GB/T40605-2021
高压直流工程数模混合仿真建模及试验导则
GuidelinesformodelingandtestingofHVDCprojectdigital-analoghybridsimulation
- 中国标准分类号（CCS）F21
- 国际标准分类号（ICS）29.020
- 实施日期2022-05-01
- 文件格式PDF
- 文本页数27页
- 文件大小1.84M
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高压直流工程数模混合仿真建模及试验导则
国家标准 GB/T40605一2021 高压直流工程数模混合仿真建模 及试验导则 GuidelinesftormodelingandtetingfHVDcprgjetdigitalamalg hybridsimulation 2021-10-11发布 2022-05-01实施 国家市场监督管理总局 发布 国家标涯花警理委员会国家标准
GB/T40605一2021 目 次 前言 范围 2 规范性引用文件 术语和定义 . 基本规定 4.l -般规定 4.2实时数字仿真器 -- 数字模型 5.l -般规定 5.2交流系统数字模型 5.3直流工程一次系统数字模型 直流控制保护物理仿真系统 6l -般规定 6.2体系架构 6.3功能设计 数模混合仿真接口 一般规定 7.1 .2电信号接口 7.3光信号接口 7.4接口交互信号 试验验证 8 8.1一般规定 8.2控制系统功能性试验验证 8.3保护系统功能性试验验证 8.4一致性试验验证 附录A(规范性试验验证项目 A.1控制系统功能性试验验证 A.2保护系统功能性试验验证 16 24 A.3 -致性验证试验
GB/T40605一2021 前 言 本文件按照GB/T1.1一2020<标准化工作导则第1部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定 起草
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本文件由电力企业联合会提出
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本文件起草单位:国家电网有限公司国家电力调度控制中心、电力科学研究院有限公司国网 湖北省电力有限公司、南方电网电力调度控制中心、南方电网科学研究院有限责任公司、南瑞集团 有限公司、许继集团有限公司
本文件主要起草人;朱艺颖、王微微,谢国平、,刘肿、陈国平、李跃婷、李明节,刘琳,许祷,贺静波 于钊、何飞、李书勇、王永平,郝俊芳、谢惠藩、郭强、张怡冷喜武、金一丁、李君、雷霄、刘世成.林少伯 张晓丽、董鹏、张星、王峰、潘晓杰、汪肠、王莹、刘祥,王克非、岳涵,刘祷、宋新立、吴剑超,朱艳卿、马世俊 贾媛、李芳、吴国肠、戴汉扬、李文锋,王官宏、于大海、肖静,王虹富,常松、陶向红.,陈绪江.霍承祥、武朝强 彭红英、丁平,王毅、高磊、韩志勇、濮钓张艳、李照庭
GB/T40605一2021 高压直流工程数模混合仿真建模 及试验导则 范围 本文件规定了基于可控硅换流器的高压/特高压直流输电工程数模混合仿真系统的建模要求和试 验要求
本文件适用于交直流电网相互影响研究、直流输电工程控制保护特性研究、直流控制保护软件更新 校核等
本文件不适用于直流控制保护出厂试验
规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款
其中,注日期的引用文 件,仅该日期对应的版本适用于本文件;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/T13498高压直流输电术语 量度继电器和保护装置第2部分电力系统暂态数据交换(coMTRADE)通 GB/T14598.24 用格式 GB/T304232013高压直流设施的系统试验 DL/T1130-2009高压直流输电工程系统试验规程 DL/T1131一2019士800kV高压直流输电工程系统试验规程 术语和定义 GB/T13498界定的以及下列术语和定义适用于本文件
3.1 直流控制保护物理仿真系统ccontrolamdproteetionphysiealsimmulationsystem 基于直流工程实际控制和保护系统,精简优化并对接口修改后适用于数模混合仿真试验的直流输 电工程控制和保护仿真系统
3.2 直流工程数模混合仿真digital-analoghybridsimulationofDCprojeet 将交直流系统的数字仿真模型与直流控制保护物理仿真系统(3.1)通过软硬件接口连接实现硬件 在环的实时仿真
3.3 实时数字仿真器digitalreal-timesimwlator 具备实时数字仿真能力的计算硬件与软件的总称
3.4 数模混合仿真接口interfaeofdigitalanaloghybrid simulation 用于形成闭环的仿真测试环境,直接连接直流控制保护物理仿真系统(3.1)与实时数字仿真器
GB/T40605一202 3.3的软件和接口装置
基本规定 4.1 -般规定 直流工程数模混合仿真模型应由数字模型、直流控制保护物理仿真系统以及数模混合仿真接口构 成,并且整体模型应通过试验验证,分项要求如下
数字模型仅限于电磁暂态模型
a 直流控制保护物理仿真系统应在保留直流工程控制保护功能的基础上简化设计并对接口进行 b) 适应性开发
根据直流控制保护物理仿真系统与实时数字仿真器之间交互的信号,应使用符合性能要求的 c 数模混合仿真接口
直流工程数模混合仿真系统试验项目应符合附录A的规定
d 4.2实时数字仿真器 4.2.1软件 电磁暂态仿真计算软件要求如下
应有完整的电力系统一次设备模型和控制系统元件库,可模拟各类交直流系统故障;仿真步长 a 不宜大于1004s
应支持仿真案例和结果数据库存档和管理,对仿真工况、网络参数、运行参数、计算结果等同步 b 存储,对存储情况可方便调阅和重新调整计算分析
可提供外部数据导人和计算结果输出,数据格式应符合GB/T14598.24的要求
c 应支持自动或人工指定方式在仿真硬件平台上分配计算任务
d 4.2.2硬件 硬件平台应具备并行计算能力,应支持数模混合接口,时钟软同步或信号硬同步和基于事件的动态 系统固定时步仿真,实现发生在时间分段的任意不连续事件的仿真,并能稳定运行不小于8h
5 数字模型 5.1 一般规定 直流工程数模混合仿真中,数字模型应由直流工程一次系统数字模型和与该直流工程换流母线接 人的交流系统数字模型构成
交流系统规模应根据研究目的和仿真能力选择
5.2交流系统数字模型 5.2.1仿真规模 交流系统数字模型根据仿真试验目的,可分为下列类型
用于直流输电系统控制保护功能校验及优化根据系统运行特性对直流工程换流站交流系统 a 进行相应等值,等值电网在短路容量、电压水平等应与原系统保持一致;在涉及电压稳定问题 时,等值电网模型应计及负荷特性及发电机调节特性对系统的影响
b)用于交直流系统稳定性研究:交流系统宜保留至该区域主要电压等级三级断面的输电网架
GB/T40605一2021 5.2.2元件模型 交流系统元件要求如下 发电机;包括汽轮发电机,水轮发电机、风力发电机及光伏发电四大类,其中,汽轮发电机及水 a 轮发电机模型应按照实际机组的一次参数和控制系统逻辑参数建模,宜计及同厂同型机组的 同调等值合并;风力发电机组及光伏发电机组宜根据场站聚合等值
变压器;包括双绕组变压器及三绕组变压器,绕组参数及组别方式宜根据实际系统参数建模， 研究合空变等问题时应计及变压器饱和特性
线路;包括集中参数线路和分布参数线路模型,选用线路的类型应根据电磁暂态仿真步长确 定
当线路长度不小于设定的L时宜采用分布参数线路模型,当线路长度小于L时宜采用集 中参数线路模型
L由式(1)确定 L=Ts U 式中: 设定长度,单位为千米(km); 电磁暂态实时仿真步长,单位为秒(s); TS -电磁波传播速度,数值为3X10km/s
d 负荷;包括静态负荷模型和动态负荷模型,静态负荷模型包括恒阻抗负荷,恒电流负荷及恒功 率负荷,恒阻抗负荷宜采用电阻,电感或电容元件模拟,恒功率、恒电流负荷宜采用综合负荷 模型模拟;涉及电压稳定的区域,应采用感应电动机模型
柔性交流输电设备模型;包括静止同步补偿器(STATcOM)、可控串联补偿装置(TCSC、统 -潮流控制器(UPFC)、可控高抗装置(CsR)以及静止无功补偿装置(svCc)等,根据研究需要 建模
5.3直流工程一次系统数字模型 直流工程一次系统数字模型应按照实际工程主回路结构及参数建立,要求如下
换流变压器模型应采用有载调压功能的模型,参数应包括额定容量、一次和二次绕组结构、额 a 定电压、额定电流、应用频率、正序电阻、正序电抗、零序电阻、零序电抗、挡位数及挡位比例等; 可按三相模拟,也可按单相模拟;应支持输人挡位调节指令;应支持输出换流变压器电流、换流 变压器电压以及分接开关挡位等
换流阀模型;换流阀参数应包括阀通态电阻、关断电阻、阀换相恢复最小角度以及阀等值电容 等参数应支持输人脉冲触发指令及输出阀电流信号;换流变压器与换流阀模型可独立设置 也可组合建模
交流滤波器模型;宜根据滤波器结构和参数使用组合模型,也可使用电容,电阻和电抗等元件 自行建立;研究内过电压问题时,应包括相应的避雷器模型
d 直流滤波器模型;宜根据滤波器的结构和参数使用组合模型,也可用电容,电阻和电抗等元件 自行建立;研究内过电压问题时,应包括相应的避雷器模型
直流线路模型和接地极线路模型;应按杆塔和导线参数,使用频率相关的分布参数模型建立
e 阻波器模型;对于在中性线装设工频阻波器的工程,应按回路结构和参数建立
开关模型;包括振荡回路的中性线开关、转换开关和旁路开关等,开关的开断电流应根据工程 g 实际参数设置
h)避雷器模型;直流场中性线避雷器、高压母线区等避雷器应根据现场实际和试验需要配置,合 理设置伏安特性曲线;多个并联避雷器可等值设置,相关拐点等参数应按工程参数折算
GB/T40605一2021 直流控制保护物理仿真系统 6.1 一般规定 直流控制保护物理仿真系统与电气量相关的控制和保护功能应完备,对于阀冷,水冷等非电气量部 分以及冗余设计等宜简化 设计时,在保证与实际工程直流控制保护系统的体系架构和功能设计基本一致的情况下,多个相近 工程之间可复用
6.2体系架构 6.2.1分层 直流控制保护物理仿真系统的分层应与实际工程系统一致,并应符合下列规定
站层/双极层的交流站控、交流滤波器控制以及其他交流保护、辅助控制系统可简化;双极层控 a 制功能未和极控集成时,应配置独立的直流站控 b 极层控制保护系统应包括极层控制和极层保护系统,直流滤波器保护采用独立设备时,可不配 置;极保护采用三取二冗余配置时,应配置独立的极层三取二装置
阀组层设备应包括阀组控制和阀组保护,配置应与实际工程一致;阀组保护采用三取二冗余配 置时,应配置独立的阀组层三取二保护装置
6.2.2冗余配置 直流控制保护物理仿真系统的冗余配置应包括控制保护主机.I/O接口和各层级网络,对于不考虑 保护主机切换的仿真研究,可采用单套设计
可根据仿真试验项目要求,选择部分控制、保护主机进行 冗余设计,冗余配置方案与实际工程的控制保护系统一致
无论主机是否冗余,I/接口均可采用单套 设计
6.2.3通信 直流控制保护物理仿真系统的通信应包括控制保护主机间、主机和1/0之间以及主机与后台工作 站之间的通信
通信网络分层、不同通信网络的功能定位、通信协议以及跨屏柜通信介质等,应采用与 实际工程一致的解决方案
通信通道可采用单套配置简化设计
6.2.4屏柜 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
也可根据仿真 试验实际需求,将控制主机、保护主机、I/0接口机箱、交换机等不同设备组屏
6.3功能设计 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 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
a 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 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
GB/T40605一2021 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 设计规定 a 1 宜按站配置工作站,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; 22 应配置监控服务和文件服务功能; 33 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; 22 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
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 致
a b)功能要求 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 1 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 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; 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 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 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 aa 功能要求 b 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偏移保护,旁通断路器保护和旁通对过载 保护功能; 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
GB/T40605一202 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; 33 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; 4 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 7.1 般规定 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为 通信介质,光信号接口采用光纤为通信介质
7.2电信号接口 电信号可分为下列信号,要求如下
开关量信号 a 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 后接人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; 22 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,对于挖制像护系统，两极的膝冲应分别送至对应阀维;双12脉动特高压直流工程每校 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)，直接接人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
7.3光信号接口 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
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 a 保护物理仿真系统的数据传输周期可不同,应独立且可调;一个完整数据帧的传输周期不宜大 于仿真步长的10%
b 应满足同步性要求
7.4接口交互信号 直流控制保护物理仿真系统与实时数字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
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 a 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; 2 3 交流滤波器无功投切及开关分合命令; 4 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
GB/T40605一2021 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 变压器分接开关挡位; 22 交流滤波器开关分合位; 33 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; 交流进线电流; 直流场各测点电压,电流 3 换流变压器阀侧电压,电流
4 试验验证 8 8.1 -般规定 直流工程数模混合仿真系统试验验证应包含控制系统试验验证、保护系统试验验证和一致性试验 验证
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 试验,并将仿真试验波形与现场试验波形进行比较,应至少包括逆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
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、直流电流、 a 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、等间 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
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
b c 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按 表A.3规定
电流裕度补偿具体试验项目的试验程序按表A.4规定
d) 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
e 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
c 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 正常解闭锁顺序控制,具体试验项目按表A.11的规定 aa 保护闭锁,具体试验项目按表A.12的规定
b 保护性控制功能,具体试验项目按表A.13的规定
c 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
GB/T40605一2021 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 一致性试验验证 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.最大直流功事水平相最小直流功半水平误差应均不超过10% 具体试验项 目列于表A.24
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 8.4.2 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
GB/T40605一2021 附 录 A 规范性 试验验证项目 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
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° b 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 序号 试验方法 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流 GB/T304232013 功率正送双极稳态参数校核 6.1.2 GB/T304232013 功率反送双极稳态参数校核 6.1.2 GB/T304232013 功率正送单极稳态参数校核 6.1.2 GB/T304232013 功率反送单极稳态参数校核 6.1.2 最小触发角检查 A.1.1.la 最小关断角检查 A.1.1.lb) 等间隔触发脉冲检t A.l.l.le 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
c表示非必做试验
表A.2一表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、系统 切换及控制模式转换试验项目
GB/T40605一2021 表A.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项目 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 功率正送双极起、停 GB/T30423一20136.l.2 GB/T3042320136.1. 功率正送双极功率升降 功率正送双极在功率升降过程中 DL/T113020096,2.1 系统切换,功率保持 功率正送单极起、停 GB/T30423一20136.1.2 GB/T3042320136.1.2 功率正送单极功率升降 功率正送单极在功率升降过程中 DL/Tl13020096.2.1 系统切换,功率保持 功率正送单换流器起、停 GB/T30423一20136.1.2 功率正送单换流器功率升降 GB/T30423一20136.1. 功率正送单换流器在功率升降过程中 GB/T3042320136.1
系统切换,功率保持 功率正送主控站转换 DL./Tll30一20096.2.1 1 功率正送联合\独立模式转换 DL./T1130-20096.2.1 12 GB/T3042320136.2.5 功率正送全压\降压转换 功率正送双极功率\单极功率\极电流 13 GB/T3042320136.2.3 模式转换 14 GB/T3042320136.1.2 功率反送双极起、停 GB/T3042320136.1. 15 功率反送双极功率升降 功率反送双极在功率升降过程中 16 DL./T1130-20096.2.1 系统切换,功率保持 l7 功率反送单极起、停 GB/T30423一20136.1.2 18 功率反送单极功率升降 GB/T3042320136.l.4 功率反送单极在功率升降过程中 19 DL/T113020096.2.1 系统切换,功率保持 20 功率反送单换流器起、停 GB/T30423一20136.1." 21 功率反送单换流器功率升降 GB/T30423一20136.1.4 功率反送单换流器在功率升降 22 DL/T1l3020096.2.1 过程中系统切换,功率保持 DL/T113020096.2.1 23 功率反送主控站转换 24 DL/T113020096.2.1 功率反送联合\独立模式转换 功率反送全压\降压转换 GB/T3042320136.2.5 25 功率反送双极功率\单极功率\极电 26 GB/T30423一20136.2.3 流模式转换 21 GB/T3042320136.2.6 功率正送双极自动功率曲线 10
GB/T40605一2021 A.1.1.3动态响应试验 表A.3规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的动态响应试验项目
表A.3动态响应试验项目 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 GB/T3042320136.5.2 功率正送单极电流阶跃响应试验 功率正送单极单换流器电流阶跃 GB/T30423一20136.5.2 响应试验 GB/T3042320136.5.2 功率正送单极功率阶跃响应试验 功率正送单极单换流器功率阶跃 GB/T30423一20136.5.2 响应试验 GB/T3042320136.5.2 功率正送单极电压阶跃响应试验 功率正送单极单换流器电压阶跃 GB/T30423一20136.5.2 响应试验 功率正送单极关断角阶跃响应试验 GB/T30423一20136.5.2 功率正送单极单换流器关断角阶跃 GB/T30423一20136.5.2 响应试验 A.1.1.4电流裕度补偿试验 表A.4规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的电流裕度补偿试验项目
表A.4电流裕度补偿试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流 试验方法 GB/T3042320136,5.2 功率正送单极电流裕度补偿试验 功率正送单极单换流器电流控制电流 GB/T30423一20136.5.2 裕度补偿试验 A.1.1.5过负荷限制试验 表A.5规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的过负荷限制试验项目
表A.5过负荷限制试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流 试验方法 功率正送单极过负荷限制试验. DL/T113020096.2.2 过负荷2h 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
包括滤波器 替换、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/最大无功功率控 11
GB/T40605一2021 制试验(Un /Qmax),绝对最小滤波器试验和交流滤波器切除试验
maX/ 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 a 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
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
d 功岸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 使投/切一小组滤波器
表A.6无功功率控制试验项目 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 功率正送绝对最小滤波器替换 GB/T30423一20136.8.3 功率正送U控试验 GB/T3042320136,8.3 功率正送Q控试验 GB/T30423一20136.8.3 GB/T3042320136.8.3 功率正送Umax试验 功率正送Qmax试验 A.1.2a GB/T3042320136.8.3 功率正送绝对最小滤波器试验 A.1.2b 功率正送绝对最小滤波器不满足降功率 功率正送过压快切试验 A.1.2e' 功率正送停极全切交流滤波器试验 A.1.2d 功率正送后备无功功能验证试验 A.1.2e 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.lp.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 0.1 ,l.0 p.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 p,u， 曲线 表A.7外特性曲线试验项目 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 功率正送单极800kV外特性曲线 A.1.3a 功率正送单极单换流器400kV外特性曲线 A.l.3b) 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
12
GB/T40605一2021 A.1.4顺序控制及联锁试验 A.1.4.1换流器顺序控制试验 表A.8规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的顺序控制及联锁试验项目
表A.8顺序控制及联锁试验项目 常规直流 试验方法 序号 试验项目 特高压直流 背靠背直流 换流器RFE/带电 DL/Tl130一20095.2.4 换流器连接/隔离 DL/Tl130一20095.2.4 A.1.4.2极顺序控制试验 表A.9规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的极顺序控制试验项目
表A.9极顺序控制试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流 试验方法 DL./T1130-20095.2.1 极连接/隔离 直流滤波器连接/隔离 DL/T113020095.2.1 联合/独立控制 DL/T113020095.2.1 极控层功率正送/反送顺控 DL./Tll3020095.2.1 全压/降压转换 DL/T113020095,2.1 空载加压顺序控制 DL/T1130一20095.2.1 A.1.4.3双极顺序控制试验 表A.10规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的双极顺序控制试验项目
表A.10双极顺序控制试验项目 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 选择双极功率控制 DL/T113020095.2.1 双极控制主从站切换 DL/Tl130一20095.2.1 双极层功率正送/反送顺控 DL/Tl13020095.2.1 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
13
GB/T40605一2021 表A.11正常解闭锁顺序控制试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流 试验方法 功率正送双极解闭锁顺序控制 DL/T113020095.2.1 DL/Tl13020095,2.1 功率正送单极解闭锁顺序控制 功率正送单极单换流器解闭锁顺序控制 DL/T113020095.2.1 DL/T113020095.2.1 功率反送双极解闭锁顺序控制 DL/T113020095.2.1 功率反送单极解闭锁顺序控制 功率反送单极单换流器解闭锁顺序控制 DL/T113020095.2.1 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
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 a 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
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
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 试验项目 试验方法 序号 特高压直流常规直流背靠背直流 功率正送X闭锁顺序控制试验 A.1.5.2 功率正送Y闭锁顺序控制试验 A.l.5.2 功率正送Z闭锁顺序控制试验 A.1.5.2 A.1.5.2 功率正送s闭锁顺序控制试验 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,拔出或者屏蔽值 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
14
GB/T40605一2021 表A.13保护性控制功能试验项目 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 功率正送紧急停运试验 DL/Tl130一20096.2.1 功率正送阀误触发跳闸试验 A.l.5.3 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 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 单阀组空载加压试验 DL/T l130一20095.2.5 DL/T113120195.2.5 双阀组空载加压试验 A.1.7附加控制试验 表A.15规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的附加控制试验项目
表A.15附加控制试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流 试验方法 DL/T113020096.2.1.11 功率正送,频率控制 功率控制,功率提升 DL/T113020096.2.1,11 DL/T113020096,2.1.1 功率控制,功率回降 功率控制,功率调制 DL/T113020096.2.1.11 A.1.8分接开关控制试验 表A.16规定了特高压直流,常规直流、背靠背直流应进行的换流变压器分接开关控制试验项目. 部分试验按照下列程序执行
功率正送空载控制:换流变充电后,核实分接开关自动上升至解锁挡位
b 功率正送电压应力限制功能:在控制程序中对“禁止升分接头定值Un.,”进行置数,使其小于 当前理想空载直流电压(U翻),将分接头设置为手动控制,升高分接头操作应被禁止,完成后 恢复置数;在程序中对“电压应力下降分接头定值U.”进行置数,使其小于当前U,电压应 力限制功能降低分接头挡位使U低于U 邮_L" 功率正送电压应力保护动作:在控制程序中置数电压应力保护功能动作,核实电压应力保护动 作,对应阀组退出运行
功率正送高低压阀组再同步:将高端阀组分接头调为手动模式,将分接头挡位升高2挡,恢复 自动模式,高、低端阀组分接头应重新同步功能使分接头挡位差不超过1挡
功率正送极I极l再同步;双极平衡运行,将极I高、低端阀组分接头调为手动模式,将分接 头挡位升高2挡,恢复自动模式,两极分接头应重新同步功能使分接头挡位差恢复为1挡
15
GB/T40605一2021 表A.16分接开关控制试验项目 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 功率正送分接开关自动/手动控制 GB/T30423一20136.1.5 -20136.1L.5 功率正送挡位步长调节校核 GB/T 30423. A.1.8a 功率正送空载控制 功率正送电压应力限制功能 A.1.8b A.1.8c' 功率正送电压应力保护动作 A.1.8d 功率正送高低压阀组再同步 功率正送极I、极再同步 A.1.8e' A.1.9阀组在线投退试验 表A.17规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 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 功率正送,双极运行投人退出 IDL/T1131一20196.4.1l.23 功率正送,单极运行投人退出 IDL/Tl131一20196,4.l.2.3 保护系统功能性试验验证 A.2 A.2.1阀保护试验 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
直流系统按照试验需要的方式运行
a 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
c 16
GB/T40605一2021 F15 标引序号说明 Fg -丢脉冲; F16 -星/星接线(YY)换流器单相接地; F10旁通开关合,分故障 F17-星/星接线(YY)换流器相间短路 Fl1 -阀桥臂短路; F18 -星/三角接线(YD)换流器单相接地 F12 F19 换流器高端接地" -星/三角接线(YD)换流器相间短路 F13 -换流器高端对中点短路 F20 中性母线靠近阀侧接地故障
F14 换流器中点接地 图A.1阀区故障点示意图 表A.18阀保护试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流试验方法 功率正送,丢脉冲故障F9 A.2.1 功率正送,换流器故障,旁通断路器合故障F10 A.2.1 功率正送,换流器故障,旁通断路器开故障F10 A.2.l 功率正送,换流器故障,阀短路Fl A.2. 功率正送,换流器故障,换流器高压侧接地故障F12 A.2.l 功率正送,换流器故障,换流器高压端对中点短路F1: A.2.l A.2.1 功率正送,换流器故障,换流器中点接地故障F4 功率正送,换流器故障,换流器短路F15 A.2.1 功率正送,换流器故障,YY换流器单相故障F16 A.2.1 10 功率正送,换流器故障,YY换流器相间故障F17 A.2.1 功率正送,换流器故障,YD换流器单相故障F18 1 A.2. 功率正送,换流器故障,YD换流器相间故障 12 Fl9 A.2.l 功率正送,换流器故障,换流器低压侧接地故障F20 l13 A.2.l 17
GB/T40605一2021 A.2.2极保护试验 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、常规直流和背幕背直流进行的极保护试验项目 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
a 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
记录、分析事件和波形,确认动作信息正确
2 十外 5 标引序号说明: F1、F2 极母线接地故障; F3 极中点接地故障 极中性母线接地故障 F4、F5 F6 -接地极开路故障; F 中性母线开关故障
图A.2极区故障点示意图 表A.19极保护试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流 试验方法 功率正送,极故障,极母线对地故障F1 A.2.2 功率正送,极故障,极母线对地故障F2 A.2.2 功率正送,极故障,极中点接地F3 A.2.2 功率正送,极故障,极中性母线接地F4 A.2.2 功率正送,极故障,极中性母线接地F5 A.2.2 功率正送,极故障,接地极线路开路F6 A.2.2 A.2.2 功率正送,极故障,中性母线开关故障r 18
GB/T40605一2021 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
试验拨照下列程序执行 直流系统按照试验需要的方式运行
a 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
记录、分析事件和波形,确认动作信息正确
F43 P0 F25 F44 园 7 2 F46 F47 东 标引序号说明 F25 -双极中性母线接地放障; F40 接地极开路故障 F42 金属回线返回线接地故障 F43 接地极引线开路故障， 金属回线转换开关故障; F44 F45 大地回线转换开关故障; F46 中性母线接地开关故障; F47 -站内接地过流故障; 金属回线连线接地故障
F48 图A.3双极区故障点示意图 19
GB/T40605一2021 表A.20双极保护试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流试验方法 功率正送,双极故障,双极中性母线接地故障F25 A.2.3 功率正送,双极故障接地极线不平衡F43 A.2.3 A.2.3 功率正送,双极故障,站接地过流保护F47 功率正送,双极故障,中性母线接地开关故障F46 A.2.3 功率正送,双极故障,大地回线转换开关故障F45 A.2.3 功率正送,双极故障,金属回线转换开关故障F44 A.2.3 功率正送,双极故障,金属回线连接线接地故障FI8 A.2.3 功率正送,双极故障,金属回线返回线路接地故障F42 A.2.3 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
直流系统按照试验需要的方式运行
a 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 b 束时间
记录、分析事件和波形,确认动作信息正确
20
GB/T40605一2021 F 72 7F3 标引序号说明 -线路的首端金属接地故障; FF F2 线路中端金属接地故障; F3 线路末端金属接地故障
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 序号 试验项目 特高压直流常规直流 背靠背直流 试验方法 DL./T11302009 功率正送,直流线路故障K1靠近整流侧 6.,2.1.10,.2 DL/T1130一2009 功率正送,直流线路故障K3靠近逆变侧 6.2.l.l0.2 DL/T11302009 功率正送,直流线路故障K2靠近线路中点 6.2.1.10.2 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保护试验 项目
21
GB/T40605一202 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 记录,分析事件和波形,确认动作信息正确
c F51 F52 标引序号说明 F51 高压端接地故障; F52 -低压端接地故障 高压端电容器短路故障 F53 图A.5直流滤波器故障点示意图 22
GB/T40605一2021 表A.22直流滤波器保护试验项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流试验方法 功率正送(双极全压运行方式)全压1.p.u.直流滤波器保护P. A.2.5 直流滤波器高压端接地故障F51 功率正送(双极全压运行方式)全压1.Op.u.直流滤波器保护P1， A.2.5 直流滤波器低压端接地故障F52? 功率正送(双极全压运行方式)全压1.Op,.山.直流滤波器保护P1. A.2.5 直流滤波器高压端电容器短路故障F53 功率正送(双极全压运行方式)全压1.op.u直流滤波器保护P1. A.2.5 直流滤波器电阻过负荷故障 功率正送(双极全压运行方式)全压1.Op.u.直流滤波器保护P1， A.2.5 直流滤波器电抗过负荷故障 功率正送双极全压运行方式)全压1.Op,u.直流滤波器保护P1， A.2.5 直流滤波器失谐故障 功率正送(双极全压运行方式)全压0.lp.u.直流滤波器保护1 P1 A.2.5 直流滤波器高压端接地故障F51 功率正送(双极全压运行方式)全压0.lp.u.直流滤波器保护P. A.2.5 直流滤波器低压端接地故障F52 功率正送(双极全压运行方式)全压0.lp.u.直流滤波器保护P1. A.2.5 直流滤波器高压端电容器短路故障3 功率正送双极半压运行方式)全压1,Op.,u.直流滤波器保护P1， A.2.5 直流滤波器高压端接地故障F51 功率正送(双极半压运行方式)全压1.p.u.直流滤波器保护P. A.2.5 直流滤波器低压端接地故障F52 功率正送(单极大地全压运行方式)全压1.Op.u直流滤波器保护P 12 A.2.5 直流滤波器高压端接地故障F51 功率正送(单极大地全压运行方式)全压1.0p.u.直流滤波器保护P1， 13 A.2.5 直流滤波器低压端接地故障F52 功率正送(单极金属全压运行方式)全压1.Op.u直流滤波器保护P A.2.5 直流滤波器高压端接地故障F51 功率正送(单极金属全压运行方式)全压1.op.u直流滤波器保护 A.2.5 直流滤波器低压端接地故障F52 功率正送(单极金属全压运行方式)全压0.lp.u直流滤波器保护P1 16 A.2.5 直流滤波器高压端接地故障F51 功率正送(单极金属全压运行方式)全压0.lp,u.直流滤波器保护P1， A.2.5 直流滤波器低压端接地故障F52 23
GB/T40605一2021 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A.23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
直流系统按照试验需要的方式运行
a 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
F32 F30 当 标引序号说明 F30 -单相接地故障; F31 -相间短路故障; F32 -三相接地故障
图A.6交流区故障点示意图 表A.23交流系统故障试验项目 序号 试验项目 特高压直流 常规直流 背靠背直流 试验方法 功率正送,交流系统故障,单相接地故障F30 A.2.6 功率正送,交流系统故障,相间短路故障F31 A.2.6 功率正送,交流系统故障,三相接地故障F32 A.2.6 A.3 -致性验证试验 表A.24规定了特高压直流、常规直流、背靠背直流应进行的一致性验证试验项目
表A.24 -致性试验验证项目 序号 试验项目 特高压直流常规直流背靠背直流 试验方法 交流线路单相接地 8.4.1 直流线路单极接地 8.4.2 功率控制时的功率阶跃 8.4.3 电流控制时的电流阶跃 8.4.3 24
高压直流工程数模混合仿真建模及试验导则GB/T40605-2021
高压直流输电作为一种重要的输电方式，在能源传输领域拥有着广泛的应用。而为了更好地保证高压直流输电的安全、可靠和经济性，需要采用先进的数模混合仿真技术进行建模和试验分析。
根据最新发布的GB/T40605-2021标准，对于高压直流工程数模混合仿真建模及试验，应当满足以下导则：
- 1. 模型精度高：模型应该尽可能的反映真实高压直流系统的特征和运行规律，具有较好的仿真效果。
- 2. 试验数据充分：在建模和仿真过程中应该充分利用现场试验数据，以提高模型的准确性和可靠性。
- 3. 模型参数合理：模型参数应该适当地进行调整，以满足实际运行情况下的需求和要求。
- 4. 仿真结果可信：仿真结果应该具有较高的可信度和可重复性，可供工程设计和优化参考和借鉴。
在实际的高压直流工程中，数模混合仿真技术能够帮助电力企业进行系统优化、故障诊断和安全评估等方面，对于提高输电系统的稳定性和可靠性具有重要的作用。
总之，GB/T40605-2021标准对于高压直流工程数模混合仿真建模及试验导则提出了更高的要求，将会促进该技术的不断发展和完善，为高压直流输电的安全性和可靠性提供更好的保障。
