GB∕T 20996.2-2020 采用电网换相换流器的高压直流系统的性能 第2部分：故障和操作.docx

K 46Gm中华人民共和国国家标准GB/T20996.22020/IECTR60919-2:2020代替GB/Z20996.22007采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第2部分：故障和操作Performanceofhigh-voltagedirectCurrent(HVDC)Systemswithline-commutatedconverters-Part2:Faultsandswitching(IECTR60919-2:2020,IDT)2020-12-14发布2021-07-01实施国家市场监督管理总局公国家标准化管理委员会发中华人民共和国国家标准采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第2部分：故障和操作GBfT20996.22020/IECTR60919-2:2020皆中国标准出版社出版发行北京市朝阳区和平里西街甲2号(100029)北京市西城区三里河北街16号(IoOO45)网址：服务热线：400T688102020年12月第一版书号：1550661-666%版权专有侵权必究目次前言V1范围12规范性引用文件13高压直流暂态性能技术规范概述23.1 暂态性能技术规范23.2 一般规定24无故障操作的暂态过程24.1 概述24.2 交流侧设备的通电与断电34.3 甩负荷44.4 换流器单元的起动与停运54.5 直流断路器和直流开关的操作55交流系统故障75.1概述75. 2故障类型75.3 影响暂态性能规范的有关事项75.4 技术规范对控制策略的影响106交流漉波器、无功补偿装置及交流母线故障H6. 1概述116.3 漉波器组的暂态过电压H6.4 滤波器及电容器组的暂态过电流126.4电容器不平衡保护126.5 滤波器及电容器组保护实例136.6 并联电抗器保护136.7交流母线保护137换流器单元故障157.1 概述157.3 换流器单元预期功能故障177.4 换流器单元保护177.5 串联换流器单元的附加保护187.6 并联换流器单元的附加保护198平波电抗器、直流滤波器及其他直流设备故障20I8.1 概述208.2 故障类型208.3 保护区218.4 中性母线保护218.5 平波电抗器保护228.6 直流滤波器保护228.7 7直流谐波保护238.8 直流过电压保护238.9 直流侧开关保护239直流线路故障241.1 1架空线路故障241.2 2电缆故障251.3 直流故障的特点251.4 直流线路故障检测功能要求251.5 保护处理251.6 故障保护方案261.7 7直流侧开路261.8 交/直流线路交叉保护2710接地极线路故障2710. 1概述2710.2 对接地极线路的特殊要求2710.3 接地极线路监视2711金属回路线路故障2811. 1金属网路2811.2 金属回路故障2811.3 金属回路故障检测2811.4 金属回路故障保护系统2912高压直流系统的绝缘配合3112. 1概述3112.2 使用避雷器的保护方案3112.3 交流侧操作过电压和暂时过电压3212.4 直流侧操作过电压和暂时过电压3212.5 雷电及陡波冲击321.1 7避雷器功能3312.8 防止避雷器电流引起继电保护动作3512.9 绝缘间距35IIkqqw.12. 10绝缘爬距3513通信要求3813. 1概述3814. 2对通信系统的特殊要求3815. 3通信系统中断的后果3916. 4电力线载波（PLC）系统的特殊考虑3914辅助系统3914.1 概述3914.2 电气辅助系统3914.3 机械辅助系统40参考文献42inGB/T20996采用电网换相换流器的高压直流系统的性能分为3个部分：第1部分：稳态；一第2部分：故障和操作；第3部分：动态。本部分为GB/T20996的第2部分。本部分按照GB/T1.12009给出的规则起草。本部分代替GB/Z20996.22007高压直流系统的性能第2部分：故障和操作，与GB/Z20996.22007相比主要技术变化如下：一将“总则”更改为“范围”“规范性引用文件”（见第1章、第2章，2007年版的第1章）；修改了范围（见第1章，2007年版的Ll）;一修改了规范性引用文件（见第2章，2007年版的L2）;将条标题“交流侧设备的投入与切除修改为交流侧设备的通电与断电”（见4.2,2007年版的3.2）;一修改了对变压器励磁涌流的表述（见4.2,2007年版的3.2）;增加了换流变压器分闸操作建议、变压器最高分接位置的定义和断路器选相合闸要求以及电容器和滤波器组充电的表述（见4.2）;增加了有助于远端断路器跳闸的设置建议（见4.3,2007年版的3.3）;一修改了直流开关装置的规定（见4.5,2007年版的3.5）;修改了高压直流换流站接地和接地故障的表述（见5.2,2007年版的4.2）;增加了交流故障期间及恢复后直流设备的暂态特性需考虑的条件（见5.2,2007年版的4.2）;一删除了“影响暂态性能规范有关事项”中悬置段的内容（见2007年版的4.3）;一增加了减少换相失败可采取的措施的表述（见5.3.2,2007年版的4.3.2）;一删除了如果被切除的无功功率设备在高压直流系统的负荷达到故障前的水平之前必须重新投入，则这种无功设备投切方式会导致高压直流系统的再启动时间太长，这是需要考虑的另一个问题。“（见2007年版的4.3.6）;一增加了数字式及旧型继电保护装置使用时的注意事项（见5.3.7）;T修改了双极高压直流系统中，交流滤波器和并联电容器布置示例的表述（见6.1,2007年版的5.1）;一将“分析应要考虑到导致最严重应力的系统结构，系统中包括滤波器和并联电容器。”修改为“分析时宜考虑包括滤波器和并联电容器在内的系统结构导致的最严酷应力。”（见6.3,2007年版的5.3）:一增加了电容器组“H”桥接线的表述（见6.4）;-增加了阀的设计时针对断路器故障的考虑原则和换相电容器两端的避雷器设计的考虑事项（见7.2）;将条标题换流器单元功能失效修改为“换流器单元预期功能故障”（见7.3,2007年版的6.4）;将门极脉冲修改为"触发脉冲”,全文中后续文字也进行了相应修改（见7.3.2,2007年版的V6. 4.1）; 将“如果超过规定的时间或换相失败是由丢失门极脉冲引起的，那么就应闭锁换流器。”修改为“如果超过规定时间或由于丢失触发脉冲引起换相失败，那么就宜闭锁换流器。”（见7.3.3,2007年版的6.4.2）; 增加了为消除保护盲区实际系统保护设置的建议（见8.3,2007年版的7.3）; 增加了铺设备用电缆、电缆接头及其开关装置和采用同轴电缆时的保护配置方面的建议（见9.2）;一一增加了金属回路故障定位设备检测故障频率的规定（见IL3）; 增加了电弧熄灭后，断开直流断路器的操作规定（见11.4）;一增加了带有串联电容补偿的高压直流换流站及具有串联连接换流器的特高压直流输电系统避雷器配置方案的表述（见12.2、12.7.1）;将全文中的“直流电抗器”修改为“平波电抗器”，文中的图做相应的修改：一增加了“不同于交流站，高压直流设备的绝缘水平（SIwV、LIWV）不必取标准值。”（见12.6）;一将“阀厅电容的放电电流；"修改为”阀厅电容的放电；"、“雷电波放电电流”修改为“雷电波放电”（见12.7.3,2007年版的11.7.3）;一增加了“另外，除了上述应对污秽的措施外，复合绝缘子也是选择之一。”（见12.10.1）;增加了对阀厅清洁的规定（见12.10.2）;增加了“通信也可用于线路故障定位，并能区别电缆故障和架空线故障。”（见13.2）;增加了设计热备用或冗余设备的规定（见14.3）o本部分使用翻译法等同采用IECTR60919-2:2020采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第2部分：故障和操作。与本部分中规范性引用的国际文件有一致性对应关系的我国文件如下：GB/T311.12012绝缘配合第1部分：定义、原则和规则（IEC60071-1:2006,MOD）-GB/T3859.1-2013半导体变流器通用要求和电网换相变流器第IT部分：基本要求规范（IEC60146-1-1:2009,MOD）GB/T3859.2-2013半导体变流器通用要求和电网换相变流器第2部分：应用导则（IECTR60146-1-2:2011,MOD）GB/T3859.3-2013半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-3部分：变压器和电抗器（IEC60146-1-3:1991,MOD）GB/T134982017高压直流输电术语（IEC60633:2015,MOD）GB/T20990.12020高压直流输电晶闸管阀第1部分：电气试验（IEC60700-1:2015,MOD）GB/T20996.12020采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第1部分：稳态（IECTR6（）919-1:2017,IDT）-GB/T20996.3-2020采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第3部分：动态（IECTR60919-3:2016JDT）本部分做了下列编辑性修改：图2中，将”1。以线性或指数上升时：TR=20ms,t1=10ms”修改为“I。以线性或指数上升时:Tg=IOms,t=20ms”；图14中，将“1”修改为“1.”，Im-修改为“Ia-I,"，"Ia-Ia”修改为"卜1"。本部分由中国电器工业协会提出。本部分由全国电力电子系统和设备标准化技术委员会(SAC/TC60)归口。本部分起草单位：中国电力科学研究院有限公司、南方电网科学研究院有限责任公司、西安高压电器研究院有限责任公司、西安电力电子技术研究所、全球能源互联网研究院有限责任公司、清华大学、南京南瑞继保电气有限公司、西安西电电力系统有限公司、许继电气股份有限公司、中国南方电网有限责任公司超高压输电公司、国网经济技术研究院有限公司、西安端怡科技有限公司、平高集团有限公司、国网安徽省电力有限公司电力科学研究院。本部分主要起草人：吴娅妮、傅闯、周会高、蔚红旗、王明新、张静、杨晓辉、庞广恒、刘涛、林少伯、赵晓斌、王俊生、李亚男、范彩云、裴翔羽、赵彪、任军辉、王永平、邱伟、文IJ种、严喜林、高子健、申笑林、洪波、张晋华、吴战锋、王高勇、王向克、陈晓鹏、董添华、陈忠。本部分所代替标准的历次版本发布情况为：GB/Z20996.22007o采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第2部分：故障和操作1范围GB/T20996的本部分是关于高压直流系统暂态性能和故障保护要求的指导文件；论述了三相桥式（双路）联结的12脉波（动）换流单元构成的两端高压直流系统故障和操作的暂态性能，不涉及多端高压直流输电系统，但对包含在两端系统里的并联换流器和并联线路做了讨论；假定换流器使用晶闸管阀作为桥臂，采用无间隙金属氧化物避雷器进行绝缘配合，且功率能双向传输。本部分没有考虑二极管阀。本部分仅涉及电网换相换流器，包括电容换相电路结构的换流器。在IEC60146-1-KIEC60146-1-2和IEC60146T-3'中给出了电网换相半导体变流器的一般要求。本部分不考虑电压源换流器。GB/T20996由稳态、故障和操作、动态三部分组成。在制定与编写过程中，已经尽量避免了三个部分内容的重复。因此，当使用者准备编制两端高压直流系统规范时，应参考三部分的全部内容。对系统中的各个部件，注意系统性能规范与设备设计规范之间的差别。本部分未对设备技术条件和试验要求做规定，而是着重于那些影响系统性能的技术要求。本部分也未包括详细的地震性能要求。另外，不同的高压直流系统可能存在许多不同之处，本部分也没有对此详细讨论，因此，本部分不宜直接用作一个具体工程项目的技术规范。但是，可以此为基础为具体的输电系统编制出满足实际系统要求的技术规范.本部分涉及的内容没有区分用户和制造厂的责任。由于各直流工程的设备通常是独自设计和采购，考虑对高压直流系统性能的影响，本部分包含直流线路、接地极线路及接地极。为了便于使用，本部分假设高压直流换流站包含换流器与阀厅、电抗器、滤波器、无功补偿装置、控制系统、监视系统、测量装置、保护装置以及辅助系统。本部分不包括除交流漉波器及无功补偿装置之外的其他交流设备。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。IEC60071-1绝缘配合第1部分：术语、定义、原则和规则（InSUlationco-ordinationPart1:Terms,Definitions,principlesandrules)IEC60146-1-1半导体变流器通用要求和电网换相变流器第IT部分：基本要求规范(Semi-conductorconverters-GeneralrequirementsandlinecommutatedconvertersPartI-IzSpecificationofbasicrequirements)IEC60146-1-2半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-2部分：应用导则(SenliCondUCtorconverters-GeneralrequirementsandlinecommutatedconvertersPart1-2:Applicationguide)IECTR60146-1-3'半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-3部分：变压器和电抗器1)IEC60146-1-3已废止，被IEC61378系列和IEC/IEEE60076-57T29覆盖。(Semiconductorconverters-GeneralrequirementsandlinecommutatedconvertersPart1-31Transformersandreactors)IEC60633高压直流输电术语Terminologyforhigh-voltagedirectcurrent(HVDC)transmissionIEC60700-1高压直流输电晶闸管阀第1部分：电气试验Thyristorvalvesforhigh-voltagedirectcurrent(HVDC)powertransmissionPartkElectricaltestingIECTR60919-1:2010采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第1部分：稳态Performanceofhigh-voltagedirectcurrent(HVDC)systemswithline-commutatedconvertersPart1:Steady-stateconditionsTECTR60919-1:2010修正案1:2013(Amendment1:2013)IECTR60919-3:2009采用电网换相换流器的高压直流系统的性能第3部分：动态(Performanceofhigh-voltagedirectcurrent(HVDC)systemswithline-commutatedconverters一Part3:Dynamicconditions3高压亶流筋态性能技术规范概述3.1 剪态性能技术规范高压直流系统在故障与操作期间完整的暂态性能规范宜包括故障的保护要求。这些概念在下列暂态性能和相应条款中说明：第4章：无故障操作的暂态过程；一第5章：交流系统故障； 第6章：交流渡波器、无功补偿装置和交流母线故障；一一第7章：换流器单元故障； 第8章：平波电抗器、直流滤波器及其他直流设备故障； 第9章：直流线路故障；第10章：接地极线路故障；第11章：金属回路线路故障；第12章：高压直流系统的绝缘配合；一第13章：通信要求；第14章：辅助系统。下述有关直流线路、接地极线路及接地极的条款仅限于讨论他们与而压直流换流站的暂态性能或保护之间的关系。3.2-HSa通常，控制策略能减小扰动的影响，但宜指出，设备的安全依赖于自身的良好性能。4无故障操作的暂态过程4.1 雌本章讨论高压直流系统在换流站交流和直流两侧操作期间和操作之后的暂态过程，不涉及设备或线路发生故障的情况。这些故障情况将在本部分随后的章条中讨论。2无故障操作能分为下述几类：a）交流侧设备如换流变压器、交流滤波器、并联电抗器、电容器组、交流线路、静止无功补偿装置（SVC）和同步调相机等的通电和断电；b）甩负荷；c）换流器单元的起动或停运；d）直流极或直流线路并联时直流开关或直流断路器的操作，直流线路（极）、接地极线路、金属回路、直流滤波器等的投入或切除。4.2 交流侧设备的通电与断电在高压直流输电系统运行寿命期间，换流变压器、交流滤波器、并联电抗器、电容器组、静止无功补偿装置和其他设备的通电或断电可多次出现。根据交流系统和被操作设备的特性，在开关操作时产生的电流和电压应力，将施加到被操作的设备上，并且通常还会侵入交流系统的某部分中。对工程设计来说，最为严酷的过电压和过电流通常都是来自故障（见第5章第9章），而不是来自正常的开关操作。即使如此，为完整起见，本部分还是将其视为交流系统的电压扰动进行讨论。滤波器的投切也会引起母线电压瞬时畸变，并可能干扰换相过程，在弱系统中还可能导致换相失败。因此，为了下述目的，宜完成设备的投切研究：一确定交流网络和设备产生异常应力的临界条件和相应的抑制措施；-设备设计；核实避雷器能力。为了控制谐波干扰和稳态电压而需投切滤波器或电容器组时，通常会出现暂态过程。由于操作过电压经常发生，所以通常希望过电压保护装置在这样的操作过程中不要吸收过多的能量。例如，通过使用与滤波器和电容器组关联的断路器中适当的电阻器或通过同步断路器的合闸，能将例行的开合操作产生的过电压幅值降至最小，也能减小逆变器换相失败的概率。高压直流控制系统用于抑制某些过电压也十分有效。在切除电容器时，宜采用无重击穿的开关装置，以防止当切除滤波器或电容器组时可能发生重击穿而引起严重的过电压。变压器通电的励磁涌流可能引起交流和直流系统之间不利的相互作用。从交流系统断开换流变压器时，如果可能，宜在保持交流滤波器并联的情况下断开换流变压器，而不是单独断开换流变压器或使用同步装置。这将减少剩磁，降低再次通电时的励磁涌流。几百毫秒后再断开交流母线上的交流滤波器。为减小励磁涌流，常用的方法包括加装断路器合闸电阻、断路器合闸同步、设定变压器有载分接开关在最高分接位置等。最高分接位置是指变压器绕组匝数最多时对应的分接开关位置。同步要求在最佳时刻合各相断路器，例如断路器在电压过零后90°闭合，这就意味着三相同时合闸。对于具有单极操动机构（以及独立的同步单元）的断路器，这不是问题。为同步单元编制简单程序以便及时给断路器各极独立的操作指令。同时，也宜注意换流站其他变压器的通电或静止无功补偿装置的投切也会导致已投运换流变压器出现饱和。采用低次谐波滤波器也有助于减轻励磁涌流带来的问题。这个方法的有效性很大程度取决于系统和有关设备的特性。另外，交流系统的响应对已通电的换流变压器台数很敏感，在多个换流器单元串联而换流变压器尚未带负载时尤为如此。电容器和滤波器组的充电会改变系统的阻抗特性。在系统短路容量较小的情况下，电容器组的投入会使得系统的并联谐振点向低频方向偏移，当谐振点接近二倍工频，故障时会引起严重的过电压。为了缓解这种情况，可给电容器组配置阻尼电阻器。电容器和滤波器组的充电会使这些元件与电网其余部分之间产生振荡。操作过电压与电容器和滤波器组的容量及电网的特性有关，并可能和过电流同时出现在已带电的交流系统元件上。由于分闸操作后电容器中有剩余电荷，所以宜注意电容器再充电时损坏的可能性。如果电容器的内部放电电阻器在规定的等待时间内不足以完成放电过程，那么在重合之前可有必要采取放电措施。或者，可需要更长的等待时间。滤波器组充电时可能会引起其与交流系统之间的振荡。切除滤波器和电容器组亦会引起交流系统的电压振荡。静止无功补偿装置能用于稳定电压和控制暂时过电压。静止无功补偿装置的通电宜仅对系统电压产生轻微的影响，甚至无暂态现象发生.大多数静止无功补偿装置都是通过控制作用达到这一目的。并联电抗器或电容器的投切会引起交流电压的变化。为了把投切引起的电压变化限制在允许范围内，对这些设备的容量和操作宜予以规定。与高压直流换流站相连的交流输电线的通电和断电也会产生电压暂态过程，这也宜予以考虑。这些操作使影响暂态谐波效应的交流谐波阻抗发生变化。当同步调相机在起动或作为感应电动机运行时，会吸取无功功率、降低系统电压，并引起暂态电压，它们在这方面的性能宜仔细检验。宜将各系统元件在操作期间可接受的暂时或暂态过电压和过电流水平，以表格的形式，或优先以预期的暂态过电压水平和过电流水平随时间变化的曲线的形式写入规范之中。综上所述，有关交流系统的电气特性和未来发展都宜尽可能全面的在规范中提供。在规范书中还宜提供相关的运行规程和现有的及预期的交流过电压水平。无论投入或切除高压直流换流站中的哪个元件，在前面条款中所述的暂态条件下所希望的性能都宜给予说明。高压直流系统的过电压性能宜与现在所连交流电网的实际性能特性相配合。43甩负荷由于以下原因，无故障时高压直流系统传输的功率可能突然减小： 由于某一侧交流断路器意外跳闸； 由于控制系统作用使得换流器单元闭锁或旁路； 由于发电机组丢失或其他可能的各种原因。交流系统电压升高，主要原因是高压直流换流站无功补偿过剩。由于电力变压器饱和满足谐振条件，变压器、滤波器与交流电网之间可能发生谐振。交流系统频率偏移可能加剧过电压的影响。宜特别注意逆变器只与滤波器和并联电容器组连接而与交流系统断开的情况。对于这种故障，逆变器宜闭锁并旁路以防止过电压损坏滤波器元件、交流侧避雷器或阀避雷器。对于逆变器通过一回或很少几回线路与交流系统相连的系统，设计保护方案时宜考虑线路远端断路器跳闸的情况。采用快速可靠的通信系统有助于远端断路器的跳闸。交流系统故障后甩负荷的暂态过程，将在5.3.5中讨论。如果预计甩负荷引起的过电压大于4.2所描述的水平，则宜专门规定其可接受的幅值和持续时间。需研究适当的运行方案，使系统返回正常运行工况。实现这一目标的措施包括控制仍在运行的换流器单元以调节系统电压，或者投入电抗器，或者切除电容器或滤波器组。如果需要在过电压状态下操作电容器或滤波器组，在选择断路器的额定值和容量时宜考虑到这一点。如果现有的断路器容量不足，4则宜禁止使用这种方法而改用其他方法降低过电压。若欲将换流器用作电压控制，在阀的设计和制造时，宜考虑阀在大触发角下运行的工况。采用控制换流器的方法降低交流系统过电压的程度取决于满足交流系统动态性能的供电连续性要求。另外，也可需要用其他方法，如投切电容器或电抗器、同步调相机、静止无功补偿装置、特殊金属氯化物(Mo)暂时过电压(ToV)吸收器等，把过电压限制在可接受的水平，从而达到希望的换流器性能。虽然经济性在大多数系统设计方案中占据主要地位，但需在成本与系统性能之间权衡。4.4 换流器单元的起动与停运宜编制高压直流输电极的正常起动或停运操作规程。串联换流器单元的起动与停运是由控制系统完成的，有时由控制系统换流器单元上并联的开关装置共同完成。为此，在断开或闭合旁路开关之前，自动程序通常使阀桥内部形成阀旁路。在这一过程中，任何特殊的要求或限制，如交流母线电压变化的最大允许值、特殊的联锁要求或传输功率的最大变化等，都宜加以规定。尤其在工程分期建设阶段，宜注意系统中运行的换流器数量少于最终设计的换流器数量。4.5 直流断路器和直流开关的操作用在高压直流输电系统直流侧的开关装置，其作用如下：旁路或切除换流器单元；一在双极系统中使换流站极与接地极线路连接或断开；将极或双极并联，包括极性倒换；一投切中性母线；一投切直流线路； 投切直流漉波器； 在单极运行期间将直流滤波器并联。它们可根据不同特点分成几类。图1给出了换流站直流侧如下几种开关装置的布置： 电流转换开关(三);隔离开关(D); 接地开关(E)。要注意下列区别： 用于无电流分闸的装置，即使其具有限定的关合和开断能力；一能把电流从一条通路转换到与它相并联的另一通路的装置，为了在转换期间分断预定的电流，这样的装置应具有足够的能量吸收能力；一直流断路器能断开额定值内任意大小的直流电流并能承受随后的恢复电压。直流断路器可用来使换流站或直流线路极不受限制地并联或解除并联。直流断路器的一个特殊应用就是用做金属回路转换开关(MRTB)。无电流情况下操作的开关和具有不超过负载电流的电流开断能力的直流断路器，在故障条件下及运行操作中都应与控制系统的动作相配合。例如，换流站或线路极的并联或解除并联操作就需要断开和闭合不同的开关。这些操作可能引起多种电压和电流的暂态过程，这些功能由直流控制所决定的操作顺序执行。因此，这种暂态过程取决于控制系统、开关的动作时间以及交流及直流系统的电气特性。对于可靠性要求很高的两端系统，采用直流断路器提供了通过输电线路并联及沿其路径分段的方法提高输电的可靠性及可用率。这样，当运行需要或发生持续性故障时，允许将并联线路之一或某一线段隔离，甚至无需暂时停运直流输电系统。因此，在发热允许范围内，剩下的健全线路能维持最大输电容量。当然，如同并联交流线路，需要采用有选择性的保护。高压直流输电系统中所有开关和断路器，其操作特性，包括速度要求都宜加以确定和规定。电流转换开关=S金属回路转换开关二MRTB第二个字母例如C换流器SN-I中性母线开关F滤波器SN-2大地回路转换开关L线路SNT中性母线接地开关N中性SC-I旁路开关SC-2旁路开关图1换流器串联连接的高压直流换流站的直流侧开关对于直流开关装置，应规定如下内容：6在高压直流换流站内的作用；运行方式；动作时间要求；一连续工作电流；一开断电流；关合电流；恢复电压；断口三合闸和分闸位置时的对地电压；一操作一次吸收的最大能量（或根据相关标准进行两次或多次操作）；对地雷电冲击耐受水平；一断路器断口间雷电冲击耐受水平；一对地操作冲击耐受水平；一断路器断口间操作冲击耐受水平。考虑到一极直流侧低阻抗接地故障的情况，至少有一台宜能把电流从运行极转移到地的中性线开关。5交流系统故障5.1 ISi高压直流系统在交流系统故障及故障清除后紧接着恢复阶段的暂态性能，在系统的设计和规范编制时要慎重考虑。此恢复性能受所采用的特定控制策略的影响，也直接影响到高压直流设备的定值和与之相连的交流变电站设备以及交流电网的响应。5.2 B*三1在制定高压直流系统规范书时，宜考虑下列交流故障：-每一功率流向的送端（整流器）和受端（逆变器）故障；高压直流换流站的三相接地和单相接地故障；一远离高压直流换流站的交流故障，宜考虑重合闸的实际情况；一在有交流线路与直流线路平行架设且距离很近的情况下，交流及直流线路上的上述各种故障；这些类型故障的极端情况是在交流线路和直流线路的交叉处，发生交流线路对直流线路的闪络。交流故障期间及恢复后直流设备的暂态特性需要考虑所有可能的交直流系统运行条件及设备额定值。在直流设备规范书制定时宜达到整个系统造价和性能的最优匹配。交流故障期间及恢复后直流设备的暂态特性将在下面的相关章节进行讨论。5.3 影响衡态性能规范的有关事项5.3.1 有效的交流系统阻抗有效的交流系统阻抗最简单的形式通常表达为短路比(SCR),即交流系统短路容量(MVA)与换流器直流功率额定值(MW)之比。然而，短路比的更精确表达形式是以额定直流功率和交流电压为基准的交流系统导纳。它是在系统频率下计算的，并包括阻抗角。许多研究都涉及从换流器向交流系统看进去的总导纳，包括连接在高压直流换流站交流母线上的滤波器及其他无功功率器件的导纳。这称为有效短路比（ESCR）。低次谐波频率范围内的阻抗是最重要的。这里定义的SCR不同于IEC60146T-1定义的RSC,后者是以换流器额定容量（MVA）作分母的。短路比对暂态故障性能的影响表现在以下方面：a）在故障期间能维持功率稳定传输而不发生换相失败；b）恢复时间，特别是当逆变侧故障时；c）故障后控制恢复电压在可接受的范围内；d）可能产生的低频谐振条件，即小于5次谐波的谐振；e）暂时过电压。所有这些因素的影响都随交流系统阻抗和相角的增加而变得更加显著。5.3.2 故障期间传输功率对于距离较远的交流系统故障，即使引起高压直流换流站的交流母线电压变化不大，高压直流系统可以对此敏感。交流故障造成的电压降落和畸变会影响换流器的触发角，并使传输的直流功率降低。对于远端三相短路故障，损失的直流功率与交流电压降基本上成正比，当直流电压降到一定水平后，可能需要采用某些形式的与电压相关的控制对策，这将在后面有关章节中讨论。控制模式的转换会造成进一步的直流功率减小，这将在5.3.8中说明。与电压相关的控制提供了一种以相互配合使电流裕度不会失去的方法修改每端换流器的电流限值或电流参考值。每端的直流电压代表了整流站和逆变站相互配合所需的信息，在此无需其他通信。这样的控制方案有几种，如图2所示。当换流器用作无功功率控制时，与电压相关的控制的输入电压宜为交流母线电压。宜对每一系统进行系统研究，以确定所需直流或交流电压阈值、电流限值、时间常数及升降速率的最优整定值。对于靠近整流站及其附近的交流单相对地故障，换流器传输功率的减小也基本上与平均的交流电压降成正比，因为通过换流器不平衡触发很容易补偿较大的交流电压不对称。另一方面，对于采用等距触发方案的大多数逆变器控制，为使换相失败减至最小而设定的最早触发时间，确定了所有阀的触发时间。这种控制行为与电压相关的控制一起，通常导致在逆变站交流单相故障期间传输功率最小。在逆变站交流线路对地故障期间，逆变侧切换到按相控制运行，这种方式提供了一种使传输功率大于上述最小传输功率而不会发生换相失败次数过多的方法。为了尽可能两端功率稳定传输并避免故障期间的换相失败，可优化角度裕度控制。例如采用直接或间接方式检测晶闸管阀的关断角并应用于角度的闭环控制。如果系统要求，这些功能都能加以规定。在交流故障条件下能否传输功率，很大程度上取决于所考虑的高压直流系统的性能，因此，最好通过数字和/或模拟研究决定。5.3.3 故障清除后的恢复恢复时间可定义为：故障清除后，高压直流系统在规定的超调量和稳定时间内，恢复到规定的功率水平所需的时间。此功率水平的典型值是故障前功率水平的90机对与低阻抗交流系统相连的整流器或逆变器来说，在换流站中发生的所有非持续性交流故障，对于具有现代控制系统的高压直流系统，恢复时间可能很快，如50ms-100ms但实际设计或建设的许多高压直流系统一端连接在高阻抗交流系统上，在这种情况下，其恢复时间可能要比连接在低阻抗交流系统上的高压直流系统长几倍。使用长距离直流电缆或很长的直流架空线路的高压直流系统，其恢复时间也会较长。恢复时间的整定应考虑交流系统受主保护和后备保护故障清除时间影响的稳定性。然而，有些因素，如需要尽量减少换相失败或降低故障后的恢复电压等，经常影响到直流系统控制方案中实际设定的恢复时间。在严重的交流单相接地或三相短路故障期间，如果可能，通过阀的触发控制，把直流电流维持在降低了的某一数值，通常也能改善恢复特性。在故障期间对阀继续触发或在故障被清除后立即恢复触发也能降低恢匏电压的幅值，提高稳定性。技术规范宜考虑单相接地及三相故障可能持续的时间，包括可能有的后备保护清除故障时间。对于后备保护清除故障的情况，高压直流系统宜具有快速恢匆能力。这一点是重要的，因为设计阀时，应使其门极电路存储足够的能量，以渡过预期的故障阶段。5.3.4 故障期间和故障后恢复期间的无功功率消耗交流故障期间及故障后高压直流换流站的无功功率消耗取决于换流站的控制策略。具有特定性能的低压限流特性经常用来调节无功消耗（是电压的函数），以及用来改善逆变器的恢复能力，且不发生换相失败。对于高压直流系统远端非故障站以及在故障站（如可能的话），可采取一些策略维持无功功率的消耗或把交流母线电压维持在规定的极限范围内。在换相失败期间，无功潮流发生显著变化。换流器持续换相失败引起保护动作，使无功功率回流入交流系统，从而导致在高阻抗系统中出现相当高的过电压。高压直流系统的研究，对于确定控制交流母线电压的方法，及确定维持换相以及维持交流电网稳定性的方法都是重要的。5.3.5 交流故障引起的甩负荷可能导致换流器闭锁、切负荷、三相故障清除后恢复失败及严重的换相失败等故障情况都以甩负荷的形式表现出来，这会引起很高的暂时过电压、铁磁共振或可能导致系统崩溃的交流系统不稳定。另外，对某些系统应注意甩掉大的直流负荷导致高压直流换流站中或在电气上靠近它的发电机或同步调相机自激的可能性。甩负荷过电压将会对高压直流设备的定值产生直接影响。为了评估宜进行以下研究工作：一交流电网中现有设备能承受这些过电压的程度和必要的应对措施的设计；一高压直流换流站设备的设计要求，包括能承受这种甩负荷过电压所需的交流保护。换流器未闭锁时能用来协助限制过电压。但是，要考虑到交流系统故障恢复失败后换流器闭锁的可能性。这样的偶然事故可能需要采用其他手段，如通过无功补偿设备的高速开关、静止无功补偿装置、低次阻尼滥波器或保护性能量泄放装置控制甩负荷过电压。技术规范宜指出对于上述偶然事故可接受的过电压幅值和持续时间。无功补偿设备如交流滤波器、并联电容器和并联电抗器组的投切是高压直流换流站交流侧控制谐波干扰及稳态电压的常用方法，稳态电压是交流系统负荷或交流系统一次回路电压的函数。当指定用开关装置投切滤波器、并联电抗器或并联电容器组时，不仅要注意其在正常稳态下的开断能力和速度，而且要注意清除交流故隙及甩大负荷引起的过电压要求。更更杂的情况是如果一台现有的无功功率开关装置在瞬时甩负荷过电压期间不足以安全开断，此时，应配备一台容量足以开断超额无功功