Q GDW 10333-2016 ±800kV直流换流站运行规程.pdf

1、Q/GDW 10333 2016 代替 Q/GDW 333 2009 800kV 直流换流站运行规程 Code of operation for 800kV UHVDC substation 2017 - 03 - 24发布 2017 - 03 - 24实施 国家电网公司 发 布ICS 29.240 Q/GDW 国 家 电 网 公 司 企 业 标 准 Q/GDW 10333 2016 I 目 次 前 言 . II 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 1 4 运行规程管理 . 1 5 运行方式及设备运行规定 . 2 6 设备巡检 . 33 7 典型操作票 . 48

2、8 设备异常及事故处理 . 55 附录 A（规范性附录） 设备概述编制模板 . 81 附录 B（规范性附录） 运行图册编制模板 . 89 编制说明 . 92 Q/GDW 10333 2016 II 前 言 为规范 800kV 特高压换流站的运行管理，使 800kV 直流换流站运行管理标准化、制度化，保证特高压电网的安全、可靠和经济运行 ， 制定本标准 。 本标准代替 Q/GDW 333 2009，与 Q/GDW 333 2009 相比，主要 技术性差异如下： 增加了隔直装置状态说明及运行规定 、 阀厅消防系统相关内容 、 阀厅设备着火应急处置作业标准； 修改了直流系统正常运行方式、直流系统状态

3、定义、巡检的分类、周期及内容 ， 与国调中心调控运行规定保持一致 ； 删除了高压配电装置相 关内容，将此内容合理分布至巡检和定期工作章节。 本标准由国家电网公司 运维检修部 提出并解释。 本标准由国家电网公司科技部归口。 本标准起草单位： 国网浙江省电力公司 。 本标准主要起草人： 冀肖彤、张劲、姚晖、张民、孙杨、乔敏、杨松伟、陈水耀、程兴民、潘成程、单金华、胡锦根、魏华兵、焦晨骅、邹根水、祁炜雯、刘永杰、楼汉宁、马法浩、徐东东、富银芳、宋国超、苗瑜、曹力潭、黄智 。 本标准 2009 年 10 月首次发布 ， 2015 年 12 月第一次修订 。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网

4、公司科技部。 Q/GDW 10333 2016 1 800kV 直流 换流站运行规程 1 范围 本 标准 规 定了 800kV 换流站设备的 监盘、巡视 、倒闸操作、 状态分析、 事故及异常处理的一般要求和方法。 本标准适用于 国家电网公司所属 800kV 特高压换流站运行规程的编制、审批 的流程。 800kV 换流站现场运行规程可参照本规程制定。 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 。 GB 2900 电工术语 3 术语和定义 GB 2900 界定 的术

5、语和定义适用于本 文件 。 4 运行规程管理 4.1 编写要求 4.1.1 换流站应按照本标准的要求编写运行方式及设备运行规定、设备异常及事故处理、典型操作票、设备巡检。 4.1.2 各换流站应按照附录 A 的模板编写设备概况。 4.1.3 各换流站应按照附录 B 的模板编写设备图册。 4.2 编制和修订 4.2.1 新建换流站在设备带电前一个月 应 完成 试行版 运行规程的编制，设备调试完毕后一个月内完成正式版 运行规程的编制。 4.2.2 改扩建工程在设备带电前一周完成运行规程的修订工作，有关内容独立成册或并入修编的运行规程中。 4.2.3 运行规程同上级新颁发规程、制度、规定和反事故技术

6、措施要求不一致时，应在其规定时间内完成补充或修订 工作。 4.2.4 运行规程的编写、补充和修订，应严格履行审批程序。 Q/GDW 10333 2016 2 4.3 审核和批准 4.3.1 运行规程由所在 运维 管理部门组织编写和审核，并报送上级主管单位批准后实施，同时报有关调度备案。 4.3.2 运行规程的修订工作由所在运行管理单位生产技术部门组织进行，总工程师或分管生产领导批准后实施。 4.3.3 运行规程内容不需修改的，也应出具经复查人、批准人签名的“可以继续执行”的书面文件。 4.3.4 运行规程应按照规定定期进行修订。 4.3.5 运行规程内容不适应现场需要时，应及时予以废止。 4.

7、4 使用和保存 运行规程应制作成册，生产人员人手一份。发布后的运行规程 应 存档保存。 5 运行方式 及设备 运行规定 5.1 一般规定 5.1.1 运行监盘 5.1.1.1 换流站 应 设专人 24 小时不间断监盘，并填写 监盘 记录表。 5.1.1.2 发现异常告警或运行数据异常变化，应密切跟踪监视并及时分析处理。 5.1.2 设备巡检 5.1.2.1 设备巡检应 至少 两人共同完成 ， 其中 一名为副值班员及以上岗位，单人巡检须具备单独巡视资格。 5.1.2.2 换流站 应定期进行 例行 巡检 、全面巡检、 专业巡检 以及熄灯巡检 ， 必要时进行特殊巡检 ， 并做好记录 。 5.1.2.

8、3 遇有保电任务、恶劣天气、设备异常、方式变化、新设备投运、设备故障检修后投运等情况须进行特殊巡检。 5.1.2.4 巡视中发现异常或缺陷应立即汇报 ，分析处理。 5.1.3 定期维护 5.1.3.1 定期维护项目包括 一二次设备、在线监测装置、备用电源、通风系统、消防、安防、照明等辅助设备的轮换、试验、检查以及对房屋、围墙等土建设施的检查等。 5.1.3.2 换流站应根据环境、设备、人员等情况。制订定期维护工作计划。 5.1.4 状态分析 Q/GDW 10333 2016 3 5.1.4.1 换流站应对设备巡视、在线监测及带电检测等设备状态数据开展“日比对、周分析、月总结”工作，及时掌握设备

9、健康状况，及时发现设备异常。 5.1.4.2 对发现设备异常及重要状态量变化，应制定应急处置措施。 5.1.5 工作票办理 5.1.5.1 在生产现场进行安装、检修、试验、调试、检查、测量、施工等工作时须办理工作票，必要时进行现场勘查。 5.1.5.2 工作票所列工作地点、 工作任务须明确，安全措施正确、完备，符合现场条件。 5.1.5.3 工作过程中若需变更或增设安全措施应填用新的工作票 ， 并重新履行签发许可手续 。 5.1.5.4 工作终结经验收合格后可办理工作票终结手续。 5.1.6 倒闸操作 5.1.6.1 倒闸操作 应 根据值班调度员或值班负责人指令 ， 填写操作票并经审核后 方

10、可执行 ，倒闸操作过程中应执行监护复诵制。 5.1.6.2 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向发令人报告，待发令人再行许可后方可操作。 5.1.6.3 设备一端带电或一经合闸即可带电的设备均应视为运行设备，不得进行验收操作。 5.1.6.4 电气设备操作后的位置检查应以设备各相实际位置为准，无法看到实际位置时，应 通过间接方法，如设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表以各种遥测、遥信信号的变化来判断。判断时，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，方可确认该设备已操作到位。 严禁在未确认或无法确认高压开关柜内开关或刀闸实际状态的情况

11、下操作。 5.1.6.5 停电拉闸操作应按照开关 负荷侧刀闸 电源侧刀闸的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。禁止带负荷拉合刀闸。 3/2 接线方式下，设备停电时，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关；设备送电时，应先合母线侧开关、后 合中间开关。 5.1.6.6 特 高压直流系统应采用 顺控操作 ， 顺控操作 不成功，在查明原因并经调度值班员许可后方可进行 单步 操作。 5.1.6.7 正常 情况下 ，直流系统顺控 操作应在运行人员工作站上进行 。若运行人员工作站故障，可在后备工作站上进行。 5.1.6.8 直流系统 解闭锁前 应 告知 对站。直流系统两端换流站间发生系统通信故

12、障时，原则上保持直流系统的现状运行。若要操作时，两站间的操作应根据值班调度员的指令配合执行，同时应与对站取得联系。 5.1.6.9 高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置。防误操作闭锁装置不得随意退出运行，停用防误操作闭锁装置应经 运维单位 分管生产 领导 批 准；短时 间 退出防误闭锁装置应经站长批准，并均应按程序尽快投入。 软件“置位”应视同解除闭锁装置。 Q/GDW 10333 2016 4 5.1.6.10 操作中不准随意解除防误操作闭锁装置，禁止擅自使用解锁工具（钥匙） 。 防误操作闭锁装置发生异常，应立即停止操作，确认无误并经站长同意后，方可继续进行 。 5.1.7 事故处理

13、5.1.7.1 设备出现异常情况，由值班负责人按照调度管辖设备范围向相应调度汇报，若异常情况影响到其它设备安全运行，除向该设备对应调度汇报外，还应向受影响设备对应的调度进行汇报。 5.1.7.2 出现下列情况， 值班 负责人应立即向上级调度汇报 ： a) 调度管辖设备范围内发生设备事故和人身伤亡事故 ； b) 调度管辖设备发生故障停运 ； c) 调度管辖设备发生异常需停电处理 ； d) 对 设备运行 造成重大影响的自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等 ； e) 调度管辖设备运行过程中出现严重或危急缺陷，对系统运行构成潜在威胁 ； f) 调度管辖设备红外测温、紫外探伤等发现异常，影

14、响设备安全运行 ； g) 调度管辖设备有关通信系统故障 ； h) 调度管辖设备出现过负荷或超过热稳定限额、断面潮流限额等运行情况 ； i) 出现母线电压、频率越限情况 ； j) 调度管辖设备 备用 系统在运行过程中失去备用，影响系统运行可靠性，需要及时处理 ； k) 只有一路站用电源运行 ； l) 出现需改变 调度管辖设备运行状态的情况 ； m) 有影响调度管辖范围设备安全运行的异常情况 。 5.1.7.3 为防止事故扩大，运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作 ： a) 对人身和设备安全有威胁的设备停电 ； b) 将故障停运已损坏的设备隔离 ； c) 当站用电部分或全部停电时，恢复其

15、电源 ； d) 现场 规程中规定可以不待调度指令自行处理者。 5.1.7.4 设备故障跳闸后试送电按下列原则进行 ： a) 试送应 经 运维单位分管生产领导 同意 ， 选用的试送开关 应 完好且有完备的继电保护 ； b) 母线跳闸后，找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后可恢复该母线运行；找到故障点但不能隔离的，应将该母线转检 修；确认母线故障但找不到故障点的，一般不得对停电母线试送。对停电母线进行试送时，应优先采用外来电源。试送开关 应 完好，并有完备的继电保护。 有条件者可对故障母线进行零起升压 ； c) 线路故障跳闸后，一般试送一次 。 线路保护、线路高抗保护均动作跳闸时，应在查明线路

16、高抗保护动作原因并消除故障后试送 ； Q/GDW 10333 2016 5 d) 变压器重瓦斯保护或差动保护动作跳闸，不得试送电；其它保护动作，通过检查变压器外观、瓦斯气体、保护动作和故障录波等情况，确认变压器无内部故障后，可试送一次；变压器后备过流保护动作跳闸，找到故障并有效隔离后，可试送一次。 5.1.7.5 事故汇 报的要求 如下 ： a) 国家电力调度 控制 中心 （简称 国调 中心或 国调 ） 管辖 系统发生故障时 ， 相关调控机构、厂站、运维单位应立即向国调汇报故障发生时间 ，故障后厂站内一次设备状态变化情况，厂站内有无设备运行状态（电压、电流、功率）越限、有无需进行紧急控制的设备

17、，周边天气及其他可直接观测现象 ； b) 故障发生 5 分钟内，汇报保护、安控动作情况，汇报线路故障类型、开关跳闸及开关重合闸动作情况，依据相关规程采取相关处理措施； 15 分钟内，汇报相关一、二次设备检查基本情况，确认保护、安控装置是否全部正确动作，确认是否具备试送条件； 30 分钟内， 汇报站内全部保护动作情况，线路故障测距情况，按国调要求传送事件记录、故障录波图、故障情况报告、现场照片等材料 ； c) 其他汇报按照运维单位相关要求进行 。 5.1.8 保护定 值 管理 保护定值 管理要求如下： a) 继电保护和安全自动装置的定值应依据直调该设备的调控机构（含被授权单位）下达的定值单整定

18、； b) 运行值班员应按调度令执行国调下发的继电保护整定单，并在执行后一周内将定值单回执返回国调。如有特殊情况需要对定值进行调整，以继电保护处出具的临时整定单或特别说明为准 ； c) 保护定值单 应 履行校核、审批、盖章等手续。执行正式定值单 应 经保护人员和运 行人员签字确认，保护校验、保护装置本体消缺或其他可能影响保护定值的工作结束后，保护人员和运行人员应重新核对保护定值，确认保护装置定值和定值单一致。 5.1.9 直流控保系统软件的管理 直流控制保护系统软件的修改、使用、备案遵循以下要求 ： a) 投入正式运行的直流控制保护软件， 应 采用经过现场试验验证的最终软件版本 ； b) 对已经

19、投入正式运行的直流系统，若需要对控制软件进行修改，应由设备运行维护单位提前两周向 国网 运检 部提出软件修改工作联系单，并报国调中心备案；若需要对保护软件进行修改，应由设备运行维护单位提前四周向国调中心提出软件修改 工作联系单，并报 运检部 备案 ； Q/GDW 10333 2016 6 c) 事故处理、紧急消缺等需要对控制保护软件进行修改时，设备运行维护单位应立即提交软件修改联系单，经技术监督单位同意 。 控制软件由国网运检部 、 保护软件由国调中心 批准后可进行相应修改工作 ； d) 运行维护单位应做好直流控制保护软件修改的记录工作。修改工作完毕后向软件管理部门报送标明软件修改工作联系单号

20、的完整直流控制保护软件 ； e) 直流系统保护软件修改前，应具备由国调 中心 继电保护处签字的书面申请，经国调 中心 许可进行修改工作；直流系统控制软件修改前，应具备 国网 运检部 签字的书面申请，汇报国调 中心 并由现场 做好安全措施，确保软件修改期间相关系统稳定运行。 5.2 调度管辖 规定 5.2.1 调度管辖 范围 5.2.1.1 特高压 换流站具备的调度关系有： 国调、 国调分中心 、省调、地调、县调。 各级调度在运行指挥时是上下级关系，进行调度业务联系时 应 服从调度纪律，严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。 5.2.1.2 换流站内各级调度管辖的设备以及与其他调度部门管辖设

21、备的分界点，以调度下达的文件为准。 5.2.1.3 换流站内各级调度管辖设备以外的设备，如站用电、阀冷、空调、消防等辅助系统，由换流站值班负责人调管。 5.2.2 调度操 作分类 5.2.2.1 调度下令操作 项目如下 ： a） 直流 极 系统的启动、停运 ； b） 直流 接线方式的转换 ； c） 除交流滤波器外的 直流系统设备 状态的转换 ； d） 直流潮流方向的转换 ； e） 直流电压方式的变更 ； f） 执行国调继电保护定值单 。 5.2.2.2 调度许可操作 项目如下 ： a） 主控站的转换 ； b） 输送功率（电流）及其变化率调整 ； c） 有功功率和无功功率控制方式、运行方式的调整

22、 ； d） 极开路实验（ OLT） ； e） 交流滤波器的状态转换 ； f） 直流系统保护的投退 ； Q/GDW 10333 2016 7 g） 最后断路器跳闸装置、最后断路器跳闸接收装置的投退 ； h） 就地与远方操作权的转移 ； i） 保证安全的前提下，检修或调试设备的操作。 5.2.3 调 度常用 操作术语 涉及调度常用 操作术语应按照 表 1 执行： 表 1 调度常用 操作术语 序号 调度术语 操作术语 1 开关 合上、拉开 2 刀闸 合上、拉开 3 地刀 合上、拉开 4 地线 挂上、拆除 5 保护 投入、退出 6 保险 装上、取下 7 压板 投入、退出 5.3 直流 系统方式运行规定

23、 5.3.1 一般规定 5.3.1.1 正常情况下，国调直调直流系统采用双极平衡方式运行，单极大地回线运行方式应作为直流系统的非正常运行方式，仅适用于故障闭锁后的紧急处理和检修等特殊情况，按照调度运行规定严格控制大地回线电流，尽量减小单极大地回 线运行特别是大电流运行方式下的持续时间。发生单极闭锁后，按照国调要求尽快开展大地 /金属回线转换。 5.3.1.2 直流系统启动 前 ， 备用 交流滤波器 数量须满足直流系统启动后 最小运行方式 要求，每极直流系统至少有一组直流滤波器在连接状态 。 5.3.1.3 换流器在线投入时，投入之前的功率不得小于换流器在线投入后的 极 最小 运行 功率 ，阀组

24、在线退出前，应核实当前运行功率满足阀组退出后运行电压所允许的最大运行功率值。 5.3.1.4 直流系统升降功率或启停前应确认功率设定值不小于当前系统允许的最小功率 （最小电流） ，且不能超过当前系统允许的最大功率 （ 一般情况下不使用过负荷能 力） ； 速率设定值不得超过1000MW/15min。 5.3.1.5 功率（电流）升降过程中， 不得进行主控站、有功功率和无功功率控制方式和直流电压方式的调整 。 5.3.1.6 直流系统正常停运时，应 将直流功率降至 最小功率值后再正常闭锁。 5.3.1.7 潮流 反 转时，直流输送 功率先降 至 最小功率后直流系统闭锁，待直流两侧电网调整方式完毕，

25、国调下令直流系统功率反向解锁，并按要求升功率至目标值。 Q/GDW 10333 2016 8 5.3.1.8 一极双极功率控制、一极单极功率控制情况下，若双极实际运行功率大于双极功率指令值，将单极功率控制极转为双极功率控制前，应先重新整定双极功率指令值为当前双极实际运行功率。 5.3.1.9 当 大地回线 与 金属回线方式 相互转换时应确认具备转换条件后由主控站进行 ， 从控站须检查直流场转换回路设备状态 ， 方式转换时两站应保持电话联系 。 5.3.1.10 在运行中进行单极大地 回线 方式和单极金属 回线 方式相互转换不成功时，由主控站协调对站返回原接线方式；当不能返回原接线方式时， 可申

26、请国调 将该极正常停运， 待 转换接线方式后恢复该极运行。 5.3.2 直流运行方式 5.3.2.1 单极双换流器运行方式（以极 I 为例） ： 两侧换流站极 I 高、低端换流器均为运行状态。 5.3.2.2 单极 单 换流器对称运行方式 （以极 I 为 例） 有以下 两种： a） 极 I 高运行方式：两侧换流站的极 I 高端换流器均为运行状态 。极 I 低端换流器均为连接或以下状态 ； b） 极 I 低运行方式：两侧换流站的极 I 低端换流器均为运行状态。极 I 高端换流器均为连接或以下状态。 5.3.2.3 单极单换流器非对称运行方式 （以极 I 为例） 有以下两种 ： a） 极 I 高低

27、运行方式：整流站极 I 高端换流器、逆变站极 I 低端换流器均处于运行状态。整流站极 I 低端换流器、逆变站极 I 高端换流器均处于连接或以下状态 ； b） 极 I 低高运行方式：整流站极 I 低端换流器、逆变站极 I 高端换流器均处于运行状态。整流站极 I 高端换流器、逆变站极 I 低端换流器均处于连接或以下状态。 5.3.2.4 双极全方式 ： 双极均为单极双换流器运行方式。 注： 当接地极系统故障时，若直流系统双极平衡运行，接地极系统退出运行， MRTB 开关及刀闸（包括 05000 刀闸）在拉开位置，直流系统通过 NBGS 开关短时接地运行。 5.3.2.5 直流回线接线方式：单极大地

28、回线方式、单极金属回线方式和双极方式。 5.3.2.6 电压方式：额定电压方式、降压方式（ 70%-100%可调，一般为 70%或 80%的额定电压 ） 。单换流器无降压方式。 5.3.2.7 潮流方向：潮流方向定义为（换流站名）送（换流站名）。 5.3.2.8 有功控制方式：双极功率控制、单极功率控制、单极电流控制、紧急电流控制。 5.3.2.9 有功运行方式：联合、独立。 5.3.2.10 无功控制方式 ：定无功控制、定电压控制。 5.3.2.11 无功运行方式：开放模式（ ON）下包括自动、手动两种方式；关闭模式（ OFF）下无对应方式。直流系统正常运行时，一般采用开放模式。 5.3.3

29、 极开路试验规定 Q/GDW 10333 2016 9 5.3.3.1 极开路试验分为带线路极开路试验和不带线路极开路试验。 5.3.3.2 直流系统正常停运后，如直流设备无检修工作，启动前可不进行极开路试验。 5.3.3.3 不需要进行 极开路试验 的 情况 如下 ： a) 换流阀局部或少量晶闸管、触发板、光纤更换等 ； b) 直流控制保护系统检修后 ； c) VBE 更换光发射板、接收板后 ； d) 换流变检修后 ； e) 其他通过设备单体检测、试验可以验证完好性的检修工作。 5.3.3.4 直流线路 检修或故障后，在正式送电前，相应直流线路应由任一换流站进行带线路极开路试验；试验成功，该

30、直流线路具备正式送电条件。 5.3.3.5 直流双极线路检修完成后，因一极站内设备检修工作未完工，无法进行该极（检修未完成极）带线路 OLT 试验，该极线路可作为另一极单极金属回线方式运行的金属返回线使用。但在另一极站内设备检修工作完工恢复运行前，需安排该极带线路 OLT 试验，试验成功后方可恢复运行。 5.3.3.6 直流输电系统因直流线路故障闭锁后，一般在正式送电前，相应直流线路应由任一换流站进行带线路极开路试验，试验成功，该直流线路具备正式送电条件。直流 因线路故障闭锁后，若需尽快恢复运行，可不进行 OLT 试验以最低功率解锁一次，若解锁成功，并维持最低功率运行 15 分钟，则可以逐步增

31、加功率。若解锁不成功，则不再安排解锁，待故障点查明且清除，并进行 OLT 试验成功后，方可恢复该极正常运行。 5.3.3.7 直流系统阀厅内设备、极母线、平波电抗器等直流设备检修或故障后，相应换流站的检修或故障极应进行不带线路极开路试验，试验成功方具备正式送电条件。 5.3.3.8 一般情况下，直流输电系统两侧换流站及直流线路均需进行极开路试验时，由一侧换流站进行不带线路极开路试验，由另一侧换流站进行带线路极开路试验。 带线路极开路试验不成功，可进行不带线路极开路试验，以确定缺陷设备的具体位置，也可转由对侧换流站进行带线路极开路试验。 5.3.3.9 特高压直流系统单极单换流器进行 OLT 试

32、验时，极内另一换流器应处于冷备用及以下状态。 5.3.3.10 直流输电系统两侧换流站站间通讯故障时，一般不进行带线路极开路试验；如确需进行，应电话联系对侧换流站确定接线方式满足极开路试验要求。 5.3.3.11 极开路试验可选择自动模式或手动模式。一般情况下，应采取自动模式，当自动模式无法进行或达不到全压时，可视情况采取手动模式。 5.3.3.12 手动模式设定试验电压范围为 0kV 至额定电压，应从 0 kV（每档 100kV）逐步提高直流电压，在电压达到每一档位时，应保持一段时间（一般为 12 分钟），确认直流系统运行稳定后再开始下一步升压过程。 5.3.3.13 极开路试验试验电压升至

33、目标值，并保持 120 秒，即认为试验成功。 5.3.3.14 极开路试验操作流程 如下 ： Q/GDW 10333 2016 10 a) 换流站站内直流设备、直流线路检修工作结束 ，相关安措已拆除时或直流输电系统故障，经检查已具备恢复条件时， 值班 负责人向国调调度员申请进行极开路试验 ； b) 国调调整直流输电系统两端站待试验极至试验所需状态后，许可进行相应极开路试验 ； c) 直流输电系统采用不同模式进行极开路试验时，试验结果与对应结 论 见 表 2。 表 2 极开路 试验结论对照表 模式 不带线路 极开路试验 电压 带线路 极开路试验 电压 试验结论 自动 Ud 额定电压 Ud 90%

34、额定电压 具备全压启动条件 自动 Ud 额定电压 Ud 90%额定电压 经国调许可后转手动模式重新 试验 手动 Ud 额定电压 Ud 90%额定电压 具备全压启动条件 手动 70%额定电压 Ud 额定电压 70%额定电压 Ud 90%额定电压 具备降压启动条件 注： 上述试验电压可考虑测量误差。 5.3.4 降压运行规定 5.3.4.1 直流系统 单极双换流器 降压运行一般取 70%额定 电 压等级 ，单极单换流器无降压运行方式。降压模式下无过负荷能力。 5.3.4.2 直流系统线路保护动作启动再启动逻辑，导致直流线路出现降压或全压再启动成功情况时，换流站向国调汇报内容应包括故障时间、发生故障

35、极、目前该极运行电压、线路保护动作情况、再启动次数、故障测距及本站天气状况等。 5.3.4.3 直流系统进行手动降压运行前，应查看当前功率是否满足降压条件下的运行要求，必要时应先降低输送功率。 5.3.4.4 直流系统手动降压运行 ，应先投入安控装置上降压运行压板，恢复全压运行后应立即退出降压运行压板。保护性降压，应立即投入降压运行压板。 5.3.4.5 直流系统因站内天气 原因自动降压运行时，运行人员须加强巡视，天气转好后向调度申请恢复全压运行。 5.3.4.6 当天气恶劣，严重影响直流系统的运行时，应向调度申请降压运行。 5.3.4.7 直流系统手动降压运行参照以下条件进行 ： a) 绝缘

36、子串覆冰冰凌接近或已桥接 ， 应及时汇报 调度并建议 将相应极降压运行 ； b) 在大雾、小雨天气情况下，应加强直流设备巡视，巡视中遇有较严重的放电时，应特巡和驻足观察， 并拍照和录像， 当放电弧光达绝缘子长度的 1/4-1/3 时，应及时申请调度将直流输电系统相应极降压运行。降压运行后，应驻足观察 0.5小时以上，确认放电现象明显改善。当天气明显好转， 应及时申请调度将相应极升至额定电压运行 ； c) 直流线路 十分钟 内三次或三次以上全压再启动成功时，应及时汇报 调度并建议 将相应极降压运行 。 Q/GDW 10333 2016 11 5.3.5 过负荷运行规定 5.3.5.1 当直流系统

37、发生单极或换流器闭锁后，若运行极或换流器出现过负荷情况，主控站值班员可不待国调调度指令立即将该极输送功率控制到当前电压水平下最大允许功率（一般情况下不使用过负荷能力），并立即向国调汇报。如短时不具备恢复双极运行条件，应进行金属回线转换，如转换不成功，应将电流降至安全限值或以下，全部时间不超过国调所规定的转换时间。如果确有需要在单极大地回线或双极不平衡运行 情况 下运行，可以在安全限值及以下运行，运行时间按接地极设计总安时数控制。 5.3.5.2 直流系统的过负荷能力与冗余冷却能力及环境温度有关 。 过负荷运行应满足以下条件 ： a) 过负荷能力 （ OWS 显示 ） 完全恢复 （ 100 ）

38、； b) 环境温度以及阀厅温度小于设计值 ； c) 换流阀、换流变的 全部 冷却系统完好 ； d) 阀厅、水冷设备室的 全部 空调 系统完好 ； e) 一次设备不存在严重过热或可能影响过负荷运行的缺陷 ； f) 可用交流滤波器数量满足过负荷功率要求。 5.3.5.3 过负荷运行时，应密切监视并记录环境温度、阀厅温度、换流阀结温，换流变油温和绕组温度，内水冷系统进出水温度 ，主通流 回路接头温度 等关键 运行状态值 。 5.3.5.4 过负荷运行时，应 密切关注并记录交流滤波器、外 水冷 冷却塔、换流变冷却器等冗余设备投入情况 。 5.3.5.5 过负荷运行时，当发现异常现象应及时汇报并组织处理

39、 。 5.3.6 双极中性区域运行规定 5.3.6.1 单极或双极正常运行时， 严禁 双极中性区域主设备及相关二次回路的检修 、注流试验等 工作。双极直流中性母线设备的检修维护 、 预试 、 验收工作要求在双极停运时进行 。 5.3.6.2 当接地极线路电流大于 100A 时，严禁 站内接地 点 代替 站外 接地极运行。 双极平衡运行时，整流站可用接地极刀闸 05000 代替金属回线转换开关（ MRTB） 0300 运行 。 5.3.6.3 直流 场中性区域内分闸状态的刀闸只要一侧为运行状态，则视该刀闸为运行设备，不允许对该刀闸进行检修 、验收 操作 等 工作 。 5.3.6.4 直流输电系统

40、一极运行，一极停运时， 禁止对停运极中性区域互感器进行注流或加压试验 。 5.3.6.5 运行极的直流滤波器停运检修时，严禁对该组直流滤波器内与直流极保护相关的电流互感器进行注流试验 。 5.3.7 融冰模式运行管理规定 5.3.7.1 换流站应 制定完善低温高湿雨雪冰冻等恶劣天气条件下 站内 设备预防事故的具体措施和应急处理，并从组织上、技术上和物资保障上予以落实。 Q/GDW 10333 2016 12 5.3.7.2 换流站应 在即将出现降温、冰冻雨雪天气时，密切跟踪近期、中长期天气预报，及时 启动冰情观测工作， 全面监视站内设备 的覆冰情况，及时向上级生产部门和调度部门报告天气和 站内

41、设备 运行情况。 5.3.7.3 换流站 在开展直流融冰工作时，要针对恶劣天气和直流输电系统大电流运行情况，开展特巡检查，密切监控 站内 设备运行状况，做好天气持续恶化，直流输电系统的事故预想和处理方案及应急处理的相关准备工作。 5.3.7.4 直流融冰方式转运行前，换流站直流安控装置应由调度下令调整。 5.3.7.5 并联融冰运行期间，现场人员应加强运行监控，如发生单个换流器故障闭锁、另外换流器未闭锁的情况，可不待调度指令立即将另外换流器手动闭锁，并汇报国调。 5.3.7.6 当正常运行设 备、直流控制保护系统、通信通道等出现异常或故障，并影响直流系统融冰运行时，应汇报国调。 5.4 设备状

42、态定义 5.4.1 交流系统设备状态定义 交流系统 一次 设备状态主要分为检修状态、冷备用状态、热备用状态和运行状态四种 。 母线状态定义 见表 3。 表 3 母线状态 对照表 设备状态 相连开关 相连接地刀闸 相应保护装置 运行 至少有一个相连开关为对应的运行、热备用状态（有特殊要求的可为更低级状态，下令时须在术语中明确） 拉开 投入 热备用 拉开 投入 冷备用 冷备用 （有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 拉开 检修 合上 注： 母线相应保护装置包括该母线的母差保护。 线路状态定义 见表 4。 表 4 线路状态 对照表 设备状态 线路开关 线路刀闸 线路地刀 相应保护装置 融冰短

43、接刀闸 运行 至少有一个线路开关为对应的运行、热备用状态（有特殊要求的可为更低级状态，下令时须在术语中明确） 合上 拉开 投入 拉开 热备用 合上 Q/GDW 10333 2016 13 表 4（续） 设备状态 线路开关 线路刀闸 线路地刀 相应保护装置 融冰短接刀闸 冷备用 可为任一种状态，但下令时须在术语中明确 拉开 拉开 拉开 冷备用（有特 殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 未装设 检修 可为任一种状态， 但下令时须在术语中明确 拉开 合上 拉开 冷备用（有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 未装设 融冰 可为任一种状态， 但下令时须在术语中明确 拉开 拉开 退出 合上

44、融冰 冷备用（有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 未装设 拉开 退出 合上 注： 线路相应保护装置包括该线路的两套主保护和独立配置的远方跳闸及过电压保护 。 开关状态定义 见表 5。 表 5 开关 状态 对照表 设备状态 开关 相连刀闸 相连地刀 相应保护装置 运行 合上 合上 拉开 投入 热备用 拉开 合上 拉开 投入 冷备用 拉开 拉开 拉开 检修 拉开 拉开 合上 注： 开关相应保护装置包括该开关的失灵保护以及国调规定正常运行时需要投入的开关重合闸。 变压器状态定义 见表 6。 表 6 变压器状态 对照表 设备状态 相连开关 相连出线刀闸 相连接 地刀闸 相应保护装 置 （ X

45、XX kV 侧） 运行 （ XXX kV 侧）至少有一个相连开关为对应的运行、 热备用状态（有特殊要求的可为更低级状态，下令时须在术语中 明确） （ XXX kV 侧）相连出线刀闸合上 拉开 投入 （ XXX kV 侧） 热备用 拉开 投入 （ XXX kV 侧） 冷备用 可为任一种状态，但下令时须在术语中明确 （ XXX kV 侧）相连出线刀闸断开 拉开 （ XXX kV 侧）冷备用（有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 未装设 （ XXX kV 侧） 检修 可为任一种状态，但下令时须在术语中明 确 （ XXX kV 侧）相连出线刀闸断开 合上 Q/GDW 10333 2016 14 表 6（续） 设备状态 相连开关 相连出线刀闸 相连接 地刀闸 相应保护装