背靠背直流联网工程直流控制保护

背靠背直流联网工程直流控制保护

本规范对应的专用技术规范目录

序号名称编号

1背靠背直流联网工程直流控制保护专用技术规范1105002-0500-02

2

背靠背直流联网工程直流控制保护

采购标准技术规范使用说明

1.本标准技术规范分为通用部分和专用部分；通用部分适用于各种电压等级直流输电工程，共1

个；专用部分1个。

2.通用部分原则上不需要项目招标人（项目单位）填写，不能随意更改。如对其条款已填写内容确

实需要改动，项目单位应填写“技术条款/技术参数变更表”并加盖公章及辅助说明文件随招标计划一起

提交至招标文件审查会。对通用部分的修改形成“技术通用部分条款变更表”，放入专用部分中，随招

标文件同时发出并视为有效。

3.技术规范专用部分技术参数表已统一填写的部分技术参数，原则上不需要改动。如对专用部分已

填写内容确实需要改动，项目单位应填写“技术参数通用条款变更表”并加盖该网、省公司招投标管理

中心公章及辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会。经标书审查同意后，专用部分可以在

原表中更改。范本中未填写的部分技术参数，除标明“投标人提供”外，均应由项目单位全面认真填写；

其中技术规范专用部分技术参数表中项目单位与投标人均不需要填写的部分栏目，项目单位应以“一”

表示。

目次

背靠背直流联网工程直流控制保护采购标准技术规范使用说明.....................................961

1总则............................................................................................963

1.1缩略语.......................................................................................963

1.2采购范围.....................................................................................964

1.3一般规定.....................................................................................965

1.4投标人应提供的资格文件.......................................................................965

1.5投标人工作范围...............................................................................965

1.6项目单位工作范围.............................................................................966

1.7设备性能保证.................................................................................966

2技术要求........................................................................................966

2.1应遵循的主要现行标准.........................................................................966

2.2接地与抗干扰.................................................................................968

3系统整体结构...................................................................................969

3.1系统整体结构.................................................................................969

3.2控制系统分层结构.............................................................................969

4控制保护系统基本配置原则.....................................................................969

5控制系统........................................................................................970

5.1运行人员控制系统.............................................................................970

5.2交、直流站控系统.............................................................................981

5.3直流极控系统.................................................................................996

5.4远动通信设备................................................................................1014

6直流保护系统..................................................................................1017

6.1系统总体要求................................................................................1017

6.2保护配置方案................................................................................1020

6.3保护功能及性能要求..........................................................................1023

6.4系统其他要求................................................................................1025

7其他要求......................................................................................1026

8质量保证和试验................................................................................1027

8.1质量保证....................................................................................1027

8.2试验........................................................................................1027

8.3质保期......................................................................................1032

9技术服务、设计联络、工厂检验和监造........................................................1032

9.1技术服务....................................................................................1032

9.2设计联络会...................................................................................1034

9.3工厂检验和监造..............................................................................1035

10包装、运输和储存............................................................................1036

4

1总则

1.1缩略语

CCP阀冷却控制保护系统

CP控制脉冲

CT电流互感器

DCCT零磁通电流互感器

DPS动态性能研究

DWS站长工作站

EOC电流过零点

EWS工程师工作站

FP触发脉冲

Gammakick关断角瞬时跃变调节

，ac换流变压器网侧交流电流

lacY换流变压器阀侧Y绕组电流

lacD换流变压器阀侧D绕组电流

/acGND换流变压器中性接地点电流

Id直流电流

/dN直流中性线电流

ZdGND直流中性接地电流

AciI侧换流变压器网侧交流电流

/acllH侧换流变压器网侧交流电流

/acYlI侧换流变压器阀侧Y绕组电流

/acDII侧换流变压器阀侧D绕组电流

/acYllII侧换流变压器阀侧Y绕组电流

AICDHII侧换流变压器阀侧D绕组电流

Io电流指令

Ip回报信号

LAN局域网

MIS管理信息系统

OLTC换流变压器有载调压分接开关控制器

OWS运行人员工作站

PPS秒脉冲

PPM分脉冲

PWS保护及故障录波信息管理子站

RAM可靠性、可用率和可维护性

SER顺序事件记录

TE晶闸管电子板

TFR暂态故障录波系统

TM晶闸管监视

TWS培训工作站

Uac换流变压器网侧交流电压

UacY换流变压器阀侧Y绕组末屏电压

t/aeD换流变压器阀侧D绕组末屏电压

Ud直流电压

Udi直流电压1

“12直流电压2

Udi。理想空载电压

UdL直流极母线电压

UdN直流中性母线电压

UaclI侧换流变压器网侧交流电压

t/acl!H侧换流变压器网侧交流电压

UacY1I侧换流变压器阀侧Y绕组末屏电压

t/aeDII侧换流变压器阀侧D绕组末屏电压

UacYUII侧换流变压器阀侧Y绕组末屏电压

t/aeD.1II侧换流变压器阀侧D绕组末屏电压

1.2采购范围

采购范围包括背靠背换流站两侧的控制保护系统，换流站控制保护系统总体上分为以下几个子系

统，即

1）换流站运行人员控制系统，主要包括站LAN网、运行人员工作站、阀冷却控制室工作站、工

程师工作站、站长工作站、服务器、MIS接口工作站等。该子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LAN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；完成全站事件

顺序记录和事件报警；直流控制系统参数的调整；历史数据归档；换流站文档和程序的管理；

以及基本的培训功能。该子系统还可实现直流系统的手动紧急停运。

2）直流站控系统、交流站控系统（包括站用电控制和辅助系统接口），该部分主要包括站控系统

的主机、分布式现场总线和分布式I/O等设备。站控制的主要功能是实现换流站交直流开关场

设备的顺序控制；执行交直流保护或设备本体监控保护装置发出的跳闸指令；完成全站的电气

连锁；完成全站主/辅设备监视报警信号的汇总管理；完成站用电控制；直流站控还承担着全站

的无功功率控制、背靠背换流站换流单元间的功率协调控制和相关的顺序控制。

3）极控系统，该部分主要包括每个换流单元的极控系统的主机、分布式现场总线和分布式I/O等

设备。极控制的主要功能是产生换流阀的控制脉冲，并保持换流阀控制脉冲与换相电压的同步

性和控制脉冲的等距性；解锁/闭锁换流阀，并保证系统平稳地完成直流系统的启动或停运；通

过计算分析，在系统稳定和设备设计条件允许的范围内调整换流阀触发角的大小，以实现系统

要求的输送功率/电流，以及辅助无功控制；根据交直流系统运行工况进行换流变压器分接开关

的调节；实现功率潮流反转等。

4）直流系统及设备保护，该部分主要包括直流极保护、换流变压器保护、交流滤波器保护等。

5）与远方控制中心（如国调、网省调）的接口子系统，包含的设备主要有远动工作站、远动

LAN1/LAN2网等。其主要作用为将换流站内监控系统、交/直流保护、故障录波和电能量远方

终端系统的相关信息通过远动LAN网接入电力数据网，同时以专线方式通过通信终端设备与

远方调度中心相连；该子系统还承担着将远方控制中心的操作指令传送到交直流站控和极控系

统的任务。

6）交直流故障录波系统，换流站配置一套交直流故障录波系统，该系统通过录波子网与保护及故

障录波信息管理子站通信，并通过该子站将录波数据传送至远方调度中心。

7）保护及故障录波信息子站，主要包括主机和保护子网。完成对换流站内交、直流保护信息的收

集和管理；以及交、直流系统的故障记录的分析。通过站LAN网，保护及故障录波信息子站

6

将相关的保护动作信息和故障录波信息送入运行人员控制系统。

8）交流保护，该部分主要包括交流场的母线保护、断路器保护、线路保护、站用变压器保护等。

9）电能量远方终端系统，其中主要包括主/校测量表计和计费终端。完成能量计量关口点信号采集,

在站内计费终端进行分析和记录并将信息直送远方调度中心。

10）站主时钟系统，换流站配置一套双重化的主时钟系统，站主时钟装置为全站二次系统对时，给

换流站所有动作的记录时间提供共用的参考基准。

本规范的采购范围包括上述的运行人员控制系统、交直流站控系统、直流极控系统、直流极保护、

远动通信设备中的远动工作站。

1.3一般规定

1）本规范适用于换流站直流控制保护系统。它提出了换流站直流控制保护系统的功能、设计、结

构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

2）本规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准

和规范的条文，投标人应提供符合本规范和工业标准的优质产品。

3）如果投标人没有以书面形式对本规范的条文提出异议，则意味着投标人提供的设备（或系统）

完全符合本规范的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对规范书的意见和

同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。

4）本规范所使用的标准如遇与投标人所执行的标准不一致时，按较高标准执行。

5）本规范经投标人和项目单位双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律

效力。

6）本规范未尽事宜，由投标人和项目单位双方协商确定。

1.4投标人应提供的资格文件

投标人应在投标文件中或其他文件中提供下列有关资格文件。

1）投标人最近3年内同类设备的销售记录。

2）投标人拥有的有权威机关颁发的ISO9000系列的认证书或等同的质量保证体系认证证书。

3）投标人具有履行合同所需的技术和主要设备等生产能力的文件资料。

4）投标人有能力履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。

5）投标人提供的同类设备的型式和例行试验报告。如果在投标时无完整型式试验报告者，应书面

承诺在产品交货时提供全部有效的型式试验报告。

1.5投标人工作范围

投标人应提供满足本规范要求所必需的硬件、软件和各项服务，其中包括（但不限于）下列内容：

1）投标人应在投标文件中按本规范的技术要求对其投标设备的功能和性能进行详细的阐述，此外

还应对本规范专用部分的附录A至附录G进行逐项响应。

2）换流站直流控制保护系统和配套设备（其中还应包括各种系统内部及与外部连接总线、同轴电

缆、光缆、计算机网络电缆、通信电缆、系统内部连接电缆及辅助设施等）的研究、设计、制

造及供货，以及这些设备的试验、运输、现场安装指导、调试、验收、试运行、投运、质保期

的维护、售后服务及对项目单位技术人员的培训等。

3）按项目单位要求完成与其他系统和设备的接口，保证信号接收及传送的正确性，并在验收前，

通过二次系统整体功能及性能测试（以下简称联调测试）。

4）提供必要的备品备件及专用工具。

5）换流站控制保护系统的设计联络会。

6）提供技术资料，包括：

a）系统整体结构设计说明；

b）设备供货清单/设备规格/性能指标；

c）设计文件，包括接线原理图、各控制对象的逻辑框图、屏柜布置及端子排安装接线图（图

集及CAD盘）、输入/输出信号清单及信号报警清单，屏柜安装图和安装开孔尺寸；

d）技术文件，包括程序源码、技术说明书及各单项设备产品说明书；

e）系统研究报告；

f）系统内部及与外部连接总线、同轴电缆、光缆、计算机网络电缆、通信电缆、系统内部连

接电缆及辅助设施等的清单；

g）试验大纲，包括试验方案/试验项目/试验标准；

h）试验及测试报告；

i）安装手册；

j）用户使用及维护手册。

7）换流站直流控制保护系统属出厂试验完成后经由设计单位进行联调测试的设备范围。项目单位

及设计单位将派人员参加该设备的工厂试验。投标人应按项目单位的要求按时提交完成二次系

统整体功能及性能测试（简称联调测试）任务必需的软/硬件设计资料及研究、试验报告以及被

测设备。并积极配合设计单位完成联调测试任务。

8）设备制造过程中，投标人应积极配合项目单位对其设备进行的监造和检验工作，并为项目单位

工作人员提供工作和生活的便利条件。

9）投标人应满足项目单位规定的工期要求。

10）投标人应在联调测试前提供与该工程一致的EMTDC控制保护模型。

1.6项目单位工作范围

项目单位将负责换流站二次系统设计，包括成套设计、初步设计、施工图设计、二次系统联调以及

现场土建施工、设备安装及监理，并将提供下列设备和服务：

1）系统所需的交、直流电源；

2）系统输入开关量信号接点和脉冲量信号设备；

3）所有基础、地脚螺栓和灌浆；

4）所有现场常规电缆接线和电缆敷设；

5）按投标人要求提供接地系统和接地所需电缆；

6）项目单位委托设计单位完成二次系统相关设备的联调；

7）项目单位委托设计单位完成与换流站设备成套相关的现场调试的协调；

8）系统设备装卸和安装所需的劳动力和服务；

9）对于项目单位提供的有特殊要求的设备，项目单位应向投标人提供相关的技术文件；

10）设备制造过程中，项目单位将派员到投标人进行监造和检验；

11）设备安装、调试验收过程中，项目单位为投标人现场派员提供工作和生活的便利条件。

1.7设备性能保证

投标人应在投标文件中向项目单位提交报价设备的性能保证值，包括但不限于下列文件：

1）按本规范的要求阐述报价的工程及其设备的性能和参数。

2）按本规范专用部分附录G的要求描述或填入技术性能和参数，作为报价设备性能的保证值。

投标人应注明其所提供的设备中是否含有受中华人民共和国法律保护或具有知识产权的内容及其

有效期，并出示有效证据。

2技术要求

2.1应遵循的主要现行标准

所有设备的设计、制造、检查、试验及特性除本规范中规定的特别标准外，都应遵照适用的最新版

IEC标准和中国国家标准（GB）及电力行业（DL）标准，以及国际单位制（SD。

8

表1标准和规范

标准,■1标准名称

GB4208—1993外壳防护等级

GB/T13702—1992计算机软件分类与代码

GB/T15532—1995计算机软件单元测试

GB/T14537量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验

GB6162—1985静态继电器和保护装置的电气干扰试验

GB2423电工电子产品基本环境试验规程

GB14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范

GB2887—1989计算站场地技术条件

GB/T6593—1996电子测量仪器质量检测规则

GB/T13729—1992远动终端通用技术条件

GB/T13730—1992地区电网数据采集与监控系统通用技术条件

GB/T17626.1—1998电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论

GB/T17626.2—1998电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验

GB/T17626.3—1998电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验

GB/T17626.4—1998电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验

GB/T17626.5—1998电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验

GB/T17626.6—1998电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度

GB/T17626.8—1998电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验

GB/T17626.10—1998电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡磁场抗扰度试验

GB/T17626.11—1998电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验

GB/T17626.12—1998电磁兼容试验和测量技术振荡波抗扰度试验

DL/T634—1997基本远动任务配套标准

DLfT667—1999继电保护设备信息接n配套标准

DLAT630—1997交流采样远动终端技术条件

DLfT621—1997交流电气装置的接地

DL5002—1991地区电网调度自动化设计技术规程

DL5003—1991电力系统调度自动化设计技术规程

DL/T5136—2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DLfT659—1998火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程

DL476—1992电力系统实时数据通信应用层协议

DL/T5128—2005220~500kV变电所设计技术规程

DL/T5137—2001电测量及电能计量装置设计技术规程

IEC870-5-102电力系统中传输电能脉冲计数量配套标准

GB4858—1984电气继电器的绝缘试验

表1（续）

标准号标准名称

DL478—1992静态继电保护及安全自动装置通用技术条件

DL/T5120—2000小型电力工程直流系统设计规程

GB7261继电器和继电保护装置基本试验方法

GB11287—1989继电器、继电保护装置振荡（正弦）试验

GB/T14598.9—1995辐射电磁场干扰试验

GB/T14598.10—1996

快速瞬变干扰试验

(或IEC255-22-4)

GB50062—1992电力装置的继电保护及安全自动装置设计规范

IEC255-22-1高频干扰试验：4级

IEC61000-4-2静电放电抗扰度试验：4级

IEC61000-4-3辐射电磁场抗扰度试验：4级

IEC61000-4-4快速瞬变电脉冲群抗扰度试验：4级

IEC61000-4-5冲击（浪涌）抗扰度试验

IEC61000-4-6电磁场感应的传导骚扰抗扰度试验

IEC61000-4-8工频磁场的抗扰度试验

国家电网生技[2005]400号国家电网公司十八项电网重大反事故措施

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施

国调[2005]222号

要求的通知

2.2接地与抗干扰

2.2.1接地

换流站控制保护系统不设置单独的接地网，遵照“一点接地”原则，接地线连接于换流站的主接地

网的一个点上。控制保护系统应满足接地电阻最大为1C的要求（若有特殊情况，双方协商解决）。

控制保护系统的机箱、机柜以及电缆屏蔽层均应可靠接地。换流站控制保护系统各间隔之间，间隔

层与站层之间的连接，以及设备通信口之间的连接应有隔离措施。不同接地点的设备连接一定要采用电

气隔离措施，不破坏“一点接地”的原则。

2.2.2抗干扰

控制保护系统应具有完备的、良好的抗干扰性能。系统应配置电源的抗干扰、信号输入/输出的抗干

扰、屏柜的抗干扰以及测试和维护的抗干扰措施。

设备安装于无电磁屏蔽房间内，设备自身应满足抗电磁场干扰及静电影响的要求。在雷击过电压及

操作过电压发生及一次设备出现短路故障时，投标人设备均不应误动作。所有设备均应满足下列抗扰度

试验等级要求：

1）对静电放电符合GB/T17626-4-24级。

2）对辐射、无线电频率符合GB/T17626-4-33级（网络要求4级）。

3）对电气快速瞬变符合GB/T17626-4-44级。

4）对浪涌符合GB/T17626453级。

5）对传导干扰、射频场感应符合GB/T17626-4-63级。

6）对电源频率磁场符合GB/T17626-4-84级。

10

7）对脉冲磁场符合GB/T17626-4-95级。

8）对衰减振荡磁场符合GB/T17626-4-105级。

9）对振荡波符合GB/T17626-4-122级（信号端口）。

换流站控制保护系统除满足以上抗干扰标准外，应能但不限于抵抗来自诸如以下干扰源的干扰：

1）由于在换流站内发生接地故障而流过母线及接地网的异常大的且不平衡的工频电流。

2）辐射频率（高达数十万赫兹）的电压及电流瞬变过程，这种瞬变过程是由操作交流开关场或直

流开关场中的隔离开关或断路器，包括投切大的容性及感性负荷而产生的。

3）由于直流电路中的晶闸管元件的开通与关断引起的暂态过程。

4）辐射频率（高达兆赫兹范围）的电压及电流瞬变过程，这种瞬变过程是由与感性负荷相连的接

点或继电器开闭所引起的。

5）来自多路传输通信设备及微波通信设备的辐射信号。

6）来自发射机功率高达5W的步话机的辐射信号。这种步话机用于站内话音通信。

7）来自汽车上或飞机上的无线电的辐射信号，其输出功率高达100W、工作在特高频（VHF）或

超高频（UHF）频带范围内。这种无线电是在换流站控制楼外面使用的。

8）由于电源的投切和电源之间的转换引起的干扰。

3系统整体结构

3.1系统整体结构

背靠背换流站的二次系统总体结构见本规范专用部分图lo

3.2控制系统分层结构

换流站控制系统总体分层结构为：

1）远方调度控制层，远方调度中心（如国调、备调等）经由国家电力数据网或专线通道，经过站

内的远动工作站对换流站的所有设备实施远方控制。

2）换流站控制层，包括换流站运行人员控制系统，交流站控系统（包括站用电控制和辅助系统接

口）、直流站控系统、直流极控系统。通过站内交流站控设备，实现对该交流站控所负责设备

的控制。通过站内直流站控设备，实现直流场设备的控制和站内无功平衡的控制。各换流单元

间的功率协调控制也由直流站控完成。极控制负责完成本换流单元的运行控制。直流站控和极

控应具有就地控制功能并配置相应的控制界面，在交流站控层和其相应的就地测控单元（I/O

单元）层上，应至少在任一层上具有就地控制功能并配置相应的控制界面。

3）就地控制和设备控制（I/O单元）层，执行其他控制层的指令，完成对应设备的操作控制。

4控制保护系统基本配置原则

1）换流站通常按有人值班设计，全站交直流系统设统一的控制值班室（运行人员控制室）。

2）换流站控制系统采用模块化、分层分布式、开放式结构。直流控制系统与换流站监控系统统一

设计，即运行人员控制系统、交直流站控系统、直流极控系统等统一设计。

3）交直流站控系统、直流极控系统按双重化冗余结构配置，即从测量设备的二次绕组、采样单元、

传送数据总线、主设备、专用电源到控制出口按完全双重化原则配置。运行人员控制系统中的

服务器、站LAN网等按双重化冗余结构配置，其余设备要考虑足够的冗余度，并确保任何单

一设备故障不影响直流系统的正常运行。

4）背靠背换流单元的整流侧和逆变侧控制系统按统一设计考虑，两侧控制系统共用主机或机箱

（当采用多处理器并行工作结构时）。

5）换流站控制系统的就地测控单元应按间隔（串）设计并配置设备。当该间隔一次设备检修时，

其就地控制单元应能退出运行并断电，该就地控制单元的断电应不对换流站的运行设备和二次

系统产生任何影响。

6）对于交流场的预留间隔，监控系统不配置间隔层设备，但对不完整串应按完整串配置间隔层设

备。监控系统中的后台设备如服务器、运行人员工作站等应按换流站的最终规模配置其软件和

硬件。

7）除运行人员工作站和远方调度中心外，设备控制层也应设置人机控制操作界面。

8）直流保护应与控制系统相对独立。直流极保护不允许与控制系统共用主机，换流变压器保护、

交流滤波器保护宜独立配置。

9）控制保护系统的跳闸出口信号都应采用正逻辑。

10）直流极保护（换流阀和直流场设备）以每个换流单元为基础独立配置。

11）直流极保护应双重化或三重化配置，保护的冗余配置必须保证在任何运行工况下其所保护的每

一设备或区域都能得到正确保护。

12）当直流极控与极保护统一设计实现时，允许直流系统保护直接上站LAN网，以便保护及故障

录波子站通过站LAN网采集直流保护的动作信号、故障曲线，供站内及调度中心查阅数据和

分析故障。

13）换流站联网运行方式由国家电网公司国调中心直接调度管理。

14）换流站远动信息应直送国调主调/备调、相关网调和省调。远动信息传输至国调、网调采用电力

调度数据网和常规点对点通道相结合的方式；传输至国调备调、省调采用电力调度数据网方式。

15）远动工作站信息的接收和传送应遵循“直采直送”的原则，远动信息不能取自服务器。

16）在直流控制系统中设置典型的直流调制附加控制软件，并预留软硬件接口，以供将来的安全自

动装置接入使用。

17）换流站站用电源的控制应按双重化冗余结构独立配置主机，站用电控制和保护独立。

18）控制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，站服务器应采用

UNIX系统，远动工作站应采用UNIX或LINUX系统。硬件上应配置防火墙等有效的网络隔

离装置；软件上应采用完善的防/查/杀病毒程序，防止病毒在控制保护系统网络上传播和扩散。

19）控制保护系统应具有完善的防止计算机死机的应对措施，系统自检能力要达到100%的覆盖率.

正常运行时，站服务器的CPU负载率不应大于35%,交直流站控、极控主机的CPU负载率不

应大于50%»

20）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。

21）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。

22）控制保护设备应具有较强的抗电磁干扰能力。

23）各子系统及装置均应支持IRIG-B（DC）码对时方式。

24）换流站控制保护系统的设备应国内采购。

5控制系统

5.1运行人员控制系统

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LAN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、完成全站事件顺序记录和事件报警、直流控制系统参数的调整、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，该系统还可实现全站直流系统的手动紧急

停运。

12

应为背靠背换流站内两侧的交流系统和直流系统合建一个统一的运行人员控制系统。运行人员控制

系统中的服务器、运行人员工作站等应按换流站的最终规模配置其软件和硬件。

运行人员控制系统的基本配置至少应包括但不限于：

1）运行人员控制系统的人机界面（MMI）。对于该部分的配置要求详见本规范专用部分。

2）与站主时钟GPS系统的接口。

3）顺序事件记录装置，双重化配置（该功能集成到SERVER中完成）。

4）系统服务器，双重化配置。对于该部分的配置要求详见本规范专用部分。

5）站级局域网LAN,双重化配置。对于该部分的配置要求详见本规范专用部分。

6）网络打印机。对于该部分的数量和配置要求详见本规范专用部分。

7）MIS接口工作站，单重化配置，实现通过网络隔离装置与项目单位MIS系统的接口。

8）网桥，通过该设备，将两站的站LAN组成广域网WAN。

5.1.1系统功能及性能要求

5.1.1.1运行人员控制功能要求

5.1.1.1.1控制位置

换流站按现场有人值守的原则进行设计，其运行人员控制位置应按如下层次进行划分和配置：

1）远方调度中心，包括：国家调度中心和后备调度中心。

2）换流站主控制室.换流站主控室是实现整个HVDC系统运行控制的主要位置。

3）设备层就地控制。应包括设置在交流场就地继电器室、阀厅、控制楼设备间、通信间和各辅助

系统就地处的控制盘柜。

同时，该项应可作为前述1）、2）两项失去时的后备控制。为此，应在极控/保护/站控主机屏柜和其

他主要辅助系统的就地控制位置处安排适当的人机接口。

4）设备就地控制。对于主设备本体的二次系统和某些独立的装置和设备，应能进行设备的就地控

制，包括设备的电动开关控制和手动机械操作。

5.1.1.1.2运行人员控制的功能要求

换流站的运行人员控制功能至少应包括但不限于下述内容。

5.1.1.1.2.1HVDC系统的正常启动/停运控制

HVDC系统的正常启动/停运控制必须包括以下方面。

1）控制位置的选择。进行远方控制中心或换流站控制室控制位置的选择，两者之间的控制位置转

移应由远方控制中心确认后操作完成。

从主控室转移到就地控制系统或就地设备的操作。在试验、验收以及紧急状况下，应能允许运行人

员在就地控制系统或设备就地进行安全可靠的操作。

2）直流运行方式的选择。

a）全站总功率控制，将全站的总输送功率控制在给定值。所有换流单元均为全站总功率控制

时，功率定值在每个换流单元间均分。

b）换流单元功率独立控制，将指定换流单元的功率控制在给定值。

c）换流单元电流控制，将指定换流单元的电流控制在给定值。

对于任一换流单元，其控制模式可以指定为上述模式中的一种，结合每一种控制模式，还应选择如

下的控制方式，才能最终确定每一个换流单元的运行方式。

a）功率输送方向。

b）全压/降压运行（如果需要的话）。

对于不处于全站总功率控制的换流单元，在运行过程中，还应允许进行换流单元功率独立控制/换流

单元电流控制模式的切换。

在下文中，定功率控制是指全站总功率控制和换流单元功率独立控制的统称。

3）直流控制和附加控制的控制方式选择（包括但不限于）：

a）应能对直流控制系统中的各项附加控制功能进行手动投入或闭锁操作；

b）其他可选择的控制方式（如换流变压器分接开关控制）及其手动/自动方式的投入和闭

锁功能；

c）无功功率控制器自动或手动控制的选择；

d）无功功率控制器的交流电压控制方式和交换无功控制方式的切换。

e）运行整定值的设定。

（a）电流控制方式应可设定稳定运行时直流电流的运行值，以及直流电流变化速率和阶跃

值。电流整定值应能从允许的最小值至最大的连续过负荷值之间连续可调。

（b）定功率控制方式应可设定稳定运行时直流功率的运行值，以及直流功率变化速率和阶

跃值。功率整定值应能从允许的最小值至最大的连续过负荷值之间连续可调。

（c）定功率的控制方式还应允许按预先设定的直流输送功率曲线值运行，该功能应允许调

度和运行人员按月、按日、按时、按分进行功率曲线及其变化速率的整定。在运行中,

经过调度的指令，可以对曲线和变化速率进行实时的修改，此修改不能影响直流控制

系统和整个HVDC系统的正常运行。

（d）按照调度命令，进行无功功率控制器中交流电压整定值和无功交换整定值及其控制死

区的设定。

投标人应配置相应的切换“开关”，允许运行人员对手动功率方式（定功率值整定方式）和自动功

率曲线方式进行选择或切换。

4）直流系统的正常启动和停运。

a）直流系统的正常启动命令通常由远方调度中心或位于主控室的运行人员发出，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，应禁止执行启动命令。

b）直流系统的正常停运命令通常由远方调度中心或位于主控室的运行人员发出，但不排除当

不需要紧急停运时，保护系统也可启动正常停运的顺序控制。

5.1.1.1.2.2HVDC系统的状态

除了HVDC系统的正常启动和停运程序自动完成HVDC系统的一系列状态控制外，运行人员还应

能进行操作，使HVDC系统能分段达到下述不同的状态（通过顺序控制实现）。

1）检修状态。

a）相关的交流侧隔离开关断开；

b）相关的交、直流侧接地开关闭合。

2）直流系统冷备用（交流系统隔离状态）：

a）相关的交流侧隔离开关断开；

b）相关的交、直流侧接地开关断开。

3）直流系统热备用（交流系统连接状态）：

a）相关的换流变压器充电；

b）满足所有直流解锁条件；

c）换流阀闭锁。

4）换流阀解锁（运行）状态。

5）空载加压试验。

5.1.1.1.23运行过程中的运行人员的控制

运行人员应能实现以下的在线操作，且这些操作不应对HVDC系统引起任何扰动：

1）直流系统控制模式的在线转换，如功率/电流控制。

2）运行方式的在线转换，如潮流反转。

14

3）运行整定值的在线整定，包括直流电流/直流功率及其变化率和阶跃变化量的重新整定和在线改

变，以及手动定功率方式/功率曲线方式的在线转换。

4）运行中，应能对直流极控/站控系统的备用通道各种参数进行检查和改变（此项操作内容应由维

修工程师在站工程师工作站上进行）。

5）对设计中可能存在的无需满足滤波器自动顺序控制要求的无功补偿分组的手动投/切操作。

6）直流极控和站控系统以及直流远动主、备通道的在线手动切换，以及运行中备用通道的自

检操作。

7）交、直流暂态录波装置的手动启动（通过OWS进行）。

5.1.1.1.2.4故障时的运行人员控制

当HVDC系统和交流系统发生故障时，控制保护系统应保证设备免受过负荷和过应力，同时，运

行人员还应能进行如下的操作：

1）报警或保护动作后的手动复归，在OWS对保护动作的复归应设置投退功能。

2）紧急停运（通过装设在主控室墙上的紧急停运按钮或通过OWS均可进行）。

3）控制保护多重通道的手动切换。

4）直流远动主、备通道的手动切换。

5.1.1.1.2.5换流站内主设备及其辅助系统的操作控制

HVDC系统中的设备，主要应能由运行人员启动的直流控制中的顺序控制或直流控制系统以及投

标人设计的其他集中控制系统进行自动控制，其中还包括设备连锁和检修连锁。但是在某些工况下，

对换流站中的主设备或辅助系统还应设有运行人员的就地（包括就地控制和设备就地）手动/自动操作

控制：

1）交流场内断路器、隔离开关和接地开关的分合。

2）阀厅内开关、隔离开关和接地开关的分合。

3）换流阀的主/备冷却系统的投切。

4）消防系统和空调系统的控制操作。

5）换流变压器分接开关的变换。

6）站用电源系统主备通道的切换。

5.1.1.1.2.6直流系统的试验操作控制

运行人员控制不仅要满足直流系统正常或故障运行中的控制要求，还应满足系统投运前的调试、检

修后或更新改造后的系统和设备的调试控制要求。投标人应提供所有试验要求的软、硬件设备以及保护

和连锁，以保证试验过程中系统和设备的安全。

运行人员控制系统必须提供一切所需的运行人员控制功能，以满足HVDC系统所必需的各种试验

要求，并保证系统的安全。

在故障或检修后，直流极控/保护/站控系统必须具备运行人员能对其系统和装置的功能和参数进行

检查和自诊断试验的功能。

各屏柜和所有试验仪表均应有自检试验和复归功能。

5.1.1.1.2.7交流系统的操作控制

运行人员应能在控制室、设备间以及就地继电器室或设备就地位置，按操作票实行交流系统控制

操作。

5.1.1.1.2.8相应的打印输出和备份存贮功能

1）运行人员应能通过网络或就地打印机，打印输出所有的运行工况、事件记录、报警信息及故障

分析结果等。

2）应提供直流系统运行参数定时自动打印输出和存储功能，需要定时打印的参数在联合设计阶段

确定。

3）系统数据库以及单独存贮的交、直流故障录波等数据定期备份存贮到外部存贮器（CD-ROM或

DVD-ROM）的时间间隔应可由运行人员按需要手动整定。

5.1.1.1.3各控制位置实现的控制功能

各控制位置的控制功能参见专用部分附表lo附表1给出了各控制位置应实现的控制功能的初步方

案，最终方案将在联合设计阶段确定。

5.1.1.2换流站监视功能要求

5.1.1.2.1监视点的位置

与HVDC系统运行有关的地点均应具有相应的控制和监视功能。对换流站的监视位置应该包括以

下内容。

1）远方调度中心：国调中心和备用调度中心（直接调度）、换流站两侧所属网调和换流站所属省调。

2）换流站。

a）主控制室内的各运行人员控制人机界面：包括运行人员工作站、工程师工作站、保护故障

录波信息子站等；

b）设备间内的各控制、保护、监视屏柜：分布在交流场、直流场、阀厅内的就地控制系统或

各设备就地控制位置。

5.1.1.2.2监视信号的要求

监视信号要求至少应包括但不限于以下内容。

5.1.1.2.2.1系统运行值监测信号

1）系统的主接线和HVDC系统运行接线方式的单线图：应是标有主要运行参数的图示。

2）交流系统的监视信号应包括：

a）两侧交流母线的电压及频率；

b）两侧交流进线的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率；

c）两侧换流变压器进线的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率；

d）两侧换流变压器交流侧绕组电流、零序电流；

e）两侧换流变压器阀侧绕组电流；

f）交流滤波器、并联电容器和电抗器各分支电流及其谐波分析；

g）站用电系统的电压、电流、有功；

h）所有电量计费系统的测量和统计值，以及站内所有能量表计信号。

3）HVDC系统的监视信号应包括但不限于：

a）运行方式；

b）直流电流、直流功率及其变化速率，或阶跃变化量的整定值；

c）直流运行电压、电流及功率；

d）换流阀吸收的无功；

e）换流站与交流系统交换的无功；

f）触发角或关断角以及换相角。

5.1.1.2.2.2设备的状态信号

换流站的设备状态信号包括：

1）控制位置：远方遥控或换流站主控室/就地控制。

2）直流控制方式和主调节器、附加控制和系统保护的投切状态，以及多重化系统中主、备系统的

状态和切换。

3）换流器系统。

a）换流阀：

（a）晶闸管元件的损坏数量和位置；

16

(b)晶闸管元件正向电压强迫触发保护动作；

(C)漏水状况的监视和报警；

(d)换流阀的状态显示(触发或闭锁)；

(e)晶闸管结温的监视(计算或测量值)。

b)阀厅。

(a)温度和湿度显不；

(b)防火探测、保护和告警显示；

(c)空调系统监视告警；

(d)阀厅避雷器的动作次数。

c)阀冷却系统。

(a)主备冷却系统的运行工况；

(b)进出口水温、流量和漏水监视；

(c)泵的运行工况；

(d)水电导率的监测信号；

(e)其他所需的一切监视信号。

d)各控制/保护/站控和监视屏柜内的温度监视；

(a)换流变压器及其他变压器：①油温、油位；②绕组温度；③分接开关位置；④换流变

压器油色谱在线检测；⑤其他所需的一切监视信号。

(b)平波电抗器(油浸式)：设备厂家提供的对该设备的监视信号。

(c)阀厅内设备：各接地开关的投切状况；各开关、隔离开关的投切状况。

(d)远动通信设备：远动主、备通道的运行状况；远动工作站的工作状态。

(e)交流场设备：交流滤波器、并联电容器和电抗器投切状态；线路断路器、隔离开关及

接地开关的投切状态；站用变压器及主/备站用电系统的投运状态。

(f)其他辅助系统：蓄电池、硅整流充电器的投运状态；UPS及其旁路电源投运状态；空

调系统的运行状态；消防系统的运行状态；工业水池的水位、流量；CCTV«

5.1.1.2.2.3运行控制命令信号

所有运行操作命令的发出、执行及完成或中断情况均应得到监视，并应设有防止误操作的确认、纠

错等监控功能。

5.1.1.2.2.4事件顺序和中央报警记录

事件顺序和中央报警记录包括：

1)所有的运行值和状态信号中，当达到或超过设计临界值或限制值时的显示告警；

2)所有交/直流保护的动作信号；

3)所有设备或系统的主、备用设备或通道的切换报警；

4)所有设备的自检结果、故障报警；

5)通信系统故障的显示和报警；

6)正常运行时，所有的运行控制命令、直流控制系统指令和控制动作过程及其运行状态的

变化；

7)所有保护、安全自动装置的跳闸指令及其相应的设备状态的变化的顺序记录；

8)对于经过辅助系统接口采集的报警信息，辅助系统接口将进行必要的归纳和汇总，形成简洁的

SER,上传站服务器。

投标人应提供适当的报警形式和事件表，并经项目单位同意。

5.1.1.2.2.5趋势记录

应能连续记录以下所需信息，并按日存盘保存：

1）运行方式、设备状态、控制方式和系统运行参数；

2）电量计费数据。

5.1.1.2.2.6暂态故障录波信号

暂态故障录波信号包括：

1）极的闭锁/解锁信号；

2）直流系统控制方式和调节器运行状态，如定关断角或直流电压调节器等；

3）换流变压器进线断路器跳闸信号；

4）保护跳闸信号；

5）换流阀触发脉冲序列；