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DLT 2088-2020 直流接地极线路绝缘配合技术导则.pdf6.2.1换流站直流侧中性母线典型的避 如图2所示， 包括中性母线阀侧避雷器、中性母线线 路侧避雷器、接地极引线避雷器、金属回线避雷器、保护中性母线平波电抗器的避雷器。
图2换流站直流侧中性母线典型的避雷器配置
6.2.2对于接地极线路单独架设的情况，接地极引线避雷器对操作过电压进行限制， 井能承受由直流 侧接地故障引起的操作过电压能量。 6.2.3换流站中性母线一般配置有冲击电容器，可降低操作过电压的幅值和陆度
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GJB 6224-2008 野外烟幕对可见光有效遮蔽面积试验方法7雷电过电压及限制措施
接地极线路的雷击闪络主要由反击和绕击引起。对于接地极线路和直流输电线路同塔架设的 杆塔高度的显著增加会提高其引雷作用，反击概率会高于单独架设的情况。 接地极线路上的雷电感应过电压的幅值一般不超过400kV，造成绝缘击穿的概率较低，
7.2.1接地极线路一般采用单根避雷线保护，在雷电活动强烈的地区可增加避雷线或减小保护角。 7.2.2对于雷电活动强烈的地区，可安装线路避雷器以减小雷击闪络率。 7.2.3降低杆塔接地电阻可减小反击概率。但直流续流的大小受杆塔接地电阻影响，接地电阻越小 直流续流越大，电弧熄灭越困难。因此杆塔接地电阻不应降低过多，以免增加电弧熄灭难度。 7.2.4为防止绝缘击穿后电弧烧蚀绝缘子，绝缘子串宜加装招弧角。
8.1.1接地极线路绝缘应符合现场污移度等级下耐受运行电压的要求。 8.1.2接地极线路在操作过电压下绝缘闪络后会产生直流续流，须进行操作过电压绝缘配合。对于接 地极线路单独架设的情况，接地极线路绝缘应能承受接地极引线避雷器的操作残压。对于接地极线路 和直流输电线路同塔架设的情况，接地极线路绝缘应能承受可能出现的最大操作过电压。 8.1.3接地极线路在雷电过电压下绝缘闪络后，只有在单极大地运行和双极大地不平衡运行这两种极 少出现的运行方式下才会产生直流续流，且雷电过电压的幅值具有随机性，高幅值雷电流下的绝缘击 穿难以避免，因此招弧角或绝缘子串的绝缘强度不宜以雷电过电压确定。 8.1.4接地极线路的绝缘配合应留有裕度，并力争全伏秒特性配合。 8.1.5接地极线路绝缘的操作冲击试验电压波形宜按工程预测值考虑。本文件取波前时间为250μs， 波尾时间为2500μS。 8.1.6本文件中接地极线路的绝缘配合公式，适用于海拔0m地区。当接地极线路所在地区海拔高于 Dm时，应根据GB/T50064进行校正。
8.2.1操作过电压的绝缘配合
操作过电压的绝缘配合方法宜参考GB/T311.3。 对于招弧角和未安装招弧角的绝缘子串，正极性操作冲击电压50%放电电压U。应符合 求：
US 对于单独架设的接地极线路，为接地极引线避雷器操作冲击保护水平；对于同塔架设的 情况，则为过电压幅值的最高值，kV。 C 标准偏差，取0.06。 K 海拔校正系数。
Usp 一对于单独架设的接地极线路，为接地极引线避雷器操作冲击保护水平；对于同塔架设的 情况，则为过电压幅值的最高值，kV。 a 标准偏差，取0.06。 海拔校正系数。
K，一一安全因数，取1.05。 风偏后操作过电压下导线对杆塔空气间隙的正极性操作冲击电压50%放电电压U,应符合式 要求。风偏计算用风速可取基本风速折算到导线平均高度处风速的50%，但不宜低于15m/s。
K，一一塔头空气间隙操作过电压配合系数，取1.1。 招弧角、绝缘子串和空气间隙在操作过电压下的正极性操作冲击电压50%放电电压，宜采用 搭或构架的放电电压试验数据，也可参考附录C中的试验数据。
8.2.2雷电过电压的绝缘配合
为保证在雷电过电压下招弧角先于被保护绝缘子串放电，招弧角的空气间隙距离应小于85%的绝 缘子串干弧距离。 风偏后导线对杆塔空气间隙的正极性雷电冲击电压50%放电电压，可选为绝缘子串相应电压的 85%。雷电过电压下风偏计算用风速，对于基本风速折算到导线平均高度处风速不小于35m/s时宜取 15m/s，否则宜取10m/s。
8.2.3考虑污秽情况的直流运行电压的绝缘配合
绝缘子在现场污移度等级下的直流运行电压的绝缘配合，应采用污耐压法或爬电比距法 核。
9.1.1接地极线路绝缘闪络后，通过接地极入地的直流运行电流在闪络点被分流，如图3所示。直流 续流的大小与闪络位置、杆塔接地电阻及架空地线的连接情况密切相关，其最大值可达总入地电流 的80%
图3直流续流等效电路
短时间内烧蚀招弧角电极和绝缘子，进而引发掉串、断线事故。宜在招弧角设计和直流控制保护中采 取措施，以防止绝缘闪络后直流续流造成的故障扩大。
9.2.1由于直流电弧无过零点，因此不宜依靠招弧角使电弧自然熄灭。
9.2.1由于直流电弧无过零点，因此不宜依靠招弧角使电弧自然熄灭。
9.2.2招弧角应能保证：
.2招弧角应能保证： 1）在雷电过电压下先于绝缘子串闪络； 2）直流电弧沿着招弧角电极向外转移到电极端部，从而保护绝缘子不被电弧灼烧损伤。 招弧角典型结构见附录D。
a）接地极线路电流差动保护； b）接地极线路电流不平衡保护。 3.2接地极线路电流差动保护和接地极线路电流不平衡保护动作后，直流控制系统宜采取如下动作 略： a）直流系统双极运行时，若接地极线路保护动作，则控制系统宜进行极平衡操作。 b）直流系统单极运行时，若接地极线路保护动作，则控制系统宜进行移相重启操作，移相重启 后，接地极线路保护复归，直流保持正常运行，反之则闭锁直流系统，
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附录A （资料性） 各故障工况下接地极线路操作过电压的典型算例分析
接地极线路操作过电压可以由多种故障工况引起，应选择其中最严苛的情况进行绝缘配合。根据 理论分析和运行经验，换流站直流侧接地故障产生的接地极线路过电压一般具有最大值。本附录给出 了土800kV直流输电工程的典型算例，对比了各故障工况下的整流侧接地极线路过电压幅值。
用作算例分析的直流系统如图A.1所示。系统在故障前为双极全压运行方式。接地极线路的过电 玉测量点为换流站出口处
算例模型参数如下： a）极母线平波电抗器：150mH； b）中性母线平波电抗器：150mH c）中性母线电容器：17μF； d）输电线路长度：1500km； e）接地极线路长度：100km。 直流滤波器调谐频率为2/39和12/2 换流站直流侧接地故障考虑故障点 障者虑3个位置，分别是整流侧换
A.1土800kV直流输电系统算例的接线与故障
算例模型参数如下： a）极母线平波电抗器：150mH； b）中性母线平波电抗器：150mH c）中性母线电容器：17μF； d）输电线路长度：1500km； e）接地极线路长度：100km。 直流滤波器调谐频率为2/39和12/24，结构和参数如图A.2所示。 换流站直流侧接地故障考虑故障点①和故障点②，即高端换流器出口和极母线。直流输电线路接 障考虑3个位置，分别是整流侧换流站出口、线路中点和线路末端，即故障点②～④。换相失败
图A.2土800kV直流输电系统算例的直流滤波
各故障工况下的接地极线路操作过电压幅值见表A.1。换流站直流侧接地故障引发的接地极线路操 作过电压具有最高值，其中高端换流器出口故障时为376kV，极母线故障时为309kV。
1各故障工况下的接地极线路操作过电压幅值
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本附录描述了接地极线路操作过电压的特征，包括幅值沿线分布特征和波形特征。本附录是一个 简略的知识性介绍，目的是为绝缘配合提供代表性过电压的定性特征，不应用作具体工程过电压计算 结果的参考依据。
以某土800kV直流输电工程中直流侧 作过电压的幅值沿线分布特征， 电压特征分析的直流系统和参数与附录A相同 装地极弓线
B.2.2沿线分布特征
整流侧接地极线路操作过电压的幅值沿线分布特征如图B.1所示。接地极线路操作过电压的幅值 从换流站中性母线到接地极址呈近似线性减少的趋势。当故障发生在整流侧高端换流器出口时，接地 极引线避雷器动作使过电压幅值被限制在操作波保护水平下。
流侧接地极线路操作过电压的幅值沿线分布特行
通过两个具有不同设备参数的算例模型，对波前时间进行对比。算例模型1为附录A中所示的 土800kV直流输电工程。算例模型2为图B.2所示的土500kV直流输电工程。为体现过电压的原始特 征，两模型均考虑未安装中性母线避雷器的情况。接地故障点设在整流侧换流站的极母线上
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算例模型2的参数如下： a）极母线平波电抗器：290mH； b）中性母线电容器：17μF c）输电线路长度：500km； d）接地极线路长度：30km。 模型2的直流滤波器调谐频率为12/24/36，结构和参数如图B.3所示。
算例模型2的参数如下： a） 极母线平波电抗器：290mH； b）中性母线电容器：17μF； c）输电线路长度：500km； d）接地极线路长度：30km。 模型2的直流滤波器调谐频率为
B.3.2波前时间特征
图B.2土500kV直流输电系统典型接线示意图
图B.3+500kV直流输电系统模型的直流滤波器
模型1和模型2的中性母线过电压仿真波形如图B.4所示。模型1中的波前时间为4mS，模型2 中的波前时间为0.4mS。波前时间的差异来自两系统中各设备参数的综合影响。根据我国某 土800kV直流工程已有故障的录波记录，接地极线路操作过电压上升沿大于3.4ms（3.4ms在波前 时间内击穿），与模型1的结果相近。空气间隙的操作冲击50%击穿电压与波前时间的关系一般呈 现出“U形曲线”，标准操作波下的击穿电压通常为极小值，因此选择标准操作波进行绝缘配合会 更加严昔
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图B.4中性母线过电压仿真波形
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路绝缘配合流程如图C.1所示，图中公式参考8
附录C （资料性） 操作过电压绝缘配合实例
图C.1接地极线路绝缘配合流程
以附录A所示土800kV直流输电工程为例进行接地极线路绝缘配合。接地极线路为单独架设，绝 缘子串加装有招弧角。根据表A.1，操作过电压最大值为376kV。但由于接地极引线避雷器的限制作 用，接地极线路绝缘应以避雷器的操作残压303kV为基础进行配合。考虑海拔0m的情况，招弧角 U5o应大于362kV。 在本文件的编写过程中开展了招弧角操作冲击电压50%放电电压试验，为绝缘配合提供参考。海 拔0m地区，正极性操作冲击电压50%放电电压与间隙距离的关系如图C.2所示。招弧角的空气间隙
C.2招弧角的正极性操作冲击电压50%放电电压与间隙距离的关系
图C.2招弧角的正极性操作冲击电压50%放电电压与间隙距离的关系
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离应大于530mm。由招弧角空气间隙距离小于85%绝缘子串干弧距离可知，绝缘子串干弧距离 624mm。当选用U160BP/170H型瓷绝缘子（结构高度为170mm）时，应至少选4片绝缘子。 片零值绝缘子的裕度，绝缘子选5片，招弧角空气间隙距离选680mm。设风速为15m/s，考虑 风偏和风偏后的绝缘强度，无风时导线与塔身的距离宜大于1m。
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DB12T 979-2020 居家养老送餐服务规范附录D （资料性） 招弧角典型结构
招弧角的典型结构如图D.1所示。其中L为招弧角间隙距离，L2为招弧角拉弧延长部 不超过400mm时，Lz取300mm；当L超过400mm时，L²取400mm。延长部分与水平 为45°。
图D.1直流接地极线路招弧角典型结构
GB/T311.2绝缘配合第2部分：使用导则
QLHB 0002S-2015 山东鲁华海洋生物科技有限公司 南极磷虾粉DL/T20882020
中华人民共和国 电力行业标准 直流接地极线路绝缘配合技术导则 DL/T20882020