CN101304170A - 高压直流输电工程的系统调试方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种高压直流输电工程的系统调试方法，包括以下步骤：(1)编写系统调试大纲；(2)进行系统计算分析和仿真模拟试验；(3)制定系统调试方案和系统调试试验计划；(4)在现场监督换流站调试工作；(5)对换流站调试工作进行技术监督；(6)按照编写的系统调试方案，实施并完成系统调试试验；(7)系统调试总结。
Description
技术领域
本发明涉及一种高压直流输电工程的系统调试方法，属于高压直流输电技术领域。
背景技术
高压直流输电工程是以直流电的方式实现电能传输的工程，随着高压直流输电技术在电力系统中应用的逐步推广，直流输电与交流输电相互配合构成现代电力系统，而且，直流输电工程正朝着大容量、远距离、特高压方向发展。直流输电工程调试是工程投入运行前的最后一道技术把关。所以高压直流输电系统的调试是一个非常复杂的系统工程，涉及直流工程一次和二次设备繁多，还涉及到交流系统的运行方式，需要进行细致的考核和检验，系统调试紧密结合直流输电工程的新特点，进行科学计算和仿真试验，周密制定调试方案和试验计划，安全高效优质地完成调试项目，为工程验收提供技术依据，保证工程及时投入运行，通过三峡外送直流输电工程的系统调试以及多年的实践，形成了一整套直流输电工程系统调试的方法。
目前国内外尚未见到类似的有关高压直流输电系统调试方法的公开报道。
发明内容
本发明提供了一种高压直流输电工程的系统调试和投入运行设计了一整套方法，包括以下步骤：
(1)编写系统调试大纲；
(2)进行系统计算分析和仿真模拟试验；
(3)制定系统调试方案和系统调试试验计划；
(4)在现场监督换流站调试工作；
(5)对换流站调试工作进行技术监督；
(6)按照编写的系统调试方案，实施并完成系统调试试验；
(7)系统调试总结
下面对这七个步骤进行进一步说明：
一、编写系统调试大纲
根据上述高压直流输电工程的系统调试方法，结合具体高压直流输电工程直流主回路、二次控制保护设备以及交流设备设计结构和性能，确定直流输电工程的系统调试内容和方法的框架；根据系统调试的框架内容，编写系统调试大纲，确定系统调试时的组织机构；确定工程系统调试所需要收集的直流输电工程直流一次、二次设备性能资料、技术参数，系统调试时电网系统的数据资料、运行方式、网络参数、发电机及控制系统模型和参数、系统继电保护和安全稳定装置配置及投运情况，进行系统调试前研究工作做好准备。
二、系统计算分析和仿真模拟试验
1系统计算分析
根据工程系统调试用运行方式，进行系统分析计算和电磁暂态过电压计算分析，制定直流工程系统调试安全稳定措施；进行系统调试运行方式下的直流输电系统动态特性和控制保护特性的计算分析，对直流系统控制保护特性和参数进行校核；对系统调试方式下的直流系统电磁暂态性能进行分析计算，提出系统调试方式下的直流系统过电压水平。提交系统分析计算报告、直流输电系统动态特性和控制保护特性的计算分析报告和直流系统电磁暂态性能分析报告。
2模拟仿真试验研究
利用仿真试验装置进行模拟仿真试验，对直流工程控制保护性能进行仿真试验研究，对直流工程控制保护参数进行校核，根据仿真试验研究结果，对直流工程控制保护性能和参数设定提出建议，对直流工程调试现场无法进行的试验进行仿真试验研究。提交直流输电系统模拟仿真试验报告。
三、系统调试方案的制定和系统调试计划
根据直流工程现场换流站一次和二次设备性能的具体情况，与计算分析和模拟试验相结合，并充分了解和掌握现场的具体条件，制定编写工程系统调试方案。系统调试方案分为系统低功率试验项目和大功率试验项目，低功率试验项目主要考核直流系统的控制保护以及其他一些辅助性能，大功率试验项目主要考核直流系统一次和二次设备性能。
借鉴以往直流工程系统调试的经验，考虑到直流输电工程的实际情况，在考虑到直流输电工程各个环节均能得到有效验证的前提下，对系统调试项目进行了科学优化组合，制定系统调试计划，从而保证了工程按期投运。工程系统调试结果证明，优化组合后的试验项目完全满足系统调试所要达到的目的。
四、在现场监督站调试工作
对现场站系统调试工作进行技术监督，对试验结果进行审核和技术把关，对每一项试验结果进行评价，从技术上保证站调试工作的顺利进行，为系统调试的顺利进行创造良好的技术条件。
五、在现场组织实施系统调试试验
组织直流工程现场系统调试试验；现场调试试验项目的跟踪计算分析；对调试试验结果进行分析；解决试验中出现的各种技术问题，对直流输电工程设备技术性能给出评价。
六、直流输电工程的试运行
在直流工程系统调试完成以后，协助业主编写直流系统试运行方案，为业主提供直流系统试运行技术服务，协助工程业主对试运行阶段出现的问题进行分析，解决试运行期间出现的问题。
七、系统调试总结
对现场调试资料进行整理、归档；对系统调试结果进行分析、归纳；编写系统调试技术报告，对调试结果和结论进行分析研究，给出系统调试结论，为直流输电工程验收提供技术资料。
本发明的有益效果在于：
本发明第一次提出了将上述具体的系统调试大纲，系统计算分析，仿真试验，制定系统调试方案和试验计划，组织现场系统调试试验等步骤结合在一起，组成新的高压直流输电工程的系统调试方法。该方法系统地解决了直流输电工程系统调试过程中各种技术问题，依据这一方法所提供的技术路线，较好地解决了直流工程系统调试过程中各个参加工程建设单位之间、与工程业主之间的协调配合，从技术上和组织上保证了直流工程系统调试的顺利完成。
本发明通过三峡外送直流输电工程(三峡至常州、三峡至广东和三峡至上海以及灵宝背靠背直流工程)的系统调试，已经形成了一整套直流输电工程系统调试的方法和技术路线，为后续建设的直流输电工程系统调试提供经验借鉴和技术路线。
附图说明
参看以下附图，在下文的非限制性的示范性实施例中，本发明的其他特征和优势将是显而易见的，附图是：
图1是直流工程系统调试方法流程图。
具体实施方式
以下以三峡外送三峡至上海直流输电工程为例，对直流输电工程系统调试方法进行说明。
三峡-上海±500kV直流输电工程是我国继葛洲坝-上海、三峡-常州、三峡-广东直流输电工程之后的又一项超高压、大容量直流输电工程项目。该工程项目与三峡-常州和葛洲坝-上海直流输电工程一起，将构成三峡电站东送华东地区的强大输电通道。
三峡-上海直流输电工程单极额定输送功率为1500MW，双极额定输送功率3000MW；直流额定直流电压±500kV；额定直流电流3000A。该工程西起三峡电站附近的湖北宜昌宜都换流站，途经湖北、安徽、江苏，上海四省市，东至上海市区的华新换流站，直流输电线路全长1048.645km。
在制定三峡-上海直流输电工程调试大纲时要吸收三峡-常州、三峡-广东等直流输电工程调试的经验，并紧密结合三峡-上海直流输电工程的特点，以保证工程调试工作的圆满完成。
具体步骤如下：
1.编写三峡至上海直流输电工程系统调试大纲
根据直流输电工程直流主回路、二次控制保护设备以及交流设备设计结构和性能，确定直流输电工程的系统调试内容和方法的框架；根据系统调试的框架内容，借鉴以往直流输电工程系统调试的经验，编写系统调试大纲，确定系统调试里程碑计划，进行系统调试前的准备工作，收集接入系统的数据和工程设计技术规范和研究报告。
2.系统调试前的技术准备
2.1系统安全稳定分析计算
(1)计算条件和原则
1)计算程序。采用Windows 9x/NT/2000/XP平台中国版BPA潮流、暂态稳定计算程序。
2)故障形式。
a.单一故障。对于三相永久性短路故障，故障切除时间为：故障侧0.09秒、对侧0.1秒切除故障。
b.严重故障。三永跳双回线故障：0.0s线路发生三相永久性接地故障，0.09s跳开故障侧开关，0.1s跳开对侧开关及并列第二回线路两侧三相开关；直流双极闭锁故障：0.0s发生直流双极闭锁故障，0.1s切除滤波器。
3)稳定判据。电力系统稳定判据考虑功角稳定、电压稳定、频率稳定三个方面。稳定的判据如下：
a.功角稳定：系统故障后在同一交流系统中的任意两台主力机组相互之间不会失去同步。
b.电压稳定：故障清除后，主要枢纽变电站的母线电压能够恢复到运行允许范围，母线电压低于0.75p.u.的持续时间不会超过1.0s。
c.频率稳定：不发生系统频率崩溃，且能够恢复到正常范围及不影响大机组的安全运行。
(2)计算结果
(1)分析了三峡至上海直流工程外送3000MW对华中电网潮流分布和运行调压的影响，计算表明湖北南送湖南和江西功率较大时斗笠-江陵双回线潮流过重，宜都母线电压偏低。
(2)三沪三峡至上海直流工程外送3300MW条件下，由于宜都换流站无功容量严重不足，在大方式下其电压偏低，通过调整系统的无功功率、三峡机组多发无功，宜都站电压可达到500kV以上。
(3)三峡至上海直流工程外送3000MW及3300MW功率时，江宜一回跳闸后会导致宜都500kV换流站电压过低，线路超热稳运行。需新增三沪直流降功率的临时措施，快速降低三沪直流功率到2700MW，宜都电压为500kV。
2.2电磁暂态过电压计算
(1)计算内容
交流母线单相接地引起的过电压；
换流阀丢失脉冲引起的过电压；
直流线路故障引起的过电压；
换流站直流侧停运引起的过电压；
逆变站甩负荷引起的过电压；
单极大地金属回线转换引起的过电压。
(2)三峡至上海直流工程参数
1)线路参数计算。线路的初步杆塔和导线参数见表4-60。研究中采用的直流线路参数是大地电阻率为100Ω·m条件下的计算结果，直流线路长度取为1067km。
表4-60直流输电系统杆塔与导、地线参数
2)直流系统参数。
直流功率：额定值3000MW，最小功率值2×150MW(10％额定值)；
直流电压：额定值500kV，最大值511kV，最小值489kV；
直流电流：额定值3045A，最小电流值255A；
直流线路电阻：20℃时的直流电阻0.00892ohm/km；
线型：6*ACSR-630/45；
平波电抗器：290mH，接在高压极母线；
接地极线路线型：20℃时的直流电阻：0.01992ohm/km；2*ACSR-720/45；
接地极电阻：0.8/0.5ohm(整流侧/逆变侧)；
整流侧触发角：15°；
逆变侧熄弧角：18°。
3)直流主接线方式和换流变压器参数。整流和逆变站均采用双极、单极1个12脉动接线，图4-42是其一极主接线和避雷器布置示意图。可以构成的接线方式有：双极大地回线，单极金属回线，单极大地回线。
交流系统参数如下：
额定运行电压(整流侧/逆变侧)：525kV/525kV；
稳态最大运行电压(整流侧/逆变侧)：550kV/525kV；
稳态最小运行电压(整流侧/逆变侧)：500kV/490kV；
极端运行电压(整流侧/逆变侧)：475～550kV/475～550kV；
最大短路容量(整流侧/逆变侧)：63kA/63kA；
最小短路容量(整流侧/逆变侧)：10.8kA/25kA；
交流频率(整流侧/逆变侧)：50Hz/50Hz。
整流站和逆变均采用双绕组换流变压器。其参数初选如下：
单相双绕组(整流侧/逆变侧)：892.5MVA/851.1MVA；
变压器二次侧电压：210.4kV/200.6kV；
变压器漏抗：0.16p.u./0.168p.u.；
分接头档位：(-5/+25)/(-6/+26)；
每级分接头变化：宜都站：1.25％，华新站：1.193％。
4)交流滤波器和直流滤波器。交流滤波器和直流滤波器的接线分别如图4-43和4-44所示。依据资料提供的无功配置和分组分析结果，两端换流站的无功补偿设备暂按整流站单组容量166.2Mvar，共1组，逆变站无功补偿容量按单组容量210Mvar，共4小组考虑。交流滤波器和直流滤波器的初步参数选择分别见表4-61、表4-62和表4-63。
表4-61整流侧交流滤波器参数
| 滤波器类型 | 11/13双调谐带高通 | 24/36双调谐带高通 | 3次谐波滤波器 | 并联电容器 |
| 无功补偿容量(Mvar) | 145.4 | 145.4 | 166.2 | 166.2 |
| C1(uf) | 1.617 | 1.617 | 1.8 | 1.848 |
| L1(mH) | 43.82 | 7.25 | 685.4 | |
| C2(uf) | 57.8 | 9.701 | 14.8 | |
| L2(mH) | 1.226 | 1.209 | - | |
| R(ohm) | 2000 | 500 | 1800 |
表4-62逆变侧交流滤波器参数
| 滤波器类型 | 12/24双调谐带高通 | 并联电容器 |
| 无功补偿容量(Mvar) | 210 | 210 |
| C1(uf) | 2.659 | 2.647 |
| L1(mh) | 13.62 | |
| C2(uf) | 4.886 | |
| L2(mh) | 7.407 | |
| R(ohm) | 290 |
表4-63直流滤波器参数
| 滤波器类型 | 12/24双调谐 | 24/36双调谐 |
| C1(uf) | 0.7 | 3.2 |
| L1(mh) | 127.931 | 5.099 |
| C2(uf) | 3.764 | 40.627 |
| L2(mh) | 58.744 | 0.208 |
5)避雷器参数。交直流侧氧化锌避雷器(以下简称避雷器)的布置见图4-42，按相应的运行电压，各种避雷器的参数见表4-64。
表4-64避雷器参数
| 避雷器代号 | A | Aa | Vrec/Vinv | DL | E1 | E2 | M | Fac1.1 | Fac1.2 | Fac2.1 | Fac2.2 | Fac4.1 | Fac4.2 | Fdc1.1 | Fdc1.2 | Fdc1.3 | Fdc2.1 | Fdc2.2 | Fdc2.3 |
| MCOV(kV) | 318rms | 318rms | 314/297 | 515 | 50 | 10 | 314 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 额定电压(kV) | 399 | 399 | 263/249 | 631 | 219 | 65 | 447 | 139 | 21 | 160 | 42 | 144 | 42 | 165 | 35 | 174 | 142 | 35 | 174 |
注：MCOV——最高连续运行电压；A，Aa——交流母线避雷器，用于保护交流母线上的设备；V——阀避雷器，用于保护阀组；B——桥避雷器，用于保护上12脉动阀组；CB——换流器直流母线避雷器，用于吸收在故障或操作时所产生的能量；DL——直流母线/线路避雷器，用于线路或逆变侧故障时的保护；E1/E2——整流侧/逆变侧中性母线避雷器，用于吸收在金属回线等运行方式下故障时所产生的能量；M——直流母线中点避雷器，用于保护直流下12脉动阀组；Fac1.1——交流滤波器11/13L1电抗器避雷器；Fac1.2——交流滤波器11/13L2电抗器避雷器；Fac2.1——交流滤波器24/36L1电抗器避雷器；Fac2.2——交流滤波器24/36L2电抗器避雷器；Fac3.1——交流滤波器3C2L2两端避雷器；Fac4.1——交流滤波器12/24L1电抗器避雷器；Fac4.2——交流滤波器12/24L2电抗器避雷器；Fdc1.1——直流滤波器12/24L1电抗器避雷器；Fdc1.2——直流滤波器12/24L2电抗器避雷器；Fdc1.3——直流滤波器12/24电容器下端对中性母线；Fdc2.1——直流滤波器12/36L1电抗器避雷器；Fdc2.2——直流滤波器12/36L2电抗器避雷器；Fdc2.3——直流滤波器12/36电容器下端对中性母线。
(3)计算结果
1)当换流站两侧交流系统发生单相接地情况下，设备的过电压水平和避雷器能耗均在可接受范围内。
2)换流阀连续丢失100ms触发脉冲情况下，所有设备的过电压水平均在允许范围内，所有避雷器能耗均在可接受范围内。
3)直流线路上发生单相对地短路情况下，所有避雷器能耗均在可接受范围内，所有设备的过电压水平在允许范围内。直流双极运行方式直流线路发生单相对地故障较单极金属回线方式严重。
4)直流紧急停运时，所有避雷器能耗均在可接受范围内，所有设备的过电压水平在允许范围内。但是，直流紧急停运后，原先投入的交流滤波器和电容器组应及时切除，否则三峡侧交流母线的工频电压大幅度提高。
5)三峡-上海直流输电系统中发生逆变站甩全部交流负荷时，所有设备的过电压和避雷器能耗均在允许范围内。但应注意的是，逆变站甩负荷(尤其在直流大负荷方式下)时，逆变站直流极线、交流母线、交流滤波器、换流变、相联的交流线路及其保护避雷器等均要承受较高的过电压，对设备的安全运行不利，因此在系统接线方式安排上应尽量减少逆变站甩全部交流负荷故障的出现机率。
6)单极大地金属回线转换过程中产生的过电压幅值以及避雷器的能耗均在允许的范围内。
2.3直流系统动态和控制保护特性计算分析
(1)研究工具
直流的动态性能及交直流间的相互影响专题研究就是利用电磁暂态软件PSCAD/EMTDC程序，建立在该程序上的较为详细的直流控制模型，对在调试中的交流系统环境下的直流的动态性能及交直流间的相互影响进行研究。
(2)三峡-上海直流调试交流系统等值简化研究
1)系统等值简化方案。以系统调试水平年三峡交直流输电系统的冬大方式为基础
2)EMTDC研究模型的建立。根据等值后的电网，在PSCAD/EMTDC程序上建立单极直流调试系统模型。
(3)研究内容
1)阶跃响应试验。高压直流输电控制和保护系统的设计应能将直流功率、直流电压、直流电流及换流器触发角等被控量保持在直流稳态值范围之内，还应能将暂态过电流及暂态过电压都限制在设备容许的范围之内，并保证在交流系统或直流系统故障后，能在规定的响应时间内平稳地恢复送电。
2)交流系统故障试验。交流系统故障对直流系统的影响主要是通过对两端换流站的交流母线电压的影响反映出来的。一般交流系统正常运行及小扰动引起母线电压波动很小时，对换相电压影响也很小，基本不影响直流输送的功率。当交流系统发生故障及大扰动时将不同程度地影响到换相电压，造成直流输送功率大幅度变化，甚至发生逆变站换相失败使直流输送功率在一定时间内降低甚至到零。
3)直流线路故障试验。直流线路发生短路接地故障时，直流线路保护通过直流线路保护(行波、突变量和低电压)和直流线路纵差保护检测故障。在直流线路故障发生后，直流线路保护动作正确，系统再启动成功。
4)直流单极停运。在单极大地/金属回线方式下，直流正送/反送额定功率的情况下，单极紧急停运，由于两站的无功补偿设备不能马上切除，在换流母线上会出现短时电压升高，中性母线电压也有升高。
5)在双极运行方式下的研究涉及双极同时启动和停运；一极直流线路故障，对另一极的影响；一极紧急停运，对另一极的影响等方面的研究均满足直流工程技术规范的要求。
2.4直流工程系统调试模拟仿真试验研究
(1)模拟仿真试验研究采用的工具
模拟仿真试验研究采用的试验工具与三峡-上海直流输电工程控制保护系统采用ABB公司的mach2系统相同。
(2)试验内容
起停试验；
稳态试验；
换流器故障试验；
直流线路故障试验；
交流母线故障试验。
(3)试验结果
1).解锁/闭锁
a.正常解锁起动，必须解决好快速通过直流电流间断区与起动冲击的矛盾，才能保证起动过程功率上升平稳。
b.在通信故障情况下，非故障站应能根据直流电压或电流的变化设置保护将自己闭锁；避免因没有对站闭锁信息而不能闭锁。
双极运行先后起停，除了通信故障情况外，先起动的极和后闭锁的极能补偿另一极变化的功率。
c.逆变站手动紧急停运，在通信正常时，逆变站投旁通对闭锁，整流站正常闭锁，直流电流冲击满足技术规范要求；
2)稳态试验
a.三峡至上海直流工程系统调试期间，因三峡右岸机组至宜都换流站的线路还未接通，因此，双极大负荷最大输送功率暂限制为3000MW。
b.两端换流站的分接头控制，可以保证直流系统不同的稳定运行工况，整流器的触发角，直流电压或逆变器的关断角在设置的范围内。
3)换流器故障
通过试验发现，对于相同运行工况，阀短路故障在交流系统大方式下产生的短路电流比在交流系统小方式下产生的短路电流大。但不论交流系统大方式还是交流系统小方式，阀短路保护在发生阀短路故障时均能够正确动作。
4)换相失败故障试验
在换相失败故障开始阶段，直流短路、交流开路，直流电流突增，满足直流大于交流的换相失败保护判据，如果换相失败故障一直持续发生，经过一定的时间之后，控制系统将直流电流调节至0，并维持一段时间，由于换相失败故障在一个交流周期内，只有当上下同一串上的阀同时导通，才会出现直流大于交流的现象，因此，在电流较低的此段时间内，如果故障持续存在，而保护判据则是间歇满足，所以，程序中在保护判据后加有30ms的延时，确保能够捕捉到连续的换相失败故障。
5)逆变侧交流系统单相接地故障
定电流控制模式下，直流在最小电流300A和额定电流3000A情况下，不论考虑0.7s还是1s单相重合闸时间，系统最终均能够恢复至稳定运行。
6)双极中性母线故障
对于单极运行方式和双极运行方式均进行了试验，双极运行时当Idiff＞75A，延时1S发出报警信号，延时1.2s发出闭合NBGS命令，延时2S发出跳闸指令。单极运行时当Idiff＞75A，延时1S发出报警信号，Idiff＞0.1×(IDNE1-IDNE2)+100A，延时130ms切换至冗余控制系统，延时150ms发出功率回降指令(ORDER DOWN)，延时620ms发出跳闸指令。通过以上试验，双极中性母线保护能够在双极中性母线发生故障时正确动作。
7)中性母线区域故障试验
在直流中性母线区域制造接地故障，检验中性母线差动保护的正确性。经试验发现，按照程序原先设定值，保护定值为0.2×3000+0.2×IDNC，延时5ms跳闸，当系统运行在直流电流小于1000A的情况下，发生中性母线接地故障，保护拒动。
根据中性母线发生故障时特性以及对系统的危害，建议将中性母线保护(NBDP)分为三段，其中一段定值为150A，延时10s告警，二段定值为0.07×3000+0.2×IDNC，延时5s跳闸：三段定值为0.2×3000+0.2×IDNC，延时16ms跳闸。
对中性母线保护进行修改后，保护在最小和最大电流时，中性母线发生接地故障均能够正确动作。
8)直流过压/欠压故障
过压故障通过制造直流线路开路形成过压故障，欠压故障闭锁直流线路保护后制造直流线路接地故障形成欠压故障。对于过压故障和欠压故障相应的直流过压保护(DCOVP)和欠压保护(UVP)正确动作。
9)直流线路故障
直流线路故障将引起整流站交流母线电压暂时下降，如果交流系统较弱或缺乏无功功率，这个影响会更大。这个电压下降会影响到正常运行极，产生直流电压和电流波动，但波动幅度不大。
10)接地极线开路故障
在接地极线上制造过负荷故障，检验接地极线过负荷保护动作的正确性以及保护之间的配合。
试验项目：单极大地回线定电流3000A，接地极线开路；双极运行，极1定点流3000A，极2定电流300A，接地极线开路。
单极运行时，极1定电流3000A，断开接地极两回线路中的一回，当系统检测到IDEL1或IDEL2大于2250A时，延时120s发出功率回降命令，极1直流电流下降至2250A。
双极运行时，极1定电流3000A，极2定电流300A。断开接地极两回线路中的一回，当系统检测到IDEL1或IDEL2大于2250A时，延时120s发出双极平衡指令，极1电流由3000A下降至300A。以上保护动作正确。
11)直流线路故障试验
此次模拟试验采用18个pi模型模拟直流线路，通过试验验证，其线路的行波特性与现场基本一致，直流系统全压运行时，不需对程序做任何修改，直流线路保护能够分别在线路首端、中点和末端故障时准确动作。
3.直流工程系统调试方案
端对端系统调试方案分为单极系统调试方案和双极系统调试方案
3.1单极系统调试项目
(1)初始运行试验，功率正送/反送。初始运行试验包括功率正送试验项目和功率反送试验项目。
1)功率正送试验项目为：
初始化运行试验，大地回线运行。
极起/停，手动闭锁。
控制系统手动切换。
紧急停运试验。
模拟量输入信号检查：
极控模拟量输入信号检查；
直流侧保护模拟量输入信号检查；
交流侧保护模拟量输入信号检查。
初始化运行试验，金属回线运行：重复以上的试验内容。
2)功率反送试验项目为：
极起/停。
紧急停运试验。
无通信，紧急停运试验。
模拟量输入信号检查。
极控模拟量输入信号检查。
初始化运行试验，功率反送，金属回线。
重复以上的试验项目。
该类试验的目的是在功率正送和反送情况下，在不同接线方式下进行极起动/停运、控制系统手动切换、紧急停运、模拟量输入信号检查。在试验中特别要注意的是：检查保护的极性和定值配合；确认紧急停运功能，以便在调试过程中遇到紧急情况时能立即将直流系统闭锁，保证人身及设备安全。此类试验可以在低负荷下进行。
(2)功率正送/反送，保护跳闸试验。保护跳闸试验包括功率正送试验项目和功率反送试验项目。
1)功率正送试验项目为：
有通信，整流站模拟阀短路保护(VSC)跳闸；
有通信，整流站模拟阀直流差动保护跳闸；
有通信，整流站模拟直流极差动保护跳闸；
无通信，整流站模拟阀点火脉冲丢失保护跳闸；
无通信，整流站模拟直流极母线差动保护跳闸；
有通信，逆变站模拟阀短路保护(VSC)跳闸；
有通信，逆变站模拟平波电抗器气体检测保护跳闸；
有通信，逆变站模拟中性母线差动保护跳闸；
无通信，逆变站模拟阀丢失点火脉冲保护跳闸；
无通信，逆变站模拟直流过流保护(DC OCP)跳闸；
整流侧阀冷却系统故障起动跳闸；
逆变侧阀冷却系统故障起动跳闸；
整流侧直流滤波器保护跳闸；
逆变侧直流滤波器保护跳闸；
最后一台断路器跳闸-本站(逆变侧)；
最后一台断路器跳闸-线路对端站(逆变侧)。
2)功率反送试验项目为：
有通信，逆变侧模拟阀短路保护动作(VSC)跳闸；
有通信，逆变侧平波电抗器气体检测保护动作跳闸；
无通信，逆变侧平波电抗器气体检测保护动作跳闸；
最后一台断路器跳闸-本站(逆变侧)；
最后一台断路器跳闸-线路对端站(逆变侧)。
保护跳闸试验的目的是在直流功率正送和反送情况下，对直流系统保护功能、顺序控制功能进行验证，并通过换流器交流侧的通电与断电、换流器解锁与闭锁等物理过程，监测有无过电压、过电流现象以及监视设备的运行工况，验证各种直流控制模式和运行模式下系统起停过程的正确性和直流系统保护功能的正确性。
(3)稳态运行，功率正送。
1)系统监控功能试验项目：
有效系统电源故障；
模拟直流线路故障(仅在整流站)；
模拟主机CPU故障和检测主机CPU负载率试验。
2)数据总线故障。
3)控制总线故障。
此项试验的目的是检验直流系统的监控功能是否满足功能规范书的要求。
(4)稳态运行，联合电流控制，功率正送/反送。稳态运行，联合电流控制试验包括功率正送试验项目和功率反送试验项目。
1)功率正送试验项目为：
电流升/降及停止升/降；
电流升/降过程中控制系统切换；
主控站/从控站选择；
换流变抽头控制，手动改变抽头位置；
电流指令阶跃试验；
电压指令阶跃；
熄弧角(γ)阶跃；
控制模式转换，逆变器控制电流和电流指令阶跃。
2)功率反送试验项目为：
电流升/降及停止升/降；
在进行电流升/降过程中进行控制保护系统切换；
主控站/从控站选择；
电流指令阶跃；
电压指令阶跃；
熄弧角(γ)阶跃；
模式转换，逆变侧电流控制，电流指令阶跃。
以上试验项目在低功率运行时进行。除此以外，此类试验还包括以下大功率试验项目。
3)大功率运行，极电流控制试验项目为：
电流升/降；
分接头控制，手动调节分接头；
模式转换，逆变侧控制电流。
低功率运行、功率正送/反送、稳态运行、联合电流控制试验的目的是检验直流系统在电流控制模式下控制系统的性能和控制系统参数优化，包括电流升降、主控站转移、控制系统切换、换流变分接头控制、控制模式转换以及系统动态性能等控制性能的检验。
大功率运行，极电流控制试验的目的是检验直流系统在大功率运行时电流升/降、分接头控制，手动调节分接头和直流控制模式转换是否正常，直流系统是否有扰动，是对一次设备和二次控制保护设备考验。
(5)正常运行，联合功率控制，功率正送/反送。低功率正常运行，联合功率控制试验包括功率正送试验项目和功率反送试验项目。
1)功率正送试验项目为：
极起动/停运；
功率升/降；
在功率升降过程中，进行系统切换；
功率指令阶跃；
通信故障时，进行功率升/降试验；
模式转换，逆变侧控制电流；
转换到联合电流控制。
2)功率反送试验项目为：
功率升/降；
通信故障，功率升/降试验；
功率指令阶跃；
模式转换，逆变侧电流控制；
潮流反转。
低功率稳态运行、功率正送/反送、联合功率控制试验的目的是检验直流系统在功率控制模式下控制系统的性能，包括极起停、功率升降、控制系统切换、控制模式转换、系统动态性能以及自动潮流反转等控制性能的检验。
3)大功率运行，功率正送，联合功率控制试验项目为：极起动和极功率控制运行。此项试验的目的是检验极起停、直流系统在大功率运行时功率升降过程是否有扰动，是对一次设备和二次控制保护设备考验。
(6)低功率运行，功率正送/反送，通信故障时进行独立电流控制试验。正常运行、功率正送/反送、通信故障时进行单独电流控制试验包括功率正送试验项目和功率反送试验项目。
1)功率正送试验项目为：
极起动/停运；
紧急停运试验；
电流升/降；
在电流升降过程中，进行系统切换；
转换到联合控制/功率控制。
2)功率反送试验项目包括：
极起/停；
电流升/降；
转换到联合控制/功率控制。
低功率运行、功率正送/反送、通信故障时进行单独电流控制试验的目的是检验直流系统在通信故障、单独电流控制模式下控制保护系统的性能，包括极起停、紧急停运、电流升降、控制系统切换、控制模式转换等控制保护性能的检验。
3)大功率运行，功率控制，通信故障试验项目为：
功率升/降，无通信；
持续通信故障。
此项试验的目的是检验直流系统在大功率运行时，瞬时通信故障和持续通信故障，对功率升降过程和稳态运行是否有扰动。也是对二次设备控制性能和一次设备性能的考核。
(7)低功率，正常电压/降压运行，功率正送/反送。正常电压/降压运行，功率正送/反送试验包括功率正送试验项目和功率反送试验项目。
1)功率正送试验项目为：
手动和保护起动降压试验；
功率/电流升降；
变压器抽头控制，手动改变抽头位置；
功率指令阶跃；
通信故障；
转换到联合电流控制；
电流指令阶跃。
2)功率反送试验项目为：
手动降压和保护起动降压；
功率/电流升降；
功率指令阶跃；
转换到联合电流控制。
设计直流降压运行功能的原因是为了在直流线路绝缘子污秽情况下还能继续运行。降压运行可由直流线路故障处理顺序控制或由运行人员手动起动。
低功率正送/反送，正常电压/降压运行试验的目的是检验直流系统在降压运行方式下控制保护系统的性能，包括手动起动和保护起动降压、换流变分接头控制、直流功率/电流升降、控制模式转换、通信故障扰动以及系统动态性能等控制保护性能的检验。
3)大功率运行，全压/降压运行，功率正送试验项目为：手动和保护起动降压试验。
功率正送，正常电压/降压运行试验的目的是直流系统在大功率运行时，检验手动起动和保护起动降压控制保护性能以及系统以很高的速度降压对一次设备的冲击，有无出现过电压和过电流现象。
降压运行试验应能在站间有通信和站间无通信两种方式下进行。
(8)无功功率控制。无功功率控制试验分为低功率试验项目和大功率试验项目。低功率试验项目是验证无功功率控制性能。
1)低功率试验项目为：
手动投切滤波器；
滤波器需求；
滤波器切换；
无功控制；
电压控制。
大功率试验项目又分为功率正送、无功功率控制和功率反送、无功功率控制试验项目。这些试验的目的是验证直流系统在功率正送和反送情况下，无功功率和交流滤波器投切顺序是否满足功能规范书的要求。
2)大功率试验项目为：
无功功率控制，大地回线；
无功控制，金属回线；
无功控制，金属回线，降压运行；
电压控制，大地回线；
电压控制，金属回线；
电压控制，金属回线，降压运行。
3)无功功率控制，功率反送(大功率试验)试验项目为：
大地回线方式，无功功率控制；
金属回线方式，无功功率控制；
无功功率控制，金属回线并降压运行。
(9)大地/金属回线转换试验。大地/金属回线转换试验分为低功率试验项目和大功率试验项目。
低功率试验项目的目的是验证直流电流从接地极转换到金属回线以及从金属回线转换到接地极，直流系统是否运行正常，并检查金属回线转换开关(MRTB)及开关顺序操作是否正常、检验开关保护回路工作是否正常。
大功率试验项目的目的是除检查金属回线转换开关(MRTB)及开关顺序操作是否正常、检验开关保护回路工作是否正常外，主要是检验金属回线转换开关(MRTB)及其振荡回路遮断直流电流的能力，包括：大地/金属回线转换(低功率)；大地/金属回线转换(中功率)；金属回线，逆变站利用站内接地网接地运行试验；大地/金属回线转换(额定电流或额定功率)。
(10)丢失脉冲试验，功率正送/反送。丢失脉冲试验、功率正送/反送试验包括功率正送试验项目和功率反送试验项目。
1)功率正送试验项目为：
大地回线，逆变侧丢失单个脉冲；
大地回线，逆变侧丢失多个脉冲(大于5个)；
金属回线，逆变侧丢失单个脉冲；
金属回线，逆变侧丢失多个脉冲(大于5个)；
金属回线，整流侧丢失单个脉冲；
金属回线，整流侧丢失多个脉冲(大于5个)；
金属回线，逆变侧丢失多个脉冲(大于5个)，无通信；
金属回线，整流侧丢失多个脉冲(大于5个)，无通信。
2)功率反送试验项目为：
大地回线，逆变侧丢失单个脉冲；
大地回线，逆变侧丢失多个脉冲(大于5个)；
金属回线，逆变侧丢失单个脉冲；
金属回线，逆变侧丢失多个脉冲(大于5个)。
试验的目的是验证控制系统在触发脉冲故障期间的稳定性能，检查直流系统万一处于谐振或者接近基频谐振情况下，控制不会放大振荡。同时检查阀连续换相失败保护及基频、二次谐波保护能否正确动作，并检查是否有其它保护误动作跳闸，以及一次换相失败后直流系统恢复时间是否满足技术规范要求。
(11)扰动试验、功率正送/反送。扰动试验、功率正送/反送试验项目包括：
直流线路故障试验。
接地极线路故障。
直流线路故障试验，功率反送。
直流滤波器投切。
交流辅助电源切换。
直流辅助电源故障：
直流系统A 110V电源故障；
直流系统B 110V电源故障。
直流线路故障试验的目的是检验线路保护时序，观测暂时损失直流功率对交流系统的影响，同时根据技术规范书校验直流系统故障后恢复时间，校验直流线路故障定位仪。
模拟中性母线故障试验的目的是检验中性母线保护是否正确动作，监测中性母线有无过电压、过电流现象以及监视设备的运行工况。
失去冗余设备试验的目的是验证冗余元件的切换平稳，对直流功率传输无大的扰动。
接地极线路故障试验的目的是校验接地极引线保护的性能。
需要注意的是三常和三广直流工程设计了两个接地极线路保护功能，一个为接地极阻抗保护，它能保护接地极线路全长；另一个为接地极线路电流不平衡保护(接地极线路横差保护)，它能保护接地极线路全长的1/2~2/3。接地极线路故障试验的目的是检验这两个保护能否正确动作告警。
带电投切直流滤波器试验的目的是检验带电投切直流滤波器是否对直流系统运行有影响。
(12)直流系统附加控制试验。直流系统附加控制试验项目包括：
功率提升和功率回降试验；
模拟不正常的交流电压和频率控制；
模拟调制控制；
频率变化限定直流功率试验；
功率限定控制。
功率提升和功率回降试验的目的是检验直流系统能按预先设定的功率定值和升降速率改变传输功率，以便将来与系统安稳装置配合。
模拟异常的交流电压和频率变化控制试验的目的是检验直流系统输送功率可以对交流系统的电压和频率的异常变化作出响应。可以利用此功能来抑制交流系统可能的电压和频率变化。
模拟功率调制功能试验是检验直流系统对外接调制信号反应能力以及直流功率变化与调制信号变化的极性是否相对应。
频率变化限定直流功率试验的目的是检验频率限制控制是否能按设计要求来限制和阻尼可能的功率及频率摇摆。通过在极控制系统内模拟一个频率偏差信号进行频率限制控制试验。检查此稳定功能(增加或减小直流功率)与频率偏差的方向是否正确。
功率限定控制试验是来检验功率限定控制功能的，可以由运行人员对功率变化量和变化率的设定(激活/关闭功能，或者由外部信号激活(设定)、重新设定、优先权)来实现。应急运行的功率限定控制还不能由用户自己设定。一般在设计中功率限定控制功能时设定几个功率级别，一旦功率限制取消，功率传输会保持在原有的水平上，最低功率限制级别优先级高。当通信故障时，这些功能不能由逆变站发出，而在整流站既便没有通信功率上升/下降当然也可以。
(13)本地/远方控制转换和后备面盘上操作试验。本地/远方控制转换和后备面盘上操作试验项目包括：
1)本地/远方控制转换试验：
远方控制起/停试验；
远方控制单极功率升/降试验。
2)在后备面盘上操作：
起/停试验；
单极和双极功率升/降试验。
此项试验的目的是检验远方控制(调度中心)和备用面盘(PCP机柜)操作极起停、电流(功率)升降是否正常。
(14)热运行试验。热运行试验和过负荷试验项目包括：
1)在热运行试验过程中要进行测量的项目：
等效干扰电流(Ieq)检测；
交流谐波(THFF)检测；
无线电干扰测量；
可听噪声测量；
站辅助系统功率损耗测量；
接地极测试。
2)功率为1.00p.u热运行试验，大地回线，备用冷却不投运。
3)分接头控制，手动控制分接头变化。
4)功率为1.00p.u热运行试验，金属回线，备用冷却不投运。
5)功率固有过负荷、两小时过负荷和1.10p.u过负荷运行试验。
3.2单极系统调试测试项目
在系统调试中，需进行的主要测试项目有：
(1)直流系统运行状态量的测试。验证直流系统各种运行状况是否符合规范要求。
(2)交流系统运行状态量的测试。在各种直流调试工况下，对换流站交流侧关键量如交流电压、交流电流、有功及无功功率、频率等进行监测，观察直流系统对交流系统的影响。
(3)过电压测试，验证换流站及直流线路绝缘配合设计是否符合规范要求。
(4)交直流谐波测试，验证交直流谐波性能是否符合规范要求。
(5)噪音和电磁环境影响测试，验证环境影响是否符合规范要求。
(6)接地极测试，验证接地极电流分布、跨步电压、接触电压和接地极导体温度是否符合规范要求。
3.3双极系统调试项目
在进行双极低功率系统试验之前，两站相应单极试验应均已完成。
(1)初始化运行，功率正送/反送。初始化运行，功率正送/反送试验包括以下试验项目：
双极同时起/停，手动闭锁，功率正送；
整流侧手动紧急停运，功率正送；
逆变侧手动紧急停运，功率正送；
双极同时起/停，手动闭锁，功率反送；
整流侧手动紧急停运，功率反送；
逆变侧手动紧急停运，功率反送。
验证双极直流系统的起动和停运以及保护动作停运的功能。
此项试验的目的是在正常和无通讯时验证直流系统基本的起停功能，并对直流系统顺序控制功能进行验证，检查紧急停运功能，以便在调试过程中遇到紧急情况时能立即将直流系统闭锁，保证人身及设备安全。
此项试验在双极低功率运行情况下进行。
(2)极补偿，主控权转移，功率正送/反送。此项试验主要是验证在电流、功率控制方式下和有无通讯时直流系统可正常起/停和稳定运行，极功率补偿、极带电和接地极电流平衡等性能。
此项目可以一同验证(5)中接地极电流平衡性能。
(3)自动/手动控制，功率正送/反送。手动控制直流功率升降试验是验证直流双极运行方式下，直流功率和电流能否按照预先设定功率、电流定值以及变化率完成功率、电流升降。
自动控制直流功率升降试验的目的是检验直流双极运行方式下，直流功率和电流能否按照预先设定的功率变化曲线(包括预先设定值和变化率)变化。
此试验项目除了在双极低功率运行下进行外，还在双极大功率运行方式下进行。验证功率升降过程和稳态运行是否有扰动，也是对二次设备控制性能和一次设备性能的考核。
在进行试验时，手动控制功率升降已经在其它试验中完成，所以在此项目试验中只进行自动控制直流功率升降试验，考虑到该试验主要是验证直流控制系统的性能，所以可考虑只在双极低功率运行方式下进行此项试验。
(4)极跳闸，功率补偿，功率正送/反送。此项试验既包括双极低功率试验也包括双极大功率试验项目，试验的目的是验证直流双极稳态运行，一个单极紧急停运，直流功率应转移到另外一极，功率转换时间应满足技术规范要求的80ms。
考虑到该试验主要是验证直流控制系统的性能，所以可考虑只在双极低功率运行方式下进行此项试验。
(5)接地极平衡。此项试验的目的就是检验直流系统在双极运行方式下，接地极电流应当小于30A，同时检验在直流系统在双极运行方式下，两站利用站内接地网接地起停和运行是否正常。该项试验包括以下试验项目：接地极平衡试验；整流站和逆变站利用站内接地网接地起停试验。
接地极平衡试验与(2)一起完成。
根据整流站和逆变站的直流场开关配置和接地极的配置情况，在接地极检修期间可以利用换流站内接地开关接地来保持双极稳态运行。
(6)降压运行，功率正送/反送。此项试验既包括双极低功率试验也包括双极大功率试验项目，试验的目的主要是为了在直流线路绝缘子污秽情况下还能继续运行。降压运行可由保护起动或由运行人员手动起动。
降压运行试验检查双极降压运行特性。当直流系统在降压运行控制下，直流电压指令升降时，检查无功功率或交流电压控制动作情况。
直流系统大功率运行，降压运行试验项目如下：极1降压运行；极2降压运行。
双极低功率降压运行主要检验直流系统的控制保护性能是否满足技术规范书的要求。双极大功率降压运行，主要验证二次设备控制性能和一次设备性能，校验交流无功补偿设备的投切顺序，以及考核一极降压运行，另一极过负荷特性。
(7)潮流反转。试验的目的是检验双极潮流自动反转顺序的正确性，双极能够同时平滑地闭锁及自动再解锁，同时检查直流功率变化的平稳性及对交流系统的影响；验证无功元件的投切、分接头控制、无功功率和交流电压控制功能工作正确。
(8)扰动试验，功率正送/反送。扰动试验，功率正送/反送试验项目如下：
整流侧接地极线路故障；
逆变侧接地极线路故障；
模拟接地极线路开路，极跳闸试验；
双极直流线路接地故障试验；
交流线路故障。
接地极线路开路，极跳闸试验主要检验两个功能，一是直流系统双极运行，模拟直流接地极线路开路，站内接地开关NBGS能正确闭合；二是在站内接地开关NBGS接地状态下，双极起动，模拟单极故障跳闸，另一极也随之跳闸。
双极直流线路同时故障试验的目的是检验双极直流线路保护时序，观测暂时损失直流功率对交流系统的影响以及极与另一极之间的相互影响，同时根据技术规范书的要求校验故障后恢复时间，校验直流故障定位仪。
交流线路接地故障试验的目的主要是验证发生故障后，直流控制保护系统的响应情况，直流传输功率能否在规定的时间内平稳地恢复。同时可以考核交流系统故障时，交流系统继电保护动作性能，了解交流系统发生故障后整个交直流系统的运行稳定性。
(9)直流系统附加控制试验。双极运行，功率正送/反送，直流系统附加控制试验项目如下：
功率提升/功率回降；
模拟AC系统异常频率控制；
(模拟功率调制控制)模量信号附加控制功能试验。
双极运行，直流系统附加控制试验的目的与直流系统单极运行时相同，只是单极运行和双极运行的区别。
(10)本地/远端控制转换和后备面盘操作试验，功率正送/反送。双极运行，功率正送/反送，本地/远方控制转换和后备面盘操作试验项目如下：
1)本地/远方控制转换试验：
起/停试验；
双极功率升/降试验。
2)在后备面盘上操作：
起/停试验；
双极功率升/降试验。
双极运行，本地/远方控制转换和后备面盘操作试验的目的与直流系统单极运行时相同，只是单极运行和双极运行的区别。
(11)无功功率控制。双极运行，功率正送/反送，无功功率控制试验项目如下：
1)功率正送，无功功率控制：
Q-模式；
U-模式。
2)功率反送，无功功率控制：
Q-模式；
U-模式。
试验目的是检验直流系统在大功率运行情况下，无功功率和电压控制控制的性能以及滤波器的投切顺序。通过大负荷试验，验证了无功功率控制性能。
(12)额定功率热运行试验。
1)在热运行试验过程中要进行测量的项目：
Ieq检查；
THFF检查；
干扰测量；
可听噪声检查；
站辅助设备功率损耗测量。
2)热运行试验1：
双极热运行；
极1进行1.1p.u.过负荷；
极1固有过负荷；
极1进行3s、5s和10s过负荷。
3)热运行试验2：
双极热运行；
极2进行1.1p.u.过负荷；
极2固有过负荷；
极2进行3s、5s和10s过负荷。
4)降压运行，热运行试验。
检验双极额定功率热运行状态下设备的输电能力，包括直流输送额定负荷、降压运行和直流系统过负荷能力。
此项试验维持大负荷时间较长，考验设备温升，检验整个直流系统的通流能力；检查整个直流系统的稳态参数(Ud、Id、Pd、Q、α、β、换流变抽头位置、交流滤波器投入组数等)，检查阀冷却水、主要设备和母线接点的温度，同时在这个试验期间应同时进行交直流谐波测量；可听噪声测量，电磁干扰试验。检验其是否满足规范要求。
在热运行试验前后，应对换流变、平波电抗器(油浸式)及其套管(充油型)中的油进行色谱分析，监测乙炔等气体含量的变化。
3.4双极系统调试测试项目
系统调试测试项目可以结合上述系统调试项目或者系统调试后进行。需进行的主要测试项目有：
(1)直流系统运行状态量的测试，验证直流系统运行状况是否符合规范要求。
(2)交流系统运行状态量的测试，对交流系统的运行性能进行检验。
(3)过电压测试，验证换流站绝缘配合设计是否符合规范要求。
(4)谐波测试，验证谐波性能是否符合规范要求。
(5)电磁环境和噪声测试，验证电磁环境影响是否符合规范要求。
4.现场系统调试小结
4.1系统调试完成情况
三沪直流系统调试完成了全部直流系统极I、极II和双极低功率和大功率试验计划项目238项，所有试验项目均满足技术规范书要求。
4.2三沪直流工程系统调试小结
(1)系统调试情况
三峡至上海直流输电工程系统调试按计划完成所有试验项目238项。其中：
极1低功率试验项目86项；
极2低功率试验项目51项；
双极低功率试验项目31项；
交、直流系统接地故障试验项目17项；
直流输电系统大负荷试验项目47项；
直流线路开路试验项目5项；
不带电跳闸试验1项。
(2)第一阶段调试情况及小结
1)本阶段完成部分极1、极2和双极系统调试的初始化运行试验项目，直流系统极1、极2和双极的基本控制保护功能得到了验证，超额完成原计划系统调试试验项目。
2)共计完成调试项目49项。试验项目包括大地/金属回线下，功率正送，初始运行试验；金属回线下，功率正送，X、Y、Z保护跳闸试验；功率正送，联合电流控制试验；功率正送，联合功率控制试验。
(3)第二阶段调试情况及小结
按照调试计划安排，第二阶段基本完成了极1、极2和双极系统调试项目。
1)本阶段完成低功率试验项目127项。
2)完成大功试验项目47项；进行谐波、可听噪声、接地极、站辅助系统功率损耗等测试。三沪直流系统调试首次完成了短时过负荷试验，验证了直流系统的短时过负荷功能。
3)完成系统调试补充余留试验15项。
以上所有调试试验结果表明：极1、极2以及双极直流系统的控制保护功能均得到了验证，所有调试项目均已满足工程技术规范书的要求，可以投入试运行。
Claims (8)
1、高压直流输电工程的调试分为四个阶段，第一阶段为设备调试，第二阶段为分系统调试，第三阶段为换流站系统调试，第四阶段为端对端系统调试。在四项工作中设备调试是分系统调试的基础，分系统调试是站系统调试的基础，站系统调试是系统试验的基础，高压直流输电工程的系统调试工作既检验前三项工作的效果，也是系统投运前最后一次把关试验。目的是力求在系统投运前通过调试对设备和整个工程进行全面检验，消除所有不安全因素，保证工程安全可靠地投入运行。本发明高压直流输电工程系统调试方法包括以下步骤：
1)系统计算分析；
2)系统模拟试验；
3)系统调试方案、调度方案和测试方案的制定；
4)实际系统的现场调试；
5)系统调试总结。
2、如权利要求1所述的高压直流输电工程的系统调试方法，其中系统计算分析的内容是：
1)计算分析资料的收集和整理：生成供系统调试计算分析用的各项数据文件；
2)系统调试用运行方式的计算分析：针对系统调试时的运行水平年，研究和提出系统调试时应考虑和采用的各种典型运行方式及其潮流分布；
3)系统调试项目的计算分析：对拟进行的系统调试项目作计算分析，以能够了解调试项目对系统运行和设备安全的影响，为系统调试项目的确定提供技术依据；
4)系统调试方式下的安全稳定计算分析及防范事故措施研究：针对系统调试时拟考虑的各种典型运行方式，通过安全稳定计算分析，找出系统中存在的薄弱环节和事故隐患；并从确保系统调试时的安全稳定性出发，研究各项安全稳定措施及其协调配合，制订出各调试项目应配备的安全稳定措施方案；
5)对直流输电系统动态特性和控制保护特性的计算分析：针对系统调试时拟采用的各种典型运行方式，通过计算分析全面了解和掌握该直流输电系统动态特性，提出系统调试时对直流控制、保护和通信系统的要求，以确保系统调试的安全可靠性。
3、如权利要求2所述的高压直流输电工程的系统调试方法，其中对直流输电系统动态特性的计算分析是安装如下方法进行的：
研究工具：利用电磁暂态软件PSCAD/EMTDC程序，建立在该程序上的较为详细的直流控制模型，对在工程系统调试中的交流系统环境下的直流的动态性能及交直流间的相互影响进行研究。
研究内容：
a)阶跃响应试验：应能将直流功率、直流电压、直流电流及换流器触发角等被控量保持在直流稳态值范围之内，还应能将暂态过电流及暂态过电压都限制在设备容许的范围之内，并保证在交流系统或直流系统故障后，能在规定的响应时间内平稳地恢复送电；
b)交流系统故障试验：交流系统故障后直流输送功率应恢复到故障前功率水平的90％的时间应满足合同技术规范书要求，对于整流侧所有的交流系统故障，从故障清除时刻算起应在100ms内恢复到故障前直流传输功率水平的90％，对于逆变侧所有的交流系统故障，从故障清除时刻算起应在120ms内恢复到故障前直流传输功率水平的90％。
一般交流系统正常运行及小扰动引起母线电压波动很小时，对换相电压影响也很小，基本不影响直流输送的功率；
c)直流线路故障试验：直流线路发生短路接地故障时，直流线路保护通过直流线路保护(行波、突变量和低电压)和直流线路纵差保护检测故障。当检测到故障时，向电流控制器发出“暂停”指令，以使整流器进入完全逆变运行；通过这种方式整流站和逆变站都使直流线路放电，并防止整流器提供故障电流。在一定的去游离时间之后，进行再启动尝试，以使输入线路的能量最小。如果故障已经清除，再启动逻辑将监测直流电压的建立，并继续再启动，恢复传输功率。再启动尝试的次数是预先定好的。
在绝缘出现问题时(如绝缘子污染)，为维持电压应力在较低水平，采取降压再启动。
d)直流单极停运。在单极大地/金属回线方式下，直流正送/反送额定功率的情况下，单极紧急停运，由于两站的无功补偿设备不能马上切除，在换流母线上会出现短时电压升高，中性母线电压也有升高。
e)在双极运行方式下的研究涉及双极同时启动和停运；一极直流线路故障，对另一极的影响；一极紧急停运，对另一极的影响等方面的研究均应满足直流工程技术规范的要求。
4、如权利要求2所述的高压直流输电工程的系统调试方法，其中系统电磁暂态性能的计算分析是按以下方法进行的：
A、电磁暂态过电压计算
计算内容：
交流母线单相接地引起的过电压；
换流阀丢失脉冲引起的过电压；
直流线路故障引起的过电压；
换流站直流侧停运引起的过电压；
逆变站甩负荷引起的过电压；
单极大地金属回线转换引起的过电压。
计算结果：
a)当换流站两侧交流系统发生单相接地情况下，设备的过电压水平和避雷器能耗应在可接受范围内。
b)换流阀连续丢失100ms触发脉冲情况下，所有设备的过电压水平应在允许范围内，所有避雷器能耗应在可接受范围内。
c)直流线路上发生对地短路故障情况下，所有避雷器能耗均应在可接受范围内，所有设备的过电压水平在允许范围内；
d)直流紧急停运时，所有避雷器能耗均应在可接受范围内，所有设备的过电压水平在允许范围内；
e)直流输电系统中发生逆变站甩全部交流负荷时，所有设备的过电压和避雷器能耗均应在允许范围内；
f)单极大地金属回线转换过程中产生的过电压幅值以及避雷器的能耗均应在允许的范围内。
5、如权利要求1所述的高压直流输电工程的系统调试方法，其中系统模拟试验的内容是：
1)起停试验；
a.正常解锁起动，必须解决好快速通过直流电流间断区与起动冲击的矛盾，才能保证起动过程功率上升平稳。
b.在通信故障情况下，非故障站应能根据直流电压或电流的变化设置保护将自己闭锁；避免因没有对站闭锁信息而不能闭锁。双极运行先后起停，除了通信故障情况外，先起动的极和后闭锁的极能补偿另一极变化的功率。
c.逆变站手动紧急停运，在通信正常时，逆变站和整流站闭锁时序应正常，直流电流冲击满足技术规范要求；
2)稳态试验：两端换流站的分接头控制，保证直流系统不同的稳定运行工况，整流器的触发角，直流电压或逆变器的关断角在设置的范围内。；
3)换流器故障试验：不论交流系统大方式还是交流系统小方式，阀短路保护在发生阀短路故障时均应能够正确动作。；
4)换相失败故障试验
在换相失败故障开始阶段，直流短路、直流电流突增，满足直流大于交流的换相失败保护判据，如果换相失败故障一直持续发生，经过一定的时间之后，控制系统将直流电流调节至0，并维持一段时间，由于换相失败故障在一个交流周期内，只有当上下同一串上的阀同时导通，才会出现直流大于交流的现象，因此，在电流较低的此段时间内，如果故障持续存在，而保护判据则是间歇满足，所以，直流输电工程控制保护软件中在保护判据后加有几十毫秒的延时，确保能够捕捉到连续的换相失败故障。
5)逆变侧交流系统单相接地故障：在直流最小功率和额定功率情况下，不论考虑0.7s还是1s单相重合闸时间，系统最终均应能够恢复至稳定运行。
6)双极中性母线故障：对于单极运行方式和双极运行方式均应进行试验，双极中性母线保护应能够在双极中性母线发生故障时正确动作。
7)中性母线区域故障试验：在最小和最大电流时，中性母线发生接地故障均应能够正确动作。
8)直流过压/欠压故障：过压故障通过制造直流线路开路形成过压故障，欠压故障闭锁直流线路保护后制造直流线路接地故障形成欠压故障。对于过压故障和欠压故障相应的直流过压保护(DCOVP)和欠压保护(UVP)正确动作。
9)直流线路故障：直流线路故障将引起整流站交流母线电压暂时下降，如果交流系统较弱或缺乏无功功率，这个影响会更大。这个电压下降会影响到正常运行极，产生直流电压和电流波动，但波动幅度不大。
10)接地极线开路故障：在接地极线上制造过负荷故障，检验接地极线过负荷保护动作的正确性以及保护之间的配合。
6、如权利要求1所述的高压直流输电工程的系统调试方法，其中单极系统调试项目主要包括：
(1)低功率系统调试项目
1)各种系统接线方式下的起动/停运试验：确认系统起动/停运功能正常，以保证系统试验的安全进行。
2)保护跳闸试验：确认系统保护跳闸动作正常，以保证系统和设备的安全。
3)稳态性能以及运行、控制模式试验：确认各种运行、控制模式的功能及其转换正常。
4)直流接线方式转换：对单极大地回线/金属回线转换等功能进行试验。
5)控制器参数优化试验：通过阶跃试验的方法，对控制器参数进行检验。
6)无功功率控制试验：检验换流站无功功率控制性能是否满足规范要求。
7)换流器丢失触发脉冲/换相失败试验：检验直流控制保护系统的抗扰动性能是否满足规范要求。
8)直流线路故障试验：检验直流线路保护性能、故障再起动顺序以及故障定位设备精度是否满足规范要求。
9)交流系统故障试验：检验交流系统故障对直流系统运行的影响以及故障后直流系统恢复运行性能是否满足技术规范要求。
10)失去辅助电源、冗余设备和通信联络试验：确认这些装置与设备的动作和切换等功能均应正常，为直流系统的大负荷试验作好准备。
11)与直流系统功率调制功能有关的试验：检验直流功率的分级提升与回降功能和直流功率调制对增强系统阻尼的作用。
(2)大功率系统调试项目
1)系统起动/停运试验：确认在传输大功率时，系统起动/停运功能正常，以保证系统试验的安全进行。
2)态性能以及运行、控制模式转换试验：确认在传输大功率时，各种运行、控制模式的功能及其转换正常。
包括：直流接线方式转换：对单极大地回线/金属回线转换等功能进行试验；
大功率及过负荷试验：考验设备温升，检验整个直流系统的通流能力。接地极试验、谐波、噪声和无线电干扰等测试也可以安排在此时进行。
无功功率控制试验：检验换流站无功功率控制性能是否满足规范要求。
7、如权利要求1所述的高压直流输电工程的系统调试方法，其中双极系统调试主要项目包括：
1)直流系统起停试验
验证双极直流系统正常和无通讯时的起动和停运以及保护动作停运的功能。
2)控制系统参数校核试验
以一极定电流，另一极定功率对单极控制系统参数优化结果进行校核。
3)功率控制试验
验证在功率控制方式下直流系统可正常起动和稳定运行。
4)运行方式转换试验
验证双极运行时的功率反转功能。
5)换相失败和丢失脉冲保护试验
校核在不同运行方式下，整流器和逆变器丢失点火脉冲引起的扰动期间控制系统的稳定性，检查控制和保护系统的功能。
6)直流线路故障试验
考核在双极运行时直流线路发生故障，线路保护和控制系统的功能，以及直流线路故障定位仪的性能。
7)无功功率控制试验
验证双极运行时无功功率控制和交流电压控制的功能。
8)输送功率及过负荷试验
考核直流输送额定功率、最小功率、降压运行的稳态运行性能，以及各种过负荷的能力。
8、一种高压直流输电工程的系统调试和投入运行的整套方法，包括：
(1)编写系统调试大纲
根据权利要求1所述的高压直流输电工程的系统调试方法，结合具体高压直流输电工程直流主回路、二次控制保护设备以及交流设备设计结构和性能，确定直流输电工程的系统调试内容和方法的框架；根据系统调试的框架内容，编写系统调试大纲，确定系统调试时的组织机构；确定工程系统调试所需要收集的直流输电工程直流一次、二次设备性能资料、技术参数，系统调试时电网系统的数据资料、运行方式、网络参数、发电机及控制系统模型和参数、系统继电保护和安全稳定装置配置及投运情况，进行系统调试前研究工作做好准备。
(2)进行系统计算分析和仿真模拟试验
包括：a)系统计算分析：根据工程系统调试用运行方式，进行系统分析计算和电磁暂态过电压计算分析，制定直流工程系统调试安全稳定措施；进行系统调试运行方式下的直流输电系统动态特性和控制保护特性的计算分析，对直流系统控制保护特性和参数进行校核；对系统调试方式下的直流系统电磁暂态性能进行分析计算，提出系统调试方式下的直流系统过电压水平。提交系统分析计算报告、直流输电系统动态特性和控制保护特性的计算分析报告和直流系统电磁暂态性能分析报告；
b)仿真试验：利用仿真试验装置进行模拟仿真试验，对直流工程控制保护性能进行仿真试验研究，对直流工程控制保护参数进行校核，根据仿真试验研究结果，对直流工程控制保护性能和参数设定提出建议，对直流工程调试现场无法进行的试验进行仿真试验研究。提交直流输电系统模拟仿真试验报告。
(3)系统调试方案的制定和系统调试试验计划的制定
根据直流工程现场换流站一次和二次设备性能的具体情况，与计算分析和模拟试验相结合，并充分了解和掌握现场的具体条件，制定编写工程系统调试方案。系统调试方案分为系统低功率试验项目和大功率试验项目，低功率试验项目主要考核直流系统的控制保护以及其他一些辅助性能，大功率试验项目主要考核直流系统一次和二次设备性能。
系统调试项目计划安排。借鉴以往直流工程系统调试的经验，考虑到直流输电工程的实际情况，在考虑到直流工程各个环节均能得到有效验证的前提下，对系统调试项目进行科学优化组合，从而保证了工程按期投运。工程系统调试结果证明，优化组合后的试验项目完全满足系统调试所要达到的目的。
(4)现场监督换流站调试工作
对现场直流输电工程换流站系统调试工作进行技术监督，对试验结果进行审核和技术把关，从技术上保证站调试工作的顺利进行，为系统调试的顺利进行创造良好的技术条件。
(5)在现场组织实施系统调试试验
组织直流工程现场系统调试试验；现场调试试验项目的跟踪计算分析；对调试试验结果进行分析；解决试验中出现的各种技术问题，对直流输电工程设备技术性能给出评价。
(6)直流输电工程的试运行
在直流工程系统调试完成以后，协助业主编写直流系统试运行方案，为业主提供直流系统试运行技术服务，协助工程业主对试运行阶段出现的问题进行分析，解决试运行期间出现的问题。
(7)系统调试总结
对现场调试资料进行整理、归档；对系统调试结果进行分析、归纳；编写系统调试技术报告，对调试结果和结论进行分析研究，给出系统调试结论。
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