±800kV等级及以上高压直流输电系统成套设计规程（修订）

ICS

备案号DL

中华人民共和国电力行业标准

±800kV等级及以上高压直流输电系统

成套设计规程

SpecificationofSystemDesign

for±800kVHVDCsystemandabove

征求意见稿

--发布--实施

发布

前言

本标准按照国家标准GB/T1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的

规则起草。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由电力行业高压直流输电技术标准化技术委员会归口。

本标准主要起草单位：国网直流工程建设有限公司、南方电网技术研究中心。

本标准主要起草人：马为民、陶瑜、聂定珍、高斌、杨金根、胡劲松、李亚男、张民、黎小林、

黄莹

本标准执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市宣武区白

广路二条一号，100761）。

I

DL/T5426-2018

±800kV等级及以上高压直流输电系统成套设计规程

1范围

本规程适用于±800kV等级及以上高压直流输电系统，对高压直流输电工程的直流系统设计和设备成套的工

作范围、程序、技术要求和深度做了规定。本规程覆盖了高压直流系统设计和设备成套的主要内容，但不包括直

流线路和接地极线路设计的内容。

背靠背直流联网工程成套设计适用此标准，但本标准不能完全覆盖多端直流输电系统设计的全部内容。

2规范性引用文件

下列文件对于本标准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标准。凡是不

注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。

GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》

GB/T5582《高压电力设备外绝缘污秽等级》

GB14549《电能质量公用电网谐波》

GB3096-93《城市区域环境噪声标准》

GB12348-90《工业企业厂界噪声标准》

GB/T13498-2017《高压直流输电术语》

GB/T15190-94《城市区域环境噪声适用区划分技术规范》

GB/T16434《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》

DL/T605《高压直流换流站绝缘配合导则》

SDJ5-84《高压配电装置设计技术规程》

GB/T31460-2015《高压直流换流站无功补偿与；配置计算导则》

GB/T35711-2017《高压直流输电系统直流侧谐波分析、抑制与测量导则》

IECTS60071-5《Insulationco-ordination—Part5:Proceduresforhigh-voltagedirectcurrent(HVDC)

converterstations》绝缘配合—第5部分：高压直流输电换流站的绝缘配合

IEC60919-1《Performanceofhigh-voltaged.c.（HVDC）systempart1:Steady-stateconditions》高压直

流系统性能—第1部分：稳态条件

IEC60919-2《Performanceofhigh-voltaged.c.（HVDC）systemspart2：Faultsandswitching》高压直

流系统性能—第2部分：故障与操作

IEC919-3《Performanceofhigh-voltagedirectcurrent（HVDC）systemspart3：Dynamicconditions》高

压直流系统性能—第3部分：动态条件

IEC62001《High-voltagedirectcurrent(HVDC)systems-Guidancetothespecificationanddesign

evaluationofACfilters》高压直流系统用交流滤波器规范及设计评价导则

IEC601803,Ed.1《Determinationofhigh-voltagedirectcurrent(HVDC)converterstationlosses》高压直

流换流站损耗的确定

CIGRETB92《DCsideharmonicsandfilteringinHVDCtransmissionsystems》

CIGRETechnicalbrochure518:OutdoorInsulationinPollutedCondition–GuidelinesforSelectionand

DimensioningPart2theDCCase

2

DL/T5426-2018

CIGREStudyCommittee14-DCLinks,#14-97(WG04-21),“ProtocolforReportingtheOperational

PerformanceofHVDCTransmissionSytems”高压直流输电系统运行性能报告规则

3术语和定义

本规程中的术语和定义，GB/T13498-2017适用，并作如下补充：

1）额定功率normalpower

在最大环境温度下，所有冷却设备可用但备用冷却不投入运行时，直流输电系统在正常运行直流电压下从送

端换流站向受端换流站输送的功率。

2）连续过负荷运行continuousoverloadoperation

直流输电系统高于额定功率所能达到的最大持续功率传输能力。

3）短时过负荷运行shortperiodoverloadoperation

直流输电系统在最小功率至连续过负荷之间的任意功率水平连续运行后仍具备的最大短时功率传输能力，持

续时间一般为0.5小时~2h。

4）暂时过负荷运行temporaryoverloadoperation

直流输电系统在最小功率和短时过负荷值之间的任意功率水平运行后仍具备的最大暂时功率传输能力，持续

时间为数秒，一般直流系统暂时过负荷时间要求通常为3s~10s。

5）降压运行reducedvoltageoperation

由于运行环境等因素的影响，直流输电系统以低于正常直流电压值连续运行。

6）(无功)分组sub-bank

可通过一台断路器投切的最小交流滤波器组、并联电容器组或并联电抗器组。

7）(无功)大组bank

接到一个进线回路上的所有交流滤波器，并联电容器和并联电抗器的分组组合。

8）双重投切binaryswitching

两个滤波器或无分组同时投切。

9）动态电压变化dynamicvoltagechange

直流控制响应后、但换流变压器有载调压开关控制响应之前交流母线基波电压变化。

10）稳态电压变化steadystatevoltagechange

所有控制，包括换流变压器有载调压开关控制响应之后的交流母线基波电压变化。

11)直流偏磁电流DCbiasingcurrent

由于触发角不平衡等原因在换流变压器绕组中产生的直流电流。

12）持续运行电压最大峰值（PCOV）peakcontinuousoperatingvoltage

包括换相过冲的最高持续运行电压峰值。

13）持续运行电压峰值（CCOV)crestvalueofcontinuousoperatingvoltage

不包括换相过冲的最高持续运行电压峰值。

4总体要求

4.1概述

4.1.1工作范围

高压直流输电系统成套需开展全面的系统研究和设计，以寻求最优的系统并对直流系统的各项性能验证。系

统研究主要的工作至少包括：直流系统定值要求、系统接线方式及控制策略、直流系统谐波及滤波系统、交直流

系统相互影响及附加控制、换流站绝缘配合等。

4.1.2直流系统定值要求

3

DL/T5426-2018

直流系统定值包括输送容量、直流电压及直流电流等。输电容量是由输送端的电源开发和负荷侧的市场需求

共同决定的，同时还应兼顾交流系统条件和各种规定、输电距离、投资及回报率和对环境的影响。通常直流输送

容量及直流电压在规划阶段由可行性研究确定，其他直流系统参数在详细设计阶段逐步确定。

4.1.3直流系统接线方式及运行控制策略

直流系统接线方式一般考虑输送容量、功能、环境和可靠性可用率方面的要求确定。在初步设计时首先提出

基本的接线方式和初步的控制策略，之后再详细设计中不断完善。

4.1.4换流站无功补偿及控制

电网换相的换流器（LCC）在运行中总是需要消耗一定数量的无功，因此在设计中必须同步根据交流系统的

条件和要求确定换流站的无功补偿方案。一般在可研阶段初步提出无功配置方案，并在详细设计阶段不断优化并

最终确定补偿方案及相关的无功控制策略。可研阶段还必须提出换流站与交流系统无功交换的范围。更多详细规

定可参见国标《高压直流换流站无功配置导则》。

4.1.5谐波及滤波系统设计

换流站运行中会在交流侧和直流侧产生谐波，并随接线方式、控制模式、功率水平变化。交流侧谐波必须根

据电网对电能质量规定减小到限值范围内，直流侧谐波也要滤除到不影响附近通信设施的程度。通过谐波及滤波

研究，提出完整的滤波系统设计方案及设备元件参数和定值要求。关于直流侧谐波及滤波，可参见国标GB/T

35711-2017《高压直流输电系统直流侧谐波分析、抑制与测量导则》及IEC62001系列标准。

4.1.6交直流系统相互影响及附加控制

在直流系统规划设计的各个阶段都必须开展交直流系统相互影响研究，以确保交直流系统运行稳定性及是否

达到预期的性能要求。潮流及稳定研究至少应包括以下方式：

a)直流系统启动及停运

b)直流系统正常运行

c)交流系统故障

d)直流系统故障

4.1.6.1特别是直流接入交流系统短路强度较低时，交流系统故障后换相失败及直流系统的恢复过程需要进行详

细研究。对于计划馈入已有直流运行的交流系统的新建直流，已运行的直流也必须合理的进行模拟。

4.1.6.2交直流相互影响必须采用详细的数字模拟工具进行仿真。规划阶段当无法取得详细直流模型时可以暂时

用简化的直流模型代替。该简化模型也必须有足够的精度，并保证研究结果能覆盖全部实际可能出现的方式。在

详细设计阶段，需要用与实际一致的模型验证交流系统可稳定运行且具有可的稳定性。

4.1.6.3除常规的稳定研究外，根据系统需要可能还需要开展某些特殊的相互影响研究，如次同步振荡、低频振

荡、附加频率控制等。通常目的是抑制或减弱振荡的附加控制功能可以直接嵌入直流的控制系统中，无需增加额

外的设备和投资。因此在规划阶段应开展一些初步的扫描以确定后续是否需要开展深入研究。

4.1.7换流站绝缘配合

换流站绝缘配合研究与直流工程投资密切相关。所以规划阶段就应准确估计换流站的绝缘水平。高压直流换

流站绝缘配合主要内容有：换流站避雷器的配置、过电压的确定、避雷器要求、设备的绝缘水平、空气间隙要求、

爬电比距及开关场雷电保护要求等。最终在详细设计阶段通过仿真验证避雷器保护方案和绝缘水平是合理的，成

套设计的涉及的过电压研究包括：

a)工频过电压

b)谐振过电压

c)暂时过电压

d)暂态过电压

4.1.8换流站对周围环境的影响

4

DL/T5426-2018

直流系统设计受到站址环境条件的影响，同时换流站运行也会反过来影响到周围的环境。环境污秽条件、地

震、温度等是周边环境影响换流站的主要因素，需要在开展详细设计前通过调研或专项研究取得这些数据。噪音、

电磁环境、入地电流（某些运行方式下）及无线电干扰等是换流站对环境造成的主要影响。

4.2系统研究和仿真

为了评价或确定直流系统特性、规范参数及性能指标、高压直流系统设计阶段需要开展多项系统研究及仿真。

主要工作内容及与工程规划等其他设计阶段的关系可以用下图表示：

图1高压直流系统设计流程图

4.3设计输出

在上述研究、设计的基础上完成换流站主设备或子系统技术规范，主要包括：

——晶闸管阀

——换流变压器

——平波电抗器

5

DL/T5426-2018

——开关设备

——测量设备

——避雷器

——交流滤波器

——直流滤波器

——绝缘子

——套管

——换流站运行人员控制系统

——直流极控制/换流器控制系统

——交、直流站控系统

——直流保护系统

——暂态故障录波系统

——保护信息管理子站

——电能量计费系统终端设备

——直流线路故障定位系统

——换流站主时钟系统,等。

5设计条件

5.1环境条件

5.1.1大气条件

在进行系统设计和设备成套时应尽可能取得换流站的详细大气资料或数据，包括环境温度，大气压力，湿度，

风向及风速，光照强度，降水量，雷暴日等。具体气象数据要求可参见相关国家标准《高压直流系统设计第一部

分-稳态》。

5.1.2污秽水平

5.1.2.1污秽水平与污染物类型，气象条件，站址位置，绝缘子型式等因素有关，通常用等效盐密（ESDD，单

位mg/cm2）表示。对于承受直流电压的设备，污秽水平应用直流电压作用下设备外绝缘自然积污水平。对于无

法直接获得直流电压作用下设备外绝缘自然积污水平的地区，可以通过测量交流电压作用下设备外绝缘自然积污

水平推算直流电压下的积污水平，但要选择适当的直交流积污比系数。

5.1.2.2重污秽地区（ESDD>0.1mg）换流站可采用复合绝缘子。对于特高压工程，重污秽条件下还可采用户内

直流场。更详细的资料可以参考CIGRE技术报告：Technicalbrochure518:OutdoorInsulationinPolluted

Condition–GuidelinesforSelectionandDimensioningPart2theDCCase

5.1.3地震

应提供换流站区的地震烈度或动峰值加速度。该数值用于设备、阀厅及其他建筑物抗震设计。

5.1.4海拔高度

应提供换流站区的海拔高度。当换流站所处海拔高于1000m时，设备外绝缘设计必须进行海拔修正。具体的

海拔修正方法可以参考国标GBDL/T620-1997《》及相关IEC标准。

5.1.5水文地质数据

应提供换流站区、接地极区、沿直流输电线路和接地极线路路径的大地电导率、换流站区地下水深度及站区

土壤电阻率。

5.2大件运输条件

应提供大件设备到换流站的运输条件，包括运输方式、距离以及对设备最大尺寸和重量的限制等。

5.3交流系统条件

5.3.1交流系统运行方式

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DL/T5426-2018

5.3.1.1交直流系统典型运行方式包括直流工程投产年及设计水平年的运行方式，并综合考虑本直流工程投产计

划、换流站所在区域电网与主网的联系、换流站的接入系统方案（本期、远期）与换流站相关的电站的装机计划

（机组出力、台数、投产年等）等因素确定。

5.3.1.2特殊方式包括调试方式、送端的孤岛运行方式或特殊检修方式。这些方式下由于系统强度比正常方式降

低较多，可能造成设备较大的定值压力，且特殊方式一般存在的时间较短。为了得到经济的设计方案，可以按正

常方式进行直流系统设计，对特殊方式进行校核。特殊方式下，允许直流降低输送功率或损失某些性能。

5.3.2交流系统数据

为开展主回路参数计算以及验证直流输电系统各种性能，必须收集交流系统相关数据，主要包括：

a）交流线路、变压器、补偿设备参数；

b)发电机及其调节器参数，如原动机，调速器，调压器等；

c)机组及负荷模型

d)为开展某些特殊研究需要的参数，如开展次同步振荡研究需要的发电机轴系参数。

5.3.3换流母线电压变化范围

5.3.3.1换流站交流母线稳态电压变化范围包括：正常连续运行电压范围、极端连续运行电压范围。

5.3.3.2通过对典型方式的潮流分析可以确定交流母线的稳态电压变化范围。其中在各方式下最可能出现的电压

可以被选为额定电压，该电压将用于确定换流变额定分接的变比以及无功补偿设备容量。

5.3.3.3换流母线极端电压变化范围采用稳定分析软件对典型方式进行故障计算，通常需要考虑以下故障：

a)故障失去换流站近区一回交流线路

b)故障跳开换流站近区一台最大发电机或失去最大负荷；

c)双极系统闭锁一极或拥有多个换流器的背靠背直流失去一个及以上换流器；

d)闭锁同一区域内另外一个直流；

e)直流线路故障及恢复；

f)换相失败及响应过程，等

5.3.4换流母线频率变化范围

5.3.4.1换流母线频率变化范围指交流系统正常及扰动后的频率变化，通常用换流母线频率变化的包络线表示。

频率变化包括：换流站母线频率的正常波动范围、事故后频率变化范围、故障清除后波动范围的上下限。换流母

线频率变化是直流系统谐振研究以及直流设备设计，特别是滤波器设计的重要输入。图1是一个频率变化的示意

图，当系统发生大扰动时，系统频率迅速升至50.5Hz或迅速降至49.0Hz，采取一系列措施后，系统频率在10min

内恢复至49.7～50.3Hz，40min内恢复至500.2Hz。包络线是交流系统在各种故障情况下频率波动最大值的集

合，它并不能表示某个实际的系统频率变化过程。

Hz

50.5

50.3

50.2

50.0

49.8

49.7

49.0

10.40.时间（min）

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DL/T5426-2018

图1交流系统频率变化范围示意图

5.3.4.2换流母线频率正常变化范围一般由系统运行规定决定，我国一般为50±0.1~0.2Hz。故障后频率变化通

过典型方式的稳定计算确定，考虑的故障可以参考5.3.3.3。故障后频率变化还要与交流系统频率相关保护协调，

尤其是发电机的高周保护。

5.3.5交流系统无功提供及吸收能力

5.3.5.1电网换相换流器在正常工作时总是需要消耗一定量的无功，换流站无功平衡主要由站内安装的无功补偿

设备满足。当换流站附近有发电机时，发电机的无功能力可以用来帮助换流站实现无功平衡。如果直流系统送端

发生严重故障，如损失部分电源后，允许直流相应降低输送功率，则系统无功提供能力可以采用故障前的条件确

定；反之则必须考虑故障条件。

5.3.5.2交流系统的无功能力随不同的系统条件和运行方式而变化，无功提供及吸收能力可通过潮流计算或换流

站近区无功平衡确定。潮流计算需要考虑以下因素：

a)不同方式下允许的电压变化范围；

b)换流站近区负荷的无功需求；

c)发电机开机组合及检修方式；

d)直接馈入换流站的重要交流线路检修；

e)发电机功率因数；

f)发电机最小有功限制；

g)发电机自励磁

5.3.5.3发电机功率因数一般在0.85~0.9范围内，容量较大的机组取大值，容量小的机组取小值。在进行无功提

供能力计算时，推荐发电机功率因数控制在0.92~0.95范围内。

5.3.5.4在直流系统小方式运行时如果采用发电机进相运行吸收过剩无功，进相运行的发电机功率因数不宜超过

-0.95。

5.3.5.5换流站可以安装低压电抗器吸收小方式产生的过剩无功，也可以将低压电抗器安装在近区交流系统。如

果在站内安装低压无功设备，一般要与交流系统小方式无功平衡统一考虑，并由换流站无功控制功能进行统一协

调控制；如果低压无功设备安装在换流站近区或受端交流系统具有较高的短路水平，则系统具有一定的无功吸收

能力。但应注意多馈入系统中多个直流换流站同时小功率运行对系统电压的影响。

5.3.6负序及背景谐波

5.3.6.1交流系统背景负序工频电压和背景谐波电压是开展交直流滤波器设计的重要输入，一般用谐波电压占基

波电压的百分比表示。IEC/TR62001及CIGRETB92中给出了背景谐波影响滤波器设计的资料。

5.3.6.2交流系统负序工频电压一般可取正序工频电压的1％。换流站交流母线上实际负序电压为交流系统背景

负序工频电压同直流引起的负序工频电压的向量和。交流系统背景负序工频电压相对正序工频电压的相角应选取

适当的值，以使在换流站交流母线上的负序工频电压幅值最大。

5.3.6.3背景谐波一般通过现场的谐波测试及离线谐波潮流计算取得。测试需要覆盖换流站近区的交流线路和变

电站，并包括所有重要的电压等级及典型方式。测试应采取连续（至少24小时）方式进行。

5.3.6.4背景谐波的预测计算应对所有典型方式进行。计算中采用的谐波源要合理的考虑负荷发展以及规划中的

新的谐波源，如电气化铁路、电力电子装置、其他换流站等，并兼顾测试数据确定。在谐波预测计算基础上合理

考虑一定裕度即可提出用于换流站设计的背景谐波水平。

5.3.6.5使用时3次谐波电压必须认为全部是正序，其他各次谐波电压可认为是正序、负序或正负序组合，但算

术和应相等。交流系统背景谐波电压相对于正序工频电压的相角应选取适当的值，以使在换流站交流母线上的谐

波电压幅值最大。

5.3.7换流母线短路电流水平

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DL/T5426-2018

5.3.7.1换流站交流母线短路电流水平，包括最大三相、最大单相、最小三相短路电流、对应的短路容量（包括

计算短路容量的基准电压水平）以及系统电抗和电阻的比值。对于分阶段建设的工程，换流母线的短路电流水平

应根据不同阶段分别明确。

5.3.7.2如果直流送端电源主要有大型机组群组成，最小短路电流建议直流投产期小方式确定，并考虑对换流站

短路电流贡献最大的1回出线检修；受端系统最小短路电流建议采用系统小方式同时直流具有较大输送功率的方

式确定。

5.3.8交流系统保护

5.3.8.1交流系统正常和后备（保护）清除故障时间，一般可按表1选取。

表1清除故障时间

项目电压等级

500kV330kV220kV

正常清除时间100ms100ms120ms

后备清除时间500ms500ms500ms

单相重合闸时序，一般可按表2选取。

表2单相重合闸时序

项目电压等级

500kV330kV220kV

故障开始0ms0ms0ms

切除故障相100ms100ms120ms

故障相重合1100ms1100ms1120ms

重合不成功跳三相1200ms1200ms1240ms

5.3.8.2上述故障清除时间及后备保护清除故障的时间是用于过电压及绝缘配合研究等目的的。根据目前的实际

情况，如果必要，用于暂态稳定研究的交流系统故障清除时间一般可取为90ms，如果硬件可以做到，还可适当

缩短到80ms。后备保护清除故障的时间在300～350ms之间。

5.4等值交流系统

5.4.1一般要求

5.4.1.1由于受研究工具或软件的限制，有些研究项目必须采用等值系统代替原始网络。需要在等值交流系统上

进行仿真分析时，应对等值系统的适用范围作出明确的界定，每种等值系统仅用于指定的研究项目。

5.4.1.2等值网络主要包括用于AC/DC仿真研究的等值系统、用于无功投切及工频过电压研究的等值系统、用于

AC/DC系统电磁暂态特性研究的等值系统、用于低次谐振研究的等值系统及用于交流滤波器设计的等值系统。

5.4.2AC/DC动态/暂态仿真研究的等值系统

5.4.2.1AC/DC仿真研究的等值系统所考虑的运行方式应综合本直流工程投产年、设计水平年的各种典型运行

方式选取。

5.4.2.2AC/DC系统仿真研究用的等值系统可以通过静态等值方法得到（动态等值方法理论上具有更高的准确性

但工程应用比较复杂）。如果在等值网中出现负电阻，必须通过工程上可以接受的方法调整将其变为正值。如果

等值阻抗较大（电气距离大于1000公里），简单将其忽略并不会影响等值的准确性。

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DL/T5426-2018

5.4.2.3为了保证等值系统与原始网络在关心的换流站附近范围内具有相同或相近的特性，应对等值系统与原始

网络的保留部分进行如下校核：

a)潮流结果；

b)保留范围内各母线短路电流与原网误差不超过10%；

c)换流站近区交流系统故障时，换流母线动态电压恢复特性；

d)故障后保留机组的功率摇摆曲线；

e)保留网边界处谐波阻抗特性。

5.4.2.4等值系统中通常使用电阻、电抗和电容元件组成静态等值电路表示被等值的系统，等值电路的谐波阻抗

应以等值前全系统100%的发电机次暂态电抗和100%的变压器漏抗为基础计算得到。等值系统的正序阻抗应能

正确地表示所选定的运行方式下系统的工频阻抗；等值系统的谐波阻抗应能正确地表示从指定的母线观察到的系

统谐波阻抗，包括幅值和相位，其频率范围为50～500Hz。

5.4.2.5AC/DC系统仿真的等值系统可用于如下几方面的研究：

a)对直流控制和保护的功能进行评价；

b)对直流输电系统在不同控制模式下的AC/DC系统性能进行评价；

C)对直流侧发生故障（如换流站闭锁、极闭锁、直流线路故障、阀侧绕组故障等等）时的直流输电系统性

能进行评价；

d)验证直流输电系统的响应是否符合规定的响应；

e)验证无功补偿大组和小组投切时直流输电系统的暂态响应；

f)研究扰动时直流输电系统和附近发电机组之间的相互作用；

g)对实际现场控制系统的子系统进行试验；

h)对交流系统发生严重故障并引起交流母线电压下降及发生畸变时的直流输电系统性能进行评价。

i)交直流系统操作过电压研究及直流系统铁磁谐振过电压研究；

j)交流系统不对称故障引起的直流侧暂态过电压研究，等。

5.4.2.6上述等值系统不具有以下几方面的用途：

a）交流滤波器的研究；

b)绝缘配合研究的唯一手段；

b)工频电压研究；

d)交流系统静态电压调节原则的验证。

5.4.3用于无功投切和工频过电压研究的等值系统

5.4.3.1无功投切及工频过电压研究可以采用等值系统进行。可采用以下方法得到等值网络：首先采用网络等值

程序得到等值系统从各保留母线看进去的戴维南等值阻抗，然后通过比较采用等值系统和全系统的稳定模型计算

得到的换流站母线电压变化来验证等值的有效性。

5.4.3.2换流站交流母线的电压可通过调整电压源的电压来得到，但必须保持在5.3.2.1规定的极端连续运行电压

范围内，所保留的其余真实母线电压也必须保持在极端连续运行电压范围内。

5.4.3.3上述等值可用于：

a)计算滤波器分组或电容器分组在投切瞬间换流站交流母线的电压变化。

b)验证与直流输电系统设计方案相关联的由甩负荷引起的最大过电压值。

5.4.3.4本节的静态等值模型不适用于确定过电压控制设备的热容量，这是由于静态等值不能再现整个系统的动

态摇摆过程，使用等值模型计算0.2s或更长过程得到的电压值比使用全系统稳定计算模型得到的结果高得多。

5.4.4用于交流滤波器性能计算的等值阻抗

5.4.4.1换流母线谐波阻抗通过对原始网络进行阻抗扫描得到，原始网络中所有元件，包括交流线路、电缆，变

压器、发电机、负荷等均应采用其频率模型表示。扫描的方式应包括所有典型运行方式，并考虑以下因素：

a)不同负荷水平；

10

DL/T5426-2018

b)发电机开机组合；

c)交流线路检修；

d)变压器检修

e)附近的滤波器或并联无功。

5.4.4.2据谐波阻抗扫描的结果，2～50次各次谐波阻抗可采用扇形图或细分的扇形图表示。通常对于含量较大

的低次谐波（10次以下）及换流器产生的特征谐波，对应的系统等值阻抗推荐用扇形图表示，如图2所示；其它

谐波可用单个或统一的阻抗圆表示，如图3所示。

X

Фmax

Zmax

Zmin

Фmin

R

O

Ф-angle

Z-impedance

图2系统谐波阻抗扇形图

图3.1.3-3蔡家冲换流母线低次系统谐波阻抗扇型图

图3系统谐波阻抗圆图

5.4.4.3交流系统谐波阻抗的确定要同时兼顾避免交流侧谐振和滤波器合理设计的需要。谐波阻抗扇形图或阻抗

原图一般被认为比较保守因而会导致保守的滤波器设计结果。谐波阻抗还可以采用多边形表示，IEC60021-3中

对此有更加详细的解释。

5.4.5用于低次谐振研究系统的等值系统

5.4.5.1本等值可以仅保留换流母线，也可以保留部分换流站近区电网。

5.4.5.2该等值要求如下：

a)从换流母线看，等值网与原网络的短路电流水平一致；

b)从换流母线看，等值网与原网络的基波阻抗和各次谐波阻抗特性一致。

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c)等值网可以采用如下结构形式：

图4谐振研究等值系统示意图

5.4.5.3本等值系统可用于如下研究：

a)交流系统低次谐振研究，如3次谐振

b)交流系统低次谐振对直流控制系统的影响研究；

c)直流回路低次谐振的研究

5.5直流输电线路和接地极参数

5.5.1直流输电线路

5.5.1.1直流输电线路极导线结构数据主要包括：

1）导线型号

2）间距线路长度

3）结构，含极导线铝、钢部分各自的根数/直径（mm）

4）截面积（mm2），含极导线铝、钢部分各自的截面积和总截面积

5）外径（mm）

6）每极导线分裂根数及子导线分裂7）20℃下的直流电阻（(/km）

8）悬挂高度，水平距离及导体弧垂，地线根数

5.5.1.2地线结构数据主要包括：

1）地线型号

2）符合标准

3）结构（根数/直径（mm））

4）截面积（mm2）

5）外径（mm）

6）单位重量（kg/km）

7）计算拉断力（N）

5.5.1.3OPGW地线的主要特性包括：

1）光缆型号

2）光缆符合标准

3）光缆外径(mm)

4）光缆中光纤波导根数

5）光纤型号

6）1550nm时的最大衰减系数(dB/km)

7）1300nm时的最大衰减系数(dB/km)

8）最大分散度(ps/(nm.km))

9）1500nm时的模场直径((m)

10）临界波长(nm)

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5.5.1.4对于平原、丘陵及山区等地形，应分别给出杆塔尺寸和铁塔接地电阻值；以及给出避雷线的保护角、一

定的平均温度下的导线平均高度、地线平均高度。

5.5.1.5应提供沿直流输电线路路径范围的大地电导率数据，单位为Ω。m。

5.5.2电缆参数

5.5.2.1直流输电工程可能采用海底或陆上电缆，电缆的类型由输电距离，输送容量等决定。以往的直流工程曾

采用聚乙烯电缆，乙丙橡胶电缆，充油电缆或大量浸渍绝缘电缆。

5.5.2.2电缆的主要参数应包括：

a)每层导体内径

b)每层导体外径

c)每层导体电阻

d)每层导体相对渗透性

e)每个绝缘层外径

f)每个绝缘层相对介电常数

g)每个绝缘层的相对渗透性

IEC60287electriccables系列标准提供了电缆的详细参数。

5.5.3接地极和接地极线路

5.5.3.1如果直流系统选择采用接地极，则接地极和接地极线路是直流回路的一部分。为开展主回路计算、滤波

器和控制保护系统设计和研究，必须提供其参数。

5.5.3.2接地极参数主要包括接地极电阻及接地极土壤电阻率等。接地极本体设计不是本标准的内容，IEC/TS

62344提供了接地极设计的详细要求和资料。

5.5.3.3应给出接地极线路的结构、导线型号、子导线分裂间距，及导线在杆塔上的安装方式、采用的地线型号。

接地极导线参数可参考上节5.4.1直流输电线路极导线的参数要求。

5.5.3.4给出接地极线路的绝缘配合措施。

5.5.3.5如果两个或以上工程共用接地极，为进行接地系统保护必须提供共用接地极工程的主要技术参数，如主

回路接线、额定电流、运行方式等。

6设计要求

6.1输送功率

6.1.1连续运行

6.1.1.1直流输电系统的连续运行额定值在下述条件下应能得到保证：

a)两端换流站交流母线电压处于规定的正常变化范围之内；

b)两端交流系统频率处于正常频率变化范围之内；

c)换流站所有的环境温度条件下；

d)所有备用设备退出运行。

6.1.1.2在所有运行方式下，远距离直流输电系统直流侧最高连续运行电压在考虑所有设备公差和控制误差后，

一般不得超过额定电压的±2％；直流输电系统允许的最小直流电流一般不应大于额定电流的10%。

6.1.1.3对于远距离直流输电系统，受端换流站的直流额定功率和额定电压计算，应考虑每极直流线路的最小电

阻。背靠背直流输电系统一般采用对称设计，受端具有与送端相同的额定值。

6.1.1.4对于换流站交流母线电压和频率的变化，直流输电系统的额定值应满足以下要求：

a)在换流站交流母线的极端频率变化范围内，不允许直流输电系统和直流换流设备输送能力下降。

b)在换流站交流母线电压极端连续运行范围和频率的极端偏差范围内，直流输电系统应能安全地起动并能

连续运行。对于电压和频率超出正常范围的情况，允许直流输电系统其他性能有所下降。

c)当换流站交流母线电压低于正常最低连续运行电压但不低于极端最低连续运行电压时，直流双极或单极

运行方式下的输送能力(以直流额定功率为基值的标幺值)应不小于两端交流母线实际运行电压与对应的正

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常最低连续运行电压的最小比值。

6.1.2过负荷

6.1.2.1在下列条件下，直流输电系统具有一定的过负荷能力：

a)环境温度低于最高设计温度，

b)投入备用冷却设备。

6.1.2.2直流输电系统在过负荷运行时，不允许加速损失任何设备的寿命。按连续运行额定值设计的直流输电系

统，不考虑直流电压范围及无功供给设备的限制，直流输电系统一般具有不低于以下水平的过负荷能力：

a)在最高环境温度和备用冷却设备投入的条件下，直流输电系统应具有一定的连续过负荷能力，该能力要

求一般为为1.05倍的额定功率。

b）在最高环境温度和备用冷却设备投入的条件下，连续过负荷运行后，直流输电系统应具有短时（0.5~2h）

过负荷能力，短时过负荷要求由系统研究确定。

c）在最高环境温度条件下，在上述短时过负荷运行后，直流输电系统应具有暂态（秒级，通常为3~10秒）

过负荷能力。暂时过负荷能力通常可取3秒1.4倍的额定功率，5s时1.3倍的额定功率，10s时为1.2倍

的额定功率。

6.1.3降压运行

6.1.3.1当直流输电系统从送端换流站向受端换流站输送功率时，在两端换流站交流母线电压处于正常连续运行

范围内，任何一极一般都应能在另一极退出运行时，以正常电压运行或降压运行。降压运行的电压一般为正常运

行电压的80~70%，降压运行要求由系统设计决定。。

6.1.3.2直流系统不以小于80%正常运行电压的方式考核无功配置。

6.1.4功率倒送运行

在不考虑换流站无功补偿要求的条件下，直流输电系统功率倒送的能力一般不低于额定值的90%，而不需增

加设备投资。对直流系统的倒送运行要求由系统研究确定。

6.1.5主回路参数计算

6.1.5.1主回路主要参数计算内容为：

1）直流电压：

整流侧和逆变侧的12脉动换流桥直流电压；

整流侧和逆变侧极对地直流电压；

2）整流侧和逆变侧极对地的直流电压差；

3）换相阻抗压降

4）叠弧角

5）换流器消耗的无功

6）换流变压器阀侧相间交流电压与空载直流电压，以及阀侧额定连续交流电流；

7）换流变压器额定容量；

6.1.5.2在设计两端换流站换流变压器有载调压开关范围时，应考虑每极直流线路最大电阻变化范围。

6.2直流系统接线方式、运行方式和控制模式

6.2.1直流系统接线方式

6.2.1.1单极大地单极回路接线方式下以接地极和接地极线路作为电流返回回路，可用于直流工程建设初期、双

极系统一极故障或检修情况下，但不宜长期运行。

6.2.1.2单极金属回路的接线方式下通常采用双极系统一极直流线路作为电流返回回路，可用于双极系统一极故

障或检修情况下运行。

6.2.1.3双极直流系统是最常用的直流接线方式。与单极运行相比，双极直流系统可以降低谐波干扰并使流入大

地的电流最小。一个双极直流系统相当于两个单极直流系统的组合。双极直流系统通过功率相互补偿可提高直流

系统的可靠性。双极直流系统可以方便地形成单极大地回路和单极金属回路运行方式。

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6.2.1.4双极直流系统可以建设接地极和接地极线路，也可以建设专门的金属返回线作为返回回路。金属返回线

一般与双极直流线路同塔架设。

6.2.1.5双极直流系统中每极12脉动换流器的接线方案主要考虑设备制造能力、大件运输限制、可靠性、投资造

价等因素通过研究确定。通常换流变的制造及运输限制是确定换流站阀组接线方案的决定性因素。

6.2.1.6双极直流系统可以采用每极1个12脉动阀组接线，也可以采用每极2个12毛的阀组串联接线。为了便于工

程远期扩建，还可以采用每极2个12脉动阀组并联接线。附录B给出了直流系统采用双极、每极2个换流器并联

及串联接线示意图。

6.2.2直流输电系统运行方式

6.2.2.1直流输电系统运行方式可在功率传输方向、运行电压和不同的运行接线方式中组合确定。

6.2.2.2直流输电系统按功率传输方向可分为功率正向传输和功率倒送。

6.2.2.3直流输电系统运行方式按运行电压可分为:全电压运行和降压运行。降压运行的电压范围视不同的工程要

求而定，在保持电流不变的情况下，一般单个换流器的运行电压可在70%－100%之间任意选择。

6.2.2.4以下情况可能造成直流系统降压运行：

a)串联的换流器中的一个退出运行;

b)直流设备外绝缘要求降压运行;

c)无功控制要求降压运行，等。

6.2.2.5±800kV特高压每极采用2个换流器串联接线，运行方式包括双极完整或不完整接线，以及每极双/单12脉

动换流器运行方式。其运行接线方式可分为：

a)双极（或多换流器）运行接线方式（其中还可包括通过站内地网临时接地运行），

b)单极金属回路（单/双换流器）运行接线方式，

c)单极大地回路（单/双换流器）运行接线方式（其中还可包括双极线并联大地返回运行）。

d)对于多个换流器串联或并联的直流输电系统还包括各个换流器独立运行的接线方式。

6.2.2.6试验运行方式包括空载加压试验和零功率试验等。

6.2.3直流系统控制策略和控制方式

6.2.3.1直流系统基本控制策略如下：

a)直流系统最常见的运行控制模式为定功率控制。

b)应根据所接入的交流系统条件和工程的具体要求，制定直流输电系统的基本运行控制策略。

c)通常情况下，直流电流由整流器通过调节触发角进行控制，并通过整流侧的有载调压开关将触发角的变

化限制在一定范围以内;直流电压通过逆变侧的有载调压开关控制，逆变器采用定关断角控制并设最小

关断角限制。

d)整流器和逆变器两侧换流变调压抽头用于补偿交流电压的变化。在此基础上由整流器控制直流电流，逆

变器控制直流电压。需要时，可通过增加关断角来降低直流电压，从而控制无功功率。

e)背靠背直流系统的直流电压可以在较大范围内变化，逆变侧的换流变调压抽头只用于补偿逆变侧的交流

电压变化。

6.2.3.2直流系统的运行控制模式应满足6.2节运行方式控制及在运行方式间转换的要求。为了实现上述各种运

行方式，直流输电系统通常需要具有以下运行控制模式:

a)双极（或多单元）功率控制，

b)独立极（或单元）功率控制，

c)同步极（或单元）电流控制，

d)应急极电流控制，

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e)极电压控制，

f)无功/交流电压控制，

g)功率反转控制，

h)极线路空载加压控制，

i)零功率试验控制，等。

6.2.4直流附加控制

6.2.4.1直流附加控制目的是利用直流系统快速可控的特点可以进行直流功率的各种调制，以帮助交流系统提高

运行的暂态和动态稳定性。

6.2.4.2设计中应通过系统研究得到功率的回降和提升水平及对直流功率提升/回降速率的要求。功率的回降和提

升也包括功率快速反转。直流功率的增加受到直流系统过负荷能力的限制。

6.2.4.3成套设计应根据需要设计频率控制功能，在稳态条件下实现连续的交流系统频率控制，也可在交流系统

的频率偏移超出了某一限值时，执行交流系统频率控制。利用高压直流输电系统对系统频率进行控制一般有以下

几种情况:

a)从远端电源送电的直流输电系统。

b)孤岛或小的交流系统，通过直流输电系统与一个大交流系统互联时。

c)通过高压直流输电系统互联的交流系统。

6.2.4.4设计中应扫描分析直流控制系统在整流站附近火电机组轴系激发次同步振荡的可能性。对于存在次同步

振荡风险的根据详细的轴系参数和振荡特征，利用附加的次同步振荡阻尼控制器（SSDC）增加对应次同步频率范

围内的电气阻尼，对次同步振荡进行有效的抑制。对次同步振荡的抑制措施必须通过详细的电磁暂态仿真验证抑

制措施的有效性。

6.2.4.5成套设计可以充分利用直流输电系统的功率调制功能，抑制低频振荡振荡或改善振荡的阻尼特性。阻尼

低频振荡通常使用的调制方式有小信号调制、大信号调制和无功功率调制。

6.2.4.6应提出电压控制措施将换流母线电压的变化限制在可接受的范围内，并限制暂时过电压在可接受的幅值

和持续时间内。一般可采用换流器、可投切的无功设备、SVC或同步调相机等实施电压控制。在进行电压控制设

计时，应充分考虑上述无功设备和交流系统的电压无功特性以及交流系统的强度。

6.3电气主接线设计

6.3.1设计要求

6.5.1.1直流电气主接线应满足所需要的各种运行方式的要求，同时还应满足正常检修及隔离、运行方式转换等

功能的要求。

6.5.1.2每极或换流单元优先采用12脉动换流器接线，如果由于设备供货的限制或分期建设的需要，可采用多个

换流器串联或并联的接线方式。此时，并联或串联的换流器采用对称设计可以获得更好的运行灵活性。

6.5.1.3为检修而对换流站内直流输电系统一极、一个换流单元或一个换流器进行隔离并接地。对远距离直流输

电系统可以实现：

a)为检修而对一极的直流线路进行隔离及接地。

b)在单极金属回线运行方式下，为检修而对直流输电系统一端或两端接地极及其引线进行隔离及接地。

c)在双极电流平衡运行方式下，为检修而对直流输电系统一端或两端接地极及其引线进行隔离及接地。

（为了满足此要求，应配置保持双极平衡运行所需的所有一次设备、控制、保护和测量设备，并利用两

端换流站接地网作临时接地。）

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6.5.1.4若非绝对需要并且在不危及所连系统的稳定时，切除故障极、换流器或单元进行检修，应不影响健全极、

换流器或换流单元的输送功率。

6.5.1.5远距离直流输电系统两个极中的任何一极单极运行，从大地回路切换到金属回线或从金属回线切换到大

地回路，若非绝对需要并且在不危及所连系统的稳定时不应中断或降低直流输送功率。从切换开始到完成的时间

一般应不大于60s。

6.5.1.6为了检修而对一组直流滤波器组进行连接、断开及接地，不应中断或降低直流输送功率。

6.5.1.7为了检修而对旁路开关进行隔离及接地，不应中断或降低直流输送功率。

6.5.1.8其它特殊接线方式，如利用换流器并联实现融冰接线方式（融冰接线的示意图见附录C-6），或极线并

联运行方式（减小运行损耗，示意图见附录C-7）。

6.3.2直流侧高速开关的配置

为了满足电气主接线的总体要求，在直流侧需配置高速开关，至少包括中性母线开关(NBS)、金属回路转换

断路器(MRTB)、大地回路转换开关(GRTS)、高速接地开关(NBGS)等，对于多换流器串联的接线方式还需配置

换流器旁路开关。

6.3.2.1中性母线开关NBS

每端换流站的每一极提供一台中性母线高速开关，这种开关能够开断在换流站中性母线、极线上和直流输电

线路上所发生的任何故障的直流电流而不影响健全极的运行。故障电流通道通常由旁通阀和平波电抗器的故障回

路与由接地极及其引线构成的接地回路并联连接而成，此时健全极应假定在短期过负荷额定值下运行。NBS开关

的工作原理如图所示。

6.3.2.2金属回路转换开关MRTS（MRTB）

在整流侧换流站安装一台金属回路转换断路器，其功能是将直流运行电流从较低阻抗的大地回路向具有较高

阻抗的金属回线回路转移。在不明显增加工程费用时，直流电流从大地回路向金属回路的转移不应降低运行极的

直流输送功率，当一极运行在规定的短时过负荷的功率水平上也允许进行这种转换；无论任何工况下进行大地回

路转换为金属回路运行时，均不能引起直流功率的中断。MRTS的工作原理见附录2图B-3。

6.3.2.3大地回路转换开关GRTS

在整流侧换流站安装一台大地回路转换开关，用以将直流运行电流从具有较高阻抗的金属回线通路转移至具

有较低阻抗的大地回路。直流电流从金属回线通路向大地回路的转移不应引起直流功率的任何降低；对于直流输

电系统性能规定的短时过负荷功率的直流电流，这种转移也能够进行；无论任何工况下进行金属回路转换为大地

回路运行时，均不能引起直流功率的中断。

6.3.2.4高速接地开关NBGS

每个换流站均安装一台高速接地开关。当接地极退出运行时两端换流站的高速接地开关自动将中性母线转接

到换流站地网。高速接地开关不要求具备大电流的转换能力，但须能在双极运行时打开，以及将双极不平衡电流

转换至接地极。高速接地开关具有下述控制和联锁装置：

a)接地极退出运行时开关自动合上。

b)配备联锁装置，当开关上流过的电流超过开关的转换能力时开关不能打开。

c)当开关在单极运行时闭合或在开关闭合时一极闭锁，控制和保护装置能够自动闭锁运行极。

6.3.2.5高速旁路开关BPS

在每极有多个换流器串联的直流输电系统中，为提高系统可靠性，可采用高速旁路开关，以将故障或需要检

修的换流器隔离，而不影响其它设备的正常运行。

6.3.2.6高速并联开关

在每极有多个换流器并联的直流输电系统中，为提高系统可靠性，可采用高速并联开关，以将故障或需要检

修的换流器隔离，而不影响其它设备的正常运行。

6.3.3换流变压器的联接

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当采用双绕组换流变压器时，Y-Y联接的变压器和Y-△联接的变压器交流侧并联后接入换流母线，具体接入

方式根据交流主接线的形式确定。

6.3.4（无功）分组的联接

6.5.4.1交流滤波器、并联电容器、并联电抗器分组可接成大组，然后接入换流母线，或直接接入换流母线，具

体接线方式需经技术经济比较后决定。

6.5.4.2为满足投切要求，应对每一个分组配置断路器，对大组宜结合换流站交流主接线配置断路器。所有的投

切操作应采用断路器进行，而不是断路器和隔离开关的组合操作，隔离开关操作仅用于隔离。

6.5.4.3在大组中的其它分组正在带电运行时，应能对每一个分组及其断路器进行检修。

6.3.5交流电气主接线

交流电气主接线可参照常规变电站相关规程的设计要求。

6.3.6共用接地极

两个或以上换流站可以共用接地极。换流站共用接地极时，仅共用接地极环，接地极线路、接地极监视装置

等均不共用。共用接地极方案可参见附录E。共用的接地极在设计中应考虑两个直流同时单极、同极性运行的情

况及发生概率，按照现有的标准进行共用接地极的设计。

6.4动态性能

6.4.1基本响应要求

6.4.1.1应为直流控制系统配置电流控制器、电压控制器、熄弧角控制器等，以及直流功率控制、换流变压器抽

头控制以及无功功率控制等功能，以满足直流输电系统的各种运行控制要求，并使运行性能达到最优。

6.6.1.2应设计一些特殊的控制和保护功能，如低压限流、换相失败保护和在交流电压扰动期间改善换相的功能

等，并进行优化，以满足规定的响应特性。

6.6.1.3应调整整流器和逆变器的控制特性，在直流电流和直流电压响应之间达到最佳协调，以满足规定的响应

要求。

6.6.1.4应针对主备通信系统上的最大通信延时设计直流输电系统的控制设备，以满足规定的性能要求。

6.6.1.5设计的直流控制系统在规定的运行方式下，皆应满足规定的性能要求。

6.4.2调节器的响应要求

6.4.2.1电流控制器的响应要求如下：

a)直流电流控制器响应一般由直流输电系统的参数、交流系统条件等因素决定，对于线路长度在1000km及

以下、输送功率在3000MW及以下的直流输电系统，当电流指令的变化量不超过直流电流余裕时，响应时间不大

于30ms。(考6虑到电流控制回路的误差，允许电流指令的最大变化比直流电流余裕小额定电流的2%);当电流指

令变化量超过直流电流余裕，响应时间不大于70ms。

b)对于线路长度在1000km及以上、输送功率在3000MW及以上的直流输电系统，当电流指令的变化量不超

过直流电流余裕时，响应时间不大于90ms。(考虑到电流控制回路的误差，允许电流指令的最大变化比直流电流

余裕小额定电流的2%);当电流指令变化量超过直流电流余裕，响应时间不大于110ms。

6.4.2.2直流功率控制器响应由系统研究决定，对于强交流系统或中等强度的交流系统，如果无特殊要求可参照

以下标准执行：

a)功率控制器的阶跃响应在100ms～9s间应是可调的。

b)当直流输电系统在最小功率到额定功率之间的任意功率水平下运行时，直流功率控制器对功率指令阶跃

增加或降低的响应必须使得90%的直流功率变化能在整定值变化后150ms内达到，这个时间还应包括电

流指令的往返确认时间。

c)在交流系统瞬时扰动引起直流电压变化时，直流功率控制器的响应应使因电压变化引起的功率变化值的

90％能在电压