屏柜设计宜遵循控制主机、保护主机分别独立组屏，两极设备分别独立组屏的原则。也可根据仿 实际需求，将控制主机、保护主机、I/O接口机箱、交换机等不同设备组屏。

[6.3. 1 一般要求

直流控制保护物理仿真系统应具备下列功能。 a）运行人员控制子系统应包含运行人员工作站和工程师工作站功能。 b）直流控制子系统应包含直流站控、双极控制、极控制和阀组控制功能。 c）直流保护子系统应包含换流器区、极区、直流滤波器区、双极区和直流线路的保护功能

6.3.2运行人员控制子系统

运行人员控制子系统要求如下。 a 设计规定： 1）宜按站配置工作站矿山标准规范范本，每台工作站功能参照实际工程要求配置；应选择一台工作站作为工程 师工作站； 2） 应配置监控服务和文件服务功能； 3）应确保仿真系统对时准确。 b）功能要求： 1）应具备数据储存、运行监视及操控等功能； 2）应具备程序修改编译下载、在线调试和故障录波分析等功能

6.3.3直流控制子系统

直流控制子系统要求如下。 a）设计规定：直流控制子系统的功能配置应与实际工程控制保护系统一致。 b）功能要求： 1）应至少具备双极大地回线运行方式、单极大地回线运行方式和单极金属回线运行方式控 制功能，如工程有融冰/阻冰运行方式，可根据研究需要配置； 对于特高压直流工程，直流控制子系统除具备1)要求外，还应具备单极单阀组运行方式， 单极双阀组运行方式、双极单阀组运行方式、双极三阀组混合运行方式和双极四阀组运行 方式控制功能； 3） 基本控制功能应包括主控站选择、功率传输方向控制、直流全压/降压运行控制、开路试 验、分接开关控制、无功功率控制、过负荷控制、直流电压控制、直流电流控制、低压限流控 制、不平衡电流限制和监视等； 保护性监视功能应包括换相失败预测、开路试验监视、电压应力监视、交流低电压监视、不 平衡运行监视、阀丢脉冲保护等； 5 双极控制层功能应包括附加控制、两极电流平衡控制、极间紧急功率转移、向各极控制层 分配功率指令、兼管全站顺序控制、全站无功控制等； 极控制层/阀组控制层功能应包括电流、电压、关断角的闭环控制，并给本极阀组层提供稳 态运行的电流指令或触发角指令，实现电流限制、阀组投退控制、本极相关无功控制等功 能；实现阀脉冲触发控制、阀脉冲产生、换流器的解锁/闭锁等； 7 附加控制功能应包括功率提升回降、阻尼次同步振荡、频率控制等

6.3.4直流保护子系统

直流保护子系统应符合下列要求。 a）设计规定：直流保护子系统的整体功能及各分区功能配置应与实际工程控制保护系统一致。 b）功能要求： 1）换流器保护：应包含阀短路保护、换相失败保护、阀组过流保护、阀直流差动保护、阀组过 压保护、阀组欠压保护、换流变压器阀侧中性点移保护、旁通断路器保护和旁通对过载 保护功能； 2） 极区保护：应包含50Hz/100Hz保护、直流极母线差动保护、直流中性母线差动保护、直 流极差动保护、接地极引线开路保护、直流行波保护、直流线路突变量保护、直流线路低电 压保护、直流线路纵差保护、交直流碰线保护、中性母线转换开关保护、直流欠压保护、直

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流过压保护、换流器连接线差动保护、金属回线横差保护和金属回线纵差保护功能； 双极区保护：应包含双极中性线差动保护、站接地过流保护、站接地过流后备保护、转换开 关保护、金属回线接地保护、接地极引线过负荷保护和接地极引线不平衡监测功能； 直流滤波器保护：应包含电阻/电抗过负荷保护、失谐保护、差动保护、高压电容器不平衡 保护和高压电容器接地保护功能

数模混合仿真接口根据传递媒介的不同，可分为电信号接口和光信号接口，电信号接口采用电缆 介质，光信号接口采用光纤为通信介质

电信号可分为下列信号，要求如下。 ）开关量信号： 1）实时数字仿真器的开出开关量信号应经电信号接口转换为24V/110V/220V直流信号 后接入直流控制保护物理仿真系统；直流控制保护物理仿真系统的开出开关量24V直流 信号经电信号接口模数转换后送人实时数字仿真器； 2 直流工程换流阀的触发脉冲信号宜使用电信号接口（24VDC）经模数转换后送至阀模 型；对于控制保护系统，两极的脉冲应分别送至对应阀组；双12脉动特高压直流工程每极 的两个阀组脉冲应分别送至对应阀组；背靠背直流工程两侧脉冲应分别送至对应阀组。 b）模拟量信号：实时数字仿真器的模拟量可通过电信号接口数模转换成小信号形式（一般为 10V～十10V），直接接入直流控制保护物理仿真系统；根据需要，也可经功率放大器、远端 模块箱体、合并单元处理后再接人直流控制保护物理仿真系统

光信号接口可与直流控制保护物理仿真系统直接相连，不连接测量环节、合并单元或与现场一致的 其他设备。传输数据的协议要求可参照高速串行通信协议。 接口性能应达到以下要求。 a）直流控制保护物理仿真系统输出至实时数字仿真器的数据与实时数字仿真器输出至直流控制 保护物理仿真系统的数据传输周期可不同，应独立且可调；一个完整数据顿的传输周期不宜大 于仿真步长的10%。 b）应满足同步性要求

直流控制保护物理仿真系统与实时数学仿真器之间传送开关量和模拟量，交互的接口信号应包括 下列内容。 a）直流控制保护物理仿真系统输出至实时数字仿真器的开关量信号： 1） 直流控制保护物理仿真系统发出的控制脉冲； 变压器分接开关控制命令； 3） 交流滤波器无功投切及开关分合命令； 直流场开关、刀闸分合命令； 5）换流变压器进线开关分合命令

b）实时数字仿真器输出至直流控制保护物理仿真系统的开关量信号： 1） 变压器分接开关挡位； 2 交流滤波器开关分合位； 3） 直流场开关、刀闸分合位； 4 换流变压器进线开关分合位， 实时数字仿真器输出至直流控制保护物理仿真系统的模拟量信号： 1 交流母线电压； 2） 交流进线电流； 3） 直流场各测点电压、电流； 4）换流变压器阀侧电压、电流

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险证。一致性试验应在与现场试验相同的工况下，通过直流工程数模混合仿真进行与现场完全一致的 验，并将仿真试验波形与现场试验波形进行比较，应至少包括变侧交流线路单相接地、直流线路单 极接地、功率阶跃和电流阶跃试验。

8.2控制系统功能性试验验证

8.2.1有功控制试验项目和试验程序具体如下。○ a） 稳态参数校核：针对不同工况的稳态参数进行校核，重点检查直流功率、直流电压、直流电氵 触发角、关断角、分接开关位置、无功消耗等参数，以及最小触发角检查、最小关断角检查、等 隔触发脉冲检查，具体试验项目的试验程序按表A.1的规定， b） 起停、功率升降、系统切换及控制模式转换试验，具体试验项目的试验程序按表A.2规定， 电流阶跃、功率阶跃、电压阶跃、关断角阶跃等动态响应试验，具体试验项目的试验程序 表A.3规定。 d） 电流裕度补偿具体试验项目的试验程序按表A.4规定， e） 过负荷限制等试验具体试验项目的试验程序按表A.5规定 8.2.2 无功功率控制试验项目按表A.6的规定。对整流站、逆变站应分别进行无功功率控制试验。 8.2.3 外特性曲线试验项目按表A.7的规定。 8.2.4 顺序控制与联锁试验项目和试验程序具体如下，对整流站、逆变站应分别进行试验。 a） 换流器顺序控制，具体试验项目按表A.8的规定。 b） 极顺序控制，具体试验项目按表A.9的规定。 ） 双极顺序控制，具体试验项目按表A.10的规定。 8.2.5 解闭锁顺序控制试验项目和试验程序具体如下，对整流站、逆变站应分别进行试验。 a） 正常解闭锁顺序控制，具体试验项目按表A.11的规定。 b 保护闭锁，具体试验项目按表A.12的规定。 ） 保护性控制功能，具体试验项目按表A.13的规定 8.2.6空载加压试验项目按表A.14的规定，对整流站、逆变站应分别进行试验。 8.2.7 附加控制试验项目按表A,15的规定，对整流站、逆变站应分别进行试验。 8.2.8 分接开关控制试验项目按表A,16的规定，对整流站、逆变站应分别进行试验。 8.2.9阀组在线投退试验项目按表A.17的规定，对整流站、逆变站应分别进行试验

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8.3保护系统功能性试验验证

8.3.1阀保护试验项目按表A.18的规定，对整流站、逆变站应分别进行试验。 8.3.2极保护试验项目按表A.19的规定，对整流站、逆变站应分别进行试验。 8.3.3双极保护试验项目按表A.20的规定，对整流站、逆变站应分别进行试验。 8.3.4直流线路保护试验项目按表A.21的规定，不同过渡电阻、不同故障位置应进行直流线路故障 试验。 8.3.5直流滤波器保护试验项目按表A.22的规定，对整流站、逆变站应分别进行试验。 8.3.6交流系统故障试验项目按表A.23的规定。不同过渡电阻、不同故障方式，对整流站、逆变站交 流系统应分别进行交流故障试验

8.4.1逆变侧交流线路单相接地故障仿真与现场故障录波比对，故障前直流功率、直流电压、直流电 流、交流电压、换流器运行触发角，故障期间交流电压跌落水平、持续时间等应保持一致；故障过程直流 功率波形特性应保持一致，最大直流功率水平和最小直流功率水平误差应均不超过10%。具体试验项 目列于表A.24。 8.4.2直流线路单极接地故障仿真与现场故障录波比对，故障前直流功率、直流电压、直流电流、交流 电压水平、换流器运行触发角、直流线路故障位置，故障期间直流电压跌落水平、持续时间等应保持 致；故障过程直流功率波形特性应保持一致，最大直流功率水平和最小直流功率水平误差均不超过 5%。具体试验项目列于表A.24。 8.4.3功率阶跃和电流阶跃仿真与现场故障录波比对，试验前的功率控制模式、直流功率或者直流电 流水平、两个换流站的触发角、上（下）阶跃量和阶跃持续时间应与现场保持一致，阶跃量一般设定为额 定值的10%；阶跃波形特性应与现场保持一致，最大超调量误差不超过阶跃量的士8%、恢复时间指标 误差不超过现场恢复时间的10%。具体试验项目列于表A.24

8.4.3功率阶跃和电流阶跃仿真与现场故障录波比对，试验前的功率控制模式、直流功率或者直流电 充水平、两个换流站的触发角、上（下）阶跃量和阶跌持续时间应与现场保持一致，阶跌量一般设定为额 定值的10%；阶跃波形特性应与现场保持一致，最大超调量误差不超过阶跃量的士8%、恢复时间指标 误差不超过现场恢复时间的10%。具体试验项目列于表A.24

A.1控制系统功能性试验验证

A.1.1有功控制试验

A.1.1.1稳态参数校核

表A.1规定了特高压直流、常规直流和背靠背直流应进行的稳态参数校核试验项目。 部分试验按照下列程序执行。 a）最小触发角检查：检查控制程序中最小触发角参考值大小，核查最小触发角设置值为5°，触发 角度任何条件下都不会小于5°。 最小关断角检查：检查控制程序中最小关断角参考值大小。 等间隔触发脉冲检查：触发录波检查每个阀组12路触发脉冲依次相差60且呈等间隔分布，三 角形接线阀脉冲超前或滞后星形接线阀脉冲30（根据换流变接线方式）

表A.1稳态参数校核试验项目

注：·表示必做试验。试验应考虑不同功率水平，不同接线方式，不同运行方式、不同控制方式。 0表示非必做试验 表A.2～表A.24意义相同。

A.1.1.2不同运行方式下起停、功率升降、系统切换及控制模式转换试验

表A.2规定了特高压直流、常规直流和背靠背直流应进行的不同运行方式下起停、功率升降、 换及控制模式转换试验项目

方式下起停、功率升降、系统切换及控制模式转

A.1.1.3动态响应试验

表A.3动态响应试验项目

A.1.1.4电流裕度补偿试验

了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的电

4电流裕度补偿试验项

A.1.1.5过负荷限制试验

表A.5过负荷限制试验项目

A.1.2无功控制试验

表A.6规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的无功功率控制试验项目。包括滤 换、交流电压控制模式试验（U控）、无功功率控制模式试验（Q控）、最大交流电压/最大无功功圣

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制试验（Umax/Qmax）、绝对最小滤波器试验和交流滤波器切除试验。 部分试验按照下列程序执行。 功率正送最大无功功率（Qmax）试验：修改无功控制中最大无功功率（Qmax）定值，使其低于 当前无功交换值，核实最大无功交换控制切除一组交流滤波器。 b） 功率正送绝对最小滤波器不满足降功率：直流运行，检查到当前功率不满足最小滤波器控制要 求，降低功率至某值，检查降功率后满足最小滤波器要求。 功率正送过压快切试验：直流正常运行，检查到交流电压超出正常范围，切除某组交流滤波器 检查交流电压恢复至正常范围 d） 功率正送停极全切交流滤波器试验：正常闭锁全极，检查交流滤波器全部切除。 功率正送后备无功功能验证试验：直流正常运行，改变电压参考值/无功功率参考值的大小，致 更投/切一小组滤波器

表A.6无功功率控制试验项目

A.1.3外特性曲线试验

表A，7规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的外特性曲线试验项目。 试验按照下列程序执行。 a）功率正送单极800kV外特性曲线：通过调整分接开关、交流电压等的方式，获得0.1p.u.~ 1.0P.u.运行工况内各个运行点的直流电压和直流电流，描绘出两端换流站外特性曲线。 b 功率正送单极单换流器400kV外特性曲线：通过调整分接开关、交流电压等的方式，获得 0.1P.u.1.0p.u.运行工况内各个运行点的直流电压和直流电流，描绘出两端换流站外特性 曲线。

表A.7外特性曲线试验项目

注：常规直流、背靠背直流按实际电压等级做全电压外特性曲线

A.1.4顺序控制及联锁试验

高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的顺序

表A.8顺序控制及联锁试验项目

A.1.4.2极顺序控制试验

定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的

表A.9极顺序控制试验

A.1.4.3双极顺序控制试验

表A.10双极顺序控制试验项目

A.1.5解闭锁顺序控制试验

A.1.5.1正常解闭锁顺序控制试验

表A.11规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的正常解闭锁顺序控制试验项目

表A.11正常解闭锁顺序控制试验项目

A.1.5.2保护闭锁

表A，12规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的保护闭锁试验项目， 试验按照下列程序执行， a）功率正送不投人旁通对闭锁（X闭锁）顺序控制试验：起动换流器，在极保护两套系统（PPRA 和PPRB），通过相应软件启动保护跳闸，核实X闭锁。 b 功率正送有条件投人旁通对闭锁（Y闭锁）顺序控制试验：起动换流器，在极保护两套系统 （PPRA和PPRB），通过相应软件启动保护跳闸，核实Y闭锁。 c）功率正送总是投人旁通对闭锁（Z闭锁）顺序控制试验：起动换流器，在极保护两套系统（PPRA 和PPRB），通过相应软件启动保护跳闸，核实Z闭锁。 d 功率正送针对特高压直流阀组内部短路或接地专项保护闭锁（S闭锁)顺序控制试验：起动换 流器，在极保护两套系统（PPRA和PPRB)，通过相应软件启动保护跳闸，核实S闭锁

表A.12保护闭锁试验项目

A.1.5.3保护性控制功能

表A.13规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的保护性控制功能试验项目。 功率正送阀误触发跳闸试验按照下列程序执行：起动换流器，退出一套控制系统，拨出或者屏蔽值 班控制系统某一桥臂触发脉冲信号，核实阀误触发保护跳闸

表A.13保护性控制功能试验项目

A.1.6空载加压试验

表A.14规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的空载加压试验项目

表A.14空载加压试验项目

A.1.7附加控制试验

表A.15规定了特高压直流 附加控制试验项目

表A.15附加控制试验项目

A.1.8分接开关控制试验

表A.16分接开关控制试验项目

A.1.9阅组在线投退试验

定了特高压直流应进行的阀组在线投退试验项目

表A.17阀组在线投退试验项目

阀保护主要是针对换流器提供保护，其保护的范围全在阀厅内部。特高压直流阀组保护的阀区故 障点宜按照图A.1设置。表A.18规定了特高压直流、常规直流和背靠背直流应进行的阀保护试验 项目。 试验按照下列程序执行， a）直流系统按照试验需要的方式运行。 b）在直流系统一次模型中相应位置模拟故障，在故障发生前设置故障开始时间、故障结束时间 c）记录、分析事件和波形，确认动作信息正确

图A.1 阀区故障点示意图 表A.18阀保护试验项目

图A.1 阀区故障点示意图 表A.18阀保护试验项目

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极区的故障点宜按照图A.2设置。 表A.19规定了特高压直流、常规直流和背靠背直流进行的极保护试验项目。 试验按照下列程序执行。 a）直流系统按照试验需要的方式运行， b） 在直流系统一次模型中极区相应位置模拟故障，在故障发生前设置故障开始时间、故障结束时间 C）记录、分析事件和波形，确认动作信息正确

图A.2极区故障点示意图 表A.19极保护试验项目

图A.2极区故障点示意图 表A.19极保护试验项目

A.2.3双极保护试验

双极区保护的范围在接地极与极中性母线直流电流测点之间的部分，其中还包括了金属回线测点 金属返回线直流电流与测点直流场中性母线直流电流之间的部分。在双极区配置的保护中，涉及的测 点有两个极的直流场中性母线直流电流，接地极线路1直流电流，接地极线路2直流电流，直流场金属 返回线直流电流，站接地开关电流和中性母线避雷器电流。双极区的故障点宜按照图A.3设置。 表A.20规定了特高压直流和常规直流应进行的双极保护试验项目。 试验按照下列程序执行。 a）直流系统按照试验需要的方式运行。 b）在直流系统一次模型中双极区相应位置模拟故障，在故障发生前设置故障开始时间、故障结束时间 c）记录、分析事件和波形，确认动作信息正确

图A.3双极区故障点示意图

表A.20双极保护试验项目

A.2.4直流线路保护试验

直流线路的故障点宜按照图A.4设置 表A,21规定了特高压直流和常规直流应进行的直流线路保护试验项目。 试验按照下列程序执行。 a）直流系统按照试验需要的方式运行。 b）在直流系统一次模型中直流线路相应位置模拟故障，在故障发生前设置故障开始时间、故障结 束时间。 c）记录、分析事件和波形，确认动作信息正确

图A.4直流线路故障点示意图

表A.21直流线路保护试验项目

A.2.5直流滤波器保护试验

故障点宜按照图A.5设置。表A.22规定了特高压直流和常规直流应进行的直流滤波器 项目

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试验按照下列程序执行。 a）直流系统按照试验需要的方式运行。 b）在直流系统一次模型中相应位置模拟故障DB11标准规范范本，在故障发生前设置故障开始时间、故障结束时间 c）记录、分析事件和波形.确认动作信息正确。

试验按照下列程序执行。 直流系统按照试验需要的方式运行。 b 在直流系统一次模型中相应位置模拟故障，在故障发生前设置故障开始时间、故障结束时间。 记录、分析事件和波形，确认动作信息正确

标引序号说明： F51—高压端接地故障； F52——低压端接地故障； F53——高压端电容器短路故障

图A.5直流滤波器故障点示意图

表A.22直流滤波器保护试验项目

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A.2.6交流系统故障试验

交流系统侧故障点宜按照图A.6设置。 表A23规定了特高压直流、常规直流和背靠背直流应进行的交流系统故障试验项目。 部分试验按照下列程序执行。 a）直流系统按照试验需要的方式运行。 b）在直流系统一次模型中相应位置模拟故障，在故障发生前设置故障开始时间、故障结束时间 c）记录、分析事件和波形，确认动作信息正确

施工组织设计图A.6交流区故障点示意图