(高清版)GBT 40605-2021 高壓直流工程數(shù)?；旌戏抡娼＜霸囼瀸t

高壓直流工程數(shù)?；旌戏抡娼＜霸囼瀸tGuidelinesformodelingandtestingofHVDCprojectdigi國家標準化管理委員會I前言 2規(guī)范性引用文件 13術語和定義 4基本規(guī)定 24.1一般規(guī)定 24.2實時數(shù)字仿真器 25數(shù)字模型 25.1一般規(guī)定 25.2交流系統(tǒng)數(shù)字模型 25.3直流工程一次系統(tǒng)數(shù)字模型 36直流控制保護物理仿真系統(tǒng) 46.1一般規(guī)定 46.2體系架構 46.3功能設計 47數(shù)模混合仿真接口 67.1一般規(guī)定 67.2電信號接口 67.3光信號接口 67.4接口交互信號 68試驗驗證 78.1一般規(guī)定 8.2控制系統(tǒng)功能性試驗驗證 78.3保護系統(tǒng)功能性試驗驗證 88.4一致性試驗驗證 8附錄A(規(guī)范性)試驗驗證項目 9A.1控制系統(tǒng)功能性試驗驗證 A.2保護系統(tǒng)功能性試驗驗證 A.3一致性驗證試驗 Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結(jié)構和起草規(guī)則》的規(guī)定起草。請注意本文件的某些內(nèi)容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構不承擔識別專利的責任。本文件由中國電力企業(yè)聯(lián)合會提出。本文件由全國電網(wǎng)運行與控制標準化技術委員會(SAC/TC446)歸口。本文件起草單位：國家電網(wǎng)有限公司國家電力調(diào)度控制中心、中國電力科學研究院有限公司、國網(wǎng)湖北省電力有限公司、中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心、南方電網(wǎng)科學研究院有限責任公司、南瑞集團有限公司、許繼集團有限公司。本文件主要起草人：朱藝穎、王薇薇、謝國平、劉獨、陳國平、李躍婷、李明節(jié)、劉琳、許濤、賀靜波、1高壓直流工程數(shù)?；旌戏抡娼＜霸囼瀸t本文件規(guī)定了基于可控硅換流器的高壓/特高壓直流輸電工程數(shù)模混合仿真系統(tǒng)的建模要求和試本文件適用于交直流電網(wǎng)相互影響研究、直流輸電工程控制保護特性研究、直流控制保護軟件更新校核等。本文件不適用于直流控制保護出廠試驗。2規(guī)范性引用文件下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T13498高壓直流輸電術語GB/T14598.24量度繼電器和保護裝置第24部分：電力系統(tǒng)暫態(tài)數(shù)據(jù)交換(COMTRADE)通用格式GB/T30423—2013高壓直流設施的系統(tǒng)試驗DL/T1130—2009高壓直流輸電工程系統(tǒng)試驗規(guī)程DL/T1131—2019±800kV高壓直流輸電工程系統(tǒng)試驗規(guī)程3術語和定義GB/T13498界定的以及下列術語和定義適用于本文件。直流控制保護物理仿真系統(tǒng)DCcontrolandprotectionphysicalsimulationsystem基于直流工程實際控制和保護系統(tǒng)，精簡優(yōu)化并對接口修改后適用于數(shù)?；旌戏抡嬖囼灥闹绷鬏旊姽こ炭刂坪捅Ｗo仿真系統(tǒng)。直流工程數(shù)?；旌戏抡鎑igital-analoghybridsimulationofDCproject將交直流系統(tǒng)的數(shù)字仿真模型與直流控制保護物理仿真系統(tǒng)(3.1)通過軟硬件接口連接實現(xiàn)硬件在環(huán)的實時仿真。實時數(shù)字仿真器digitalreal-timesimulator具備實時數(shù)字仿真能力的計算硬件與軟件的總稱。數(shù)模混合仿真接口interfaceofdigital-analoghybridsimulation用于形成閉環(huán)的仿真測試環(huán)境，直接連接直流控制保護物理仿真系統(tǒng)(3.1)與實時數(shù)字仿真器2(3.3)的軟件和接口裝置。4基本規(guī)定4.1一般規(guī)定直流工程數(shù)?；旌戏抡婺Ｐ蛻蓴?shù)字模型、直流控制保護物理仿真系統(tǒng)以及數(shù)?；旌戏抡娼涌跇嫵桑⑶艺w模型應通過試驗驗證，分項要求如下。a)數(shù)字模型僅限于電磁暫態(tài)模型。b)直流控制保護物理仿真系統(tǒng)應在保留直流工程控制保護功能的基礎上簡化設計并對接口進行適應性開發(fā)。c)根據(jù)直流控制保護物理仿真系統(tǒng)與實時數(shù)字仿真器之間交互的信號，應使用符合性能要求的數(shù)?；旌戏抡娼涌?。d)直流工程數(shù)?；旌戏抡嫦到y(tǒng)試驗項目應符合附錄A的規(guī)定。4.2實時數(shù)字仿真器電磁暫態(tài)仿真計算軟件要求如下。a)應有完整的電力系統(tǒng)一次設備模型和控制系統(tǒng)元件庫，可模擬各類交直流系統(tǒng)故障；仿真步長b)應支持仿真案例和結(jié)果數(shù)據(jù)庫存檔和管理，對仿真工況、網(wǎng)絡參數(shù)、運行參數(shù)、計算結(jié)果等同步存儲，對存儲情況可方便調(diào)閱和重新調(diào)整計算分析。c)可提供外部數(shù)據(jù)導入和計算結(jié)果輸出，數(shù)據(jù)格式應符合GB/T14598.24的要求。d)應支持自動或人工指定方式在仿真硬件平臺上分配計算任務。硬件平臺應具備并行計算能力，應支持數(shù)模混合接口、時鐘軟同步或信號硬同步和基于事件的動態(tài)系統(tǒng)固定時步仿真，實現(xiàn)發(fā)生在時間分段的任意不連續(xù)事件的仿真，并能穩(wěn)定運行不小于8h。5數(shù)字模型5.1一般規(guī)定直流工程數(shù)?；旌戏抡嬷校瑪?shù)字模型應由直流工程一次系統(tǒng)數(shù)字模型和與該直流工程換流母線接入的交流系統(tǒng)數(shù)字模型構成。交流系統(tǒng)規(guī)模應根據(jù)研究目的和仿真能力選擇。5.2交流系統(tǒng)數(shù)字模型交流系統(tǒng)數(shù)字模型根據(jù)仿真試驗目的，可分為下列類型。a)用于直流輸電系統(tǒng)控制保護功能校驗及優(yōu)化：根據(jù)系統(tǒng)運行特性對直流工程換流站交流系統(tǒng)進行相應等值，等值電網(wǎng)在短路容量、電壓水平等應與原系統(tǒng)保持一致；在涉及電壓穩(wěn)定問題時，等值電網(wǎng)模型應計及負荷特性及發(fā)電機調(diào)節(jié)特性對系統(tǒng)的影響。b)用于交直流系統(tǒng)穩(wěn)定性研究：交流系統(tǒng)宜保留至該區(qū)域主要電壓等級三級斷面的輸電網(wǎng)架。3交流系統(tǒng)元件要求如下。a)發(fā)電機：包括汽輪發(fā)電機、水輪發(fā)電機、風力發(fā)電機及光伏發(fā)電四大類，其中，汽輪發(fā)電機及水輪發(fā)電機模型應按照實際機組的一次參數(shù)和控制系統(tǒng)邏輯參數(shù)建模，宜計及同廠同型機組的同調(diào)等值合并；風力發(fā)電機組及光伏發(fā)電機組宜根據(jù)場站聚合等值。b)變壓器：包括雙繞組變壓器及三繞組變壓器，繞組參數(shù)及組別方式宜根據(jù)實際系統(tǒng)參數(shù)建模，研究合空變等問題時應計及變壓器飽和特性。c)線路：包括集中參數(shù)線路和分布參數(shù)線路模型，選用線路的類型應根據(jù)電磁暫態(tài)仿真步長確定。當線路長度不小于設定的L時宜采用分布參數(shù)線路模型，當線路長度小于L時宜采用集中參數(shù)線路模型。L由式(1)確定：L=TS·v………(1)式中：L——設定長度，單位為千米(km);TS——電磁暫態(tài)實時仿真步長，單位為秒(s);v——電磁波傳播速度，數(shù)值為3×10?km/s。d)負荷：包括靜態(tài)負荷模型和動態(tài)負荷模型，靜態(tài)負荷模型包括恒阻抗負荷、恒電流負荷及恒功率負荷，恒阻抗負荷宜采用電阻、電感或電容元件模擬，恒功率、恒電流負荷宜采用綜合負荷模型模擬；涉及電壓穩(wěn)定的區(qū)域，應采用感應電動機模型。e)柔性交流輸電設備模型：包括靜止同步補償器(STATCOM)、可控串聯(lián)補償裝置(TCSC)、統(tǒng)一潮流控制器(UPFC)、可控高抗裝置(CSR)以及靜止無功補償裝置(SVC)等，根據(jù)研究需要建模。5.3直流工程一次系統(tǒng)數(shù)字模型直流工程一次系統(tǒng)數(shù)字模型應按照實際工程主回路結(jié)構及參數(shù)建立，要求如下。a)換流變壓器模型：應采用有載調(diào)壓功能的模型，參數(shù)應包括額定容量、一次和二次繞組結(jié)構、額可按三相模擬，也可按單相模擬；應支持輸入擋位調(diào)節(jié)指令；應支持輸出換流變壓器電流、換流變壓器電壓以及分接開關擋位等。b)換流閥模型：換流閥參數(shù)應包括閥通態(tài)電阻、關斷電阻、閥換相恢復最小角度以及閥等值電容等參數(shù)，應支持輸入脈沖觸發(fā)指令及輸出閥電流信號；換流變壓器與換流閥模型可獨立設置，也可組合建模。c)交流濾波器模型：宜根據(jù)濾波器結(jié)構和參數(shù)使用組合模型，也可使用電容、電阻和電抗等元件自行建立；研究內(nèi)過電壓問題時，應包括相應的避雷器模型。d)直流濾波器模型：宜根據(jù)濾波器的結(jié)構和參數(shù)使用組合模型，也可用電容、電阻和電抗等元件自行建立；研究內(nèi)過電壓問題時，應包括相應的避雷器模型。e)直流線路模型和接地極線路模型：應按桿塔和導線參數(shù)，使用頻率相關的分布參數(shù)模型建立。f)阻波器模型：對于在中性線裝設工頻阻波器的工程，應按回路結(jié)構和參數(shù)建立。g)開關模型：包括振蕩回路的中性線開關、轉(zhuǎn)換開關和旁路開關等，開關的開斷電流應根據(jù)工程實際參數(shù)設置。h)避雷器模型：直流場中性線避雷器、高壓母線區(qū)等避雷器應根據(jù)現(xiàn)場實際和試驗需要配置，合理設置伏安特性曲線；多個并聯(lián)避雷器可等值設置，相關拐點等參數(shù)應按工程參數(shù)折算。46直流控制保護物理仿真系統(tǒng)6.1一般規(guī)定直流控制保護物理仿真系統(tǒng)與電氣量相關的控制和保護功能應完備，對于閥冷、水冷等非電氣量部分以及冗余設計等宜簡化。設計時，在保證與實際工程直流控制保護系統(tǒng)的體系架構和功能設計基本一致的情況下，多個相近工程之間可復用。6.2體系架構直流控制保護物理仿真系統(tǒng)的分層應與實際工程系統(tǒng)一致，并應符合下列規(guī)定。a)站層/雙極層的交流站控、交流濾波器控制以及其他交流保護、輔助控制系統(tǒng)可簡化；雙極層控制功能未和極控集成時，應配置獨立的直流站控。b)極層控制保護系統(tǒng)應包括極層控制和極層保護系統(tǒng)，直流濾波器保護采用獨立設備時，可不配置；極保護采用三取二冗余配置時，應配置獨立的極層三取二裝置。c)閥組層設備應包括閥組控制和閥組保護，配置應與實際工程一致；閥組保護采用三取二冗余配置時，應配置獨立的閥組層三取二保護裝置。直流控制保護物理仿真系統(tǒng)的冗余配置應包括控制保護主機、I/O接口和各層級網(wǎng)絡，對于不考慮保護主機切換的仿真研究，可采用單套設計?？筛鶕?jù)仿真試驗項目要求，選擇部分控制、保護主機進行冗余設計，冗余配置方案與實際工程的控制保護系統(tǒng)一致。無論主機是否冗余，I/O接口均可采用單套設計。直流控制保護物理仿真系統(tǒng)的通信應包括控制保護主機間、主機和I/O之間以及主機與后臺工作站之間的通信。通信網(wǎng)絡分層、不同通信網(wǎng)絡的功能定位、通信協(xié)議以及跨屏柜通信介質(zhì)等，應采用與實際工程一致的解決方案。通信通道可采用單套配置簡化設計。屏柜設計宜遵循控制主機、保護主機分別獨立組屏，兩極設備分別獨立組屏的原則。也可根據(jù)仿真試驗實際需求，將控制主機、保護主機、I直流控制保護物理仿真系統(tǒng)應具備下列功能。a)運行人員控制子系統(tǒng)應包含運行人員工作站和工程師工作站功能。b)直流控制子系統(tǒng)應包含直流站控、雙極控制、極控制和閥組控制功能。c)直流保護子系統(tǒng)應包含換流器區(qū)、極區(qū)、直流濾波器區(qū)、雙極區(qū)和直流線路的保護功能。56.3.2運行人員控制子系統(tǒng)運行人員控制子系統(tǒng)要求如下。a)設計規(guī)定：1)宜按站配置工作站，每臺工作站功能參照實際工程要求配置；應選擇一臺工作站作為工程師工作站；2)應配置監(jiān)控服務和文件服務功能；3)應確保仿真系統(tǒng)對時準確。b)功能要求：1)應具備數(shù)據(jù)儲存、運行監(jiān)視及操控等功能；2)應具備程序修改編譯下載、在線調(diào)試和故障錄波分析等功能。6.3.3直流控制子系統(tǒng)直流控制子系統(tǒng)要求如下。a)設計規(guī)定：直流控制子系統(tǒng)的功能配置應與實際工程控制保護系統(tǒng)一致。b)功能要求：1)應至少具備雙極大地回線運行方式、單極大地回線運行方式和單極金屬回線運行方式控制功能，如工程有融冰/阻冰運行方式，可根據(jù)研究需要配置；2)對于特高壓直流工程，直流控制子系統(tǒng)除具備1)要求外，還應具備單極單閥組運行方式、單極雙閥組運行方式、雙極單閥組運行方式、雙極三閥組混合運行方式和雙極四閥組運行方式控制功能；3)基本控制功能應包括主控站選擇、功率傳輸方向控制、直流全壓/降壓運行控制、開路試制、不平衡電流限制和監(jiān)視等；4)保護性監(jiān)視功能應包括換相失敗預測、開路試驗監(jiān)視、電壓應力監(jiān)視、交流低電壓監(jiān)視、不平衡運行監(jiān)視、閥丟脈沖保護等；5)雙極控制層功能應包括附加控制、兩極電流平衡控制、極間緊急功率轉(zhuǎn)移、向各極控制層分配功率指令、兼管全站順序控制、全站無功控制等；6)極控制層/閥組控制層功能應包括電流、電壓、關斷角的閉環(huán)控制，并給本極閥組層提供穩(wěn)態(tài)運行的電流指令或觸發(fā)角指令，實現(xiàn)電流限制、閥組投退控制、本極相關無功控制等功能；實現(xiàn)閥脈沖觸發(fā)控制、閥脈沖產(chǎn)生、換流器的解鎖/閉鎖等；7)附加控制功能應包括功率提升回降、阻尼次同步振蕩、頻率控制等。6.3.4直流保護子系統(tǒng)直流保護子系統(tǒng)應符合下列要求。a)設計規(guī)定：直流保護子系統(tǒng)的整體功能及各分區(qū)功能配置應與實際工程控制保護系統(tǒng)一致。b)功能要求：1)換流器保護：應包含閥短路保護、換相失敗保護、閥組過流保護、閥直流差動保護、閥組過壓保護、閥組欠壓保護、換流變壓器閥側(cè)中性點偏移保護、旁通斷路器保護和旁通對過載保護功能；2)極區(qū)保護：應包含50Hz/100Hz保護、直流極母線差動保護、直流中性母線差動保護、直流極差動保護、接地極引線開路保護、直流行波保護、直流線路突變量保護、直流線路低電壓保護、直流線路縱差保護、交直流碰線保護、中性母線轉(zhuǎn)換開關保護、直流欠壓保護、直6流過壓保護、換流器連接線差動保護、金屬回線橫差保護和金屬回線縱差保護功能；3)雙極區(qū)保護：應包含雙極中性線差動保護、站接地過流保護、站接地過流后備保護、轉(zhuǎn)換開關保護、金屬回線接地保護、接地極引線過負荷保護和接地極引線不平衡監(jiān)測功能；4)直流濾波器保護：應包含電阻/電抗過負荷保護、失諧保護、差動保護、高壓電容器不平衡保護和高壓電容器接地保護功能。7數(shù)?；旌戏抡娼涌?.1一般規(guī)定數(shù)模混合仿真接口根據(jù)傳遞媒介的不同，可分為電信號接口和光信號接口，電信號接口采用電纜為通信介質(zhì)，光信號接口采用光纖為通信介質(zhì)。7.2電信號接口電信號可分為下列信號，要求如下。a)開關量信號：1)實時數(shù)字仿真器的開出開關量信號應經(jīng)電信號接口轉(zhuǎn)換為24V/110V/220V直流信號后接入直流控制保護物理仿真系統(tǒng)；直流控制保護物理仿真系統(tǒng)的開出開關量24V直流信號經(jīng)電信號接口模數(shù)轉(zhuǎn)換后送入實時數(shù)字仿真器；2)直流工程換流閥的觸發(fā)脈沖信號宜使用電信號接口(24VDC)經(jīng)模數(shù)轉(zhuǎn)換后送至閥模型；對于控制保護系統(tǒng)，兩極的脈沖應分別送至對應閥組；雙12脈動特高壓直流工程每極的兩個閥組脈沖應分別送至對應閥組；背靠背直流工程兩側(cè)脈沖應分別送至對應閥組。b)模擬量信號：實時數(shù)字仿真器的模擬量可通過電信號接口數(shù)模轉(zhuǎn)換成小信號形式(一般為-10V～+10V),直接接入直流控制保護物理仿真系統(tǒng)；根據(jù)需要，也可經(jīng)功率放大器、遠端模塊箱體、合并單元處理后再接入直流控制保護物理仿真系統(tǒng)。7.3光信號接口光信號接口可與直流控制保護物理仿真系統(tǒng)直接相連，不連接測量環(huán)節(jié)、合并單元或與現(xiàn)場一致的其他設備。傳輸數(shù)據(jù)的協(xié)議要求可參照高速串行通信協(xié)議。接口性能應達到以下要求。a)直流控制保護物理仿真系統(tǒng)輸出至實時數(shù)字仿真器的數(shù)據(jù)與實時數(shù)字仿真器輸出至直流控制保護物理仿真系統(tǒng)的數(shù)據(jù)傳輸周期可不同，應獨立且可調(diào)；一個完整數(shù)據(jù)幀的傳輸周期不宜大于仿真步長的10%。b)應滿足同步性要求。7.4接口交互信號直流控制保護物理仿真系統(tǒng)與實時數(shù)字仿真器之間傳送開關量和模擬量，交互的接口信號應包括下列內(nèi)容。a)直流控制保護物理仿真系統(tǒng)輸出至實時數(shù)字仿真器的開關量信號：1)直流控制保護物理仿真系統(tǒng)發(fā)出的控制脈沖；2)變壓器分接開關控制命令；3)交流濾波器無功投切及開關分合命令；4)直流場開關、刀閘分合命令；5)換流變壓器進線開關分合命令。7b)實時數(shù)字仿真器輸出至直流控制保護物理仿真系統(tǒng)的開關量信號：1)變壓器分接開關擋位；2)交流濾波器開關分合位；3)直流場開關、刀閘分合位；4)換流變壓器進線開關分合位。c)實時數(shù)字仿真器輸出至直流控制保護物理仿真系統(tǒng)的模擬量信號：1)交流母線電壓；2)交流進線電流；3)直流場各測點電壓、電流；4)換流變壓器閥側(cè)電壓、電流。8試驗驗證8.1一般規(guī)定直流工程數(shù)?；旌戏抡嫦到y(tǒng)試驗驗證應包含控制系統(tǒng)試驗驗證、保護系統(tǒng)試驗驗證和一致性試驗驗證。一致性試驗應在與現(xiàn)場試驗相同的工況下，通過直流工程數(shù)?；旌戏抡孢M行與現(xiàn)場完全一致的試驗，并將仿真試驗波形與現(xiàn)場試驗波形進行比較，應至少包括逆變側(cè)交流線路單相接地、直流線路單極接地、功率階躍和電流階躍試驗。8.2控制系統(tǒng)功能性試驗驗證8.2.1有功控制試驗項目和試驗程序具體如下。a)穩(wěn)態(tài)參數(shù)校核：針對不同工況的穩(wěn)態(tài)參數(shù)進行校核，重點檢查直流功率、直流電壓、直流電流、隔觸發(fā)脈沖檢查，具體試驗項目的試驗程序按表A.1的規(guī)定。b)起停、功率升降、系統(tǒng)切換及控制模式轉(zhuǎn)換試驗，具體試驗項目的試驗程序按表A.2規(guī)定。c)電流階躍、功率階躍、電壓階躍、關斷角階躍等動態(tài)響應試驗，具體試驗項目的試驗程序按表A.3規(guī)定。d)電流裕度補償具體試驗項目的試驗程序按表A.4規(guī)定。e)過負荷限制等試驗具體試驗項目的試驗程序按表A.5規(guī)定。8.2.2無功功率控制試驗項目按表A.6的規(guī)定。對整流站、逆變站應分別進行無功功率控制試驗。8.2.3外特性曲線試驗項目按表A.7的規(guī)定。8.2.4順序控制與聯(lián)鎖試驗項目和試驗程序具體如下，對整流站、逆變站應分別進行試驗。a)換流器順序控制，具體試驗項目按表A.8的規(guī)定。b)極順序控制，具體試驗項目按表A.9的規(guī)定。c)雙極順序控制，具體試驗項目按表A.10的規(guī)定。8.2.5解閉鎖順序控制試驗項目和試驗程序具體如下，對整流站、逆變站應分別進行試驗。a)正常解閉鎖順序控制，具體試驗項目按表A.11的規(guī)定。b)保護閉鎖，具體試驗項目按表A.12的規(guī)定。c)保護性控制功能，具體試驗項目按表A.13的規(guī)定。8.2.6空載加壓試驗項目按表A.14的規(guī)定，對整流站、逆變站應分別進行試驗。8.2.7附加控制試驗項目按表A.15的規(guī)定，對整流站、逆變站應分別進行試驗。8.2.8分接開關控制試驗項目按表A.16的規(guī)定，對整流站、逆變站應分別進行試驗。8.2.9閥組在線投退試驗項目按表A.17的規(guī)定，對整流站、逆變站應分別進行試驗。88.3保護系統(tǒng)功能性試驗驗證8.3.1閥保護試驗項目按表A.18的規(guī)定，對整流站、逆變站應分別進行試驗。8.3.2極保護試驗項目按表A.19的規(guī)定，對整流站、逆變站應分別進行試驗。8.3.3雙極保護試驗項目按表A.20的規(guī)定，對整流站、逆變站應分別進行試驗。8.3.4直流線路保護試驗項目按表A.21的規(guī)定，不同過渡電阻、不同故障位置應進行直流線路故障試驗。8.3.5直流濾波器保護試驗項目按表A.22的規(guī)定，對整流站、逆變站應分別進行試驗。8.3.6交流系統(tǒng)故障試驗項目按表A.23的規(guī)定。不同過渡電阻、不同故障方式，對整流站、逆變站交流系統(tǒng)應分別進行交流故障試驗。8.4一致性試驗驗證8.4.1逆變側(cè)交流線路單相接地故障仿真與現(xiàn)場故障錄波比對，故障前直流功率、直流電壓、直流電流、交流電壓、換流器運行觸發(fā)角，故障期間交流電壓跌落水平、持續(xù)時間等應保持一致；故障過程直流功率波形特性應保持一致，最大直流功率水平和最小直流功率水平誤差應均不超過10%。具體試驗項8.4.2直流線路單極接地故障仿真與現(xiàn)場故障錄波比對，故障前直流功率、直流電壓、直流電流、交流電壓水平、換流器運行觸發(fā)角、直流線路故障位置，故障期間直流電壓跌落水平、持續(xù)時間等應保持一致；故障過程直流功率波形特性應保持一致，最大直流功率水平和最小直流功率水平誤差均不超過5%。具體試驗項目列于表A.24。8.4.3功率階躍和電流階躍仿真與現(xiàn)場故障錄波比對，試驗前的功率控制模式、直流功率或者直流電流水平、兩個換流站的觸發(fā)角、上(下)階躍量和階躍持續(xù)時間應與現(xiàn)場保持一致，階躍量一般設定為額定值的10%;階躍波形特性應與現(xiàn)場保持一致，最大超調(diào)量誤差不超過階躍量的±8%、恢復時間指標誤差不超過現(xiàn)場恢復時間的10%。具體試驗項目列于表A.24。9(規(guī)范性)試驗驗證項目A.1控制系統(tǒng)功能性試驗驗證A.1.1有功控制試驗A.1.1.1穩(wěn)態(tài)參數(shù)校核表A.1規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流和背靠背直流應進行的穩(wěn)態(tài)參數(shù)校核試驗項目。部分試驗按照下列程序執(zhí)行。a)最小觸發(fā)角檢查：檢查控制程序中最小觸發(fā)角參考值大小，核查最小觸發(fā)角設置值為5°,觸發(fā)角度任何條件下都不會小于5°。b)最小關斷角檢查：檢查控制程序中最小關斷角參考值大小。c)等間隔觸發(fā)脈沖檢查：觸發(fā)錄波檢查每個閥組12路觸發(fā)脈沖依次相差60°且呈等間隔分布，三角形接線閥脈沖超前或滯后星形接線閥脈沖30°(根據(jù)換流變接線方式)。表A.1穩(wěn)態(tài)參數(shù)校核試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送雙極穩(wěn)態(tài)參數(shù)校核●●●2功率反送雙極穩(wěn)態(tài)參數(shù)校核●●●3功率正送單極穩(wěn)態(tài)參數(shù)校核●●O4功率反送單極穩(wěn)態(tài)參數(shù)校核●●O5最小觸發(fā)角檢查●●●A.1.1.la)6最小關斷角檢查●●●A.1.1.1b)7等間隔觸發(fā)脈沖檢查●●●A.1.1.1c)○表示非必做試驗。表A.2～表A.24意義相同。A.1.1.2不同運行方式下起停、功率升降、系統(tǒng)切換及控制模式轉(zhuǎn)換試驗切換及控制模式轉(zhuǎn)換試驗項目。表A.2不同運行方式下起停、功率升降、系統(tǒng)切換及控制模式轉(zhuǎn)換試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送雙極起、停●●●GB/T30423—20136.1.22功率正送雙極功率升降●●●GB/T30423—20136.1.43功率正送雙極在功率升降過程中系統(tǒng)切換、功率保持●●●DL/T1130—20096.2.14功率正送單極起、?！瘛瘛馟B/T30423—20136.1.25功率正送單極功率升降●●●GB/T30423—20136.1.26功率正送單極在功率升降過程中系統(tǒng)切換、功率保持●●●DL/T1130—20096.2.17功率正送單換流器起、停OGB/T30423—20136.1.28功率正送單換流器功率升降●OOGB/T30423—20136.1.49功率正送單換流器在功率升降過程中系統(tǒng)切換、功率保持●OOGB/T30423—20136.1.4功率正送主控站轉(zhuǎn)換●●ODL/T1130—20096.2.1功率正送聯(lián)合\獨立模式轉(zhuǎn)換●ODL/T1130—20096.2.1功率正送全壓\降壓轉(zhuǎn)換●OGB/T30423—20136.2.5功率正送雙極功率\單極功率\極電流模式轉(zhuǎn)換●GB/T30423—20136.2.3功率反送雙極起、?！瘛瘛馟B/T30423—20136.1.2功率反送雙極功率升降●●●GB/T30423—20136.1.4功率反送雙極在功率升降過程中系統(tǒng)切換、功率保持●●●DL/T1130—20096.2.1功率反送單極起、?！瘛瘛馟B/T30423—20136.1.2功率反送單極功率升降●●●GB/T30423—20136.1.4功率反送單極在功率升降過程中系統(tǒng)切換、功率保持●●●DL/T1130—20096.2.1功率反送單換流器起、?！馩〇GB/T30423—20136.1.2功率反送單換流器功率升降●OOGB/T30423—20136.1.4功率反送單換流器在功率升降過程中系統(tǒng)切換、功率保持●OODL/T1130—20096.2.1功率反送主控站轉(zhuǎn)換●●ODL/T1130—20096.2.1功率反送聯(lián)合\獨立模式轉(zhuǎn)換●●ODL/T1130—20096.2.1功率反送全壓\降壓轉(zhuǎn)換●●○GB/T30423—20136.2.5功率反送雙極功率\單極功率\極電流模式轉(zhuǎn)換●●●GB/T30423—20136.2.3功率正送雙極自動功率曲線●●GB/T30423—20136.2.6表A.3動態(tài)響應試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送單極電流階躍響應試驗●●●2功率正送單極單換流器電流階躍響應試驗●○O3功率正送單極功率階躍響應試驗●●●4功率正送單極單換流器功率階躍響應試驗●OO5功率正送單極電壓階躍響應試驗●●●6功率正送單極單換流器電壓階躍響應試驗●OO7功率正送單極關斷角階躍響應試驗●●●8功率正送單極單換流器關斷角階躍響應試驗●OOA.1.1.4電流裕度補償試驗表A.4電流裕度補償試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送單極電流裕度補償試驗●●●2功率正送單極單換流器電流控制電流裕度補償試驗●OOA.1.1.5過負荷限制試驗表A.5過負荷限制試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送單極過負荷限制試驗，過負荷2h●●●制試驗(Umax/Qmax)、絕對最小濾波器試驗和交流濾波器切除試驗。部分試驗按照下列程序執(zhí)行。a)功率正送最大無功功率(Qmax)試驗：修改無功控制中最大無功功率(Qmax)定值，使其低于當前無功交換值，核實最大無功交換控制切除一組交流濾波器。b)功率正送絕對最小濾波器不滿足降功率：直流運行，檢查到當前功率不滿足最小濾波器控制要c)功率正送過壓快切試驗：直流正常運行，檢查到交流電壓超出正常范圍，切除某組交流濾波器，檢查交流電壓恢復至正常范圍。d)功率正送停極全切交流濾波器試驗：正常閉鎖全極，檢查交流濾波器全部切除。e)功率正送后備無功功能驗證試驗：直流正常運行，改變電壓參考值/無功功率參考值的大小，致使投/切一小組濾波器。表A.6無功功率控制試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送絕對最小濾波器替換●●●2●●●3●●●4功率正送Umax試驗●●●5功率正送Qmax試驗●●●A.1.2a)6功率正送絕對最小濾波器試驗●●●7功率正送絕對最小濾波器不滿足降功率●●●A.1.2b)8功率正送過壓快切試驗●●●A.1.2c)9功率正送停極全切交流濾波器試驗●●●A.1.2d)功率正送后備無功功能驗證試驗●●●A.1.2e)A.1.3外特性曲線試驗表A.7規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流、背靠背直流應進行的外特性曲線試驗項目。試驗按照下列程序執(zhí)行。a)功率正送單極800kV外特性曲線：通過調(diào)整分接開關、交流電壓等的方式，獲得0.1p.u.~1.0p.u.運行工況內(nèi)各個運行點的直流電壓和直流電流，描繪出兩端換流站外特性曲線。b)功率正送單極單換流器400kV外特性曲線：通過調(diào)整分接開關、交流電壓等的方式，獲得0.1p.u.～1.0p.u.運行工況內(nèi)各個運行點的直流電壓和直流電流，描繪出兩端換流站外特性表A.7外特性曲線試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送單極800kV外特性曲線●●●A.1.3a)2功率正送單極單換流器400kV外特性曲線●〇OA.1.3b)注：常規(guī)直流、背靠背直流按實際電壓等級做全電壓外特性曲線。A.1.4.1換流器順序控制試驗表A.8規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流、背靠背直流應進行的順序控制及聯(lián)鎖試驗項目。表A.8順序控制及聯(lián)鎖試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1換流器RFE/帶電●●●2換流器連接/隔離●●●A.1.4.2極順序控制試驗表A.9極順序控制試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1極連接/隔離●●●2直流濾波器連接/隔離●●●3聯(lián)合/獨立控制●●●4極控層功率正送/反送順控●●●5全壓/降壓轉(zhuǎn)換●●●6空載加壓順序控制●●●A.1.4.3雙極順序控制試驗表A.10雙極順序控制試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1選擇雙極功率控制●●●DL/T1130—20095.2.12雙極控制主從站切換●●●DL/T1130—20095.2.13雙極層功率正送/反送順控●●●DL/T1130—20095.2.1A.1.5解閉鎖順序控制試驗A.1.5.1正常解閉鎖順序控制試驗表A.11正常解閉鎖順序控制試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送雙極解閉鎖順序控制●●●2功率正送單極解閉鎖順序控制●●●3功率正送單極單換流器解閉鎖順序控制●〇O4功率反送雙極解閉鎖順序控制●●●5功率反送單極解閉鎖順序控制●●●6功率反送單極單換流器解閉鎖順序控制A.1.5.2保護閉鎖表A.12規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流、背靠背直流應進行的保護閉鎖試驗項目。試驗按照下列程序執(zhí)行。a)功率正送不投入旁通對閉鎖(X閉鎖)順序控制試驗：起動換流器，在極保護兩套系統(tǒng)(PPRA和PPRB),通過相應軟件啟動保護跳閘，核實X閉鎖。b)功率正送有條件投入旁通對閉鎖(Y閉鎖)順序控制試驗：起動換流器，在極保護兩套系統(tǒng)(PPRA和PPRB),通過相應軟件啟動保護跳閘，核實Y閉鎖。c)功率正送總是投入旁通對閉鎖(Z閉鎖)順序控制試驗：起動換流器，在極保護兩套系統(tǒng)(PPRA和PPRB),通過相應軟件啟動保護跳閘，核實Z閉鎖。d)功率正送針對特高壓直流閥組內(nèi)部短路或接地專項保護閉鎖(S閉鎖)順序控制試驗：起動換流器，在極保護兩套系統(tǒng)(PPRA和PPRB),通過相應軟件啟動表A.12保護閉鎖試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送X閉鎖順序控制試驗●●●A.1.5.22功率正送Y閉鎖順序控制試驗●●●A.1.5.23功率正送Z閉鎖順序控制試驗●●●A.1.5.24功率正送S閉鎖順序控制試驗●●●A.1.5.2表A.13規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流、背靠背直流應進行的保護性控制功能試驗項目。功率正送閥誤觸發(fā)跳閘試驗按照下列程序執(zhí)行：起動換流器，退出一套控制系統(tǒng)，拔出或者屏蔽值班控制系統(tǒng)某一橋臂觸發(fā)脈沖信號，核實閥誤觸發(fā)保護跳閘。序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送緊急停運試驗●●●2功率正送閥誤觸發(fā)跳閘試驗●●●A.1.5.3A.1.6空載加壓試驗序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1單閥組空載加壓試驗●●●2雙閥組空載加壓試驗●○OA.1.7附加控制試驗表A.15規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流、背靠背直流應進行的附加控制試驗項目。表A.15附加控制試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送，頻率控制●●●DL/T1130—20096.2.1.112功率控制，功率提升●●●DL/T1130—20096.2.1.113功率控制，功率回降●●●DL/T1130—20096.2.1.114功率控制，功率調(diào)制●●●DL/T1130—20096.2.1.11A.1.8分接開關控制試驗表A.16規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流、背靠背直流應進行的換流變壓器分接開關控制試驗項目。部分試驗按照下列程序執(zhí)行。a)功率正送空載控制：換流變充電后，核實分接開關自動上升至解鎖擋位。b)功率正送電壓應力限制功能：在控制程序中對“禁止升分接頭定值Uaog”進行置數(shù)，使其小于當前理想空載直流電壓(Uaio),將分接頭設置為手動控制，升高分接頭操作應被禁止，完成后恢復置數(shù)；在程序中對“電壓應力下降分接頭定值Uao.”進行置數(shù)，使其小于當前Uao,電壓應力限制功能降低分接頭擋位使Uao低于Udo_1。c)功率正送電壓應力保護動作：在控制程序中置數(shù)電壓應力保護功能動作，核實電壓應力保護動d)功率正送高低壓閥組再同步：將高端閥組分接頭調(diào)為手動模式，將分接頭擋位升高2擋，恢復自動模式，高、低端閥組分接頭應重新同步功能使分接頭擋位差不超過1擋。e)功率正送極I、極Ⅱ再同步：雙極平衡運行，將極I高、低端閥組分接頭調(diào)為手動模式，將分接頭擋位升高2擋，恢復自動模式，兩極分接頭應重新同步功能使分接頭擋位差恢復為1擋。表A.16分接開關控制試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送分接開關自動/手動控制●●●GB/T30423—20136.1.52功率正送擋位步長調(diào)節(jié)校核●●●GB/T30423—20136.1.53功率正送空載控制●●●A.1.8a)4功率正送電壓應力限制功能●●●A.1.8b)5功率正送電壓應力保護動作●●●A.1.8c)6功率正送高低壓閥組再同步●OA.1.8d)7功率正送極I、極Ⅱ再同步OA.1.8e)A.1.9閥組在線投退試驗表A.17規(guī)定了特高壓直流應進行的閥組在線投退試驗項目。表A.17閥組在線投退試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送，雙極運行投入退出●OO2功率正送，單極運行投入退出●〇OA.2保護系統(tǒng)功能性試驗驗證A.2.1閥保護試驗閥保護主要是針對換流器提供保護，其保護的范圍全在閥廳內(nèi)部。特高壓直流閥組保護的閥區(qū)故障點宜按照圖A.1設置。表A.18規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流和背靠背直流應進行的閥保護試驗項目。試驗按照下列程序執(zhí)行。a)直流系統(tǒng)按照試驗需要的方式運行。b)在直流系統(tǒng)一次模型中相應位置模擬故障，在故障發(fā)生前設置故障開始時間、故障結(jié)束時間。c)記錄、分析事件和波形，確認動作信息正確。標引序號說明：F9——丟脈沖；F11——閥橋臂短路；F12——換流器高端接地；F13——換流器高端對中點短路；F14——換流器中點接地；F16——星/星接線(YY)換流器單相接地；F17——星/星接線(YY)換流器相間短路；F18——星/三角接線(YD)換流器單相接地；F19——星/三角接線(YD)換流器相間短路；F20——中性母線靠近閥側(cè)接地故障。圖A.1閥區(qū)故障點示意圖序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送，丟脈沖故障F9●●●A.2.12功率正送，換流器故障，旁通斷路器合故障F10●OOA.2.13功率正送，換流器故障，旁通斷路器開故障F10●O〇A.2.14功率正送，換流器故障，閥短路F1l●●●A.2.15功率正送，換流器故障，換流器高壓側(cè)接地故障F12●●A.2.16功率正送，換流器故障，換流器高壓端對中點短路F13●●A.2.17功率正送，換流器故障，換流器中點接地故障F14●●A.2.18功率正送，換流器故障，換流器短路F15●●A.2.19功率正送，換流器故障，YY換流器單相故障F16●●●A.2.1功率正送，換流器故障，YY換流器相間故障F17●●●A.2.1功率正送，換流器故障，YD換流器單相故障F18●●A.2.1功率正送，換流器故障，YD換流器相間故障F19●●A.2.1功率正送，換流器故障，換流器低壓側(cè)接地故障F20●●A.2.1A.2.2極保護試驗極區(qū)的故障點宜按照圖A.2設置。表A.19規(guī)定了特高壓直流、常規(guī)直流和背靠背直流進行的極保護試驗項目。試驗按照下列程序執(zhí)行。a)直流系統(tǒng)按照試驗需要的方式運行。標引序號說明：F1、F2——極母線接地故障；F3——極中點接地故障；F4、F5——極中性母線接地故障；F6——接地極開路故障；F7——中性母線開關故障。圖A.2極區(qū)故障點示意圖表A.19極保護試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送，極故障，極母線對地故障Fl●●●A.2.22功率正送，極故障，極母線對地故障F2●●●A.2.23功率正送，極故障，極中點接地F3●OOA.2.24功率正送，極故障，極中性母線接地F4●●OA.2.25功率正送，極故障，極中性母線接地F5●●OA.2.26功率正送，極故障，接地極線路開路F6●●OA.2.27功率正送，極故障，中性母線開關故障F7●●OA.2.2A.2.3雙極保護試驗雙極區(qū)保護的范圍在接地極與極中性母線直流電流測點之間的部分，其中還包括了金屬回線測點金屬返回線直流電流與測點直流場中性母線直流電流之間的部分。在雙極區(qū)配置的保護中，涉及的測點有兩個極的直流場中性母線直流電流，接地極線路1直流電流，接地極線路2直流電流，直流場金屬返回線直流電流，站接地開關電流和中性母線避雷器電流。雙極區(qū)的故障點宜按照圖A.3設置。表A.20規(guī)定了特高壓直流和常規(guī)直流應進行的雙極保護試驗項目。試驗按照下列程序執(zhí)行。a)直流系統(tǒng)按照試驗需要的方式運行。b)在直流系統(tǒng)一次模型中雙極區(qū)相應位置模擬故障，在故障發(fā)生前設置故障開始時間、故障結(jié)束時間。安標引序號說明：F25——雙極中性母線接地故障；F40——接地極開路故障；F42——金屬回線返回線接地故障；F43——接地極引線開路故障；F44——金屬回線轉(zhuǎn)換開關故障；F45——大地回線轉(zhuǎn)換開關故障；F46——中性母線接地開關故障；F47——站內(nèi)接地過流故障；F48——金屬回線連線接地故障。圖A.3雙極區(qū)故障點示意圖表A.20雙極保護試驗項目序號試驗項目特高壓直流常規(guī)直流背靠背直流試驗方法1功率正送，雙極故障，雙極中性母線接地故障F25●●OA.2.32功率正送，雙極故障，接地極線不平衡F43●●OA.2.33功率正送，雙極故障，站接地過流保護F47●●OA.2.34功率正送，雙極故障，中性母線接地開關故障F46●●OA.2.35功率正送，雙極故障，大地回線轉(zhuǎn)換開關故障F45●●OA.2.36功率正送，雙極故障，金屬回線轉(zhuǎn)換開關故障F44●●CA.2.37功率正送，雙極故障，金屬回線連接線接地故障F48●●OA.2.38功率正送，雙極故障，金屬回線返回線路接地故障F42●OA.2.3A.2.4直流線路保護試驗直流線路的故障點宜按照圖A.4設置。表A.21規(guī)定了特高壓直流和常規(guī)直流應進行的直流線路保護試驗項目。試驗按照下列程序執(zhí)行。a)直流系統(tǒng)按照試驗需要的方式運行。b)在直流系統(tǒng)一次模型中直流線路相應位置模擬故障，在故障發(fā)生前設置故障開始時間、故障結(jié)束時間。c)記錄、分析事件和波形，確認