国标±800kV高压直流输电工程系统试验规程

ICS 27 100F24备案号：263722021口L中华人民共和国电力行业标准DLT 11312021800kV高压直流输电工程 系统试验规程System Test Standard for800kV HVDC Project20210722发布20211 201实施中华人民共和国国家能源局发布DL，T11312021目次前言 -II1范围-12标准性引用文件3名词术语4总那么 5站系统试验- 一6端对端系统试验DL，T11312021刖吾本标准是根据?国家开展改革委办公厅关于印发2006年行业标准制修订方案工程的通知?(发改办 T业1-20063 1093号文)的要求制定的。本标准是在常规直流输电工程系统试验和工程实践根底上，参照国家及电力行业其他相关标准、IEC 相关标准，以及在国内外开展的800kV高压直流输电技术和工程研究、试验成果的根底上制定的。本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由电力行业高压直流输电技术标准化技术委员会归口并解释。 本规程主要起草单位：国网直流工程建设、南方电网技术研究中心。 本规程主要起草人：李文毅、马为民、陶瑜、石岩、殷威扬、郑劲、刘永东、曾南超、黎小林、李岩。IIDL，T 11312021800kV高压直流输电工程系统试验规程1范围 本标准规定了800kV高压直流输电工程系统试验的工程、要求及验收标准。本标准适用于功率可双向传输、每站每极包含两个串联12脉动换流器的双极800kV高压直流输 电工程(以下简称特高压直流工程)。2标准性引用文件 以下文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。但凡注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。但凡不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。DLT 968-2005高压直流输电工程启动及竣工验收规程3名词术语3 1站系统试验converter station test指在分系统试验完成并合格的根底上，换流站相关一次设备已具备带电条件，按照合同和技术标准 书的要求，分别在各换流站内检查换流站功能的试验，即换流站设备充电、顺序控制功能、直流线路开 路试验等，同时也是为端对端系统试验作准备。32端对端系统试验end to end system test指在站系统试验完成并合格的根底上，验证整个直流输电系统的总体功能是否到达了功能标准书所 规定的性能指标及校验交、直流系统联合运行性能的试验。33旁路断路器bypass breaker指并联于12脉动换流器单元高、低压端的断路器。3 4旁路隔离开关bypass disconnecter指并联于12脉动换流器单元高、低压端的隔离开关。35直流联母隔刀disconnecter for connection with DC Bus分别在12脉动换流器的高压端和低压端，串联于旁路断路器和旁路隔离开关连接点之间的隔离刀闸。4总那么41特高压直流工程系统试验是全面验证工程设计、设备、施工等正确性的重要手段，是保证工程安 全、可靠、经济运行的关键程序。直流输电工程在投入商业运行之前，应进行工程系统试验。4 2特高压直流输电工程系统试验必须以批准文件、工程技术标准、设计图纸、采购合同、施工合同、 工程试验方案及其所要求的国家及行业主管部门公布的法规、标准、标准和规程为依据。1DL，T 113120214 3站系统试验工程主要包括顺序操作试验、出口跳闸试验、换流变压器及换流器充电试验、直流线 路开路试验、抗干扰试验、站用电源切换试验、零功率试验等；各试验工程的顺序应根本按照后叙条款 顺序进行。交流场充电试验可以在站系统试验中进行，也可单独实施。44端对端系统试验的工程指直流系统在设计允许的运行范围内，以及现场条件允许进行的试验内容，通常包括单极低功率试验、单极大功率试验、双极低功率试验、双极大功率试验四个局部；各试验工程 的顺序应根本按照后叙条款顺序，并应在工程和系统条件允许情况下，尽量结合双极试验工程进行。在端对端系统试验过程中，应按照试验方案对两端的稳态数据，以及对系统动态和暂态过程中交流、 直流系统(含设备)的动态响应特性、过电压、谐波性能、换流站噪声、无线电干扰、电磁干扰、接地 极状态等进行跟踪监测；系统和设备的功能和性能指标均应满足技术标准的要求。端对端系统试验工程 完成后直流输电工程可投入商业运行。45对于某些特高压直流工程所要求的特殊功能性能，那么应视该工程技术标准要求，增加相应试验项目。4 6该规程规定的试验工程，除特殊指明外，可指定在任意设计内的接线运行方式下进行。对于涉及 降压运行的试验，均在每极投入双12脉动换流器接线方式下进行。47本标准应在换流站相应局部的设备试验及分系统试验完成后执行：工程的最终系统试验范围以工 程启动委员会批准的试验方案为准。5站系统试验5 1 站系统试验的准备工作及要求5 1 1换流站应具备的条件5111站辅助电源系统已具备供电条件。511 2交流开关场已具备带电条件。5113与试验相关的建筑工程和生产区域的全部设备和设施，站内外道路，上下水、防火、防洪工程 等均已按设计完成并经验收检查合格。生产区域的场地平整，道路畅通，平台栏杆和沟道盖板齐全，脚 手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾等已经去除。5114电气设备及分系统的各项试验全部完成且合格，有关记录齐全完整并已通过该阶段的竣工预验收。待试验区域的接地线已全部撤除，箱柜已关好并上锁；施工临时设施不满足带电要求的经检查已全 部撤除；待试验区域与其他区域之间已有明显隔离、指示标志。5 115按工程设计，站内所有设备及其保护(包括通道)、微机检测、控制系统、监控装置以及相应 的辅助设施均已安装齐全，试验整定合格且试验记录齐全：设备编号、相位、极性已标识并核对无误。5 11 6按工程设计，调度通信自动化系统、平安自动装置以及相应的辅助设施均已安装齐全，试验整 定合格且试验记录齐全。5 117各种测量、计量装置及仪表齐全，符合设计要求并经校验合格。5 118所用电源、照明、通信、采暖、通风、防潮等设施按设计要求安装试验完毕，已投入正常使用。5 119站系统试验范围内的通信已畅通。5 11 10水冷系统已具备投运条件。51111 消防工程已通过消防部门验收，消防设施齐全，能投入使用。5 1 112必须的备品备件及工器具已备齐。51113站系统试验、检修和负责抢修的人员己到位，各种试验记录表格已齐备，试验设备已调整完 毕。51 1 14参加站试验的施工、生产运行、调度、试验单位已将经审核的规程、制度、系统图表、记录 表格、平安用具等准备好，投入的设备等已标识调度命名和编号。51115确认监控系统未出现影响站系统试验的报警信号。2DL，T 1131202151 2输电线路应具备的条件512 1工程法人或建设单位主持的竣工预验收和电力建设质量监督站的质监检查已经完成。5122影响线路平安运行的问题已处理完毕。51 2 3承当线路试运行及维护的人员已配备并持证上岗，启动试运组已将试验试运方案向参试人员交 底。5 1 2 4线路的运行杆塔号、极性标志和设计规定的有关防护设施等已经验收合格。51 2 5线路(包括两端换流站)的临时接地线已全部撤除。5 1_26已确认线路上无人登杆作业，且平安距离内的一切作业均已停止，已向沿线发出带电运行通告，并已做好试验前的一切检查维护工作。5 1 27按照设计规定的线路保护(包括通道)和自动装置已具备投入条件。5128线路绝缘电阻和频率特性参数已测试完毕。5 13接地极及接地极线路应具备的条件5 1 3 1工程法人或建设单位主持的竣工预验收和电力建设质量监督站的质监检查已经完成。5 132现场已去除影响接地极及接地极线路正常运行的设施，已修复被施工破坏的地形地貌，且平安 标志和防护设施完好无损、清晰可见。5 1 4站系统试验的组织机构已成立并满足DLT 968-2005的要求；站系统试验方案及调度方案已经批准；平安措施已制订并经批准。5 1 5换流站与相关调度机构之间的通信已畅通。5 1 6新设备的启动申请已经批准；各级试验调度组以及相关试验人员对经工程启动委员会批准的站系 统试验调度方案和试验方案已熟悉，并根据调度规定将试验工程操作票准备就绪。已办理具备站系统试 验条件的许可。52站系统试验工程及要求5 21不带电顺序操作试验5 2 1 1 以下试验工程(如果需要)在换流站交流母线不带电的条件下，在两极分别进行。除常规直流 顺控功能之外，特高压直流工程的手动自动顺序操作还包括每极中单12脉动换流器以及双12脉动换流 器的投退，即包括其各自并联的断路器、隔离开关、连接母线刀闸、接地刀闸的断合顺序和联锁功能。 顺序操作试验可在有站间通信或无站间通信下进行检验。521 2手动控制模式检验换流站交流场单步操作及联锁(包括各间隔检修、冷备用、充电等)。顺序 正确的操作应能执行；错误的操作应被拒绝。5 2 1 3手动控制模式检验换流站直流场单步操作及联锁(包括阀厅和直流场的检修、冷备用、直流场连接等)。顺序正确的操作应能执行；错误的操作应被拒绝。5 2 14检验换流站交流场顺序自动操作控制及联锁。顺序自动操作应能按顺序执行完毕。当一个顺序 未能完成时，应有相应报警信息，且相应设备应能手动退回上一个有定义的状态，或进入下一个有定义 的状态。521 5检验换流站直流场顺序自动操作控制及联锁。顺序自动操作应能按顺序执行完毕。当一个顺序 未能完成时，应有相应报警信息，且相应设备应能手动退回上一个有定义的状态，或进入下一个有定义 的状态。522出口跳闸试验52 21 以下试验工程在换流变压器及交流滤波器不带电的条件下，对两极分别进行。522 2换流器直流保护系统跳闸。从换流器直流保护和换流变压器保护被试保护跳闸出口端子施加跳 闸信号，跳开该换流器相应换流变压器网侧的交流断路器。每个保护的跳闸回路应能正确跳开换流变压 器网侧交流断路器，并发出对应的信号和事件记录。5223 极直流保护系统跳闸。从极直流保护被试保护跳闸出口端子施加跳闸信号，跳开该极相应换流DLT11312021变压器网侧的交流断路器。 每个保护的跳闸回路应能正确跳开换流变压器网侧交流断路器，并发出对应的信号和事件记录。5 224交流滤波器并联电容器组电抗器的保护跳闸试验。从交流滤波器并联电容器组的相应保护跳 闸出口端子施加跳闸信号，跳开其电源侧交流断路器。每个保护的跳闸回路应能正确跳开其电源侧交流断路器，并发出对应的信号和事件记录。5225手动紧急跳闸。手动按下主控室相应极的紧急停运按钮，跳开换流变压器网侧交流断路器。 换流变压器网侧交流断路器应能正确跳开，并发出对应的信号和事件记录。523交流场充电523 1交流场充电指对换流站交流母线(或引线)、交流滤波器等无功补偿设备、站用变压器进行充 电。5 2 32换流站交流母线(或引线)充电断电。手动合换流站交流母线(或引线)电源侧断路器，向换 流站交流母线(或引线)充电。带电时间不少于05h。再手动切换流站交流母线(或引线)电源侧断路 器，使换流站交流母线(或引线)断电。检查避雷器动作情况。断路器、隔离开关操作及合闸角控制装置功能应正确；与换流站交流母线(或 引线)相连设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象。523 3交流滤波器组、并联电容器组、SVC设备充电断电。手动依次合分交流滤波器组、并联电容 器组、SVC电源侧断路器，向各组交流滤波器组、并联电容器组和SVC设备充电。每一交流滤波器组、 并联电容器组和SVC带电时间应不少于2h；再手动断开其电源侧断路器，使其断电。交流滤波器组、并联电容器组、SVC电源侧断路器操作及合闸角控制装置功能正确，应能成功地 投切相应容性负荷。该组内的设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象；电容器应无渗油、 油箱应无明显变形。电容器不平衡电流应在技术标准容许的范围内；不应有保护动作。检查避雷器动作情况。测量交流滤波器并联电容器组SVC投切对换流母线(或引线)电压的影响， 并监视相关设备的温度。在充电2h过程中，应对交流滤波器组并联电容器组SVC的测量、保护二次回路进行检查，主要包 括电压二次回路、幅值、相序，以及电流二次回路、极性等。5234交流并联电抗器组充电断电(如果有)。手动依次合分各交流并联电抗器组电源侧断路器，向并联电抗器组充电。每一并联电抗器组带电时间应不少于2h，再手动断开其电源侧断路器，使其断电。 并联电抗器组电源侧断路器应能成功地投切相应感性负荷。该组内的设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象；不应有保护动作。 检查避雷器动作情况。测试交流电抗器投切对换流站交流母线(或引线)电压的影响，并监视相关设备的温度。在充电2h过程中，应对并联电抗器测量、保护的=次回路进行检查，主要包括电压二次回路、幅 值、相序，以及电流二次回路、极性等。523 5站用变压器充电。合站用变压器电源侧断路器，充电期间应进行带负荷校验试验。试验中应无 保护动作，负荷能力应符合设计要求。524换流变压器及换流器充电试验 以下试验工程分别在两极，对每极两个12脉动换流器分别进行： 合断换流变压器网侧断路器，向换流变压器以及处于闭锁状态且本站直流线路侧开路的换流阀组充电。在站系统试验期间，换流变压器充电次数应不少于5次。其中应有一次充电时间大于lh，每次充电间隔O5h。换流变压器充电时的励磁涌流峰值和操作过电压应在预期的限制值之内，其谐振应被充分阻尼。晶 闸管阀预检功能应正确。相关换流变压器保护、换流阀保护不应动作。该充电试验不应引发晶闸管级损 坏，如果出现晶闸管级损坏报警信号，应及时分析原因；在确保不会发生换流器更加严重故障时，可继4DLT11312021续试验，并适时进行处理。 检查分接头位置、换流变压器风扇起动应符合设计要求，并对换流变压器的振动、噪声、分接头手动控制功能进行相关的测量和试验。525开路试验(两极分别进行)5251开路试验(不带直流线路)。a)手动模式。该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路断开，高压 侧换流器单元的直流联母隔刀断开，即低压换流器单元投入试验；手动控制模式，解锁该极换 流器；将直流电压由0按试验方案分为几个台阶升至额定值的一半，保持至少O5h；再将直流 电压降至0，闭锁换流器。 低压侧换流器单元的直流联母隔刀断开，即高压换流器单元投入，重复上述手动控制模式试验。 高、低压换流器单元均投入，重复上述手动控制模式试验，直流电压值应升至额定值。 各项试验中，检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况。升降直流电压应平稳；阀厅及直流场设 备应无明显放电：交直流系统保护不应动作。b) 自动模式。该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路断开，高压 侧换流器单元的直流联母隔刀断开，即低压换流器单元投入；自动控制模式，解锁该极换流器； 直流电压按预定速率由0升至额定值的一半，保持至少1min；再自动降至0，闭锁换流器。 低压侧换流器单元的直流联母隔刀断开，即高压换流器单元投入，重复上述自动控制模式试验。 高、低压换流器单元均投入，重复上述自动控制模式试验，直流电压值应升至额定值。 各项试验中，检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况。升降直流电压应平稳：阀厅及直流场设 备应无明显放电；交直流系统保护不应动作；直流电压升降时序应与预设相符。c) 一极中一个12脉动换流器运行，另12脉动换流器开路试验。该工程为对单12脉动换流器 及其中性母线端检修后投入运行前进行的试验工程，可根据主回路设备的配置以及业主的需求 列为可选工程。d) 一极运行，另一极开路试验。此项试验在双极试验中进行。一极运行，另一极分别在送端站和 受端站进行不带直流线路的开路试验参见第5251 b)。525 2开路试验(带直流线路)。a)手动模式。该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路连接，高、 低压换流器单元均投入，对站该极直流母线与直流线路断开；手动控制模式，解锁该极换流器； 将直流电压由0升至额定值，或按试验方案分为几个台阶升至额定值，保持至少05h；再将直 流电压降至0，闭锁换流器。 检查避雷器动作情况。升降直流电压应平稳；阀厅、直流场设备及该极直流线路应无明显放电； 交直流系统保护不应动作。b) 自动模式。该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路连接，高、 低压换流器单元均投入，对站该极直流母线与直流线路断开；自动控制模式，解锁该极换流器： 直流电压按预定速率由0升至额定值，保持至少lmin；再自动降至0，闭锁换流器。 检查避雷器动作情况。升降直流电压应平稳：阀厅、直流场设备及直流线路应无明显放电；交 直流系统保护不应动作；直流电压升降时序应与预设相符。c)一极运行，另一极开路试验。此项试验在双极试验中进行。一极运行，另一极分别在送端站和 受端站进行带直流线路的开路试验参见5252 b)。52 6抗干扰试验(两极分别进行)5 2 6 1 步话机、 通话。在换流站一次设备未带电，该极二次设备盘柜全部运行的状态下，在距盘 柜前后门正前方20cm处，在开门和关门两种状态下，手持站内通信用步话机 通话。步话机的发射 功率应在3W5W范围内。DL，T11312021该极任何二次设备盘柜不应由于干扰而出现异常。5262切合空母线。在换流站一次设备未带电、该极二次设备盘柜全部带电的状态下，利用隔离开关 切合距控制室、就地继电器室最近的交流空母线。该极任何二次设备盘柜不应由于干扰而出现错误的操作。5 2 7站用电系统切换试验 手动切合站用电源的一回进线断路器。分别对各路进线断路器进行此项试验。切除任何一回站用电源进线断路器，站用电系统的自备投功能应正确动作。528远动系统测试5 2 8 1规约测试。进行单点、双点的遥控遥信遥测变化测试。检查主站和子站数据的一致性和时延 是否符合设计要求。5282精度测试。对经换流站控制系统、远动系统上传至主站的数据与标准电源信号进行比照，测试 其偏差和误差是否符合设计要求。52 9零功率试验 此试验工程分别在两极、分别对每极两个12脉动换流器单元进行。 将该极与高压侧12脉动换流器并联的断路器和隔离开关闭合，极母线与直流线路断开，转而与中性线相连，造成该极直流侧短路。该极中性线应通过接地极线路与接地极相连。解锁低压端换流器单元； 定电流控制模式，将直流电流升至在此工况下容许的最大值：保持时间应不大于厂方保证值。将该极与低压侧12脉动换流器并联的断路器和隔离开关闭合，极母线与直流线路断开，转而与中 性线相连，造成该极直流侧短路。该极中性线应通过接地极线路与接地极相连。解锁高压端换流器单元， 重复上述定电流控制模式下的升流试验。载流回路中应无过热点出现：交直流系统保护不应动作。6端对端系统试验61 端对端系统试验准备工作及要求6 11站系统试验已完成，且试验结果满足要求。612换流站应具备的条件：6121远动通信系统试验和两端换流站控制与保护信号传递联调均己完成，各项功能满足要求。6 122直流系统的控制参数和保护定值己整定完毕，现场已核对无误。6 123运行人员对直流系统运行规程已熟悉，并经考试合格。6124确认监控系统未出现影响端对端系统试验的报警信号。61 3输电线路应具备的条件：同51 2。6 14接地极及接地极线路应具备的条件：同51 3。615端对端系统试验的组织机构已满足DLT 968-7-2005的要求。616端对端系统试验的试验方案(含试验方案和实施方案)、调度方案以及平安措施己获工程启动验 收委员会批准。6 17换流站与相关调度机构之间的通信已畅通。618各级试验调度组以及相关试验人员对经工程启动委员会批准的端对端系统试验调度方案和试 验方案已熟悉，并根据调度规定将试验工程操作票准备就绪。已办理具备端对端系统试验条件的许 可。6 1 9试验、检修和负责抢修的人员己就位，各种试验记录表格已齐备，试验设备已调整完毕。6110具备系统试验条件的各方签证已经办理。工程启动委员会主任委员已下达系统试验的命令。6DLT113120216 2功率正送，端对端系统试验工程及要求621 单极低功率(直流电流为额定值的13及以下)试验6211初始运行试验62 11 1大地回线初始运行试验a)极起停。大地回线方式，有站问通信，定电流控制模式，最小直流电流定值下，分别依次形 成两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入上下压换流器单 元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式，分别进行解锁闭锁该极低 压换流器、该极高压换流器或全部换流器单元。 直流系统解锁闭锁时序应正确；直流电流应尽快越过电流间断区，平稳地建立起直流电流和直 流电压；无任何交直流保护动作。 运行人员工作站上各显示数据应正确，交流滤波器投入情况应满足设计要求。b)模拟量输入信号检查。该项试验分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器 单元、同时投入上下压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式 下进行。大地回线方式，定电流控制，检查并标定模拟量输入信号：1)极控模拟量输入信号检查。检查输入极控系统的交直流电压信号、交直流电流信号。2)直流保护模拟量输入信号检查。检查输入各直流保护软件的交直流电压信号、交直流电 流信号。3)交流保护模拟量输入信号检查。检查输入试验范围规定的各交流保护软件的交流电压信 号、交流电流信号。检查结果应为各回路正确；模拟量输入信号极性正确；显示值与实际值相吻合。c)控制系统手动切换。该项试验分别在上述a)项试验接线方式下进行；分别在换流器控制层、 极控制层进行控制系统手动切换试验。 大地回线方式，定电流控制，手动将主值控制系统切换为备用系统，再将主值控制系统切换为 备用系统。备用控制系统应自动转变为主值系统。控制系统切换不应对直流传输功率产生扰动。d) 有无通信，手动紧急停运试验。该项试验分别在上述a)项试验接线方式下进行。 大地回线方式，定电流控制，在站问有通信和无通信两种条件下，分别在整流站和逆变站手动 启动紧急停运。 紧急停运时序应正确，交直流保护无误动作，交直流侧包括直流中性母线均不应产生异常过 电压。6 2 112金属回线初始运行试验在金属回线方式下，重复62111的试验内容。6212保护跳闸试验 大地回线方式，有站间通信，定电流控制，被试极已处于低功率运行状态。62121模拟保护动作跳闸 该项试验分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入上下压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式下，模拟相关保护进行。保护动作跳闸的模拟应覆盖所有不同的保护出口类型，通常可包括：a)有通信，整流站依次模拟高、低压12脉动换流器阀短路保护动作。 b)有通信，整流站模拟双12脉动换流器，或其中一个12脉动换流器阀直流差动保护动作。 c)有通信，整流站模拟直流极差动保护跳闸。 d)无通信，整流站模拟一个6脉动换流桥的阀点火脉冲丧失保护动作。7DL，T11312021e) 有通信，逆变站依次模拟高、低压12脉动换流器阀短路保护动作。 f) 有通信，逆变站模拟平波电抗器气体检测保护跳闸(油浸式平抗)。 g)有通信，逆变站模拟中性母线差动保护跳闸。h) 无通信，逆变站模拟一个12脉动换流器双12脉动换流器换相失败保护动作。i)整流侧一个12脉动换流器l双12脉动换流器冷却系统故障保护动作。)逆变侧一个12脉动换流器双12脉动换流器冷却系统故障保护动作。k)整流侧直流滤波器保护动作。1)逆变侧直流滤波器保护动作。 m)整流侧两个12脉动换流器连接母线对地故障保护动作。 n)整流侧在线退出投入高压12脉动换流器保护动作。 保护动作时序应正确，交直流侧不应产生异常过电流及过电压。62 1 2 2分别在逆变站和交流进线线路对端站模拟满足最后一台断路器跳闸逻辑条件 必要时根据系统情况进行该项试验。 该项试验在每站、每极同时投入两个12脉动换流器时进行。 保护动作时序应满足设计要求，逆变站交流侧产生的暂时及工频过电压水平应低于限制值。6 2 1 2 3极为双12脉动换流器运行中单12脉动换流器的退投试验 被试极南双12脉动换流器接线在线转换为单12脉动换流器，然后在线转换为双12脉动换流器接线运行过程中，观察直流电压、直流电流的动态工况，以及系统的无功性能。系统应能稳定过渡，换流设备应无过应力，无功性能应满足设计要求。6 2 13控制系统故障切换试验62131大地回线方式，有站间通信，定电流控制，被试极已处于低功率运行状态 该项试验在每站、每极同时投入两个12脉动换流器时进行；分别在换流器控制层、极控制层进行。6 2 1 32主值控制系统电源故障 断开主值换流器控制极控制系统直流供电电源，备用换流器控制极控制系统应自动切换为主值控制系统；恢复原主值控制系统的直流供电电源，使其进入备用状态；再断开现主值控制系统直流供电电 源，重复一次电源故障试验。在换流器控制极控制系统自动切换过程中以及恢复极控制系统的直流供电电源过程中，直流传输功率应无明显扰动。6 21 3 3对处理器进行故障模拟 人工制造换流器控制极主值控制系统处理器故障，换流器控制极备用控制系统应自动切换为主值控制系统；恢复原主值控制系统，使其进入备用状态；再人工制造主值控制系统处理器故障，重复一次 对其处理器进行故障模拟的试验。在换流器控N极控制系统自动切换过程中以及故障恢复过程中，直流传输功率应无明显扰动。 人工制造换流器极备用控制系统处理器故障，然后恢复。模拟故障期间，该控制系统应自动退出备用状态；故障恢复后，该系统应按照设计要求能恢复为备用状态；过程中不应对直流系统运行产生任何影响。6 21 3 4检测主机CPU负载率 在直流系统稳态运行状态下，以及升降直流功率、紧急停运、系统切换、故障试验等系统调试全过程中，加强对站控、极控、换流器控制、直流保护各主机CPU负载率的监视和监测。各主机CPU负载率不应超过技术标准规定的限制值。62135数据总线故障 该项试验包括传输模拟量和开关量的数据总线故障。 断开一条主值控制系统的现场总线，备用换流器控N极控制系统应自动切换为主值控制系统；恢复原主值控制系统的现场总线；再断开现主值控制系统的一条现场，重复一次数据总线故障。DLT11312021在换流器控制极控制系统自动切换过程中以及恢复现场总线过程中，直流传输功率应无明显扰动。621 36极控层退出运行试验 极为双12脉动换流器接线方式运行中，极控双重化系统退出运行。 系统应满足设计规定的要求。6214定电流控制模式试验该项试验可选择分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入上下 压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式下进行。62141电流升降及停止升降 在定电流控制模式下，在丰控站以一定的速率升降直流电流；在电流升降过程中，试验“暂停功能。电流升降应是平稳的；当下令“暂停时，直流电流应保持在下令“暂停时刻的数值上。62142电流升降过程中控制系统切换 在电流升降过程中，分别在整流站和逆变站手动将换流器控制极控制系统主值控制系统切换为备用控制系统，然后再切换回来。在控制系统切换过程中，直流传输功率的升降过程应无明显扰动。621 4 3主控站从控站转移 在稳态运行中及直流电流升降过程中分别进行主控站转移操作。 在稳态运行中应能成功地实现主控站转移；在主控站转移过程中，直流传输功率应无明显扰动。在直流电流升降过程中的主控站转移操作应被拒绝。6 2 144换流变压器分接头手动控制 在稳态运行中，将两站换流变压器分接头控制改为手动控制模式，分别在整流站和逆变站，依次手动升高高压侧、低压侧或高压低压侧12脉动换流器对应的换流变压器分接头两挡，再依次降低换流变 压器分接头两挡。每12脉动换流变压器分接头位置应同步改变；高压低压12脉动换流器分接头在依次手动控制过程 中，两个换流器的工作状态到达稳定；分接头每改变一挡，所引起的触发角关断角的变化量应与预期值 相符。6 2 145电流指令阶跃 手动控制逆变站换流变压器分接头位置，使逆变器进入电压控制模式或关断角控制模式。 分别在逆变站电压控制模式下和关断角控制模式下，在主控站将直流电流指令阶跃变化，阶跃值不小于额定值的+O08pu和一008pU。 直流电流的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术标准的要求。62 1 4 6电压指令阶跃 在逆变站将极的直流电压指令阶跃变化，阶跃值为额定值的如05pU和-005pu。 直流电压的响应，包括响应时间和超调量均应与工厂试验时的性能对照检查；两个12脉动换流器的工作状态到达稳定。621 4 7关断角(力阶跃 在逆变站将极的关断角指令阶跃变化，阶跃值为+10。，再阶跃返回原值。 关断角阶跃的动态响应，包括响应时间和超调量均应与工厂试验时的性能对照检查。62 14 8两站控制模式转换和电流指令阶跃 将两站换流变压器分接头控制改为手动控制，两站配合并分别手动改变各自换流变压器分接头位置，实现控制模式转换，逆变器控制电流。再在主控站进行电流指令阶跃试验(参见6 2 144)。控制模式应能转变为整流侧最小口限制、逆变侧电流控制状态。由于电流裕度补偿功能的作用，直 流电流值保持不变。9DL，T 11312021控制模式转换应是平稳的；直流电流的阶跃响应时间和超调量均应满足技术标准的要求。上述 试验完成后，将两端分接头控制恢复为自动，直流系统应返回此试验前的状态(如两端交流电压未 变)。6 215定功率控制试验 该项试验可选择分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入上下压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式下进行。6 2 1 5 1极起动停运 大地回线方式，定功率控制模式，最小直流功率定值下解锁闭锁该极换流器。 直流系统解锁闭锁时序应正确；直流电流应快速越过电流间断区，平稳地建立起直流电流和直流电压；无任何交直流保护动作。62 152功率升降 在定功率控制模式下，在主控站以一定的速率升降直流功率；在功率升降过程中，试验“暂停功能。功率升降应是平稳的；当下令“暂停时，直流功率应保持在下令“暂停时刻的数值上。6 2 153在功率升降过程中，进行系统切换 在功率升降过程中，分别在整流站和逆变站手动依次将换流器控制极控制主值控制系统切换为备用控制系统，然后再切换回来。 在控制系统切换过程中，直流传输功率应无明显扰动。62154功率指令阶跃 手动控制逆变站换流变压器分接头位置，使逆变器进入电压控制模式或关断角控制模式。 分别在逆变站电压控制模式下和关断角控制模式下，在主控站将直流功率指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+5+10和一5一10。 直流功率的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术标准的要求。62155通信故障对功率升降的影响 在功率升降过程中，切断两站间全部控制通信通道，观察通信故障对功率升降的影响。 通信故障对功率升降应无影响。6215 6两站控制模式转换 将两站换流变压器分接头控制改为手动，通过两站配合改变分接头位置，降低整流侧空载直流电压，或升高逆变侧空载直流电压，直到逆变侧控制直流电流为止；再将两站换流变压器分接头控制改为自动。 控制模式转换后，由于电流裕度补偿功能的作用，直流电流值保持不变。当两站换流变压器分接头控制改为自动后，如果两侧交流电压未发生变化，直流系统应返回此试验前的状态。6 2 1 5 7定功率控制定电流控制转换 定功率控制模式下，在功率升降过程中，进行切换到定电流控制模式的操作： 定功率控制模式下，在稳态运行中，进行切换到定电流控制模式的操作； 定电流控制模式下，在电流升降过程中，进行切换到定功率控制模式的操作； 定电流控制模式下，在稳态运行中，进行切换到定功率控制模式的操作； 在稳态运行中，应能进行定功率控制定电流控制模式转换。6 2 1 5 8站间通信通道切换试验 直流降压运行时，切断恢复两站间全部控制通道。 切断恢复两站间控制通道，对直流传输功率应无扰动。6216通信故障，定电流控制试验该项试验可选择分别在两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入 上下压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式下进行。10DL，T 11312021切断被试极两站间全部通信通道，两站均设定为定电流控制模式。6 2 161极起动停运 极起动时，先手动解锁逆变站，再手动解锁整流站；极停运时，那么先手动闭锁整流站，再闭锁逆变站。直流系统的起停应是平稳的；应无任何交直流保护动作。621 62手动紧急停运试验 分别在整流站和逆变站进行手动紧急停运。 整流站紧急停运时，整流站紧急停运时序应正确，整流器被闭锁；而逆变器应保持解锁状态，直到相应保护(零电流或直流欠压)动作或运行人员手动闭锁为止。 逆变站紧急停运时，逆变站紧急停运时序应正确，逆变站旁通对应正确投入，闭锁时序应正常；整流站直流低电压保护应动作，闭锁整流器。621 6 3电流升降 在整流站以一定的速率升降该极直流电流；在电流升降过程中，试验“暂停功能。 电流升降应是平稳的；当下令“暂停时，直流电流应保持在下令“暂停时刻的数值上。62 1 6 4在电流升降过程中，进行系统切换 手动将换流器控制极控制主值控制系统切换为备用系统，再将主值控制系统切换为备用系统。 备用控制系统应自动转变为主值系统。控制系统切换不应对直流传输功率产生扰动。6 2 1 6 5转换至定功率控制 恢复被试极两站间全部通信通道；在电流升降过程中，主控站下令从定电流控制转到定功率控制；在稳态运行中，主控站下令从定电流控制转到定功率控制。在稳态运行中，应能进行从定电流控制到定功率控制的转换。 在定电流或定功率稳态运行中，手动进行两端换流站间通信主备通道的往返切换试验。 站间通信主通道至备用通道、备用通道至主通道的切换应不影响直流系统的运行工况。6217直流正常电压降压运行试验 该项试验在每站、每极同时投入两个12脉动换流器时进行。6 21 71手动保护起动降压 将主控站设在整流站，手动进行降压起停；降压全压运行转换；模拟直流线路保护起动降压运行。 将主控站设在逆变站，手动进行降压起停；降压全压运行转换。 降压方式下的起停、降压全压运行转换都应是平稳的；降压全压转换前后直流功率应保持不变。其他交、直流保护不应误动作。6 2172定功率控制定电流控制转换 在降压运行方式下，在功率升降过程中以及稳态运行中，下令进行定功率控制定电流控制转换。 在稳态运行中应能进行定功率控N定电流控制转换，且转换不应对直流传输功率产生扰动。6 2 1 7 3电流指令阶跃 在降压运行方式下，分别在逆变站电压控制模式下和关断角控制模式下，在主控站将直流电流指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+o 08pU和_008pU。 直流电流的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术标准的要求。621 7 4功率指令阶跃 在降压运行方式下，分别在逆变站电压控制模式下和关断角控制模式下，在主控站将直流功率指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+5+10和一5一10。直流功率的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术标准的要求。62175功率电流升降 在直流降压方式下，分别在定功率控制和定电流控制模式下，以一定的速率升降功率电流。DL，T 11312021功率电流升降应是平稳的；功率电流升降过程中直流电压应始终稳定在降压值。6217 6手动改变换流变压器分接头位置 参照第62144项进行。6 2 1 8无功功率控制试验该项试验可选择分别在两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入 上下压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式下进行。6 2 1 8 1手动投切无功补偿设备 此节中无功补偿设备指交流滤波器组、电容器组、电抗器。 在全压低功率稳态运行中，将无功功率控制模式改为手动控制。在两站分别对所有无功补偿设备(分组)进行一次手动投入和切除操作(如果交流滤波器投入状态为最小滤波器组，那么应先进行投入一组交流滤波器的试验)。 无功补偿设备的投切引起的交流电压动态及稳态变化量应在技术标准规定的范围内。检查避雷器动作情况。62182自动投切无功补偿设备 无功功率控制设为无功自动控制模式，解锁被试极。按试验方案将直流功率升至适当数值，改变换流站与交流系统的无功交换参考值(Qo)，观察两站无功补偿设备自动投切情况。 当换流站与交流系统的无功交换量(Qo。)满足以下条件时，应发生无功补偿设备的投切：Qe；QrefAQ 式中，p为控制软件设定的无功调节死区。62183交流滤波器替换 无功功率控制设为无功自动控制模式，稳态运行工况下，在两站分别手动断开一组交流滤波器。 当一组交流滤波器被切除后，另一同类型的交流滤波器小组应在技术标准规定的时间内自动投入。6 2 184无功控制自动投切无功补偿设备 无功功率控制设为无功自动控制模式，解锁被试极；按试验方案慢速升降直流功率，观察两站无功补偿设备自动投切情况。 当换流站与交流系统的无功交换量(Qe。)满足以下条件时，应发生一组无功补偿设备投切：Qe。QrefAQ 式中，p为控制软件设定的无功调节死区。62185交流电压控制自动投切无功补偿设备 无功功率控制为无功自动控制模式稳态运行工况下，在两换流站，分别将无功功率控制切换为交流电压自动控制模式：按照试验方案手动改变电压参考值(kf)，观察两站无功补偿设各自动投切。 当换流站交流母线电压(【，ac)满足以下条件时，应发生-+组无功补偿设备投切：UaeL，佗f+AU讥cUrefAU 式中，U为控制软件设定的电压调节死区。6218 6svc设备的投切 根据换流站SVC设备的设计原那么，确定SVC设备参与的无功控制试验工程。6T219大地金属回线转换试验62 1 9 1 该项试验可选择分别在两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同 时投入上下压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式下进行。确认另 一极处于极隔离状态，且另一极直流线路可用。6 2 1 9 2被试极运行在定电流控制模式、最小电流工况下，进行大埘金属回线转换，并模拟转换不成功。转换不成功时，直流场相关隔离开关和断路器接线方式，以及运行工况应恢复到转换前的状态。】2DL，T1131202162193被试极运行在定电流控制模式、晟小电流工况下，进行大地金属回线转换，并转换成功。 直流场相关隔离开关和断路器动作顺序应正确：转换应在技术标准规定的时间内完成；转换过程中无严重的直流电压、直流电流扰动。6 2110故障试验 应充分考虑故障性质及其对运行方式的影响，合理安排故障试验工程。621 101丧失脉冲试验 试验应分别在高压、低压12脉动换流器单元的某一6脉动换流器桥臂上进行。a)大地回线，逆变侧丧失单个脉冲。大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在逆变站模拟个换流阀单次丧失脉冲故障。 直流系统应能经受相应扰动；直流传输功率应在技术标准规定的时间内恢复稳态运行；直流保 护应产生换相失败报警信号。b)大地回线，逆变侧丧失多个脉冲。大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在逆变站模拟个换流阀连续屡次丧失脉冲故障，脉冲丧失时间应根据保护设计定值确定。 直流系统应被相应的直流保护紧急退出该换流阀所在的12脉动换流器和对侧的相应12脉动换 流器，两侧停运时序应正确；其他保护不应误动作；最终形成该极停运，或为单12脉动换流 器运行方式。c)大地回线，整流侧丧失单个脉冲。大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在整流站模拟 一个换流阀单次丧失脉冲故障。 直流系统应能经受相应扰动：直流传输功率应在技术标准规定的时间内恢复稳态运行；直流保 护应产生换相失败报警信号。d) 大地回线，整流侧丧失多个脉冲。大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在整流站模拟 一个换流阀连续屡次丧失脉冲故障，脉冲丧失时间应根据保护设计定值确定。 直流系统应被相应的直流保护紧急退出该换流阀所在的12脉动换流器和对侧的相应12脉动换 流器，两侧停运时序应正确；其他保护不应误动作；最终形成该极停运，或为单12脉动换流 器运行方式。e)金属回线，整流侧丧失单个脉冲。金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在整流站模拟 一个换流阀单次丧失脉冲故障。 直流系统应能经受相应扰动；直流传输功率应在技术标准规定的时间内恢复稳态运行；直流保 护应产生换相失败报警信号。f)金属回线，整流侧丧失多个脉冲。金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在整流站模拟一个换流阀连续屡次丧失脉冲故障，脉冲丧失时间应根据保护设计定值确定。 直流系统应被相应的直流保护紧急退出该换流阀所在的12脉动换流器和对侧的相应12脉动换 流器，两侧停运时序应正确；其他保护不应误动作；最终形成该极停运，或为单12脉动换流 器运行方式。g)金属回线，逆变侧丧失多个脉冲。金属回线、功率控制模式稳态运行工况下，在逆变站模拟一 个换流阀连续屡次丧失脉冲故障，脉冲丧失时间应根据保护设计定值确定。 直流系统应被相应的直流保护紧急退出该换流阀所在的12脉动换流器和对侧的相应12脉动换 流器，两侧停运时序应正确；其他保护不应误动作：最终形成该极停运，或为单12脉动换流 器运行方式。h) 无通信，金属回线，逆变侧丧失多个脉冲。金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，切断 两站间全部控制通信通道，在逆变站模拟一个换流阀连续屡次丧失脉冲故障，脉冲丧失时间应 根据保护设计定值确定。 逆变站应被相应的直流保护紧急停运，停运时序应正确；整流站应被直流低压保护闭锁；不应DLT11312021有保护误动作。或根据保护设计，逆变站退出故障的12脉动换流器后，整流侧根据直流电压 的降低、直流电流调节器动作造成的大角度运行状态的判断，退出任一组12脉动换流器：最 终形成该极为单12脉动换流器运行方式。621 10 2直流线路接地故障 直流线路故障试验可选择分别在两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入上下压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式下进行。 直流线路瞬间接地故障指故障后直流系统应能再起动成功。a)模拟直流线路接地故障。大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在直流线路保护软件中， 模拟直流线路瞬间接地故障。 直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术标准规定的时间内恢复稳态运行。b) 整流侧直流线路故障。大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近整流站的直流线路上，人工制造对地瞬间短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术标准规定的时 间内恢复稳态运行。 商流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术标准规定的精度范围之内。C) 直流线路中点线路故障。该项试验在单极试验中为备选项。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近直流线路中点的直流线路上，人工制造对 地瞬I瑚短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术标准规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术标准规定的精度范围之内。d)逆变侧直流线路故障。大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近逆变站的直流线路 上，人工制造对地瞬间短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术标准规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术标准规定的精度范围之内。e)降压运行方式下，逆变侧直流线路故障。该项试验