DL T 1131-2019 ±800kV高压直流输电工程系统试验规程.pdf

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1、DL / T 1131 2019 I ICS 29.240.01 F 22 备案号：- 20 中华人民共和国电力行业标准 DL / T 1131 2019 代替DL / T 1131 2009 800kV 高压直流输电工程 系统试验规程 System Test Standard for 800kV HVDC Project Boiler refractory material for thermal power plant Boiler refractory material for thermal power plant 火力发电厂锅炉耐火材料 火力发电厂锅炉耐火材料 2019-06-04发

2、布 2019-10-01实施 国家能源局 发 布 DL / T 1131 2019 I 目 次 前言 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和符号 1 4 总则 1 5 站系统试验 2 6 端对端系统试验 6 DL / T 1131 2019 II 前 言 本标准按照国家标准GB/T 1.1-2009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则 起草。 本标准是对DL/ T 1131 -2009 800kV高压直流输电工程系统试验规程的修订，与上一版标准 相比，主要技术性差异如下： 增加了直流偏磁测试； 增加了800kV直流单极双换流器分层接入系统试验。 本标准由中国电力企业联

3、合会提出。 本标准由电力行业高压直流输电技术标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：国网直流建设分公司、中国电力科学研究院有限公司、南方电网科学研究院有限 责任公司 本标准主要起草人：杨万开、李文毅、白光亚、印永华、曾南超、马为民、陶瑜、王明新、石岩、 殷威扬、郑劲、刘永东、黎小林、李岩、徐剑峰、宋涛。 本标准实施后代替DL/T 1131-2009。 本标准2009年07月首次发布，本次为第一次修订。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市宣武区白广路二 条一号，100761）。 DL / T 1131 2019 1 800kV 高压直流输电工程系统试验规程

4、1 范围 本标准规定了800kV高压直流输电工程系统试验的项目、要求及验收标准。 本标准适用于功率可双向传输、每站每极包含两个串联12脉动换流器的双极800kV高压直流输 电工程。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 13498 高压直流输电术语 DL/T 1130-2009 高压直流输电工程系统试验规程 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 1129 直流换流站二次电气设备交接试验规程 3 术语和符号 3.1 术

5、语 语语义 3.1.1 站系统试验 converter station system test 指在分系统试验完成并合格的基础上，换流站相关一次设备已具备带电条件，按照合同和技术规范 书的要求，分别在各换流站内检查换流站功能的试验，即换流站设备充电、顺序控制功能、直流线路开 路试验等，同时也是为端对端系统试验作准备。 3.1.2 端对端系统试验 end to end system test 指在站系统试验完成并合格的基础上，验证整个直流输电系统的总体功能达到了功能规范书所规定 的性能指标及校验交、直流系统联合运行性能的试验。 3.1.3 旁路断路器 bypass breaker 指并联于12脉

6、动换流器单元高、低压端的断路器。 3.1.4 旁路隔离开关 bypass disconnecter 指并联于12脉动换流器单元高、低压端的隔离开关。 3.1.5 直流联母隔刀 disconnecter for connection with DC Bus 分别在12脉动换流器的高压端和低压端，串联于旁路断路器和旁路隔离开关连接点之间的隔离刀 闸。 3.1.6 分层接入 split connection 指换流站一个极高低端换流器分别接入不同电压等级的交流电网。 DL / T 1131 2019 2 3.2 符号、代号和缩略语 下列符号、代号和缩略语适用于本文件。 SVC：静态电压补偿 Stat

7、ic Voltage Compensation CPU：中央处理单元 Central Processing Unit Qref：换流站与交流系统的无功交换参考值 Qex：换流站与交流系统的无功交换量 Q： 控制软件设定的无功调节死区 Uref：电压参考值 Uac：换流站交流母线电压 U： 是控制软件设定的电压调节死区 Udm：一个极两串联换流器连接点对低端换流器底部电压 4 总则 4.1 直流输电工程在投入商业运行之前，应进行工程系统试验。 4.2 800kV直流输电工程系统试验应以批准文件、工程技术规范、设计图纸、采购合同、施工合同、 工程试验方案及其所要求的国家及行业主管部门颁布的法规、标

8、准、规范和规程为依据。 4.3 站系统试验项目范围主要包括顺序操作试验、出口跳闸试验、换流变压器及换流器充电试验、直流 线路开路试验、抗干扰试验、站用电源切换试验、零功率试验等；各试验项目的顺序宜按照后叙条款顺 序进行。交流场充电试验可以在站系统试验中进行，也可单独实施。 4.4 端对端系统试验的项目范围包括下列内容： a) 指直流系统在设计允许的运行范围内，以及现场条件允许进行的试验内容，通常包括单极低功 率试验、单极大功率试验、双极低功率试验、双极大功率试验四个部分；各试验项目的顺序宜 按照后叙条款顺序，并应在工程和系统条件允许情况下，尽量结合双极试验项目进行。 b) 在端对端系统试验过程

9、中，应按照试验方案对两端的稳态数据，以及对系统动态和暂态过程中 交流、直流系统（含设备）的动态响应特性、过电压、谐波性能、换流站噪声、无线电干扰、 电磁干扰、接地极状态等进行跟踪监测；系统和设备的功能和性能指标均应满足技术规范的要 求。端对端系统试验项目完成后直流输电工程可投入商业运行。 4.5 直流输电工程系统试验中的特殊要求如下： a) 对于某些800kV直流工程所要求的特殊功能/性能，应视该工程技术规范要求，增加相应试验 项目。 b) 本规程规定的试验项目，除特殊指明外，可指定在任意设计内的接线运行方式下进行。对于涉 及降压运行的试验，均在每极投入双12脉动换流器接线方式下进行。 4.6

10、 本标准规定的工程系统试验应在换流站相应部分的设备试验及分系统试验完成并通过验收后进 行；工程的最终系统试验范围以工程启动委员会批准的试验方案为准。 5 站系统试验 5.1 站系统试验的准备工作及要求 5.1.1 站系统试验前换流站应具备下列条件： a) 站辅助电源系统已具备供电条件。 b) 交流开关场已具备带电条件。 c) 与试验相关的建筑工程和生产区域的全部设备和设施，站内外道路，上下水、防火、防洪工程 等均已按设计完成并经验收检查合格。生产区域的场地平整，道路畅通，平台栏杆和沟道盖板 齐全，脚手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾等已经清除。 DL / T 1131 2019 3 d) 电气设备

11、及分系统的各项试验全部完成且合格，有关记录齐全完整并已通过该阶段的竣工预验 收。待试验区域的接地线已全部拆除，箱柜已关好并上锁；施工临时设施不满足带电要求的经 检查已全部拆除；待试验区域与其他区域之间已有明显隔离、指示标志。 e) 按工程设计，站内所有设备及其保护（包括通道）、微机检测、控制系统、监控装置以及相应 的辅助设施均已安装齐全，试验整定合格且试验记录齐全；设备编号、相位、极性已标识并核 对无误。 f） 按工程设计，调度通信自动化系统、安全自动装置以及相应的辅助设施均已安装齐全，试验整 定合格且试验记录齐全。 g) 各种测量、计量装置及仪表齐全，符合设计要求并经校验合格。 h) 所用电

12、源、照明、通信、采暖、通风、防潮等设施按设计要求安装试验完毕，已投入正常使用。 i) 站系统试验范围内的通信已畅通。 j) 水冷系统已具备投运条件。 k) 消防工程已通过消防部门验收，消防设施齐全，能投入使用。 l) 必须的备品备件及工器具已备齐。 m) 站系统试验、检修和负责抢修的人员已到位，各种试验记录表格已齐备，试验设备已调整完毕。 n) 参加站试验的施工、生产运行、调度、试验单位已将经审核的规程、制度、系统图表、记录表 格、安全用具等准备好，投入的设备等已标识调度命名和编号。 o) 确认监控系统未出现影响站系统试验的报警信号。 5.1.2 站系统试验前输电线路应具备下列条件： a) 项

13、目法人或建设单位主持的竣工预验收和电力建设质量监督站的质监检查已经完成。 b) 影响线路安全运行的问题已处理完毕。 c) 承担线路试运行及维护的人员已配备并持证上岗，启动试运组已将试验试运方案向参试人员交 底。 d) 线路的运行杆塔号、极性标志和设计规定的有关防护设施等已经验收合格。 e) 线路（包括两端换流站）的临时接地线已全部拆除。 f) 已确认线路上无人登杆作业，且安全距离内的一切作业均已停止，已向沿线发出带电运行通告， 并已做好试验前的一切检查维护工作。 g) 按照设计规定的线路保护（包括通道）和自动装置已具备投入条件。 h) 线路绝缘电阻和频率特性参数已测试完毕。 5.1.3 站系统

14、试验前接地极及接地极线路应具备下列条件： a) 项目法人或建设单位主持的竣工预验收和电力建设质量监督站的质监检查已经完成。 b) 现场已清除影响接地极及接地极线路正常运行的设施，已修复被施工破坏的地形地貌，且安全 标志和防护设施完好无损、清晰可见。 5.1.4 站系统试验的组织机构已成立并满足DL/T 1130-2009要求；站系统试验方案及调度方案已经批 准；安全措施已制订并经批准。 5.1.5 换流站与相关调度机构之间的通信已畅通。 5.1.6 新设备的启动申请已经批准；各级试验调度组以及相关试验人员对经工程启动委员会批准的站系 统试验调度方案和试验方案已熟悉，并根据调度规定将试验项目操作

15、票准备就绪。已办理具备站系统试 验条件的许可。 5.2 站系统试验项目及要求 5.2.1 不带电顺序操作试验 a) 不带电顺序操作试验项目应在换流站交流母线不带电的条件下，在两极分别进行。除常规直流 顺控功能之外，800kV直流工程的手动/自动顺序操作还包括每极中单12 脉动换流器以及双 DL / T 1131 2019 4 12脉动换流器的连接/隔离，即包括其各自并联的断路器、隔离开关、连接母线刀闸、接地刀 闸的断/合顺序和联锁功能。顺序操作试验可在有站间通信或无站间通信下进行检验。 b) 手动控制模式检验换流站交流场单步操作及联锁（包括各间隔检修、冷备用、充电等）。顺序 正确的操作应能执行

16、；错误的操作应被拒绝。 c) 手动控制模式检验换流站直流场单步操作及联锁（包括阀厅和直流场的检修、冷备用、直流场 连接等）。顺序正确的操作应能执行；错误的操作应被拒绝。 d) 检验换流站交流场顺序自动操作控制及联锁。顺序自动操作应能按顺序执行完毕。当一个顺序 未能完成时，应有相应报警信息，且相应设备应能手动退回上一个有定义的状态，或进入下一 个有定义的状态。 e) 检验换流站直流场顺序自动操作控制及联锁。顺序自动操作应能按顺序执行完毕。当一个顺序 未能完成时，应有相应报警信息，且相应设备应能手动退回上一个有定义的状态，或进入下一 个有定义的状态。 5.2.2 出口跳闸试验 a) 出口跳闸试验项

17、目应在换流变压器及交流滤波器不带电的条件下，对两极分别进行。 b) 换流器直流保护系统跳闸。试验步骤和要求如下： 1) 从换流器直流保护和换流变压器保护被试保护跳闸出口端子施加跳闸信号，跳开该换流器 相应换流变压器网侧的交流断路器。 2) 每个保护的跳闸回路应能正确跳开换流变压器网侧交流断路器，并发出对应的信号和事件 记录。 c) 极直流保护系统跳闸。试验步骤和要求如下： 1) 从极直流保护被试保护跳闸出口端子施加跳闸信号，跳开该极相应换流变压器网侧的交流 断路器。 2) 每个保护的跳闸回路应能正确跳开换流变压器网侧交流断路器，并发出对应的信号和事件 记录。 d) 交流滤波器/并联电容器组/电

18、抗器的保护跳闸试验。试验步骤和要求如下： 1) 从交流滤波器/并联电容器组的相应保护跳闸出口端子施加跳闸信号，跳开其电源侧交流 断路器。 2) 每个保护的跳闸回路应能正确跳开其电源侧交流断路器，并发出对应的信号和事件记录。 e) 手动紧急跳闸。试验步骤和要求如下： 1) 手动按下主控室相应极的紧急停运按钮，跳开换流变压器网侧交流断路器。 2) 换流变压器网侧交流断路器应能正确跳开，并发出对应的信号和事件记录。 5.2.3 交流场充电 a) 交流场充电指对换流站交流母线（或引线）、交流滤波器等无功补偿设备、站用变压器进行充 电。 b) 换流站交流母线（或引线）充电/断电。试验步骤和要求如下： 1

19、) 手动合换流站交流母线（或引线）电源侧断路器，向换流站交流母线（或引线）充电。带 电时间不少于0.5h。再手动切换流站交流母线（或引线）电源侧断路器，使换流站交流母 线（或引线）断电。 2) 检查避雷器动作情况。断路器、隔离开关操作及合闸角控制装置功能应正确；与换流站交 流母线（或引线）相连设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象。 c) 交流滤波器组、并联电容器组、SVC设备充电/断电。试验步骤和要求如下： 1) 手动依次合/分交流滤波器组、并联电容器组、SVC电源侧断路器，向各组交流滤波器组、 并联电容器组和SVC设备充电。每一交流滤波器组、并联电容器组和SVC带电时间应不 DL /

20、 T 1131 2019 5 少于2h；再手动断开其电源侧断路器，使其断电。 2) 交流滤波器组、并联电容器组、SVC电源侧断路器操作及合闸角控制装置功能正确，应能 成功地投/切相应容性负荷。该组内的设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象； 电容器应无渗油、油箱应无明显变形。电容器不平衡电流应在技术规范容许的范围内； 不应有保护动作。 3) 检查避雷器动作情况。测量交流滤波器/并联电容器组/SVC投切对换流母线（或引线）电 压的影响，并监视相关设备的温度。 4) 在充电2h过程中，应对交流滤波器组/并联电容器组/SVC的测量、保护二次回路进行检查， 主要包括电压二次回路、幅值、相序，以及

21、电流二次回路、极性等。 d) 交流并联电抗器组充电/断电（如果有）。试验步骤和要求如下： 1) 手动依次合/分各交流并联电抗器组电源侧断路器，向并联电抗器组充电。每一并联电抗 器组带电时间应不少于2h，再手动断开其电源侧断路器，使其断电。 2) 并联电抗器组电源侧断路器应能成功地投/切相应感性负荷。该组内的设备的绝缘应能经 受交流电压，应无明显放电现象；不应有保护动作。 3) 检查避雷器动作情况。测试交流电抗器投切对换流站交流母线（或引线）电压的影响，并 监视相关设备的温度。 4) 在充电2h过程中，应对并联电抗器测量、保护的二次回路进行检查，主要包括电压二次 回路、幅值、相序，以及电流二次回

22、路、极性等。 e) 站用变压器充电。合站用变压器电源侧断路器，充电期间应进行带负荷校验试验。试验中应无 保护动作，负荷能力应符合设计要求。 5.2.4 换流变压器及换流器充电试验 a) 换流变压器及换流器充电试验项目分别在两极，对每极两个12脉动换流器分别进行。 b) 试验步骤和要求如下： 1) 合/断换流变压器网侧断路器，向换流变压器以及处于闭锁状态且本站直流线路侧开路的 换流阀组充电。在站系统试验期间，换流变压器充电次数应不少于5次。其中应有一次充 电时间大于1h，每次充电间隔0.5h。 2) 换流变压器充电时的励磁涌流峰值和操作过电压应在预期的限制值之内，其谐振应被充分 阻尼。晶闸管阀预

23、检功能应正确。相关换流变压器保护、换流阀保护不应动作。该充电试 验不应引发晶闸管级损坏，如果出现晶闸管级损坏报警信号，应及时分析原因；在确保不 会发生换流器更加严重故障时，可继续试验，并适时进行处理。 3) 检查分接头位置、换流变压器风扇起动应符合设计要求，并对换流变压器的振动、噪声、 分接头手动控制功能进行相关的测量和试验。 5.2.5 开路试验 （ 两极分别进行 ） a) 开路试验（不带直流线路），手动模式，试验步骤及要求如下： 1) 该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路断开，高压侧换流 器单元的直流联母隔刀断开，即低压换流器单元投入试验；手动控制模式，解锁该极换

24、流 器；将直流电压由0按试验方案分为几个台阶升至额定值的一半，保持至少0.5h；再将直 流电压降至0，闭锁换流器。 2) 低压侧换流器单元的直流联母隔刀断开，即高压换流器单元投入，重复上述手动控制模式 试验。 3) 高、低压换流器单元均投入，重复上述手动控制模式试验，直流电压值应升至额定值。 4) 各项试验中，检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况。升/降直流电压应平稳；阀厅及直 流场设备应无明显放电；交/直流系统保护不应动作。 DL / T 1131 2019 6 b) 开路试验（不带直流线路），自动模式。试验步骤和要求如下： 1) 该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路

25、断开，高压侧换流 器单元的直流联母隔刀断开，即低压换流器单元投入；自动控制模式，解锁该极换流器； 直流电压按预定速率由0升至额定值的一半，保持至少1min；再自动降至0，闭锁换流器。 2) 低压侧换流器单元的直流联母隔刀断开，即高压换流器单元投入，重复上述自动控制模式 试验。 3) 高、低压换流器单元均投入，重复上述自动控制模式试验，直流电压值应升至额定值。 4) 各项试验中，检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况。升/降直流电压应平稳；阀厅及直 流场设备应无明显放电；交/直流系统保护不应动作；直流电压升/降时序应与预设相符。 c) 一极运行，另一极开路试验。此项试验在双极试验中进行。一极运行，另

26、一极分别在送端站和 受端站进行不带直流线路的开路试验，试验步骤和要求参见5.2.5 b)。 d) 开路试验（带直流线路），手动模式。试验步骤和要求如下： 1) 该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路连接，高、低压换 流器单元均投入，对站该极直流母线与直流线路断开；手动控制模式，解锁该极换流器； 将直流电压由0升至额定值，或按试验方案分为几个台阶升至额定值，保持至少0.5h；再 将直流电压降至0，闭锁换流器。 2) 检查避雷器动作情况。升/降直流电压应平稳；阀厅、直流场设备及该极直流线路应无明 显放电；交/直流系统保护不应动作。 e) 开路试验（带直流线路），自动模式。试

27、验步骤和要求如下： 1) 该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路连接，高、低压换 流器单元均投入，对站该极直流母线与直流线路断开；自动控制模式，解锁该极换流器； 直流电压按预定速率由0升至额定值，保持至少1min；再自动降至0，闭锁换流器。 2) 检查避雷器动作情况。升/降直流电压应平稳；阀厅、直流场设备及直流线路应无明显放 电；交/直流系统保护不应动作；直流电压升/降时序应与预设相符。 f) 一极运行，另一极开路试验。此项试验在双极试验中进行。一极运行，另一极分别在送端站和 受端站进行带直流线路的开路试验,，试验步骤和要求参见5.2.5 e)。 g) 两站不同极同时进

28、行开路试验。此项试验在双极试验中进行。一个站一极进行不带线路开路试 验，另一站另一极极进行不带线路开路试验。 5.2.6 抗干扰试验 （ 两极分别进行 ） a) 步话机、手机通话。试验步骤和要求如下： 1) 在换流站一次设备未带电，该极二次设备盘柜全部运行的状态下，在距盘柜前/后门正前 方20cm处，在开门和关门两种状态下，手持站内通信用步话机/手机通话。步话机的发射 功率应在3W5W范围内。 2) 该极任何二次设备盘柜不应由于干扰而出现异常。 b) 切/合空母线。试验步骤和要求如下： 1) 在换流站一次设备未带电、该极二次设备盘柜全部带电的状态下，利用隔离开关切/合距 控制室、就地继电器室最

29、近的交流空母线。 2) 该极任何二次设备盘柜不应由于干扰而出现错误的操作。 5.2.7 站用电系统切换试验 手动切/合站用电源的一回进线断路器。分别对各路进线断路器进行此项试验。切除任何一回站用电 源进线断路器，站用电系统的自备投功能应正确动作。 5.2.8 远动系统测试 a) 规约测试。进行单点、双点的遥控/遥信/遥测变化测试。检查主站和子站数据的一致性和时延， DL / T 1131 2019 7 应符合设计要求。 b) 精度测试。对经换流站控制系统、远动系统上传至主站的数据与标准电源信号进行对比，测试 其偏差和误差，应符合设计要求。 5.2.9 零功率试验 a) 此项试验是可选择试验。此

30、试验项目分别在两极、分别对每极两个12脉动换流器单元进行。 b) 试验步骤和要求如下： 1) 将该极与高压侧12脉动换流器并联的断路器和隔离开关闭合，极母线与直流线路断开， 转而与中性线相连，造成该极直流侧短路。 2) 将该极与低压侧12脉动换流器并联的断路器和隔离开关闭合，极母线与直流线路断开， 转而与中性线相连，造成该极直流侧短路。 3) 在定电流控制模式下进行升流试验。 4) 载流回路中应无过热点出现；交/直流系统保护不应动作。 6 端对端系统试验 6.1 端对端系统试验准备工作及要求 6.1.1 站系统试验已完成，且试验结果满足要求。 6.1.2 换流站应具备下列条件： a) 远动通信

31、系统试验和两端换流站控制与保护信号传递联调均已完成，各项功能满足要求。 b) 直流系统的控制参数和保护定值已整定完毕，现场已核对无误。 c) 运行人员对直流系统运行规程已熟悉，并经考试合格。 d) 确认监控系统未出现影响端对端系统试验的报警信号。 6.1.3 输电线路应具备的条件同5.1.2。 6.1.4 接地极及接地极线路应具备的条件同5.1.3。 6.1.5 端对端系统试验的组织机构已满足DL/T 1130-2009的要求。 6.1.6 端对端系统试验的试验方案（含试验计划和实施方案）、调度方案以及安全措施已获工程启动验 收委员会批准。 6.1.7 换流站与相关调度机构之间的通信已畅通。

32、6.1.8 各级试验调度组以及相关试验人员对经工程启动委员会批准的端对端系统试验调度方案和试 验方案已熟悉，并根据调度规定将试验项目操作票准备就绪。已办理具备端对端系统试验条件的许 可。 6.1.9 试验、检修和负责抢修的人员已就位，各种试验记录表格已齐备，试验设备已调整完毕。 6.1.10 具备系统试验条件的各方签证已经办理。工程启动委员会主任委员已下达系统试验的命令。 6.2 功率正送，端对端系统试验项目及要求 6.2.1 单极低功率 （ 直流电流为额定值的 1/3 及以下 ） 试验 6.2.1.1 大地回线初始运行试验 6.2.1.1.1 大地回线初始运行试验 a） 单换流器/极起/停。

33、大地回线方式，有站间通信，定电流控制模式，最小直流电流定值下，分 别依次形成两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入高低压 换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式，分别进行解锁/闭 锁该极低压换流器、该极高压换流器或全部换流器单元。试验结果满足如下技术要求： 1) 直流系统解锁/闭锁时序应正确；直流电流应尽快越过电流间断区，平稳地建立起直流电 流和直流电压；无任何交/直流保护动作。 2) 运行人员工作站上各显示数据应正确，交流滤波器投入情况应满足设计要求。 DL / T 1131 2019 8 b） 模拟量输入信号检查。该项试验分别在每站、每

34、极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器 单元、同时投入高低压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式 下进行。试验步骤和要求如下： 1) 大地回线方式，定电流控制，检查并标定模拟量输入信号。 2) 极控模拟量输入信号检查。检查输入极控系统的交/直流电压信号、交/直流电流信号。 3) 直流保护模拟量输入信号检查。检查输入各直流保护软件的交/直流电压信号、交/直流电 流信号。 4) 交流保护模拟量输入信号检查。检查输入试验范围规定的各交流保护软件的交流电压信 号、交流电流信号。 5) 检查结果应为各回路正确；模拟量输入信号极性正确；显示值与实际值相吻合。 c） 控制系统手动

35、切换。该项试验分别在上述a）项试验接线方式下进行；分别在换流器控制层、 极控制层进行控制系统手动切换试验。试验操作步骤如下： 1) 大地回线方式，定电流控制，手动将主值控制系统切换为备用系统，再将主值控制系统切 换为备用系统。 2) 备用控制系统应自动转变为主值系统。控制系统切换不应对直流传输功率产生扰动。 d） 有/无通信，手动紧急停运试验。该项试验分别在上述a）项试验接线方式下进行。操作步骤如 下： 1) 大地回线方式，定电流控制，在站间有通信和无通信两种条件下，分别在整流站和逆变站 手动启动紧急停运。 2) 紧急停运时序应正确，交/直流保护无误动作，交/直流侧包括直流中性母线均不应产生异

36、 常过电压。 6.2.1.1.2 金属回线初始运行试验 在金属回线方式下，重复6.2.1.1.1的试验内容。 6.2.1.2 保护跳闸试验 6.2.1.2.1 模拟保护动作跳闸 a) 大地回线方式，有站间通信，定电流控制。该项试验分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、 仅投入高压换流器单元、同时投入高低压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交 叉运行的接线方式下，模拟相关保护进行。 b) 保护动作跳闸的模拟应覆盖所有不同的保护出口类型，通常可包括： 1) 有通信，整流站依次模拟高、低压12脉动换流器阀短路保护动作。 2) 有通信，整流站模拟双12脉动换流器，或其中一个12脉动换流器阀直

37、流差动保护动作。 3) 有通信，整流站模拟直流极差动保护跳闸。 4) 无通信，整流站模拟一个6脉动换流桥的阀触发脉冲丢失保护动作。 5) 有通信，逆变站依次模拟高、低压12脉动换流器阀短路保护动作。 6) 有通信，逆变站模拟平波电抗器气体检测保护跳闸（油浸式平抗）。 7) 有通信，逆变站模拟中性母线差动保护跳闸。 8) 无通信，逆变站模拟一个12脉动换流器/双12脉动换流器换相失败保护动作。 9) 整流侧一个12脉动换流器/双12脉动换流器冷却系统故障保护动作。 10) 逆变侧一个12脉动换流器/双12脉动换流器冷却系统故障保护动作。 11) 整流侧直流滤波器保护动作（如果有）。 12) 逆变

38、侧直流滤波器保护动作（如果有）。 13) 整流侧两个12脉动换流器连接母线对地故障保护动作。 14) 逆变侧两个12脉动换流器连接母线对地故障保护动作。 DL / T 1131 2019 9 c) 保护动作时序应正确，交/直流侧不应产生异常过电流及过电压。 6.2.1.2.2 分别在逆变站和交流进线线路对端站模拟满足最后一台断路器跳闸逻辑条件 a) 必要时根据系统情况进行该项试验。 b) 该项试验在每站、每极同时投入两个12脉动换流器时进行。 c) 保护动作时序应满足设计要求，逆变站交流侧产生的暂时及工频过电压水平应低于限制值。 6.2.1.2.3 极为双 12 脉动换流器运行中单 12 脉动

39、换流器的退/ 投试验 a) 被试极由双12脉动换流器接线在线转换为单12脉动换流器，然后再线转换为双12脉动换流 器接线运行，在转换过程中，观察直流电压、直流电流的动态工况，以及系统的无功性能。 b) 系统应能稳定过渡，换流设备应无过应力，无功性能应满足设计要求。 6.2.1.3 控制系统故障切换试验 6.2.1.3.1 大地回线方式，有站间通信，定电流控制，被试极已处于低功率运行状态 该项试验在每站、每极同时投入两个12脉动换流器时进行；分别在换流器控制层、极控制层进行。 6.2.1.3.2 主值控制系统电源故障 a) 断开主值换流器控制/极控制系统直流供电电源，备用换流器控制/极控制系统应

40、自动切换为主 值控制系统；恢复原主值控制系统的直流供电电源，使其进入备用状态；再断开现主值控制系 统直流供电电源，重复一次电源故障试验。 b) 在换流器控制/极控制系统自动切换过程中以及恢复极控制系统的直流供电电源过程中，直流 传输功率应无明显扰动。 6.2.1.3.3 对处理器进行故障模拟 a) 人工制造换流器控制/极主值控制系统处理器故障，换流器控制/极备用控制系统应自动切换为 主值控制系统；恢复原主值控制系统，使其进入备用状态；再人工制造主值控制系统处理器故 障，重复一次对其处理器进行故障模拟的试验。 b) 在换流器控制/极控制系统自动切换过程中以及故障恢复过程中，直流传输功率应无明显扰

41、动。 c) 人工制造换流器/极备用控制系统处理器故障，然后恢复。模拟故障期间，该控制系统应自动 退出备用状态；故障恢复后，该系统应按照设计要求能恢复为备用状态；过程中不应对直流系 统运行产生任何影响。 6.2.1.3.4 检测主机 CPU 负载率 a) 在直流系统稳态运行状态下，以及升/降直流功率、紧急停运、系统切换、故障试验等系统调 试全过程中，加强对站控、极控、换流器控制、直流保护各主机CPU负载率的监视和监测。 b) 各主机CPU负载率不应超过技术规范规定的限制值。 6.2.1.3.5 数据总线故障 a) 该项试验包括传输模拟量和开关量的数据总线故障。 b) 断开一条主值控制系统的现场总

42、线，备用换流器控制/极控制系统应自动切换为主值控制系 统；恢复原主值控制系统的现场总线；再断开现主值控制系统的一条现场，重复一次数据总线 故障。 c) 在换流器控制/极控制系统自动切换过程中以及恢复现场总线过程中，直流传输功率应无明显 扰动。 6.2.1.3.6 极控层退出运行试验 a) 极为双12脉动换流器接线方式运行中，极控双重化系统退出运行。 b) 系统应满足设计规定的要求。 6.2.1.4 定电流控制模式试验 6.2.1.4.1 试验条件 该项试验可选择分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入高低 DL / T 1131 2019 10 压换流器单元，以及工

43、程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式下进行。 6.2.1.4.2 电流升/ 降及停止升/ 降 a) 在定电流控制模式下，在主控站以一定的速率升/降直流电流；在电流升/降过程中，试验“暂 停”功能。 b) 电流升/降应是平稳的；当下令“暂停”时，直流电流应保持在下令“暂停”时刻的数值上。 6.2.1.4.3 电流升/ 降过程中控制系统切换 a) 在电流升/降过程中，分别在整流站和逆变站手动将换流器控制/极控制系统主值控制系统切换 为备用控制系统，然后再切换回来。 b) 在控制系统切换过程中，直流传输功率的升降过程应无明显扰动。 6.2.1.4.4 主控站/ 从控站转移 a) 在稳态运行中

44、及直流电流升/降过程中分别进行主控站转移操作。 b) 在稳态运行中应能成功地实现主控站转移；在主控站转移过程中，直流传输功率应无明显扰 动。在直流电流升/降过程中的主控站转移操作应被拒绝。 6.2.1.4.5 换流变压器分接头手动控制 a) 在稳态运行中，将两站换流变压器分接头控制改为手动控制模式，分别在整流站和逆变站，依 次手动升高高压侧、低压侧或高压/低压侧12脉动换流器对应的换流变压器分接头两挡，再依 次降低换流变压器分接头两挡。 b) 每12脉动换流变压器分接头位置应同步改变；高压/低压12脉动换流器分接头在依次手动控 制过程中，两个换流器的工作状态达到稳定；分接头每改变一挡，所引起的

45、触发角/关断角的 变化量应与预期值相符。 6.2.1.4.6 电流指令阶跃 a) 在主控站将直流电流指令阶跃变化，阶跃值不小于额定值的+0.08 p.u.和 0.08p.u.。 b) 直流电流的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术规范的要求。 6.2.1.4.7 电压指令阶跃 a) 在逆变站将极的直流电压指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+0.05 p.u.和 0.05p.u.。 b) 直流电压的响应，包括响应时间和超调量均应与工厂试验时的性能对照检查；两个12脉动换 流器的工作状态达到稳定。 6.2.1.4.8 关断角 （ ） 阶跃 a) 在逆变站将极的关断角指令阶跃变化，阶跃值为+10，再阶

46、跃返回原值。 b) 关断角阶跃的动态响应，包括响应时间和超调量均应与工厂试验时的性能对照检查。 6.2.1.4.9 两站控制模式转换和电流指令阶跃 a) 将两站换流变压器分接头控制改为手动控制，两站配合并分别手动改变各自换流变压器分接头 位置，实现控制模式转换，逆变器控制电流。再在主控站进行电流指令阶跃试验（参见6.2.1.4.4）。 b) 控制模式应能转变为整流侧最小 限制、逆变侧电流控制状态。由于电流裕度补偿功能的作 用，直流电流值保持不变。 c) 控制模式转换应是平稳的；直流电流的阶跃响应时间和超调量均应满足技术规范的要求。上述 试验完成后，将两端分接头控制恢复为自动，直流系统应返回此试

47、验前的状态（如两端交流电 压未变）。 6.2.1.5 定功率控制试验 6.2.1.5.1 试验条件 该项试验可选择分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入高低 压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式下进行。 6.2.1.5.2 单换流器/ 极起动/ 停运 DL / T 1131 2019 11 a) 大地回线方式，定功率控制模式，最小直流功率定值下解锁/闭锁该极换流器。 b) 直流系统解锁/闭锁时序应正确；直流电流应快速越过电流间断区，平稳地建立起直流电流和 直流电压；无任何交/直流保护动作。 6.2.1.5.3 功率升/ 降 a) 在定功

48、率控制模式下，在主控站以一定的速率升降直流功率；在功率升/降过程中，试验“暂 停”功能。 b) 功率升/降应是平稳的；当下令“暂停”时，直流功率应保持在下令“暂停”时刻的数值上。 6.2.1.5.4 在功率升降过程中，进行系统切换 a) 在功率升/降过程中，分别在整流站和逆变站手动依次将换流器控制/极控制主值控制系统切换 为备用控制系统，然后再切换回来。 b) 在控制系统切换过程中，直流传输功率应无明显扰动。 6.2.1.5.5 功率指令阶跃 a) 在主控站将直流功率指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+5+10和 5 10。 b) 直流功率的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术规范的要求。 6.

49、2.1.5.6 通信故障对功率升/ 降的影响 a) 在功率升/降过程中，切断两站间全部控制通信通道，观察通信故障对功率升/降的影响。 b) 通信故障对功率升/降应无影响。 6.2.1.5.7 两站控制模式转换 a) 将两站换流变压器分接头控制改为手动，通过两站配合改变分接头位置，降低整流侧空载直流 电压，或升高逆变侧空载直流电压，直到逆变侧控制直流电流为止；再将两站换流变压器分接 头控制改为自动。 b) 控制模式转换后，由于电流裕度补偿功能的作用，直流电流值保持不变。当两站换流变压器分 接头控制改为自动后，如果两侧交流电压未发生变化，直流系统应返回此试验前的状态。 6.2.1.5.8 定功率控制/ 定电流控制转换 a) 定功率控制模式下，在功率升/降过程中，进行切换到定电流控制模式的操作； b) 定功率控制模式下，在稳态运行中，进行切换到定电流控制模式的操作； c) 定电流控制模式下，在电流升/降过程中，进行切换到定功率控制模式的操作； d) 定电流控制模式下，在稳态运行中，进行切换到定功率控制模式的操作； e) 在稳态运行中，应能进行定功率控制/定电流控制模式转换。 6.2.1.5.9 站间通信通道切换试验 a) 直流