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1、中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG XXXXXXXXX柔性直流输电（含多端）控制和保护系统技术规范（征求意见稿）XXXX - XX - XX发布XXXX - XX - XX实施Q/CSG XXXXXXXXX目次前言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 总则15 通用要求25.1 环境条件25.2 电源25.3 基本技术要求36 柔性直流输电控制系统36.1 控制系统性能要求46.2 远动通信系统56.3 运行人员控制系统66.4 交、直流站控系统86.5 直流极控系统97 柔性直流输电保护系统127.1 保护的多重化137.2 保护分区137.3 功能要求137.4 性
2、能要求158 接口与通信功能158.1 一般要求158.2 远动工作站和远方监控中心通信158.3 站内接口和通信168.4 站间通信169 控制保护系统的试验179.1 一般要求179.2 型式试验179.3 例行试验179.4 功能及动态性能试验179.5 现场试验18前言本标准按GB/T 1.1-2009给出的规则起草。本标准由xxx提出、归口并解释。本标准起草单位：南方电网科学研究院有限责任公司、本标准主要起草人： IIQ/CSG XXXXXXXXX柔性直流输电（含多端）控制保护系统技术规范1 范围本规范规定了柔性直流输电（含多端）控制保护系统的通用要求、设计原则、试验方法、检验规则和
3、技术要求等，适用于柔性直流输电（含多端）系统中的控制和保护系统。本技术规范作为南方电网柔性直流输电控制保护系统设计、测试和使用的依据。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，仅所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 28872011 计算机场地通用规范GB/T 93612011 计算机场地安全要求GB/T 13498 高压直流输电术语GB/T 17626.92011 电磁兼容 试验和测量技术 脉冲磁场抗扰度试验GB/T 17626.101998 电磁兼容 试验和测量技术 阻尼振荡磁场抗扰度试
4、验GB50062 电力装置的继电保护及安全自动装置设计规范GB/T 22390.12008 高压直流输电系统控制与保护设备 第1部分：运行人员控制系统GB/T 22390.6 高压直流输电系统控制与保护设备 第6部分：换流站暂态故障录波装置DL/Z720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T769-2001电力系统微机继电保护技术导则DL/T873-2004微机型发电机变压器组动态纪录装置技术准则DL/T 667 远动设备及系统 第5部分：传输规约 第103篇：继电保护设备信息接口配置标准DL/T 860(所有部分) 变电站通信网络和系统DL/T5044-2004电力工程直流系统
5、设计技术规程DL/T 1193 柔性输电术语IEEE 1003.1 信息技术 可移植的操作系统接口(POSIX) 第1卷:基本定义IEC 62747:2014 基于电压源换流器的高压直流系统术语3 术语和定义IEC 62747:2014、GB/T 13498-2007和DL/T 1193界定的术语和定义适用于本文件。4 总则4.1 本规范为旨在通过规范南方电网柔性直流输电控制保护的通用技术条件、基本要求、功能及性能要求、接口及试验要求，提高柔性直流输电控制保护系统的标准化水平，为柔性直流输电控制保护的科研、设计、制造、施工和运行等工作提供有利条件。4.2 除满足本技术规范中规定的相关要求外，在
6、南方电网内投入运行的柔性直流控制保护系统，还必须满足如下要求：4.2.1 经国家级质量检验测试中心动态模拟试验、电磁兼容试验、绝缘试验、机械性能试验以及型式试验等，确认其技术性能指标符合相关国家及行业标准，并满足本规范的相关要求。4.2.2 控制保护的验收应依据国家标准、行业标准或供货合同的规定，并满足反措等技术要求。凡在出厂试验中发现的质量问题必须在厂内处理。4.2.3 设计应满足直流控制保护有关规程、反措要求，并符合南方电网继电保护相关技术规范中关于典型保护配置、端子排布置、二次回路设计及组屏的原则标准。4.2.4 设备供货供应商必须具有相应电压等级直流控制保护系统的设计、制造经验，并有质
7、检部门的认可文件、ISO-9001 质量认证书或相当的认证文件、国家电力行业鉴定证书，并提供在电力系统商业运行良好的记录。5 通用要求5.1 环境条件5.1.1 工作大气条件a) 环境温度: -10 +55 ；b) 大气压力:80 kPa110 kPa；c) 相对湿度:5%95% (内部既不应凝露，也不应结冰)。5.1.2 使用环境的其他要求使用环境不应有剧烈的振动源。使用环境不应有腐蚀、破坏绝缘的气体及导电介质，对于使用环境内有火灾、爆炸危险的介质、系统应有防爆措施。使用环境应有防御雨、雪、风、砂的设施。场地安全要求应符合GB/T 93612011中B类的规定，接地电阻应符合GB/T 288
8、72011中的规定。5.2 电源5.2.1 交流电源a) 额定电压：220 V，允许偏差-15%+15%；b) 频率：50 Hz，允许偏差1 Hz；c) 波形：正弦，畸变因数不大于5%。5.2.2 直流电源a) 额定电压：220 V、110 V；b) 允许偏差-20%+15%；c) 纹波系数：不大于5%。5.3 交流测量回路功率消耗交流测量回路功率消耗要求如下：a) 交流电流回路:当额定电流为5 A时，每相不大于1 VA； 当额定电流为1 A时，每相不大于0.5 VA；b) 交流电压回路:当额定电压时，每相不大于1 VA。5.4 电磁兼容要求5.4.1 抗扰度要求5.4.1.1 外壳端口抗扰度
9、要求设备外壳端口抗扰度要求见表1。表1 外壳端口抗扰度序号电磁环境现象参考标准试验值1射频辐射电磁场GB/T 14598.26-201510 V/m2静电放电GB/T 14598.26-20156 kV，接触放电8 kV，空气放电3工频磁场GB/T 14598.26-201530 A/m，连续300 A/m，1 s3 s4脉冲磁场GB/T 17626.9-20111 000 A/m5阻尼振荡磁场GB/T 17626.10-1998100 A/m5.4.1.2 辅助电源端口抗扰度要求辅助电源端口抗扰度要求见表2。表2 辅助电源端口抗扰度序号电磁环境现象参考标准试验值1射频场感应的传导骚扰扫频点频
10、率GB/T 14598.2610 V（有效值）10 V（有效值）2电快速瞬变/脉冲群GB/T 14598.264 kV3慢速阻尼振荡波 差模 共模GB/T 14598.261 kV2.5 kV4浪涌 线对线 线对地GB/T 14598.262 kV4 kV5交流和直流电压暂降GB/T 14598.260%剩余电压持续时间交流: 0.525周期直流:10 ms1 000 ms40%剩余电压持续时间交流: 10/12周期直流: 200 ms70%剩余电压持续时间交流: 2530周期直流:500 ms6交流和直流电压中断GB/T 14598.260%剩余电压持续时间交流:250/300周期直流: 5
11、 s7直流中的交流分量GB/T 14598.2615%额定直流电压（V）试验频率：100/120（Hz 正弦波）8缓降/缓升（直流电源供电）GB/T 14598.26缓降历时:60 s 电源关断:5 min缓升历时:60 s5.4.1.3 通信端口抗扰度要求通信端口抗扰度要求应见表3。表3 通信端口抗扰度序号电磁环境现象参考标准试验值1射频场感应的传导骚扰扫频点频率GB/T 14598.2610 V（有效值）10 V（有效值）2电快速瞬变/脉冲群GB/T 14598.262 kV3慢速阻尼振荡波 差模 共模GB/T 14598.260 kV（峰值）1 kV（峰值）4浪涌 线对地GB/T 145
12、98.264 kV5.4.1.4 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4。表4 输入和输出端口抗扰度序号电磁环境现象参考标准试验值1射频场感应的传导骚扰扫频点频率GB/T 14598.2610 V（有效值）10 V（有效值）2电快速瞬变/脉冲群GB/T 14598.264 kV3慢速阻尼振荡波 差模 共模GB/T 14598.261 kV2.5 kV4浪涌 线对线 线对地GB/T 14598.262 kV4 kV5工频GB/T 14598.26150 V5.4.1.5 功能地端口抗扰度要求功能地端口抗扰度要求见表5。表5 功能地端口抗扰度序号电磁环境现象参考标准试验值1射频场感
13、应的传导骚扰GB/T 14598.2610 V2电快速瞬变/脉冲群GB/T 14598.264 kV5.4.2 电磁发射试验外壳端口应符合GB/T 14598.262015中5.1规定的辐射发射限值（见表6），辅助电源端口应符合GB/T 14598.262015中5.2规定的传导发射限值（见表7）；按表6和表7规定的电磁发射限值和有关规定评定试验结果。表6 辐射发射限值发射频率范围辐射发射限值dB(V/m)频率低于1 GHz30 MHz230 MHz40准峰值（10 m处）50准峰值（3 m处）230 MHz1 000 MHz47准峰值（10 m处）57准峰值（3 m处）频率高于1 GHz1
14、GHz3 GHz56平均值76峰值（3 m处）3 GHz6 GHz60平均值80峰值（3 m处）表7 传导发射限值频率范围MHz限值dB(V)准峰值平均值 0.150.579660.53073605.5 结构及外观要求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，并实现可靠地机械和电气连接。同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。5.6 安全要求5.6.1 外壳防护（IP代码）设备应有外壳防护，防护等级为GB 42082008规定的IP20或IP50（有要求时
15、）。5.6.2 电击防护设备的电击防护应符合GB 14598.272008中5.1的规定。5.7 基本技术要求5.7.1 柔性直流控制保护系统的各子系统应采用模块化、分层分布式、开放式结构，各子系统的设备应能灵活配置，并具有良好的可扩展性能。5.7.2 控制保护系统应采用可靠的冗余结构，冗余控制保护的任意一重设备因故障或其它原因退出运行及检修时，不应影响整个直流系统的正常运行。5.7.3 柔性直流控制系统应采用双重化冗余设计，控制设备及其测量回路、信号输入输出回路和通信回路等应完全独立。备用系统应实时跟随主系统的关键控制信息，以保证主从系统之间平滑稳定切换。5.7.4 柔性直流保护设备可以采用
16、完全双重化也可采用三重化配置，冗余保护设备之间不切换，完全并列运行。冗余设计应保证直流系统保护设备既可防止误动又可防止拒动。冗余系统中任意一重保护设备的退出和检修，不应对其它各重保护和直流系统的运行产生任何不利的影响。5.7.5 整个系统应具有较强的开放式结构，网络通信规约应采用标准的国际通用协议，以便与其他系统的连接和数据传输。5.7.6 控制保护系统的主机与I/O采样设备间应采用高速现场总线进行连接。控制保护系统内部跨屏柜的模拟量和数字量采样数据传输应采用光纤通讯实现。5.7.7 控制保护软、硬件平台应采用国内外成熟、先进的直流控制保护制造技术，并优先采用商业化程度较高的硬件设备、软件平台
17、和应用程序，以保证有可靠的备品备件来源，且用户具有方便的自行升级和开发能力。5.7.8 控制保护设备的机箱、机柜、以及电缆屏蔽层均宜可靠接地。各子系统之间和不同接地点的设备之间的接口和通信连接宜具有电气隔离措施。5.7.9 控制保护系统必须采取有效的防病毒侵入和扩散的措施。应采用安全的操作系统，站服务器和远动工作站宜采用UNIX/LINUX操作系统。硬件上应采用纵向加密和横向隔离等措施，阻止外部非法信号和指令的侵入，软件上应采用完善的防/查/杀病毒程序，确保控制保护设备网络的安全，并具备高度的保密性。5.7.10 控制保护系统自检能力要达到100%的覆盖率。设备的自诊断功能应能覆盖包括控制保护
18、主机、电源、测量回路，输入输出回路，通信回路、所有的硬件和软件模块在内的整个设备和接口。应根据故障情况采取相应措施，确保单一元件故障不引起控制系统的异常和保护的不正确动作。6 柔性直流输电控制系统直流控制系统用于执行运行人员控制系统（包括远方调度中心）的控制指令；产生闭环调节信号，包括换流器的输出参考波形、解锁和闭锁等；完成联接变压器分接头控制；实现交、直流开关场的顺序控制、联锁和同期控制；完成对交、直流回路开关及辅助设备的状态及测量参数进行监视和传输等功能。柔性直流输电系统的控制设备宜根据功能划分为：远动通信系统、运行人员控制系统、协调控制系统（多端）、交流站控系统、直流站控系统、直流极控系
19、统各子系统间通过标准接口通信，实现完整的控制功能。6.1 控制系统性能要求6.1.1 控制系统稳定性在规定的交流系统电压及频率变化范围内，直流控制系统都应具有保证换流器的稳定运行，以及正常控制有功、无功输出的能力。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。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。控制系统的平均无故障时间（MTBF）应大于20 000小时，冗余控制系统可用率应大于99.98%。6.1.2 控制系统精度直流控制系统的设计应能达到稳定、无漂移的运行要求，并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1
20、%之内，把被测直流电压值的误差保持在电压指令值的0.5%范围之内，把被测交流系统频率值的误差保持在0.2 Hz范围之内，把被测交流系统电压幅值的误差保持在1%范围之内。6.1.3 动态性能要求各控制器响应要求如下：a) 有功功率控制器响应对于直流系统所有运行方式，当直流功率输送水平处于相应的最小功率至额定功率之间时，有功功率控制器对有功功率指令阶跃增加或降低的响应必须使得90%的有功功率变化能在整定值变化后80 ms内达到。推荐采用0.1p.u.和0.5p.u.阶跃量进行考核。b) 无功功率控制器响应对于直流系统所有可能的运行方式，当直流系统在设计的最小无功功率和最大无功功率输出能力之间的任意
21、功率水平下运行时，无功功率控制器对功率指令阶跃增加或降低的响应必须使得90%的无功功率变化能在整定值变化后60 ms内达到。推荐采用0.1p.u.和0.3p.u.阶跃量进行考核。c) 其他控制器的响应直流电压控制器、交流频率控制器和交流电压控制器等其他控制器件的响应时间以实际工程要求为准。6.1.4 交流系统故障后的响应交流系统故障后柔性直流输电系统的响应由系统研究确定，如无特殊要求可参照以下要求执行： a) 对于交流系统单相接地故障，无论其电压跌落幅度，均应保证柔性直流系统可长期稳定运行；b) 对于交流系统三相对地短路故障，当电压降至额定电压的50%及以上时，应保证柔性直流系统长期稳定运行，
22、其输送功率与额定功率之比应为故障电压与额定电压之比，并具备向系统提供无功支撑的能力；c) 对于交流系统三相对地短路故障，当电压降至额定电压的50%以下,持续时间不超过3s，应保证柔性直流系统持续运行（允许暂时性闭锁）。在此时间内若故障切除，柔性直流系统可继续运行。d) 在柔性直流输电系统不停运的情况下，对于逆变侧和整流侧交流系统的各种故障，直流输电系统的输送功率从故障切除瞬间起应在80ms内恢复到故障前的90%，恢复期间不允许出现直流电流和直流电压的持续振荡。6.1.5 站间通信故障时的要求在站间通信系统故障时，控制系统不应对直流系统传送的功率产生扰动。直流系统应能按照通信故障前执行的功率指令
23、继续运行。如果在功率升降过程中或电流指令变化过程中失去站间通信信号更新功能，控制系统也应能防止直流系统因失去稳定运行工作点而崩溃。6.2 远动通信系统远动通信系统的总体功能和性能要求可参考GB/T 18700的相关规定。6.2.1 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IEEE 802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
24、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) 远动工作站应具备与站时钟系统对时的功能。j) 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。k) 远动工作站应具备远方配置组态功能。l) 在失电后，电源重新恢复时系统应有自启动能力。m) 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。n)
25、 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。6.2.2 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2 s，状态量1 s；b) 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2 s；g) 遥测越死区传送时间3 s；h) 遥控传送时间2 s；i) SOE分辨率不大于1ms；j) 远动通道切换时间10s；k) MTBF20000 h。6.3 运行人员控制系统柔性直流工程的运行人员控制系统设计构成，总体功能及性能要求可参考
26、GBT 22390.12008的规定。6.3.1 配置要求运行人员控制系统是换流站正常运行时运行人员的主人机界面和站监控数据收集系统的重要部分，它通过站局域网，接收运行人员或远方调度中心对换流站正常的运行监视和操作指令、故障或异常工况的监视和处理、历史数据归档、换流站文档和程序管理以及基本的培训功能。运行人员控制系统由服务器、各类工作站、硬件防火墙、网络隔离装置等组成，通过站LAN网连接到一起。为保证系统运行的安全，二次安防应满足国家行业的相关最新规定。 换流站内交流系统和直流系统一般应设立统一的运行人员控制系统。6.3.2 功能要求6.3.2.1 控制功能直流输电系统一般应能通过不同层次的控
27、制位置进行控制，可能的层次包括远方调度中心、运行人员工作站、控制保护设备的就地控制和一次设备就地控制等。除系统紧急停运或通信中断等特殊情况下，对于直流系统的运行控制，只能有一个控制位置有效。具体的控制功能至少应包括，但不限于以下内容：(一) 直流系统的正常起动/停运控制直流系统的起动和停动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，应禁止执行起动命令。(二) 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
28、；5) 换流阀解锁(运行)状态；6) 空载加压试验状态（如有）。(三) 运行过程中的运行人员控制运行人员应能在高压直流系统运行过程中实现以下在线操作，且这些操作不应对高压直流系统引起任何扰动：1) 直流系统运行方式的在线转换；2) 运行整定值的在线整定；3) 控制的备用通道各种参数进行检查和改变；4) 主、备通道的在线手动切换，以及运行中备用通道的自检操作。(四) 故障时的运行人员控制当直流系统和交流系统发生故障时，运行人员还应能进行如下操作：1) 报警或保护动作后的手动复归；2) 紧急停运；3) 控制保护系统冗余系统的手动切换。(五) 换流站内主设备及其辅助系统的操作控制对直流系统中的主设备
29、及其辅助系统的控制控制操作主要包括，但不限于如下控制操作：1) 交直流开关场及阀厅内断路器、隔离刀闸和接地刀闸的分合；2) 换流阀的主/备冷却系统的投切；3) 联接变压器和其他变压器（如站用变）分接头的调节；4) 主、备站用电源系统的切换。6.3.3 监视功能换流站的监视信号至少应包括，但不限于以下内容：(一) 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) 站用电系统的电压、电流、有功；(二) 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；2) 直流电压、直流
30、电流、直流功率及其变化速率的整定值；(三) 设备状态信号：1) 控制位置；2) 保护的投切状态；3) 换流阀系统的状态；4) 联接变压器的状态；5) 直流电抗器的状态；6) 交、直流场设备状态：7) 其他辅助系统状态：(四) 运行控制命令信号所有控制操作命令均属于监视信号。(五) 事件顺序记录信号所有交直流设备、控制保护系统的告警跳闸命令，及状态变化的顺序记录。（六）阀控系统的监视信号应包括但不限于:1) 阀控系统切换请求指令；2) 阀控运行状态；3) 桥臂功率模块电压和4) 桥臂旁路功率模块个数；5) 每个功率模块的电容电压6) 桥臂功率模块的最大电压7) 桥臂功率模块的最小电压8) 桥臂功
31、率模块的平均电压9) 所有功率模块的运行状态（七）辅助系统的监视信号应包括但不限于:1) 水冷系统的工作状态2) 直流电源系统的充放电状态、电压水平；3) 空调通风系统的工作状态；4) 消防系统的运行状态6.3.4 人机接口及人机界面换流站所有的运行人员控制和换流站的监视功能，都应该能够在主控室内的运行人员工作站上实现。人机界面应实现如下功能：1) 图形功能2) 报警功能3) 趋势浏览4) 报表和打印6.3.5 技术参数柔性直流工程的运行人员控制系统技术参数可参考GBT 22390.12008中4.5的规定。6.4 交、直流站控系统6.4.1 配置要求交、直流站控系统为一个具有主机、就地总线和
32、现场I/O接口的分层分布式计算机监控系统，以完成直流换流站所要求的交流开关场、直流开关场、阀厅、站用电源系统和其它辅助系统相关的监控功能和事件顺序记录、在线谐波监视等系统功能。整个系统应具有开放式结构，网络通信规约应采用标准的国际通用协议，以便与其它系统的联接和数据传输。交、直流站控系统应由站级网络和分布式就地数据采集和控制单元构成，主要功能配置应包括：1) 直流站控主要负责实现直流场开关/隔刀/地刀的控制、联锁和直流场模拟量和开关量的监视以及与直流站级/双极控制和监视有关的功能。直流站控可以独立配置主机，部分功能也可下放到极控主机，或者全部功能集成在极控主机中。2) 交流站控主要负责实现交流
33、场各间隔的开关/隔刀/地刀的控制、联锁和交流场各间隔模拟量和开关量的监视等功能。3) 多端协调控制系统可以独立配置主机，也可以集成在直流站控主机中。4) 站用电源监控系统主要负责站用电系统的控制监视功能。6.4.2 功能要求6.4.2.1 一般控制功能交、直流站控系统应能接收来自运行人员或远方调度的控制命令，协调交流电网与直流输电系统的控制关系，协调多端各换流站之间的控制关系，并在各换流站建议完成相应的交、直流场开关、刀闸的操作，直流系统的顺序控制、辅助系统的控制等操作。6.4.2.2 联锁功能1)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操作的执行，
34、以保证设备的正常运行和运行人员的安全。联锁范围包括：直流开关场；联接变、阀厅；交流开关场；站用电系统。2)联锁系统的设计应满足以下要求：不带负荷闭合隔离开关；不带负荷拉开隔离开关；地刀合闸时，不闭合隔离开关；当母线或设备带电时，不操作接地刀闸。3)联锁系统的功能应在最低的控制层次完成，以保证即使设备处于继电器室内的就地控制或设备就地控制时，联锁也能有效地执行。4)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。5)为便于运行检修或紧急情况操作，应配置就地可以投/退联锁功能的手段。6.4.3 数据采集与监视功能交、直流站控系统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
35、模拟量正常、越限信息等，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，其范围包括模拟量、开关量等。交、直流站控系统应能对换流站内所有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。交、直流站控系统采集的数据信号应满足运行人员监控系统和远方调度SCADA系统的要求。6.5 直流极控系统6.5.1 配置要求柔性直流极控系统也应满足IEC 60633：1998对直流极控系统的分层配置的原则，功能上分为：双极控制层、极控制层、换流器层。应根据各直流工程的不同特点来合理的规划直流极控系统的物理装置分层结构。极控系统应配置独立的控制主机和分布式I/O设备，以实
36、现极控制和换流器控制层的功能。双极控制层的部分功能可以集成在极控系统中实现，也可以在直流站控主机内实现。极控系统包括了直流输电系统主要闭环控制功能，是保证直流输电系统在各种交、直流系统条件下安全高效运行的最为核心的控制设备。6.5.2 多端协调控制层两端或多端柔性直流输电系统的直流控制系统应配置协调控制层，在正常状态下应能选择某一换流站作为唯一的定直流电压控制站为主站平衡直流网络的功率，保证直流系统的电压稳定性。其他换流站主控功率，但也设置直流电压控制器，其直流电压指令值依次增加一个偏差带，这样可以确保任何情况下整个系统的直流电压都可控，并且只被一个换流站控制。当无站间通信时，也应保持系统的稳
37、定运行。多端协调控制层可以配置在极控系统中，也可以配置在直流站控系统中。6.5.3 双极控制层6.5.3.1 双极有功功率控制双极功率控制应考虑双极有功功率的配合，使得在双极柔性直流系统的各种运行方式下，双极有功功率在每个极之间正确分配。如果两个极都处于双极功率控制状态，双极功率控制功能应该为每个极分配相同的功率参考值，以使接地极线的电流最小。在双极功率控制模式下，如果其中一个极被选为单极有功功率控制模式（极功率独立控制），则该极的传输功率可以独立改变，整定的双极传输功率由处于双极功率控制状态的另一极来维持。在这种情况下，双极功率控制极的功率参考值等于双极功率参考值和独立运行极实际传输功率的差
38、值。双极功率控制应具有两种控制方式：1手动控制2自动控制在手动控制和自动控制之间切换时，直流功率应当平滑地从切换时刻的实际功率变化到所进入的控制方式下的功率定值。如果由于输电能力下降，导致实际的传输功率减少，双极功率控制应当增大另一极的功率，自动而快速地把直流传输功率恢复到尽可能接近双极功率控制设定的参考值水平，另一极功率的增加受设备过负荷能力限制。当电流或功率超过设备的连续过负荷能力时，功率控制应当向系统运行人员发出报警信号，并在使用规定的过负荷能力之后，自动地把直流功率降低到安全水平。6.5.3.2 双极无功功率控制双极无功功率控制包括：交流电压控制和定无功功率控制，控制对象分别是交流侧母
39、线电压或全站与交流系统之间交换的无功功率。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。6.5.3.3 控制模式切换单极有功功率和双极有功功率之间的切换过程以及交流电压与无功功率控制转换过程均应平滑无扰动，不应引起系统保护动作和闭锁。6.5.4 极控制层6.5.4.1 过负荷限制柔性直流换流站可以设置过负荷限制功能。过负荷限制包含短时过负荷限制和长期过负荷限制。确定系统当前短时过负荷能力时，应考虑以下条件：1）环境温度。2）阀冷却与联接变压器冷却的冗余系统可用/不可用的情况。3）当前过负荷电流值。4）当前已经过负荷运行的时间。短时过负荷能力与环境温度，以及当
40、前已经过负荷运行的时间之间的关系也应该是连续的函数，不接受简单的阶梯式的过负荷功能设计。当已经到达了短时过负荷能力极限时，过负荷限制功能应对电流指令进行限幅，把直流输送的功率恢复到安全极限之内，并向SCADA系统报警。6.5.4.2 联接变压器分接头控制联接变压器分接头控制应具有手动控制和自动控制两种模式。当运行在手动控制模式时，可单独调节单个联接变的分接头，也可同时调节所有联接变的分接头。如果选择了单独调节分接头，那么在切换回自动控制前，必须对所有联接变的分接头进行手动同步。分接头被升/降至最高/最低点时，极控系统应发出信号至SCADA系统，并禁止分接头继续升高/降低。联接变压器为有载调压，
41、自动模式下其分接头的控制策略为控制换流器的调制比或联结变阀侧交流电压，使调制比或交流电压位于死区范围内。6.5.4.3 附加控制可根据工程需要选择配置如下附加控制：a)功率回降b)功率提升c)快速功率反转d)阻尼次同步振荡e)异常交流电压控制f)异常交流频率控制g)功率限制h)附加调制信号6.5.5 换流器控制层 换流器控制层接收上层控制的直流电压、交流电压、交流频率、有功功率和无功功率等指令，通过开环/闭环控制向下层控制输出调制波信号。换流器控制层包括有功类控制、无功类控制和无源网络类控制。6.5.5.1 有功类控制1)定直流电压控制：定直流电压控制模式下，控制系统应能控制直流电压为运行人员
42、设定值的电压值，当执行直流电压升降指令时，直流电压应当线性地以运行人员设定的电压升降速率变化至预定的直流电压定值。在多端柔性直流系统中，应通过系统主站或多个参与直流电压协调控制的换流站将系统直流电压维持在额定值的允许误差范围内，维持启停过程、暂稳态过程中直流网络电压的稳定，保障多端柔直的安全稳定运行。2)定有功功率控制定有功功率控制模式下，控制系统应能控制有功功率为运行人员设定值或预先设定的功率曲线值，在进行有功功率控制的换流站内，设备应按照运行人员在控制系统上设置的目标值进行有功功率控制，包含对目标值的平滑处理。定有功功率控制应具有两种运行控制方式：手动控制：由运行人员设定希望的有功功率定值
43、及有功功率升降速率。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）输送功率负荷曲线而自动变化。当执行有功功率升降指令时，换流器有功功率应当线性地以运行人员设定的有功功率升降速率变化至预定的有功功率定值。当执行有功功率阶跃指令时，换流器有功功率应按阶跃的方式变化到设定值。3)定频率控制定频率控制适用于柔性直流接入有源孤岛的情况，控制系统应在换流器有功功率范围内将交流系统的频率控制为额定值或允许的偏差范围内。6.5.5.2 无功类控制1)定无功功率控制定无功功率控制模式下，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
44、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。2)定交流电压控制定交流电压控制模式下，包括暂态调压和稳态调压，控制系统应在换流器无功功率范围内控制交流电压为运行人员设定值的电压值或允许的偏差范围内。系统发生大的干扰，电压跌落至某一设定值以下，认为系统发生了暂态故障，进入暂态电压调节模式。换流器提供无功支撑，提高暂态电压稳定性；系统发生小的干扰，交流母线电压值超出日常运行允许的稳态电压波动范围内，但又未进入暂态电压范围内，则进入稳态调压模式，换流站以部分无功参与稳态电压调节。6.5.5.3 无源网络类控制无源网络下，交流电压由柔性直流换流器输出建立，控制系统应控制换流器所输出交流电压频率和幅值为设定值，其锁相角由换流器程序内部自生成。7 柔性直流输电保护系统直流保护系统通常包括联接变压器和直流输电系统各设备的保护。直流保护系统应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的基本要求，并据此进行保护原理的设计与合理的冗余配置；任一单一元件故障都不应引起保护误动或拒动；在任何运行工况下都不应使某一设备或区域失去保护。直流保护范围包括联接变压器及其阀侧交流引线、启动回路、换流器、直流场及直流线路等。直流保护必须对保护区域的所有相关的直流设备进行保护。相邻保护区域之间应重叠，不存在保护死区。保护设备中，联接变压器的保护应独立配置，其余区域中设备的保护由直流保护实现