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1、防止直流输电系统安全事故的重点要求1仿控电网运行风险12防止直流线路故障63防止接地极及接地极线路故障144防止换流变压器及油浸式平波电抗器故障165防止套管故障216防止开关设备故障267防止避雷器故障298防止滤波器及并联电容故障319防止干式电抗器故障3410防止控制保护系统故障3711防止测量设备故障4312防止电缆及二次回路故障4813防止换流阀（阀控系统）故障5014防止阀冷系统故障5415防止站用电源故障5916防止户外箱柜故障6417防止站内接地网故障6818防止污闪事故7119防止主通流回路接头发热7620防止火灾事故7921防止环境污染事故8322防止误操作事故891防控电
2、网运行风险规划设计阶段1.Ll直流输电系统的规划、设计，应根据性质作用、功能定位、系统需求确定技术路线、输电容量、电压等级等。应满足交直流相互适应、协调发展的要求。1.1.2 合理控制单一直流规模，直流输电的容量应与送受端交流系统的短路容量匹配。1.1.3 为保障直流换流站接入交流系统能满足直流额定容量电力的汇集或疏散要求，送受端交流系统应进行科学分层分区，并注重各电压等级、交直流、源网荷统筹协调发展，换流站应尽量选择短路比（多馈入短路比）较高接入点，对于多馈入直流受端系统，应尽量分散落点，完善落点近区交流主网架。1.1.4 为提升常规直流输电工程送端系统的支撑能力，宜在换流站近区电网配套建设
3、一定规模的常规电源，加强近区交流网架，保证直流近区交流线路短路、跳闸和直流闭锁、线路短路等故障扰动期间送端过电压水平不超过交直流设备耐受能力。1.1.5 应通过在新能源多场站短路比不足的新能源场站加装分布式调相机等方式，提升直流近区新能源场站的支撑能力，保证新能源发电单元升压变低压侧的新能源多场站短路比在1.5及以上。合理安排直流和新能源运行方式，防范直流故障引起新能源连锁脱网。1.1.6 为控制直流群连锁故障风险，应充分考虑多回直流间的相互作用，合理控制电网馈入直流规模，优化直流落点布局，宜安排直流分散接入受端系统，降低多回直流间的相互作用。1.1.7 为保证直流受端系统发生突然失去一回线路
4、、失去直流单极或失去一台大容量机组（包括发电机失磁）等故障时，保持电压稳定和正常供电，不致出现电压崩溃，应在直流受端系统中建设一定规模常规电源（含调相机）或动态无功补偿装置。1.1.8 柔性直流联网换流站应设计交流侧充电功能，存在孤岛运行工况的换流站应设计直流侧充电功能。1.1.9 针对含多个换流器的柔性直流换流站，需设计合理的功率转带策略，并与安稳装置协调。转带功率的大小和速度应与直流系统的功率和电压调节特性相匹配，尽可能降低换流器故障后的系统功率损失，避免引发直流系统功率盈余而导致健全换流器闭锁。1.1.10 针对新能源孤岛接入柔性直流系统，应根据系统需要设计功率盈余解决方案，措施包括但不
5、限于配置耗能装置、控制协调配合策略、稳控装置等方式，以满足系统的故障穿越要求。1.2 分析计算阶段1.2.2 直流系统规划、设计、建设、生产运行、科学试验、设备制造中的安全稳定计算分析工作，应严格落实相关国家（行业）标准中的有关要求。122在直流输电工程的可行性研究工作中，应开展送受端系统稳定分析计算，做好电源与电网、直流与交流、输电与变电工程的合理衔接，研究直流工程对整个互联电网系统的影响，并针对存在的问题开展专题研究，明确所需采取的措施，提出安全稳定控制系统的功能设计方案。1.2.3 直流输电工程送受端系统安全稳定计算分析应根据系统的具体情况和要求，进行系统安全性分析，包括静态安全、静态稳
6、定、暂态功角稳定、动态功角稳定、电压稳定、频率稳定、短路电流的计算与分析等。应重点分析交流线路短路故障引起的常规直流输电系统单回直流连续换相失败或多回直流同时发生换相失败现象，并关注次同步振荡或超同步振荡问题，提出必要的解决措施。124直流送受端系统计算分析中应使用合理的元件、装置及负荷模型，以保证满足系统计算所要求的精度。计算数据中已投运部分的数据应采用详细模型和实测参数，未投运部分的数据采用详细模型和典型参数。125应校核相关接入系统继电保护的配置方案和性能，分析直流控制保护系统与相关交流继电保护的协调配合是否满足系统稳定运行要求。1.2.6 柔性直流振荡风险分析应开展以下工作：1）交流系
7、统强度和宽频阻抗特性分析；2）基于换流器的控制特性分析柔性直流宽频阻抗特性；3）综合评估系统振荡风险；4）通过优化控制策略调节系统阻抗特性，如有必要可装设幅相校正器等设备。127新能源经直流外送系统，在新能源场站并网前，应组织开展新能源与直流运行特性和振荡专题分析，新能源场站建设单位应向电网企业提供新能源机组电磁暂态模型、机电暂态模型、新能源机组硬件控制器及控制系统参数、新能源场站拓扑结构、新能源场站设备和送出线路参数等资料，用以开展直流与新能源综合系统阻抗特性分析。针对存在振荡风险的情况应制定有针对性的防范措施，落实避免振荡风险的新能源并网技术要求，确保满足与直流协调运行的技术要求，确保不引
8、起振荡。1.3 选型制造阶段1.3.1 新建换流站交直流设备及直流近区新能源设备应具备1.3倍最高运行电压下持续运行500ms以上的电压耐受能力，防止直流故障扰动期间相关设备发生过电压跳闸。1.3.2 新能源经直流外送系统，应保证直流近区新能源机组自身并网稳定性，对新能源机组进行硬件在环等必要试验，确保新能源机组能够在较弱电网条件下（短路比不大于1.5）安全可靠运行。1.4 调试验收阶段1.4.1 直流输电系统启动调试前，其控制保护系统性能应能通过实时仿真系统检验。1.4.2 直流输电系统调试应满足如下要求：1）联网的直流输电系统应通过直流系统调试，验证其性能符合设计和运行要求。调试报告和实测
9、数据应报相关的电网调度机构；2）直流输电系统的稳态性能、暂态性能、动态性能应符合相关的国家或国际标准；如有特殊要求，应在工程技术规范书中明确；3）直流系统的可听噪声、交流侧谐波干扰、直流侧谐波干扰、损耗等指标应符合相关的国家或国际标准；4）换流站的无功补偿设备，除提供换流器所需的无功功率外，还需滤除换流器产生的谐波，并根据直流输送的功率分组投切。为防止过应力损坏设备，应采用最小滤波器组限制和自动降负荷等措施；5）存在宽频振荡风险的直流输电系统，应开展振荡风险评估，并根据评估结果采取监测、保护及抑制措施，同时需要对周边新能源机组的宽频振荡风险进行评估，如无法排除宽频振荡风险，应对新能源机组配置监
10、测手段和抑制措施。1.4.3 直流近区新能源场站应优化机组动态性能，根据系统安全稳定的要求优化控制参数，提高故障情况下的系统安全稳定水平。1.5 运行运维阶段1.5.1 应加强直流送受端安全稳定控制系统的运行管理，保证故障期间安全稳定控制系统正确动作。1.5.2 统筹停电检修安排，宜安排直流系统与送受端交流线路同时检修，降低交流线路多重检修对直流系统安全稳定运行的影响。2防止直流线路故障2.1 规划设计阶段2.1.1 新建线路宜避开采动影响区，在路径规划阶段，提前与沿线政府国土、规划等部门沟通，避开已有及在建的大型建设项目；无法避让时,应进行稳定性评价，合理选择架设方案及基础型式，宜采用单回路
11、或单极架设，必要时加装在线监测装置。2.1.2 新建直流输电走廊选址选线时，应避免在局部区段密集布置多回重要输电线路。受地形等因素限制确实无法避让的，要做好科学论证，工程建设中同步落实管控措施，有效治理安全隐患。2.1.3 新建直流输电走廊选址选线时，宜避开重冰区、易舞动区和其他影响线路安全运行的区域。无法避开时，应提高抗冰设计、考虑增设融冰装置及采取有效的防舞措施，风振严重区域及舞动易发区的导地线线夹、防振锤和间隔棒应选用加强型金具或预绞式金具。为减少或防止脱冰跳跃、舞动对导线造成的损伤，宜采用预绞丝护线条保护导线。2.1.4 设计路径规划及杆塔排位阶段应对全线的微地形、微气象区域进行核实，
12、加强对附近已建线路设计、运维、灾害事故等情况调查，合理确定设计气象条件，并视实际情况采取必要的加强措施，特高压线路耐张塔跳线宜采用刚性跳线。2.1.5 应加强沿线气象环境资料的调研收集，加强导地线覆冰、舞动的观测，对覆冰及舞动易发区段宜安装覆冰、舞动在线监测装置。2.1.6 在特殊地形、极端恶劣气象环境条件下重要输电通道宜采取差异化设计，适当提高重要线路防冰、防风、防地灾、防洪涝、防雷、防污等设防水平。2.1.7 冰区重要线路在可研前期阶段应开展覆冰专题研究，科学选取设计冰厚，必要时按稀有覆冰条件进行验算，避免防冰能力不足。2.1.8 新建输电线路采用复合绝缘子时，绝缘子串型应选用双（多）串形
13、式。2.1.9 新建线路宜避开山火易发区，无法避让时，宜采用高跨设计，并适当提高安全裕度；无法采用高跨设计时，应采取加强通道清理、安装监测预警装置等措施。2.1.10 严防山火影响重要输电通道导致大面积停电事故，线路路径规划宜避免输电通道过于密集、或新增重要交叉跨越点，无法避免时需同步规划修建防火隔离带。2.1.11 高寒地区线路设计时应采用合理的基础型式和必要的地基防护措施，避免基础冻胀位移、永冻层融化下沉。2.1.12 新建线路存在较高外破风险的区段，设计时应采取限高架、防撞墩、图像视频监控等必要的防外力破坏措施，验收时应检查防外力破坏措施是否落实到位。2.1.13 鸟害多发区的新建线路应
14、设计、安装必要的防鸟装置。2.1.14 加强重要线路以及多雷区、强雷区内杆塔和线路的防雷保护。新建和运行的重要线路，应综合采取减小地线保护角、改善接地装置、适当加强绝缘等措施降低线路雷害风险。2.1.15 防舞动治理应综合考虑线路防微风振动性能，避免因采取防舞动措施而造成导地线微风振动时动弯应变超标，从而导致疲劳断股、损伤;同时应加强防舞动效果的观测和防舞动装置的维护。2.1.16 对于易发生水土流失、洪水冲刷、山体滑坡、泥石流等地段的杆塔，应采取加固基础、加装抗滑桩、锚杆锚索、修筑挡土墙（桩）、截（排）水沟、改造上下边坡等措施，必要时改迁路径。分洪区和洪泛区的杆塔必要时应考虑冲刷作用及漂浮物
15、的撞击影响，并采取相应防护措施。2.1.17 对于河网、沼泽、鱼塘等区域的杆塔，应慎重选择基础型式，基础顶面应高于5年一遇洪水位，如有必要应配置基础围堰、防撞和警示设施。2.1.18 新建直流线路不应采用拉线塔。2.1.19 在地形开阔常年风振区，依据运维经验，端次档距宜小于33m,最大次档距宜小于55m,其他次档距宜小于45m,间隔棒宜不等距、不对称布置，有效防止次档距振荡。2.1.20 导线耐张线夹应选用液压连接，覆冰区导线耐张线夹上扬时，线夹空腔应进行注脂（采取长效抗老化导电脂）防水处理或开排水孔和通风孔Q2.1.21 对于铁路、高速公路、重要输电通道等重要交叉跨越点，应采用独立耐张段，
16、同时不宜出现大档距大高差，所在耐张段内杆塔结构重要性系数不低于1.1,跨越档导地线不得有接头，压接类耐张线夹应开展X光无损检测。2.2 选型制造阶段2.2.1 新（改、扩）建工程普通地线宜选用铝包钢绞线，其单丝导电率不应低于20.3%IACS;光纤复合架空地线（OPGW）应采用铝包钢线，最外层单丝直径不应小于3.0mm。2.3 基建安装阶段2.3.1 附件安装时应采取防止工器具碰撞复合绝缘子伞套的措施，不得踩踏复合绝缘子；在安装复合绝缘子时，不得反装均压环。2.3.2 基建阶段应做好复合绝缘子防鸟啄工作，在线路投运前应对复合绝缘子伞裙、护套进行检查。2.4 调试验收阶段2.4.1 加强对新（改
17、、扩）建工程外力破坏隐患的排查及整治，确保工程“零缺陷、零隐患”移交。2.4.2 新（改、扩）建工程验收阶段，针对耐张塔应逐基测量跳线与塔身安全距离，开展风偏校核，确认是否满足设计规程。2.4.3 隐蔽工程应留有图纸、影像资料，并经监理、业主、运维单位质量验收合格后方可掩埋，竣工验收时运行单位应检查隐蔽工程影像资料的完整性，并进行必要的抽检。244对直流线路迁改、技改项目中的交叉跨越点，按照新增交叉跨越隐患的要求，对跨越档的导地线接头、修补情况、绝缘子双联串、跨越线路与被跨越线路安全距离、耐张线夹及导线接续管X光检测报告等内容进行严格验收。2.4.5 针对输电线路防冰、防山火、防外部隐患等特殊
18、区段，配置具备智能识别功能的监测装置，加强在线监测设备技术监督、性能检测等工作，确保产品入网质量。对中、重冰区的设备本体，融冰装置等加强交接验收，开展融冰装置、在线监测装置的功能、性能测试调试。2.5 运维检修阶段2.5.1 针对在运线路，应积极向地方政府规划部门报备线路路径走向，主动告知已知电力设施的保护区，减少后期外部施工对线路影响。2.5.2 全面掌握微地形、微气候区域的资料，充分考虑微地形、微气候的影响，合理绘制舞动区分布图及冰区分布图，为预防和治理线路冰害提供依据。2.5.3 运行维护单位应结合本单位实际制定防止倒塔事故预案，并在材料、人员以及运输上予以落实；并应按照分级储备、集中使
19、用的原则，储备一定数量的事故抢修塔。2.5.4 加强铁塔基础的检查和维护，对塔腿周围取土、挖沙、采石、堆积、掩埋、水淹等可能危及杆塔基础安全的行为，应及时制止并采取相应防范措施。2.5.5 对已使用的拉线塔，拉“V”塔不宜连续超过3基，拉门塔等不宜连续超过5基。如果存在盗割、碰撞损伤、涉电公共安全等风险应按轻重缓急分期分批改造，拉线下部应采取可靠的防盗措施，及时更换锈蚀严重的拉线和拉棒，对于易受撞击的杆塔和拉线，应采取防撞措施。2.5.6 开展金属件技术监督，加强铁塔构件、金具、导地线腐蚀状况的观测，必要时进行防腐处理；对于运行年限较长、出现腐蚀严重、有效截面损失较多、强度下降严重的，应及时更
20、换。2.5.7 在腐蚀严重地区，应根据导地线运行情况进行鉴定性试验。出现严重锈蚀、散股、断股、表面严重氧化时应及时换线。2.5.8 运行超过15年且最外层单丝直径小于3.0mm的直流线路光纤复合架空地线（OPGW）,对于关键重点线路，或跨越铁路、一级及以上公路的区段，应更换为最外层单丝直径不小于3.0mm的光纤复合架空地线（OPGW）o2.5.9 运行线路导地线的档中接头严禁采用预绞式金具作为长期独立运行的接续方式，对不满足要求的接头应改造为接续管压接方式连接。在接头未改造前，现场应加强红外测温，发现异常立即处理。2.5.10 运行单位应加强山区线路大档距的边坡及新增交叉跨越的排查，对影响线路
21、安全运行的隐患及时治理。2.5.11 直流输电线路跨越高速铁路时应设立独立耐张段，跨越其他铁路、高速公路，跨越档的拉线塔宜更换为自立式铁塔，具备条件时宜优先改造为独立耐张段。2.5.12 对于直线型重要交叉跨越塔，包括跨越IlOkV及以上线路、铁路和高速公路、一级公路、一级与二级通航河流等，应采用双悬垂绝缘子串结构，且宜采用双独立挂点；无法设置双挂点的窄横担杆塔可采用单挂点双联绝缘子串结构，双联绝缘子应保持均匀受力。2.5.13 对已运行输电线路重要交叉跨越点的导地线耐张线夹和接续管，必要时开展X光检测，对发现的问题应及时处置。2.5.14 对于已运行的输电线路跨越铁路、高速公路等交叉跨越点，
22、应规范做好交叉跨越区段的日常运行维护，全力确保电网、设备、公共安全,做好风险联动和运行风险管控，若出现跨越区段导、地线受损断股，应及时更换处理。2.5.15 应对遭受恶劣天气后的线路进行特巡，当线路导、地线发生覆冰、舞动时应做好观测记录，并进行杆塔螺栓松动、金具磨损等专项检查及处理。2.5.16 对沿海强风区以及可能造成电网事件的线路，应按照“线路保护区+500米”区域开展飘挂物隐患排查，动态更新飘挂物风险台账，在台风等大风天气来临前，落实清除、加固、截断等处理措施。2.5.17 加强对导、地线悬垂线夹承重轴磨损情况的检查，导地线振动严重区段应按2年周期打开检查，磨损严重的应予更换。2.5.1
23、8 更换不同型式的悬垂绝缘子串后，应对导线风偏角重新校核。线路风偏故障后，应检查导线、金具、铁塔等受损情况并及时处理。2.5.19 线路覆冰后，应根据覆冰厚度和天气情况，对具备导地线融冰、除冰等条件的线路采取安全可靠的措施以减少导地线覆冰。对已发生倾斜的杆塔应加强监测，可根据需要在直线杆塔上设立临时拉线以加强杆塔的抗纵向不平衡张力能力，并加装杆塔倾斜在线监测装置Q2.5.20 线路发生覆冰、舞动后，应根据实际情况安排停电检修，对线路覆冰、舞动重点区段的导地线线夹出口处、绝缘子锁紧销及相关金具进行检查和消缺；及时校核和调整因覆冰、舞动造成的导地线滑移引起的弧垂变化缺陷。2.5.21 对历史上发生
24、覆冰受损、设计冰厚取值偏低且未采取必要防覆冰措施的冰区线路应进行防冰改造或融冰改造，提高抗冰能力。2.5.22 鸟害多发区线路应及时安装防鸟装置，如防鸟刺、防鸟挡板、悬垂串第一片绝缘子采用大盘径绝缘子、复合绝缘子横担侧采用防鸟型均压环等。对已安装的防鸟装置应加强检查和维护，及时更换失效防鸟装置。2.5.23 应用可靠、有效的智能化在线监测设备加强特殊区段的运行监测；积极开展直升机、无人机巡检。应实现输电线路通道数字化建模，实现线路通道树障隐患精准排查，准确掌握树障信息，开展动态管控。2.5.24 针对重要输电通道，宜逐步实现视频或图像在线监测装置、精确故障定位、微气象监测装置、三维通道扫描、无
25、人机自动巡检全覆盖。2.5.25 沿海强风区重要输电线路典型区域应安装微气象装置。重要输电通道、重要电力线路、重要交叉跨越、外力破坏隐患点、山火风险等级三级及以上的隐患点等应安装具有智能识别功能的图像/视频在线监测装置。2.5.26 充分发挥地方政府及行政执法部门的作用，通过行政执法手段严厉打击破坏、盗窃、收购线路器材的违法犯罪活动，及时拆除危及线路安全运行的违章建筑物和构筑物。加强巡视和宣传，及时制止线路附近的烧荒、烧秸秆、放风筝等危及线路安全的行为。3防止接地极及接地极线路故障3.1 规划设计阶段3.1.1 接地极的选址应综合考虑接地极线路长度、极址技术条件、极址周边相关设施状况和地方发展
26、规划等因素，极址与换流站的距离应满足相关要求，收集不小于IOokm范围内现有和规划的电力设施（发电厂、变电站、线路等）、IOkm范围内地上或地下油气管线和铁路等设施资料及地理位置有关的河流、湖泊等。3.1.2 设计阶段需开展接地极周边涉电公共安全风险专项评估，对入地电流造成长金属导体（金属围栏、通信线路、电力线路、公路护栏、管道、铁路等）产生的转移电位问题，对接地极附近变电站变压器直流偏磁影响，对接地极对变电站接地网的电磁影响，应从入地电流大小、与接地极的距离、长导体长度、接地方式、土壤电阻率等因素，计算入地电流对这些设施产生的不良影响，并明确排查策略及防控措施。3.1.3 新建直流工程应做好
27、接地极选址论证工作，严防与油气管网相互影响。建立管道及接地极设计、建造、试验、运维全过程信息的沟通机制，共同保障电网和管道的安全。3.1.4 应通过仿真计算评估接地极入地电流对IoOkm范围内厂站变压器直流偏磁的影响，评估IOkm范围内地下管线、地下电缆、铁路等的影响，不满足要求时应采取有效的限流、隔直等措施。3.1.5 不同直流输电系统不应共用接地极线路，不宜共用接地极，以防一点故障导致多个直流输电系统同时双极强迫停运。3.1.6 根据极址条件及土壤电阻率参数分布情况通过技术经济综合比较，确定接地极馈电元件布置型式。3.1.7 新建极址中心导流区宜位于极环内部，中心导流区导流电缆应采取措施防
28、止铠装层产生环流。3.1.8 应按照差异化设计原则提高接地极线路和杆塔设计标准，提高防风偏、防雷击、防覆冰、防冰闪及防舞动能力。3.2 选型制造阶段无3.3 基建安装阶段3.3.1 应保证极址内各电气设备、电缆的电气接头连接的可靠性。3.4 调试验收阶段3.4.1 应进行接地极线路过流等保护控制策略验证试验。3.4.2 直流系统调试期间进行单极大地回线满负荷试验时，应测试接地极周边至少50km范围内变压器中性点偏磁电流，必要时应进一步扩大测试范围，超过设备允许值时应采取限流或隔直措施。3.4.3 对设备金属部件进行材质检测，应与供应商投标文件要求一致。3.5 运维检修阶段3.5.1 接地极运行
29、单位应提前向接地极周边变电站、金属管廊通报接地极运行计划，变电站、金属管廊运行单位应及时组织开展设备测试或监测。3.5.2 运行期间应统计接地极使用安时数，累积运行时间不得超过设计总安时数。4防止换流变压器及油浸式平波电抗器故障4.1 规划设计阶段4.1.1 新（改、扩）建工程换流变压器网侧套管、阀侧套管温升试验电流应不小于对应绕组额定电流的1.3p.u.;阀侧套管操作冲击绝缘水平、雷电冲击绝缘水平不低于对应绕组绝缘水平的l.lp.u.,其他绝缘设计水平不低于对应绕组绝缘水平的1.15p.u.04.1.2 新（改、扩）建工程换流站换流变压器、油浸式平波电抗器应进行安全设计评审，开展抗短路、抗震
30、、防爆炸能力设计校核，统筹考虑油箱、相关连接部件的耐爆耐压强度，科学配置压力释放阀（防爆膜）等泄能装置，确保耐爆耐压强度和泄能装置相互配合协调，避免设备内部件发生故障导致设备爆炸起火。4.1.3 换流变压器、油浸式平波电抗器套管升高座与油箱本体应加强结构设计，油箱应能够承受真空度为13.3Pa和正压力为0.12MPa的机械强度校核或试验，不得有损伤和不允许的永久变形；当换流变压器顶盖与油箱螺栓连接箱沿发生异常发热问题时，应重新校核磁屏蔽及漏磁通量是否满足设计要求；校核满足要求但发热仍无法避免的，可考虑采用焊接方式。4.1.4 换流变压器、油浸式平波电抗器设计时，应采取措施保证接线端子与压接引线
31、具有足够载流接触面，同时防止引线屏蔽管、器身内部、油箱局部区域等形成油循环死区，造成局部油温过热。4.1.5 新（改、扩）建工程换流变压器、油浸式平波电抗器应配置带一体成型胶囊的本体储油柜，油重180吨以下的换流变压器本体储油柜有效储油容积不低于本体油量的10%,180吨以上的换流变压器本体储油柜有效容积不低于本体油量的8%；有载分接开关储油柜容积应不低于全部开关油室容积的50%；本体及有载分接开关储油柜注放油阀应引至油箱下部。4.1.6 新（改、扩）建工程换流变压器网侧套管升高座应配置独立瓦斯继电器，提高升高座区域故障预警能力。4.1.7 换流变压器阀侧穿墙套管穿墙区域地电位屏蔽罩、升高座及
32、本体之间应确保等电位连接可靠，经换流变压器本体一点接地并满足热稳定容量要求。4.1.8 新（改、扩）建工程换流变压器、油浸式平波电抗器铁芯、夹件的接地引线应从器身引至油箱侧壁，并通过电缆、铜排等与地网可靠连接，引下线标识清晰，引下线的位置应便于运维人员检测（监测）接地电流。4.1.9 新（改、扩）建工程换流变压器、油浸式平波电抗器及配套组部件应满足站址环境最低温启动和运行要求。4.1.10 新（改、扩）建工程换流变压器、油浸式平波电抗器就地控制柜、冷却器控制柜和有载分接开关机构箱应满足电子元器件长期工作环境条件要求且便于维护，防护等级不低于IP55（风沙地区不低于IP56）。4.1.11 换流
33、变压器、油浸式平波电抗器优先采用强迫油循环风冷冷却方式，具备自启动、随顶层油温及负载自动分级启停冷却系统的功能，当工作冷却器故障时，备用冷却器能自动投入运行。换流变压器冷却器应配置手动强投功能，当失去一路电源且电源切换装置故障或控制回路异常等导致冷却器全停时，通过手动强投恢复冷却功能。4.1.12 换流变压器、油浸式平波电抗器内部故障跳闸后，应自动切除潜油泵。4.1.13 新（改、扩）建工程换流变压器、油浸式平波电抗器作用于跳闸的非电量保护继电器应配置至少三副独立跳闸接点，作用于报警的非电量保护继电器应配置至少两副独立报警接点。4.1.14 换流变压器有载分接开关操作机构和二次回路故障后应切断
34、有载分接开关电机电源，不应直接跳开换流变压器进线断路器。4.1.15 换流变压器、油浸式平波电抗器油路设计或油路改造时，应对瓦斯继电器、油流继电器、压力释放阀等非电量保护的动作定值进行校核,防止非电量保护误动。4.2 选型制造阶段4.2.1 换流变压器应加强线圈柱间连接导线固定、等电位线绝缘防护,且能避免振动摩擦造成绝缘防护损坏，防止带电运行过程中由于导线移位、绝缘受损等因素造成局部环流、过热产气。4.2.2 器身装配时，应采取防护措施防止硅钢片绝缘漆膜破损，引发局部片间短路。4.2.3 换流变压器、油浸式平波电抗器应在厂内开展全部组部件试装,检查汇控柜控制功能、元件性能满足设计要求，防止运抵
35、现场后出现联管尺寸不匹配、组部件干涉、温度计毛细管长度不满足要求等问题。4.2.4 应在厂内对换流变压器、油浸式平波电抗器选用的绝缘成型件开展X光检测并存档备查，出线装置制造前对成型件开展X光检测并存档备查；应对套管、出线装置等关键组部件和原材料进行抽检，对于缺少试验项目或不符合标准要求的进行补充检测，对存在批次质量问题的产品进行更换；线圈绕制、器身装配、产品总装等阶段应做好作业环境控制、等电位线安装等质量检查，拆装时应核查出线装置内表面是否有磕碰损伤痕迹并存档备查，运输时应核查出线装置固定工装是否牢固、分布是否合理，防止运输受损。4.2.5 换流变压器生产厂家应加强有载分接开关入厂检验，包括
36、外观查验，动作特性报告、型式试验报告、出厂试验报告核查，机械传动和切换开关检查等。采用新设计、新结构的有载分接开关时还应核查设备型式试验报告和设计校核报告，确保有载分接开关结构完好、功能正常。4.2.6 新（改、扩）建工程换流变压器、油浸式平波电抗器的潜油泵轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强迫油导向循环的潜油泵应选用转速不大于1500rmin的低速潜油泵。温升试验中，潜油泵运行状态应与额定运行状态一致。4.3 基建安装阶段4.3.1 瓦斯继电器、油流继电器、压力释放阀、SF6压力表（密度继电器）在现场安装之前，应取得有资质的校验单位出具的有效期内校验报告，换流变压器生产厂
37、家还应提供非电量保护整定值说明。4.3.2 油流回路联管法兰连接部位（含波纹管）在水平、垂直方向不应出现超过Iomm的偏差，防止运行过程中法兰受应力作用出现松脱或开裂；法兰密封圈应安装到位，防止因安装工艺不良引发渗漏油。4.3.3 换流变压器、油浸式平波电抗器的管路、阀门等相关组部件安装前，应检查外观无锈蚀、无水迹，并通过内窥镜检查管路内壁漆膜均匀覆盖、无异物，必要时应使用热油进行冲洗。4.4 调试验收阶段4.4.1 系统调试期间应进行油箱热点检查，记录油箱发热情况并及时处理发热缺陷。留存大负荷试验油箱发热红外图片。4.4.2 开盖检查非电量保护接线盒跳闸接点腐蚀和紧固情况，确保接点无腐蚀松动
38、。4.4.3 投运前核查非电量保护继电器功能完好，动作定值与定值单保持一致。4.5 运维检修阶段4.5.1 换流变压器运行时禁止用摇把调节有载分接开关档位。4.5.2 现场更换网侧套管或对网侧套管开展检修作业需要排注油时，当出线装置绝缘露空且存在窝气风险时，应进行抽真空、热油循环、现场局部放电试验等工艺，避免投运后出现产氢和局放异常等情况。4.5.3 检修期间应对换流变压器有载分接开关传动轴各部位固定螺栓按照规定力矩进行检查紧固，对传动齿轮磨损情况、齿轮盒密封性、外部传动轴轴向窜动间隙进行检查，必要时补充润滑油，防止运行期间因传动机构故障导致有载分接开关出现三相不一致等异常情况。5防止套管故障
39、5.1 规划设计阶段5.1.1 新（改、扩）建工程直流穿墙套管及油浸式平波电抗器套管户外侧爬距应依据污秽实测情况进行外绝缘配置，当无法实测时，应开展专项研究进行预测。防止套管在运行中发生雾闪、冰闪、雨闪或雪闪。5.1.2 换流变压器和油浸式平波电抗器阀侧套管、直流穿墙套管宜优先选用复合绝缘子；采用复合绝缘子时，套管供货商应提交选用的户内、户外侧绝缘子最大机械负荷及最大机械负荷下的偏移量要求的详细计算报告，证明选择的绝缘子的机械性能满足工程要求。选用的空心复合绝缘子应按要求开展弯曲负荷型式试验和例行抗弯试验。弯曲负荷试验宜采用立式抗弯机，如采用卧式抗弯机，应根据试品自重和规格，估算初始偏移量，施
40、加端部载荷抵消试品自重影响。5.1.3 新（改、扩）建工程换流变压器阀侧套管（含备用换流变）采用SF6充气套管时，压力继电器、密度继电器信号应远传至监视后台。5.1.4 套管SF6压力或密度继电器应分级设置报警和跳闸。新建直流工程作用于跳闸的非电量保护元件应设置三副独立的跳闸接点，按照“三取二”原则出口。不允许多副跳闸接点并联上送，“三取二”出口判断逻辑装置及其电源应冗余配置。5.1.5 换流变压器网侧套管的反事故技术措施如下：1）新（改、扩）建工程换流变网侧套管的温升电流应不小于对应绕组额定电流的1.3倍。不同额定电流套管的悬臂耐受负荷应按交流电压高于Io（M）V的绝缘套管（GB/T4109
41、-2022）表1中的H类负荷选取。套管空气端引出线端接线板的允许荷载不应低于“套管的悬臂试验负荷（N）”要求数值；2）新（改、扩）建工程套管选型时应充分评估套管中触指载流、螺纹载流等连接结构在大电流特别是大量谐波电流工况下的载流能力，避免运行中出现过热问题。5.1.6 新建换流站换流变阀侧套管升高座不宜穿入阀厅。5.1.7 新（改、扩）建工程直流穿墙套管现场安装、厂内试验时的墙体不应覆盖伞裙。5.1.8 设计单位应配合厂家对套管金具开展基于运行振动工况下的受力校核，避免端部长期受力导致套管受损。5.1.9 新（改、扩）建工程油浸式套管在最低环境温度下，套管油位可通过巡视检查。5.2 选型制造阶
42、段5.2.1 应加强注油口、将军帽、末屏部位用于隔离套管油与空气密封部位的结构设计及密封件选型；套管将军帽与导电杆的材质应能满足载流和机械强度的要求，将军帽内螺纹与载流导管外螺纹配合紧密，且应密封良好。5.2.2 换流变压器网侧套管、阀侧套管和直流穿墙套管均压环应采用单独的紧固螺栓，禁止紧固螺栓与密封螺栓共用，禁止密封螺栓上、下两道密封共用。5.2.3 套管顶部接线端子外部接线排和引线布置方式设计，应核算引流线（含金具）对套管及接线端子的作用力，确保不大于套管及接线端子弯曲负荷耐受值。5.2.4 严格执行金属件表面的处理工艺，保证达到附着力要求；进行电镀、涂覆前，应对附近无需处理的部位做好防护
43、，工艺处理后清理干净,防止金属件表面油漆或镀层脱落。5.2.5 套管结构及选材应考虑强度要求，防止在安装、拆卸、例行年检（例如套管金具拆除）、搬运过程中承受过高机械应力造成设备损坏或人身伤害。在安装和运输、起吊时要按厂家的要求执行，注意套管的最大设计承受力。5.2.6 320kV及以上电压等级的直流套管不应采用发泡材料作为绝缘填充介质，设计时应充分考虑不同特性绝缘介质体积电阻率的差异，避免放电导致套管绝缘损坏。5.2.7 新（改、扩）建工程换流变压器、油浸式平波电抗器阀侧套管及直流穿墙套管除端部导杆可对接，内部导电杆应采用整杆设计，防止接头长期过热导致绝缘击穿。针对在运对接式穿墙套管，中部对接
44、部位应用等电位线连接，防止悬浮放电。所有连接紧固部位应加装防松动螺栓，防止松动。导电接触面应进行表面镀银。5.2.8 套管末屏接地应牢固可靠，防止末屏接线松动导致套管损坏；防止拆、装末屏接地装置时，因末屏接地引线旋转，造成引线与电容芯子末屏的焊接点开断；应避免使用连接引线短、硬度大的末屏引线方式，在昼夜温差变化时冷热伸缩造成金属疲劳，导致末屏接地引线从与铝箔的接触点处断裂；套管末屏用保护帽在多次拆装时不应产生螺纹咬死情况，套管打压工艺孔应密封良好。5.2.9 应按照空心复合绝缘子技术标准(IEC61462-2007)第8部分“型式试验”、第10部分“逐个试验”的规定，对穿墙套管空心复合绝缘子的
45、试验报告进行校核。应按复合绝缘子用硅橡胶绝缘材料通用技术条件(DL/T376-2019)第4章的要求，对证明空心复合绝缘子伞套材料性能的试验报告进行校核。5.2.10 充气式套管型式试验阶段应开展跳闸气压下的绝缘验证试验。5.3 基建安装阶段5.3.1 换流变压器阀侧套管金具安装时，均压罩和金具间应安装等位线，等位线应连接可靠。引流导线和均压罩应保持足够安全距离，防止间隙放电或相互触碰分流发热。5.3.2 套管安装前瓷绝缘件及各部件应清洁干净，认真检查瓷件及油中绝缘部件表面，防止杂质附着在瓷件及油中绝缘部件表面，避免运行中套管瓷件及油中绝缘部件发生放电。5.3.3 应确保换流变压器套管的油中均
46、压环及紧固件的等电位连接可靠，避免油中接线端松动出现悬浮放电，甚至导致油中侧闪络事故；套管安装过程中检查发现油中接线端子和均压环不能可靠连接时，应及时处理更换相关部件。5.3.4 作为备品的110(66)kV及以上油浸电容型套管，其存放方式应按厂家技术文件要求存放。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。油浸电容型套管在水平运输、存放及安装就位后，带电前必须进行一定时间的静放，其中100okV套管应大于72h,750kV套管应大于48h,500(330)kV套管应大于36h,110(66)22OkV套管应大于24ho5.4 调试验收阶段5.4.1 换流变压器和油浸式
47、平波电抗器投运前以及每次拆/接末屏后应检查套管末屏端子接地良好，防止末屏接地不良导致套管损坏。若需更换末屏分压器，应确认分压器电容与套管主电容满足匹配关系。5.4.2 备用换流变压器网侧及阀侧高低压套管应短接接地，防止套管因静电感应产生的悬浮电位及电荷累积对检修人员造成危险。5.5 运维检修阶段5.5.1 对于在运套管的伞裙间距低于标准的情况，应采取加装增爬裙等措施；严重污秽地区可考虑在绝缘外套上喷涂防污闪涂料；对加装辅助伞裙的套管，应检查伞裙与鎏套的粘接情况，防止粘接界面放电造成瓷套损坏。5.5.2 定期检查气体管道是否发生异常折弯导致管道受损，检查记录套管SF6气体压力和参考温度，进行历史
48、数据比对分析，确认无泄漏。5.5.3 定期进行套管红外测温，套管本体和端子导体的温度不应有跃变；相邻相间套管本体和端子的导体温度不应有明显差异。内部含有对接结构的直流穿墙套管定期开展回路电阻测试。底部插接结构阀侧套管定期开展套管连同绕组的阀侧直流电阻测试。6防止开关设备故障6.1 规划设计阶段6.1.1 交流滤波器小组断路器应配置选相合闸装置（可同时采用合闸电阻），断路器合闸时间分散性应在lms以内并考虑温度等环境因素的修正措施，出厂前应进行不少于50次的试验验证。采用合闸电阻时，设计单位应开展合闸电阻对过电压、电流的抑制作用研究，对合闸电阻阻值、动作配合时间、热容量等进行综合计算分析，防止交流滤波器投入过程中产生过电压和涌流而引起设备绝缘损坏、保护误动。6.1.2 对新（改、扩）建直流工程，换流变压器进线断路器应配置合闸电阻或选相合闸装置（可联合采用两类措施），以抑制换流变压器充电时励磁涌流。设计单位应开展合闸电阻对过电压、电流的抑制作用
