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Q／GDW 11909-2018 ±1100kV直流系统绝缘配合导则.pdf简介：
"Q/GDW 11909-2018 ±1100kV直流系统绝缘配合导则.pdf" 是一份由中国电力科学研究院（中国电力企业联合会）发布的标准文件，全称为“±1100kV直流电力系统绝缘配合导则”。这份导则主要规定了±1100kV（即±1100千伏）直流电力系统的绝缘配合原则和方法，这是特高压直流输电系统中非常重要的一份技术文件。
±1100kV是目前世界上电压等级最高的直流输电系统，其绝缘配合要求极高，以确保输电系统的稳定运行和人员设备的安全。这份导则涵盖了绝缘材料的选择、绝缘设计、绝缘裕度计算、运行维护等多个方面，为±1100kV直流系统的规划、设计、建设和运行提供了重要的技术指导。
总的来说，这份标准旨在规范和提升±1100kV直流系统的绝缘性能，以适应和保证特高压直流输电技术的发展和应用。
Q／GDW 11909-2018 ±1100kV直流系统绝缘配合导则.pdf部分内容预览：
直流滤波器避雷器用于保护直流滤波器低压侧元件。直流滤波器避雷器持续运行电压由滤波器支路 谐波电压和中性母线直流电压叠加组成。滤波器避雷器的操作保护水平由极线缓波前过电压或投切直流 虑波器操作过电压确定。在离直流滤波器不同距离下的极线接地故障可能在低压元件上产生较高的过电 玉，可用于校核各低压元件并联避雷器的SIPL。滤波器避雷器的LIPL和放电能量由直流母线接地故障 期间的滤波器高压电容放电确定。极线雷电侵入波耦合到各低压元件的过电压可用于校核避雷器的 LIPL
5.6其他过电压保护措施
5.6.1配备晶闸管保护触发功能
前和陡波前过电压时，阀组内串联的晶闸管因严重的非线性电压分布导致个别晶闸管击穿，通过保护性 触发晶闸管免受正向过电压损坏， 5.6.1.2阀避雷器保护水平与保护触发水平的配合有两种不同方案。第一种方案DG∕TJ08-2116-2020 内河航道工程设计标准，阀避雷器限制阀正向 及反向出现的过电压，设置阀保护性触发水平高于避雷器保护水平。第二种方案，避雷器限制阀反向过 电压，保护触发水平设置为阀避雷器保护水平的90%~95%作为主要的正向过电压保护。第二种方案仅 用于晶闸管的反向耐受电压高于晶闸管正向耐受电压的情况。这样通常使阀的晶闸管级的个数少于第 方案，带来成本的减少和换流器效率的提高。 5.6.1.3交流系统接地故障清除产生的操作过电压会按换流变变比传递到阀侧。整流站的阀在工频周期 内承受正向阻断电压的时间很短，承受正向操作过电压的可能性比逆变站的阀要小得多。即使发生保护 生触发，直流系统将很快恢复。 5.6.1.4逆变站的阀在工频周期内承受正向阻断电压的时间较长，正向操作过电压引起保护性触发的可 能性相对较大。如果某个阀因保护性触发而提前导通，则可能导致逆变站换相失败，且故障清除后的恢 复时间将可能延长 5.6.1.5选择保护触发水平的原则是清除交流系统故障不会引起逆变站的阀保护性触发。因此应以故障
5. 6. 2 换流变断路器配合闸电阻
换变断路器配合电电阻限制台 的谐波电流注入交流滤波器，导致低压侧内部元件过载。交流滤波器组和电容器组的断路器配合闸电阻 制合闸涌流，降低投切操作对系统的扰动。±1100kV直流系统大组滤波器的容量比土800kV和±500kV 直流系统大，滤波器大组断路器需开断很大的容性电流，当换流站双极闭锁甩负荷后产生的工频过电压 下，要求大组断路器紧急开断更大的容性电流。断路器装分闸电阻，可提高大组断路器切除容性电流的 能力。也可在保护上规定工频过电压下先切小组后切大组滤波器，
交流滤波器和电容器断路器装合闸电阻或分闸电阻
交流滤波器组和电容器组的断路器配合闸电阻限制合闸涌流，降低投切操作对系统的扰动。 100kV直流系统大组滤波器的容量比土800kV和±500kV直流系统大，滤波器大组断路器需开断很大的 性电流，当换流站双极闭锁甩负荷后产生的工频过电压下，要求大组断路器紧急开断更大的容性电流 路器装分闸电阻，可提高大组断路器切除容性电流的能力。也可在保护上规定工频过电压下先切小组 切大组滤波器。
波器隔离开关装分、合闸电阻或低压侧装带投切电
Q/GDW119092018
合闸电阻，是降低合闸时涌流利 在直流滤波器高压电容器低压侧串接带旁 高压隔离开关配合操作。高压隔离升 投入或切除操作时，先投入低压侧 由电阻的旁路隔离开关短接电阻
5.7快波前（雷电）过电压保护措施
快波前（雷电）过电压的保护措施如下： a） 直击雷保护措施：换流站直击雷保护主要采用避雷线和避雷针。避雷针和避雷线的防雷原理和 设计方法与特高压交流变电站相同。 6） 雷电侵入波保护措施：换流站雷电侵入波过电压保护措施主要为避雷器，避雷器的安装位置应 尽量紧靠被保护的设备，并通过数值计算加以校验确定，其绝缘裕度一般不低于15%～20%， 阀绝缘裕度一般不低于10%。 C） 直流系统运行方式较多，对于单极金属返回运行方式，当雷电侵入波来自返回的直流输电线路 时，由于直流输电线路杆塔和耐雷水平较高，雷电侵入波幅值也较高，当此雷电侵入波传递到 直流场的中性母线上时，会在中性母线上产生较高的雷电过电压，而中性母线的绝缘水平往往 设计较低。所以，在中性母线的防雷设计时应特别考虑单极金属返回运行方式下的雷电侵入波 过电压保护。 d 由于大部分雷电的极性为负极性，换流站双极运行时，±1100kV的直流工作电压使得大部分 雷击发生在正极性线路。直流线路的雷电侵入波主要由绕击产生，因此，应尽可能减小2km 距离内进线段杆塔的保护角，宜采用负保护角，降低绕击电流的幅值
6直流线路和接地极线路过电压保护
6.1直流线路过电压保护
6.1.1直流线路缓波前（操作)过电压保护
6.1.1.1直流输电线路上的缓波前（操作）和暂时过电压主要来源于两部分，一是换流站操作或故障在 直流极母线上产生的过电压传递到直流线路上：二是直流线路发生单极接地故障在直流线路健全极上产 生的过电压。 6.1.1.2换流站（包括交流侧和直流侧）操作或故障在直流极线上产生的缓波前（操作）过电压是由换 流站直流极母线DB避雷器和线路入口处DL型避雷器抑制，一般远低于D型避雷器的保护水平，也低 于单极接地故障在健全极线路上产生的过电压。 6.1.1.3直流线路发生接地故障的原因主要有：线路雷击、污移、覆冰、外力等诸多因素，是发生频率 较高的故障。在直流系统在双极运行方式下，当一极发生接地故障时，会通过两极间的耦合和行波在线 路两端的折反射，在健全极上产生缓波前（操作）过电压。 6.1.1.4单极接地故障在健全极线路产生的缓波前过电压的大小及沿线分布与线路长度和参数、线路端 部阻抗（直流滤波器和平波电抗器的参数）、故障位置、杆塔接地电阻、弧道电阻、直流运行电压、电 流充和两端调节器的动态特性等多种因素有关。健全极过电压的大小及沿线分布有以下特征： 单极接地故障在健全极产生的过电压由静电感应和电磁感应两部分组成，静电感应过电压大小 与接地电阻的大小反相关，需综合考虑弧道电阻和多个杆塔经架空地线并联接地电阻的影响。 电磁感应过电压大小与直流滤波器主电容大小正相关。线路参数影响了正序和零序模量的波阻 抗和波速，对过电压有较大的影响。调节器动态响应和行波保护动作的快慢对最大过电压的影 响一般较小。 b） 沿线路各点单极接地，在健全极线路可产生与故障点位置相关的一系列过电压沿线分布曲线， 接地故障发生在线路中点时，故障点对应的健全极线路上感应过电压最高。健全极线路上过电 压为伞形分布，分布规律为：故障发生点位置与它在健全极沿线产生的最高过电压位置多以线 路中点为轴对称（靠近线路两端附近接地故障除外）。 直流线路单极沿线逐点接地（建议尽可能多选点），在健全极某一位置产生一组大小不同的过 电压数据，可根据该组数据求取该位置的过电压
因此，不宜以降低杆塔接地电阻作为减小反击闪络率的主要措施。
6.2.3接地极线路熄弧措施
若接地极线路电流不平衡保护动作于闭锁阀，会造成健全极闭锁，导致双极闭锁，对两端系统带来 较大的冲击。解决的措施之一是将保护动作于故障极重新启动，减小招弧角直流续流。措施之二是将接 地极线路电流不平衡保护动作于告警。措施之三是适当提高同杆架设接地极线路的绝缘水平，必要时安 装线路避雷器，减小接地极线路反击闪络率。
7.1.1绝缘配合原则
绝缘配合的主要目标为（参考DL/T605、Q/GDW144）： 确定系统中各种设备实际可能遭受的最大稳态、暂时和瞬态过电压水平。 b） 选择设备的绝缘强度和特性，包括保护装置的特性，以保证设备在上述过电压下能够安全、经 济和可靠的运行。
DBJ61∕T 136-2017 城市轨道交通工程建设安全风险管理规范7.1.1.2交流与直流系统绝缘配合的差别
高压直流换流站的绝缘配合与交流变电站原理上是基本相同的，但在进行直流换流站的绝缘配合 时，应考虑与交流变电站的差别，如： a 由于串联阀组的要求，需要将避雷器跨接在单阀和远离地电位的端子之间，对于高压直流换流 站不同的部位需要使用不同的绝缘水平： 6 换流器回路不直接遭受雷电过电压的作用： C 在交流侧和直流侧均有无功电源和谐波滤波器； d） 当阀不导通时，换流变阀侧的两个主要绕组对地电位是悬浮的，而阀导通时将会有直流分量电 流流过线圈： e 换流阀的特性及它们的控制；控制和保护对减小过电压的影响；在同一环境下，直流和交流相 比，直流绝缘吸附更多的污移，要求采用更大的爬距和绝缘间隙；长架空线中间没有开关站； 在某些情况下，持续运行电压包括由直流电压，基频电压，谐波电压及高频电压合成；换流器 的各种运行方式，例如，单极，双极，双极对称和不对称运行。
7.1.1.3绝缘配合程序
7.1.1.3.1交流与直流系统绝缘配合的程序基本相同，即： a）通过系统计算分析，确定代表性电压和过电压(Up)； b） 选择满足性能指标的绝缘； 选择配合电流，确定配合耐受电压（Ucw）； d 考虑型式试验条件和实际运行条件之间差异系数的应用； 确定要求的耐受电压(U); 最后确定额定耐受电压（Uw）。 7.1.1.3.2交流与直流系统绝缘配合程序的差别仅在于最后确定额定耐受电压时，换流站交流设备采用 标准耐受电压，而直流设备以实际值为基础规定绝缘水平。附录A.3给出了土1100kV特高压直流输电工 程换流站设备操作冲击绝缘水平
7.1.1.4绝缘配合方法
当换流站设备(如换流变阀侧)由两支串联连接的避雷器保护，其操作波保护水平由两支串联的避雷 器各自保护水平相加决定时，可采用以下三种配合方法，宜采用方法1和方法3：
雷器的最大配合电流确定。而实际上同一 散障用流过网文避雷器的各自电电流 方法给绝缘配合留有额外的裕度 方法2:避雷器操作波保护水平相应的配合电流以串联避雷器中的两支避雷器在不同的故障下 的最大配合电流确定，而实际上最大配合放电电流不可能在同一故障中同时出现在串联的每只 避雷器上DB13∕T 2591-2017 悬浮式拼装地板有害物质释放量检测方法，因此该方法给绝缘配合留有的裕度大于方法（1）。 C 方法3：以模拟计算的最大操作波过电压来确定，不计配合电流。该配合方法不考虑额外裕度， 存在避雷器动作时，其保护水平已超过设备的耐受水平的可能性。若产生最大过电压的故障出 现概率很低，该方法也是可行的。
7.1.2避雷器的要求
对每一类避雷器在绝缘配合中提出的要求见表4