《防止直流輸電系統安全事故的重點要求》是為認真落實黨中央、國務院關於電力安全風險管控的重大決策部署，進一步加強直流輸電系統安全管理，在全面梳理總結直流工程規劃、建設、運行經驗與事故教訓的基礎上，國家能源局編制形成的檔案。
2022年11月28日，國家能源局綜合司印發《防止直流輸電系統安全事故的重點要求》。
基本介紹
- 中文名：防止直流輸電系統安全事故的重點要求
- 頒布時間：2022年11月28日
- 發布單位：國家能源局綜合司
通知發布,主要內容,通知全文,
通知發布
各派出機構，全國電力安全生產委員會各有關企業成員單位，有關電力企業：
為認真落實黨中央、國務院關於電力安全風險管控的重大決策部署，進一步加強直流輸電系統安全管理，在全面梳理總結直流工程規劃、建設、運行經驗與事故教訓的基礎上，國家能源局編制形成《防止直流輸電系統安全事故的重點要求》（以下簡稱《要求》），現予以印發，即日起生效，同時提出以下工作要求：
一、各電力企業要高度重視《要求》內容，聚焦直流近區電網、直流輸電線路、換流站重要設備及人員規範管理等各方面，全面加強直流輸電系統安全管理工作，切實保證有關要求在直流工程規劃設計、選型製造、基建安裝、調試驗收、運維檢修等全過程各個環節有效執行。
二、各電力企業要做好宣貫培訓，保證企業內部相關直流安全管理主體逐級傳達到位，並做好《要求》學習培訓工作。
三、各電力企業在實施過程中要及時總結分析，持續提煉運行經驗和事故教訓，如有相關意見建議請及時反饋國家能源局（電力安全監管司）。
國家能源局綜合司
2022年11月28日
主要內容
近年來，黨中央、國務院高度重視安全生產工作，出台了一系列安全生產法規制度，為能源行業相關企業開展安全生產管理工作提供了明確遵循。隨著高壓交直流混聯大電網的快速發展，直流輸電系統與交流電網的聯繫不斷增強，在提升大範圍電力資源調配能力的同時，也給傳統的電網結構與電網特性帶來了重大改變。為貫徹落實國家安全生產法規制度，強化電網、設備、人身安全管理，提升直流輸電系統本質安全水平，降低直流輸電新技術套用風險，切實防範直流輸電系統事故、設備故障發生，國家能源局組織編制了《防止直流輸電系統安全事故的重點要求》（以下簡稱《要求》）。
《要求》以防範人身傷亡、重大電網事故和重特大設備故障為導向，以確保直流輸電系統安全穩定運行為目標，以直流輸電系統規劃、設計、製造、監造、調試、建設、運維全鏈條安全管理為主線，協調電網企業不同技術路線及差異化經驗做法，在全面總結近年來直流輸電系統運行經驗和事故教訓基礎上，針對性制定防止直流輸電系統安全事故的管理、技術指導性意見措施共22章節536條，主要分為以下四個部分：
一是直流近區電網安全部分，為第一章共24條，主要針對交直流混聯電網特性，明確了直流輸電系統接入送受端交流系統的穩定特性和防禦策略要求，提出防止新能源機組大規模脫網、防止直流系統振盪等方面的措施。
二是直流線路安全部分，包括第二至第三章共70條，主要針對直流線路與接地極線路通道防護措施，明確了加強直流及接地極線路路徑走廊規劃、設防標準、通道保障等方面的相關要求。
三是直流設備安全部分，包括第四至第十七章共319條，主要針對換流變壓器、換流閥、直流控制保護系統等14類直流輸電系統關鍵設備，明確了各類型直流設備不同階段的可靠性提升管控措施。
四是防止直流典型事故部分，包括第十八至第二十二章共123條，主要針對污閃、火災、環境污染、人為誤操作等幾類典型事故，明確了絕緣設計、消防配置、參數誤整定等方面的安全管控措施。
通知全文
防止直流輸電系統安全事故的重點要求
目 錄
1 防控電網運行風險 1
2 防止直流線路故障 6
3 防止接地極及接地極線路故障 14
4 防止換流變壓器及油浸式平波電抗器故障 16
5 防止套管故障 21
6 防止開關設備故障 26
7 防止避雷器故障 29
8 防止濾波器及並聯電容故障 31
9 防止乾式電抗器故障 34
10 防止控制保護系統故障 37
11 防止測量設備故障 43
12 防止電纜及二次迴路故障 48
13 防止換流閥（閥控系統）故障 50
14 防止閥冷系統故障 54
15 防止站用電源故障 59
16 防止戶外箱櫃故障 64
17 防止站內接地網故障 68
18 防止污閃事故 71
19 防止主通流迴路接頭髮熱 76
20 防止火災事故 79
21 防止環境污染事故 83
22 防止誤操作事故 89
1 防控電網運行風險
1.1 規劃設計階段
1.1.1 直流輸電系統的規劃、設計，應根據性質作用、功能定位、系統需求確定技術路線、輸電容量、電壓等級等。應滿足交直流相互適應、協調發展的要求。
1.1.2 合理控制單一直流規模，直流輸電的容量應與送受端交流系統的短路容量匹配。
1.1.3 為保障直流換流站接入交流系統能滿足直流額定容量電力的匯集或疏散要求，送受端交流系統應進行科學分層分區，並注重各電壓等級、交直流、源網荷統籌協調發展，換流站應儘量選擇短路比（多饋入短路比）較高接入點，對於多饋入直流受端系統，應儘量分散落點，完善落點近區交流主網架。
1.1.4 為提升常規直流輸電工程送端系統的支撐能力，宜在換流站近區電網配套建設一定規模的常規電源，加強近區交流網架，保證直流近區交流線路短路、跳閘和直流閉鎖、線路短路等故障擾動期間送端過電壓水平不超過交直流設備耐受能力。
1.1.5 應通過在新能源多場站短路比不足的新能源場站加裝分散式調相機等方式，提升直流近區新能源場站的支撐能力，保證新能源發電單元升壓變低壓側的新能源多場站短路比在1.5及以上。合理安排直流和新能源運行方式，防範直流故障引起新能源連鎖脫網。
1.1.6 為控制直流群連鎖故障風險，應充分考慮多回直流間的相互作用，合理控制電網饋入直流規模，最佳化直流落點布局，宜安排直流分散接入受端系統，降低多回直流間的相互作用。
1.1.7 為保證直流受端系統發生突然失去一回線路、失去直流單極或失去一台大容量機組（包括發電機失磁）等故障時，保持電壓穩定和正常供電，不致出現電壓崩潰，應在直流受端系統中建設一定規模常規電源（含調相機）或動態無功補償裝置。
1.1.8 柔性直流聯網換流站應設計交流側充電功能，存在孤島運行工況的換流站應設計直流側充電功能。
1.1.9 針對含多個換流器的柔性直流換流站，需設計合理的功率轉帶策略，並與安穩裝置協調。轉帶功率的大小和速度應與直流系統的功率和電壓調節特性相匹配，儘可能降低換流器故障後的系統功率損失，避免引發直流系統功率盈餘而導致健全換流器閉鎖。
1.1.10 針對新能源孤島接入柔性直流系統，應根據系統需要設計功率盈餘解決方案，措施包括但不限於配置耗能裝置、控制協調配合策略、穩控裝置等方式，以滿足系統的故障穿越要求。
1.2 分析計算階段
1.2.1 直流系統規劃、設計、建設、生產運行、科學試驗、設備製造中的安全穩定計算分析工作，應嚴格落實相關國家（行業）標準中的有關要求。
1.2.2 在直流輸電工程的可行性研究工作中，應開展送受端系統穩定分析計算，做好電源與電網、直流與交流、輸電與變電工程的合理銜接，研究直流工程對整個互聯電網系統的影響，並針對存在的問題開展專題研究，明確所需採取的措施，提出安全穩定控制系統的功能設計方案。
1.2.3 直流輸電工程送受端系統安全穩定計算分析應根據系統的具體情況和要求，進行系統安全性分析，包括靜態安全、靜態穩定、暫態功角穩定、動態功角穩定、電壓穩定、頻率穩定、短路電流的計算與分析等。應重點分析交流線路短路故障引起的常規直流輸電系統單回直流連續換相失敗或多回直流同時發生換相失敗現象，並關注次同步振盪或超同步振盪問題，提出必要的解決措施。
1.2.4 直流送受端系統計算分析中應使用合理的元件、裝置及負荷模型，以保證滿足系統計算所要求的精度。計算數據中已投運部分的數據應採用詳細模型和實測參數，未投運部分的數據採用詳細模型和典型參數。
1.2.5 應校核相關接入系統繼電保護的配置方案和性能，分析直流控制保護系統與相關交流繼電保護的協調配合是否滿足系統穩定運行要求。
1.2.6 柔性直流振盪風險分析應開展以下工作：
（1） 交流系統強度和寬頻阻抗特性分析；
（2） 基於換流器的控制特性分析柔性直流寬頻阻抗特性；
（3） 綜合評估系統振盪風險；
（4） 通過最佳化控制策略調節系統阻抗特性，如有必要可裝設幅相校正器等設備。
1.2.7 新能源經直流外送系統，在新能源場站併網前，應組織開展新能源與直流運行特性和振盪專題分析，新能源場站建設單位應向電網企業提供新能源機組電磁暫態模型、機電暫態模型、新能源機組硬體控制器及控制系統參數、新能源場站拓撲結構、新能源場站設備和送出線路參數等資料，用以開展直流與新能源綜合系統阻抗特性分析。針對存在振盪風險的情況應制定有針對性的防範措施，落實避免振盪風險的新能源併網技術要求，確保滿足與直流協調運行的技術要求，確保不引起振盪。
1.3 選型製造階段
1.3.1 新建換流站交直流設備及直流近區新能源設備應具備1.3倍最高運行電壓下持續運行500ms以上的電壓耐受能力，防止直流故障擾動期間相關設備發生過電壓跳閘。
1.3.2 新能源經直流外送系統，應保證直流近區新能源機組自身併網穩定性，對新能源機組進行硬體在環等必要試驗，確保新能源機組能夠在較弱電網條件下（短路比不大於1.5）安全可靠運行。
1.4 調試驗收階段
1.4.1 直流輸電系統啟動調試前，其控制保護系統性能應能通過實時仿真系統檢驗。
1.4.2 直流輸電系統調試應滿足如下要求：
（1） 聯網的直流輸電系統應通過直流系統調試，驗證其性能符合設計和運行要求。調試報告和實測數據應報相關的電網調度機構；
（2） 直流輸電系統的穩態性能、暫態性能、動態性能應符合相關的國家或國際標準；如有特殊要求，應在工程技術規範書中明確；
（3） 直流系統的可聽噪聲、交流側諧波干擾、直流側諧波干擾、損耗等指標應符合相關的國家或國際標準；
（4） 換流站的無功補償設備，除提供換流器所需的無功功率外，還需濾除換流器產生的諧波，並根據直流輸送的功率分組投切。為防止過應力損壞設備，應採用最小濾波器組限制和自動降負荷等措施；
（5） 存在寬頻振盪風險的直流輸電系統，應開展振盪風險評估，並根據評估結果採取監測、保護及抑制措施，同時需要對周邊新能源機組的寬頻振盪風險進行評估，如無法排除寬頻振盪風險，應對新能源機組配置監測手段和抑制措施。
1.4.3 直流近區新能源場站應最佳化機組動態性能，根據系統安全穩定的要求最佳化控制參數，提高故障情況下的系統安全穩定水平。
1.5 運行運維階段
1.5.1 應加強直流送受端安全穩定控制系統的運行管理，保證故障期間安全穩定控制系統正確動作。
1.5.2 統籌停電檢修安排，宜安排直流系統與送受端交流線路同時檢修，降低交流線路多重檢修對直流系統安全穩定運行的影響。
2 防止直流線路故障
2.1 規劃設計階段
2.1.1 新建線路宜避開採動影響區，在路徑規劃階段，提前與沿線政府國土、規劃等部門溝通，避開已有及在建的大型建設項目；無法避讓時，應進行穩定性評價，合理選擇架設方案及基礎型式，宜採用單迴路或單極架設，必要時加裝線上監測裝置。
2.1.2 新建直流輸電走廊選址選線時，應避免在局部區段密集布置多回重要輸電線路。受地形等因素限制確實無法避讓的，要做好科學論證，工程建設中同步落實管控措施，有效治理安全隱患。
2.1.3 新建直流輸電走廊選址選線時，宜避開重冰區、易舞動區和其他影響線路安全運行的區域。無法避開時，應提高抗冰設計、考慮增設融冰裝置及採取有效的防舞措施，風振嚴重區域及舞動易發區的導地線線夾、防振錘和間隔棒應選用加強型金具或預絞式金具。為減少或防止脫冰跳躍、舞動對導線造成的損傷，宜採用預絞絲護線條保護導線。
2.1.4 設計路徑規劃及桿塔排位階段應對全線的微地形、微氣象區域進行核實，加強對附近已建線路設計、運維、災害事故等情況調查，合理確定設計氣象條件，並視實際情況採取必要的加強措施，特高壓線路耐張塔跳線宜採用剛性跳線。
2.1.5 應加強沿線氣象環境資料的調研收集，加強導地線覆冰、舞動的觀測，對覆冰及舞動易發區段宜安裝覆冰、舞動線上監測裝置。
2.1.6 在特殊地形、極端惡劣氣象環境條件下重要輸電通道宜採取差異化設計，適當提高重要線路防冰、防風、防地災、防洪澇、防雷、防污等設防水平。
2.1.7 冰區重要線路在可研前期階段應開展覆冰專題研究，科學選取設計冰厚，必要時按稀有覆冰條件進行驗算，避免防冰能力不足。
2.1.8 新建輸電線路採用複合絕緣子時，絕緣子串型應選用雙（多）串形式。
2.1.9 新建線路宜避開山火易發區，無法避讓時，宜採用高跨設計，並適當提高安全裕度；無法採用高跨設計時，應採取加強通道清理、安裝監測預警裝置等措施。
2.1.10 嚴防山火影響重要輸電通道導致大面積停電事故，線路路徑規劃宜避免輸電通道過於密集、或新增重要交叉跨越點，無法避免時需同步規劃修建防火隔離帶。
2.1.11 高寒地區線路設計時應採用合理的基礎型式和必要的地基防護措施，避免基礎凍脹位移、永凍層融化下沉。
2.1.12 新建線路存在較高外破風險的區段，設計時應採取限高架、防撞墩、圖像視頻監控等必要的防外力破壞措施，驗收時應檢查防外力破壞措施是否落實到位。
2.1.13 鳥害多發區的新建線路應設計、安裝必要的防鳥裝置。
2.1.14 加強重要線路以及多雷區、強雷區內桿塔和線路的防雷保護。新建和運行的重要線路，應綜合採取減小地線保護角、改善接地裝置、適當加強絕緣等措施降低線路雷害風險。
2.1.15 防舞動治理應綜合考慮線路防微風振動性能，避免因採取防舞動措施而造成導地線微風振動時動彎應變超標，從而導致疲勞斷股、損傷；同時應加強防舞動效果的觀測和防舞動裝置的維護。
2.1.16 對於易發生水土流失、洪水沖刷、山體滑坡、土石流等地段的桿塔，應採取加固基礎、加裝抗滑樁、錨桿錨索、修築擋土牆（樁）、截（排）水溝、改造上下邊坡等措施，必要時改遷路徑。分洪區和洪泛區的桿塔必要時應考慮沖刷作用及漂浮物的撞擊影響，並採取相應防護措施。
2.1.17 對於河網、沼澤、魚塘等區域的桿塔，應慎重選擇基礎型式，基礎頂面應高於5年一遇洪水位，如有必要應配置基礎圍堰、防撞和警示設施。
2.1.18 新建直流線路不應採用拉線塔。
2.1.19 在地形開闊常年風振區，依據運維經驗，端次檔距宜小於33m，最大次檔距宜小於55m，其他次檔距宜小於45m，間隔棒宜不等距、不對稱布置，有效防止次檔距振盪。
2.1.20 導線耐張線夾應選用液壓連線，覆冰區導線耐張線夾上揚時，線夾空腔應進行注脂（採取長效抗老化導電脂）防水處理或開排水孔和通風孔。
2.1.21 對於鐵路、高速公路、重要輸電通道等重要交叉跨越點，應採用獨立耐張段，同時不宜出現大檔距大高差，所在耐張段內桿塔結構重要性係數不低於1.1，跨越檔導地線不得有接頭，壓接類耐張線夾應開展X光無損檢測。
2.2 選型製造階段
2.2.1 新（改、擴）建工程普通地線宜選用鋁包鋼絞線，其單絲導電率不應低於20.3%IACS；光纖複合架空地線（OPGW）應採用鋁包鋼線，最外層單絲直徑不應小於3.0mm。
2.3 基建安裝階段
2.3.1 附屬檔案安裝時應採取防止工器具碰撞複合絕緣子傘套的措施，不得踩踏複合絕緣子；在安裝複合絕緣子時，不得反裝均壓環。
2.3.2 基建階段應做好複合絕緣子防鳥啄工作，線上路投運前應對複合絕緣子傘裙、護套進行檢查。
2.4 調試驗收階段
2.4.1 加強對新（改、擴）建工程外力破壞隱患的排查及整治，確保工程“零缺陷、零隱患”移交。
2.4.2 新（改、擴）建工程驗收階段，針對耐張塔應逐基測量跳線與塔身安全距離，開展風偏校核，確認是否滿足設計規程。
2.4.3 隱蔽工程應留有圖紙、影像資料，並經監理、業主、運維單位質量驗收合格後方可掩埋，竣工驗收時運行單位應檢查隱蔽工程影像資料的完整性，並進行必要的抽檢。
2.4.4 對直流線路遷改、技改項目中的交叉跨越點，按照新增交叉跨越隱患的要求，對跨越檔的導地線接頭、修補情況、絕緣子雙聯串、跨越線路與被跨越線路安全距離、耐張線夾及導線接續管X光檢測報告等內容進行嚴格驗收。
2.4.5 針對輸電線路防冰、防山火、防外部隱患等特殊區段，配置具備智慧型識別功能的監測裝置，加強線上監測設備技術監督、性能檢測等工作，確保產品入網質量。對中、重冰區的設備本體，融冰裝置等加強交接驗收，開展融冰裝置、線上監測裝置的功能、性能測試調試。
2.5 運維檢修階段
2.5.1 針對在運線路，應積極向地方政府規劃部門報備線路路徑走向，主動告知已知電力設施的保護區，減少後期外部施工對線路影響。
2.5.2 全面掌握微地形、微氣候區域的資料，充分考慮微地形、微氣候的影響，合理繪製舞動區分布圖及冰區分布圖，為預防和治理線路冰害提供依據。
2.5.3 運行維護單位應結合本單位實際制定防止倒塔事故預案，並在材料、人員以及運輸上予以落實；並應按照分級儲備、集中使用的原則，儲備一定數量的事故搶修塔。
2.5.4 加強鐵塔基礎的檢查和維護，對塔腿周圍取土、挖沙、採石、堆積、掩埋、水淹等可能危及桿塔基礎安全的行為，應及時制止並採取相應防範措施。
2.5.5 對已使用的拉線塔，拉“V”塔不宜連續超過3基，拉門塔等不宜連續超過5基。如果存在盜割、碰撞損傷、涉電公共安全等風險應按輕重緩急分期分批改造，拉線下部應採取可靠的防盜措施，及時更換鏽蝕嚴重的拉線和拉棒，對於易受撞擊的桿塔和拉線，應採取防撞措施。
2.5.6 開展金屬件技術監督，加強鐵塔構件、金具、導地線腐蝕狀況的觀測，必要時進行防腐處理；對於運行年限較長、出現腐蝕嚴重、有效截面損失較多、強度下降嚴重的，應及時更換。
2.5.7 在腐蝕嚴重地區，應根據導地線運行情況進行鑑定性試驗。出現嚴重鏽蝕、散股、斷股、表面嚴重氧化時應及時換線。
2.5.8 運行超過15年且最外層單絲直徑小於3.0mm的直流線路光纖複合架空地線（OPGW），對於關鍵重點線路，或跨越鐵路、一級及以上公路的區段，應更換為最外層單絲直徑不小於3.0mm的光纖複合架空地線（OPGW）。
2.5.9 運行線路導地線的檔中接頭嚴禁採用預絞式金具作為長期獨立運行的接續方式，對不滿足要求的接頭應改造為接續管壓接方式連線。在接頭未改造前，現場應加強紅外測溫，發現異常立即處理。
2.5.10 運行單位應加強山區線路大檔距的邊坡及新增交叉跨越的排查，對影響線路安全運行的隱患及時治理。
2.5.11 直流輸電線路跨越高速鐵路時應設立獨立耐張段，跨越其他鐵路、高速公路，跨越檔的拉線塔宜更換為自立式鐵塔，具備條件時宜優先改造為獨立耐張段。
2.5.12 對於直線型重要交叉跨越塔，包括跨越110kV及以上線路、鐵路和高速公路、一級公路、一級與二級通航河流等，應採用雙懸垂絕緣子串結構，且宜採用雙獨立掛點；無法設定雙掛點的窄橫擔桿塔可採用單掛點雙聯絕緣子串結構，雙聯絕緣子應保持均勻受力。
2.5.13 對已運行輸電線路重要交叉跨越點的導地線耐張線夾和接續管，必要時開展X光檢測，對發現的問題應及時處置。
2.5.14 對於已運行的輸電線路跨越鐵路、高速公路等交叉跨越點，應規範做好交叉跨越區段的日常運行維護，全力確保電網、設備、公共安全，做好風險聯動和運行風險管控，若出現跨越區段導、地線受損斷股，應及時更換處理。
2.5.15 應對遭受惡劣天氣後的線路進行特巡，當線路導、地線發生覆冰、舞動時應做好觀測記錄，並進行桿塔螺栓鬆動、金具磨損等專項檢查及處理。
2.5.16 對沿海強風區以及可能造成電網事件的線路，應按照“線路保護區+500米”區域開展飄掛物隱患排查，動態更新飄掛物風險台賬，在颱風等大風天氣來臨前，落實清除、加固、截斷等處理措施。
2.5.17 加強對導、地線懸垂線夾承重軸磨損情況的檢查，導地線振動嚴重區段應按2年周期打開檢查，磨損嚴重的應予更換。
2.5.18 更換不同型式的懸垂絕緣子串後，應對導線風偏角重新校核。線路風偏故障後，應檢查導線、金具、鐵塔等受損情況並及時處理。
2.5.19 線路覆冰後，應根據覆冰厚度和天氣情況，對具備導地線融冰、除冰等條件的線路採取安全可靠的措施以減少導地線覆冰。對已發生傾斜的桿塔應加強監測，可根據需要在直線桿塔上設立臨時拉線以加強桿塔的抗縱向不平衡張力能力，並加裝桿塔傾斜線上監測裝置。
2.5.20 線路發生覆冰、舞動後，應根據實際情況安排停電檢修，對線路覆冰、舞動重點區段的導地線線夾出口處、絕緣子鎖緊銷及相關金具進行檢查和消缺；及時校核和調整因覆冰、舞動造成的導地線滑移引起的弧垂變化缺陷。
2.5.21 對歷史上發生覆冰受損、設計冰厚取值偏低且未採取必要防覆冰措施的冰區線路應進行防冰改造或融冰改造，提高抗冰能力。
2.5.22 鳥害多發區線路應及時安裝防鳥裝置，如防鳥刺、防鳥擋板、懸垂串第一片絕緣子採用大盤徑絕緣子、複合絕緣子橫擔側採用防鳥型均壓環等。對已安裝的防鳥裝置應加強檢查和維護，及時更換失效防鳥裝置。
2.5.23 套用可靠、有效的智慧型化線上監測設備加強特殊區段的運行監測；積極開展直升機、無人機巡檢。應實現輸電線路通道數位化建模，實現線路通道樹障隱患精準排查，準確掌握樹障信息，開展動態管控。
2.5.24 針對重要輸電通道，宜逐步實現視頻或圖像線上監測裝置、精確故障定位、微氣象監測裝置、三維通道掃描、無人機自動巡檢全覆蓋。
2.5.25 沿海強風區重要輸電線路典型區域應安裝微氣象裝置。重要輸電通道、重要電力線路、重要交叉跨越、外力破壞隱患點、山火風險等級三級及以上的隱患點等應安裝具有智慧型識別功能的圖像/視頻線上監測裝置。
2.5.26 充分發揮地方政府及行政執法部門的作用，通過行政執法手段嚴厲打擊破壞、盜竊、收購線路器材的違法犯罪活動，及時拆除危及線路安全運行的違章建築物和構築物。加強巡視和宣傳，及時制止線路附近的燒荒、燒秸稈、放風箏等危及線路安全的行為。
3 防止接地極及接地極線路故障
3.1 規劃設計階段
3.1.1 接地極的選址應綜合考慮接地極線路長度、極址技術條件、極址周邊相關設施狀況和地方發展規劃等因素，極址與換流站的距離應滿足相關要求，收集不小於100km範圍內現有和規劃的電力設施（發電廠、變電站、線路等）、10km範圍內地上或地下油氣管線和鐵路等設施資料及地理位置有關的河流、湖泊等。
3.1.2 設計階段需開展接地極周邊涉電公共安全風險專項評估，對入地電流造成長金屬導體（金屬圍欄、通信線路、電力線路、公路護欄、管道、鐵路等）產生的轉移電位問題，對接地極附近變電站變壓器直流偏磁影響，對接地極對變電站接地網的電磁影響，應從入地電流大小、與接地極的距離、長導體長度、接地方式、土壤電阻率等因素，計算入地電流對這些設施產生的不良影響，並明確排查策略及防控措施。
3.1.3 新建直流工程應做好接地極選址論證工作，嚴防與油氣管網相互影響。建立管道及接地極設計、建造、試驗、運維全過程信息的溝通機制，共同保障電網和管道的安全。
3.1.4 應通過仿真計算評估接地極入地電流對100km範圍內廠站變壓器直流偏磁的影響，評估10km範圍內地下管線、地下電纜、鐵路等的影響，不滿足要求時應採取有效的限流、隔直等措施。
3.1.5 不同直流輸電系統不應共用接地極線路，不宜共用接地極，以防一點故障導致多個直流輸電系統同時雙極強迫停運。
3.1.6 根據極址條件及土壤電阻率參數分布情況通過技術經濟綜合比較，確定接地極饋電元件布置型式。
3.1.7 新建極址中心導流區宜位於極環內部，中心導流區導流電纜應採取措施防止鎧裝層產生環流。
3.1.8 應按照差異化設計原則提高接地極線路和桿塔設計標準，提高防風偏、防雷擊、防覆冰、防冰閃及防舞動能力。
3.2 選型製造階段
無
3.3 基建安裝階段
3.3.1 應保證極址內各電氣設備、電纜的電氣接頭連線的可靠性。
3.4 調試驗收階段
3.4.1 應進行接地極線路過流等保護控制策略驗證試驗。
3.4.2 直流系統調試期間進行單極大地回線滿負荷試驗時，應測試接地極周邊至少50km範圍內變壓器中性點偏磁電流，必要時應進一步擴大測試範圍，超過設備允許值時應採取限流或隔直措施。
3.4.3 對設備金屬部件進行材質檢測，應與供應商投標檔案要求一致。
3.5 運維檢修階段
3.5.1 接地極運行單位應提前向接地極周邊變電站、金屬管廊通報接地極運行計畫，變電站、金屬管廊運行單位應及時組織開展設備測試或監測。
3.5.2 運行期間應統計接地極使用安時數，累積運行時間不得超過設計總安時數。
4 防止換流變壓器及油浸式平波電抗器故障
4.1 規劃設計階段
4.1.1 新（改、擴）建工程換流變壓器網側套管、閥側套管溫升試驗電流應不小於對應繞組額定電流的1.3p.u.；閥側套管操作衝擊絕緣水平、雷電衝擊絕緣水平不低於對應繞組絕緣水平的1.1p.u.，其他絕緣設計水平不低於對應繞組絕緣水平的1.15p.u.。
4.1.2 新（改、擴）建工程換流站換流變壓器、油浸式平波電抗器應進行安全設計評審，開展抗短路、抗震、防爆炸能力設計校核，統籌考慮油箱、相關連線部件的耐爆耐壓強度，科學配置壓力釋放閥（防爆膜）等泄能裝置，確保耐爆耐壓強度和泄能裝置相互配合協調，避免設備內部件發生故障導致設備爆炸起火。
4.1.3 換流變壓器、油浸式平波電抗器套管升高座與油箱本體應加強結構設計，油箱應能夠承受真空度為13.3Pa和正壓力為0.12MPa的機械強度校核或試驗，不得有損傷和不允許的永久變形；當換流變壓器頂蓋與油箱螺栓連線箱沿發生異常發熱問題時，應重新校核磁禁止及漏磁通量是否滿足設計要求；校核滿足要求但發熱仍無法避免的，可考慮採用焊接方式。
4.1.4 換流變壓器、油浸式平波電抗器設計時，應採取措施保證接線端子與壓接引線具有足夠載流接觸面，同時防止引線禁止管、器身內部、油箱局部區域等形成油循環死區，造成局部油溫過熱。
4.1.5 新（改、擴）建工程換流變壓器、油浸式平波電抗器應配置帶一體成型膠囊的本體儲油櫃，油重180噸以下的換流變壓器本體儲油櫃有效儲油容積不低於本體油量的10%，180噸以上的換流變壓器本體儲油櫃有效容積不低於本體油量的8%；有載分接開關儲油櫃容積應不低於全部開關油室容積的50%；本體及有載分接開關儲油櫃注放油閥應引至油箱下部。
4.1.6 新（改、擴）建工程換流變壓器網側套管升高座應配置獨立瓦斯繼電器，提高升高座區域故障預警能力。
4.1.7 換流變壓器閥側穿牆套管穿牆區域地電位禁止罩、升高座及本體之間應確保等電位連線可靠，經換流變壓器本體一點接地並滿足熱穩定容量要求。
4.1.8 新（改、擴）建工程換流變壓器、油浸式平波電抗器鐵芯、夾件的接地引線應從器身引至油箱側壁，並通過電纜、銅排等與地網可靠連線，引下線標識清晰，引下線的位置應便於運維人員檢測（監測）接地電流。
4.1.9 新（改、擴）建工程換流變壓器、油浸式平波電抗器及配套組部件應滿足站址環境最低溫啟動和運行要求。
4.1.10 新（改、擴）建工程換流變壓器、油浸式平波電抗器就地控制櫃、冷卻器控制櫃和有載分接開關機構箱應滿足電子元器件長期工作環境條件要求且便於維護，防護等級不低於IP55（風沙地區不低於IP56）。
4.1.11 換流變壓器、油浸式平波電抗器優先採用強迫油循環風冷冷卻方式，具備自啟動、隨頂層油溫及負載自動分級啟停冷卻系統的功能，當工作冷卻器故障時，備用冷卻器能自動投入運行。換流變壓器冷卻器應配置手動強投功能，當失去一路電源且電源切換裝置故障或控制迴路異常等導致冷卻器全停時，通過手動強投恢復冷卻功能。
4.1.12 換流變壓器、油浸式平波電抗器內部故障跳閘後，應自動切除潛油泵。
4.1.13 新（改、擴）建工程換流變壓器、油浸式平波電抗器作用於跳閘的非電量保護繼電器應配置至少三副獨立跳閘接點，作用於報警的非電量保護繼電器應配置至少兩副獨立報警接點。
4.1.14 換流變壓器有載分接開關操作機構和二次迴路故障後應切斷有載分接開關電機電源，不應直接跳開換流變壓器進線斷路器。
4.1.15 換流變壓器、油浸式平波電抗器油路設計或油路改造時，應對瓦斯繼電器、油流繼電器、壓力釋放閥等非電量保護的動作定值進行校核，防止非電量保護誤動。
4.2 選型製造階段
4.2.1 換流變壓器應加強線圈柱間連線導線固定、等電位線絕緣防護，且能避免振動摩擦造成絕緣防護損壞，防止帶電運行過程中由於導線移位、絕緣受損等因素造成局部環流、過熱產氣。
4.2.2 器身裝配時，應採取防護措施防止矽鋼片絕緣漆膜破損，引發局部片間短路。
4.2.3 換流變壓器、油浸式平波電抗器應在廠內開展全部組部件試裝，檢查匯控櫃控制功能、元件性能滿足設計要求，防止運抵現場後出現聯管尺寸不匹配、組部件干涉、溫度計毛細管長度不滿足要求等問題。
4.2.4 應在廠內對換流變壓器、油浸式平波電抗器選用的絕緣成型件開展X光檢測並存檔備查，出線裝置製造前對成型件開展X光檢測並存檔備查；應對套管、出線裝置等關鍵組部件和原材料進行抽檢，對於缺少試驗項目或不符合標準要求的進行補充檢測，對存在批次質量問題的產品進行更換；線圈繞制、器身裝配、產品總裝等階段應做好作業環境控制、等電位線安裝等質量檢查，拆裝時應核查出線裝置內表面是否有磕碰損傷痕跡並存檔備查，運輸時應核查出線裝置固定工裝是否牢固、分布是否合理，防止運輸受損。
4.2.5 換流變壓器生產廠家應加強有載分接開關入廠檢驗，包括外觀查驗，動作特性報告、型式試驗報告、出廠試驗報告核查，機械傳動和切換開關檢查等。採用新設計、新結構的有載分接開關時還應核查設備型式試驗報告和設計校核報告，確保有載分接開關結構完好、功能正常。
4.2.6 新（改、擴）建工程換流變壓器、油浸式平波電抗器的潛油泵軸承應採取E級或D級，禁止使用無銘牌、無級別的軸承。對強迫油導向循環的潛油泵應選用轉速不大於1500r/min的低速潛油泵。溫升試驗中，潛油泵運行狀態應與額定運行狀態一致。
4.3 基建安裝階段
4.3.1 瓦斯繼電器、油流繼電器、壓力釋放閥、SF6壓力表（密度繼電器）在現場安裝之前，應取得有資質的校驗單位出具的有效期內校驗報告，換流變壓器生產廠家還應提供非電量保護整定值說明。
4.3.2 油流迴路聯管法蘭連線部位（含波紋管）在水平、垂直方向不應出現超過10mm的偏差，防止運行過程中法蘭受應力作用出現鬆脫或開裂；法蘭密封圈應安裝到位，防止因安裝工藝不良引發滲漏油。
4.3.3 換流變壓器、油浸式平波電抗器的管路、閥門等相關組部件安裝前，應檢查外觀無鏽蝕、無水跡，並通過內窺鏡檢查管路內壁漆膜均勻覆蓋、無異物，必要時應使用熱油進行沖洗。
4.4 調試驗收階段
4.4.1 系統調試期間應進行油箱熱點檢查，記錄油箱發熱情況並及時處理髮熱缺陷。留存大負荷試驗油箱發熱紅外圖片。
4.4.2 開蓋檢查非電量保護接線盒跳閘接點腐蝕和緊固情況，確保接點無腐蝕鬆動。
4.4.3 投運前核查非電量保護繼電器功能完好，動作定值與定值單保持一致。
4.5 運維檢修階段
4.5.1 換流變壓器運行時禁止用搖把調節有載分接開關檔位。
4.5.2 現場更換網側套管或對網側套管開展檢修作業需要排注油時，當出線裝置絕緣露空且存在窩氣風險時，應進行抽真空、熱油循環、現場局部放電試驗等工藝，避免投運後出現產氫和局放異常等情況。
4.5.3 檢修期間應對換流變壓器有載分接開關傳動軸各部位固定螺栓按照規定力矩進行檢查緊固，對傳動齒輪磨損情況、齒輪盒密封性、外部傳動軸軸向竄動間隙進行檢查，必要時補充潤滑油，防止運行期間因傳動機構故障導致有載分接開關出現三相不一致等異常情況。
5 防止套管故障
5.1 規劃設計階段
5.1.1 新（改、擴）建工程直流穿牆套管及油浸式平波電抗器套管戶外側爬距應依據污穢實測情況進行外絕緣配置，當無法實測時，應開展專項研究進行預測。防止套管在運行中發生霧閃、冰閃、雨閃或雪閃。
5.1.2 換流變壓器和油浸式平波電抗器閥側套管、直流穿牆套管宜優先選用複合絕緣子；採用複合絕緣子時，套管供貨商應提交選用的戶內、戶外側絕緣子最大機械負荷及最大機械負荷下的偏移量要求的詳細計算報告，證明選擇的絕緣子的機械性能滿足工程要求。選用的空心複合絕緣子應按要求開展彎曲負荷型式試驗和例行抗彎試驗。彎曲負荷試驗宜採用立式抗彎機，如採用臥式抗彎機，應根據試品自重和規格，估算初始偏移量，施加端部載荷抵消試品自重影響。
5.1.3 新（改、擴）建工程換流變壓器閥側套管（含備用換流變）採用SF6充氣套管時，壓力繼電器、密度繼電器信號應遠傳至監視後台。
5.1.4 套管SF6壓力或密度繼電器應分級設定報警和跳閘。新建直流工程作用於跳閘的非電量保護元件應設定三副獨立的跳閘接點，按照“三取二”原則出口。不允許多副跳閘接點並聯上送，“三取二”出口判斷邏輯裝置及其電源應冗餘配置。
5.1.5 換流變壓器網側套管的反事故技術措施如下：
（1） 新（改、擴）建工程換流變網側套管的溫升電流應不小於對應繞組額定電流的1.3倍。不同額定電流套管的懸臂耐受負荷應按《交流電壓高於1000V的絕緣套管》（GB/T 4109-2022）表1中的Ⅱ類負荷選取。套管空氣端引出線端接線板的允許荷載不應低於“套管的懸臂試驗負荷（N）”要求數值；
（2） 新（改、擴）建工程套管選型時應充分評估套管中觸指載流、螺紋載流等連線結構在大電流特別是大量諧波電流工況下的載流能力，避免運行中出現過熱問題。
5.1.6 新建換流站換流變閥側套管升高座不宜穿入閥廳。
5.1.7 新（改、擴）建工程直流穿牆套管現場安裝、廠內試驗時的牆體不應覆蓋傘裙。
5.1.8 設計單位應配合廠家對套管金具開展基於運行振動工況下的受力校核，避免端部長期受力導致套管受損。
5.1.9 新（改、擴）建工程油浸式套管在最低環境溫度下，套管油位可通過巡視檢查。
5.2 選型製造階段
5.2.1 應加強注油口、將軍帽、末屏部位用於隔離套管油與空氣密封部位的結構設計及密封件選型；套管將軍帽與導電桿的材質應能滿足載流和機械強度的要求，將軍帽內螺紋與載流導管外螺紋配合緊密，且應密封良好。
5.2.2 換流變壓器網側套管、閥側套管和直流穿牆套管均壓環應採用單獨的緊固螺栓，禁止緊固螺栓與密封螺栓共用，禁止密封螺栓上、下兩道密封共用。
5.2.3 套管頂部接線端子外部接線排和引線布置方式設計，應核算引流線（含金具）對套管及接線端子的作用力，確保不大於套管及接線端子彎曲負荷耐受值。
5.2.4 嚴格執行金屬件表面的處理工藝，保證達到附著力要求；進行電鍍、塗覆前，應對附近無需處理的部位做好防護，工藝處理後清理乾淨，防止金屬件表面油漆或鍍層脫落。
5.2.5 套管結構及選材應考慮強度要求，防止在安裝、拆卸、例行年檢（例如套管金具拆除）、搬運過程中承受過高機械應力造成設備損壞或人身傷害。在安裝和運輸、起吊時要按廠家的要求執行，注意套管的最大設計承受力。
5.2.6 ±320kV及以上電壓等級的直流套管不應採用發泡材料作為絕緣填充介質，設計時應充分考慮不同特性絕緣介質體積電阻率的差異，避免放電導致套管絕緣損壞。
5.2.7 新（改、擴）建工程換流變壓器、油浸式平波電抗器閥側套管及直流穿牆套管除端部導桿可對接，內部導電桿應採用整桿設計，防止接頭長期過熱導致絕緣擊穿。針對在運對接式穿牆套管，中部對接部位套用等電位線連線，防止懸浮放電。所有連線緊固部位應加裝防鬆動螺栓，防止鬆動。導電接觸面應進行表面鍍銀。
5.2.8 套管末屏接地應牢固可靠，防止末屏接線鬆動導致套管損壞；防止拆、裝末屏接地裝置時，因末屏接地引線旋轉，造成引線與電容芯子末屏的焊接點開斷；應避免使用連線引線短、硬度大的末屏引線方式，在晝夜溫差變化時冷熱伸縮造成金屬疲勞，導致末屏接地引線從與鋁箔的接觸點處斷裂；套管末屏用保護帽在多次拆裝時不應產生螺紋咬死情況，套管打壓工藝孔應密封良好。
5.2.9 應按照《空心複合絕緣子技術標準》（IEC 61462-2007）第8部分“型式試驗”、第10部分“逐個試驗”的規定，對穿牆套管空心複合絕緣子的試驗報告進行校核。應按《複合絕緣子用矽橡膠絕緣材料通用技術條件》（DL/T 376-2019）第4章的要求，對證明空心複合絕緣子傘套材料性能的試驗報告進行校核。
5.2.10 充氣式套管型式試驗階段應開展跳閘氣壓下的絕緣驗證試驗。
5.3 基建安裝階段
5.3.1 換流變壓器閥側套管金具安裝時，均壓罩和金具間應安裝等位線，等位線應連線可靠。引流導線和均壓罩應保持足夠安全距離，防止間隙放電或相互觸碰分流發熱。
5.3.2 套管安裝前瓷絕緣件及各部件應清潔乾淨，認真檢查瓷件及油中絕緣部件表面，防止雜質附著在瓷件及油中絕緣部件表面，避免運行中套管瓷件及油中絕緣部件發生放電。
5.3.3 應確保換流變壓器套管的油中均壓環及緊固件的等電位連線可靠，避免油中接線端鬆動出現懸浮放電，甚至導致油中側閃絡事故；套管安裝過程中檢查發現油中接線端子和均壓環不能可靠連線時，應及時處理更換相關部件。
5.3.4作為備品的110（66）kV及以上油浸電容型套管，其存放方式應按廠家技術檔案要求存放。如水平存放，其抬高角度應符合製造廠要求，以防止電容芯子露出油麵受潮。油浸電容型套管在水平運輸、存放及安裝就位後，帶電前必須進行一定時間的靜放，其中1000kV套管應大於72h，750kV套管應大於48h，500（330）kV套管應大於36h，110（66）～220kV套管應大於24h。
5.4 調試驗收階段
5.4.1 換流變壓器和油浸式平波電抗器投運前以及每次拆/接末屏後應檢查套管末屏端子接地良好，防止末屏接地不良導致套管損壞。若需更換末屏分壓器，應確認分壓器電容與套管主電容滿足匹配關係。
5.4.2 備用換流變壓器網側及閥側高低壓套管應短接接地，防止套管因靜電感應產生的懸浮電位及電荷累積對檢修人員造成危險。
5.5 運維檢修階段
5.5.1 對於在運套管的傘裙間距低於標準的情況，應採取加裝增爬裙等措施；嚴重污穢地區可考慮在絕緣外套上噴塗防污閃塗料；對加裝輔助傘裙的套管，應檢查傘裙與瓷套的粘接情況，防止粘接界面放電造成瓷套損壞。
5.5.2 定期檢查氣體管道是否發生異常折彎導致管道受損，檢查記錄套管SF6氣體壓力和參考溫度，進行歷史數據比對分析，確認無泄漏。
5.5.3 定期進行套管紅外測溫，套管本體和端子導體的溫度不應有躍變；相鄰相間套管本體和端子的導體溫度不應有明顯差異。內部含有對接結構的直流穿牆套管定期開展迴路電阻測試。底部插接結構閥側套管定期開展套管連同繞組的閥側直流電阻測試。
6 防止開關設備故障
6.1 規劃設計階段
6.1.1 交流濾波器小組斷路器應配置選相合閘裝置（可同時採用合閘電阻），斷路器合閘時間分散性應在±1ms以內並考慮溫度等環境因素的修正措施，出廠前應進行不少於50次的試驗驗證。採用合閘電阻時，設計單位應開展合閘電阻對過電壓、電流的抑制作用研究，對合閘電阻阻值、動作配合時間、熱容量等進行綜合計算分析，防止交流濾波器投入過程中產生過電壓和涌流而引起設備絕緣損壞、保護誤動。
6.1.2 對新（改、擴）建直流工程，換流變壓器進線斷路器應配置合閘電阻或選相合閘裝置（可聯合採用兩類措施），以抑制換流變壓器充電時勵磁涌流。設計單位應開展合閘電阻對過電壓、電流的抑制作用研究，對合閘電阻阻值、動作配合時間、熱容量等進行綜合計算分析。加裝選相合閘裝置的斷路器應通過機械環境試驗和選相合閘試驗，斷路器合閘時間分散性應在±1ms以內並考慮溫度等環境因素的修正措施，出廠前應進行不少於50次的試驗驗證。
6.1.3交流濾波器小組斷路器應開展容性電流開合試驗，試驗方法及判據按照《濾波器用高壓交流斷路器》（GB/T 42009-2022）規定執行。
6.1.4 新（改、擴）建工程直流旁路開關位置感測器應採取冗餘化配置等有效措施，避免因單個感測器異常造成冗餘換流器控制系統故障影響直流系統運行。
6.2 選型製造階段
6.2.1 帶合閘電阻的斷路器應校核合閘電阻元件熱容量，帶合閘電阻開展絕緣試驗，驗證合閘電阻絕緣性能。
6.2.2 廠內斷路器主迴路電阻測試完成後，應對斷路器機構位置進行標記，以便現場安裝時檢查確認，避免導體插入深度不夠。
6.2.3 製造廠應對斷路器、隔離/接地開關的觸頭和導體鍍銀層進行檢測，按批次開展厚度檢測，並提供檢測報告。應嚴格執行鍍銀層防氧化塗層的清理，在檢查卡中記錄在案，避免接觸面殘留塗層導致接觸電阻偏大。
6.3 基建安裝階段
6.3.1 SF6斷路器設備現場安裝過程中，在進行抽真空處理時，應採用出口帶有電磁閥的真空處理設備，且在使用前應檢查電磁閥動作可靠，防止抽真空設備意外斷電造成真空泵油倒灌進入設備內部。並且在真空處理結束後應檢查抽真空管的濾芯有無油漬。為防止真空度計水銀倒灌進入設備中，禁止使用麥氏真空計。
6.4 調試驗收階段
6.4.1在交接試驗中，應對斷路器主觸頭與合閘電阻觸頭的時間配合關係進行測試。
6.4.2在帶電調試過程中，對選相合閘斷路器應進行3次帶電選相合閘試驗，均應在目標關合點±1ms內。
6.5 運維檢修階段
6.5.1 在出廠及A、B類檢修後，斷路器應進行機械特性測試，機械行程特性曲線應在《高壓交流斷路器》（GB1984-2014）規定的包絡線範圍內。
6.5.2 投切次數達到1000次的電容器組連同其斷路器應及時按照電力設備預防性試驗規程要求進行檢查試驗與評估。
6.5.3 對直流場隔離開關/接地開關開展檢修時，應通過後台核對分合位置信號與現場實際動作一致性，如有分合閘到位後信號出現不一致的情況，應對開關一次、二次配合進行調整。
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