Q／GDW 12205-2022 高压柔性直流输电系统控制保护联调试验技术规范.pdf
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Q／GDW 12205-2022 高压柔性直流输电系统控制保护联调试验技术规范
实时仿真系统应模拟柔性直流输电一次系统，模型主要包括：交流系统、换流变压器、启动电阻、桥 臂电抗器、换流阀、直流电抗器、断路器、避雷器和直流线路等一次设备。 仿真建模应采用与系统一致的参数，并具备模拟交、直流系统中的各类短路、开路等典型故障的能力。 实时仿真系统对柔性直流主回路和换流阀的仿真可采用大小步长相结合的方法，主回路部分的仿真步长宜 控制在80μs以内，换流阀部分的仿真步长宜控制在5μs以内。 交流系统等值建模应根据控制保护联调试验项目的需求，基于规划可研阶段确定的系统网架和短路电 流水平，综合考虑仿真系统的规模和精度要求，选择采用戴维南等值电路、简化等值或详细等值模型。交
流系统等值模型应考虑大、小运行方式。
公差标准6.3.3.1与直流控制保护设备接
实时仿真系统与直流控制保护设备之间的模拟量信号和开关量信号如下： a）实时仿真系统与直流控制保护设备之间的模拟量信号包括： 1）换流变压器网侧和阀侧交流电压、电流，桥臂电流等交流模拟量 2）正负极（单元）直流电压、电流等直流模拟量。 b）实时仿真系统与直流控制保护设备之间的开关量信号包括： 1）断路器分合命令、换流变压器分接开关调节命令等； 2）断路器分合状态、换流变压器分接开关档位状态等
6. 3. 3. 2 与阀控接口
实时仿真系统与阀控之间的接口信息包括子模块触发脉冲、电容电压和子模块状态等，通 信息交互
6.3.3.3与直流断路器控制保护设备接口
实时仿真系统与直流断路器控制保护设备之间的接口信息主要包括断路器内部组部件的分合命 号和分合状态反馈信号等。
6.3.3.4与安全稳定装置接口
实时仿真系统与安全稳定装置之间的接口信息包括电压、电流等模拟量信号和断路器分合命令等开关 量信号等。
7.1.1顺序控制和联锁
7.1. 1. 1顺序控制
进行直流系统接地/不接地、隔离/连接、停运/运行等操作；根据主接线结构进行联网、孤岛和STA 行方式的顺序操作。 在顺控试验过程中，系统应能够按照设置的命令执行顺序操作流程，各断路器、隔离开关、接地 合顺序符合设计要求。
联锁试验包括但不限于断路器/力闸联锁、运行方式联锁、控制模式联锁。 分别在满足和不满足断路器/刀闸分、合的联锁条件下，进行分、合操作，对于满足联锁条件的操作 应能执行，不满足的应被拒绝。 分别在满足和不满足运行方式和控制模式的联锁条件下，进行切换运行方式和控制模式的操作，对于 满足联锁条件的操作应能执行，不满足的应被拒绝，
7.1.2空载加压试验
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空载加压试验包括不带直流线路和带直流线路的手动或自动空载加压试验。 柔性直流输电系统接线方式应满足不带直流线路或带直流线路空载加压试验的要求，选择手动空载加 玉试验模式/自动空载加压模式并解锁换流器，待直流电压稳定后，手动/自动输入直流电压指令值，直流 电压应按预定速率升至指令值。手动/自动输入的直流电压指令值不大于换流器额定直流电压。直流电压 的变化过程应满足系统功能规范的要求。
7. 1. 3. 1启动
7.1.3.1.1联网运行方式的启动
合交流进线断路器，对换流变压器和处于闭锁状态的换流阀进行充电。待建立起稳定的直流充电电压 且满足其他必要联锁条件后，启动电阻被旁路，完成充电过程。启动过程中各测点的电压、电流应力应满 足设备技术规范要求， 充电过程完成后，先解锁直流电压控制站，再解锁对站。
7.1.3.1.2孤岛运行方式的启动
先按照联网运行方式解锁直流电压控制站，孤岛站合直流侧开关并通过直流侧给处于闭锁状态的换流 阀充电。孤岛站充电前，直流侧启动电阻（可选）可串入充电回路中，待建立起稳定的直流充电电压且满 足其他必要联锁条件后，直流侧启动电阻被旁路，完成充电过程。启动过程中各测点的电压、电流应力应 满足设备技术规范要求。 孤岛换流站充电完成后，解锁换流器，然后合上孤岛站交流进线断路器，将孤岛站并入孤岛电网
7.1.3.1.3STATCOM运行方式的启动
7.1. 3. 2 停运
7.1.3.2. 1联网运行方式的停运
7. 1. 3. 2. 2 孤岛运行方式的停运
将孤岛站外部交流系统功率降至接近零，先闭锁孤岛站，再闭锁直流电压控制站。换流器 电流应力应满足设备技术规范要求。
7.1.3.2.3STATCOM运行方式的停运
将无功功率降至零，闭锁换流器。换流器闭锁后，断开交流进线断路器。停运过程中各测点的电 应力应满足设备技术规范要求。
7.1.3.3紧急停运
关网、孤岛以及STATCOM运行方式下，执行紧急停运操作，换流阀闭锁并断开交流进线断路器。
7.1.4分接头调节试验
7.1.4.1分接头开关手动控制
换流变压器分接开关为手动控制模式时，升高或降低分接开关档位的指令应能被执行，直流系统稳 定运行。
7.1.4.2 分接头开关自动控制
换流变压器分接开关为手动控制模式时，调节分接开关使调制比或换流变压器阀侧电压超出正常运 行范围，将分接开关控制方式切换成自动模式，分接开关应自动调档，直至调制比或换流变压器阀侧电压 回到正常运行范围内。
7.1.5功率升降及反转试验
7.1.5.1有功功率升降试验
有功功率控制模式下，设定换流器的有功功率指令值与升降速率，系统应能按照设定的速率将有功功 率升高或降低至目标值，功率升降过程中可根据需要实现升降暂停功能，各电气量变化应能满足系统功能 规范和设备技术规范的要求。
7.1.5.1.2孤岛运行方式下的有功功率升降
孤岛控制模式下，增加或减少交流系统的出力，功率变化及稳态期间，各电气量变化应能满足系统功 能规范和设备技术规范的要求。
7. 1. 5. 2 有功功率反转
式下设定与当前有功功率方向相反的指令值，参
7.1.5.3无功功率升降试验
联网或STATCOM运行方式下，设置换流站为无功功率控制模式。设定无功功率指令值与升降速率，系 统应能按照设定的速率将无功功率升高或降低至目标值，功率升降过程中可根据需要实现升降暂停功能， 各电气量变化应能满足系统功能规范和设备技术规范的要求。
7.1.6稳态参数校核
稳态工况校核试验包括联网、孤岛以及STATCOM运行方式下的稳态工况校核。 在柔性直流输电系统有功功率、无功功率区间内选取典型功率点记录直流系统的直流电压、直流电流、 周制比等参数，各量值应与设计结果相符。 将换流变压器分接头调整为自动/手动控制，交流系统电压在正常范围内。依据功率圆设计曲线，依 次选取若干有功功率、无功功率运行工作点，调整换流器的有功功率或无功功率，观察换流器有功功率和 无功功率的变化是否与功率圆的设计结果相符
7.1.7阶跃响应试验
7.1.7.1直流电压阶跃
在联网运行方式下的定直流电压站分别模拟直流电压上阶跃和下阶跃，其响应时间和超调量均应满足 系统功能规范的要求。
7.1.7.2有功功率指令
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在联网运行方式下的定有功功率站分别模拟有功功率上阶跃和下阶跃，其响应时间和超调量均应满足 系统功能规范的要求。
7.1.7.3无功功率阶跃
在联网或STATCOM方式下，分别模拟无功功率上阶跃和下阶跃，其响应时间和超调量均应满足系统功 能规范的要求。
7.1.7.4交流电压阶跃
在联网、STATCOM或孤岛运行方式下，分别模拟交流电压上阶跃或下阶跃，其响应时间和超调量均应 满足系统功能规范的要求。
1.8控制模式切换试验
7.1.8.1有功类控制模式转换试验
调整换流器的有功控制模式，将有功类控制模式由双极（单元）功率控制调整为单极（单 制，系统稳定后再切换为双极（单元）功率控制。切换过程中，各电气量应满足系统功能规范 规范的要求。
7.1.8.2无功类控制模式转换试验
调整换流器的无功控制模式，将无功类控制模式从定无功功率切换成定交流电压控制， 切换为定无功功率控制。切换过程中，各电气量应满足系统功能规范和设备技术规范的要求。
7.1.9联网/孤岛运行方式转换（如有）
英流站处于接入有源交流系统的状态下，模拟交流系统电源去失，控制保护系统应能自动切换为 成交流电压控制，实现有源向无源交流系统的转换，切换过程中交直流系统各电气量均应满足系 范的要求。
7.1.10过负荷试验
过负荷包括联网、孤岛下的极（单元）线过负荷、金属回线过负荷等工况。模拟极线电流或金属回线 电流过负荷，在过负荷动作时间内，直流系统应稳定运行。达到过负荷动作时间后，直流系统应按照设定 速率自动降低功率或由安稳装置切除盈余新能源出力。功率降低或新能源出力切除过程中，各电气量应满 足系统功能规范和设备技术规范的要求。
7.1.11功率盈余试验（如有）
模拟孤岛下的极（单元）功率盈余。在系统可承受的时间内，应投入耗能装置并合理切除新能源出力， 直流系统应稳定运行，各电气量应满足系统功能规范和设备技术规范的要求
7.1.12功率转代试验
在联网、孤岛（如有）运行方式下，两个极（单元）分别设置为双极（单元）功率控制、单极（单元 功率控制模式及其组合，模拟一极（单元）故障闭锁，检测功率是否转代至另一极（单元）。功率转代过 程中各电气量均应满足系统功能规范的要求。
7.1.13交流系统故障穿
在联网运行方式、孤岛运行方式和STATCOM运行方式下分别模拟交流系统单相接地、两相接地、两相 相间和三相故障，在系统功能规范规定的电压跌落幅值、短路电流大小和持续时间内，直流系统应维持运 行，故障结束后恢复正常运行状态。交流侧故障穿越期间，新能源场站（如有）高、低电压穿越的性能应 满足新能源相关规范的要求。
7.1.14交流系统变压器充电
7.1.15无站间通讯试验
对于长距离的柔性直流输电系统，无站间通讯试验主要包括但不限于无站间通讯的启动/ 间通讯的功率升降等试验项目。试验方法参照7.1.3和7.1.5，试验过程中各电气量均应满足系 的要求。
7.1.16控制类跳闸功能试验
控制类跳闸功能试验包括但不限于测量异常跳闸、充电失败跳闸等试验，控制类跳闸功能试验均 统功能规范的要求正确动作
7.1.17就地控制试验
主控制保护设备的就地控制屏将控制位置选为“就地”，运行人员监控系统的控制位置应显示为“就 流系统处于就地控制状态。就地控制下可参照7.1.1进行顺控和联锁试验，参照7.1.3进行启停试 .1.5进行功率升降及反转试验，参照7.1.8进行控制模式切换试验。
7.1.18自动监视和切换
7.1.18.1二次设备故障监视和切换
在穴余的直流控制保护设备、阀控和测量装置、直流断路器本体控保、耗能装置本体控保等二次部分 上模拟故障，故障包含但不限于数据总线故障、电气量测量故障、主机间通讯故障、主机电源故障。故障 应能被检测到，报送相应事件，并按照事件的严重等级告警、切换系统、跳闸等。
7.1.18.2网络风暴和流量测试
利用网络分析仪或者具有发送大量网络广播报文的设备向交换机注入不高于100MARP的广播风 寺续时间不低于1小时，控制保护设备性能不应受影响，不误动、不拒动、不误发报文，不应出 重启等异常现象。OWS在网络出现短时风暴或大数据流量的影响下，各项指标均应满足系统功能 求。
7. 2多端系统试验 (如有)
7.2.1多端系统启停
7.2. 1. 1启动
7.2.1.1.1联网运行方式的启动
首先解锁定直流电压控制站，然后依次解锁定有功功率站。启动过程中各站电压、电流应保持平 过程参照7.1.3.1.1。
7.2.1.1.2孤岛运行方式的启动
7. 2. 1. 2停运
7.2.1.2.1联网运行方式的停运
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联网运行方式下，首先降低待停运换流站的功率，先停运定有功功率站，后停运定直流电压站。 中各站电压、电流应保持平稳。停运过程参照7.1.3.2.1。
7.2.1.2.2孤岛运行方式的停运
孤岛运行方式下，首先降低新能源场站出力，先停运孤岛站，后停运定直流电压站。停运过程中 电流应保持平稳。停运过程参照7.1.3.2.2。
7.2.2站间协调控制功能试验（如有）
2.2.1单换流站投入试
单站投入前，多端系统应正常运行，分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，将单换流站一极 （单元）投入。单站投入前后，各站电压、电流水平以及各换流站控制模式的变化，应满足系统功能规范 的要求。
7.2.2.2单换流站故障闭锁和退出试验
7.2. 2. 2.1定直流电压控制站故障闭锁
单站故障闭锁前，多端系统应正常运行，分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟定 空制站故障闭锁。定直流电压站闭锁后，各站电压、电流水平以及各换流站控制模式的变化应满 能规范的要求。
7. 2. 2. 2. 2定功率控制站退出
单站故障闭锁前，多端系统应正常运行，分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟定功率 控制站故障闭锁。定直流电压站闭锁后，各站电压、电流水平以及各换流站控制模式的变化应满足系统功 能规范的要求。
7. 2. 2. 2. 3孤岛站退出
单站故障闭锁前，多端系统应正常运行，分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟孤 团锁。孤岛站闭锁后，各站电压、电流水平以及各换流站控制模式的变化应满足系统功能规范的
7.2.2.3过负荷试验
分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟多端系统极线/金属回线接线方式变化引起的机 线/金属回线过负荷。极线/金属回线过负荷持续时间和极线/金属回线过负荷降功率的速率均应满足系统 功能规范的要求。
7.2.2.4功率盈余试验（如有）
模拟多端系统孤岛下的极（单元）功率盈余。在功率盈余可承受的时间内，应投入耗能装置并合理切 除新能源出力，直流系统应稳定运行，各电气量应满足设计规范的要求。
7.2. 2.5接地点转移试验
7.2.2.5.1多端系统接地点自动投入
分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟多端系统接地点丢失，多端系统中备 投入延时应满足系统功能规范的要求
7.2. 2. 5. 2 多端系统接地点自动退出
分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟多端系统同时出现多个接地点，多端系统中 点的退出延时应满足系统功能规范的要求。
7.2.2.6定直流电压站转移试验
直流电压站由其他运行控制模式转成定直流电压控制模式。定直流电压站转移期间直流系统应保
7.2. 2. 7 运行方式优化试验
当多端系统由于系统或设备故障，导致极线、金属回线跳开或换流站闭锁后，站间协调控 新将多端系统优化调整到预设的运行方式下。运行方式优化的结果应满足设计规范的要求
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8.1.1通过柔性直流输电系统区内和区外故障仿真试验，检测保护动作行为。保护装置应确保区内故障 可靠动作，区外故障不误动。 8.1.2故障模拟应涵盖不同的功率水平、接线方式和功率方向，应考虑交流系统强弱对保护功能及动作 灵敏度的影响。 8.1.3仿真试验过程中应投入全部保护功能；检测后备保护时，应退出主保护功能。 8.1.4根据柔性直流输电系统接线方式的特点和不同故障类型，直流保护动作后可执行闭锁换流器、跳 开相应的交、直流开关、降功率和极隔离等措施。 8.1.5保护装置在空载加压、换流器联网、STATCOM以及孤岛运行方式下均应可靠动作，
8.2保护分区和故障点设置
在仿真试验系统中，根据高压柔性直流输电系统的主回路结构进行保护分区和故障点设置 线方式包括对称双极、对称单极和背靠背三种类型，其保护分区和故障点设置分别如附录B中图 和图B.3所示。
8.3.1换流变压器保护
8.3.1.1故障类型
换流变压器保护区的故障类型如下： a）换流变压器网侧引线故障：单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障； b）换流变压器阀侧故障：单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障； c）换流变压器内部绕组故障：匝间故障
8.3.1.2试验方法
换流变压器保护区的试验方法如下： 模拟换流变压器网侧引线金属性单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障： b 模拟换流变压器网侧引线经过渡电阻接地故障； 模拟换流变压器阀侧金属性单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障； 模拟换流变压器内部绕组匝间金属性短路故障； 模拟换流变压器CT断线和PT断线故障； 在换流变压器满载情况下，分别模拟换流变压器网侧及阀侧区外同一点发生不同故障类型的转 换，如单相接地转换成两相接地故障，故障转换时间10ms～300ms； g 在换流变压器满载及空载的情况下，模拟区外故障发展为换流变压器匝间短路，故障转换时间 10ms~300ms; h 满载时换流变压器网侧内部匝间短路由1%发展为3%，故障转换时间10ms～300ms
8. 3. 1. 3技术要求
换流变压器 保护这的技不要求如下： a）换流变压器金属性故障或经过渡电阻接地故障时，主保护应可靠动作
b）换流变压器永久金属性故障或经过渡电阻接地故障时，在退出主保护后后备保护应可靠动作： C） 换流变压器CT断线故障时，装置应能正确检测出CT断线故障并闭锁相关保护功能； 换流变压器PT断线故障时，装置应能正确检测出PT断线故障并闭锁相关保护功能； e) 换流变压器区外同一点不同故障类型转换时，主保护不应误动； f 换流变压器区外转区内故障时，保护应可靠动作； 保护动作性能应满足工程设计规范书的要求。
3.2交流连接线保护区
8. 3. 2. 1故障类型
故障类型包括站内交流连接线区域单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故隆
8. 3. 2. 2试验方法
模拟站内交流连接线金属性单相接地、两相短路、两相接
8. 3. 2. 3技术要求
交流连接线保护区的技术要求如下： a）交流连接线区金属性接地故障时，主保护应可靠动作； 交流连接线区永久金属性故障时，在退出主保护后后备保护应可靠动作； 保护动作性能应满足工程设计规范书的要求。
8.3.3换流器保护区
8.3.3.1故障类型
DB11标准规范范本换流器保护区的故障类型如下： a） 桥臂电抗器故障：上、下桥臂电抗器及相连接母线区单相接地、两相短路、两相接地和三相短路 故障； b）换流器桥臂故障：桥臂单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障； c）换流器出口故障：直流极接地故障、中性极接地故障、换流器出口正负极短路故障
8.3.3.2试验方法
模拟换流器区内各故障点金属性单相接地、两相短路、两相接
模拟换流器区内各故障点金属性单相接地 两相短路、 两相接地和三相短路故障。
8. 3. 3. 3技术要求
换流器保护区的技术要求如下： a）换流器区金属性故障时，主保护应可靠动作； b）换流器区永久金属性故障时市政管理，在退出主保护后后备保护应可靠动作； c）保护动作性能应满足工程设计规范书的要求。
8.3.4.1故障类型
极保护区的故障类型如下： a）极母线故障：极母线接地故障、极母线与中性母线短路故障； b）中性线故障：中性线接地故障、中性线开路故障、NBS开关分断失败：
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