NB／T 10679-2021标准规范下载简介：

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NB／T 10679-2021 混合直流输电控制与保护设备技术要求.pdf

上述部位应能承受频率为50Hz、历时1min的工频耐压试验而不出现绝缘击穿、 络及元器件 放出厂试验时，允许试验历时缩短为1s，但此时试验电压应提高10%。

4.1.4.3冲击电压

试验部位如下： a）各电路对外露的导电件（相同电压等级的电路互联）； b）各独立电路之间（每一独立电路的端子互联）。 上述部位应能承受标准雷电波1.2/50μs的短时冲击电压试验。试验电压的峰值为1kV（额定绝缘电 玉不大于.63V）或5kV（额定绝缘电压大于63V）。 承受冲击电压试验后，设备主要性能指标应符合企业产品标准规定的出厂试验项目要求。试验过程 中，允许出现不导致绝缘损坏的闪络SL 174-2014 水利水电工程混凝土防渗墙施工技术规范，如果出现闪络，则应复查绝缘电阻及介质强度，此时介质强度试 验电压为规定值的75%。

4.1.5气候环境耐受性能

竞耐受性能要求应符合GB/T14598.2—2011中6.

设备的气候环境耐受性能要求应符合GB/T14598.2—2011中6.12.3的规定。

4.1.6.1振动（正弦）

设备应具有承受GB/T145371993中4.2规定的严酷等级为1级的冲击响应和冲击耐受证

4.1.7电磁兼容性能

4.1.7.1外壳端口抗扰度要求

设备外壳端口抗扰度要求见表2。

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4.1.7.2辅助电源端口抗扰度要求

设备辅助电源端口抗扰度要求见表3。

表3辅助电源端口抗扰度

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4.1.7.3通信端口抗扰度要求

设备通信端口抗扰度要求见表4。

设备输入和输出端口抗扰度要求见表5。

表5输入和输出端口抗扰度

4.1.7.5功能地端口抗扰度要求

设备功能地端口抗扰度要求见表6

表6功能地端口抗扰度

4.1.7.6电磁发射要求

设备外壳端口应符合GB/T14598.26一2015中5.1规定的辐射发射限值要求，捕助电源端口应付合 GB/T14598.26一2015中5.2规定的传导发射限值要求，

4.1.8结构及外观要求

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4.1.8.1设备的金属零件应经防腐蚀处理。所有零件应完整无损，设备外观应无划痕及损伤。 4.1.8.2设备零部件、元器件应安装正确、牢固，并实现可靠的机械和电气连接。 4.1.8.3同类设备的相同功能的插件、易损件应具有互换性，不同功能的插件应有防误插措施

4.1.9.1外壳防护（IP代码）

备应有外壳防护，防护等级为GB/T4208一2017规定的IP20或IP50（有要求时）。

4.1.9.2电击防护

设备的电击防护应符合GB/T14598.27—2017中5.1的却

4.1.10.1设备完成调试后，出厂前应选择以下方式之一进行连续通电试验： a）常温条件下设备整机连续通电100h，或组成设备的功能组件在连续通电100h后整机再连续通 电24h； b）40℃条件下设备整机连续通电72h，或组成设备的功能组件在连续通电72h后整机再连续通电 24h。 4.1.10.2通电试验期间及试验结束后，设备工作应稳定可靠，动作行为、信号指示应正确，无元器件损 坏、软件运行异常或其他异常情况出现。

4.2.1.1控制设备应采用模块化、分层分布式、开放式结构，应采用合理的软硬件设计方案，具有良好 的可扩展性能。 4.2.1.2控制设备应能实现混合直流输电系统运行所需要的各种控制功能，控制设备的体系结构、功能 配置和总体性能应与工程的主回路结构和运行方式相适应，保证混合直流输电系统的安全稳定运行，并 满足系统可用率的要求。 4.2.1.3控制设备应采用双重化穴余设计，控制设备的测量回路、信号输入输出回路和通信回路等应完 全独立。备用系统应实时跟随主系统的关键控制信息，以保证主系统和备用系统之间平滑稳定切换。 4.2.1.4控制设备的自诊断覆盖率应达到100%，即自诊断功能应能覆盖包括控制保护主机、电源、测 量回路、输入输出回路、通信回路、所有的硬件和软件模块在内的整个设备和接口。应根据故障严重情 况采取报警、系统切换等措施，并能提供足够的信息使故障定位到最小可更换元件。 4.2.1.5控制设备所采用网络的抗干扰能力、传输速率及传输距离应满足现场运行环境及控制性能的 要求。 4.2.1.6控制设备宜根据功能划分为远动通信系统、运行人员控制系统、交直流站控系统、直流极控系 统、换流器控制系统、多端协调控制系统等。 4.2.1.7控制设备应具备与稳定控制系统（如有）的协调配合功能，并根据应用需求配置与其他直流系 统的功率协调控制功能。

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4.2.2远动通信系统

4.2.2.1一般要求

远动通信系统的总体功能和性能要求应符合GB/T18700（所有部分）的相天规定。

4.2.2.2 功能要求

远动通信系统应具备以下功能： a）采用标准的接口和规约，满足规定的信号传输要求； b 远动工作站对各调度中心的遥控操作具有返校功能； c） 远动工作站具备对时功能； d) 远动工作站在软件发生故障，以及失电后电源恢复时，具备自动重启功能； 远动工作站具备就地监视功能（如运行情况显示、记录及打印），方便设备运行和维护

4.2.3运行人员控制系统

4.2.3.1一般要求

4.2.3.2功能要求

4.2.3.2.1监视功能

4.2.3.2.2数据处理、运算和存储

4.2.3.2.3数据通信接口

数据通信接口应具有与直流控制、直流保护、交流保护、故障求波、时钟问步系统、 辅助系统等子系统及其他相关系统交换数据的能力；宜采用DL/T860（所有部分）或DL/T667规定的 相关通信协议。

4.2.3.2.4控制调节功能

控制调节功能应包括，但不限于以下内容： a) 直流系统的启动/停运控制； b) 直流系统的状态控制； c）运行过程中的运行人员控制； d）换流站内主设备及其辅助系统的操作控制

4.2.3.2.5人机界面功能

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大机界面功能应包括，但不限于以下内容： a) 图形功能； b 报警功能； c） 趋势浏览； d)报表和打印。

4.2.3.2.7数据库

.2.3.2.8用户权限管理功能

运行人员控制系统应能管理、添加、删除用户并分配用户操作权限

运行人员控制系统应能管理、添加、删除用户并分配用户操作权限。

4.2.3.2.9基本防误操作功能

a）不满足联锁条件下的断路器、隔离开关和接地开关的分合操作； b）不满足顺序控制条件下的顺序控制操作

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4.2.3.2.10系统的维护和自诊断功能

运行人员控制系统的维护和自诊断功能如下： a）运行人员控制系统应提供图形页面维护、报表维护、曲线维护、数据库维护等灵活方便的维护 工具； b）运行人员控制系统应具有自诊断功能，能够诊断系统通道和网络故障。

4.2.3.2.11换流站文档管理系统

运行人员控制系统可提供一个文档管理系统，负责文档分区、安全防护、存储、管理整个换流站的 全套设计资料，并提供便捷、友好的人机对话方式和数据库查询、检索功能，方便用户调用和查询这些 资料文档。

4.2.3.2.12培训仿真系统（选配）

培训仿真系统的功能如下： a）培训仿真系统用于实现运行人员培训功能，培训仿真系统由系统培训工作站和仿真模拟装置组 成，能够在培训工作站上模拟运行人员操作，包括运行和故障时的处理操作，以模拟实现混合 直流系统所有可能需要的运行人员操作； b 在培训工作站上所进行的所有操作不应对整个实际直流工程运行和控制保护系统产生任何作用 和影响。

4.2.4交直流站控系统

4.2.4.1一般要求

4.2.4.2功能要求

4.2.4.2.1一般控制功能

交直流站控系统应能接收来自运行人员或远方调度的控制命令，协调交流电网与直流输电系统的控 制关系，并完成相应的交、直流场断路器、隔离开关的操作，以及直流系统的顺序控制、辅助系统的控 制等操作。

2.4.2.2控制位置的分层

设备的所有控制功能应在远方调度中心、换流站主控室、就地控制位置和设备就地这4个级别来完 成；设备控制功能的优先级应设计为分层结构上越低的位置，其控制优先级越高。运行人员发出的手动 操作命令的控制优先级别应高于正在执行过程中的自动顺序控制操作。 交直流站控系统应具有可靠的逻辑，保证在任何时刻只能接收同一个命令源产生的命令，并能够随 意切换。

4.2.4.2.3联锁功能

所有控制操作，应设计有安全可靠的联锁功能，联锁功能应禁正任何可能引起不安全运行的控制探 作的执行，以保证设备的正常运行和运行人员的安全。联锁包括硬件联锁和软件联锁，其中硬件联锁包 括机械联锁、电磁联锁和电气联锁：软件联锁在交直流站控的软件中实现。

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联锁范围包括： a）直流开关场； b）换流变压器、换流器及阀厅； c）交流开关场； d）辅助系统。 联锁功能应能在各个操作层次实现，运行人员在任一控制层对设备进行操作时，联锁均应起作用。 对于运行检修或紧急情况操作，联锁功能应具备就地投退手段

4.2.4.2.4顺序控制

顺序控制主要是为直流系统中换流站站内或站间协调运行所需的断路器（隔离开关）的分/合操作、 换流阀的解锁/闭锁、运行方式的转换、控制方式的转换等操作提供自动执行功能。顺序控制应能由运行 人员在运行人员工作站上通过站控系统或在站控主屏上手动启动，两者的优先级别为后者高于前者。 顺序控制应满足以下功能： a）直流系统正常顺序控制的动态过程中，联锁应避免除保护外的其他操作或影响顺序控制的可能性； b） 顺序控制失败或系统处于非正常状态时，联锁应中止顺序控制，停止后续操作； 顺序控制中止后，控制系统应可以允许运行人员手动进行后续操作，暂停后，可选择返回顺序 控制初始状态或在一定时间后，确认系统恢复正常，继续完成后续操作

4.2.4.2.5充电控制

VSC任锁 换流器与交流系统（或直流系统）通 阻相连，以抑制充电瞬间的过电流 各将启动电阻旁路

4.2.4.2.6无功功率控制

无功功率控制是控制与换流站相连的交流网络的性能，控制参数一般为交流侧母线电压，或换流站 与交流系统交换的无功功率。 对于LCC换流站，主要通过投切交流滤波器实现无功功率控制目标，同时，无功功率控制功能可与 极控系统的角度控制相配合，保证在直流系统各种主回路接线和运行方式下，交直流系统无功交换的平 衡和基本的滤波特性得到满足。

4.2.4.2.7单站在线投/退控制（如有）

在接收到单站在线投/退控制指令时，通过多端直流输电系统不同站之间的协调控制可实现快速 投退控制过程。

4.2.4.2.8控制模式选择

交直流站控系统应满足混合直流输电系统在各种电网工况下的正常运行。在系统工况允许的情况 控制方式可通过工作人员在运行人员工作站下达。在系统工况发生变化导致运行控制方式改变 流站控系统应能够自动检测并可执行相应 式的平滑切换且不触发保护

4.2.4.2.9数据采集与监视功能

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到运行人员控制系统和远动通信系统。

4.2.5直流极控系统

4.2.5.1一般要求

直流极控系统配置和性能要求应符合GB/T22390.3一2008中4.3和4.4的规定。

4.2.5.2功能要求

针对具有两个独立极的双极直流输电系统，应按照双极层和极层进行功能配置。在设备配直工，可 以配置独立的双极层控制设备，也可以将双极控制功能集成在极层控制设备内。双极控制要求如下： a 双极有功功率控制应考虑双极有功功率的协调配合，使得在双极直流系统的各种运行方式下有 功功率在每个极之间正确分配。双极功率控制应具有手动控制和自动控制两种控制方式。 b 不同运行方式下，双极交流电压/无功功率控制功能应实现无功功率在每个极之间正确分配。其 控制对象可以是交流侧母线电压或全站与交流系统之间交换的无功功率。 单、双极有功功率类控制模式转换、交流电压和无功功率控制模式转换应能平滑过渡，不应引 起系统保护动作和闭锁。 除了双极控制功能，极控制功能应包括，但不限于以下内容： a 极解锁、极闭锁时序控制； b） 无功功率控制； c 过负荷限制； d）紧急停运控制。 此外，对于LCC换流站的极控功能还应包括极功率和极电流控制、最小电流限制、电流裕度补偿、 低压限流控制、直流滤波器控制等功能。

4.2.6多端协调控制系统（如有）

4.2. 6.1一般要求

4.2.6.2功能要求

多端直流输电的直流控制系统应配置协调控制功能。在正常状态下应选择某一换流站作为唯一的定 直流电压控制站，其他换流站配合平衡多端直流系统的输入和输出功率，保证直流系统的电压、功率稳 定性。当无站间通信时，也应能保证系统各设备的安全。 当定直流电压控制的换流站退出运行时，其他换流站中应有一个换流站可以自动转为定直流电压控 制，承担平衡各站功率的作用，保障整个直流系统的电压功率稳定。

4.2.7换流器控制系统

4.2.7.1LCC的换流器控制系统

LCC换流站的换流器控制功能应包括，但不限于以下内容： a）直流电流控制； b）直流电压控制； c）关断角控制;

d）换相失败预测控制； e）换流变压器分接开关控制； f）换流器的解锁/闭锁顺序控制。

d）换相失败预测控制；

4.2.7.2VSC的换流器控制系统

VSC换流站的换流器控制功能应 a) 直流电压控制； b) 有功功率控制； c) 无功功率控制； d) 交流电压控制； e) 交流频率控制； f) 控制模式切换； g) 换流变压器分接开关控制。 保拍设备要求

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VSC换流站的换流器控制功能应包括，但不限于以下内容： a) 直流电压控制； b) 有功功率控制； c) 无功功率控制： d) 交流电压控制： e) 交流频率控制； f) 控制模式切换； g) 换流变压器分接开关控制。

4.3.2LCC换流站保护要求

4.3.2.1保护范围及分区

LCC换流站保护宜按照下述分区进行配置： 交流滤波器保护区：包括交流滤波器及其母线区域的设备。 b） 换流变压器保护区：包括换流变压器、换流变压器网侧与交流开关场相连的交流断路器之间区 域的设备。 ） 换流器保护区：换流变压器阀侧套管电流互感器至阀厅极线侧高压直流穿墙套管电流互感器及

换流站保护宜按照下述分区进行配置： 交流滤波器保护区：包括交流滤波器及其母线区域的设备。 英流变压器保护区：包括换流变压器、换流变压器网侧与交流开关场相连的交流断路器之间区 成的设备。 换流器保护区：换流变压器阀侧套管电流互感器至阀厅极线侧高压直流穿墙套管电流互感器及

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中性线侧低压直流穿墙套管电流互感器之间的设备。 直流极保护区：阀厅极线直流穿墙套管电流互感器至直流线路电流互感器，包括极母线、极中 性母线和中性母线开关等之间的设备。 e 直流双极保护区：从双极中线母线电流互感器到接地极连接点的双极公用连接区域以及其中的 开关等设备。 f）直流滤波器保护区：直流滤波器高、低压侧之间的设备。 g）直流线路保护区：两侧换流站直流进线和出线上电流互感器之间直流输电线路区域的设备。 LCC换流站典型的保护分区如图1所示。

4.3.2.2保护功能配置

4.3.2.2.1交流滤波器保护区

对于交流滤波器保护区，可根据工程需要选择配置以下保护功能： a）交流滤波器母线差动保护； b）交流滤波器母线过电压保护； c）交流滤波器差动保护； d）交流滤波器电容器不平衡保护； e）交流滤波器过电流保护：

图1LCC换流站典型保护分区示意图

f) 交流滤波器零序电流保护； g) 交流滤波器电容器过负荷保护； h) 交流滤波器电抗谐波过负荷保护： 交流滤波器电阻谐波过负荷保护； i 交流滤波器失谐监视； k）交流滤波器小组断路器失灵保护。

4.3.2.2.2换流变压器保护区

对于换流变压器保护区，可根据工程需要选择配置以下保护功能： a) 换流变压器及引线差动保护； 换流变压器差动保护； c) 换流变压器绕组差动保护； d) 换流变压器引线差动保护； e) 换流变压器过电流保护； f) 换流变压器过电压保护； g) 换流变压器过励磁保护； h) 换流变压器过负荷保护； i) 换流变压器零序过电流保护； j) 换流变压器零序差动保护； k) 换流变压器饱和保护； 1) 换流变压器非电量保护

4.3.2.2.3换流器保护区

对于换流器保护区，可根据工程需要选择配置以下保护功能： a 换流器差动保护； b) 换流器过电流保护； c) 阀短路保护； d) 换相失败保护； e 换流器旁通开关保护； f) 换流器旁通对过负荷保护； g）换流器直流过电压保护； h)# 换流变阀侧中性点偏移保护

4.3.2.2.4极保护区

对于直流极保护区，可根据工程需要选择配置以下保护功能： a） 极母线差动保护； b） 极中性母线差动保护； c） 直流谐波保护； d）直流过电压保护； e）直流低电压保护； f）中性母线冲击电容器过电流保护； g）极差动保护； h）接地极线开路保护：

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i）中性母线开关保护； j) 阀组连接线差动保护； k）高速并联开关保护。

4.3.2.2.5双极保护区

对于直流双极保护区DB36T 1180-2019 电子证照共享服务系统对接技术规范，可根据工程需要选择配置以下保护功能： 双极中性母线差动保护； b) 站内接地过电流保护； c 后备站接地过电流保护； d) 站内接地开关保护； e) 金属回线接地保护； f) 金属回线纵差保护； g 金属回线横差保护； h) 金属回线转换开关保护； i) 后备金属回线转换开关保护； j) 大地回线转换开关保护； k) 后备大地回线转换开关保护； 1) 接地极线差动保护； m) 接地极线过电流保护； n） 接地极线不平衡保护

4.3.2.2.6直流滤波器保护

对于直流滤波器保护区，可根据工程需要选择配置以下保 切能： a）直流滤波器差动保护； b）直流滤波器不平衡保护： c）直流滤波器高压电容器接地保护； d）直流滤波器电抗过负荷保护： e) 直流滤波器电阻过负荷保护； 直流滤波器失谐监视； 直流滤波器过电压保护； h）直流滤波器过电流保护。

SN/T 3098-2012 镀锌板环境性能评价方法3.2.2.7直流线路保护

对于直流线路保护区，可根据工程需要选择配置以下保护功能 a）直流线路行波保护； b）直流线路电压突变量保护； c） 直流线路低电压保护； d）直流线路纵差保护； e 交直流碰线保护； f）汇流母线差动保护（多端系统）。

4.3.2.3保护性能要求