。

12.0.8對稱單極柔性直流系統可靠性指標可參考下列要求：

1強迫能量不可用率不宜大于1.0%;

2計劃能量不可用率不宜大于2.0%;

3強迫停運次數不宜大于5次/(極×年)。

12.0.9在評價柔性直流系統設計的可靠性和可用率時，應考慮被評價的承包商職責范圍內的任何設備的故障或誤動作所引起的直流輸送能力的減少，包括但不限于下列故障：

1因電干擾或不正確的整定引起的控制和保護系統誤動作;

2啟動換流器失敗;

3完成操作順序失敗;

4交流系統故障或柔性直流系統故障后在規定的時間內恢復失敗，而此時承包商供貨范圍外的系統條件不妨礙恢復;

5柔性直流系統運行時，額定輸送容量或固有負荷容量的任何減少。

12.0.10用于設計評價和用于柔性直流系統性能評價的任何停運持續時間，應建立在下面的基礎上：

1無論任何原因發生直流輸送能力低于它的額定值時，停運開始;

2當直流輸送能力返回額定值時，停運結束;

3用于設備維護和修理的實際工作時間應包含在停運持續時間內，含確定停運原因所需的時間、投切和清除所需要的時間;

4需要用備用的聯接(換流)變壓器或限流電抗器更換故障設備的停運時間將不包括在內。

5當完成了驗收試驗和接收，柔性直流系統進入商業運行時，開始進行可用率和可靠性評價。

13換流站一次設備參數要求

13.1VSC閥

13.1.1應提出與VSC閥相關的系統運行參數，以及VSC閥的性能參數，包括但不限于下述內容：

1額定直流電流;

2額定橋臂電流;

3最大連續運行橋臂電流;

4額定直流電壓;

5最大持續直流電壓;

6VSC閥暫態電流應力;

7環流電流抑制要求;

8子模塊最小串聯數量;

9子模塊電容值;

10額定調制比，調制比范圍;

11極線最大暫態過電壓

12中性線最大持續直流電壓(如有);

13子模塊冗余率;

14跨閥兩端子間的操作耐受水平SIWL和雷電沖擊耐受水平LIWL(適用時);

15直流極線閥側高壓端對地絕緣水平;

16聯接(換流)變壓器閥側對地絕緣水平;

17中性線絕緣水平(如有);

18VSC閥的絕緣試驗、運行特性試驗等試驗項目、試驗方法和試驗參數的要求;

19損耗要求(如工程需要)。

13.2聯接(換流)變壓器

13.2.1應提出與聯接(換流)變壓器有關的系統運行參數和性能參數要求，包括但不限于下述內容：

1變壓器型式;

2變壓器相數;

3額定容量;

4短路阻抗;

5額定電壓及分接頭范圍：包括分接頭在0檔位時的額定電壓、穩態最大電壓和最小持續電壓;

6額定電流;

7空載電流;

8額定頻率;

9冷卻方式;

10絕緣水平：短時工頻耐受電壓、雷電全波/截波沖擊耐受電壓(峰值);

11損耗：空載損耗、負載損耗和總損耗;

12溫升：平均溫升、頂層油溫升、鐵心和結構件溫升;

13噪聲水平;

14套管：型式、額定電壓、額定電流、內/外絕緣短時工頻耐受電壓(方均根值)、雷電全波/截波沖擊耐受電壓(峰值)、爬電距離。

13.3橋臂電抗器

13.3.1應提出與橋臂電抗器有關的系統運行參數和性能參數要求，包括但不限于下述內容：

1電感參數：額定電感、電感值允許誤差;

2電壓參數：額定電壓、最高運行電壓;

3電流參數：額定交流電流、直流電流、最大持續運行電流、過負荷電流、暫態電流、諧波電流頻譜;

4額定頻率;

5噪聲水平;

6絕緣材料耐熱等級;

7耐氣候性能;

8接線端子允許受力;

9爬電距離：端對地、端間;

10損耗要求：包括負載損耗和雜散損耗(諧波損耗和電磁損耗)等;

11溫升要求：包括繞組平均溫升、繞組熱點溫升和熱點溫度。要求在最高環溫和各種負荷情況下，電抗器應滿足溫升限制;

12試驗參數：包括交流耐受電壓、直流耐受電壓、操作沖擊耐受水平、雷電沖擊耐受水平等。

13.4直流電抗器

13.4.1應提出與直流電抗器有關的系統運行參數和性能參數要求，包括但不限于下述內容：

1電感參數：額定電感、電感值允許誤差;

2電壓參數：額定電壓、最高運行電壓;

3電流參數：額定直流電流、最大持續運行電流、過負荷電流、暫態電流、諧波電流頻譜;

4絕緣要求：端子間、端對地的工頻耐受電壓、操作沖擊耐受電壓、雷電沖擊耐受電壓;

5噪聲級：電抗器應在額定電流和額定電壓以內的所有現場運行工況下，滿足工程噪聲等級要求。應結合電抗器降噪設備的安裝，對其冷卻器等附件提出明確的設計要求;

6損耗要求：包括負載損耗和雜散損耗(諧波損耗和電磁損耗)等;

7溫升要求：包括繞組平均溫升、繞組熱點溫升和熱點溫度。要求在最高環溫和各種符合情況下，電抗器應滿足溫升限制;

8爬電距離：端對地、端間;

9絕緣材料耐熱等級。

13.5啟動電阻

13.5.1應提出與啟動電阻有關的系統運行參數和性能參數，包括但不限于下述內容：

1額定電阻值，允許的最大電感值;

2最大電阻偏差;

3三相互差;

4冷卻方式;

5電壓：包括設備最高電壓、額定電壓、短時工頻對地電壓、穩態對地最大電壓和長期對地最大電壓;

6額定頻率;

7峰值電流;

8最小電流;

9持續時間;

10沖擊能量;

11電阻器對地1min工頻耐壓;

12雷電沖擊耐受水平：端對地、端間;

13操作沖擊耐受水平：端對地、端間;

14爬電距離：端對地、端間;

15溫升要求：包括不同材料下的溫升限制;

16聲級限制。

13.6接地裝置

13.6.1應根據具體工程要求，確定是否需要采用接地裝置。接地相關設備可選用電阻器、電抗器或電容器等，應根據不同接地方式提出相關設備的性能參數。

13.6.2應對接地電抗器的性能參數提出要求，包括但不限于下述內容：

1電感參數：額定電感、電感值允許誤差;

2電壓參數：額定電壓、最高運行電壓、端對地電壓;

3頻率：額定頻率;

4電流參數：額定交流電流、平均直流電流，暫態電流;

5絕緣要求：端子間、端對地的工頻耐受電壓、操作沖擊耐受電壓、雷電沖擊耐受電壓;

6噪聲限制;

7損耗要求;

8溫升要求;

9爬電距離：端間和端對地。

13.6.3應對接地電阻的性能參數提出要求，包括但不限于下述內容：

1額定電阻值，允許的最大電感值;

2最大電阻偏差;

3端子對地電壓;

4平均直流電流;

5峰值電流;

6暫態吸收能量;

7最大穩態損耗;

8絕緣水平：端子間、端對地的工頻耐受電壓、操作沖擊耐受電壓、雷電沖擊耐受電壓;

9溫升要求;

10爬電距離。

13.6.4應對接地電容器的性能參數提出要求，包括但不限于下述內容：

1電容參數：額定電容、電容值允許誤差;

2電壓參數：額定電壓、最高運行電壓、端對地電壓;

3頻率：額定頻率;

4電流參數：額定交流電流、平均電流;

5絕緣水平：端子間、端對地的工頻耐受電壓、操作沖擊耐受電壓、雷電沖擊耐受電壓;

6損耗要求;

7溫升要求;

8爬電距離。

13.7直流開關

13.7.1在換流站直流母線上如安裝直流斷路器，應提出直流斷路器的性能參數，包括但不限于下述內容：

1額定直流電流、最大持續運行電流;

2額定直流電壓、最大直流電壓、暫時過電壓;

3暫態電流峰值

4短時耐受電流;

5分斷時間;

6最大分斷電流;

7絕緣要求：端子對地的操作耐受水平和雷電耐受水平、斷路器端間試驗耐壓水平、斷路器支架耐壓水平;電壓分布不均勻系數(如有);

8可靠性要求;

9爬電距離;

10損耗要求。

13.7.2在換流站直流母線上可安裝極母線隔離開關，便于極母線設備退出運行和檢修，該開關應為電動并手動操作。應提出直流隔離開關的性能參數，包括但不限于下述內容：

1電流值：包括額定直流電流，額定短時耐受電流和額定峰值耐受電流;

2額定電壓;

3合閘狀態下電流應力，包括暫態電流峰值，短時耐受電流;

4斷口間/對地雷電沖擊耐受水平;斷口間/對地操作沖擊耐受水平;

5最小直流電壓耐受能力;

6正常合分時間;

7爬電距離;

8操作循環。

13.7.3在閥廳穿墻套管的閥廳側應安裝閥廳內接地開關;該接地開關應為電動并手動操作。接地開關應具備機械聯鎖功能。應提出接地開關的性能參數，包括但不限于下述內容：

1電流值;

2額定電壓;

3絕緣要求，包括端對地的工頻耐受電壓、操作沖擊耐受電壓、雷電沖擊耐受電壓;

4正常合分時間。

13.7.4在雙極接線系統中，若需要配置直流旁路開關，應提出旁路開關的性能參數，包括但不限于下述所列內容。

1開關類型;

2斷口數量;

3額定電壓;

4最高電壓;

5額定電流;

6額定峰值耐受電流;

7額定合閘電流;

8直流轉換電流;

9瞬態恢復電壓(TRV);

10瞬態恢復電壓上升率;

11燃弧時間;

12額定直流耐壓(濕試);

13雷電沖擊耐受水平;

14操作沖擊耐受水平;

15操動機構類型;

16主觸頭接觸電阻;

17絕緣介質;

18單次儲能的操作次數;

19動作時間：包括合閘時間和開斷時間;

20復合支柱絕緣子參數：包括平均直徑、最小爬距和最小干弧距離。

13.7.5若需要配置直流轉換開關，應提出直流轉換開關的性能參數，包括但不限于下述所列內容。

1額定電壓;

2合閘狀態的峰值耐受電流和短時耐受電流;

3雷電沖擊耐受水平;

4操作沖擊耐受水平;

5標稱合閘時間;

6操作循環狀態。

13.8避雷器

13.8.1應提出避雷器的性能參數，包括但不限于下述內容：

1額定電壓;

2最大持續運行電壓;

3標稱放電電流;

4殘壓：不同配合電流下雷電沖擊、操作沖擊以及陡波沖擊下的殘壓;

54/10;下短時大電流耐受能力;

6壓力釋放能力;

7避雷器外套絕緣耐受能力，包括雷電沖擊、操作沖擊和交直流(濕試)耐受;

8避雷器外套爬電距離;

910ms方波沖擊額定能量吸收能力;

10并聯柱數及最大電流分配系數;

11能量吸收能力;

12最大能量耗散后閥片最大溫升。

13.9測量裝置

13.9.1直流電壓測量裝置應滿足下列要求：

1應提出與直流電壓測量裝置有關的系統運行參數和性能參數要求，包括但不限于下述內容：

1)電壓定值：包括額定直流電壓和最大持續運行電壓;

2)測量范圍;

3)隔離的A/D系統輸出;

4)標稱電阻參考值;

5)穩定性要求;

6)測量系統的階躍響應;

7)標稱直流電壓下通過直流母線與分壓抽頭之間高壓臂電阻的額定熱電流;

8)電阻的溫度特性;

9)采樣頻率;

10)測量系統精度;

11)分壓器本體的邊界頻率(-3dB)

12)試驗參數：包括60min干試直流耐受試驗電壓、雷電沖擊試驗電壓、1min工頻耐受試驗電壓、無線電干擾試驗電壓、工頻耐壓水平等;

13)懸掛式裝置的絕緣外套：應提出懸掛式直流電壓測量裝置絕緣外套的平均直徑和最小爬電距離。

2直流電壓測量裝置技術規范應滿足現行國家標準《高壓直流輸電系統直流電壓測量裝置》GB/T26217的要求。

3直流電壓測量裝置采樣到數據傳輸的總延時，應確保滿足柔性直流輸電系統控制保護的要求。

4直流電流測量系統應具有良好的抗干擾性能。

13.9.2直流電流測量裝置應滿足下列要求：

1應提出與直流電流測量裝置有關的系統運行參數和性能參數，包括但不限于下述內容：

1)電流定值：包括額定一次電流、最大持續過電流、以及額定短時耐受電流和額定峰值耐受電流、動穩定電流;

2)電壓定值：包括接入點最大持續運行電壓;

3)測量范圍;

4)額定一次電流時互感器各部位的溫升;

5)采樣頻率;

6)最小截止頻率(-3dB);

7)輸出信號數據速率;

8)最大允許光纖傳輸信號衰減;

9)頻率響應;

10)階躍響應上升時間;

11)采樣精度;

12)響應時間;

13)絕緣水平;

14)爬電距離;

15)試驗參數：包括直流耐受試驗、副邊繞組60s工頻耐受電壓和原邊繞組60s工頻耐受電壓值、雷電沖擊耐受水平和操作沖擊耐受水平;

16)懸掛式裝置的絕緣外套：應提出懸掛式直流電流測量裝置絕緣外套的最大平均直徑和最小爬電距離。

2直流電流測量裝置技術規范應滿足標準應滿足現行國家標準《高壓直流輸電系統直流電流測量裝置》GB/T26216的要求。

3任何用于控制的直流電流測量系統，當被測電流在最小保證值和1.5倍額定電流之間時，測量誤差應不大于額定電流的±0.2%;在被測電流達到額定電流的300%時，測量誤差應不大于額定電流的±10%。所有用于同一功能的多個直流電流測量系統，在被測電流為額定電流的150%及以下時應具有等于或優于±1%的配合精度;當被測電流為額定電流的150%至300%之間時，測量系統的精度應能保證設備正確動作。

4直流電流測量裝置采樣到數據傳輸的總延時，應確保滿足柔性直流輸電系統控制保護的要求。

5直流電流測量系統應具有良好的抗干擾性能。

13.9.3應提出交流電壓互感器的額定參數以及性能參數，包括但不限于以下內容：

1頻率：包括額定頻率、穩態最大頻率和穩態最小頻率;

2電壓：包括設備最高電壓、系統額定電壓、系統穩態對地最大電壓和系統長期對地最大電壓;

3電容：包括額定電容和電容偏差;

4絕緣水平：包括雷電沖擊耐受水平和操作沖擊耐受水平;

5工頻耐受試驗電壓：包括原邊端子對地、低壓端子對地和二次繞組;

6溫度范圍;

7二次繞組數據：包括二次繞組的比率、每相額定容量、精度等級等;

8最小爬電距離。

13.9.4應提出交流電流互感器的額定參數以及性能參數，包括但不限于以下內容：

1最大持續電壓;

2額定頻率;

3電流定值：包括額定原邊電流、最大持續過載電流、額定短時耐受電流和額定峰值耐受電流;

4測量設備數據：包括測量范圍和飽和水平;

5精度：包括精度等級和保護等級;

6階躍響應時間;

7頻率響應：包括額定電流和頻率時最大允許振幅誤差和最大允許相位偏移量;

8最小截止頻率;

9光纖最大衰減、總衰減和傳感器和連接室間的衰減。傳感器與接線端子盒箱的光纖傳輸損耗不宜大于2dB，總的傳輸損耗不宜大于6dB;

10絕緣子最小外爬電距離;

11試驗電壓：包括相對地試驗電壓、局部放電測量電壓、外部電暈和RIV試驗電壓、最大可接受RIV水平、端子對地雷電沖擊耐受試驗水平及端子對地操作沖擊耐受濕試驗水平等。

14換流站控制保護系統

14.1概述

14.1.1柔性直流控制保護系統應包括換流站運行人員控制、交直流站控制、直流控制、直流保護、通信系統、換流站主時鐘系統、直流線路故障定位、故障錄波、保護故障錄波信息管理子站、電能量計量系統及上述系統與通信系統的接口等裝置。對于具體的柔直工程所要求的特殊設計，則應視該工程技術規范要求，在本標準基礎上進行相關研究，經過完善和優化，最終完成換流站控制保護系統成套設計。

14.1.2柔性直流輸電系統的控制保護體系結構、功能配置和總體性能應與工程的主回路結構和運行方式相適應，保證柔性直流輸電系統的安全穩定運行，并滿足系統可用率的要求。

14.2換流站控制保護系統總體要求

14.2.1柔性直流換流站的控制系統應依據其控制對象和功能進行分層結構設計，分為系統級，站級，極級，換流器級等。對于多端柔性直流系統，可設置主控制中心，以實施各站之間的協調配合控制。主控制中心可設置在某一換流站內，也可設置在遠方調度中心。

14.2.2硬件配置和軟件應滿足以下要求：

1柔性直流換流站控制系統應采用完全雙重化設計，應確保直流系統不會因為任一控制系統的單重故障而發生停運，也不會因為單重故障而失去對換流站的監視。

2柔性直流保護系統應采用三重化設計。

3控制保護系統宜采用模塊化、分層分布式、開放式結構。

14.2.3控制保護系統通信應滿足以下要求：

1各分層結構內容，以及相互之間的通信規約應符合國家或國際標準。

2通信系統應合理設計，確保不發生通信堵塞。

3通信系統宜采用冗余配置，各獨立環節應最大程度地保持其獨立性，盡量減少信息交換問題引起的不可靠因素。

14.2.4應提出柔直換流站控制保護系統的可靠性指標，包括使用壽命、無故障時間、自檢能力、抗干擾能力、保密性、電源回路可靠性等。

14.3運行人員控制系統

14.3.1運行人員控制系統應滿足下列總體要求：

1運行人員控制系統功能配置應考慮柔性直流工程的特殊要求，與柔性直流輸電系統的主回路結構以及運行方式相適應。

2運行人員控制系統應具有運行操作控制、系統監視、歷史和實時數據管理、基本操作培訓、設計文件和控制保護軟件管理等功能。

3系統應采用標準化、網絡化、維護方便的結構，并具有高度的可靠性和安全性，應具備較大信息容量和較高處理能力。

4運行人員控制系統應具有優化的人機界面，其內容應覆蓋運行人員對系統運行狀態和設備的操作功能及監視要求;應具有嚴格的操作權限自動識別和控制;對于運行操作應有確認和防誤功能。

5運行人員控制系統應冗余配置。

14.3.2運行人員控制系統的配置及性能應滿足以下要求：

1運行人員控制系統應由系統服務器、運行人員工作站、工程師工作站、站長工作站、培訓工作站以及站級LAN網、硬件防火墻、網絡隔離裝置等組成。所選用的計算機產品，均應考慮可靠性、可維護性、開放性和可擴展性要求。

2操作系統應符合相關國際標準規定，應支持主要的操作系統平臺UNIX或LINUX。支撐軟件應符合《地區電網調度自動化系統》GB/T13730-2002中3.4.3的規定。

14.3.3運行人員控制系統的功能設計應滿足以下要求：

1控制功能設計應滿足下列要求：

1)對于控制位置的選擇，應確定運行人員控制位置的分布和優先級關系，并具有各控制位置之間靈活、可靠的轉移功能。

2)對于系統狀態的選擇，應對換流站柔性直流系統的連接狀態進行定義，并確定其狀態的選擇操作方式。

3)對于柔性直流系統運行接線方式的選擇，應根據系統性能要求，確定系統所有允許的接線方式的選擇操作，并滿足控制保護系統成套設計要求的運行方式轉換功能。

4)對于柔性直流系統運行控制方式的選擇，應根據系統性能要求，確定系統所有允許的運行/控制方式的選擇操作方式，包括其相關的運行參數的設定。

5)對于試驗方式的選擇，應提出運行人員控制系統在系統投運前的調試、檢修或更新改造后的系統、線路或設備的調試控制功能要求，確定操作方式。

6)對于啟/停方式選擇，應結合具體工程實際，選擇合理的柔性直流系統的啟動、停運方式，保證系統在啟停過程的平穩。

2對于監視功能設計，監視內容應至少包括柔性直流系統實時運行方式和運行值，站內各設備的狀態和運行參數，運行控制指令，事件順序和中央報警、趨勢記錄、在線諧波監視等。其顯示方式、數據保存方式應滿足運行要求，同時應滿足遠方調度中心的要求。

3對于人機接口設計，應具備友好的工作站人機界面，界面的設計滿足運行監控的要求，應具備報警功能、趨勢瀏覽、報表和打印等。人機界面軟件應便于修改和擴展。

4應滿足包括順序時間紀錄、運行人員培訓功能的要求、軟件或參數的修改以及對站內管理等其他功能要求。

14.4交直流站控系統

14.4.1交直流站控系統應滿足下列總體要求：

1站控系統應用于換流站內執行運行人員控制系統(包括遠方調度中心)、極/換流器控制或直流保護系統的控制、保護指令。

2應實現交、直流開關場的順序控制、聯鎖和同期控制。

3應對交、直流回路開關及輔助設備的狀態及測量參數進行監視和傳輸。

14.4.2交直流站控系統的配置及性能應滿足下列要求：

1基本配置應包括但不限于：

1)控制主機及控制軟件，包括控制功能和自檢軟件;

2)站控系統與控制保護系統其他設備的接口、通信介質、通信接口及規約;

3)每個交流間隔的測/控接口設備;

4)直流場測/控接口設備;

5)輔助系統測/控接口設備;

6)變壓器、電抗器(油浸式)本體非電量保護接口設備(如需)。

2數據采集和傳輸的配置應包括但不限于：

1)應根據控制保護設備總體配置原則和測量設備的配置情況，確定各種信息的采集傳輸方式、精度、速率，以及冗余的要求，以確保信息傳輸的可靠、準確和高速。

2)數據采集和傳輸設備應包括就地I/O采集單元和就地傳輸總線。就地I/O單元應采用分布式、冗余配置。

3)對于總線傳輸方式，應符合相關國際標準，其傳輸速率、傳輸距離、通信規約、抗干擾能力以及自檢能力應滿足換流站控制保護系統分布式設計的要求、控制保護分層結構的要求、冗余要求。

4)數據采集系統應具有良好的抗干擾措施。

3應具有以下自檢功能：

1)站控系統應具有完整的自檢功能，包括硬件故障、軟件故障、通信故障的自檢、顯示和避免系統停運的處理。

2)應區分和顯示站控主機的值班、備用、檢修(測試)狀態，以及各狀態之間的轉換原理和切換至冗余系統的條件和邏輯。

3)應合理設計站控冗余系統切換時，其他相關的冗余設備的響應。

14.4.3交直流站控系統的功能設計應滿足下列要求：

1應為交流場和直流場斷路器、隔離開關、接地開關的斷開、閉合操作設計合理的順序控制功能，并確定軟、硬件的聯鎖方式。

2監視功能應包括以下要求：

1)應采集交/直流場的斷路器、隔離開關、接地開關的狀態信號。

2)應采集交/直流場、閥廳及所有輔助系統的主要設備的狀態和報警信息。

3應設計換流站交流系統的同期功能，確定同期點和同期范圍。

4應采集相關交直流回路測量設備輸出的模擬量，并傳輸至其他相關系統。

5在線諧波監視的分析、顯示和輸出功能應包括在站監控系統功能中。

6應根據工程需要，對其他站控功能進行描述

14.5直流控制系統

14.5.1直流控制系統應滿足下列總體要求：

1直流控制系統應進行分層配置。

2直流控制系統應根據換流站主回路設計、主設備性能要求，以及系統動態性能研究結論，確定單極、雙極控制策略及其主要控制參數范圍。

3直流控制系統應可執行換流站內運行人員控制系統(包括遠方調度中心)或直流保護系統的控制、保護指令。

4直流控制系統應具備順序控制、協調控制、空載加壓試驗控制、過負荷限制、聯接變壓器分接開關控制、附加控制、閥解鎖/閉鎖順序、自診斷等功能。

5直流控制系統應具備向閥控系統發出控制指令功能，包括解閉鎖指令、參考波指令等。

6直流控制系統應具備對交、直流回路開關及輔助設備的狀態及測量參數進行監視和傳輸功能。

14.5.2直流控制系統的配置及性能應滿足下列要求：

1基本配置應包括但不限于：

1)控制主機及控制軟件。

2)與控制保護系統其他設備的接口、通信介質、通信接口及規約。

3)直流場極測/控接口設備。

4)與換流閥及其閥基電子回路觸發脈沖、故障信息和保護要求的接口設備。

5)與換流器冷卻系統監控接口屏。

6)聯接(換流)變壓器、直流電抗器(油浸式)本體非電量保護接口設備。

7)直流遠動系統接口設備。

2直流控制系統性能的基本要求應包括：

1)確定控制系統動態響應特性要求。

2)確定直流電流、直流電壓、直流功率控制精度。

3)主機負荷率應不超過50%。

4)應合理設計軟件中斷結構。

5)應合理設計控制系統的參數，避免發生柔性直流系統的諧振。

6)控制系統應具有完整的自檢功能。

7)應區分和顯示控制主機的值班、備用、檢修(試驗)狀態，還應合理設計控制冗余系統切換時，其相關的其他冗余設備(系統)的響應。

14.5.3直流控制系統的功能設計應滿足下列要求：

1換流站控制系統功能應包括順序控制及聯鎖、有功功率/無功功率控制、交流電壓/交流頻率控制、控制模式選擇與切換功能等功能。

2順序控制及聯鎖功能應滿足下列要求：

1)所有控制操作，應設計有安全可靠的聯鎖功能。

2)聯鎖應包括硬件聯鎖和軟件聯鎖。

3)聯鎖功能應能在各個操作層次實現。

4)為便于運行檢修或緊急情況操作，應配置就地可以投/退聯鎖功能的手段。

3控制模式切換過程應平滑，不應引起系統保護動作和閉鎖;

4柔性直流系統的啟動和停運應避免產生過壓、過流擾動。

5應能自動控制聯接(換流)變分接頭位置，使得換流器調制比處于合適范圍。

6換流器應接收站控傳來的功率控制方式和功率給定值，將其與反饋值進行比較，將誤差經PI調節器計算，經限幅后作為有功電流及無功電流給定值。

7換流站應接收站控傳來的直流電壓控制方式，以及直流電壓給定值，將其與反饋值進行比較，將誤差經PI調節器計算，經限幅后作為有功電流給定值。

8內環控制環節應接收來自外環控制的有功、無功電流的參考值，并快速跟蹤參考電流，實現換流器交流側電流幅值和相位的直接控制。

9在孤島運行方式下，換流器應接收站控傳來的電壓幅值和頻率指令信號，對換流器進行開環控制，得到換流器三相參考信號。

10應對功率模塊運行狀態進行監視，并將運行狀態數據傳輸至監控系統。

11直流控制系統應能對換流站內所有設備的運行狀態與操作進行全面的監視，監視信號應能上傳到運行人員控制系統和遠動系統;應能獨立完成自身監視和相互監視，自動實現故障監視后的處理。

14.6直流保護系統

14.6.1直流保護系統應滿足下列總體要求：

1應根據換流站主接線及參數的設計、主設備的應力要求、測量設備配置，以及交流系統和柔性直流系統的運行性能，進行直流保護系統的設計。

2保護區域應覆蓋完全，并能保護區域內的各種故障。

3直流保護系統應滿足可靠性、選擇性、靈敏性、速動性的基本要求：

1)任一單一元件故障都不應引起保護誤動或拒動;

2)在任何運行工況下都不應使某一設備或區域失去保護。

14.6.2直流保護系統的配置及性能應滿足下列要求：

1應滿足下列基本配置原則：

1)應保證在所有運行條件和運行方式下，直流控制、直流保護及交流保護之間的正確配合;

2)應保證其相關測量設備的精度和動態測量范圍與保護整定值或控制系統功能相匹配。直流控制和保護之間應采用相互獨立的數據采集和處理單元模塊;

3)對每一個設備都應提供至少雙重化的保護，其保護電路在物理上和電氣上都應分開;應合理設計冗余配置的范圍、接口方式，以及冗余設備之間的關系。

4)直流保護應自動適應多種運行方式工況，不需手動進行保護定值和功能的切換。

2各保護的基本配置應包括但不限于：

1)保護裝置及保護軟件;

2)與控制保護系統其他設備的接口、通信介質、通信接口及規約;

3)測量元件及回路;

4)跳閘回路;

5)對于聯接(換流)變壓器、電抗器(油浸式)本體非電量保護的接口設備。

3應在系統研究、一次成套設計及設備性能研究，以及系統暫態和動態性能研究的基礎上，確定直流保護原理并保證以下性能要求：

1)當交流系統運行在任何工況時，直流保護均應能正確動作;

2)當柔性直流系統運行在任何工況時，直流保護均應能正確動作;

3)保護系統應具有合理的硬件結構，即應具有運算單元區和邏輯判斷單元區合理的設計方案;保護主機負載率應不高于50%;

4)保護軟件應具有正確的故障判據設計，應采用模塊化編制，具有保護軟件閉鎖功能;

5)保護動作應包括啟動、閉合或重合開關、啟動斷路器失靈保護等。

6)保護應僅有投入、退出兩種狀態。保護系統應有完整的自檢功能，包括硬件故障、軟件故障、通信故障的自檢和分類顯示功能。

14.6.3對于直流保護系統的功能設計，應確定各項保護的范圍和目的、主備保護原理和動作策略、保護之間及保護和控制之間的配合要求，以及定值設置原則和定值范圍，直流保護至少包括如下功能：

1交流連接母線區保護：應包括從聯接(換流)變閥側套管到橋臂電抗器網側間區域設備的接地或相間短路故障，啟動回路過載等。

2換流器區保護：應包括從橋臂電抗器網側到閥廳極線側直流穿墻套管之間設備的接地或相間短路故障、橋臂短路、換流器短路、換流器出口接地故障、換流器過應力、橋臂電抗器過應力、環流異常等。

3直流極區保護：應包括極母線及其相關設備的接地故障、直流場開路、交流開關誤跳、換流器非正常閉鎖、直流控制系統故障或交流系統異常對直流系統產生的諧波擾動、中性母線開路和對地故障、中性母線開關故障等。

4雙極區保護：應包括雙極公用連接區域和接地極引線的接地或開路故障、運行方式轉換開關和站內接地開關故障、接地極運行監視等，如果存在雙極運行并站內接地運行方式時，應具備該方式下雙極產生不平衡工況下的保護功能。

5聯接(換流)變壓器保護：應包括聯接(換流)變壓器內部故障(繞組內接地、斷線等)、聯接(換流)變壓器網側和閥側的接地和相間短路故障、聯接(換流)變過勵磁、直流電流導致的鐵芯飽和等。

6直流線路保護：應包括直流線路金屬性或高阻接地故障、開路故障、與其他直流線路或交流線路碰接的故障，金屬回線的開路，接地故障等。

14.7遠動通信系統

14.7.1遠動通信系統應滿足下列總體要求：

1直流遠動通信系統應用于對在換流站之間進行傳送的直流系統控制信號、保護信號、運行信號和監視信號進行數據處理。

2遠動通信系統設備應包括遠動局域網、遠動工作站、路由器等。

3遠動通信工作站宜冗余配置。

14.7.2遠動通信系統的配置及性能應滿足下列要求：

1直流遠動通信系統設備的供貨應滿足信號通道多重化的要求，單極的直流遠動單元應采用雙重化冗余配置，遠動設備與通信系統的接口應為冗余多重化結構。

2直流遠動通信系統應保證信號傳輸的可靠性，信號的殘余誤碼率應低于10-12。

3直流遠動通信系統應滿足抗干擾性要求，并不會對站內的控制保護設備、運行人員控制和監視設備產生任何電氣干擾。

4直流遠動通信系統應為各種類型的遠動信號提供25%的備用信號傳輸容量。

14.7.3遠動通信系統的功能設計應滿足下列要求：

1直流遠動通信系統應具有手動切換主數據通道到備用數據通道的功能，還應具有主備用通道自動切換功能。

2直流遠動通信系統應具備誤碼檢測功能。

3每個遠動通信通道都應具有狀態指示，表明通道的接收是否正常。

4每個冗余控制或者保護系統都對自身的遠動通道進行監視，當出現故障時各冗余系統均能報警。

5每個控制保護系統的遠動系統故障時，都應發出報警事件。

14.8站主時鐘系統

14.8.1站主時鐘系統應采用全球衛星定位系統作為統一的時間基準。

14.8.2柔性直流換流站應配置1套時間同步系統，作為全站統一的時間基準。

14.8.3時間同步系統的時鐘源應雙重化配置，應能同時接收北斗衛星導航系統和全球衛星定位系統的對時源。在地面時間中心存在時，也可根據需要接收地面時間中心通過網絡傳遞來的基準時間信號。

14.8.4時間同步系統對時范圍應包括站內所有需要對時的控制、保護、監視和智能設備。時間信號輸出單元應能滿足所有設備的對時需求。

14.8.5時間同步系統的主時鐘宜布置在主控樓內，在各繼電器小室配置相應的時鐘擴展裝置。

14.9直流線路故障定位系統

14.9.1直流線路故障定位系統應能通過直流保護的配合和故障信息分析正確地識別所監視線路的故障，有效地防止系統的誤動和漏檢。

14.9.2直流線路故障定位系統的配置及性能應滿足下列要求：

1柔性直流系統的每端換流站均應配置直流線路故障測距裝置，其原理宜采用行波檢測原理。

2柔性直流換流站直流線路故障測距裝置宜單套配置，也可雙重化冗余配置。

3故障定位系統在每極直流線路上安裝的故障電氣量探測設備應具有足夠高的精度。

4故障定位系統的軟件應使用高級軟件編寫，此軟件應能對各子系統的狀態進行監視，并具有自檢功能。

14.10故障錄波系統

14.10.1故障錄波系統應滿足下列總體要求：

1為便于故障分析和事故處理，柔性直流換流站內應配置暫態故障錄波裝置，記錄換流站一、二次設備故障或系統操作引起的暫態過程，以及直流控制保護系統在該過程中的動作行為。

2換流站內故障錄波裝置宜采用分散布置。

3換流站內交直流暫態故障錄波裝置應單獨組網，將故障錄波數據上傳至保信子站。

4暫態故障數據采集裝置應有足夠的抗干擾能力。

5故障錄波裝置應配備必要的分析軟件，以對各故障錄波數據進行分析。

14.10.2故障錄波系統的配置及性能應滿足下列要求：

1應依據當時先進的計算機性能進行配置。

2故障錄波系統應對以下指標提出要求：

1)時間精度。

2)記錄時間和采樣頻率。

3交流額定電流(有效值)、交流額定電壓(有效值)、直流額定電流和直流額定電壓應以工程規定的額定值為標準，選擇合適的線性測量范圍。

4應提出啟動參量要求，對內部自啟動判據提出推薦值：

1)交流各相和零序電壓突變量;

2)交流電壓越限;

3)直流電壓突變量;

4)直流電壓越限;

5)中性點電流;

6)電流變化;

7)保護跳閘信號;

8)換流閥閉鎖信號;

9)手動啟動信號;

10)其他指定信號。

5如果工程有特殊要求，可按照實際情況優化設計以上性能指標。

14.10.3故障錄波系統的功能設計應滿足下列要求：

1換流站暫態故障錄波裝置應采用獨立的設備，收集和記錄全部規定的故障模擬量數據和直接改變系統狀態的開關狀態、保護跳閘命令、安全自動裝置的操作命令等。

2故障錄波裝置應考慮足夠的裕度或方便擴展的接口。

3故障錄波裝置應包括但不限于以下功能：

1)數據緩存;

2)啟動及聯合啟動;

3)波形記錄;

4)故障數據存儲;

5)故障分析;

6)信息傳輸。

14.11保護故障錄波信息管理子站

14.11.1保護及故障錄波信息管理子站應滿足下列總體要求：

1保護及故障錄波信息管理子站(簡稱保信子站)主要功能應包括站內所有交流、直流保護和故障錄波裝置的數據采集、通信規約轉換、向調度端主站系統的數據傳送、遠方保護定值的調用和修改、數據就地存儲以及應用事故高級分析等。

2保信子站應按照與監控系統相互獨立的原則建設。

14.11.2保護及故障錄波信息管理子站的配置及性能應滿足下列要求：

1柔性直流換流站應配置交、直流系統共用的保護及故障信息管理系統子站。

2保護及故障錄波信息管理子站應采集交/直流系統保護、元件保護、交/直流系統故障錄波裝置的信息。

3保護及故障錄波信息管理子站與保護裝置之間的通信應采用標準的網絡接口和通信協議。傳輸速率應滿足信號傳輸機通信接口要求。

4保護及故障信息管理子站應能在正常和電網故障時處理各種所需信息，并將信息上傳到調度中心，支持遠程查詢和維護。

5遙測/遙信信息響應時間、實時數據更新周期、GPS對時精度、控制正確率應滿足工程需要。

14.11.3保護及故障錄波信息管理子站的功能應滿足下列要求：

1完成信息的遠動通信;

2保護功能的投退;

3保護的復歸、保護定值的修改和管理;

4可在保信子站，或者接受運行人員控制系統指令，進行啟動故障錄波系統的操作;

5保信子站數據庫及其維護;

6故障錄波分析軟件功能。

14.12其他二次子系統

14.12.1對其它二次子系統的總體要求應包括：

1換流站控制保護系統的成套設計應對其與交流保護、電能量計量系統等其他二次子系統的接口提出要求。

2對于工程所要求的其他二次子系統特殊設計，應根據工程技術規范要求，在本設計標準的基礎上進行相關研究，完成換流站控制保護系統的最終設計方案。

14.12.2交流保護應滿足以下要求：

1換流站站內交流保護應包括站內交流系統的換流變壓器進線間隔斷路器保護、進線短引線保護和站用電源保護。

2交流保護應留有與站主時鐘系統及保護故障錄波信息管理子站的對時接口，以保證其時間精度。

3所有交流保護應單獨組建保護子網，通過保護子網與保護故障錄波信息管理子站進行通信，并通過子站與遠方調度中心通信。

14.12.3電能量計量系統應滿足以下要求：

1換流站電能量采集終端裝置應具有與換流站監控系統的通信接口，該通信接口應采用串口RS485。換流站監控系統應對電能量計量系統的運行進行監視，并可對計量數據進行查詢。

2換流站能量計量系統應留有與站主時鐘系統及遠方調度中心計費主站的對時接口以保證其時間精度。

14.13試驗要求

14.13.1換流站控制保護系統試驗應包括型式試驗、例行試驗、出廠見證試驗、聯調試驗和現場調試，通過上述試驗對控制保護裝置/系統的軟硬件設計、裝配、功能和性能進行全面檢驗。

14.13.2型式試驗和例行試驗應滿足下列要求：

1型式試驗應包括但不限于：環境試驗、電源擾動及斷電試驗、機械試驗、耐濕熱試驗、電磁兼容試驗。

2例行試驗應包括但不限于：設備的功能和技術性能試驗、絕緣性能試驗、通信協議一致性試驗、連續通電試驗。

14.13.3出廠試驗應滿足下列要求：

出廠試驗宜在功能試驗的基礎上進行。應根據設計要求進行系統的功能和性能試驗，以便確認以下內容，包括但不限于：設備各項功能和性能滿足設計要求、所有的硬件和軟件缺陷已發現并改正、設備的冗余配置功能正常、設備中各計算機CPU和網絡的負荷率滿足設計要求、自診斷功能有效、各接口和規約工作正常。

14.13.4二次系統聯調試驗應滿足下列要求：

1為檢驗各二次子系統之間的軟硬件接口功能、性能配合的正確性，在現場調試之前，應進行二次系統聯調試驗。

2二次系統聯調試驗的設備應包括但不限于：直流控制保護設備、閥控設備、遠動通信設備、站主時鐘設備。

3聯調試驗完成后，應至少進行100小時連續通電試驗，以檢驗系統的運行穩定性。

14.13.5現場調試應滿足下列要求：

1應檢查系統的各項功能是否實現，系統的性能指標是否達到，并對各子系統間的接口、通信、自診斷等進行全面的檢驗。

2現場驗收試驗宜分為設備調試、分系統調試、系統調試和試運行四個階段。