GB/T 25843-2017 ±800 kV 特高压直流输电控制与保护设备技术要求

　　ICS 29 . 240 . 0 1 K 45

　　中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准

　　GB/T 25843—2017

　　代替 GB/Z 25843—2010

　　± 800 kv特高压直流输电控制与

　　保护设备技术要求

　　Technicalrequirementsofcontrolandprotectionequipmentof

　　± 800 kv ultrahighvoltagedirectcurrenttransmission

　　2017-12-29 发布 2018-07-01 实施

　　中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中 国 国 家 标 准 化 管 理 委 员 会

　　发

　　布

　　GB/T 25843—20 17

　　GB/T 25843—20 17

　　前 言

　　本标准按照 GB/T 1 . 1—2009 给出的规则起草。

　　本标准 代 替 GB/Z 25843—2010《 ± 800 kV 特 高 压 直 流 输 电 控 制 与 保 护 设 备 技 术 导 则》，与GB/Z 25843—2010 相比主要技术变化如下：

　　— 标准名称变为《±800 kV特高压直流输电控制与保护设备技术要求》;

　　— 修改了控制与保护设备的工厂试验的分类;

　　— 修改了直流系统保护设备保护分区以及功能配置;

　　— 增加了特高压换流站二次系统与阀冷二次系统和阀基电子设备的接口设计要求;

　　— 增加了阀冷系统对直流控制的特殊功能要求;

　　— 增加了第 7 章标签、使用说明书以及第 8 章包装、运输、贮存内容。

　　本标准由中国电器工业协会提出。

　　本标准由全国量度继电器和保护设备标准化技术委员会(SAC/TC 154)归口 。

　　本标准起草单位：南方电网科学研究院有限责任公司、许继电气股份有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、南方电网电力调度控制中心、北京四方继保自动化股份有限公司、许昌开普电气研究院、中国电力科学研究院、国网北京经济技术研究院、中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司、中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司、中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司、中国南方电网有限责任公司超高压输电公司检修试验中心、中国南方电网有限责任公司超高压输电公司广州局、西安西电电力系统有限公司。

　　本标准主要起草人：黎小林、张爱玲、王俊生、李岩、余江、秦红霞、李志勇、谢国平、石岩、张巧玲、杨慧霞、施世鸿、牟小松、王振、梁秉岗、熊家祚、李明、陈怡静。

　　本标准所代替标准的历次版本发布情况为：

　　—GB/Z 25843—2010 。

　　GB/T 25843—20 17

　　± 800 kv特高压直流输电控制与

　　保护设备技术要求

　　1 范围

　　本标准规定了±800 kV特高压直流输电控制与保护设备( 以下简称控制保护设备)的技术要求。

　　本标准适用于± 800 kV 每站一个极由两个 12 脉动换流器串联结构的直流输电系统控制保护设备 。其他电压等级和不同主回路结构的直流输电系统控制保护设备可参照执行。

　　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 9969 工业产品使用说明书 总则

　　GB/T 11287—2000 电气继电器 第 21 部分：量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验 第 1 篇：振动试验(正弦)

　　GB/T 13498 高压直流输电术语

　　GB/T 13729 远动终端设备

　　GB/T 13730—2002 地区电网调度自动化系统

　　GB/T 14537—1993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验

　　GB/T 14598 . 2—2011 量度继电器和保护装置 第 1 部分：通用要求

　　GB/T 14598 . 24 量度继电器和保护装置 第 24 部分：电力系统暂态数据交换(COMTRADE) 通用格式

　　GB/T 14598 . 26—2015 量度继电器和保护装置 第 26 部分：电磁兼容要求

　　GB/T 14598 . 27—2008 量度继电器和保护装置 第 27 部分：产品安全要求

　　GB/T 17626 . 9—2011 电磁兼容 试验和测量技术 脉冲磁场抗扰度试验

　　GB/T 17626 . 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/T

　　GB/T

　　18700(所有部分)

　　20840 . 8 互感器

　　远动设备及系统

　　第 8 部分：电子式电流互感器

　　GB/T 22390 . 5 高压直流输电系统控制与保护设备 第 5 部分：直流线路故障定位装置

　　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/T 553 电力系统故障动态记录技术准则

　　GB/T 25843—20 17

　　DL/T 634 . 5104 远动设备及系统 第 5-104 部分：传输规约 采用标准传输协议子集的 IEC 60870-5-101 网络访问

　　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套标准DL/T 860(所有部分) 变电站通信网络与系统

　　DL/T 5460 换流站站用电设计技术规定

　　DL/T 5499 换流站二次系统设计技术规程

　　IEEE 802 . 3 信息技术标准 系统间的远方通信和信息交换 局域网和城域网 特殊要求 第 3

　　部分：载波监听多路访问/冲突检测(CSMA/CD) (Standard for Information Technology—Telecommu- nications and Information Exchange Between Systems—Local and Metropolitan Area Networks—Spe- cific Requirements—Part 3 : Carrier Sense Multiple Access with Collision Detection (CSMA/CD) Ac- cess Method and Physical Layer)

　　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(Information tech- nology—Portable operating system interface (POSIX)—Volume 1 : Base definitions)

　　3 术语和定义

　　GB/T 13498 界定的术语和定义适用于本文件。

　　4 通用要求

　　4 . 1 环境条件

　　4 . 1 . 1 正常工作大气条件

　　正常工作大气条件如下：

　　a) 环境温度：- 10 ℃ ~+55 ℃ ;

　　b) 大气压力：80 kPa~110 kPa;

　　c) 相对湿度：5%~95%(内部既不应凝露，也不应结冰)。

　　4 . 1 . 2 试验的标准大气条件

　　试验的标准大气条件如下：

　　a) 环境温度：+15 ℃ ~+35 ℃ ;

　　b) 大气压力：86 kPa~106 kPa;

　　c) 相对湿度：45%~75%。

　　4 . 1 . 3 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，设备应有防爆措施。

　　使用环境应有防御雨、雪、风、沙的设施。

　　场地安全要求应符合 GB/T 9361—2011 中 B类的规定，接地应符合 GB/T 2887—2011 中 5 . 8 的规定。

　　GB/T 25843—20 17

　　4 . 2 电源

　　4 . 2 . 1 交流电源

　　交流电源要求如下：

　　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% 。

　　4 . 2 . 2 直流电源

　　直流电源要求如下：

　　a) 额定电压：220 V、110 V,允许偏差 -20%~+15% ;

　　b ) 纹波系数：不大于 5% 。

　　4 . 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。

　　4 . 4 绝缘性能

　　4 . 4 . 1 绝缘电阻

　　4 . 4 . 1 . 1 试验部位

　　试验部位如下：

　　a) 各电路对外露的导电件(相同电压等级的电路互联);

　　b ) 各独立电路之间(每一独立电路的端子互联)。

　　4 . 4 . 1 . 2 绝缘电阻测量

　　额定绝缘电压高于 63 V 时，用开路电压为 500 V(额定绝缘电压小于或等于 63 V 时，用开路电压为 250 V)的测试仪器测定其绝缘电阻值不应小于 100 MΩ。

　　4 . 4 . 2 介质强度

　　具体的被试电路及介质强度试验值见表 1,也可采用直流试验电压，其值应为规定的工频试验电压的 1 . 4 倍 。

　　表 1 试验电压 单位为伏

　　GB/T 25843—20 17

　　表 1(续) 单位为伏

　　上述部位应能承受频率为 50 Hz 的工频耐压试验，历时 1 min,设备各部位不应出现绝缘击穿或闪络现象。

　　作出厂试验时，允许试验历时缩短为 1 s,但此时试验电压值应提高 10%。

　　4 . 4 . 3 冲击电压

　　4 . 4 . 3 . 1 试验部位

　　试验部位如下：

　　a) 各电路对外露的导电件(相同电压等级的电路互联);

　　b ) 各独立电路之间(每一独立电路的端子互联)。

　　4 . 4 . 3 . 2 冲击电压试验值

　　上述部位应能承受标准雷电波 1 . 2/50 μs 的短时冲击电压试验，试验电压的峰值为 1 kV(额定绝缘电压 ≤63 V)或 5 kV(额定绝缘电压 >63 V) 。

　　4 . 4 . 3 . 3 结果判定

　　承受冲击电压试验后，设备主要性能指标应符合企业产品标准规定的出厂试验项 目要求。 试验过程中，允许出现不导致绝缘损坏的闪络，如果出现闪络，则应复查绝缘电阻及介质强度，此时介质强度试验电压值为规定值的 75%。

　　4 . 5 气候环境耐受性能

　　设备的耐高低温及耐湿热性能应符合 GB/T 14598 . 2—2011 中 6 . 12 . 3 的规定。

　　4 . 6 机械性能

　　4 . 6 . 1 振动(正弦)

　　4 . 6 . 1 . 1 振动响应

　　设备应具有承受 GB/T 11287—2000 中 3 . 2 . 1 规定的严酷等级为 1 级的振动响应能力。

　　4 . 6 . 1 . 2 振动耐久

　　设备应具有承受 GB/T 11287—2000 中 3 . 2 . 2 规定的严酷等级为 1 级的振动耐久能力。

　　4 . 6 . 2 冲击

　　4 . 6 . 2 . 1 冲击响应

　　设备应具有承受 GB/T 14537—1993 中 4 . 2 . 1 规定的严酷等级为 1 级的冲击响应能力。

　　GB/T 25843—20 17

　　4 . 6 . 2 . 2 冲击耐受

　　设备应具有承受 GB/T 14537—1993 中 4 . 2 . 2 规定的严酷等级为 1 级的冲击耐受能力。

　　4 . 6 . 3 碰撞

　　设备应具有承受 GB/T 14537—1993 中 4 . 3 规定的严酷等级为 1 级的碰撞能力。

　　4 . 7 电磁兼容要求

　　4 . 7 . 1 抗扰度要求

　　4 . 7 . 1 . 1 外壳端口抗扰度要求

　　设备外壳端口抗扰度要求见表 2 。

　　表 2 外壳端口抗扰度

　　4 . 7 . 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 3 。

　　表 3 辅助电源端口抗扰度

　　GB/T 25843—20 17

　　表 3(续)

　　4 . 7 . 1 . 3 通信端口抗扰度要求

　　通信端口抗扰度要求应见表 4 。

　　表 4 通信端口抗扰度

　　4 . 7 . 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 5 。

　　GB/T 25843—20 17

　　表 5 输入和输出端口抗扰度

　　4 . 7 . 1 . 5 功能地端口抗扰度要求

　　功能地端口抗扰度要求见表 6 。

　　表 6 功能地端口抗扰度

　　4 . 7 . 2 电磁发射试验

　　外壳端口应符合 GB/T 14598 . 26—2015 中 5 . 1 规定的辐射发射限值(见表 7),辅助电源端口应符合 GB/T 14598 . 26—2015 中 5 . 2 规定的传导发射限值(见表8);按表 7 和表 8 规定的电磁发射限值和有关规定评定试验结果。

　　表 7 辐射发射限值

　　GB/T 25843—20 17

　　表 8 传导发射限值

　　4 . 8 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，并实现可靠的机械和电气连接。

　　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。

　　4 . 9 安全要求

　　4 . 9 . 1 外壳防护(IP代码)

　　设备应有外壳防护，防护等级为 GB/T 4208—2017 规定的 IP20 或 IP50(有要求时)。

　　4 . 9 . 2 电击防护

　　设备的电击防护应符合 GB/T 14598 . 27—2008 中 5 . 1 的规定。

　　5 控制保护设备

　　5 . 1 总则

　　5 . 1 . 1 一般要求

　　为适应特高压直流输电系统灵活的运行方式并保证系统的安全稳定运行，直流输电控制保护系统的总体结构、功能配置和总体性能应与工程的主回路结构、运行方式和系统要求相适应，并满足系统灵活性、可靠性等要求。 控制保护系统应设计为分层分布式结构，实现直流输电系统所要求的监视、控制与保护等功能。

　　5 . 1 . 2 可靠性、安全性、可维护性要求

　　控制设备应采用双重化加切换逻辑的冗余结构，保护设备应采用双重化或三重化冗余结构。 各套控制保护设备软件硬件结构和功能相同，相互独立。 设备构成控制保护系统时，还应配置独立的测量回路、电源回路、信号输入输出回路和通信回路。 冗余控制保护设备的任意一重设备因故障、检修或其他原因退出运行时，应不影响整个高压直流输电系统的正常运行。

　　控制保护设备应采用网络加密与隔离等措施，阻止外部信号和指令的入侵，确保控制保护设备网络的安全，具备防病毒以及网络风暴的能力。

　　控制保护设备的机箱、机柜以及电缆屏蔽层均应可靠接地。 控制保护设备各子系统之间以及和其他设备之间的接口和通信连接应具有电气隔离措施。

　　GB/T 25843—20 17

　　提供用于测试所有控制系统所需的试验手段，不增加其他设备运行的危险性。

　　控制保护软件应提供软件版本管理功能。

　　5 . 1 . 3 可扩展性要求

　　直流控制保护设备的软硬件宜采用模块化设计，具备开放式的结构和良好的可扩展性能。

　　5 . 1 . 4 自诊断要求

　　控制保护设备应具备全面的自诊断功能，覆盖设备的主机、电源、测量回路、输入输出回路、通信回路等所有硬件和软件模块，并提供足够的信息以便故障分类和定位。

　　控制保护设备的 自诊断功能应能及时检测到处于运行状态的控制设备的故障，并通过切换逻辑把控制权切换到热备用的控制设备。 切换过程应该是自动的和平滑的，不应对直流系统的运行产生扰动。

　　5 . 1 . 5 软硬件平台的基本要求

　　控制保护设备应采用成熟的标准工业控制平台构建，该平台的抗干扰能力、计算能力、运行稳定性、接口多样性、检修便利性等各项性能指标应全面满足直流工程具体要求，并具有适当的开放性，基本要求如下：

　　a) 直流控制保护设备的硬件软件平台，宜采用实时多任务架构，支持处理器并行处理和多优先级循环任务的运行，满足直流输电系统对控制保护系统总体处理能力和响应速度的要求;

　　b ) 软件平台应提供图形化工程开发工具和包含经过验证的各种软件功能块，开发工具具备控制保护设备的硬件配置、应用软件开发和在线调试等功能，以方便直流控制保护设备的开发和运行维护;

　　c) 硬件平台应有满足直流输电系统应用需要的各种接口，如模拟式和数字式测量系统接口 、开关量输入/输出接口、支持标准通信规约的高速网络及总线接口 。根据具体工程的需要构成合理的控制保护系统结构，并在换流站内部、站间以及与远方调度/控制中心之间实现可靠的数据传输，传输时延应满足具体工程控制和保护系统的功能要求。 控制保护装置应在 I/O 端和主机端具备对时接口 。

　　5 . 2 直流控制保护系统的设备构成和总体结构

　　5 . 2 . 1 直流控制保护系统的设备构成

　　直流控制保护系统由核心控制保护和换流站辅助二次设备两大类设备构成。 核心控制保护设备主要包括远动通信系统、运行人员控制系统、交直流站控系统、直流极控系统、换流器控制系统以及直流系统保护等。 换流站辅助二次设备主要包括交直流故障录波设备、直流线路故障定位装置、接地极引线监视系统、时钟同步设备、谐波监视设备、换流阀冷却设备控制保护系统、保护及故障录波信息管理子站、网络安全装置、选相合闸装置等。

　　5 . 2 . 2 直流控制保护系统的分层结构

　　5 . 2 . 2 . 1 分层配置要求

　　总体结构分为远方监控通信层、运行人员控制层、控制保护设备层、现场 I/O 设备层等四层设备。各分层之间以及同一分层的不同设备之间通过标准接口及总线相连，构成完整的控制保护系统。

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　　5 . 2 . 2 . 2 远方监控通信层设备

　　远方监控通信层设备主要由远动工作站、远动 LAN 网等组成，其作用是将直流系统的运行参数和换流站控制保护系统的相关信息通过通信通道接入远方监控中心，同时将监控中心的操作指令传送到

　　换流站控制保护系统。

　　5 . 2 . 2 . 3 运行人员控制层设备

　　运行人员控制层设备由系统服务器、工作站、站局域网设备、网络安全设备和网络打印机等构成。该层设备应为运行人员提供控制操作的界面，并实现换流站主设备和系统运行数据的采集和存储、事件顺序记录和报警等运行监视功能。 另外，运行人员控制系统还应具备全站主时钟系统网络对时报文的接收和下发功能。 根据工程需要，在运行人员控制层设备中可配置文档管理和运行人员培训功能，也可将此功能单独配置。

　　5 . 2 . 2 . 4 控制保护层设备

　　控制保护层的设备应能实现直流输电系统运行所需要的各种控制保护功能，设备的配置和功能分配应与直流系统的主回路结构相适应。 根据工程的规模和运行管理需要，控制和保护功能宜配置各自独立的控制设备和保护设备，也可集成为一套设备。 通常控制保护层设备包括换流器控制、极控、双极控制、交流站控、直流站控、直流系统保护，以及这些设备所需的测量系统接口设备等。

　　5 . 2 . 2 . 5 现场 I/o层设备

　　现场 I/O层设备主要由分布式 I/O单元(测控装置)构成，应能实现与换流站交直流一次设备的接口，完成对设备状态和系统运行数据的采集、处理和上传、输出控制命令等功能。

　　5 . 2 . 3 控制保护设备的冗余结构

　　5 . 2 . 3 . 1 控制设备的冗余结构

　　控制设备应采用双重化冗余，由两套功能完全相同且相互独立的控制设备和切换逻辑构成。 运行过程中其中的一套设备作为运行系统控制直流系统的运行，另外一套作为热备用系统跟随运行系统的运行状态和控制输出。 当运行系统通过自诊断检测出 自身故障时，系统自动地平滑切换至并列的热备用系统运行，切换过程不应出现扰动。

　　运行系统的选择和切换也应能够手动进行。

　　备用系统退出检修时，不应对运行系统和整个直流系统的运行产生任何不利的影响。

　　远方监控通信层和运行人员控制层设备的冗余分别在 4 . 3 和 4 . 4 中规定。

　　5 . 2 . 3 . 2 保护设备的冗余配置

　　保护设备可采用完全双重化配置也可采用三重化配置。 每一重保护设备均应具备自己独立的测量回路、电源回路、输入输出回路和网络接口等，构成完整的保护系统，双重/三重化保护设备完全并列运行 。对于三重化配置方式其应按功能三取二出口 。

　　双重/三重化保护配置的保护系统中任意一重保护设备的退出和检修，不应对其他各重保护和直流系统的运行产生任何不利的影响。

　　直流保护分为双极保护、极保护和换流器保护，可分别独立配置。

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　　5 . 2 . 3 . 3 辅助设备的冗余结构

　　辅助二次设备的冗余结构可根据工程的实际情况进行配置。

　　5 . 2 . 4 直流控制保护系统的接口和通信

　　5 . 2 . 4 . 1 一般要求

　　直流控制保护系统的接口和通信包括换流站与远方监控中心的通信、换流站的内部接口和通信以及换流站站间通信等。 所有的接口和通信均应采用标准的接口和规约，其中的网络通信见 DL/T 860和 IEEE 802 . 3 的相关规定。

　　5 . 2 . 4 . 2 换流站与远方监控中心通信

　　换流站与远方监控中心的通信包括远动工作站与远方监控中心的通信、保护及故障录波信息管理子站和计费系统与调度中心的通信等。 其中远动工作站与远方监控中心的通信采用网络通信方式，可采用双套数据网方式。 保护及故障录波信息管理子站与调度中心之间一般仅配置数据网通信。

　　5 . 2 . 4 . 3 换流站的站内通信

　　5 . 2 . 4 . 3 . 1 总则

　　换流站的站内通信包括：站级网络通信、控制和保护设备之间的通信、冗余控制保护设备之间的通信、控制保护主机与测量系统之间的通信，以及控制保护主机与分布式 I/O 单元之间的通信等。 站内通信的网络和总线应采用双重化冗余设计，并满足网络的安全性、控制实时性和可扩展性要求。

　　5 . 2 . 4 . 3 . 2 分层控制保护系统之间的通信和接口

　　站级网络(站 LAN 网)应采用基于通用以太网技术的局域网设计，将运行人员控制层设备与控制保护层设备、远方监控通信层设备以及规约转换系统等联接在一起，形成整个换流站控制保护系统的信息传输通道。 无论采用单重化或多重化结构，远方监控通信层、运行人员控制层和控制保护层的每个单重设备均应配置两路网络接口分别与双重化的站 LAN 网连接。

　　控制保护层设备与现场 I/O层设备之间采用标准现场总线通信。

　　故障录波终端设备与保护及故障录波信息管理子站之间采用局域网通信。 故障录波终端设备宜单独组网，接入保护及故障录波信息管理子站。

　　5 . 2 . 4 . 3 . 3 控制保护设备与其测量系统之间的通信

　　交直流站控、双极控制、极控制、换流器控制和直流保护等控制保护设备的主机，与各自的测量系统之间应具备标准的数字通信接口，以便测量系统将采集到的交直流场开关量和模拟量信息上传到控制保护主机。

　　5 . 2 . 4 . 3 . 4 冗余控制设备之间的接口和通信

　　对于交直流站控、双极控制、极控制和换流器控制等设备，每种设备的双重化控制主机之间应通过标准的总线进行通信，以实现热备用系统对运行系统控制状态和控制输出的实时跟随。 同时，双重化的控制主机应具备切换逻辑模块，以实现系统切换功能。

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　　5 . 2 . 4 . 3 . 5 控制保护层设备之间的接口和通信

　　控制保护层设备之间的接口和通信包括：极控和站控等不同的控制设备之间、控制保护设备之间、以及独立的双极层、极层和换流器层的控制保护设备之间的接口和通信。

　　不同控制设备之间、控制设备与保护设备之间的接口可根据实时性要求同时具备快速和慢速两种通信通道。 用于设备之间实时配合的通信可采用高速控制总线或并行硬件接 口，一般的状态信息交换可通过站 LAN 网或现场总线进行。 当采用并行接口时，应采取电气隔离措施。

　　双极层、极层和换流器层等独立的控制保护设备之间应采用高速控制总线或实时网络通信，以满足控制保护的实时性要求。

　　5 . 2 . 4 . 3 . 6 辅助二次设备、换流站辅助设备与控制保护设备之间的接口和通信

　　辅助二次设备、换流站辅助设备与控制保护设备之间的接口和通信，可根据工程要求和具体设备的情况采用网络或串行接口通信。

　　5 . 2 . 4 . 3 . 7 控制保护与交直流一次系统的接口

　　换流站控制保护系统通过现场 I/O 层设备、直流控制保护设备的测量单元的输入输出回路等实现与交直流一次系统的接口 。直流控制保护系统与换流阀的接口通过阀基电子设备实现。

　　直流控制保护设备的模拟量输入回路应包括数字式或模拟式互感器接 口，按照工程成套设计要求的测点位置、互感器的类型和数量配置。 接口的抗干扰能力和测量精度应满足系统设计的要求。

　　开关量输入输出接口应保证控制保护与一次设备之间的电气隔离。 输入接口应具备抗干扰能力和信号的去抖动功能，正确反映一次设备的状态。 输出接口应考虑其初始输出电平的影响，避免初始化期间错误的电平输出对一次回路的误操作。

　　直流控制保护系统应按照系统设计的要求，配置与交流系统安全稳定控制装置及其他系统控制设备的接口 。

　　冗余控制保护的各重设备与交直流一次系统的接口应互相独立。

　　5 . 2 . 4 . 4 换流站站间通信

　　远距离直流输电系统的整流站和逆变站之间，需要通过远方通信实现多个换流站控制和保护的配合 。站间通信基于控制保护层设备进行，可分别为交直流站控、极控、换流器控制、直流极保护和换流器保护配置独立的站间通信通道。 交直流站控设备的站间通信通道按站配置，极控、换流器控制、直流极保护和换流器保护的通信通道宜按极单独配置。 保护可不设独立的站间通信，而与控制共用通信通道。

　　对于两个以上直流输电系统共用接地极的情况，相关换流站之间可配置站间通信通道，用于实现多个直流输电系统的协调控制。

　　按站配置和按极配置的站间通信通道应采用双重化配置，冗余的控制保护系统中的每重控制保护设备均宜配置双重化的站间通信接口并分别接入两个通信通道。

　　5 . 3 远方监控通信层设备

　　5 . 3 . 1 配置要求

　　5 . 3 . 1 . 1 一般要求

　　远方监控通信层设备主要包括远动工作站、保护及故障录波信息管理子站等。 其中远动工作站双重化冗余配置，保护及故障录波信息管理子站一般为单重化配置。 远方监控通信层设备通过远动 LAN

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　　网、交换机、路由器及网络安全装置等，接入与远方监控中心相连的电力数据网，也可经通道切换装置、调制解调器等接入点对点远动通道。

　　5 . 3 . 1 . 2 远动工作站

　　远动工作站的硬件可采用 Windows、UNIX 工作站、无盘工作站或嵌入式系统等构成。 远动工作站的系统软件可采用 Windows、UNIX、LINUX 或其他实时多任务操作系统。 应用软件的设计应能适应冗余切换的需要，对备用系统的修改和维护应可在线完成，且不应对运行系统产生任何影响。

　　5 . 3 . 1 . 3 保护及故障录波信息管理子站

　　保护及故障录波信息管理子站的功能是实现保护及故障录波信息的采集、存储、分析和数据远传等 。其硬件一般由通用的计算机工作站构成，数据库、数据采集和分析等应用软件应采用标准的软件系统。

　　5 . 3 . 2 远动 LAN 网

　　远动 LAN 网一般应分为实时远动 LAN1 和非实时远动 LAN2,两者经路由器接入电力数据网。远动 LAN1 用作与远动工作站相连，实现站监控信息的实时远传和接收;远动 LAN2 用来与保护及故障录波信息管理子站和能量计量终端系统相连，实现非实时远动信息的远传。

　　5 . 3 . 3 接口要求

　　5 . 3 . 3 . 1 远动工作站

　　双重化的每一台远动工作站均应配置两路网络接口分别接入双重化的站 LAN 网，实现与站内控制保护设备的直接通信。

　　远动工作站应配置不少于 2 路的远动 LAN 网接口接入电力数据网。

　　5 . 3 . 3 . 2 保护及故障录波信息管理子站

　　保护装置与保护及故障录波信息管理子站之间单独组网，通过网络或串行接口进行信息交换。

　　故障录波终端设备与保护及故障录波信息管理子站之间单独组网，通过网络或串行接口进行信息交换。

　　保护及故障录波信息管理子站配置可双重化的远动 LAN 网接口接入电力数据网。 保护及故障录波信息管理子站与远方监控中心之间一般不配置点对点通信接口 。

　　5 . 3 . 4 功能和性能

　　5 . 3 . 4 . 1 一般要求

　　远方监控通信层设备的总体功能和性能要求见 GB/T 18700 的相关规定。

　　5 . 3 . 4 . 2 远动工作站

　　功能和性能应符合 GB/T 13729 的有关规定。

　　5 . 3 . 4 . 3 保护及故障录波信息管理子站

　　其技术和性能要求应符合 GB/T 14598 . 24、DL/T 553 的有关规定。 直流保护接入保护及故障录波信息管理子站的规约采用 DL/T 860 或 DL/T 667 。

　　GB/T 25843—20 17

　　5 . 3 . 5 与远方调度通信方式及规约

　　网络通信方式如下：

　　a) 远动工作站网络通信方式应符合 DL/T 634 . 5104 的要求;

　　b ) 保护及故障录波信息管理子站网络通信方式应符合 DL/T 667 的要求。

　　5 . 4 运行人员控制系统

　　5 . 4 . 1 配置要求

　　运行人员控制系统由服务器、工作站、网络安全设备等组成，通过站 LAN 网连接到一起。 站 LAN网应采用冗余配置，以保证其高可靠性。 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。系统应提供便于使用的运行维护工具，使运行人员可通过直观的图形画面实现对诸如数据库、报表和曲线等的维护。系统应配置用于处理、存储和读取数据的数据库，其存储容量应满足具体工程的需求。 运行人员控制系统应具备定期自动备份功能，以防止重要数据的丢失，自动备份的周期应可根据工程需要设定。 系统应配置网络隔离设备，防止外部程序或外部电脑的非法入侵。 一般推荐采用硬件实现方案。 系统配置的软件应按分层分布式结构设计，并遵循模块化原则或面向对象的设计原则。

　　5 . 4 . 2 接口要求

　　运行人员控制系统应配置双重化的网络接口分别接入冗余的站 LAN 网，并实现与控制保护层内其他控制保护设备、时钟同步设备等设备的数据交换。 网络接口应符合 IEEE 802 . 3 的规定，传输速率

　　不低于 100 Mb/s。

　　5 . 4 . 3 软件要求

　　运行人员控制系统的操作系统软件应符合 IEEE 1003 . 1 规定的开放性标准要求。 其中系统服务器宜采用 UNIX或 LINUX操作系统以保证系统安全。 其他工作站设备需配置完善的防病毒软件，杜绝病毒在控制保护系统网络上的传播和扩散。 应用软件应支持主要的操作系统平台，采用分层结构、遵循模块化或面向对象的原则设计。 应用软件应包括网络管理、数据库管理、人机界面管理等支撑软件。 支撑软件应选用专业及成熟的主流技术和产品，并符合 GB/T 13730—2002 中 3 . 4 . 3 的规定。

　　5 . 4 . 4 功能要求

　　直流工程的运行人员控制系统的基本功能应符合 GB/T 22390 . 1—2008 中 4 . 4 的规定。 同时，功能配置应考虑直流工程的特殊要求，与直流系统的主回路结构以及运行方式相适应。 直流工程的运行人员控制系统应具备更高的信息容量和处理能力。

　　关于操作控制功能，运行人员控制系统至少应具备联锁检查和用户权限监测功能，包含但不限于以下主要操作控制功能：

　　a) 直流系统的状态控制;

　　b ) 直流系统的正常起动/停运控制;

　　c) 直流系统运行过程中的运行人员控制;

　　d) 故障时的运行人员控制。

　　关于监视功能，换流站的监视信号至少应包括，但不限于以下内容：

　　a) 系统运行状态监测信号;

　　b ) 设备状态信号;

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　　c) 运行控制命令信号;

　　d) 事件顺序记录信号。

　　运行人员控制系统的所有监视信号都应附有时间标记，数据库中对所有监视信号应具有 自动统计功能。 监控系统中应预留一定比例的输入/输出信号通道，供扩展使用，一般不宜少于 10%。 人机接口及人机界面换流站运行人员的操作控制和监视功能，都应通过主控室运行人员工作站的人机界面实现。人机界面应实现如下功能：

　　a) 图形功能;

　　b ) 用户权限管理功能;

　　c) 报警功能;

　　d) 趋势浏览;

　　e) 在线谐波监视;

　　f) 报表和打印;

　　g) 顺序事件记录;

　　h) 数据库管理;

　　i ) 时钟同步功能;

　　j) 基本防误操作功能。

　　其他功能：运行人员控制系统可根据工程需要配置系统培训仿真功能。 运行人员控制系统可配置一个文档管理系统。

　　运行人员可在运行人员工作站上通过画面、事件、报警信号等对阀冷却系统监视与控制。 运行人员控制系统与阀冷却控制保护系统之间的信号交换通过站控和极控系统进行传输，阀冷却控制保护系统可配备与站 LAN 网连接的就地运行控制工作站，可在阀冷工作站上对阀冷却系统进行就地控制和全站运行状况监视。

　　5 . 5 交直流站控设备

　　5 . 5 . 1 配置要求

　　按照控制区域和对象，站控设备包括直流站控、交流站控和站用辅助电源控制等不同的控制功能。其中直流站控用于实现直流场、阀厅、换流变压器、平波电抗器等区域的设备监控，顺序控制和联锁、无功功率控制以及双极功率协调等功能。 交流站控用于实现交流场各间隔的开关刀闸的控制、联锁，以及模拟量和开关量的监视等功能。 站用辅助电源控制系统用于换流站站用电设备的监视、控制及联锁等功能。

　　直流工程可全站集中配置独立的直流站控、交流站控和站用辅助电源控制等设备。 也可采用分层分布式设计，把站控功能分别配置在极控设备和交直流场各设备间隔的控制系统主机中实现。

　　5 . 5 . 2 通信和接口

　　站控设备应具有站 LAN 网接口，以便实现与运行人员控制层、远方监控通信层设备，以及控制保护层内其他控制保护设备的通信。

　　站控设备与其测量系统和 I/O层设备之间应具备标准的现场总线接口或 LAN 网接 口，用于接收现场采集数据和下发控制命令。

　　交直流站控设备之间、站控设备与极控和直流保护设备之间应配置高速通信接口，以满足控制保护的实时性要求。

　　站控设备应配置与交流系统安全稳定装置或其他系统控制设备的接 口，用于启动相关的交直流系

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　　统协调控制功能。

　　冗余的站控设备之间应具备通信功能，用于实现冗余系统之间的跟随和切换。

　　站控设备应具备站间通信的接口，用于站间控制信息交换和顺序控制配合。

　　5 . 5 . 3 功能和性能

　　直流工程站控设备的基本功能应符合 GB/T 22390 . 2—2008 中 4 . 3 的规定。 同时，还应针对直流工程的特点配置专门的控制逻辑和功能，并满足下述要求。

　　a) 通过站控顺序控制功能的设计及其与极控控制功能的配合，使得直流系统的每一个单极以及每个 12 脉动换流器的运行具有相对的独立性，满足以下运行控制的需要：

　　1) 正常运行时可独立而平滑地投入或退出单极或单个 12 脉动换流器的运行;在出现单极或单个换流器故障时，按照正确的时序紧急退出故障部分的运行，并且不对系统健全部分的运行产生影响;

　　2) 根据运行需要在完整双极和不完整双极，完整单极和不完整单极，单极大地回线和单极金属回线等不同的主回路运行方式之间切换;

　　3) 根据需要实现单换流器的空载升压试验及双换流器的空载升压试验。 空载升压功能应配置有带高压直流输电线路空载升压与不带高压直流输电线路空载升压两种功能;

　　4) 当工程需要具备直流线路融冰功能时，完成相应的融冰运行顺序控制操作。

　　b ) 无功功率控制功能可与极控系统的角度控制相配合，保证在直流系统各种主回路接线和运行方式下，交直流系统无功交换的平衡和基本的滤波特性得到满足。

　　c) 在可能出现的送端孤岛运行工况下，控制系统应具备优化的控制策略，限制过电压造成的危害 。为了减少交流过电压对设备的影响，控制系统应配置有交流过压的分段控制功能，以抑制交流过电压对设备的负面影响。

　　d) 如果全站总功率协调控制功能由站控系统实现，该功能的设计及其与极控系统的配合应保证在系统的各种运行方式下，直流功率在每个单极和换流器中进行正确的分配。

　　e) 在交直流系统扰动、故障，或交流系统安全稳定装置发出控制指令时，总功率协调控制应能对功率进行动态分配，通过紧急功率支援、交直流联合调制等措施，确保系统的稳定运行。

　　f) 对于受端分层接入不同电压等级交流系统的直流工程，站控系统需要根据接入的不同系统进行功能配置，同时根据系统的需要，配置无功功率协调控制功能。

　　g) 为了减少入地电流对接地极附近变电站及其管道相应设备的影响，控制系统应配置有可投退的入地电流限制功能。

　　h) 可根据工程需要配置最后断路器功能。

　　5 . 6 极控与换流器控制设备

　　5 . 6 . 1 配置要求

　　极控和换流器控制设备是整个换流站控制系统的核心设备，按照 GB/T 13498 中分层配置原则，一般以 12 脉动换流器为基本单元配置，包括双极、极和换流器等三个层次的控制功能。 极控设备及其功能的配置应使直流系统的每一单极和每个 12 脉动换流器的运行相对独立，实现各种运行方式的切换以及局部故障的切除。 双极控制功能可在极层控制设备中实现，也可在双极控制层设备中实现。 对于双12 脉动换流器串联的结构，换流器层和极层的控制功能应当独立配置在换流器层和极层的控制设备中;对于受端分层接入的直流系统，换流器层功能应独立，以满足更为复杂的运行方式切换的需要，提高整个系统的可用率。

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　　5 . 6 . 2 通信和接口

　　构成极控/换流器控制系统的设备均应具备 LAN、现场总线、高速控制总线或其他形式的标准接口，以便实现与控制保护层内其他控制保护设备、运行人员控制层设备、远方调度控制中心、现场 I/O层设备、测量系统、系统安全稳定装置、故障录波装置、一次设备就地系统等设备的信息交换。

　　双极层、极层和换流器层独立的控制设备之间、极控设备与站控设备之间，极控设备与换流器控制设备之间、极控设备与直流保护设备之间应配置高速通信接 口，以满足实时通信和控制保护配合的要求。

　　冗余的极控/换流器控制设备之间应具备通信功能，用于实现冗余系统之间的跟随和切换。

　　极控设备应具备站间通信接 口，用于两站极控系统的控制配合。 极控系统的站间通信通道按极配置。

　　5 . 6 . 3 功能和性能

　　直流工程极控设备的基本功能应符合 GB/T 22390 . 3—2008 中 4 . 3 的规定。 对于双换流器串联的直流输电工程，可采用对串联的两个换流器进行统一控制，两个换流器接收相同的触发信号，保持串联换流器的触发角相同，从而保证两个串联换流器的电压平衡;也可采用对串联的两个换流器进行独立控制，两个换流器独立运行，增加换流器电压平衡控制功能，保证两个换流器电压平衡，对于受端分层接入的直流控制系统，受端分层接入的两个换流器必须独立进行控制，需要配置两个换流器的电压平衡控制功能。 极控设备宜具有但不限于下述控制功能：

　　a) 极控制层主要功能：

　　1) 极解锁、极闭锁时序控制;

　　2) 极功率和极电流控制;

　　3) 最小电流限制;

　　4) 过负荷限制;

　　5) 极降压运行控制;

　　6) 直流线路故障再启动控制(用于长距离直流输电工程);

　　7) 紧急停运顺序控制;

　　8) 直流滤波器控制;

　　9) 无功功率控制;

　　10) 串联换流器分接开关协调控制;

　　11) 换流器平衡控制(用于换流器串/并联结构的直流工程。 换流器串联应具有换流器电压平衡控制，换流器并联应具有换流器电流平衡控制);

　　12) 低压限流控制;

　　13) 电流裕度补偿。

　　b ) 换流器控制层主要功能：

　　1) 锁相同步和换流器触发控制;

　　2) 换流变分接开关控制;

　　3) 直流电流控制(也可配置在极层);

　　4) 直流电压控制(也可配置在极层);

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　　5) (预测型/实测型)关断角控制(也可配置在极层);

　　6) 换相失败预测控制功能(可根据需要进行配置);

　　7) 换流变、换流器及阀厅开关联锁控制;

　　8) 换流器投入/退出顺序控制，可采用定角度投入策略，也可采用零电流控制投入策略;

　　9) 换流器的解锁/闭锁顺序控制;

　　10) 换流器的紧急闭锁控制等;

　　11) 保护性监视功能(可根据工程需要配置，包括基于计算或者出水口温度的晶闸管结温限制、大角度监视等);

　　12) 阀冷却系统控制功能。

　　直流工程极控系统的设计应使直流系统的每个单极以及每个 12 脉动换流器的运行具备相对的独立性。 应保证在直流系统的正常运行过程中，可独立地投入和退出单极或单个 12 脉动换流器的运行。在出现单极或单换流器故障时，能够紧急退出故障部分的运行。 需对换流器的投入和退出控制进行优化，使得正常运行时单个换流器的投入和退出对系统的冲击尽量小、持续时间尽量短，故障情况下的紧急退出对系统健全部分运行造成的影响尽量小。

　　直流工程极控系统应配置串联 12 脉动换流器的平衡控制功能。 对于逆变侧以角度控制为主要控制策略的直流工程，稳态运行时分接开关协调控制功能需保证串联换流单元两台换流变压器分接开关档位差值不超过两档;对于逆变侧以电压控制为主要控制策略的直流工程，串联运行的 12 脉动换流器的电压平衡控制是极电压控制的组成部分，其控制精度应与整个直流系统的电压控制精度一致。 双极平衡运行时，控制系统应与高精度的直流测量装置相匹配，以便将双极平衡运行时的接地极入地电流控制在允许值以下。

　　极控系统的辅助无功控制功能应与站控设备的无功单元投切控制相配合，保证在直流系统的各种运行方式下，交直流系统的无功平衡，并满足基本的滤波性能要求。

　　当全站总功率协调控制功能由极控系统完成时，其设计需考虑两极功率控制的有机配合，使得在直流系统的各种运行方式下，双极功率在每个单极和每个换流器中的正确分配。 在系统受到扰动和发生交直流故障，或交流系统安全稳定装置发出控制指令时，功率协调控制通过功率的动态分配、紧急功率支援、交直流系统的联合调制等措施，确保系统的稳定运行。

　　控制系统内应配置有针对空载升压的保护、防止换流变分接开关频繁动作、防止交流滤波器频繁投切功能。

　　换流器控制系统与阀冷却控制保护系统的信号传输为双向传输。 极控系统和换流器控制系统根据阀冷却控制保护系统传送的相关阀冷却系统的状态信号进行功率调节，并对接收的状态信号进行事件处理。

　　5 . 7 直流保护系统设备

　　5 . 7 . 1 配置要求

　　直流保护系统可分为直流保护、换流变压器保护、交流滤波器保护。 根据工程需要，部分交流设备保护功能可配置在直流保护系统中。

　　直流保护包含如下分区：换流器保护区、直流极母线保护区、直流中性母线保护区、直流滤波器保护区、直流线路保护区、直流双极中性母线保护区、接地极引线保护区以及换流器连接母线保护区，如图 1 所示。

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　　说明：

　　① —换流器保护区;

　　② —直流极母线保护区;

　　③ —直流中性母线保护区;

　　④ —直流滤波器保护区;

　　⑤ —直流线路保护区;

　　⑥ —直流双极中性母线保护区;

　　⑦ —接地极引线保护区;

　　⑧ —换流器连接母线保护区。

　　图 1 直流保护分区图

　　直流保护系统由双极层保护、极层保护和 12 脉动换流器保护等构成。 双极层保护可独立配置也可集成在极保护设备中。 在换流器串/并联结构的直流系统中，每个直流极及每个 12 脉动换流器均应配置独立的保护设备，以适应主回路运行方式选择和转换的需要。

　　换流变压器保护系统以 12 脉动换流单元为基础配置，每个 12 脉动换流器所对应的换流变保护可独立配置也可集成在换流器保护中。

　　交流滤波器保护系统以滤波器分组配置。 根据工程的需要可为每个滤波器大组配置一套滤波器保护设备，也可分别为大组和其中的每个小组配置独立的保护设备。

　　直流滤波器保护系统按极配置，每个直流极可配置独立的直流滤波器保护设备，也可把其保护功能集成到直流极保护设备中。 当直流滤波器保护与直流极保护集成设计时，两者应相对独立，使投入、退出直流滤波器，或对直流滤波器一次、二次回路的检修不影响直流系统的运行。

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　　5 . 7 . 2 通信和接口

　　保护设备应具备与运行人员控制系统和保护信息子站的通信功能，以便向运行人员控制系统和保护信息子站传送保护的动作信息及设备运行状态等。

　　保护设备与其测量系统和 I/O 层设备之间应具备通信接口，以实现保护数据的采集和保护动作的输出等功能。

　　保护设备与控制设备之间应配置高速通信接口，以实现控制与保护系统之间的配合。 当保护采用三重化配置设计时，三重化的保护设备与双重化冗余控制系统的接口通过三取二逻辑单元实现。

　　保护设备应具备站间通信的接口，直流保护的站间通信通道可独立于控制系统配置，以满足保护站间通信的可靠性和实时性要求。

　　此外，保护设备还应具备与测量系统、故障录波装置、时钟同步设备、一次设备就地系统等设备的接口，以实现数据交换。

　　5 . 7 . 3 功能和性能

　　5 . 7 . 3 . 1 一般要求

　　直流保护系统的保护功能配置应符合 GB/T 22390 . 4—2008 中 4 . 3 的规定。 同时，还需按照直流系统的主回路结构和运行方式，对双极层、极层和换流器层的保护功能进行合理的分配，增加与直流工程运行相关的保护功能，以满足直流工程需要。

　　直流保护系统的功能设计应满足保护灵敏性和选择性的要求，对于单极、单 12 脉动换流器等直流系统的局部故障，不应造成健全极与健全换流器保护设备的误动作。 配置的不同保护应具备单独的投退功能。

　　保护系统的保护功能和动作值应能根据直流系统的主回路运行方式，在运行过程中进行动态的配置和调整，自动适应包括完整双极和不完整双极、完整单极和不完整单极、单极大地回线和单极金属回线、降压运行、空载升压试验等所有工程确定的运行方式，并且不应在运行方式切换过程中出现保护误动。

　　5 . 7 . 3 . 2 保护分区

　　保护区域的划分应确保对所有相关的直流设备均能提供完备的保护，相邻保护区域之间应有重叠，不存在保护死区。 直流系统的保护分区与 GB/T 22390 . 4—2008 中 4 . 3 . 2 的规定基本一致。 但针对换流变压器保护区和换流器保护区，可分别配置独立的高压端和低压端换流变压器保护设备与换流器保护设备，以满足 12 脉动换流单元运行独立性的需要。

　　5 . 7 . 3 . 3 直流保护功能配置

　　5 . 7 . 3 . 3 . 1 换流器保护

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 阀短路保护;

　　b ) 换相失败保护;

　　c) 换流器差动保护;

　　d) 换流器过流保护;

　　e) 换流器旁通开关保护;

　　f) 换流变阀侧中性点偏移保护;

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　　g) 旁通对过载保护;

　　h) 触发异常保护(可配置在控制系统中);

　　i ) 晶闸管结温监视(可配置在控制系统中);

　　j) 大角度监视(可配置在控制系统中);

　　k) 换流器过压保护。

　　主要针对以下故障：换流器短路和接地、换相故障、控制系统功能失效、换流器故障和设备过应力、换流器旁路开关、串联的双 12 脉动换流器直流电压分配不均故障等。

　　可根据工程需要选择配置以下监测功能(可配置在控制系统中)：双 12 脉动换流器的换流变压器分接开关档位差监视、双 12 脉动换流器的触发角角度差的监视等。

　　5 . 7 . 3 . 3 . 2 直流极母线保护

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 极母线差动保护;

　　b ) 直流谐波保护;

　　c) 直流过电压保护;

　　d) 直流低电压保护;

　　e) 开路试验保护(可配置在控制系统中)。

　　主要针对以下故障：接地、换相故障、控制系统功能故障、断线故障等。

　　可根据工程需要选择配置以下保护和监测功能：交直流碰线监视、次同步谐振保护。

　　5 . 7 . 3 . 3 . 3 直流中性母线保护

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 中性母线差动保护;

　　b ) 极差动保护;

　　c) 接地极线开路保护;

　　d) 中性母线开关保护。

　　主要针对以下故障：接地、接地极线开路、中性母线开关故障等。

　　5 . 7 . 3 . 3 . 4 直流滤波器保护

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 电容器不平衡保护;

　　b ) 差动保护;

　　c) 电抗器热过负荷保护;

　　d) 电阻器热过负荷保护;

　　e) 失谐监视(可选);

　　f) 高压电容器接地保护。

　　主要针对以下故障：换流器短路和接地、电容器损坏、电抗器过负荷、电阻器过负荷故障等。

　　5 . 7 . 3 . 3 . 5 直流线路保护

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 行波保护;

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　　b ) 电压突变量保护;

　　c) 直流线路低电压保护;

　　d) 直流线路纵差保护。

　　主要针对以下故障：直流线路金属性接地、高阻接地故障等。

　　5 . 7 . 3 . 3 . 6 直流双极中性母线保护

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 双极中性母线差动保护;

　　b ) 站接地过流保护;

　　c) 站接地开关保护;

　　d) 大地回线转换开关保护;

　　e) 金属回线转换开关保护;

　　f) 金属回线横差保护;

　　g) 金属回线纵差保护。

　　主要针对以下故障：接地、接地开关、转换开关故障等。

　　5 . 7 . 3 . 3 . 7 接地极引线保护

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 接地极引线过压/过流保护;

　　b ) 接地极引线不平衡保护。

　　主要针对以下故障：接地、断线故障等。

　　可根据工程需要选择配置以下保护和监测功能：接地极阻抗监视、接地极引线差动保护。

　　5 . 7 . 3 . 3 . 8 换流器连接母线保护

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 换流器连接母线差动保护;

　　b ) 换流器过压保护。

　　主要针对以下故障：接地、断线故障等。

　　5 . 7 . 3 . 4 换流变压器保护功能配置

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 变压器差动保护;

　　b ) 变压器绕组差动保护;

　　c) 交流引线差动保护;

　　d) 过流保护;

　　e) 变压器饱和保护(可配置在换流器保护);

　　f) 变压器过激磁保护;

　　g) 阻抗保护;

　　h) 过电压保护。

　　主要针对以下故障：换流变绕组及其引出线的相间短路和接地短路、绕组匝间短路、外部相间或接地短路引起的过电流、过负荷、过电压、过激磁、油面降低、换流变压器油温、绕组温度过高及油箱压力过

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　　高和冷却系统故障等。

　　可根据工程需要选择配置以下保护和监测功能：油温、油位和漏油的监测、绕组温度的检测、分接开关箱及油枕的压力保护和油流保护、瓦斯保护、冷却系统故障保护等非电量保护。

　　5 . 7 . 3 . 5 交流滤波器保护功能配置

　　可根据工程的需要选择配置以下保护功能：

　　a) 差动保护;

　　b ) 零序差动保护;

　　c) 电容器不平衡保护;

　　d) 过流保护;

　　e) 零序过流保护;

　　f) 电阻谐波过负荷保护;

　　g) 电抗器谐波过负荷保护。

　　主要针对以下故障：换流器短路和接地、电容器损坏、电抗器过负荷、电阻器过负荷故障等。

　　可根据工程需要选择配置以下报警功能：失谐报警、CT异常和 CT 断线报警、电容器不平衡报警。

　　5 . 8 换流站辅助二次设备

　　5 . 8 . 1 配置要求

　　换流站辅助二次设备主要包括直流线路故障定位装置、接地极线监视设备、暂态故障录波装置、换流站时钟同步设备、谐波监视设备等。

　　5 . 8 . 2 直流线路故障定位装置

　　直流线路故障定位装置的基本功能和性能应符合 GB/T 22390 . 5 的有关规定。

　　5 . 8 . 3 接地极引线监视设备

　　5 . 8 . 3 . 1 -般要求

　　接地极引线监视设备宜采用数字式装置构成。 可采用独立设备，也可将其功能集成在其他二次设备中。

　　5 . 8 . 3 . 2 功能要求

　　接地极引线监视设备应能够对接地极引线的运行状态进行实时的监视，一旦接地极及其引线出现开路或者接地故障，应能正确地记录并报警。

　　监视设备可采用注入电流法、高频脉冲反射法等原理实现。 当工程存在共用接地极的情况时，监视设备应能对故障数据自动进行修正，以满足检测精度的要求。

　　监视设备应具有自诊断功能，以便当设备自身发生故障时闭锁可能的误报警。

　　接地极线监视装置用于监测接地极线路的运行状况，其作为接地极线路保护的补充功能。

　　5 . 8 . 3 . 3 接口要求

　　监视设备应采用标准的网络或串行接口将监视信息接入换流站运行人员控制系统和远方监控中心。

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　　5 . 8 . 4 暂态故障录波装置

　　暂态故障录波装置的基本功能和性能应符合 GB/T 22390 . 6 的有关规定。

　　故障录波采样率宜在 50 kHz 以上。

　　5 . 8 . 5 换流站时钟同步设备

　　5 . 8 . 5 . 1 -般要求

　　直流输电换流站应配置双重化的时钟同步设备，作为全站统一的时间基准。 时钟同步设备主要由主时钟系统和时钟信号分配装置构成。

　　时钟同步设备应同时具备报文对时和脉冲对时两种与站内二次设备的对时方式。 时钟同步设备通过其网络接口或串行接口，接入站 LAN 网或控制保护设备的串行接口，下发时钟同步报文。 时钟同步设备的对时脉冲通过时钟信号分配装置与控制保护设备的时钟脉冲接口相连。 时钟同步设备时钟输出接口的数量应满足换流站直流控制保护设备和其他二次系统的对时需要。

　　5 . 8 . 5 . 2 功能要求

　　时钟同步设备为换流站所有事件的动作记录提供时间基准。 每套时钟系统应能接收北斗系统和全球定位系统(GPS)的标准时间信号，使其与标准时钟的误差保持在 1 ms 以内。 当某一主时钟系统的时间信号接收单元发生故障时，该主时钟系统应能自动接收另一台主时钟系统的时间信号接收单元的时间基准信号，实现时间基准信号的互为备用。

　　时钟同步设备的同步报文应包含年/月/日/时/分/秒/毫秒等完整的时间信息;对时脉冲可采用分脉冲或秒脉冲;支持 B码同步报文。

　　时钟同步设备应提供守时模块，用于当时间基准信号完全失去时，主时钟系统在一个确定的时间段内保持原有的时间节拍并满足守时精度的指标要求。

　　5 . 8 . 5 . 3 接口要求

　　时钟同步设备的时钟接口和输出信号一般包括以下类型：

　　— 网络接 口：时 钟 同 步 设 备 通 过 网 络 发 送 的 时 钟 报 文 应 可 选 择 以 下 类 型：NTP (SNTP) , Ethernet OSI L4 , Ethernet OSI L2 S5 等;

　　— 串行接口：时钟同步设备应具备 RS-232/422 标准串行接口，以便向特定的二次设备发送同步报文;

　　—IRIG-B接口：时钟同步设备应具备 IRIG-B接口，以便向特定的二次设备发送 B码同步报文;

　　— 脉冲对时接口：时钟同步设备应具备 PPS秒脉冲或 PPM分脉冲输出接口，以便向所有的二次设备发送时钟同步脉冲。

　　5 . 8 . 6 谐波监视设备

　　谐波监视设备用于对换流站交直流系统中的谐波进行自动监测和分析，以获取各次谐波的统计值。

　　监测和分析的结果应至少包括交直流电压和电流中的从 1 次到 50 次各次谐波含量、交流电压的总谐波畸变率、交流电流的总谐波畸变率、电话干扰系数和直流侧的等效干扰电流等数据。

　　谐波监视设备与运行人员控制系统之间应具备标准的网络接口或串行接 口，以便对谐波监测结果进行监视和存储。

　　谐波监视设备可独立配置，也可将其功能集成在换流站运行人员控制系统中实现。 谐波监视设备

　　GB/T 25843—20 17

　　应具备数据保存功能。

　　6 直流输电控制保护设备的试验

　　6 . 1 概述

　　控制保护系统设备应经过一系列的试验以测试其性能，按试验顺序，分为工厂试验、联调试验、现场试验。

　　6 . 2 工厂