区域。直流保护必须对保护区域的所有相关的直流设备进行保护。相邻保护区域之间应重叠，不存在 保护死区。保护功能应考虑与阀自身保护的配合。 直流保护宜按照下述分区进行配置： a）换流器区域：指阀组、阀组与交流母线的部分连接线路及连接于该线路上的所有设备。 b）直流场区域：指从阀厅直流侧测点至对侧换流站之间串联的直流电抗器以及直流输电线路等 设备。 c 联接变压器保护区域：包括联接变压器、联接变压器网侧与交流开关场相连的交流断路器之间 区域的所有设备。 d）站内交流连接母线保护区域：包括联接变压器阀侧套管至桥臂电抗器网侧区域之间的所有 设备。

5.1.2保护系统穴余

保护应采用三重化配置、三取二出口，以保证其可靠性；应既能防止拒动，又能防止误动。保护 的防误动措施应当在每一重保护的设计中完成，保护出口均应独立起动跳闸。 每重保护都应完整覆盖所规定的区域，并能独立地对所保护设备或区域进行全面、正确的保护。 各重保护之间在物理上和电气上应完全独立，即有各自独立的电源问路、测量互感器的二次绕组、信 号输入/输出回路、跳闸回路、通信回路、主机以及二次绕组与主机之间的所有相关通道、装置和接 口。任意一重保护因故障、检修或其他原因而完全退出时，不应影响其他各重保护，并对整个直流系 统的正常运行没有影响。

别墅标准规范范本5.1.3测量点及测量装量

保护测点配置必须满 直流测量设备的精度和动态测 量范围应与保护功能相匹配。 模拟重视

每一套保护提供两路跳闸出口，满足断路器两路跳闸要求。 每：套保护应提供一路闭锁出！，可以通过控制设备，实现闭锁直流系统的功能。

柔性直流输电系统保护功能和动 统的运行方式： 在运行过程中 的配置和调整，自动适应工程确定的所有 运行方式切换过程中出现保护

5.2.2保护功能配置

5.2.2.1换流器区保护

对于柔性直流输电系统换流器区主设备，一般可根据工.程需要选择配置以下保护功能。 a）桥臂过流保护：检测换流阀及直流接地短路故障。 b）桥臂电抗差动保护：检测电抗器及相连母线接地故障。 C）阀差动保护：检测阀组接地故障。 d）桥臂环流保护：检测控制或者桥臂电抗匝间短路故障引起桥臂环流过大。 e）交流过流保护：检测换流阀及直流接地短路故障，

5.2.2.2直流场区保护

对于柔性直流输电系统直流场区主设备，一般可根据工程需要选择配置以下保护功能。 a）直流电压不平衡保护：检测直流线路或母线单极接地故障，交流接地故障。 b）直流欠压过流保护：检测直流线路双极短路故障。 c）直流低电压保护：检测直流线路异常电压故障，可作为直流欠压过流保护和交流欠压保护的后 备保护。 d）直流过电压保护：保护直流设备免受直流过电压的损坏。 e）直流线路纵差保护：检测直流线路接地故障，作为直流欠压过流保护和直流电压不平衡保护的 后备保护。 f）直流场接地过流保护：检测直流系统发生的接地故障。 g）谐波保护：检测因控制系统故障或线路碰线造成的谐波或低频分量。 h）直流过流保护：检测直流线路出现过流的故障。 i）直流母线差动保护：检测站内直流母线发生的接地故障。

5.2.2.3联接变压器区保护

对于柔性置流输电系统联接变压器保护区主设备，一般可根据工程需要选择配置以下保护功能。 a）交流欠压保护：检测交流系统故障引起换流器交流电压长时间欠压的故障。 b）交流过压保护：检测交流系统故障引起换流器交流电压过压的故障。 c）交流频率保护：检测联接变压器网侧交流电压频率异常。 d）联接变压器阀侧中性点偏移保护：监测联接变压器阀侧交流引线出现的接地故障，作为解锁前 的必要条件。 e）联接变压器中性点电阻热过载保护：保护中性点电阻长期通流发热所导致的设备损坏。 f）联接变压器差动保护： 1）保护范围应包括联接变压器网侧和阀侧的电流互感器之间的区域。 2）保护应能正确检测保护范围内的接地和匝间短路故障。 3）保护应当设置2次谱波分量和5次谐波分量的制动特性，防止励磁涌流引起保护误动。 4）保护应具有穿越电流制动特性，在差动电流很高的情况下，保护配有差动速断实现快速 跳闸。 g）联接变压器大差保护（包括换流母线和联接变压器）： 1）保护应通过测量联接变压器引线和联接变压器阀侧的电流，以检测联接变压器引线上或联 接变压器的故障。 2）保护应当设置2次波分量和5次谐波分量的制动特性，防止励磁涌流引起保护误动。 3）保护应具有穿越电流制动特性，在差动电流很高的情况下，保护配有差动速断实现快速 跳闸。 h）联接变压器绕组差动保护：保护应能检测联接变压器绕组接地故障，防止绕组损坏。 i）联接变压器引线差动保护： 1）保护范围应包括联接变压器引线电流互感器到联接变压器一次侧的电流互感器之间的区域。 2）保护应只对工频敏感，并且考虑穿越电流的制动特性。 联接变压器过流保护：保护应通过测量联接变压器一次侧的电流检测联接变压器的短路故障， 推荐采用定时限特性。 k）联接变压器过压保护：保护应通过测量联接变压器引线上每相的电压，把相对地间的电压与电 压定值比较来判断是否发生非正常过电压。

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1）联接变压器过励磁保护：保护应根据电压和频率的比值来反映变压器的过励磁。 m）联接变压器零流保护：保护应测量联接变压器中性线上的电流，能够检测联接变压器Y型绕 组的接地故障。 n）联接变压器零序差动保护。保护应能够检测联接变压器一次绕组的内部接地故障。 o）联接变压器过负荷。测量联接变压器网侧电流，用以检测变压器过负荷，当达到定值时报警。 p）变压器本体保护。本体保护应随变压器本体配套提供，制造商应为联接变压器本体保护提供 合适的接口以便接入保护系统。当联接变压器发生了冷却器故障、油温过高、油压异常、油 位过低、气体积聚和气体冲击等故障时，本体保护应根据故障严重程度及时发出报警或跳闻 信号。 q）阻抗保护。保护应通过测量联接变压器网侧电压、电流（网侧套管电流或进线串和电流）以及 阀侧电压、阀侧套管电流，检测变压器内部的相间短路及接地故障，保护范围为联接变压器网 侧、阀侧模拟量测点之间的整个区域。 r）零序保护。保护应通过测量联接变压器各侧绕组的套管电流（网侧可取进线串和电流）自产零 流以及Y型绕组的中性点零流，检测联接变压器内部接地故障，保护范围为联接变压器网 侧、阀侧模拟量测点之间的整个区域。

5.2.2.4站内交流连接母线区保护

对于柔性直流输电系统站内交流连接母线保护区主设备，一般可根据工程需要选择配置以下保扩 尼： a）交流引线差动保护：检测联接变压器到阀之间的交流连接区的接地故障。 b）启动回路热过载保护：检测因启动时间过长或电流过大引起的启动电阻过热。 c）启动回路差动保护：检测启动回路中发生的接地故障。 d）阀侧零序分量保护：检测联接变压器阀侧交流连线的接地故障。

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重保护或其中保护功能的电源发生单一故障，都不应导致丧失直流输送功率的能力或降低实 际输送的直流功率，或使任何元件失去全部保护。应保证各电源模块在5年之内的输出纹波 不超过2%。

柔性直流电系统的控制设 系统：远动通信系统、运行人员 、交直流站控系统、直流控制系统， 过标准接口通信，实现完整的控制功能。

6.2.1远动通信系统

6.2.1.1一般要求

6.2.1.2功能要求

远动通信系统应具备以下功能： a）应能完成规定的信号传输要求。 b）应具有模拟量越限优先传送、开关量变位优先传送和全数据传输功能。 c）支持IEEE802系列局域网协议，如10/100Mbit/s以太网。 d）支持TCP/IP协议。 e）采用ATM设备接入时支持ATM协议。 f）支持SNMP网管协议。 g）每个远动工作站除提供满足与远动LAN连接和实现点对点专线传输所必须的接口外，对不同 类型的接口至少应提供1个备用接口。 h）对于需要事件顺序记录的远方调度中心，远动工作站应提供与换流站运行人员控制系统中事件 顺序记录相同的内容，时标应为事件产生时的时刻。 应避免出现物理环网，具备抗网络风暴的能力。 i）远动工作站在软件故障后应能国动重启动。 k）远动工作站应具备与站时钟系统对时的功能 1）远动工作站应具备就地监视功能（如运行情况显示、记录及打印），方便设备运行和维护。 m）远动工作站应具备远方配置组态功能。 n）在失电后，电源重新恢复时系统应有自启动能力。 0）远动工作站应用软件应支持各调度中心以及本地运行人员工作站对换流站的分区控制，且同 一控制区在同一时间内仅能被一个控制属主控制，不同控制属主可在同一时间内控制不同的 控制区。 p）远动工作站对各调度中心的遥控操作应具有返送校核功能。 q）若采用交流电源，由UPS供电，AC220V；若采用直流电源，DC110V或DC220V

6.2.1.3性能要求

远动通信系统应满足如下性能要求：

a）数据传输实时性要求为：从IO测控单元监测到数据变化，到数据发送至远动LAN网的时 延：模拟量小于2s，状态量小于1s； b）系统可用率不小于99.99%； c）遥信正确率不小于99.9%； d）遥控正确率为100%； e）遥调正确率为100%； f）遥信变位传送时间不大于2s； h）遥控传送时间不大于2s; i） SOE分辨率不大于1mS; j）远动通道切换时间不大于10s； k）设备平均无故障间隔时间MTBF大于17000h。

6.2.2运行人员控制系统

柔性直流.T程的运行人员控制系统的基本功能可参考GB/T22390.1一2008中4.4的规定。同时， 功能配置应考柔性直流工程的特殊要求，与柔性直流输电系统的主回路结构以及运行方式相适应。 柔性直流工程的运行人员控制系统应具备更高的信息容量和处理能力。 应采用纵向加密和横向隔离等措施，阻止外部非法信号和指令的侵入，确保保护和控制设备网络 的安全，并具备高度的保密性。

6.2.3 交、直流站控系线

6.2.3.1一般控制功能

6.2.3.2控制位置

站控系统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，其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。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控制位置发出的命令，并能够方便切换

6.2.3.3联锁功能

站控系统还应具备如下连锁功能： a）所有控制操作，应设计有安全可靠的联锁功能，联锁功能应禁止任何可能引起不安全运行的控 制操作的执行，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 中硬件联锁的种类包括机械联锁、电磁联锁和电气联锁。联锁范围包括： 一直流开关场； 一联接变压器、阀厅； 一交流开关场（包括交流滤波器场）； 一站用电系统（含35kV、10kV、400V、UPS和直流蓄电池系统等）。 b）联锁系统的设计应满足以下要求： 一不带负荷闭合隔离开关：

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不带负荷拉开隔离开关； 接地开关合闸时，不闭合隔离开关； 当母线或设备带电时，不操作接地开关。 c 联锁系统的功能应在最低的控制层次完成，以保证即使设备处于继电器室内的就地控制或设备 就地控制时，联锁也能有效地执行。 ） 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。 e）为便于运行检修或紧急情况操作，应配置就地可以投/退联锁功能的手段

6.2.3.4系统同期功能

站控系统的同期功能需满足如下要求： a）换流站内应配置同期功能，允许所有线路及主变压器进线实现同步联网。站内应设手动准同期 功能和捕捉同期功能。同期操作可在换流站监控系统进行，也可在开关场继电器室进行。 b）为防止可能出现两个断路器同时进行同期操作的情况，应设计自动闭锁功能，确保同时只允许 唯一地点进行同期操作。 c）设备应具有手动和自动同期检测功能，同期功能应能满足检无压、检同期等不同控制方式的要 求，同期成功、失败应有信息给出。 d）同期检测应包括电压幅值、电压相角及频率检测，只有当这三者相同时才能实现联网操作，站 内同期应为单相同期。换流站均为A相同期。 e）对于交流场，除母线上设有电压互感器外，每个线路或变压器间隔还有专用的电压互感器，供 同期系统使用。

6.2.3.5监视功解

6.2.3.5.1一般监视功能

站控系统具备的一般监视功能包括： a）交直流站控系统应能对换流站内所有设备的运行状态与操作进行全面的监视，监视信号应能上 传到运行人员控制系统和远动系统。 b）交直流站控系统采集的数据信号应满足运行人员监控系统和远方调度SCADA系统的要求。

6.2.3.5.2数据采集功能

交直流站控系统通过数据采集（I/O）单元采集有关信息，检测出事件、故障、状态、变位信号及 模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围 包括模拟量、开关量等，具体如下： a）模拟量。模拟量采用交/直流采样方式，对无法直接采集得到的数值，应能通过计算得到这些 量的值。交流采样A/D分辨率及周期必须满足精度和同期要求。 b）开关量。开关量的采集应采用光电隔离，在接点抖动或外部干扰情况下不误发信。设备按扫描 周期定时采集输入量，进行数据库更新，开关变位数据优先主动上传。当状态发生变化时，应 进行设备异常报警。 c 串口或网络采集信号。应采用国际标准的申行通信接口或网络通信接口，通信协议应符合国际 （国内）标准要求。

6.2.3.5.3事件采集及上传功能

交直流站控系统应能够采集站控系统内部产生的和通过站控采集（I/O）单元采集到的其他

DL/T1778—2017 设备产生的事件，并将这些事件即时上传至运行人员控制系统，刷新显示和系统数据库进行存贮。其 事件时标的分辨率不应大干1ms

6.2.3.5.4谐波监视功能

站控系统应具备的谐波监视功能包括： a）交直流站控系统应具有对全站谐波的自动监视和分析功能。对所测谐波值，应按照标准进行数 理分析，得出各次谐波的统计值。 b）监测和分析结果至少应包括交直流电压和电流中的从1次～50次各次谐波含量、交流电压的 总谐波畸变率、交流电流的总谐波畸变率。 C）谐波监测结果应送入运行人员控制系统监视和在系统数据库中存购。

6.2.3.6接口功能

交直流站控系统应提供与换流站内下列设备的接口功能： a）与一次设备的接口。 b）与运行人员控制系统、极控、交流保护等其他二次设备的接口。 c）与辅助系统的接口。 d)与时钟系统的接口。

6.2.3.7交直流站控系统的技术指标

交直流站控系统应满足如下技术指标： a）模拟量测量综合误差不大于0.5% b）电网频率测量误差不大于0.01Hz c）事件顺序记录分辨率（SOE）不大于1ms； d）遥测信息响应时间（从IO输入端至远动通信装置出口）不大于3s; e）遥信变化响应时间（从I/O输入端至远动通信装置出口）不大于2s： f）控制命令从生成到输出的时间不大于1s; g）实时数据更新周期模拟量不大于3s； h）实时数据更新周期开关量不大于2s： i）双机系统可用率不小于99.98%： j）遥信量年采集正确率不小于99.99%： k）设备平均无故障时间（MTBF）不小于20000h； 1）各工作站的CPU平均负荷率： 正常时（任意30min内）不大于30%， 电力系统故障（10s内）不大于50% m）对时精度不大于1ms。

6.2.4直流控制系统

直流极控系统应进行分层配置。依照功能应分为系统控制层、换流器控制层。 系统控制层应具备顺序控制、协调控制、空载加压试验控制、过负荷限制、联接变压器分接开关 控制、附加控制、阀解锁/闭锁顺序、自诊断等功能。 换流器控制层应具备有功类外环控制、无功类外环控制、内环电流控制功能

6.2.4.2系统控制层

6.2.4.2系统控制层

6.2.4.2.1顺序控制

系统需满足顺序控制功能要求如下： a）顺序控制主要是对换流站内一组断路器、隔离开关、接地开关的开/合操作、换流阀的解锁/闭 锁、运行模式的转换、控制模式的转换等操作提供白动执行功能。顺序控制应能由运行人员在 运行人员.工作站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。 b）在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顺序控制的可能 性。当顺序控制失败而中止时，或系统处于非正常状态时，联锁应中止顺序控制，避免起动后 续的顺序步骤。 c）换流站之间的自动顺序的协调配合，应经由站间通信系统以极为基础进行配置。 d）辅助电源瞬时丢失时或其他控制系统故障状态下，顺序控制程序不得发出改变状态的命令。 通过顺序控制功能，可以实现下述顺序操作： 极检修/隔离； 极连接/隔离； 联接变压器充电/断电； 换流阀充电/断电： 阀解锁/闭锁； 极的起动停运； 定直流电压/定有功功率模式转换： 定有功功率/定频率模式转换： 定交流电压/定无功功率模式转换； 直流运行和STATCOM运行方式之间转换； 空裁加压试绘

6.2.4.2.2协调控制

两端或多端柔性直流输电系统的直流控制系统应配置站间协调控制，在正常状态下应能选择某一 换流站作为唯一的定直流电压控制站为主站平衡直流网络的功率，保证直流系统的电压稳定性。 具有两个独立极的双极柔性直流输电系统的直流控制系统应配置极间协调控制，使得有功功率和 无功功率在每个极之间正确分配

6.2.4.2.3过负荷限制

6.2.4.2.4联接变压器分接开关控制

联接变压器分接开关控制应具有手动控制和自动控制两种模式。 如果选择了手动控制模式，应有报警信号送至SCADA系统。当运行在手动控制模式时，可单独 调节单个联接变压器的分接头，也可同时调节所有联接变压器的分接头。如果选择了单独调节分接 头，那么在切换回自动控制前，必须对所有联接变压器的分接头进行手动同步。手动控制应被视为一 种保留的控制模式。应当在自动控制模式失效的情况下，才被起用。无论是在手动控制模式还是在白 动控制模式，当分接头被升/降至最高/最低点时，极控系统应发出信号至SCADA系统，并禁止分接头 继续升高/降低。

DL/T1778—2017 联接变压器为有载调压，自动模式下其分接头的控制策略为控制换流器的调制比或变压器阀侧交 流电压，使调制比或交流电压位于死区范围内

6.2.4.2.5附加控制

可根据工程需要选择配置如下附加控制： a）功率回降。 b）功率提升。 c）快速功率反转。 d）阻尼次同步振荡。 e）异常交流电压控制。 f）异常交流频率控制。 g）附加其他工程需要的调制信号

6.2.4.2.6阀解锁/闭锁顺序

解锁由运行人员手动启动。可以根据不同工程的实际需要，选择合适的解锁顺序。各换流器可独 选择需要的无功类控制模式。 换流阀的闭锁包括由直流保护启动的保护性闭锁和由运行人员启动的闭锁。 a）保护性闭锁。在某些故障工况下，直流保护启动保护性闭锁。保护性闭锁分为临时闭锁和永久 闭锁。 临时闭锁。当保护发出临时性闭锁信号时，将闭锁换流阀。临时性闭锁信号消失后，换 流阀将重新解锁。 一永久闭锁。当保护发出永久性闭锁信号时，立即闭锁换流阀，不再重新解锁。 b）运行人员启动的闭锁。运行人员启动的闭锁分为紧急停运和正常停运两种。 紧急停运（ESOF）。紧急停运的顺序应为：立即永久闭锁换流阀，跳交流和直流断路 器，锁定交流和直流断路器，并执行极隔离。在直流系统各端换流站主控室侧面墙上应 设置一个带盖子的手动按钮作为换流站的紧急停运按钮。只要运行人员按下紧急停运按 钮，极控系统应自动执行紧急停运顺序控制。紧急停运的指令也可以从极控柜上启动， 或从远方调度中心下达。紧急停运顺序控制的目的是为了在人身或设备安全受到威胁时 使直流系统立即停运。紧急停运应保证直流在最短时间内停运。 一正常停运。正常停运的顺序应为：首先将有功、无功功率降低至允许的最小值，非直流 电压控制的换流阀先闭锁，最后闭锁定直流电压控制的换流阀。可在远方调度中心、运 行人员工作站和极控柜上启动正常停运顺序

6.2.4.3换流器控制层

6.2.4.3.1有功类外环控制

应具备的换流器有功类外环控制功能包括： a）定直流电压控制。定直流电压控制模式下，直流控制系统应能控制直流电压为运行人员设定值 的电压值，定直流电压控制应具有两种运行控制方式。 手动控制：由运行人员设定希望的直流电压定值。 自动控制：解锁前直流电压的指令值为预定的直流电压定值，该直流定值小于额定值； 解锁成功后，经过预定的时间直流电压指令由原降压定值线性变化为额定值

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当执行直流电压升降指令时，直流电压应当线性地以运行人员设定的直流电压升降速率变化至 预定的直流电压定值。 当执行直流电压阶跃指令时，直流电压应按阶跃的方式变化到设定值。 b）定有功功率控制。定有功功率控制模式下，极控系统应能控制换流器的有功功率为运行人员设 定值或预先设定的功率曲线值，定有功功率控制应具有两种运行控制方式。 一手动控制：由运行人员设定希望的有功功率定值及有功功率升降速率。 一 自动控制：有功功率定值及有功功率变化率可以按预先编好的日（或周或月）输送功率 负荷曲线而白动变化。 当执行有功功率升降指令时，换流器有功功率应当线性地以运行人员设定的有功功率升降速 率变化至预定的有功功率定值。 当执行有功功率阶跃指令时，换流器有功功率应按阶跃的方式变化到设定值。 c）定频率控制。在有功功率控制基础.上叠加频率控制，控制交流系统的频率为其额定频率。 d）控制模式转换。有功类控制模式由定频率控制变为定有功功率控制或相反时，模式转换应该是 平滑的，不应引起电压和功率波动。

6.2.4.3.2无功类外环控制

应具备的换流器无功类外环控制功能包括： a）定交流电压控制。定交流电压控制模式下，极控系统应能控制交流电压为运行人员设定值的电 压值。 当执行交流电压升降指令时，交流母线电压应当线性地以运行人员设定的交流电压升降速率变 化至预定的交流电压定值或预先设定的电压曲线值。 当执行交流电压阶跃指令时，交流母线电压应按阶跃的方式变化到设定值。 b）定无功功率控制。定无功功率控制模式下，极控系统应能控制无功功率为运行人员设定值的无 功功率值。 当执行无功功率升降指令时，换流器无功功率应当线性地以运行人员设定的无功功率升降速率 变化至预定的无功功率定值或预先设定的无功功率曲线值。 当执行无功功率阶跃指令时，换流器无功功率应按阶跃的方式变化到设定值。 c）控制模式转换。当控制模式由定无功功率控制变为定交流电压控制或相反时，模式转换应该是 平滑的，不应引起无功功率波动

6.2.4.3.3孤岛控制

孤岛控制模式下，控制系统控制换流器输出的频率和交流电压为设定值。控制系统应能实现 制模式与联网控制模式的在线相互转换

6.2.4.3.4内环电流控制

应具备的换流器内环电流控制功能包括： a）指令限制。在内环控制策略中应设置电流指令限制环节来控制流过IGBT的电流大小，提高系 统抵抗扰动的能力。电流指令限制可以根据工程实际选择优先限制有功电流、优先限制无功电 流或者同比例限制。 b）锁相环。为实现换流器控制与交流系统电压的同步，应在内环控制中配置锁相环。锁相环的输 入是在联接变压器的阀侧或网侧母线处测得的三相交流电压，其输出是基于时间的相角值，在 稳态时等于系统交流电压的相角。 c）交流电流控制。交流电流控制接受经过指令限幅后的来自外环控制的有功、无功电流指令，根

DL/T1778—2017 据当前的交流电流、电压采样值计算得到换流器的每相参考电压指令。交流电流控制器应控制 精度高、动态响应速度快，能够快速跟踪电流变化。 d）交流电流控制器应具备故障穿越能力。 e）环流抑制。内环控制器可以配置有环流抑制功能，环流抑制功能应可以手动退出或投入，

6.2.4.4性能要求

6.2.4.4.1稳定性能要求

在规定的交流系统电压及频率变化范围内，柔性直流极控系统都应具有维持稳定地传送直流功率 的能力，以及使换流器保持稳定运行的能力。 控制系统应防止任何原因引起的静态不稳定，包括由于交流电压波形畸变引起的不稳定。控制系 统在任何条件下，都不应在交流系统中激发振荡，也不应对振荡提供负阻尼

6.2.4.4.2控制精度要求

直流控制系统的设计应能送到稳定、无漂移的运行要求，并能在全部稳态运行范围内，把被测有均 功率值的误差保持在额定功率的土1%之内，把被测直流电压值的误差保持在电压指令值的士1% 内。

6.2.4.4.3动态性能要求

动态性能需满足如下要求： a）解闭锁动作性能：解闭锁过程中，直流电压、阀侧电流等平稳变化，扰动小，直流电压控制站 直流电压超调应满足柔性直流输电.工程的要求，有功功率控制站有功超调应满足柔性直流输电 工程的要求。 b）有功功率控制器的响应：当有功功率处于最小功率额定功率之间时，有功功率对有功指令的 阶跃增加或者阶跃降低的响应时间和超调量应满足柔性直流输电工程的要求。 c）无功功率控制器的响应：当无功功率处于最小功率至额定功率之间时，无功功率对无功指令的 阶跃增加或者阶跌降低的响应时间和超调量应满足柔性直流输电工程的要求。 d）直流电压控制器的响应：当直流电压处于最小电压至额定电压之间时，直流电压对直流电压指 令的阶跃增加或者阶跃降低的响应时间和超调量应满足柔性直流输电工程的要求。 e） 交流电压控制器的响应：当交流电压处于最小电压至额定电压之间时，交流电压对交流电压指 令的阶跃增加或者阶跃降低的响应时间和超调量应满足柔性直流输电工程的要求。

及站间通信等。所有的接口和通信均应采用标准的接口和规约，其中的网络通信可参照DL／T EEE802.3的相关规定。

7.2远动通信系统与远方监控中心通信

远动工作站与远方监控中心的通信采用数据网通信和点对点通信（专线通信）两种方式，以 信方式作为主方式，点对点通信作为备用方式。

保护控制设备与测量系统之间的通信

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保护控制设备的生 的数通信接口，以便测量系统将采集到 交直流场开关量和模拟量信

对于柔性直流系统的控制设备的双重化控制主机之间应通过标准的网络总线进行通信，以实现热 备用系统对运行系统控制状态和控制输出的实时跟随。同时，双重化控制主机之间应具备与切换逻辑 的接口，以实现系统切换功能。

7.3.3保护控制设备之间的接口和通信

不同控制设备之间、控制设备和保护设备之间的接口可根据需要配置满足现场需要的通信通道。 用于设备之间实时配合的信息可采用高速控制总线或并行硬件接口，一般的状态信息交换可通过站 LAN网或现场总线进行。当采用并行接口时， ，应米取电气隔离措施

工次设备、换流站辅助设备与保护控制设备之间白

辅助二次设备（包括PMU、故障录波等设备）、稳控系统、换流站辅助设备与保护控制设 为接口和通信，可根据：工程要求和具体设备的情况采用国际或国家标准协议和接口进行通信。 保护控制设备应按照系统设计的要求，配置与交流系统安全稳定控制装置及其他系统控制 口。

7.3.5保护控制设备与交直流一次系统的接口

7.3.6保护控制设备与时钟同步设备的接口

柔性直流输电换流站应配置双重化的时钟同步设备，作为全站统一的时间基准。时钟同步设备主 要由主时钟系统和时钟信号分配装置构成。 时钟同步设备应同时具备报文对时和脉冲对时两种与站内二次设备的对时方式。时钟同步设备通 过其网络接口或串行接口，接入站LAN网或保护控制设备的串行接口，下发时钟同步报文。时钟同步 设备的对时脉冲通过时钟信号分配装置和保护控制设备的时钟脉冲接口相连。时钟信号分配装置一般 安装在站内的各继电小室。 时钟同步设备时钟输出接口的数量应满足换流站柔性直流保护控制设备和其他二次系统的对时 需要。

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站间通信用于在两侧换流站保护控制设备之间传送保护和控制信息，实现两站保护控制的配合。 可分别为站控、极控和直流保护配置独立的站间通信通道。站控设备的站间通信通道按站配置， 极层控制和直流保护的通信通道可根据工程实际情况采用按站或按极配置的方式。换流器层的保护控 制之间一股不设独立的站间通信。按站配置和按极配置的站间通信通道均应双重化设计。 对于两条以上直流线路共用接地极的情况，相关线路的换流站之间可配置站间通信通道，用于实 现多条直流线路运行的协调控制。 站间通信系统的设计应满足信号传输可靠性的要求，并具备信号残余误码率的信息显示功能。 站间通信应采用国际或国家标准的规约。

所选用的计算机产品，包括服务器、工作站、网络设备和外部配套设备等，宜采用当时 术通用产品，应考虑可靠性、可维护性、开放性和可扩展性要求，并适当留有余量。

操作系统应符合IEEE1003.1规定的开放性国际标准，应支持主要的操作系统平台Unix、Linux或 Windows。若采用Windows操作系统，应采用完善的防/查/杀病毒程序，严格防止病毒在保护控制系统 网络上传播和扩散。

软件应按分层分布式结构设计，软件设计应遵循模块化原则或是面向对象设计原则。除了系统软 件（含操作系统）、应用软件外，应包括网络管理、数据库管理、人机界面管理等在内的支撑软件。支 撑软件应选用专业化的、成熟的主流技术产品，并符合GB/T13730一2002中3.4.3的规定。

9.2.1工厂试验内容

工厂试验包括单屏的型式试验、例行试验和功能试验等。 22工厂型式试验

9.2.2工厂型式试验

9.2.2工厂型式试验

9.2.2.1试验目的

试验主要验证控制与保护设备是否符合有关工业标准，满足现场运行环境和标准对电磁兼容性的 16

9.2.2.2试验设备

试验应对工程中所应用全部型号的保护控制设备进行测试。

9.2.2.3试验内容

b）电源扰动及断电试验，至少包括但不限于： 1）频率影响试验； 2）辅助电源影响试验： 3）电源中断试验； 4）辅助电源纹波影响试验； 5）辅助电源峰值涌流试验。 c）振动、冲击、碰撞和地震试验。 d）温度贮存试验。 e）电磁兼容试验，至少包括以下八种抗扰度试验和两种发射试验 1）静电放电抗扰度试验； 2）射频电磁场抗扰度试验； 3）电快速瞬变脉冲群抗扰度试验： 4）浪涌抗扰度试验； 5）射频场感应的传导抗扰度试验； 6）振荡波抗扰度试验； 7）工频磁场抗扰度试验； 8） 阻尼振荡磁场抗扰度试验； 9）传导发射试验； 10）射频发射试验

9.23 工厂例行试验

9.2.3.1试验目的

试验主要验证保护与控制设备的电气性能是否符合有关工业标准，满足现场的运行环

快递标准9.2.3.2试验设备

验应对工程中所应用全部保护和控制设备进行测

武验应对工程中所应用全部保护和控制设备进行测试。

9.2.3.3试验内容

试验的内容主要包括： a）电源偏差试验； b）绝缘性能试验； c）稳态电压试验； d）冲击电压试验； e）100h连续通电运行试验。

DL/T1778—2017

9.2.4 工厂功能试验

安全网标准9.2.4.1试验目的