基于电网换相型换流器的高压直流输电系统，采用半控型器 件晶闸管作为换流元件的传统直流输电技术。

short circuit ratio

短路比（SCR）为高压直流换流站交流母线在额定电压时的短 路容量（MV：A）与额定直流功率（MW）的比值）

effective short circuit ratio

国家标准有效短路比（ESCR)为交流系统短路容量减去连接在交流母 线上的电容器和交流滤波器在额定电压下的容性无功补偿容量后 与额定直流功率的比值。

pensator 接人换流站交流母线的容性无功补偿装置宜分为若干个无功 大组，每一大组包括若干个无功小组。无功小组指通过断路器接 入换流站交流母线的最小可投切的交流滤波器、并联电容器；无功 大组指通过一台断路器接到换流站交流母线上的无功小组的 组合。

当交流系统的功率发生扰动时，在汽轮发电机组轴系可能引 起振荡，振荡频率低于50Hz，在次同步范围内，称为次同步谐振 SSR），由直流输电引起的汽轮发电机组的次同步振荡现象称为 次同步振荡(SSO)。

2.0.6直流孤岛运行方式

电源直接通过交流线路接入换流站，换流站、电源、交流线路

形成孤立电网，和其余电力系统在电气上分离的一种电网运行 状态。

对于2.5Gb/s传输速率，单跨距离超过200km的无中继光传 输系统定义为超长站距传输系统；对于10Gb/s传输速率，单跨距 离超过160km的无中继光传输系统定义为超长站距传输系统。

2.0.8超低损耗光纤

3.0.1应介绍本工程所在电力系统覆盖区域范围的电力需求水

3.0.1应介绍本工程所在电力系统覆盖区域范围的电力需求水 平及负荷特性等相关信息。 3.0.2应介绍本工程所在电力系统覆盖区域范围的电源规模、电 源结构等相关信息。 3.0.3应介绍本工程所在电力系统覆盖区域范围的主网架结构 与周边电网的联系，电网间送受电情况，电网输变电设备规模，电

3.0.4应介绍输变电工程的基本信息、站址、走廊条件等内容。

4.0.1设计边界条件应包括设计及规划水平年、电力需求预测、 电源建设规划、电网发展规划，应以已发布或审定的电力或电网发 展规划为基础，必要时可根据电力系统发展最新情况进行适当 调整。 4.0.2应概述与本工程相关的电网设计水平年和工程投产后 5年～10年规划期内的负荷预测结果；依据当前经济发展形势和 用电增长情况，提出本工程采用的负荷预测水平，包括现况、设计 水平年和规划水平年的用电量、最高负荷及其分布、负荷特性等。 4.0.3应概述与本工程相关的电网设计水平年和工程投产后 5年～10年规划期内的电源建设安排，包括电源名称、装机规模 装机进度、现有机组的退役计划、与跨区或周边电网的送受电规 划等。 4.0.4应概述主网架发展规划；描述本工程投产前、后相关的电

4.0.1设计边界条件应包括设计及规划水平年、电力需求预测、 电源建设规划、电网发展规划，应以已发布或审定的电力或电网发 展规划为基础，必要时可根据电力系统发展最新情况进行适当 调整。

5年～10年规划期内的负荷预测结果；依据当前经济发展形势和 用电增长情况，提出本工程采用的负荷预测水平，包括现况、设计 水平年和规划水平年的用电量、最高负荷及其分布、负荷特性等。

5年～10年规划期内的电源建设安排，包括电源名称、装机规模、 装机进度、现有机组的退役计划、与跨区或周边电网的送受电规 划等。

网规划，包括主要在建输变电工程情况介绍，介绍与本工程有关的 前期项目研究及评审情况

厂程建设必要性及投产时

5.0.1输变电工程的建设必要性应以电力系统发展规划为基础， 从电源接入及送出需求、满足受电地区电力负荷发展、电网结构优 化、控制短路电流水平、提高电网输电及供电能力、节能降耗需要 等方面进行论证。

平衡计算。宜根据工程特点选择计算全网电力平衡、工程所属供 区电力平衡及相关分层电力平衡，确定各级电力流向和电力交换 容量需求；必要时，应进行电量平衡计算，测算输变电工程的合理 利用小时数。

程在电力系统中的地位和作用，提出工程近、远期建设规模和投产 时机要求。

6.1接入系统方案拟定

6.1.1输变电工程接入系统方案研究应明确变电站（或换流站） 接入交流电网的电压等级、出线方向及回路数，确定无功补偿设备 的型式、容量及安装地点、站内电气主接线及主要电气设备技术参 数要求等。

6.1.1输变电工程接入系统方案研究应明确变电站（或换流站

接入交流电网的电压等级、出线方向及回路数，确定无功补偿设备 的型式、容量及安装地点、站内电气主接线及主要电气设备技术参 数要求等。 6.1.2变电站接入系统方案拟定，应根据变电站在系统中的作用 和地位，综合考虑电网特点、电网发展规划、电力负荷分布、电源送 出需要、分层分区平衡、进出线走廊及站址条件等情况，提出能够 满足输变电工程总体要求的两个及以上可比方案，所列接人系统 方案应全面、可行、易于过渡，并对远景方案进行展望。

6.1.2变电站接入系统方案拟定，应根据变电站在系统中的作用

和地位，综合考虑电网特点、电网发展规划、电力负荷分布、电源送 出需要、分层分区平衡、进出线走廊及站址条件等情况，提出能够 满足输变电工程总体要求的两个及以上可比方案，所列接入系统 方案应全面、可行、易于过渡，并对远景方案进行展望

6.1.3换流站接入系统方案拟定，应根据直流工程在系统中的

能定位，结合电网规划及现有网络情况，提出两个及以上的可比方 案（包括换流站与变电站合建方案）。应结合直流输电电压等级、 输电容量、换流站近区交流系统情况等对送、受端换流站接人交流 侧电压等级进行分析比较，送端换流站宜与近区电源接入电压等 级相同；受端换流站接入系统的电压等级拟定应结合直流在受端 系统的定位及消纳范围统筹考虑，

6.2接入系统方案比较

6.2.1对拟定的接入系统方案应进行技术经济比较，宜从潮流分 布、输电损耗、系统稳定水平、短路电流水平、电网结构、近远期电 网发展适应性、工程实施难易程度、经济性等方面进行综合比较 权衡利弊后予以推荐。

进行计算，必要时可进行特殊检修方式校核计算

6.2.4进行短路电流水平比较时，拟定方案短路电流水平应在合 理范围内，最大短路电流水平必须满足现有设备制造能力，换流站 的最小短路比不宜过低。

6.2.4进行短路电流水平比较时，拟定方案短路电流水平应在合

6.2.5进行方案经济比较

费，宜采用年费用比较法，

费，宜采用年费用比较法，

7.1无功补偿配置原则

7.1.1在输变电工程接入系统方案研究中，应针对高峰和低谷负 荷方式下的无功需求，对变电站（或换流站）分别进行容性和感性 无功电力平衡计算，提出合理的无功补偿需求，以满足系统调压运 行的要求。

7.1.2变电站容性无功缺额宜采用低压并联电容器进行补偿，感

7.1.3无功补偿设备分组的选择应考虑设备标准化的因素。

7.1.5在电网局部站点容性或感性无功缺额较大，且本地不具备

条件装设补偿设备的情况下，可将无功电力平衡计算范围适当扩 展至周边站点，根据需要在周边站点装设补偿设备。 7.1.6换流站无功补偿装置应分组投切运行，以适应直流各种运 行方式。

7.1.8当电网局部动态无功储备不足或受端系统短路容量不够

2交流输变电工程无功补偿方案

7.2.1变电站容性无功补偿的主要作用是补偿主变压器的无功 损耗、补偿输电线路的无功缺额、补偿周边电网的无功缺额和为周 边主要设备事故与检修提供无功备用，容性无功补偿总容量应通

7.2.2变电站感性无功补偿的作用主要是补偿线路或者

充电功率，感性无功补偿总容量应通过变电站或者其相邻区域的 无功平衡确定。

7.2.3变电站可供选择的无功补偿设备主要包括并联电容器

7.2.3变电站可供选择的无功补偿设备主要包括并联电容器、并

7.2.4高压并联电抗器（包括中性点小电抗）主要用于限制工频

过电压、降低潜供电流和恢复电压，并可补偿输电线路的充电功 率。当变电站近区电网局部短线路较多且不具备条件装设线路高 压电抗器和低压并联电抗器时，可根据电网结构，选择适当站点装 设母线可投切高压并联电抗器

7.2.5330kV及以上变电站投切一个无功设备分组所引起的变 玉器中压侧母线电压变动值不宜超过其额定电压的2.5%

7.2.5330kV及以上变电站投切一个无功设备分组所引起的变

7.3换流站无功补偿方案

7.3.1换流站应配备足够的容性无功补偿设备，其总容量应根据 换流站最大无功消耗、交流系统无功提供能力、无功设备备用需求 等因素计算确定。

7.3.1换流站应配备足够的容性无功补偿设备，其总容量应根

7.3.1换流站应配备足够的容性无功补偿设备，其总容量

7.3.2换流站最大无功消耗宜按直流系统正向、全压、双极额定

运行方式确定；功率反送运行方式不宜作为计算长距离直流输电 工程换流站无功补偿容量的必要方式，但背靠背联网直流工程应 考虑功率反送方式；直流过负荷方式下额外增加的无功消耗可利 用交流系统无功能力和备用无功补偿分组来平衡，直流工程对过 负荷能力有特殊要求的除外。

7.3.3换流站是否需要配置感性无功补偿设备及其容量需求应

7.3.3换流站是否需要配置感性无功补偿设备及其容量需求

7.3.4换流站最小无功消耗计算宜选择直流系统正常最小输送

7.3.5交流系统无功提供能力应以直流系统额定输送功率作为 基本运行方式进行计算，考虑换流站近区可能出现的机组最少开 机台数及换流站出线部分停运的方式，通过平衡计算提出交流系 统最小无功提供能力。

7.3.5交流系统无功提供能力应以直流系统额定输送功率作为

基本运行方式进行计算，考虑换流站近区全接线方式，并可合理计

基本运行方式进行计算，考虑换流站近区全接线方式，并可合理计 及近区运行发电机组的进相能力，通过平衡计算提出交流系统最 小无功吸收能力。

7.3.7无功小组分组容量的选择应综合考虑无功小组投切的影

响、换流站无功补偿总容量、滤波性能和设备布置等要求进行优 化，尽量减少组数；无功大组容量的选择应结合无功大组切除的影 响、无功小组的分组数量、大组断路器开断能力、滤波器类型和配 置要求、系统可靠性水平等因素综合确定。在换流站接入系统设 计阶段应提出系统对换流站无功分组容量的限制要求。

7.3.8换流站无功分组投切引起的交流母线电压变化应采用电

响、用户有电能质量要求的邻近公共连接点母线； 2切除一个无功大组，即所有连接在这个大组中的电容器分 组和滤波器分组都被同时切除，是一种非正常方式。一个无功大 组的切除，无论是断路器误动还是由于保护动作，都不应导致直流 系统发生闭锁故障。若失去一个无功大组后对换流站无功平衡及 滤波性能产生较大影响，可以采取降低直流输送功率的办法，但不 应阶跃降低功率。

7.3.9换流站所装设的容性无功补偿装置可采用电容器组与交

7.3.9换流站所装设的容性无功补偿装置可采用电容器组与交 流滤波器合并配置，为满足滤波要求的设计为滤波器，其余设计为 电容器。换流站所有电容器分组宜选择同样的额定容量；考虑到 无功补偿配置方案的整体经济性，也可研究采用交流滤波器选择 较小分组容量的方案

高压电抗器，或结合站用电设计在站用变低压侧装设低压电抗器。

8.1.1潮流计算的目的是校核推荐接入系统方案下电网潮流的

8.1.1潮流计算的目的是校核推荐接人系统方案下电网潮流的 合理性，确定运行电压水平，为选择设备主要参数及线路导线截面 等提供依据，并可为其他计算提供基础

8.1.2潮流算应根据工程投运对原有电网结构的影响程度选

两种运行方式；对于水电比重大的电力系统，宜计算丰大、丰小、枯 大、枯小四种运行方式；若调峰引起电网潮流变化较大时，还应计 算相应的调峰运行方式。

8.1.4应根据各种典型运行方式下的电压水平确定换流站交流 母线的正常运行电压水平。

8.1.4应根据各种典型运行方式下的电压水平确定换流站交流

.1.5合理的电网潮流应符合下列

8.2.1稳定计算的目的是校核推荐接入系统方案是否满足电力 系统安全稳定运行的要求，分析是否需要改进电网结构或提出其 他提高稳定的措施，并可为工程相关性能要求提供依据。 8.2.2当稳定水平较低时，应分析原因，研究提高电网稳定水平

8.2.2当稳定水平较低时，应分析原因，研究提高电网稳定水 的措施。

8.2.3在换流站接入系统设计中，应通过稳定校核计算提出对直

流系统过负荷能力的要求，确定换流站交流母线运行电压及运行 频率的波动范围

8.2.4应进行暂态稳定计算，必要时应进行动态稳定计算。

8.2.4应进行暂态稳定计算，必要时应进行动态稳定计算。

8.2.5智态稳定计 系统女主德定守 则》DL755中第一道防线的故障形式为主，必要时可对第二道、第 三道防线的故障形式进行校核。

则》DL755中第一道防线的故障形式为主，必要时可对第二道

8.3.1交流输变电工程中应进行最大短路电流计算，直流输电工 程中应进行最大短路电流和最小短路比计算。最大短路电流水平 计算主要用以选择新增电气设备短路电流水平，校验现有设备的 适应性；最小短路比是直流工程设备参数设计的基础输入指标 之一

1 应选择全开机和全接线的运行方式； 2 计算水平年宜按设备投运后5年～15年的系统发展规划 考虑； 3 应计算与本工程有关的各主要枢纽点最大三相和单相短 路电流；

8.4.2调相调压计算应考虑设计水平年各种典型工况下的正常

8.4.3宜通过大负荷下不同季节或不同发电工况下的运行方式 计算校核容性无功补偿设备配置是否合理，通过小负荷下不同季 节或不同发电工况下的运行方式计算校核感性无功补偿设备配置 是否合理。

8.4.4经调相调压计算，当变电站（换流站）母线运行电压不符合

电压质量标准时，应研究增加无功补偿设备以满足电压质量标准； 在增加无功补偿设备无效果或不经济时，可建议选用有载调压变 压器。

5.1工频过电压（暂时过电压）计算的目的是验算与变电站（换

8.5.1工频过电压（暂时过电压）计算的目的是验算与变

流站）连接的330kV及以上电压交流线路的工频过电压水平，为 变电站（换流站）交流出线是否需要安装高压并联电抗器提供 依据。 8.5.2工频过电压计算方式的选取可参考现行行业标准《电力系 统设计技术规程》DL/T5429的要求

8.5.3工频过电压计算故障型式宜取线路一侧发生单相接地三 相跳开和无故障三相跳开两种情况。根据工程具体情况，必要时 可增加其他故障形态下的工频过电压计算

8.5.3工频过电压计算故障型式宜取线路一侧发生单相接地

合现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规 范》GB/T50064和《1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝 缘配合》GB/T24842的规定

8.5.5限制工频过电压的措施主要是装设线路高压并联电抗器，

8.5.5限制工频过电压的措施主要是装设线路高压并联电抗器，

330kV及以上电压交流线路的潜供电流及恢复电压水平，为线路 高压并联电抗器是否装设中性点小电抗和能否采用单相快速重合 闸提供依据

8.5.7潜供电流的计算方式及允许值可参考现行行业标准《电力

系统设计技术规程》DL/T5429的要求

接小电抗，也可采用快速单相接地开关或良导体架空地线的措施， 应根据系统特点结合其他方面的需要进行论证

8.6.1发电机接上容性负荷后，在系统参数谐振条件下，容易发 生发电机端电压与负载电流同时上升的现象，即发电机自励磁。 当系统运行条件具备产生发电机自励磁的可能时，应对相关机组 进行自励磁校核计算

8.6.2工程接入系统设计阶段应对发电机组是否产生同步自励 磁进行初步判断，若发电机组存在产生自励磁的可能，应明确在工 程下一阶段需对发电机组自励磁问题进行电磁暂态仿真专题研 究，提出抑制措施。

8.6.3若送端换流站交流母线近区有火电电源接入，在换流站接

入系统设计阶段，应对整流站近区汽轮发电机组的次同步振

8.6.4对汽轮发电机组是否会发生次同步振荡的初步判断可采

用机组的影响系数法，一般情况下，当机组影响系数UIF；<0.1 时，直流系统对发电机组影响小，不会发生次同步振荡；如果UIF 值接近或大于0.1，则该机组存在发生次同步振荡的风险，应列专 题进行深入研究。

8.6.5对于交、直流并联运行系统，应分析交、直流电网间的相互 影响，必要时应对送端换流站直流孤岛运行方式进行校核计算，提 出系统对直流孤岛运行方式的要求

8.6.5对于交、直流并联运行系统，应分析交、直流电网间的相互

8.6.6直流孤岛运行方式校核计算的内容应包括下列内容：

孤岛系统稳定水平校核计算； 2 无功分组投切引起的电压波动计算： 3直流双极闭锁引起的工频过电压计算。 8.6.7 针对校核计算发现的问题，可从系统角度提出初步的机网

9.1交流变电站主要设备及参数

9.1.1交流变压器选择及参数应符合下列规定： 1变电站近、远期主变压器台数和容量选择，应综合考虑变 电站供电需要和可靠性要求等因素；结合系统潮流和变电站建成 后5年～10年的负荷发展情况，合理确定本期变压器容量及组 （台）数；考虑远期10年～20年的负荷发展情况，提出变电站的终 期规模及变压器组（台）数；并应从全网出发，推行系列化、标准化； 负荷密度大、站址紧张的地区宜选用大容量变压器； 2变电站同一电压网络内任一台变压器事故时，其他元件不 应超过事故过负荷的规定。凡装有2组（台）及以上主变器，其中 1组（台）事故停运后，其余变压器的容量应保证该站在全部负荷 70%时不过载； 3变压器额定电压应结合系统结构、变压器所处位置、系统 运行电压水平、无功电源分布等情况进行优化选择；降压变压器高 压侧额定电压宜与所处系统运行电压相适应，宜选用1倍～1.05 倍系统标称电压，中压侧额定电压宜选用1.05倍～1.1倍系统标 称电压，低压侧额定电压宜选用1.0倍～1.05倍系统标称电压； 4500kV及以上电压等级变压器宜选用无励磁调压型，经 调压计算论证确有必要且技术经济比较合理时，可选用有载调压 型。无励磁调压变压器抽头宜选用土2×2.5%，有载调压变压器 抽头宜选用土8×1.25%； 5变压器各侧短路阻抗应根据电力系统稳定、无功平衡、电 压调整、短路电流、变压器间并联运行方式等因素进行综合考虑； 6330kV及以上变压器中性点应直接接地或经低阻抗

接地； 7可根据短路电流限制要求，确定变压器中性点小电 参数。

1应结合远景年高压、中压侧短路电流计算，确定新增断路 器遮断容量要求；结合工程投运年短路电流计算，校验现有断路器 是否需要更换； 2应依据运行方式、潮流分析等，确定母线通流容量和电气 设备额定电流水平； 3应根据限制工频过电压、潜供电流，防止自励磁、无功补偿 等要求，确定高压并联电抗器型式（固定或可控）、容量、台数、额定 电压及装设地点（包括中性点小电抗参数）；根据分层分区无功平 衡结果，结合调相调压计算，确定远期和本期低压无功补偿装置型 式、分组数量、分组容量。

1系统对变电站电气主接线的要求应结合变电站在电力系 统中的地位和作用、建设规模、接人系统方案及分期建设情况等提 出，应能满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于 扩建等要求； 2应依据系统运行可靠性及变电站近远期出线需要，提出变 电站出线排序要求。

9.2.1直流系统性能应符合下列规定： 1直流输电工程的额定运行参数包括长期连续运行时的额定 运行功率、额定工作电压、额定工作电流等，应由直流系统设计输送 容量及输电电压等级确定。为防止直流电流出现断续现象，LCC直 流系统的最小直流电流限值不宜小于额定直流电流的10%； 2直流系统的过负荷能力可分为连续过负荷能力、短期过负

荷能力和暂时过负荷能力。若在系统运行中对直流系统的过负荷 能力有特殊要求，可通过研究提出； 3含有直流输电线路的直流工程需具备降压运行能力，在直 流降压70%、80%电压额定值下的输送功率宜达到70%、80%功 率额定值； 4对正、反两方向均有功率输送要求的直流输电工程，应对 功率反送能力提出明确要求，在设备参数选择、无功配置等方面应 按照满足正、反两方向输送功率的要求进行设计； 5在换流站接入系统设计阶段，宜结合所设计直流的自身特 点及交流系统运行环境，提出直流输电工程需要具备的附加控制 功能要求，包括功率调制功能、交流系统频率控制功能、交流系统 电压控制功能、功率提升/功率回降功能等； 6应根据系统需要以及直流工程的具体情况，提出对直流系 统运行方式的要求； 7应结合现有直流工程运行实际，提出对直流系统可靠性指 标要求

9.2.2换流站电气主接线应符合下列规定：

1交流场主接线应结合换流站在电力系统中的地位、直流输 电工程容量以及线路、变压器、滤波器等连接元件的数量、设备特 点等条件，从系统角度提出对换流站交流场电气主接线的建议，满 足可靠性、灵活性、经济性的要求； 2阀组接线应结合设备制造水平和大件运输条件，从提高直 流输电系统可靠性与可用率、节省占地、减少设备数量、节约投资 的角度，对直流换流站阀组接线提出要求； 3直流场主接线应从提高直流输电系统可靠性与可用率、满 足系统运行及设备检修等角度考虑，结合系统需要，对换流站直流 场主接线提出要求

9.2.3换流变压器主要技术参数应符合下列规定：

换流变压器的主要技术参数包括变压器容量、台数、额定

电压、接线组别、短路阻抗、分接头范围等； 2应根据换流变压器交流侧及直流侧的系统电压要求、变压 器容量、制造和运输条件、换流站布置要求以及经济性等因素综合 考虑，提出换流变压器型式选择以及相应的台数（含备用）、接线组 别的初步意见； 3换流变压器的短路阻抗选择应综合考虑限制短路电流、减 少直流系统谐波分量以及优化阀、滤波器和其他相关换流设备的 没计等方面因素，在换流站接入系统设计阶段，可从限制阀侧短路 电流、减少无功补偿总量角度提出对换流变短路阻抗选择的要求 和初步的短路阻抗选择范围； 4换流变压器阀侧电压、额定容量、档位设置应经计算确定； 5换流变压器分接头档距的选择应与换流器触发角正常波 动范围相配合； 6换流变压器分接头范围的选择与交流母线电压、直流电压 以及触发角、熄弧角的变化范围有关。在正常运行方式下，宜考虑 控制角在小范围内的正常波动，求得换流变分接头变化范围的最 低要求；若直流输电工程有降压运行的要求，则正分接头范围应在 降压运行的方式下计算，此时触发角、熄弧角可考虑较大的变化 范围。

10.1系统保护配置原则及要求

10.1.1一般规定： 1应根据现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》 GB/T14285等有关标准和电网公司继电保护配置规定及反措要 求，确定变电站或换流站线路保护、过电压保护、母线保护、断路器 失灵保护、短引线保护、远方跳闸保护、自动重合闸装置、故障录波 器、保护及故障信息管理子站、故障测距装置的配置原则及方案； 2双重化配置的线路保护、母线保护、高压并联电抗器保护 等应完全独立，即装置、组屏方式、TA和TV的二次回路、直流电 源、通信设备、跳闻线圈等不应有公用环节； 3换流站交流系统保护的配置及定值设定应与站内直流控 制保护协调配合； 4智能变电站系统保护的数据采集、网络通信、智能终端等 技术方案应按系统继电保护规范执行。

10.1.2线路保护应符合下列规定

1变电站或换流站每回交流出线应配置两套能反应各种类 型故障的、独立的全线速动主保护和完善的后备保护。后备保护 为三段式相间和接地距离保护，以及定时限和反时限零序过流保 护。通道条件具备时可优先配置光纤分相电流差动保护作为线路 主保护； 2对于同塔架设多回线路、短线路、高压电缆架空线混合线 路等，宜配置光纤分相电流差动保护。如没有光纤通道或迁回的 光纤通道时外墙标准规范范本，应使用传输分相通道命令的高频距离保护； 3换流站交流出线保护除应考虑系统振荡、充电电容、平行

线路、并联电抗器等电磁暂态特性的影响外，还应考虑直流系统产 生的谐波对保护的影响，宜采用光纤分相电流差动保护作为线路 主保护； 4装设有串联补偿电容的线路和相邻线路，应考虑串补对继 电保护的影响，宜采用光纤分相电流差动保护作主保护，并设置能 适应串补的完善的后备保护； 5对于T接、元接线路，线路保护配置应与对侧已有保护 一致； 6对长度小于30km的线路，宜采用光纤分相电流差动保护 作主保护，保护通道可采用专用光纤芯； 7每回线路的两套线路保护应采用不同路由的通信通道传 输保护信号，优先采用光纤数字通道； 8根据系统过电压的要求，在相应的500kV及以上线路上 装设过电压保护。过电压保护应双重化配置，可集成在具备光纤 通道的线路保护装置中。过电压保护应根据电网运行管理规定 采取是否选择经本地断路器位置起动方式。过电压保护动作后应 跳开本侧相关断路器以及远跳线路对侧有关断路器。 10.1.3远方跳闸应符合下列规定： 1个半断路器接线的断路器失灵保护动作、高压侧无断路 器的线路并联电抗器保护动作、线路过电压保护动作、线路变压器 组的变压器保护动作、审补旁路断路器拒动等情况下应传送远方 跳闸命令，远跳线路对侧断路器切除故障； 2远方跳闻功能应双重化配置，宜利用线路保护通道传送远 方跳闸命令，可采用“一取一”加就地故障判别的跳闸逻辑。就地 敌障判别装置应双重化配置，宜分别与两套线路保护合并组屏； 3远方跳闻及就地故障判别功能可集成在具备光纤通道的 线路保护装置中。 10.1.4自动重合闻应符合下列规定：

架空线路及电缆与架空混合线路，应配置自动重合闸装

置，可实现三相重合、单相重合、禁止重合和重合停用方式。对电 力系统安全稳定水平影响较大的同塔双回线路，可考虑采用按相 自动重合闸方式； 2对一个半断路器、角形、外桥接线形式，重合闸应按断路器 配置，与线路相连的两台断路器配置自动重合闸装置，且能方便地 整定为一台断路器先重合，另一台断路器待第一台重合成功后再 重合，主变压器母线侧、换流变母线侧、母线电抗器断路器不设重 合闸； 3对单、双母线、内桥接线形式，重合闸可包含于线路保护装 置内。 10.1.5断路器保护应符合下列规定： 1对一个半断路器接线形式，每台断路器应配置一套断路器 保护和一套操作箱，断路器保护中应包含断路器失灵保护、三相不 一致保护、充电保护、死区保护等功能。断路器失灵保护动作除应 跳开本侧相邻断路器外，还应利用远方跳闸通道，使线路对侧相关 断路器跳闻。断路器保护装置中可集成自动重合闸功能； 2对双母线接线形式，宜采用母线保护装置中集成的断路器 失灵保护功能，失灵保护与母线保护共用出口； 3对角形、桥形接线形式，可参照一个半断路器接线配置断 路器保护。 10.1.6短引线及T区保护应符合下列规定： 1对一个半断路器接线，如果进出线带有隔离开关，应设置 独立的短引线保护。角形、桥形接线可参照一个半断路器接线配 置短引线保护； 2对一个半断路器接线，如果线路保护采用线路进出线、变 压器进出线上的单独TA时，应设置独立的T区保护，保护串上 两个TA与线路TA之间的T型引线； 3短引线保护或T区保护应按双重化配置，宜按串单独 组屏。

1对一个半断路器接线，如果进出线带有隔离开关，应设置 独立的短引线保护。角形、桥形接线可参照一个半断路器接线配 置短引线保护； 2对一个半断路器接线，如果线路保护采用线路进出线、变 压器进出线上的单独TA时，应设置独立的T区保护，保护串上 两个TA与线路TA之间的T型引线； 3短引线保护或T区保护应按双重化配置，宜按串单独 组屏。

辅助软件10.1.7母线保护应符合下列规

10.1.7母线保护应符合下列规定： 1对一个半断路器接线形式，每组母线应配置两套高速、灵 敏的微机型母线差动保护，母线保护不设电压闭锁元件。每套母 线保护应具有边断路器失灵经母线保护跳闸功能； 2对双母线接线形式，母线应配置两套高速、灵敏的微机型 母线差动保护。每套母线保护包含失灵保护功能，失灵保护与母 线保护共用出口，母线保护应设有复合电压闭锁功能

1高压并联电抗器应配置双重化微机型主、后备保护一体化 的电气量保护和一套非电量保护。主保护包括差动保护、零差保 护及匝间保护，后备保护包括过流保护、零序过流保护及过负荷 保护； 2若并联电抗器无高压侧出口断路器，高抗保护动作除出口 挑闸本侧线路断路器外，还应通过远方跳闻方式使线路对侧断路 器跳闸切除故障