上述部位应能承受频率为50Hz的工 mn，设备客部位不应出现绝缘家击穿或人 络现象。 作出厂试验时，允许试验历时缩短为1

GB/T 357452017

4.4.3.1试验部位

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）

计算机标准4.4.3.2冲击电压试验

上述部位应能承受标准雷电波1.2/50us的短时冲击电压试验，试验电压的峰值为1kV（额定绝缘 电压≤63V)或5kV（额定绝缘电压>63V）

4.4.3.3结果判定

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，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 验电压值为规定值的75%

4.5气候环境耐受性能

设备的耐高低温及耐湿热性能应符合GB/T14598.2一2011中6.12.3的规定。

4.6.1振动（正弦）

4.6.1.1振动响应

4.6.1.1振动响应

设备应具有承受GB/T112872000中3.2.1规定的严酷等级为1级的振动响应能力，

4.6.1.2振动耐久

设备应具有承受GB/T11287一2000中3.2.2规定的严酷等级为1级的振动耐久能

4.6.2.1冲击响应

设备应具有承受GB/T14537一1993中4.2.1规定的严酷等级为1级的冲击响应能

设备应具有承受GB/T14537一1993中4.2.1规定的严酷等级为1级的冲击响应能力，

4.6.2.2冲击耐受

设备应具有承受GB/T14537一1993中4.2.2规定的严酷等级为1级的冲击耐受

4.7.1.1外壳端口抗扰度要求

设备外壳端口抗扰度要求见表2

设备外壳端口抗扰度要求见表2

GB/T357452017

4.7.1.2辅助电源端口抗扰度要求

4.7.1.2辅助电源端口抗扰度要求

辅助电源端口抗扰度要求见表3

3辅助电源端口抗扰度

GB/T 357452017

4.7.1.3通信端口抗扰度要求

通信端口抗扰度要求见表4

4.7.1.4输入和输出端口抗扰度要求

4.7.1.4输入和输出端口抗扰度要求

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

4.7.1.5功能地端口抗扰度要求

功能地端口抗扰度要求见表6

GB/T357452017

表6功能地端口抗扰度

4.7.2电磁发射试验

外完端口付合GB/114598.26 合GB/T14598.26一2015中5.2规定的传导发射限值（见表8）；按表7和表8规定的电磁发射限值和有 关规定评定试验结果

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。 设备所用元器件应符合相应的技术要求。 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。 司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

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4.9.1外壳防护（IP代码）

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

5设备的功能和性能要求

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，保证柔性直 流输电系统的安全稳定运行，并满足系统可用率的要求。 控制设备每个环节应采用可靠允余配置。分布式I/O宜采用模块化结构，易维护和更换，任何 个模块故障不应影响其他模块的正常工作。 控制设备所采用的网络应具有良好的开放性，网络通信规约应采用国际通用协议。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； 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从测量二次线圈开始的完整的测 量回路，信号输入、输出回路，通信回路，主机和所有相关设备，根据故障严重情况采取报警、系统切换等 错措施，并能提供足够的信息使故障定位到最小可更换元件，能提供相应的检修建议。 控制设备应采用合理的软、硬件设 备具有良好的可扩展性能

5.1.2远动通信系统

系统的总体功能和性能要求见GB/T18700（所有

5.1.2.2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； i 远动工作站在软件故障后应能自动重启动；

远动通信系统应具备以下功能： & 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； i 远动工作站在软件故障后应能自动重启动；

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远动工作站应具备与站时钟系统对时的功能： k） 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； 1 远动工作站应具备远方配置组态功能； m）在失电后，电源重新恢复时系统应有自启动能力； n）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； 0 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

5.1.2.3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I/O测控单元监测到数据变化时开始，到远动LAN网的时延：模 拟量<2s,状态量<1s; 系统可用率≥99.99%； C) 遥信正确率≥99.9%； d 遥控正确率=100%； e) 遥调正确率=100%； f) 遥信变位传送时间≤2S； g） 遥测越死区传送时间≤35； h) 遥控传送时间≤2S； i） SOE分辨率不大于1mS； j 远动通道切换时间≤10S； MTBF>17 000 h

5.1.3运行人员控制系统

5. 1.3. 1 一般要求

5.1.3.2功能要求

5.1.3.2.1监视功能

系统设计构成应符合GB/T22390.1一2008中4

监视功能如下： a）交流系统的监视信号应包括但不限于： 1）变压器网侧三相电压、三相电流、频率、有功功率、无功功率： 2 变压器阀侧三相电压、三相电流，有功功率、无功功率； 3 变压器中性点电流或电压； 4）站用电系统的电压、电流、有功。 b 直流系统的监视信号应包括但不限于： 1） 系统运行方式、换流站控制方式； 直流运行电压、电流及功率。 c）设备状态信号应包括但不限于：

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1）换流阀系统： 换流阀：桥臂功率模块电容电压平均值； 桥臂功率模块电容电压最大值； 桥臂功率模块电容电压最小值； 所有功率模块电容电压； 所有功率模块自检状态（包括但不限于：旁路状态、允余个数等必要信息）； 一阀厅：温度和湿度显示； 各接地刀闸的投切状况； 阀厅避雷器的动作次数； 一阀冷却系统：主备冷却系统的运行工况； 进、出口水温、流量和漏水监视； 泵的运行工况； 水电导率的监测信号。 2）联接变压器： 油温、油位； 一 绕组温度； 一分接开关位置。 3）直流电抗器： 油温和绕组温度（油浸式）； 4）直流场设备：直流场内所有断路器、隔离开关及接地刀闸的投切状态； 5）交流场设备： 线路断路器，隔离开关及接地刀闸的投切状态； 站用变及主备站用电系统的投运状态。 6 控制位置：远方调度或换流站主控室/就地控制； 7）系统保护的投切状态，以及多重化系统中主、备通道的状态和切换； 8）远动系统：远动主、备通道的投运情况； 9）其他辅助系统： 蓄电池硅整流充电器的投运状态； UPS及其旁路电源投运状态。 运行控制命令信号： 所有控制操作命令均属于监视信号。所有运行操作命令的发出、执行及完成或中断情况均应 得到监视，并应设有防止误操作的确认、纠错等监控功能。 事件顺序记录信号： 1）所有的运行值和状态信号中，当达到或超过设计临界值或限制值时的显示告警； 2）所有的交/直流保护的动作信号； 3） 所有设备或系统的主、备用设备或通道的切换报警； 4）所有设备的自检结果、故障报警； 5）通信系统故障的显示和报警； 6 正常运行时，所有的运行控制命令，直流控制系统指令和控制动作过程，及其运行状态的 变化； 7）所有保护、安全自动装置的跳闸命令，及其相应的设备状态的变化的顺序记录

换流阀东究 换流阀：桥臂功率模块电容电压平均值； 桥臂功率模块电容电压最大值； 桥臂功率模块电容电压最小值： 所有功率模块电容电压； 所有功率模块自检状态（包括但不限于：旁路状态、余个数等必要信息 阀厅：温度和湿度显示； 各接地刀闸的投切状况； 阀厅避雷器的动作次数； 阀冷却系统：主备冷却系统的运行工况； 进、出口水温、流量和漏水监视； 泵的运行工况； 水电导率的监测信号

5.1.3.2.2数据处理、运算和存储

GB/T357452017

数据处理、运算和存储如下： a） 数据合理性检查及处理； b 异常数据处理：包括状态量异常变化、模拟量和数学量的越限、抖动过滤、非正常数值的处 理等； 事件分类处理： d 历史数据处理： 1）应支持灵活设定历史数据存贮周期的功能； 2）应具有不少于两年的历史数据的存贮能力； 3） 应具有灵活的统计计算能力； 应具有方便的历史数据查询的能力

5.1.3.2.3数据通信接口

应具有与具流控制、具流保护、交流保扩 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

5.1.3.2.4控制调节功能

制调节功能如下： 柔性直流系统的启动/停运控制（包括但不限于）： 1）控制位置的选择： 远方控制中心或换流站控制室位置的选择； 从主控室转移到就地控制系统或就地设备的操作。在试验、验收以及紧急状况下，应 能允许运行人员在就地控制系统或设备就地进行安全可靠的操作。 2）直流系统运行方式的选择： 系统运行方式； 换流站控制方式。 3）直流控制和附加控制的选择： 应能对直流控制系统的各项附加控制功能进行手动投入或退出操作； 对直流控制功能的手动/自动控制方式切换 4）运行整定值的选择： 定直流电压模式可设定直流电压运行值及其变化速率； 定有功功率模式可设定有功功率运行值及其变化速率： 定无功功率模式可设定无功功率的运行值及其变化速率； 定交流电压模式可设定交流电压的运行值及其变化速率； 定交流频率模式可设定交流频率的运行值； 配置相应的切换“开关”，充许运行人员对手动功率方式（定功率值整定方式）和自动 功率曲线方式进行选择和切换； 整定值的输人范围应满足工程需要。 5）直流系统的正常启动和停运：

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直流系统的启动和停运命令通常由运行人员发出，但在系统未达到直流系统解锁条件或 系统处于异常状态时，应禁止执行启动命令 b）柔性直流系统的状态控制 除了柔性直流系统的启动和停运程序自动完成一系列状态控制外，运行人员还应能进行操作 使柔性直流系统能分段达到下述不同的状态： 1）检修状态； 2）冷备用状态； 3）热备用状态； 4）闭锁状态； 5）换流阀解锁（运行）状态； 6）空载加压试验状态（如有）。 各状态之间的转换根据实际工程需要进行详细设计。 运行过程中的运行人员控制 运行人员在柔性直流系统运行中应能实现以下的在线操作： 1）运行整定值的在线整定，包括直流电压/有功功率、交流电压/无功功率以及变化率在线改 变，以及手动定功率方式/功率曲线方式的在线转换； 2） 报警或保护动作后的手动复归确认； 3） 紧急停运； 4 换流站级控制器的主、备系统的在线手动切换 d 换流站内主设备及其辅助系统的操作控制 对柔性直流系统中的主设备及其辅助系统的控制操作主要包括，但不限手如下控制操作： 1）交流场、直流场和阀厅内断路器、隔离刀闸和接地刀闸的分合； 2）变压器分接开关的调节； 3）主、备站用电源系统的切换

5.1.3.2.5人机界面功能

a) 图形功能： 1 应采用全图形、多窗口技术，具有画面缩放、平面叠加等功能； 2） 应能支持各种图形、表格、曲线、棒图、饼图等表达形式： 3） 应支持画面拷贝、应支持一键拷贝批量画面； 4）屏幕显示应支持多种字体汉字。 b 报警显示功能： 1） 模拟量异常告警； 2） 数字量变位提示及告警； 3） 计算机系统异常告警； 4） 数据通信异常告警； 5）告警应有闪烁、发音响及提示窗等方式。 C) 趋势浏览： 1）应具有用户自定义趋势曲线的功能； 2）应能显示基于实时数据的趋势曲线和基于历史数据的趋势曲线。

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d) 报表和打印： 1） 应具有电子报表的基本功能； 应具有各种报表、各种异常记录、操作记录的打印能力； 3 应能支持多种打印机； 4）应能即时、定时、召唤打印； 5）制表打印应支持多种字体汉字。

5.1.3.2.6顺序事件记录

顺序事件记录如下： 应能够采集全站所有预先定义事件，并汇总事件记录送至数据库存储和显示； 系统对于事件记录应具有数据过滤、自动统计和归档功能； c） 事件至少应包括产生时间、事件产生对象、事件描述、事件等级等信息； d) 用户应能够从事件记录中生成各种统计文档，如故障列表、告警列表等； e） 事件记录应可按照事件类型、事件发生时间、事件级别、描述文字等项目进行检索 应能够打印即时和检索的事件记录。

5.1.3.2.7数据库

a）功能要求： 1） 数据库中存储的系统数据应包括但不限于：系统运行参数和状态、顺序事件记录、告警记 录、趋势记录等； 2 数据库应具有完备的自检测和监视功能；除故障时的主、备系统自动切换之外，当剩余的 存贮容量小于10%时，还应有自动的报警功能； 3 数据库应具有自动保存功能，自动保存时间可由运行人员手动整定，并能定期将所有数据 库文件自动备份到外部存储器。 b 数据库配置要求： 数据库及其服务器系统应采用成熟、通用的商业化硬件产品和软件平台。其外部数据接口应 使用标准规约，以保证其他二次子系统对数据库文件的正确写入和读取

5.1.3.2.8用户权限管理功能

能管理、添加、删除用户并分配用户操作权限。

2.9基本防误操作功解

系统应能够识别和防止以下误操作并发出提示： 不满足联锁条件下的隔离刀闸分合； b) 不满足联锁条件下的断路器分合； 不满足联锁条件下的接地刀闸分合； d）不满足顺控条件下进行顺控操作。

5.1.3.2.10系统的维护和自诊断功能

系统的维护和自诊断功能如下： ）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

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5.1.3.2.11换流站文档管理系统

5.1.3.2.11换流站文档管理系统 系统可提供一个文档管理系统，负责文档分区、安全防护、存贮、管理整个换流站的全套设计资料 以供查询： a） 提供的文档资料可包括文件、图表、接线图、报告等多种样式； b 应提供便捷、友好的人机对话方式和数据库查询、检索功能，使得用户可以方便地调用和查询 这些资料文档

5.1.3.2.12系统培训仿真功能（选配

系统培训仿真功能如下： a） 系统仿真系统由系统培训工作站和仿真模拟装置组成； b 系统培训工作站用于实现运行人员培训功能，要求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； C 在培训工作站上所进行的所有操作不应对整个实时系统产生任何作用和影响

5.1.3.3性能要求

运行人员控制系统技术参数应符合GB/T22390.1一2008中4.5的规定

5.1.4直流控制系统

5. 1.4. 1 一般要求

直流控制系统一般要求如下： a）应采用分层分布式设计，完成直流系统要求的系统级控制、站级控制、换流器级控制等功能 b）设备的每个环节应采用可靠余配置

5.1.4.2系统级与站级控制功能要求

5.1.4.2.1联锁功能

所有控制操作，应设计有安全可靠的联锁功能，联锁功能应禁止任何可能引起不安全运行的控制 车的执行，以保证设备的正常和运行人员的安全。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，软件联锁在系统级和站级控制的软件中实现。联锁范围包括： a）直流开关场； b）联接变压器、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 为便于运行检修或紧急情况操作，应配置就地投/退联锁功能的手段

5.1.4.2.2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开关的分/合操作、换流阀的 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集控系统（多端）、系统主站站控系统或各站站控手动配合启动，控制权限可相互

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韧换。 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，避免启动后续的顺序步骤 在顺序控制中止后，控制系统应可以允许运行人员手动进行后续操作，暂停后，选择返回顺控初始状态； 或在一个固定时间内，待系统恢复正常，确认无误后，选择继续完成后续操作

5.1.4.2.3充电控制

采用模块化多电平技术的换流器在解锁前应通过交流系统或直流电缆/线路进行充电。换流器与 交流系统之间通过限流电阻相连，以抑制充电瞬间的过电流。充电结束后，可通过开关设备将限流电阻 旁路。

5.1.4.2.4运行方式选择

系统级与站级控制应满足直流系统在各种电网工况下正常运行，如果与换流站相连的交流网络是 有源电网，站控系统应提供直流电压/有功功率和无功功率的控制；如果与换流站相连的交流网络是无 原电网，站控系统应提供交流电压和频率的控制。在系统工况充许的情况下，运行方式可通过工作人员 在运行人员工作站上下达。在系统工况发生变化导致运行方式改变时，系统级与站级控制应能够自动 检测并执行相应换流站控制模式的平滑切换

5.1.4.2.5与稳控的配合

5.1.4.2.6负荷限制

柔性直流换流站控制系统可以设置负荷限制功能。负荷限制包含短时负荷限制和长期负荷限 负荷限制值根据工程需要设定

5.1.4.2.7频率限制

柔性直流换流站控制系统可以设置频率限制功能。当交流系统频率超过一定限值，即进行有功 调节，将交流系统频率限制在一定范围内

5.1.4.2.8多端协调控制

多端柔性直流输电系统的直流控制 统应配置协调控制功能，在正常状态下宜选择某一换流站 圭一的定直流电压控制站为主站，其他换流站配合平衡直流网络的输人和输出功率，保证直流系统 压、功率稳定性。在异常情况下，定直流电压控制的换流站退出运行后，其他换流站中应有一个换 可以自动转为定电压控制，保障整个直流系统的电压稳定

5.1.4.2.9监视功能与系统切换

监视功能与系统切换如下： a）系统监视 系统监视设备应能对换流站内控制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）系统状态切换

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不会因为系统自身故障而误动。应对故障级别进行划分，并将监视信息显示在运行人员工作站上。 c）数据采集功能 设备应通过数据采集单元采集有关信息，检测出事件、故障、状态、变位信号及模拟量正常、越限 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，

5.1.4.2.10直流双极控制

针对具有两个独立极的双极柔性直流输电系统，应按照双极层和极层进行功能配置。在设备配置 上，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（换流器控制设备） 内。双极控制要求如下： a）双极有功功率控制 双极有功功率控制应考虑双极有功功率的协调配合，使得在双极柔性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两种控制方式： 1）手动控制； 2）自动控制。 b）双极交流电压/无功功率控制 双极交流电压/无功功率控制功能应实现不同运行方式下，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

5.1.4.2.11控制模式转换

控制模式间能在线转换，单、双极有功功率转换、交流电压与无功功率控制转换过程应平滑，不应引 起系统保护动作和闭锁

5.1.4.2.12定值整合

站级控制将功率、电压等运行定值进行整合后发给换流器级控制，由换流器级控制实现后续的闭环 控制功能。

5.1.4.3换流器级控制功能要求

5.1.4.3.1上层控制

上层控制主要包括： a）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 空制应具有两种运行控制方式： 1）手动控制：由运行人员设定希望的直流电压定值； 2）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。 b）有功功率控制 定有功功率控制模式下，直流控制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： 1）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； 2）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

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荷曲线而自动变化。 c）无功功率控制 定无功功率控制模式下，直流控制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。 d）交流电压控制 定交流电压控制模式下，直流控制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， e）控制模式切换功能 直流控制系统应能实现交流电压/无功功率和有功功率/频率等多种控制模式间的可靠切换房地产项目，切换 过程中不应引起系统保护动作和功率大范围波动。 f）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。手动控制模式时，可单独调节单 个联接变的分接开关，也可同时调节本极所有联接变的分接开关。自动控制模式时，其策略为控制换流 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。 无论是在手动控制模式还是在自动控制模式，当分接开关被升/降至最高/最低点时，控制系统应发 出信号至SCADA系统.并禁止分接开关继续升高/降低

5.1.4.3.2底层控制

底层控制主要包括： a）锁相环控制 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。锁相环的输人是三相交 流系统电压，其输出是基于时间的相角值。 b）电流内环控制 电流内环控制接受来自外环控制的有功、无功电流指令，根据当前的交流电流、电压采样值计算得 到换流器的每相参考电压指令。控制精度和动态响应速度应满足具体工程要求

5.1.4.4技术性解

5.1.4.4.1稳定性能要求

在规定的交流系统电压及频率变化范围内，柔性直流控制系统都应具有维持稳定地传送功率的能 力，以及使柔性直流系统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

5.1.4.4.2控制精度要求

直流控制系统的设计应能达到稳定、无漂移的运行要求，开能在全部稳态运行范围内，把被测有功、 无功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土1% 范围之内，把被测交流电压值的误差保持在电压指令值的士1%范围之内，把被测交流系统频率值的误 差保持在士0.2Hz范围之内

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