前 言

近年來，黨中央、國務院高度重視安全生產工作，出臺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系不斷增強，在提升大范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應用風險，切實防范直流輸電系統事故、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》以防范人身傷亡、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、制造、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御策略要求，提出防止新能源機組大規模脫網、防止直流系統振蕩等方面的措施。

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。

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，并注重各電壓等級、交直流、源網荷統籌協調發展，換流站應盡量選擇短路比（多饋入短路比）較高接入點，對于多饋入直流受端系統，應盡量分散落點，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布式調相機等方式，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，防范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，優化直流落點布局，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臺大容量機組（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，并與安穩裝置協調。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，盡可能降低換流器故障后的系統功率損失，避免引發直流系統功率盈余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余解決方案，措施包括但不限于配置耗能裝置、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、設備制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，并針對存在的問題開展專題研究，明確所需采取的措施，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，并關注次同步振蕩或超同步振蕩問題，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采用詳細模型和實測參數，未投運部分的數據采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 柔性直流振蕩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)  基于換流器的控制特性分析柔性直流寬頻阻抗特性；

3)  綜合評估系統振蕩風險；

4)  通過優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，在新能源場站并網前，應組織開展新能源與直流運行特性和振蕩專題分析，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、新能源機組硬件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。針對存在振蕩風險的情況應制定有針對性的防范措施，落實避免振蕩風險的新能源并網技術要求，確保滿足與直流協調運行的技術要求，確保不引起振蕩。

1.3  選型制造階段

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并網穩定性，對新能源機組進行硬件在環等必要試驗，確保新能源機組能夠在較弱電網條件下（短路比不大于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，應在工程技術規范書中明確；

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，并根據直流輸送的功率分組投切。為防止過應力損壞設備，應采用最小濾波器組限制和自動降負荷等措施；

5)  存在寬頻振蕩風險的直流輸電系統，應開展振蕩風險評估，并根據評估結果采取監測、保護及抑制措施，同時需要對周邊新能源機組的寬頻振蕩風險進行評估，如無法排除寬頻振蕩風險，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優化機組動態性能，根據系統安全穩定的要求優化控制參數，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 新建線路宜避開采動影響區，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，宜采用單回路或單極架設，必要時加裝在線監測裝置。

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采取有效的防舞措施，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，宜采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，并視實際情況采取必要的加強措施，特高壓線路耐張塔跳線宜采用剛性跳線。

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、舞動在線監測裝置。

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采取差異化設計，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 新建輸電線路采用復合絕緣子時，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，宜采用高跨設計，并適當提高安全裕度；無法采用高跨設計時，應采取加強通道清理、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于密集、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采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，設計時應采取限高架、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，應綜合采取減小地線保護角、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，避免因采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 對于易發生水土流失、洪水沖刷、山體滑坡、泥石流等地段的桿塔，應采取加固基礎、加裝抗滑樁、錨桿錨索、修筑擋土墻（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，并采取相應防護措施。

2.1.17 對于河網、沼澤、魚塘等區域的桿塔，應慎重選擇基礎型式，基礎頂面應高于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 新建直流線路不應采用拉線塔。

2.1.19 在地形開闊常年風振區，依據運維經驗，端次檔距宜小于33m，最大次檔距宜小于55m，其他次檔距宜小于45m，間隔棒宜不等距、不對稱布置，有效防止次檔距振蕩。

2.1.20 導線耐張線夾應選用液壓連接，覆冰區導線耐張線夾上揚時，線夾空腔應進行注脂（采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 對于鐵路、高速公路、重要輸電通道等重要交叉跨越點，應采用獨立耐張段，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系數不低于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 選型制造階段

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于20.3%IACS；光纖復合架空地線（OPGW）應采用鋁包鋼線，最外層單絲直徑不應小于3.0mm。

2.3 基建安裝階段

2.3.1 附件安裝時應采取防止工器具碰撞復合絕緣子傘套的措施，不得踩踏復合絕緣子；在安裝復合絕緣子時，不得反裝均壓環。

2.3.2 基建階段應做好復合絕緣子防鳥啄工作，在線路投運前應對復合絕緣子傘裙、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，并經監理、業主、運維單位質量驗收合格后方可掩埋，竣工驗收時運行單位應檢查隱蔽工程影像資料的完整性，并進行必要的抽檢。

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，配置具備智能識別功能的監測裝置，加強在線監測設備技術監督、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、在線監測裝置的功能、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，減少后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，合理繪制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，并在材料、人員以及運輸上予以落實；并應按照分級儲備、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、采石、堆積、掩埋、水淹等可能危及桿塔基礎安全的行為，應及時制止并采取相應防范措施。

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，拉線下部應采取可靠的防盜措施，及時更換銹蝕嚴重的拉線和拉棒，對于易受撞擊的桿塔和拉線，應采取防撞措施。

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；對于運行年限較長、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鑒定性試驗。出現嚴重銹蝕、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于3.0mm的直流線路光纖復合架空地線（OPGW），對于關鍵重點線路，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于3.0mm的光纖復合架空地線（OPGW）。

2.5.9 運行線路導地線的檔中接頭嚴禁采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接。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 對于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，應采用雙懸垂絕緣子串結構，且宜采用雙獨立掛點；無法設置雙掛點的窄橫擔桿塔可采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 對于已運行的輸電線路跨越鐵路、高速公路等交叉跨越點，應規范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 應對遭受惡劣天氣后的線路進行特巡，當線路導、地線發生覆冰、舞動時應做好觀測記錄，并進行桿塔螺栓松動、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臺賬，在臺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后，應對導線風偏角重新校核。線路風偏故障后，應檢查導線、金具、鐵塔等受損情況并及時處理。

2.5.19 線路覆冰后，應根據覆冰厚度和天氣情況，對具備導地線融冰、除冰等條件的線路采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，并加裝桿塔傾斜在線監測裝置。

2.5.20 線路發生覆冰、舞動后，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采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采用大盤徑絕緣子、復合絕緣子橫擔側采用防鳥型均壓環等。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 應用可靠、有效的智能化在線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字化建模，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在線監測裝置、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能識別功能的圖像/視頻在線監測裝置。

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筑物和構筑物。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，收集不小于100km范圍內現有和規劃的電力設施（發電廠、變電站、線路等）、10km范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，并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范圍內廠站變壓器直流偏磁的影響，評估10km范圍內地下管線、地下電纜、鐵路等的影響，不滿足要求時應采取有效的限流、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于極環內部，中心導流區導流電纜應采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 選型制造階段

無

3.3 基建安裝階段

3.3.1 應保證極址內各電氣設備、電纜的電氣接頭連接的可靠性。

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范圍內變壓器中性點偏磁電流，必要時應進一步擴大測試范圍，超過設備允許值時應采取限流或隔直措施。

3.4.3 對設備金屬部件進行材質檢測，應與供應商投標文件要求一致。

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劃，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于對應繞組額定電流的1.3p.u.；閥側套管操作沖擊絕緣水平、雷電沖擊絕緣水平不低于對應繞組絕緣水平的1.1p.u.，其他絕緣設計水平不低于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、相關連接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接箱沿發生異常發熱問題時，應重新校核磁屏蔽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，可考慮采用焊接方式。

4.1.4 換流變壓器、油浸式平波電抗器設計時，應采取措施保證接線端子與壓接引線具有足夠載流接觸面，同時防止引線屏蔽管、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柜，油重180噸以下的換流變壓器本體儲油柜有效儲油容積不低于本體油量的10%，180噸以上的換流變壓器本體儲油柜有效容積不低于本體油量的8%；有載分接開關儲油柜容積應不低于全部開關油室容積的50%；本體及有載分接開關儲油柜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 換流變壓器閥側穿墻套管穿墻區域地電位屏蔽罩、升高座及本體之間應確保等電位連接可靠，經換流變壓器本體一點接地并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，并通過電纜、銅排等與地網可靠連接，引下線標識清晰，引下線的位置應便于運維人員檢測（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柜、冷卻器控制柜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于維護，防護等級不低于IP55（風沙地區不低于IP56）。

4.1.11 換流變壓器、油浸式平波電抗器優先采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回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后，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于跳閘的非電量保護繼電器應配置至少三副獨立跳閘接點，作用于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回路故障后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 選型制造階段

4.2.1 換流變壓器應加強線圈柱間連接導線固定、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于導線移位、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，應采取防護措施防止硅鋼片絕緣漆膜破損，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，檢查匯控柜控制功能、元件性能滿足設計要求，防止運抵現場后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光檢測并存檔備查，出線裝置制造前對成型件開展X光檢測并存檔備查；應對套管、出線裝置等關鍵組部件和原材料進行抽檢，對于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并存檔備查，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。采用新設計、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采取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于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 油流回路聯管法蘭連接部位（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松脫或開裂；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，應檢查外觀無銹蝕、無水跡，并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，記錄油箱發熱情況并及時處理發熱缺陷。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，確保接點無腐蝕松動。

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，避免投運后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）建工程直流穿墻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、直流穿墻套管宜優先選用復合絕緣子；采用復合絕緣子時，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。選用的空心復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。彎曲負荷試驗宜采用立式抗彎機，如采用臥式抗彎機，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）采用SF6充氣套管時，壓力繼電器、密度繼電器信號應遠傳至監視后臺。

5.1.4 套管SF6壓力或密度繼電器應分級設置報警和跳閘。新建直流工程作用于跳閘的非電量保護元件應設置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并聯上送，“三取二”出口判斷邏輯裝置及其電源應冗余配置。

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于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《交流電壓高于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于“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、螺紋載流等連接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）建工程直流穿墻套管現場安裝、廠內試驗時的墻體不應覆蓋傘裙。

5.1.8 設計單位應配合廠家對套管金具開展基于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 選型制造階段

5.2.1 應加強注油口、將軍帽、末屏部位用于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、閥側套管和直流穿墻套管均壓環應采用單獨的緊固螺栓，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，確保不大于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、涂覆前，應對附近無需處理的部位做好防護，工藝處理后清理干凈，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采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墻套管除端部導桿可對接，內部導電桿應采用整桿設計，防止接頭長期過熱導致絕緣擊穿。針對在運對接式穿墻套管，中部對接部位應用等電位線連接，防止懸浮放電。所有連接緊固部位應加裝防松動螺栓，防止松動。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，防止末屏接線松動導致套管損壞；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；應避免使用連接引線短、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《空心復合絕緣子技術標準》（IEC 61462-2007）第8部分“型式試驗”、第10部分“逐個試驗”的規定，對穿墻套管空心復合絕緣子的試驗報告進行校核。應按《復合絕緣子用硅橡膠絕緣材料通用技術條件》（DL/T 376-2019）第4章的要求，對證明空心復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，等位線應連接可靠。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干凈，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接可靠，避免油中接線端松動出現懸浮放電，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接時，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文件要求存放。如水平存放，其抬高角度應符合制造廠要求，以防止電容芯子露出油面受潮。油浸電容型套管在水平運輸、存放及安裝就位后，帶電前必須進行一定時間的靜放，其中1000kV套管應大于72h，750kV套管應大于48h，500（330）kV套管應大于36h，110（66）～220kV套管應大于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/接末屏后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系。

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 對于在運套管的傘裙間距低于標準的情況，應采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涂防污閃涂料；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墻套管定期開展回路電阻測試。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（可同時采用合閘電阻），斷路器合閘時間分散性應在±1ms以內并考慮溫度等環境因素的修正措施，出廠前應進行不少于50次的試驗驗證。采用合閘電阻時，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（可聯合采用兩類措施），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以內并考慮溫度等環境因素的修正措施，出廠前應進行不少于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傳感器應采取冗余化配置等有效措施，避免因單個傳感器異常造成冗余換流器控制系統故障影響直流系統運行。

6.2 選型制造階段

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 廠內斷路器主回路電阻測試完成后，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 制造廠應對斷路器、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，并提供檢測報告。應嚴格執行鍍銀層防氧化涂層的清理，在檢查卡中記錄在案，避免接觸面殘留涂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，應采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。并且在真空處理結束后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系進行測試。

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類檢修后，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）規定的包絡線范圍內。

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，應通過后臺核對分合位置信號與現場實際動作一致性，如有分合閘到位后信號出現不一致的情況，應對開關一次、二次配合進行調整。

7 防止避雷器故障

7.1 規劃設計階段

7.1.1 對于耗能支路MOV、直流轉換開關避雷器和中性母線避雷器（CBN2型、E型）用的電阻片，應在相同的工藝和條件下制造，以提高電氣參數一致性；對所用的電阻片和電阻片組應經過嚴格的篩選、配組計算和試驗，以控制電氣參數的一致性，減小電流分布不均勻系數，避雷器并聯電阻片柱之間的電流分布不均勻系數應不大于1.05，避雷器并聯元件之間的電流分布不均勻系數應不大于1.03。

7.1.2 在設計直流斷路器耗能支路MOV、直流轉換開關避雷器和中性母線避雷器（CBN2型、E型）的吸收能量時，應考慮實際沖擊波形對電阻片能量耐受能力和過電壓耐受能力的影響，且不小于專題研究計算值的120%；新建工程應采用熱備用方式，熱備用避雷器元件數量應不少于設計能量的20%，且不少于1只。

7.1.3 直流斷路器耗能支路MOV外套應采用復合外套設計，在MOV元件上應設有壓力釋放裝置，當MOV發生短路故障時，通過壓力釋放裝置釋放內部壓力，防止MOV元件外套由于流過內部故障電流或內部閃絡而發生爆炸。

7.1.4 閥避雷器應配置帶動作信號遠傳的監測裝置，必要時可配置就地顯示動作次數的監測裝置，便于對照判斷，及時發現異常。

7.2選型制造階段

7.2.1 針對直流斷路器耗能支路MOV、直流轉換開關避雷器和中性母線避雷器（CBN2型、E型）可能承受的最嚴苛過電壓波形，避雷器應進行過電壓耐受試驗，若受試驗室條件限制，可進行等效試驗。等效試驗應包含定電壓定能量試驗及定能量定時間試驗，試驗能量、電壓、時間，應滿足實際波形考核要求。

7.2.2 針對直流斷路器耗能支路MOV、直流轉換開關避雷器和中性母線避雷器（CBN2型、E型），應控制避雷器各柱電阻片的直流參考電壓和操作沖擊殘壓偏差，直流參考電壓和操作沖擊殘壓偏離平均值不超過0.5%。

7.2.3 針對直流斷路器耗能支路MOV、直流轉換開關避雷器和中性母線避雷器（CBN2型、E型），為保證避雷器電阻片可靠性，應對電阻片逐個進行2ms方波或不小于50ms長波組合篩選試驗。

7.2.4 新建直流工程戶外避雷器應具有可靠排水措施（如設置排水孔等）。對在運的戶外避雷器無排水孔的，應進行評估后增加排水措施，并重點跟蹤泄漏電流的變化情況，同時結合停電檢修試驗檢查壓力釋放板是否有銹蝕或破損。

7.3 基建安裝階段

7.3.1 避雷器在現場安裝時，應嚴格按照制造商規定的順序安裝。

7.4 調試驗收階段

7.4.1 檢查閥避雷器就地顯示和遠傳功能，各項功能均應正常。

7.5 運維檢修階段

7.5.1 直流斷路器耗能支路MOV如需更換應進行整級更換。

7.5.2 對于多元件并聯的避雷器，對避雷器所有元件的直流參考電壓實測值應進行橫向比較，當直流參考電壓超過平均值2%時，應及時更換。

8 防止濾波器及并聯電容故障

8.1 規劃設計階段

8.1.1 交流濾波器切除后應設置足夠的放電時間，放電后方可再次投入運行，避免電容器帶電荷合閘產生較大的沖擊電流。

8.1.2 采用懸掛方式的直流濾波電容器組設計時應提高頂部懸式絕緣子的外絕緣性能，防止大雨天氣下頂部懸式絕緣子形成雨簾導致外絕緣性能下降，引起最頂層電容器與地電位的絕緣間距變小而擊穿導致直流濾波器退出運行。

8.2 選型制造階段

8.2.1 新（改、擴）建工程戶外電容器接至匯流排的接頭應采用銅質線鼻子和銅鋁過渡板結合連接的方式，不應采取哈夫線夾連接方式。

8.2.2 帶熔絲結構的電容器單元選型時應采用內熔絲結構，電容器單元保護應避免同時采用外熔斷器和內熔絲保護。

8.2.3 電容器接頭防鳥帽應選用高溫硫化的復合硅橡膠材質并可反復多次拆裝，不可選用易老化和脆化的塑料材料。

8.2.4 電容器端子間或端子與匯流母線間的連接應采用帶絕緣護套的軟銅線，不應使用硬銅棒或銅排連接，防止導線硬度太大造成接觸不良，銅棒或銅排發熱膨脹導致瓷瓶受力損傷。

8.2.5交流濾波器電容器塔的層間凈距需考慮以下兩種方式，按二者的最大值進行設計：1）按照層間的雷電和操作耐受電壓，參考《絕緣配合標準》（GB 311.1-2012）表A.1選取對應的最小空氣凈距。2）按照層間的最高運行電壓，參考GB 311.1表4選取電容器層間的雷電沖擊耐受電壓，參考GB 311.1表A.1選取對應的最小空氣凈距。

8.2.6 電容器套管應采用滾壓一體式結構，以防止套管滲漏油。

8.2.7 中性線沖擊電容器單元應采用雙套管結構。

8.2.8 電阻器應安裝防雨罩防止雨水進入，防雨罩頂部應有坡度防止雨水聚集，電阻器風道應通暢。

8.2.9 交直流PLC濾波器調諧裝置內的電阻器選型應考慮諧波電流造成的電阻發熱，正常運行時不應導致電阻過熱后損壞。

8.2.10 電容器塔的支撐鋼梁及等電位線連接處應有防止鳥類筑巢的措施，電容器等電位排以及連接電容器的多股軟連接線、接頭應進行絕緣化處理并滿足設備散熱的要求，防止鳥害引起故障跳閘。

8.2.11 交直流PLC濾波器電容器與調諧裝置的連接線應安裝絕緣護套，防止連接線與設備支架直接接觸，造成短路放電。

8.3 基建安裝階段

8.3.1電容器連接線安裝時應有防止因變形或下垂導致與電容器身、均壓環、層架的絕緣距離發生變化的措施，避免連接線與電容器外殼或均壓環放電。

8.4 調試驗收階段

8.4.1 交直流濾波器（除C型濾波器外）安裝完成后需開展各元件現場測量與調諧頻率試驗，實測調諧頻率與根據各元件的現場測量值計算而得的調諧頻率誤差應控制在1%以內。

8.4.2 高壓電容器三相電容量最大與最小的差值不應超過三相平均值的5%，并應符合設計要求。

8.4.3 濾波器帶電后不平衡電流應小于報警整定值的50%，直流控制保護系統應進行補償設置使不平衡電流測量值為零，防止電容器不平衡保護誤動。

8.5 運維檢修階段

8.5.1 定期監視不平衡電流變化，發現不平衡電流增大接近跳閘值時應及時申請停運進行檢查處理。

8.5.2 投運5年后應對中性線電容器和雙極區域電容器進行檢查，并結合電力設備預防性試驗規程要求開展狀態檢測和評估，提前更換絕緣狀況劣化的電容器。

9 防止干式電抗器故障

9.1 規劃設計階段

9.1.1 交流濾波器電抗器設計時應考慮在運行背景諧波適度增大的情況下電抗器不會過負荷。電抗器過負荷保護報警值與跳閘值之間應留有足夠的裕度。

9.2 選型制造階段

9.2.1 干式電抗器隔聲罩頂部、底部均應設有防止鳥類進入的措施。

9.2.2 干式電抗器散熱通道應保持暢通，防止局部發熱引發設備燒損。

9.2.3 戶外裝設的干式空心電抗器，最外層包封的外表面和最里層包封的內表面，應有防污和防紫外線措施。電抗器外露金屬部位（如鋼支架、鋼基礎等）應有良好的防腐蝕涂層。

9.2.4 高寒地區電抗器整體應采用耐低溫、防開裂的工藝措施，并在產品表面采用RTV-II（PRTV）涂層。

9.2.5 干式空心電抗器導線所使用的絕緣材料應進行試驗，主要包括工頻擊穿電壓試驗、工頻耐壓試驗、絕緣電阻測試；對于換位導線，還應開展直流電阻平衡率控制測試。

9.2.6 干式空心電抗器導線所使用的絕緣膜應采用紅外光譜檢測進行抽檢，抽檢結果應滿足絕緣薄膜材質要求；對不同批次絕緣膜應進行成分檢測，成分應滿足導線絕緣膜材質要求。

9.2.7 采用換位導線的電抗器，在生產工序間應進行股層間絕緣檢查。

9.2.8 需嚴格控制干式電抗器生產廠房的溫度、濕度，避免干式電抗器材料吸潮發生水解，從而影響產品質量。

9.2.9 干式空心電抗器所使用的導線絕緣膜耐熱等級應不低于包封體系的耐熱等級。應優先選擇H級耐熱等級的導線絕緣材料，同時相對于標準規定值，實際規定的溫升限值要有更大裕度，防止因裕度過小造成局部過熱，影響電抗器長期穩定運行。

9.2.10 交直流復合運行工況的電抗器在設計上下端匯流排時，應考慮優化匯流排支臂和集電環尺寸結構，避免運行時出現局部過熱。

9.2.11 干式電抗器在出廠發運前、交接安裝前，應全面檢查玻璃紗拉帶、導線（尤其是換位導線）等在包封端部引出位置的密封性，避免在引出位置出現凹陷、積水、受潮。

9.2.12 電抗器包封與匯流排連接的引出線應預留足夠的長度，設置緩沖彎，引線應固定良好。

9.3 基建安裝階段

9.3.1 隔音裝置安裝應符合設計要求，避免分流或環流產生局部過熱。

9.3.2 對于在運傘形參數不滿足要求的直流場絕緣子應加裝隔雨傘裙。

9.4 調試驗收階段

9.4.1 干式電抗器本體外部絕緣涂層、其他部位油漆應完好；本體風道應清潔無雜物。

9.5 運維檢修階段

9.5.1 對干式空心電抗器接頭、金屬附件和包封外表面開展紅外觀測，對局部過熱現象及時停電檢查分析和維修。每2年對干式空心電抗器進行一次專業檢查，檢查內容包括外觀、內部風道、鳥類活動痕跡等。檢查中如發現涂層有鼓包、起皮、龜裂、樹枝狀放電等現象，應進行重新噴涂；如發現通風條移位、包封絕緣損傷、匯流引線斷股等情況，應及時進行維修。

10 防止控制保護系統故障

10.1 規劃設計階段

10.1.1 新（改、擴）建工程直流控制系統應采用完全冗余的雙重化配置。每套控制系統應有完全獨立的二次設備，包括主機、板卡、電源、輸入輸出回路和控制軟件，不應有公用的輸入/輸出（I/O）設備。在兩套控制系統均可用的情況下，一套控制系統任一環節故障時，不應影響另一套控制系統的正常運行，也不應導致直流閉鎖。

10.1.2 非運行狀態的直流控制保護系統中存在跳閘出口信號時切換邏輯不得允許主機切換到運行狀態，并發出告警，避免誤動作出口跳閘。

10.1.3 冗余直流控制保護系統的信號電源應獨立配置，取自不同直流母線并分別配置空開，防止單一元件故障導致兩套系統信號電源丟失。

10.1.4 設備的自診斷功能應能覆蓋包括控制保護主機、電源、測量回路、輸入輸出回路、通信回路、所有的硬件和軟件模塊在內的整個設備和接口。應根據故障情況采取相應措施，確?？刂票Ｗo系統單一元件故障不引起控制系統異常或保護系統不正確動作而引起直流閉鎖，并提供足夠的信息以便于準確定位故障。

10.1.5 新（改、擴）建工程直流控制保護系統應具備整定值越限自鎖告警功能，防止操作過程中輸入的功率目標值、參考電流值、升降速率值越限。

10.1.6 SCADA系統SCM服務器、遠動服務器（工作站）、站LAN網、主時鐘及運行人員工作站等均應冗余配置。SCADA冗余系統均故障時不應影響直流控制保護系統正常運行，運行人員應能通過后備或就地控制系統完成操作。

10.1.7 直流控制保護系統LAN網設計，應在保證各個冗余系統數據傳輸可靠性的基礎上，優化網絡拓撲結構，避免存在物理環網，選用的LAN網交換機、主機應具有網絡風暴防護功能并通過網絡風暴防護功能測試，防止網絡風暴造成直流強迫停運。

10.1.8 交流濾波器開關、低壓電容器和電抗器開關、站用電進線開關等設備保護跳閘后，應通過鎖定開關等措施避免反復投切和故障擴大。

10.1.9 直流控制保護系統的關鍵參數應通過仿真計算給出建議值，并經過控制保護聯調試驗驗證。保護定值的選取應保證在設計邊界范圍內，所有直流保護之間的配合正確。直流控制保護系統功能和定值應根據直流系統的運行方式動態配置和調整，自動適應工程設計的所有運行方式，并且不應在運行方式切換過程中出現誤動或拒動。

10.1.10 直流系統保護（含雙極/極/換流器保護、換流變壓器保護、交直流濾波器保護）采用三重化或雙重化配置。每套保護均應獨立、完整，各套保護出口前不應有任何電氣聯系，當一套保護退出時不應影響其它各套保護運行。

10.1.11 除雙極區域部分保護外，采用三重化配置的直流保護，三套保護均投入時，出口采用“三取二”模式；當一套保護退出時，出口采用“二取一”模式，當兩套保護退出時，出口采用“一取一”模式，任一個“三取二”模塊或裝置故障，不應導致保護拒動或誤動。

10.1.12 采用雙重化配置的直流保護，每套保護應采用“啟動+動作”邏輯，啟動和動作的元件應完全獨立，不得有互相影響的公共部分。

10.1.13 直流保護系統檢測到測量異常時應自動退出相關保護或者切換測量總線，測量恢復正常后應自動投入相關保護功能，防止保護不正確動作。

10.1.14 直流濾波器運行時，控制保護系統監測到直流濾波器電子式或光纖式直流電流互感器回路異常時，應退出相關保護功能，不應發緊急故障報警；直流濾波器未投入運行時，控制保護系統監測到直流濾波器電子式或光纖式直流電流互感器測量回路異常時應發輕微故障報警。

10.1.15 直流轉換開關保護延時應大于開關正常熄弧時間，防止轉換開關拉開但電弧暫未熄滅時，直流轉換開關保護檢測到電流后重合轉換開關導致運行方式轉換失敗。

10.1.16 順控邏輯中判斷直流刀閘位置延時應大于實際直流刀閘位置狀態返回時間，避免順控操作失敗。

10.1.17 換流站應嚴格遵守《電力二次系統安全防護規定》，堅持“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的原則，制定網絡安全防護設計方案，落實邊界防護、本體安全、網絡安全監測等防護要求。網絡安全防護技術措施應當跟隨電力監控系統同步規劃、同步建設、同步使用。

10.1.18 冗余的控制系統間應具備完善的同步機制，防止因主備系統信號差異導致控制系統切換后造成電網較大功率擾動或直流閉鎖。

10.1.19 當冗余的柔直控制保護系統間失去同步后，應防止系統切換造成調制波偏差量過大導致直流閉鎖。

10.1.20 多端柔性直流與柔性直流電網中，應設置定直流電壓控制站。當定直流電壓控制站退出運行后，應有其他換流站自動轉為定電壓控制，保障整個直流系統的電壓穩定。

10.2 選型制造階段

10.2.1 直流控制保護軟件應具備軟件編譯自檢功能，防止底層代碼與可視化邏輯界面對應變量不一致導致直流誤閉鎖。

10.2.2 無功控制邏輯中小組濾波器是否可用應綜合考慮大組濾波器母線電壓和大組濾波器開關狀態進行判斷，避免大組濾波器開關斷開時誤判小組濾波器可用或處于運行狀態，導致無功需求不滿足引發直流功率回降或直流閉鎖。

10.2.3 無功控制邏輯中，判斷濾波器正常投入的延時應大于濾波器開關合閘狀態返回的實際時間，避免頻繁投切濾波器。

10.2.4 直流無功控制功能發出切除交流濾波器指令后，若在窗口時間內未收到交流濾波器進線斷路器分位信號，應報嚴重故障并切換系統。交流濾波器切除失敗后速切同類型濾波器的延時應與系統切換時間相配合。

10.2.5 整流站極控低壓限流（VDCOL）控制功能應躲過另一極線路故障及再啟動的擾動，防止一極線路故障導致另一極控制系統誤調節。

10.2.6 換流變進線電壓失壓判斷應綜合電壓互感器空開位置信號和交流電壓判據，防止空開接點異常導致控制系統緊急故障。

10.2.7 直流控制保護系統應配置換流變壓器分接開關檔位越限和跳變監視功能，避免因檔位變送器故障或采樣板卡故障導致電壓應力保護誤動。

10.2.8 直流控制保護系統關鍵元器件（包括芯片、光器件、功率器件、電容、插接件等）和板卡應選用有成熟應用經驗的產品，按照標準開展入廠檢測和篩選。

10.2.9 新（改、擴）建工程直流控制保護核心板卡或芯片應具有自檢和自糾錯功能，避免因內存出錯等底層硬件故障導致跳閘信號的誤出口。

10.3 基建安裝階段

10.3.1 直流控制保護裝置安裝應在控制室、繼電器室等建筑物土建施工完成并且聯合驗收合格后進行，不得與土建施工同時進行。在安裝環境未滿足要求前，不應開展控制保護設備的安裝、接線和調試。在設備室內開展可能影響潔凈度的工作時，須做好設備的密封防護措施。當施工造成設備內部受到污染時，應返廠處理并經測試正常后方可使用。

10.3.2 直流控制保護設備安裝時，應嚴格按照《電氣裝置安裝工程 盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范》（GB50171-2012）要求施工，重點加強屏柜、主機、板卡、光纖、連接插件等部件固定、受力、屏蔽、接地情況排查，防止因安裝工藝控制不良導致的設備損壞或故障。

10.4 調試驗收階段

10.4.1 設備制造廠家應合理配置控制保護系統邏輯和定值，提供整定說明，廠內試驗和聯調階段應對控制保護系統策略和邏輯進行試驗驗證，并嚴格履行出廠檢驗手續。

10.4.2 現場實施直流控制保護系統軟件修改前，應充分開展廠內試驗驗證，具備條件時還應開展現場實施后補充試驗驗證。現場實施時必須核對校驗碼或版本信息，確保修改邏輯無誤。

10.5 運維檢修階段

10.5.1 運維單位應加強二次安全防護管理，防止感染病毒。

10.5.2 直流系統一極運行、一極停運時，禁止對停運極中性區域互感器進行注流或加壓試驗。

10.5.3 小組交流濾波器停電檢修時，在未采取一、二次隔離措施前，嚴禁對小組交流濾波器電流互感器注流，避免影響其它濾波器的運行。

11 防止測量設備故障

11.1 規劃設計階段

11.1.1 測量裝置應根據換流站站址氣候條件、環境特性進行選用，應滿足站址和標準規定的溫度、振動、潮濕以及電磁環境等條件要求，測量裝置的傳感光纖、調制器、遠端模塊、采集單元等戶外布置組部件應選擇耐低溫與高溫、抗震、抗電磁干擾強的元器件，并采取可靠耐溫度變化、防震、防潮、防電磁干擾措施，且通過規定的試驗考核，合格后方可選用。

11.1.2 新（改、擴）建工程直流分壓器低壓臂至電阻盒信號若配置屏蔽雙絞線，應采用雙套冗余配置，雙套屏蔽雙絞線不應安裝于同一波紋管中，雙絞線應維持雙絞狀態直至最終接線處，不得提前打開。

11.1.3 采用電信號傳輸的直流分壓器，一次本體至二次屏柜間信號回路應采用多芯冗余配置，避免由于單個端子松動導致冗余控制保護系統直流電壓測量異常。電纜接地應符合廠家技術要求。

11.1.4 測量裝置應具備完善的自檢功能，當遠端模塊或采集單元出現A/D采樣異常、電源異常、數據發送異常、光路異常等測量回路異常時，應能及時產生報警信號送至控制保護裝置，防止因測量異常、裝置故障導致控制保護誤動作。

11.1.5 新（改、擴）建工程冗余控制保護系統的測量回路應完全獨立，電子式CT、采用光信號傳輸的直流分壓器遠端模塊應最低采用3套主用加2套熱備用配置，純光CT的光纖傳感環及采集單元應最低按3套主用加1套熱備用配置，且需做好熱備用通道光纖至接口屏的光纖連接，可實現測量通道不停電更換。

11.1.6 除電容器不平衡CT、濾波器電阻/電抗支路CT以及直流濾波器低壓端測量總電流的CT之外，保護用電磁式CT應根據相關要求選用P級或TP級，避免保護誤動。

11.1.7 測量裝置的電壓、電流回路和模塊應能夠滿足直流控制、保護、錄波等設備對回路冗余配置的要求，應防止單一元件故障導致保護誤出口。直流控制或保護系統裝置間或裝置內的冗余元件的測量回路應完全獨立，不得共用。

11.1.8 新（改、擴）建工程電子式CT電阻盒測量回路、遠端模塊輸入端口，零磁通CT二次端子應禁止采用壓敏電阻、氣體放電管等限壓元件，避免由于器件故障短路后導致保護誤動或控制系統故障。

11.1.9 零磁通CT電子模塊飽和、失電報警信號應接入直流控制保護系統，并能及時閉鎖相關保護或給出告警提示。

11.1.10 光纖傳輸的CT、直流分壓器傳輸回路應選用可靠的光纖耦合器，戶外采集單元接線盒有防止接線盒擺動的措施。采集單元應滿足安裝地點極端運行溫度要求和抗電磁干擾要求。新（改、擴）建工程測量裝置的調制箱、二次端子箱應滿足IP67防護等級，并采取相應的驅潮措施，避免調制箱、二次端子箱受潮后輸出異常電流。

11.1.11 電壓、電流測量裝置端子箱進線孔與穿管孔應有保護、固定措施，端子箱內電纜（尾纜）應留有足夠裕度，防止由于沉降等引起電纜（尾纜）下移后被進線孔邊緣劃傷。

11.2 選型制造階段

11.2.1 采用電信號傳輸的直流分壓器應具有二次回路防雷功能（如在保護間隙回路中串聯壓敏電阻），防止雷擊引起放電間隙動作導致直流閉鎖。

11.2.2 電子式CT分流器、電阻盒、遠端模塊之間連接端子、導線應具備有效的防氧化措施，并采用可靠的屏蔽措施。

11.2.3 純光CT傳感環內不同測量通道的傳感光纖應分槽或分層布置，避免光纖糾纏，保偏光纖應選用耐溫度沖擊類型產品，避免低溫影響其光學性能。

11.2.4 新（改、擴）建工程直流電流測量裝置的一次部件和二次部件應采取有效的抗高低溫措施，并開展溫度循環準確度試驗，戶內部分試驗溫度范圍為-10℃～+55℃，戶外部分試驗溫度范圍為-45℃～+70℃，在額定一次電流下誤差不得超過規定限值。試驗結果需包含在產品型式試驗報告中。

11.2.5 測量裝置應開展電磁兼容發射試驗和抗擾度試驗，發射試驗滿足1組A級限值要求；抗擾度試驗評價準則為A級，其中靜電放電抗擾度試驗、射頻電磁場輻射抗擾度試驗嚴酷等級為4級。

11.2.6 為保證入網產品質量，應開展激光器、光電池、光源、光纖、光電探測器、光通信收發模塊、光纖端子等關鍵元器件和整機的抽檢試驗，每批次產品應至少抽樣一套關鍵元器件和一臺整機開展抽檢試驗。

11.3 基建安裝階段

11.3.1 直流測量設備廠家應提供站內所有光CT合并單元、電子單元的原始參數表，并完成參數核對，運維階段如需開展參數修改，應履行相應的審批手續。

11.3.2 若測量裝置光纖需穿管，應確保不同回路獨立穿管，并做好防水措施，避免由于穿管進水結冰導致的測量異常。

11.3.3 測量裝置光纖現場熔接不應在雨天、風沙、霧霾等惡劣天氣開展，熔接時應確保熔接斷面平整清潔，熔接后應進行拉力測試，測試后應檢查是否斷裂。

11.3.4 零磁通CT（如有）繞組接線端子不應采用具有限壓功能的穩壓端子，避免測量電流突變時，繞組電壓上升導致的穩壓端子擊穿。

11.3.5 采用電信號傳輸的直流分壓器二次分壓板應安裝在機箱內，或安裝時與屏柜采用可靠的絕緣措施，避免絕緣異常導致的直流電壓跌落。

11.3.6 測量設備的二次裝置安裝應在控制室、繼電器室土建施工結束且通過聯合驗收后進行，防止裝置及光纖端面受污染影響其長期穩定運行。調試階段開始前必須完成光纖回路端面檢查。

11.3.7 測量裝置的光纖傳輸回路在光纖連接件插入法蘭前，應使用專用清潔器對端面進行深度清潔，使用光纖端面儀檢測光纖端面質量，防止端面污染引起光纖衰耗增大導致測量系統故障。

11.3.8 直流分壓器均壓環的安裝位置應合理，避免安裝位置過低而導致設備外絕緣有效干弧距離過小。

11.4 調試驗收階段

11.4.1 應進行測量裝置傳輸環節各裝置、模塊斷電試驗以及光纖抽樣拔插試驗，檢驗單套設備故障、光纖通道故障時不會導致控制保護誤出口。

11.4.2 應開展測量設備準確度檢查，準確度檢查時應考慮直流輸電系統各類運行工況。

11.4.3 應進行測量回路接線端子、光纖緊固檢查，確保端子無松動或虛接，防止連接不良。

11.5 運維檢修階段

11.5.1 電流測量裝置本體、二次測量裝置、就地接線箱、光纖回路等檢修后，如存在可能影響極性的作業，應檢查確認CT極性。

11.5.2 電磁式電壓互感器諧振后（特別是長時間諧振后），應進行勵磁特性試驗并與初始值比較，其結果應無明顯差異。嚴禁發生諧振后未經檢查就合上斷路器將設備重新投入運行。

12 防止電纜及二次回路故障

12.1 規劃設計階段

12.1.1 新（改、擴）建工程低壓動力電纜、控制電纜同溝敷設時，動力電纜與控制電纜之間分層敷設距離應滿足規程要求并采用防火隔板隔離。

12.1.2 新（改、擴）建工程應合理規劃二次電纜的路徑，避免或減少迂回，縮短二次電纜的長度降低回路對地電容。對外部開入直接啟動跳閘（如非電量保護跳閘等）以及開入后影響較大（如失靈啟動、直流閉鎖等）的重要回路，應采用大功率繼電器或采取軟件防誤等措施。

12.1.3 電纜夾層、電纜豎井內應設置火災預警監測裝置，并定期檢測，確保動作可靠、信號準確；電纜夾層、豎井、電纜主溝交叉處應設置自動滅火裝置。

12.1.4 低壓直流系統兩組蓄電池的電纜應采用阻燃電纜，分別鋪設在各自獨立的通道內，不宜與交流電纜并排鋪設，對無法設置獨立通道的應采取阻燃、加隔離護板或護套等措施。蓄電池組電纜的正極和負極不應共用一根電纜。在穿越電纜豎井時，兩組蓄電池電纜應加穿金屬管。

12.1.5 跳閘回路不應采用常閉接點，防止回路中任一端子松動或者直流電源丟失導致繼電器失磁，跳閘誤出口。

12.2 選型制造階段

12.2.1 嚴把電纜入網關，明確各種電纜的技術規范、質量要求和驗收標準，加大控制電纜質量抽檢工作力度，嚴格落實電纜交接驗收工作要求。

12.3 基建安裝階段

12.3.1 電纜敷設前應檢查核對電纜型號、規格符合設計要求，檢查電纜線盤及其保護層完好，兩端無受潮。電纜敷設前，應對電纜進行絕緣測試，測試結果符合相關標準規范后進行敷設。

12.3.2 電纜敷設過程中應嚴格控制牽引力、側壓力和彎曲半徑，嚴防電纜敷設和電纜頭制作過程中損傷電纜及芯線絕緣。

12.3.3 端子排交直流電源之間、正負電源之間、正電源與分合閘回路之間、正電源與啟動失靈回路之間應以空端子或絕緣隔板隔開。

12.4 調試驗收階段

12.4.1 檢查一二次電纜、不同電壓等級電纜分溝分層敷設滿足要求，核實電力電纜同溝敷設線纜的防火隔離措施滿足要求。

12.4.2 應對所有直流電源及二次回路進行絕緣測試，測試前應采取防止弱電設備損壞的安全技術措施，測試結果符合相關標準規范要求。

12.5 運維檢修階段

12.5.1 加強動力電纜接頭的紅外測溫，發現溫度異常時應加強監視，必要時申請停電及時處理。

12.5.2 年度檢修期間應做好跳閘回路和重要測量回路電纜芯對地、芯間絕緣的檢查，并對絕緣電阻試驗數據進行縱向、橫向比對分析，及時發現電纜故障缺陷。

12.5.3 應定期開展電纜通道開蓋板檢查，檢查電纜溝排水孔、防火墻和溝道體破損情況，杜絕電纜溝內積水浸漫電纜導致電纜絕緣故障。

13 防止換流閥（閥控系統）故障

13.1 規劃設計階段

13.1.1 閥塔均壓環、屏蔽罩、光纖橋架等金屬構件的等電位點應采用單點金屬連接，其他固定支撐點應采用絕緣材料且安裝可靠，避免造成多點接觸環流發熱或絕緣裕度不足放電。

13.1.2 新（改、擴）建工程閥廳照明燈具、消防探頭、空調通風管道、紅外探頭、監控攝像頭及輔助設施、管線、槽盒等安裝位置應遠離閥塔，避免運行時異物掉落在閥塔內。

13.1.3 新（改、擴）建工程換流閥設計時應避免單一元件故障導致單閥內多個晶閘管級或單橋臂多個子模塊故障，導致冗余耗盡閉鎖閥組。

13.1.4 新（改、擴）建工程柔直換流閥子模塊應具有防止上下管直通的自鎖功能，并具有防止子模塊高頻投切的保護功能，同時閥控系統動態均壓策略應考慮避免發生子模塊頻繁投切導致子模塊電容充電電壓上升或IGBT驅動電源負載過重。

13.1.5 閥控系統功能板卡應具有完善的自檢功能，運行、備用系統均能上送告警信號。

13.1.6 新（改、擴）建工程閥廳煙霧探測系統管路布置應保證探測范圍覆蓋閥廳全部區域，且同一處的煙霧應至少能被2個探測器同時監測；紫外火焰探測器配置應滿足每個閥塔的弧光至少被2個紫外火焰探測器同時監測。

13.1.7 新（改、擴）建工程閥廳設計應根據當地歷史氣候記錄，適當提高閥廳屋頂、側墻的設計標準，基本風壓> 0.4kN/m2時應在檐口增加抗風措施，防止大風掀翻以及暴雨雨水滲入。

13.2 選型制造階段

13.2.1 換流閥模塊內元件（包括晶閘管、IGBT、電容器、電阻器、電抗器等）必須進行嚴格的入廠檢驗，重要元件應進行全檢并留存試驗記錄。閥模塊內各種連接線、連接片應能通過高強度振動試驗，試驗強度應不低于工程技術規范對抗振設計的要求，確保長期運行不發生斷裂、變形。

13.2.2 閥塔中水管布置應合理、固定應牢靠，水管與其他物體接觸位置應做好防護，避免運行過程中摩擦導致水管磨損漏水。

13.2.3新（改、擴）建柔直工程換流閥子模塊應進行防爆試驗，通過上、下管IGBT直通短路方式或晶閘管擊穿短路方式模擬子模塊爆炸的物理過程，爆炸前試品子模塊電容電壓由額定值抬升至不低于子模塊最高一級的過電壓保護值，爆炸后相鄰子模塊應維持正常運行。

13.2.4 新（改、擴）建工程閥廳內不應使用含有可燃液體、氣體的設備，所有設備、材料均應具有良好的阻燃性能。閥塔內非金屬材料應不低于UL94V0材料標準，并按照美國材料和試驗協會（ASTM）的E135-90標準進行燃燒特性試驗或提供第三方試驗報告。

13.3 基建安裝階段

13.3.1 換流閥及閥控系統安裝環境應滿足潔凈度要求，在閥廳和閥控設備間達到要求前，不應開展設備的安裝、接線和調試。

13.3.2 閥塔各類光纖應在施工開始前做好防振、防塵、防水、防折、防壓、防拗等措施，避免光纖損傷或污染。安裝完畢后應對所有的光通道進行光纖衰耗測試，確認閥塔和閥控間光纖衰耗滿足要求。若后續改、擴建工程需打開光纖槽盒，槽盒恢復后需對槽盒內所有光纖進行衰耗測試。

13.3.3 新（改、擴）建工程每個閥塔均應預敷設數量充足的各類型備用光纖，備用光纖的長度及存放位置應考慮便于光纖的更換。

13.3.4 閥冷管道、空調風管穿越閥廳墻壁時應采取相應接地措施，保證管道可靠接地。

13.4 調試驗收階段

13.4.1 換流閥上所有光纖鋪設完畢后，在連接前應進行光衰測試，并建立檔案、做好記錄，光纖（含兩端接頭）衰耗不應超過廠家設計的長期運行許可衰耗值。

13.4.2 晶閘管換流閥驗收時應檢查晶閘管觸發單元、阻尼電容、阻尼電阻等元件連接可靠，防止因連接松動導致設備放電故障。

13.4.3 應加強水管接頭的檢查和驗收，確認每個水管接頭按力矩要求緊固，對螺栓位置做好標記，并建立水管接頭檔案、做好記錄。

13.5 運維檢修階段

13.5.1 換流閥正常運行及檢修、試驗期間，閥廳內相對濕度應控制在60%以下且保證閥體表面不結露，無法滿足時應立即采取相應措施。

13.5.2 晶閘管換流閥運行期間應記錄和分析閥控系統的故障信息，當單閥內晶閘管故障數達到跳閘值-1時，應申請停運直流系統并進行全面檢查、更換故障元件、查明故障原因后，方可再投入運行，避免發生雪崩擊穿或誤閉鎖。

13.5.3 換流閥帶電前，應開展閥塔水管路上各類閥門狀態及位置檢查，確保位置正確、無滲漏水隱患。若閥塔配置分支水管閥門，在完成閥塔檢修工作后，應檢查確認閥門處于全開狀態，并采取必要措施防止閥門在運行中受振動發生變位。

14 防止閥冷系統故障

14.1 規劃設計階段

14.1.1 新（改、擴）建工程閥冷控制系統應冗余配置、保護系統應三重化配置。閥冷控制系統應具備手動切換和故障情況下自動切換功能，防止單一元件故障不經系統切換直接跳閘出口。

14.1.2 閥冷控制保護系統送至兩套極或換流器控制系統的跳閘信號應交叉上送，防止單套傳輸回路元件或接線故障導致保護拒動。

14.1.3 閥冷控制保護系統應具備完善的自檢功能，當發生板卡故障、通道故障、電源丟失等異常時，應發出報警信號并具有完善的防誤出口措施。

14.1.4 閥冷控制保護裝置及傳感器應由兩套電源同時供電，任一電源失電不影響閥冷控制保護及傳感器的穩定運行。

14.1.5 主水流量保護應綜合判斷主水流量及進閥壓力，保護跳閘延時應大于主泵切換不成功回切至原主泵運行的時間。若配置了閥塔分支流量保護，分支流量保護應投報警。

14.1.6 微分泄漏保護和液位保護應采用電容式液位傳感器，微分泄漏保護應投報警和跳閘，24小時泄漏保護僅投報警。泄漏保護的定值和延時設置應有足夠裕度，躲過最大水溫變化、主泵切換、內外循環切換、外冷系統冷卻器啟停等引起的水位波動，防止保護誤動。

14.1.7 作用于跳閘的傳感器應按照三套獨立冗余配置，保護按照“三取二”原則出口，當一套傳感器故障時，采用“二取一”邏輯出口；當兩套傳感器故障時，采用“一取一”邏輯出口。

14.1.8 冗余配置的傳感器應設置超差報警和傳感器狀態檢測功能，當傳感器故障或測量值超出設定的范圍時不應參與相關控制保護邏輯判斷，避免控制系統誤調節或保護誤動。

14.1.9 主循環泵應冗余配置，具有手動切換、定期切換、故障切換、遠程切換功能，在切換不成功時應能自動回切，切換時間的選擇應恰當，切換延時引起的流量變化應滿足換流閥對內冷水系統最小流量的要求，防止切換過程中出現低流量保護動作。兩臺主泵均故障時不應直接閉鎖直流，應由主水流量壓力保護閉鎖直流。

14.1.10 主循環泵交流電源開關應專用，禁止連接其它負荷。同一極（換流器）冗余配置的兩臺主循環泵電源應取自不同母線，且電源回路接觸器容量應與主循環泵啟動電流匹配，防止接觸器過熱或燒損。

14.1.11 主循環泵與管道連接部分應采用軟連接，防止長期振動導致主泵軸承、軸封損壞漏水，主泵應配置軸封漏水檢測裝置，及時檢測主泵輕微漏水，并上送報警信息至監控后臺。新（改、擴）建工程主泵電機還應配置前、后端軸承溫度傳感器，及時檢測軸承溫度并上送監控后臺。

14.1.12 閥外冷系統應根據換流站地理環境條件采用水冷卻方式、風冷卻方式或其他更先進的冷卻方式，水資源缺乏地區宜采用風冷卻方式。閥外冷系統冷卻容量應滿足任一臺冷卻塔、任一臺空冷器故障退出情況下仍能保證直流系統滿負荷運行要求。

14.1.13 設計閥外風冷系統時，應充分考慮環境溫度、安裝位置等因素的影響，具備足夠的冷卻裕度，避免熱島效應影響，設計最高溫度應在氣象統計最高溫度的基礎上增加3-5℃。

14.1.14 閥外水冷系統噴淋泵及風機、閥外風冷系統風機的雙路電源應取自不同母線，且相互獨立，不應全部來自于同一路母線。

14.1.15 閥外水冷系統噴淋泵應依次啟動，避免同時啟動時啟動電流過大。互為備用的兩臺噴淋泵應具有定期切換、故障切換和手動切換功能。

14.1.16 閥外水冷系統噴淋泵、冷卻風機應有手動強投功能，在控制系統或變頻器故障時能手動投入運行。新（改、擴）建工程閥冷系統冷卻塔風機應具備抗交流電源擾動能力，擾動結束后風機應能夠自動恢復運行。

14.2 選型制造階段

14.2.1 閥冷系統各類儀表、傳感器、變送器等測量元件的裝設位置和工藝應便于維護，除主水流量傳感器外，其它測量元件應能滿足故障后不停運直流進行檢修或更換的要求；閥進出水溫度傳感器應裝設在閥廳外。

14.2.2 冷卻水管路系統高點應設置排氣裝置，冷卻水管路系統低點應設置排水裝置，可由閥門隔離的管路上應設置排氣裝置及排水裝置以利于設備檢修及更換。

14.2.3 閥冷系統各類閥門應裝設位置指示和閥門閉鎖裝置，防止人為誤動閥門或閥門在運行中受振動發生變位，引起保護誤動。

14.2.4 閥外水冷系統冷卻塔框架、壁板、底座、集水盤、風筒等應采用AISI304L及以上等級不銹鋼材質并具有足夠的強度，避免冷卻塔銹蝕嚴重，縮短使用壽命。

14.2.5 閥冷管道應采用優質耐腐蝕管材，并采用管溝或架空敷設；閥內冷主管道接頭應采用法蘭連接方式和密封墊密封方式，其他管路應采用可靠的連接和密封方式，并應明確螺栓緊固力矩。

14.3 基建安裝階段

14.3.1 閥內冷水系統管道應盡可能減少冷卻系統管道接頭的數量，管道應在工廠預制、現場組裝，管道之間采用法蘭連接，不允許現場焊接。水冷卻設備運到現場前必須經過嚴格的清洗，以去除管道中的氧化層、油脂、顆粒異物、懸浮物，不允許任何死角存在污物?，F場安裝前，應充分清洗直至閥內冷水的水質滿足要求。

14.3.2 閥內冷水系統冷卻水應采用電導率小于0.2μS/cm的去離子水，廠家應提供閥內冷水水質檢測報告及補水水質要求。

14.3.3 閥外冷系統冷卻器換熱盤管安裝排列應設置一定坡度，坡向應與水流方向一致，以便于設備停運時，將管束內的水順利放空。

14.3.4 低溫地區戶外供水、排水及閥冷系統設備（閥門、儀表、密封圈、傳感器等）應通過加裝保溫棉、增加埋管深度、選取耐低溫管材、搭建防凍棚等措施，避免低溫天氣下管道結冰或凍裂。

14.4 調試驗收階段

14.4.1 檢查閥外水冷系統緩沖水池液位正常無滲漏，檢查噴淋泵、冷卻風扇、加壓泵等外水冷電氣設備控制功能正常，檢查各類傳感器指示正確。

14.4.2 通過主泵啟動試驗，核查主泵保護定值設置正確，主泵電源配置合理，主泵啟動方式恰當；記錄啟動電流、啟動時間，檢查配電元器件及導線無過熱，檢查設備參數配置正確。

14.4.3 通過換流閥大負荷試驗，檢查閥內外冷設備運行正常，并通過閥外冷系統噴淋泵或空冷器切換試驗，檢查閥內冷水溫度變化符合設計要求。

14.5 運維檢修階段

14.5.1 應定期進行主泵與電機同心度校準，避免同心度超標引起異常振動造成主泵軸承、軸封損壞漏水。

14.5.2 應加強膨脹罐（高位水箱）水位變化的監視，當發現水位明顯下降或出現補水泵頻繁補水時，應立即對換流閥及閥冷系統所有管路進行檢查。

14.5.3 應采取定期加藥、合理棄水等措施防止冷卻塔換熱盤管、噴淋泵葉輪、噴淋管內壁結垢。停電檢修時對冷卻塔內部蛇形換熱管進行清洗和預膜，避免冷卻管結垢及腐蝕嚴重影響散熱功能。

14.5.4 低溫天氣下，應增加戶外供水、排水、消防管道及閥冷系統設備檢查頻次，避免管道出現結冰或凍裂。冬季不使用的管道（如工業水管、設備降溫及沖洗管道）宜采用放空處理，防止其凍裂。

14.5.5 密封圈及墊片等易損元件存在隨運行時間增長逐步老化失效導致接頭漏水等風險，應及時進行檢查更換。每次拆卸管路、閥門、表計等設備后，應對相應密封圈進行更換。對運行10年以上的閥冷系統設備，應定期抽查各位置水管密封圈老化情況并進行評估，對存在隱患的位置進行全部更換。

15 防止站用電源故障

15.1 規劃設計階段

15.1.1 換流站的站用電源在各種運行方式下均應滿足N-1的可靠性要求，應至少配置三路獨立、可靠電源，其中一路電源應取自站內變壓器或直降變壓器，一路取自站外電源，另一路根據實際情況確定。若有兩路取自站外，則兩路站外電源應取自不同電源點，且為專線供電，不得采用T接、迂回供電和同桿架設方式。

15.1.2 換流站站用電的保護系統應相互獨立，不應共用元件，防止共用元件故障導致站用電全停。

15.1.3 10kV（6kV）母聯斷路器應配置獨立的保護裝置，以防擴大故障范圍，10kV（6kV）進線斷路器和負荷斷路器保護可在相應變壓器保護裝置中實現。

15.1.4 站用電系統10kV母線和400V母線均應配置備用電源自動投切功能。

15.1.5 站用電備自投應按照如下要求設計：

1)  10kV及400V備自投、閥外冷系統電源切換裝置的動作時間應逐級配合，保證不因站用電源切換導致單、雙極閉鎖。低電壓等級的備自投動作時間應大于高電壓等級的備自投動作時間；下一級切換裝置的動作時間應大于上一級切換裝置動作時間。

2)  備自投應延時動作，并只動作一次；

3)  進線開關過流保護、母聯開關過流保護、站用變低壓側（復壓）過流保護等反應10kV或400V母線故障的保護動作時，應可靠閉鎖相應的備自投，防止合閘于故障母線，造成故障擴大；

4)  備自投動作或投退后應有報警信號和事件記錄；

5)  為避免非同期電源合環運行，聯絡開關與進線開關之間必須設計相應的聯鎖；

6)  備自投裝置應確保本站主供電源開關跳開后再合備用電源，同時應具備防止合于故障的保護措施，或具備合于故障的加速跳閘功能；

7)  備自投裝置起動后跟跳主供電源開關時，禁止通過手跳回路起動跳閘，以防止因同時起動“手跳閉鎖備自投”邏輯而誤閉鎖備自投；

8)  站用交流低壓母線備自投方式應采用單向自投方式（即站外電源對站內電源備用，而站內電源不對外來電源進行備用）。

15.1.6 新（改、擴）建工程一主一備電源的備自投邏輯應按如下要求設計：

1)  當主電源進線失壓且備用電源電壓正常時，備自投自動延時分開主電源進線開關，合上聯絡開關，投入備用電源；

2)  當主電源恢復供電后，備自投自動分開聯絡開關，合上主電源進線開關；

3)  當備用電源進線失壓時，備自投不動作。

15.1.7 兩路電源分列運行的備自投邏輯按如下要求設計：

1)  當一路電源進線失壓且另一路電源電壓正常時，備自投自動分開故障電源進線開關合上聯絡開關，兩段母線并列運行；

2)  當故障電源恢復供電后，備自投自動延時分開聯絡開關再自動合上該路電源進線開關；

3)  進線開關和聯絡開關保護定值應配合合理，在兩段母線聯絡運行時一段母線故障后應先跳開聯絡開關，保證另一段母線可正常運行，防止兩段母線均失電。

15.1.8 低壓直流電源系統應至少采用兩組蓄電池組、三臺充電裝置，備用充電裝置可在兩段母線之間切換，任一工作充電裝置退出運行時，手動投入備用充電裝置。

15.1.9 站用直流系統直流母線對地電壓應接入故障錄波裝置，實現監視功能。

15.1.10 直流電源設計系統圖應提供計算書，標明開關、熔斷器電流級差配合參數。各級開關的保護動作電流和延時應滿足上、下級保護定值配合要求，防止直流電源系統越級跳閘。

15.1.11 充電裝置的交流輸入、直流輸出、直流回路隔離電器、各饋出回路直流斷路器應裝有輔助觸點和報警觸點，蓄電池組總出口熔斷器應裝有報警觸點。

15.1.12 直流電源系統充電裝置異常、直流母線過/欠壓、各路饋線開關及直流電源開關動作跳閘、絕緣監測裝置報警、蓄電池巡檢儀的告警信號等重要信息應通過硬接點接入站內監控系統。

15.1.13 站用電系統重要負荷（如水冷系統、直流系統充電機、交流不間斷電源、消防水泵等）應采用雙回路供電，接于不同的站用電母線段上，并能實現自動切換，確保任一段交流低壓母線長時間失電時不會影響變電站設備的正常運行。

15.1.14 換流站每組蓄電池的容量應滿足全站交流電源停電后同時帶兩段直流母線負載運行2h的要求，閥控鉛酸蓄電池組應安裝在獨立的蓄電池室內，不能滿足的應設置防爆隔火墻。

15.1.15 新（改、擴）建工程換流站應按閥組（無閥組則按極）、站公用設備、交流場設備等分別設置完全獨立的直流電源系統，防范直流電源故障造成直流雙閥組、雙極同時閉鎖。

15.1.16 若換流站站用電保護或400V備自投具備跳進線400V斷路器功能，站用電低壓側400V開關應取消低壓脫扣功能。

15.2 選型制造階段

15.2.1 運維單位、設計單位應審核交直流配電開關選型和編號，審查屏內配線接線標識是否符合要求。

15.3 基建安裝階段

15.3.1 站用變壓器高壓側相序接線方式變更時，低壓側相序應進行相應的調整，避免出現相序錯誤。

15.3.2 站用電系統及閥冷卻系統應在系統調試前完成各級站用電源切換、定值檢定、內冷水主泵切換試驗。

15.4 調試驗收階段

15.4.1 檢查各級站用電系統備自投功能配置和定值延時配合情況。

15.4.2 應進行各級備自投切換試驗，驗證備自投配合和動作時序是否正確、切換過程對各裝置運行的影響、切換過程中電壓是否穩定、是否影響各類負荷運行以及是否會導致直流閉鎖。

15.4.3 對于兩路直流電源經隔離模塊輸出單一電源的情況，應分別對兩套電源進行斷電試驗，確保電源回路接線無松動、隔離輸出模塊工作無異常，切換過程中無電壓突變等。

15.4.4 新變壓器、斷路器等一次設備（擴建、技改、返修、備品）相應二次回路并網接入運行設備前，需按以下要求做好交直流竄電風險管控。

1)  開展交直流竄電檢查，未完成前不得接入站用直流系統。開展檢查時先斷開所有直流空開，投入所有交流空開，逐級測量直流回路是否存在交流電壓；再斷開所有交流空開，投入直流空開，逐級測量交流回路是否存在直流電壓；涉及到兩路直流電源供電時，兩路直流電源應分別投入；

2)  應將直流試驗電源或獨立直流電源發生器作為待投運設備調試電源，在設備接入運行回路前開展各項調試驗證工作，排除寄生回路及交直流竄接隱患。

15.5 運維檢修階段

15.5.1 年度停電檢修時，對備自投定值進行核查，開展各級備自投和電源切換裝置的切換試驗。

15.5.2 非冗余配置的備自投控制系統進行軟件升級或程序裝載時應將備自投退出。

15.5.3 嚴防直流接地發生，當發生接地時要立即查明接地點并進行處理或隔離，防止事故擴大。在通過拉路法查找直流接地時，要檢查確認直流開關負荷，防止誤拉直流負荷開關導致直流閉鎖或設備跳閘。

15.5.4 直流系統在兩段母線切換時不應中斷供電，直流母線蓄電池組退出前應先合上母線聯絡開關，避免直流母線無蓄電池連接運行；接入另一組蓄電池組后再盡快退出本組蓄電池，防止兩組蓄電池長期并聯運行。

16 防止戶外箱柜故障

16.1 規劃設計階段

16.1.1新（改、擴）建工程換流站戶外端子箱（接線盒、就地柜）應至少達到IP55防塵防水等級，端子箱內應設置加熱驅潮裝置。純光CT、電子式CT戶外調制箱（遠端模塊、采集單元、光纖接線盒）應滿足IP67防護等級，并采取相應的驅潮措施，避免調制箱受潮后輸出異常電流。

16.1.2 對于換流變、平抗、主變、套管等設備的瓦斯繼電器、油流繼電器、分接開關壓力繼電器、SF6壓力傳感器等戶外非電量保護裝置，CT、PT二次接線盒，應配套安裝耐腐蝕材質防雨罩，裝置本體及二次電纜進出線50mm范圍應被遮蔽，防雨罩應能防止上方和側面的噴水且便于拆裝。防雨罩邊緣需加裝防護措施（橡膠防護套等）并采用非金屬扎帶固定良好，防止因長期振動割傷附近管路電纜。

16.1.3 新（改、擴）建工程換流站采用航空插頭接線形式的戶外機構箱，交、直流回路宜使用相互獨立的航空插頭；交、直流回路在同一航空插頭底座上應選用不相鄰的針孔，防止端子箱受潮引起交流竄入直流電源系統。

16.1.4 新（改、擴）建工程換流站一次設備戶外就地控制柜需設計遮雨沿，伸出部分需超出箱體柜門，并具有傾角，防止雨水進入柜內；柜體內部加熱器需采用分布式布置，并配置可調節的溫濕度控制器，溫濕度控制范圍按照當地環境及設計標準，一般溫度可調范圍為0-100oC，濕度調節范圍不小于30-95%，必要時需加裝空調。

16.1.5 對受臺風天氣影響區域，新（改、擴）建工程換流站所配戶外端子箱、匯控柜、電源箱應配置三點鎖定式門鎖，扣入深度不小于2厘米，并外加防風扣。

16.2 選型制造階段

16.2.1 戶外端子箱（接線盒）的選材應合理，避免長期運行后變形進水。對受沙塵天氣影響地區，戶外端子箱應采用防沙塵雙層門密封設計，防止沙塵進入造成設備卡澀拒動。

16.2.2 換流變壓器、平抗、主變、套管等設備的瓦斯繼電器、油流繼電器、分接開關壓力繼電器、SF6壓力傳感器等重要繼電器、傳感器元件應與安裝的防雨罩形狀及尺寸配合。

16.2.3 對受嚴寒天氣影響地區，新建換流站動力箱、機構箱和端子箱應采用雙重保溫結構，柜內附帶加熱功能及溫控裝置，當溫度低于設定溫度值時自動啟動，溫控器應選擇技術成熟、應用良好、運行可靠產品，溫控器外殼選用阻燃材質，加熱器功率應能滿足極低溫度下的運行要求，保證柜內溫度不低于零度。加熱回路線徑應滿足該回路所有負荷投入時的載流量要求。

16.3 基建安裝階段

16.3.1 檢查戶外端子箱（接線盒）廠家相關文檔，確認其防塵防水等級至少滿足IP55要求，純光CT、電子式CT戶外調制箱（遠端模塊、采集單元、光纖接線盒）應至少滿足IP67要求。

16.3.2 檢查戶外端子箱、匯控柜的安裝方式，需確認端子箱、匯控柜底座和箱體之間有足夠的敞開通風空間，以免潮氣進入。

16.3.3 戶外端子箱和接線盒的進線電纜額外加裝護套時，應具有防止護套進水的措施，在進入箱體前設置滴水彎、并在護套最低點處打滴水孔，避免護套破損后雨水倒灌至端子箱和接線盒內，導致接點受潮絕緣降低。

16.3.4 端子箱、匯控柜內的溫控器、加熱器、除濕器等元器件應取得“3C”認證或通過與“3C”認證同等（如CE認證）的性能試驗，外殼絕緣材料阻燃等級應滿足V-0等級。加熱器安裝位置應合理，與各元件、電纜及電線的距離大于50mm，避免靠近接線端子或電纜造成設備燒損。

16.3.5 對受臺風天氣影響地區，戶外端子箱、匯控柜可采用頂部加裝遮雨罩、底部加裝升高座、加強端子箱電纜進線封堵等措施，防止雨水、潮氣入侵。

16.3.6 新（改、擴）建工程戶外設備端子箱、機構箱內電纜進線，應預留單根電纜進線孔，或在安裝時單根電纜分開做好封堵，防止電纜集束捆扎、電纜間封堵效果不佳導致小動物或潮氣進入箱體。

16.4 調試驗收階段

16.4.1 應對戶外端子箱和接線盒的蓋板、密封墊、防火封堵進行檢查，防止變形或密封不嚴進水受潮。

16.4.2 通過進行潑水試驗，核實端子箱和接線盒的防水等級。

16.4.3 對于換流變壓器、平抗、主變、套管等設備的瓦斯繼電器、油流繼電器、分接開關壓力繼電器、SF6壓力傳感器等重要繼電器、傳感器的備用二次電纜穿孔處，應檢查其防雨防潮措施；不滿足防雨防潮要求時，應進行處理。

16.5 運維檢修階段

16.5.1 應定期檢查室外控制柜、開關柜、設備柜內溫濕度控制裝置（加熱器、空調等）工作情況，無溫濕度控制裝置的室外屏柜應進行加裝。

16.5.2 戶外設備端子箱、機構箱門密封情況檢查納入換流站定期巡視項目，檢查箱門密封良好，密封條變形、脫落應及時處理，防止雨水進入箱體導致設備故障。

16.5.3 定期檢查室外端子箱、接線盒銹蝕情況，確認防腐防銹蝕措施有效，銹蝕嚴重的端子箱、接線盒應及時更換。

16.5.4 大風沙塵天氣不宜打開機構箱箱門、匯控柜柜門，防止沙塵進入造成設備卡澀拒動。盡量避免雨天室外作業，防止雨水進入柜體導致端子排受潮。

16.5.5 在臺風來臨前，應對可能受影響的在運換流站戶外端子箱、匯控柜、電源箱等箱柜進行專項檢查，扣入深度不滿足2厘米的，要及時采取加固等整改措施。

16.5.6 運行巡視中（特別是在雨季及氣溫變化較大的天氣時）要加強對換流變油面溫度計、繞組溫度計、SF6壓力傳感器等內部是否存在凝露情況的檢查。

16.5.7 停電檢修時，對戶外非電量保護繼電器、接線盒按照每年不少于1/3的比例進行輪流開蓋檢查。

16.5.8 停電檢修時，應對非電量保護回路等跳閘回路進行絕緣測量，確保回路絕緣良好。

17 防止站內接地網故障

17.1 規劃設計階段

17.1.1 直流場區域、換流變壓器區域、交流濾波器區域和啟動區域（柔直換流站）的直擊雷防護應采用滾球法進行校核。

17.1.2 變壓器中性點、直流分壓器與避雷器等設備的接地端子應直接與主接地網相連，避免通過設備支架接地。

17.1.3 換流變壓器區域除換流變外，其他設備接地線可連接明敷接地母排，接地母排與主接地網連接點不少于3點，便于監測接地點的接地電流。

17.1.4 電抗器和交流濾波器設備及金屬圍欄接地體接地可靠且不得形成閉合環路，避免環流發熱。

17.1.5 交直流線路架空避雷線應與換流站接地裝置相連，并設置便于地網電阻測試的斷開點。

17.1.6 室外電纜溝內專用銅排（纜）引入控制、保護室時，應與控制、保護室內的等電位接地網一起在電纜入口處與主接地網一點連接，當有多個電纜溝入口時，各入口電纜溝內的專用銅排（纜）應經室內電纜溝匯集至其中一個適當的電纜入口后與主接地網一點連接。

17.1.7 主控樓、輔控樓二次設備間的活動地板、繼電器室電纜橋架或電纜溝支架應使用不小于100mm2的銅排（纜）敷設室內二次等電位接地網，二次等電位接地網按屏柜布置的方向首末端連接成環后用4根并聯的50mm2的銅排（纜）在就近電纜豎井或電纜溝入口與主接地網一點可靠連接。

17.1.8 控制和保護裝置屏柜內的等電位接地銅排的截面不小于100mm2。屏柜內控制保護裝置的接地端子用截面不小于4mm2的多股銅線和接地銅排相連。等電位接地銅排用截面不小于50mm2的銅纜與保護室等電位接地網相連。

17.1.9 就地配電裝置至主輔控制樓或就地繼電器室的二次電纜通道（主溝、支溝、金屬導管）應使用不小于100mm2的銅排（或銅絞線）（電纜溝內）或銅纜敷設與主接地網緊密連接的室外專用銅排（纜）。銅排（纜）敷設在電纜溝沿線單側支架上，每隔適當距離與電纜溝支架固定并在保護室（控制室）、開關場的就地端子箱處與主接地網緊密連接。

17.1.10 開關場的就地端子箱內設置截面不小于100mm2的等電位銅排，并使用不小于100mm2的銅纜與電纜溝內的專用銅排（纜）或金屬導管內的接地電纜（當端子箱附近無電纜溝時）相連，連通后的等電位網使用不小于100mm2的銅排（纜）與端子箱就近的主接地網連接。

17.1.11 開關場的變壓器、斷路器、隔離開關和互感器等設備至就地端子箱的二次電纜屏蔽層應在就地端子箱處可靠單端接入專用銅排（纜）。電纜屏蔽層應使用截面不小于4mm2多股銅質軟導線可靠連接到接地銅排上。分相配置的開關操作機構的相間電纜屏蔽層應在匯控箱處可靠單端接入專用銅排（纜）。

17.2選型制造階段

17.2.1 對于新建換流站的戶內地下部分的接地網和地下部分的接地引下線應采用銅材，土壤中銅材料間或銅材料與其他金屬間的連接須采用放熱焊接，不得采用電弧焊接或壓接。土壤具有強堿性腐蝕性時，換流站地下部分的接地網和接地引下線應采用銅或銅覆鋼材料，銅覆鋼材料的銅層厚度不小于0.25mm。

17.3 基建安裝階段

無

17.4 調試驗收階段

無

17.5 運維檢修階段

17.5.1 應每6年對換流站接地網開展安全性多維度狀態評估，至少包括接地網電氣完整性、工頻接地阻抗、跨步電位差、接觸電位差、避雷線分流系數、腐蝕情況檢測等，開展腐蝕情況檢測時宜進行開挖檢查，抽檢接地網的腐蝕情況、土壤結構，交流場、直流場和換流器區域分別抽檢3～5個點。其中接地引下線的腐蝕剩余導體面積不應小于80%，且需滿足熱容量要求。土質疏松易塌陷、土壤酸堿度較大、降水較大且靠近重污染工業區域應每3年評估一次。銅質材料接地體地網整體情況評估合格的不必定期開挖檢查。

18 防止污閃事故

18.1 規劃設計階段

18.1.1 新建工程應開展污穢專項調查，并參照最新版污區分布圖，充分考慮當地惡劣天氣污穢等級、污穢類型、環境污染發展情況，按照“配置到位、留有裕度”的原則進行外絕緣配置。

18.1.2 應避免局部防污閃漏洞或防污閃死角，如輸、變電結合部，不同污區相鄰區段等。

18.1.3 設備外絕緣應按污耐壓法進行校核（考慮當地污穢類型）。校核不滿足要求的可采取噴涂防污閃涂料措施，必要時加裝防污閃輔助傘裙。避雷器不宜單獨加裝輔助傘裙，宜將輔助傘裙與防污閃涂料結合使用。

18.1.4 中重污區換流站外絕緣配置困難的宜復合化，包括支柱絕緣子、空心絕緣子，以提高外絕緣水平。線路用懸垂串宜選用復合絕緣子（重冰區除外），或通過技術經濟論證，選用外傘型絕緣子。耐張串宜選擇大爬距盤型絕緣子。

18.1.5 新建直流工程在規劃設計階段應明確控制保護設備室、換流閥及閥控系統等設備安裝環境的潔凈度要求，在設備室內開展可能影響潔凈度的工作時，應提前制定設備密封防護措施。

18.1.6 覆冰地區外絕緣設計應采用加強絕緣、V型串、八字型、不同盤徑絕緣子組合等形式，通過增加絕緣子串長、阻礙冰凌橋接及改善融冰狀況下導電水簾形成條件，防止冰閃、雪閃事故。

18.1.7 直流設備外絕緣設計時應考慮足夠的裕度，采取優化傘間距、選擇合適傘形、加裝輔助傘裙等措施，避免運行中發生雨閃。

18.2選型制造階段

18.2.1 加強絕緣子全生命周期管理，全面規范絕緣子選型、招標、監造、驗收及安裝等環節，確保使用傘形合理、運行經驗成熟、質量穩定的絕緣子。

18.2.2 超大爬距的瓷絕緣子選擇困難時可采用復合支柱或復合空心絕緣子替代，也可采用瓷絕緣子噴涂防污閃涂料作為有效設計，空心絕緣子不宜降低傘間距。

18.2.3 一次設備均壓環設計時，要校核設備高壓端對地以及均壓環安裝后的外絕緣有效爬距，防止爬距不足導致均壓環閃絡放電。

18.3 基建安裝階段

18.3.1 新建高壓室應配置空調用以控制溫濕度，高壓室應做好密封措施，通風口不用時應處于關閉狀態，防止設備受潮及積污。運行中的高壓室應采取防潮防塵降溫措施，必要時可安裝空調。

18.3.2 控制保護設備室、換流閥及閥控系統安裝環境未達到潔凈度要求前，不應開展設備的安裝、接線和調試。開展可能影響潔凈度的工作時，應落實設備密封防護措施。當施工造成設備內部受到污穢、粉塵污染時，應清潔并經測試正常后方可使用；如污染導致設備運行異常，應整體更換設備。

18.3.3 瓷或玻璃絕緣子在現場涂覆防污涂料時，應加強施工、驗收、現場抽檢各個環節的管理。

18.3.4 盤形懸式瓷絕緣子安裝前現場應逐個進行零值檢測。

18.4 調試驗收階段

無

18.5 運維檢修階段

18.5.1 外絕緣配置不滿足運行要求的輸變電設備應采取增加絕緣子片數、更換防污絕緣子、涂覆防污閃涂料、更換復合絕緣子、加裝輔助傘裙等防污閃治理措施。

18.5.2 輸電設備外絕緣爬電比距不符合污區分布圖時，應制定調爬計劃并納入防污特殊區段進行管控，在污閃易發期前完成調爬；無法按時完成調爬或受條件限制不能調整爬距的，應加強巡視和清掃，防止污閃事故的發生。

18.5.3 出現快速積污、長期干旱或外絕緣配置暫不滿足運行要求、且可能發生污閃的情況時，可緊急采取帶電水沖洗、帶電清掃、直流線路降壓運行等措施，降低污穢閃絡風險。

18.5.4 運行階段換流站室外設備防污閃管理重點如下：

1)  污區等級處于直流C級及以上的換流站直流場戶外瓷絕緣子宜噴涂防污閃涂料；

2)  未噴涂防污材料的戶外瓷質直流場設備宜在投運第一年利用停電機會完成噴涂工作。已噴涂防污閃涂料的絕緣子應每年進行憎水性檢查，憎水性下降到5級時應考慮重新噴涂；

3)  雨雪、濃霧等惡劣天氣情況下，應增加對戶外穿墻套管、支柱絕緣子、直流分壓器等設備的巡視頻次，利用紅外測溫和紫外檢測等手段，密切關注設備外絕緣狀態，若發現嚴重放電、閃絡現象，應及時申請降壓運行或停運；

4)  運維單位應充分利用停電機會，開展設備清掃，減少設備運行時的積污程度。超過1年未清掃的，應每季度對污穢程度進行評估，對不合格的應立即安排清掃。運行超過3年的防污閃涂料，每次檢修時要檢查有無起皮、龜裂、憎水性喪失等現象，如發現上述現象應及時安排復涂；

5)  認真開展室外設備等值鹽密和灰密測試工作，密切跟蹤換流站周圍污穢變化情況，據此及時調整所處地區的污穢等級，并采取相應措施使設備爬電比距與所處地區的污穢等級相適應。

18.5.5 結合換流站停電檢修，應定期清掃閥塔內部件，包括電阻、電容、電感、可控硅及其冷卻器、防火隔板、水管、光纖盒、懸吊螺桿、工作平臺、屏蔽罩等設備，并需擦拭均勻，保證閥塔內電位分布均勻，防止污穢造成部件表面絕緣下降。

18.5.6 惡劣天氣前后應加強設備的巡視，采用紅外熱成像、紫外成像等手段檢查設備放電情況，發現異常放電時應進行風險評估，必要時申請降壓運行或停電處理。對于水泥廠、有機溶劑類化工廠附近的復合外絕緣設備，應加強憎水性檢測，確認設備防護能力。

18.5.7 發生山火后，應對設備進行全面檢查，發現設備受損及絕緣子積污情況時應盡快消除隱患。

18.5.8 對于絕緣子上方金屬部件嚴重銹蝕導致可能造成絕緣子表面污染、以及絕緣子表面覆蓋藻類與苔蘚等可能造成閃絡的情況，應及時采取措施進行處理。

18.5.9發現防污閃涂料出現起皮、脫落、龜裂等現象時，應及時采取復涂或更換等措施。

18.5.10線路通道存在大型污染源（含快速積污）、沿海地區（海岸線10公里以內）、以及直流D級污區，宜安裝輸電線路污穢在線監測裝置，以方便分析設備積污規律和預判積污發展情況。

19 防止主通流回路接頭發熱

*注：本節所規定的主通流回路主要包括交流區域（從交流場出線至換流變網側套管）、閥廳區域（從換流變閥側套管至直流穿墻套管閥廳內側）、直流場區域（從直流穿墻套管閥廳外側至直流線路/接地極線路，不包括直流濾波器）。

19.1 規劃設計階段

19.1.1 新（改、擴）建工程直流主通流回路接頭接觸面載流密度應有足夠的設計裕度，防止載流密度過大導致設備接頭過熱。1.1p.u.過負荷電流不大于5500A時，控制標準如下：

1)  鋁板-鋁板接觸面電流密度不大于0.0936A/mm2；

2)  銅板-銅板接觸面電流密度不大于0.12A/mm2；

3)  銅板鍍銀-鋁板鍍錫接觸面電流密度不大于0.12A/mm2；

4)  銅板-銅鋁過渡-鋁板接觸面電流密度不大于0.10A/mm2；

5)  銅棒鍍銀-鑄鋁抱夾鍍錫接觸面電流密度不大于0.12A/mm2。

19.1.2 新（改、擴）建工程直流系統1.1p.u.過負荷電流大于5500A時，直流主通流回路設備端子板和金具接觸表面應選用銅、銅鍍銀或鋁鍍錫材質。1.1p.u.過負荷電流5500A-7000A時，控制標準如下：

1)  鋁板-鋁板接觸面電流密度不大于0.07488A/mm2；

2)  銅板-銅板接觸面電流密度不大于0.0936A/mm2；

3)  銅鍍銀-鋁鍍錫接觸面電流密度不大于0.0936A/mm2；

4)  銅板-銅鋁過渡-鋁板接觸面電流密度不大于0.08A/mm2；

5)  銅棒鍍銀-鑄鋁抱夾鍍錫接觸面電流密度不大于0.0936A/mm2。

19.1.3 銅鋁過渡線夾應采用銅鋁過渡板或覆銅過渡片，不應采用銅鋁對接焊接形式。

19.2 選型制造階段

無

19.3 基建安裝階段

19.3.1 新（改、擴）建工程設備安裝階段，施工單位應對主通流回路接頭逐一建立檔案，施工過程中應嚴控接頭清潔和導電膏（醫用凡士林）涂抹工藝，螺栓按100%力矩緊固到位并畫線標記。安裝完畢后應測量接頭直阻并按照100%力矩復查，記錄初始值并留存，同時用不同顏色記號筆重新畫線標記。

19.4 調試驗收階段

19.4.1 新（改、擴）建工程驗收時應核查主通流回路接頭檔案，確保工藝要求和技術參數合格，運維單位應對主通流回路接頭進行力矩和直阻測試。按照100%力矩復驗，復驗后用不同顏色的記號筆畫線標記，且不得與安裝階段的標記線重合。

19.4.2 驗收時接頭直阻按如下標準執行：

1)  交流場接頭直阻應不大于20μΩ，且三相偏差不超過10μΩ；

2)  直流場接頭直阻應不大于15μΩ，且兩極偏差不超過5μΩ；

3)  閥廳接頭直阻應不大于10μΩ。

19.4.3 金具支撐結構與導電體應嚴格進行絕緣處理，同時采用等電位裝置可靠連接，防止產生懸浮放電。

19.5 運維檢修階段

19.5.1 運維單位應對站內主通流回路設備、接頭等通流回路定期進行紅外測溫，發現過熱應及時處理。

20 防止火災事故

20.1 規劃設計階段

20.1.1 根據換流站址公共消防資源配置、火災應急處置能力、地區自然氣象等條件，選擇適合工程的消防系統設計方案。按照消防設計典型方案，從降低設備故障、快速滅火、可靠防止火災擴大三個方面采取措施。

20.1.2 換流站消防設計應確保能撲滅單臺最大容量換流變爆燃火災，消防水、泡沫液等滅火介質存儲容積等應滿足連續不間斷滅火要求，給水量應滿足固定消防設施和消防救援力量同時使用。

20.1.3 消防給水系統應為獨立系統，消防用水若與其他用水合用時，應保證在其他用水量達到最大流量時消防系統的水壓和用水量等滿足消防系統要求。

20.1.4 消防設施應統一實時控制和監測，消防泵及消防穩壓泵電源失電監測、啟停信號、消防水池液位等信號應送至換流站監控系統或消防自動化系統。

20.1.5 消防泵、消防穩壓泵的雙電源回路宜直接從交流配電屏不同母線段引接，避免串接入其他開關，降低故障概率。

20.1.6 消防系統設備、壓力管道、閥門、屏柜等應根據地域特征采取防凍、防潮、防風沙、防紫外線和防高溫等措施。消防管網埋深應位于凍土層以下，防止凍脹拒動；寒冷地區泵房及雨淋閥室應配置保溫設備和環境監測系統，低溫告警信號應上傳至換流站監控系統，保證最低工作溫度，防止系統誤動。

20.1.7 換流站綜合水系統管道、消防管道宜采用管溝或隧道方式敷設，便于日常維護檢修。

20.1.8 換流變壓器集油坑應具備雙層格柵，鵝卵石下方空間能容納變壓器油量的20%。

20.1.9 閥廳鋼板芯材及屋面板芯材應選用不燃材料，嚴禁使用聚氨酯發泡材料。

20.1.10 當設備或管線穿過閥廳墻面時，開孔封堵應滿足以下要求：

1)  閥廳防火墻上的換流變壓器、油浸式平波電抗器套管開孔應待套管安裝完畢后采用復合防火板進行封堵，復合防火板結構耐火極限能力應滿足烴類火（碳氫火）3h及以上；

2)  閥廳與控制樓之間墻體上的管線開孔與管線之間的縫隙應采用滿足電力火災3h耐火極限要求的防火封堵材料封堵密實；

3)  換流變閥側套管封堵系統應具備防爆措施，防止換流變故障爆燃破壞防火封堵。同時應具備防渦流措施，防止形成異常發熱現象。

20.1.11 應在換流變隔聲罩（BOX-IN）內側和外側對網側套管升高座設置單獨的噴頭保護，管道接入對應換流變自動噴霧管道。換流變壓器網側套管升高座與頂部隔聲罩吸隔聲板應留有一定間隙，防止產生渦流。

20.1.12 換流變間隔內水/泡沫噴霧滅火系統的管道、噴頭等部件以及換流變上方閥廳挑檐處布置有壓縮空氣泡沫消防炮等部件的應采取有效的防火措施。

20.1.13 直流換流站宜視情況裝設換流變應急排油系統，事故時可將變壓器油從火災區域排出，降低火災規模。

20.1.14 當換流變區域采用壓縮空氣泡沫滅火系統時，新建站應配置壓縮空氣泡沫噴淋管噴淋滅火系統和壓縮空氣泡沫消防炮滅火系統共同保護換流變壓器，在運站可根據站內實際條件選擇增設壓縮空氣泡沫噴淋管滅火系統或壓縮空氣泡沫消防炮滅火系統。

20.1.15 設計階段應對換流站周邊公共消防力量、換流站消防設施配置情況、固定式滅火系統最大持續工作時間、火災風險隱患情況等因素進行綜合評估，對于整體消防能力不足的站點宜配置駐站消防隊及舉高消防車等，提升應急處置能力。

20.2 選型制造階段

20.2.1 消防系統主要設備應通過國家認證，產品名稱、型號、規格應與認證證書一致。尚未制定國家標準、行業標準的消防設備應具備技術鑒定證書和檢驗報告，產品名稱、型號、規格應一致。

20.2.2 消防系統供貨廠家負責提供運行使用和維護手冊，明確系統集成方案之間的協同效應、措施之間的配合邏輯與時序關系，便于維護檢修。

20.2.3 換流站應結合地域特征，針對消防設備、材料采取防冰凍、雨雪、風沙、紫外線和高溫等惡劣天氣的具體措施，滿足極端天氣可靠運行。

20.3 基建安裝階段

20.3.1 消防管道埋深符合設計要求，消防管道安裝完畢后，應進行沖洗并完成強度試驗、密封試驗，試驗合格后方可填埋并作記錄。

20.3.2 管道強度試驗和密封性試驗應用水作為試驗介質，干式噴水滅火系統、預作用噴水滅火系統應做水壓試驗和氣壓試驗。試驗用水宜采用生活用水，不得使用海水或含有腐蝕性化學物質的水。

20.4 調試驗收階段

20.4.1 核查泵房、雨淋閥室、泡沫間等防寒措施完備，工作穩定。

20.4.2 應檢查消防系統設計報告、設備資料、系統及組部件試驗報告齊全，設備運行正常，防凍、防潮、防風沙、防紫外線和防高溫措施完備。

20.4.3 消防器材數量配置應符合相關標準要求，檢驗合格并應在有效期內，標識明顯。

20.4.4 應編制消防系統驗收試驗方案，進行操作技術培訓，供貨、施工和運行人員參與調試，調試報告完整、記錄清晰。驗收合格后方可投入使用。

20.5 運維檢修階段

20.5.1 消防系統設備故障、管道破損等影響消防系統運行的問題應及時處理，保證消防系統持續正常運行。

20.5.2 應加強寒冷地區消防系統檢查頻次，檢查充水或消防介質的管道防凍保溫措施完好有效，雨淋閥室等保溫效果良好；一般地區做好管道保溫、雨淋閥室保溫應急措施，保證消防系統低溫可靠運行。

20.5.3 換流站應根據消防法規規定和實際情況，定期開展消防聯合演習。

20.5.4 換流站換流變廣場劃分火災安全處置區，明確人員活動及消防車進出方式，防止換流變壓器火災后架空導線熔斷跌落傷人。

20.5.5 換流站應定期進行主消防系統試噴試驗，對于泡沫噴霧系統，可進行噴水試驗，并應對系統所有組件、設施、管道及管件進行全面檢查。

21 防止環境污染事故

21.1 規劃設計階段

21.1.1 換流站選址應符合國家有關政策法規以及所在區域城鄉總體規劃和工業布局等方面的要求。新建換流站宜設置噪聲控制區，并確保廠界噪聲和敏感點噪聲全部達標，應避開康復療養區、居民集中區域、醫院、學校等聲環境敏感區，不宜在聲環境功能區0類、1類區內新建換流站。

21.1.2 換流站宜采用不低于2.5m的實體圍墻，廠界噪聲不達標時可適當增高圍墻高度或在圍墻上增設隔聲屏障。隔聲屏障（或圍護）的設計強度應確保強風、地震等極限荷載作用下的安全。

21.1.3 換流站設備選型應優先選用低噪聲設備，濾波電容器和電抗器應配置合理的降噪措施。

21.1.4 應根據設備噪聲控制參數進行換流站全站聲場建模和仿真，噪聲預測模型應包括站內主要噪聲源和建（構）筑物，同時考慮換流站豎向布置和周圍地形對聲波傳播的影響，噪聲預測結果應滿足《工業企業廠界環境噪聲排放標準》（GB 12348-2008）及《聲環境質量標準》（GB 3096-2008）的要求。

21.1.5 換流站總平面布置設計應利用閥廳、備品備件庫、GIS室等建筑物的隔離作用，削弱設備噪聲的遠距離傳播；主要噪聲源設備宜低位布置，高噪聲設備布置應遠離敏感點。

21.1.6 換流站建筑物宜采用自然通風，減少風機數量；應選擇低噪聲風機或者分割通風單元降低風機噪聲。

21.1.7 設備隔聲屏障距離主要聲源的位置不宜超過20m，無法布置的宜改用隔聲罩（間）類的降噪措施或加高圍墻。

21.1.8 換流站降噪設施不得影響消防功能，隔聲頂蓋或屏障設計應能保證外部消防水、泡沫等滅火劑可以直接噴向起火變壓器。

21.1.9 換流變壓器（油浸式平波電抗器）降噪裝置應具備良好的通風性，避免影響本體散熱效果。

21.1.10 降噪材料應滿足在給定環境條件下穩定運行的要求，且應考慮溫度、濕度、雨雪等氣候因素影響。

21.1.11 換流站污水處置方式應遵循環評批復報告及當地法律法規，工業廢水接入當地排水系統的，排水水質應滿足當地污水處理規劃要求，當存在污水直排受納水體時，污水應達標外排。

21.1.12 換流站內污水排出口應高于站外接口標高，防止排水不暢，如不滿足應設置提升裝置。

21.1.13 換流站內直徑300mm以上雨水排水管道應采用鋼筋混凝土預制管，防止回填土沉降引起管道損壞、堵塞。

21.1.14 采用蒸發池的換流站，蒸發池設計容量應充分考慮雨水、春季化雪、站內空調系統、閥冷系統等制水裝置的排放量。同時應滿足最大降水條件下的廢水貯存量，確保廢水不外溢。廢水蒸發池應進行防滲漏處理并裝設圍欄，設置警示標志，防止發生溺水。

21.2 選型制造階段

21.2.1 換流變、平波電抗器、濾波電容、濾波電抗、冷卻系統等設備出廠前應進行噪聲檢測，測試環境、測試條件、測試方法以及測點布置等按照相關標準或技術要求執行。

21.2.2 型式試驗條件下，單臺電容器單元噪聲測試應注入所有噪聲計算用諧波電流，直流濾波電容器噪聲測試時應同時施加直流電壓和諧波電流。

21.2.3 隔聲屏障、隔聲罩等降噪設施應符合國家和行業的有關規定，經行業認可的專業質檢機構檢測合格，確保在換流站的長期安全穩定使用。

21.3 基建安裝階段

21.3.1 降噪裝置安裝螺絲的咬合、卡扣的搭接應符合有關要求，連接件與緊固件應注意壓緊與牢固，對安裝過程中可能造成設備振動加劇的薄弱環節，應加強管理，確保設備安裝牢固、穩定。金具、連接件應注意不要有劃傷，以免加劇設備表面的電暈放電。

21.3.2 隔聲材料安裝施工時應避免出現孔洞縫隙漏聲部位。

21.3.3 確保降噪措施拼裝接口、螺栓固定件安裝到位，防止松動。安裝后確保設備內部無零部件遺留；導線應采用軟連接方式，避免張力過大導致應力損傷。

21.3.4 設備隔聲罩應便于安裝、拆卸、設備操作和檢修。隔聲罩內應進行良好的吸聲處理，隔聲罩與聲源設備不宜有剛性連接，防止罩體產生振動。

21.3.5 采暖通風、空氣調節的消聲措施應符合《工業建筑供暖通風與空氣調節設計規范》（GB 50019-2015）及《火力發電廠與變電站設計防火標準》（GB 50229-2019）的規定。

21.3.6 BOX-IN前端隔聲板安裝應與消防管道走向配合，放樣預留隔聲板開孔，安裝時注意施工工序，避免管道安裝后續影響隔聲板施工。

21.3.7 排水管施工完畢應按照工藝要求進行回填土夯實，密實度應達到設計要求，減少后期沉降幅度，杜絕沉降造成管道損壞堵塞。

21.3.8 檢查確保污水提升及處理設施側壁、事故油池等埋管封堵良好，避免污水滲漏。

21.4 調試驗收階段

21.4.1 調試階段對不同運行工況的設備和廠界進行噪聲測試，加強對設備噪聲及廠界噪聲數據的計算和分析，排除薄弱環節。

21.4.2 基于噪聲實測數據，對換流站內外的聲場分布水平進行有效評估，必要時調整噪聲控制措施，確保換流站對周圍環境的噪聲影響控制在標準范圍之內。

21.4.3 大負荷運行狀態下換流站廠界噪聲排放滿足《工業企業廠界環境噪聲排放標準》（GB 12348-2008）的要求。同時確保換流站周圍區域噪聲符合《聲環境質量標準》（GB 3096-2008）相應聲功能區標準要求。

21.4.4 檢查供水系統運行正常、水質檢驗合格。

21.4.5 編制排水系統啟動調試方案，檢查排水系統運行正常；試驗污水提升泵坑內液位連鎖自動啟（停）泵等功能正常。核查污水處理裝置工作正常，水質檢驗報告滿足設計、環評批復及當地排放水質要求。

21.4.6 檢查事故排油系統暢通，滲漏量要小于相關規范標準；檢查事故油池無異物，調節功能正常，水質符合環評和設計要求。

21.4.7 換流站存在冷卻水外排受納水體時，外排冷卻水磷酸鹽、化學需氧量應達標；外排冷卻水如作為農業用途時，外排冷卻水磷酸鹽、化學需氧量、全鹽量（mg/L）、水溫（℃）應達標。

21.5 運維檢修階段

21.5.1 定期對換流站噪聲、工頻電場、工頻磁場、合成電場監測，及時發現異常情況，監測數據定期整理歸檔。

21.5.2 定期巡視隔聲屏障、隔聲罩等降噪設施的使用狀態，檢查有無破損、發霉等影響設備安全穩定運行的情況，檢查確保設施固定完好，防止大風天氣出現倒伏。

21.5.3 注意查看設備降噪材料（如吸音棉）的吸濕、吸水狀態，檢查橡膠有無老化、脆硬變質現象，全包裹或半包裹降噪設施有無碎屑，部分包裹式降噪設施有無掩蓋設備漏油問題。

21.5.4 換流站改擴建、周邊環境變化等因素造成的換流站內外聲場分布改變或聲環境質量標準升高，應重新對換流站的噪聲影響進行評估，改造措施同主體工程同步完工。

21.5.5 定期檢查確保站內外排水設施工作正常，確保排水系統暢通。

21.5.6 汛期前后，應檢查房屋滲漏、設備設施基礎傾斜及沉降、電纜溝積水、站內外排水系統情況，發現異常應及時處理。

21.5.7 汛期應開展污水提升泵啟動試驗，確保排水泵啟動正常；大雨天氣時，增加污水提升設施巡視頻次，避免泵坑大量積水導致污水外溢。

21.5.8 應定期檢查事故油池，防止受污染廢水排出站外，必要時進行油水分離技術處理。

21.5.9 消防系統啟動后應檢查泡沫滅火原料排放情況，及時清理泡沫遺留物。

21.5.10 定期監測污水處理裝置出口水質、外排冷卻水水質、蒸發池水質，必要時處理有害成分，防止引發環保事件。

21.5.11 換流站運行過程中產生的廢礦物油、廢鉛蓄電池、廢六氟化硫等危險廢物，應按照相關國家法規、標準規范、公司管理規定進行安全處置，建立危險廢物收集、暫存、轉移管理臺賬。對于廢（污）處理系統的污泥，以及檢修、技術改造所產生的其他固體廢物，應按相關國家法規、標準規范進行管理，并建立固體廢物收集、處置管理臺賬。

21.5.12應建立事故排油設施、污水處理設施和降噪設施等環境保護設施的運行、檢修管理臺賬，并納入生產管理中進行定期檢查檢修維護，保證環境保護設施運行狀態良好。

22 防止誤操作事故

22.1通用措施

22.1.1 直流輸電系統運行方式及方式轉換操作應經系統調試驗證，若涉及未經調試的運行方式或方式轉換操作時，應及時匯報調度說明情況，并給出明確運行建議。

22.1.2 順控自動操作無法執行時，應暫停操作，待查明原因并消除異常后恢復順控自動操作；如異常暫時無法消除，應分析清楚聯閉鎖關系和存在的操作風險，匯報值班調度人員后返回初始狀態重新順控操作或繼續遙控步進操作。

22.1.3 接地極線路電流大于限制值時，嚴禁以站內接地點代替站外接地極運行。

22.1.4 為防止雙極大地回線開路或單極金屬回線無接地點運行，站內接地點/站外接地極轉換過程中應按照“先接后斷”的順序，先并列運行，后斷開一路接地點。

22.1.5 若柔性直流輸電系統換流變閥側中性點接地電阻配置并聯旁路開關，送電操作前應確保該開關處于分位。

22.2 防止一極運行另一極檢修（調試）時誤操作

22.2.1 雙極直流輸電系統單極停運檢修時，禁止操作雙極公共區域設備，禁止合上停運極中性線金屬回線隔離開關、大地回線隔離開關。

22.2.2 特高壓直流輸電系統極內一個換流器運行、另一換流器檢修（調試）時，檢修（調試）換流器旁路開關兩側隔離開關應處于拉開狀態，禁止在檢修的換流器旁路區域隔離開關設備上開展工作。

22.3 防止設備故障處理時誤操作

22.3.1 直流控制保護系統的故障處理應在確保冗余系統運行正常條件下開展，故障系統處理前應切換至“備用狀態并禁止系統切換”或“試驗”、“退出”狀態，同時還應退出相應出口壓板（若有）或挑開出口端子。

22.3.2 運行人員工作站設置的保護軟壓板、無功死區定值（重要參數）等在冗余控制保護主機重啟后可能發生重置，冗余控制保護主機重啟后，運行人員應在運行人員工作站上檢查并重新投入相關保護軟壓板、設置相關定值（重要參數）。

22.3.3 直流控制保護系統故障處理完畢后，將主機由“備用狀態并禁止系統切換”或“試驗”、“退出”狀態恢復至“備用”或“運行”狀態前，必須檢查確認該系統不存在故障及出口信號。

22.3.4 對于設計有跳閘壓板的直流保護，在投入跳閘壓板前，應測量檢查壓板兩端對地電壓無異常，完成后立即投入壓板，中間不得穿插其他操作，確保壓板投入操作不會導致保護誤出口。

22.4 防止誤“置位”、誤“整定”

22.4.1 高壓直流輸電系統運行時禁止控制保護系統“置位”操作，以防誤“置位”破壞聯鎖關系導致設備損壞或停運事故。因檢修或調試工作需在控制保護系統的軟件中進行“置位”時，需履行審批手續，運行人員應現場監督并與作業人員共同確認“置位”的裝置地址、信號名稱等關鍵信息，檢修或調試結束后，應通過重啟主機等方式清除全部“置位”，檢查確認參數、定值已恢復正常。

22.4.2 高壓直流輸電系統升降功率前應確認功率設定值不小于當前系統允許的最小功率，不能超過當前系統允許的最大功率限制。

22.4.3 高壓直流輸電系統降壓、換流器或極停運等操作前，應檢查當前直流功率水平滿足方式轉換后直流系統要求，避免在運系統過負荷。換流器在線投入、一極運行另一極解鎖或有功控制方式發生變化前，應檢查當前直流功率水平不得小于解鎖或運行方式變化后系統允許的最小功率。

22.4.4 高壓直流輸電系統運行方式變化時（例如閥組故障閉鎖或正常停運），應檢查自動功率曲線目標值滿足方式變化后直流系統允許功率值。使用自動功率曲線功能自動調整直流功率時，功率調整前后，運行人員應密切監視功率變化，確認功率調整與調度計劃一致；若功率調整過程中出現異常，應立即暫停功率升降并退出自動功率曲線功能，改為手動操作進行功率調整。

22.4.5 孤島模式下的柔性直流換流站運行期間，直流最大輸送功率應不大于換流器額定容量或可投入的耗能裝置容量。