一种±800kV特高压直流输电工程系统试验项目的编制方法

摘要

本发明涉及一种±800kV特高压直流输电工程系统试验项目的编制方法，±800kV特高压直流输电工程系统的主回路接线方式包括：单换流器接线方式；单极双换流器接线方式；双极接线方式；融冰接线方式；所述编制方法包括下述步骤：（一）确定单换流器系统调试方案；（二）确定单极双换流器系统调试方案；（三）确定双极系统调试方案；（四）确定融冰接线方式系统调试方案。本发明首次将单换流器、单极以及双极系统调试试验结合在一起，提高了系统调试试验效率，加快了系统调试的速度，为提前完成系统调试创造了良好的条件，为今后直流输电工程系统调试提供经验参考和借鉴。

说明书

技术领域

本发明涉及特高压直流输电领域，具体涉及一种±800kV特高压直流输电工程系统试验项目的编制方法。 

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，保证工程技师投入运行，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。 

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种±800kV特高压直流输电工程系统试验项目编制方法，特高压直流输电工程运行电压高，输送功率大，输电距离远，对设备和系统性能要求更高。工程的系统调试是对整个直流系统性能的检验，特高压直流系统编制方法比±500kV高压直流输电工程的更详细，内容更丰富，使得调试方案更全面，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。 

本发明的目的是采用下述技术方案实现的： 

一种±800kV特高压直流输电工程系统试验项目编制方法，其改进之处在于，±800kV特高压直流输电工程系统的主回路接线方式包括： 

<1>单换流器接线方式：包括单极金属返回半压400kV运行和单极大地返回半压400kV运行； 

<2>单极双换流器接线方式：包括单极金属返回全压800kV运行和单极大地返回全压800kV运行； 

<3>双极接线方式：包括双极±800kV全压运行，双极不平衡混合电压运行和双极半压±400kV运行； 

<4>融冰接线方式； 

所述编制方法包括下述步骤： 

（一）确定单换流器系统调试方案； 

（二）确定单极双换流器系统调试方案； 

（三）确定双极系统调试方案； 

（四）确定融冰接线方式系统调试方案。 

其中，所述步骤（一）中，单换流器系统基本接线方式包括极I低压换流器接线方式、极I高压换流器接线方式、极II低压换流器接线方式、极II高压换流器接线方式和单极单换流器交叉接线方式； 

单换流器系统基本接线方式的调试方案包括进行直流起停、初始化运行、基本控制模式和功能、保护跳闸、稳态运行试验、动态特性、扰动试验、直流线路故障、金属/大地回线转换、无功功率控制、额定负荷和过负荷试验。 

其中，所述单换流器交叉接线方式包括整流侧极I低端换流器与逆变侧高端换流器连接、整流侧极I高端换流器与逆变侧低端换流器连接、整流侧极II低端换流器与逆变侧高端换流器连接和整流侧极I高端换流器与逆变侧低端换流器连接； 

单极单换流器交叉接线方式的调试方案包括直流起停、基本控制模式试验、基本的保护跳闸和稳态运行试验。 

其中，所述步骤（二）中，单极双换流器系统基本接线方式包括极I低压换流器接线方式、极I高压换流器接线方式、极II低压换流器接线方式和极II高压换流器接线方式； 

单极双换流器系统基本接线方式的调试方案包括直流起停、基本控制模式、保护跳闸、稳态运行、直流控制试验、动态特性、扰动试验、直流线路故障、直流功率调制、远方控制、金属/大地转换、无功控制性能和额定负荷试验。 

其中，所述步骤（三）中，双极系统基本接线方式包括双极双换流器接线方式、双极单换流器接线方式、双极不平衡换流器接线方式和双极系统派生接线方式； 

双极系统基本接线方式的调试方案包括直流双极起停、基本控制模式试验、保护跳闸、稳态运行、动态特性、交直流接地故障、直流功率调制、远方控制、无功控制、额定负荷和过负荷试验。 

其中，所述双极系统派生接线方式包括双极系统派生接线方式I和双极系统派生接线方 式II； 

所述双极系统派生接线方式I的调试方案包括直流起停、基本控制模式试验、基本的保护跳闸、稳态运行和无功控制试验； 

所述双极系统派生接线方式II的调试方案包括直流起停、基本控制模式试验、基本的保护跳闸、稳态运行和无功控制试验。 

其中，所述步骤（四）中，融冰接线方式指的是将极I和极II高端换流器并联，两个换流站4个换流器采用混合式并联换流器多端控制； 

融冰接线方式的调试方案包括极I换流器起动、极II换流器起动、系统稳态运行、极II换流器停运和极I换流器停运试验。 

与现有技术比，本发明达到的有益效果是： 

与500kV高压直流输电工程系统试验项目编制方法比较，特高压直流输电工程系统试验项目编制方法有以下优点： 

（1）±800kV特高压直流工程主回路有46种接线方式，±500kV高压直流输电工程主回路有5种接线方式。在工程系统调试过程中，每一种接线方式下的设备性能和功能都要进行试验，所以特高压直流输电工程系统调试试验项目要比±500kV高压直流输电工程系统试验项目多，使得调试范围更加全面，为设备投入运行提供依据。 

（2）特高压直流输电工程运行电压高，输送功率大，输电距离远，对设备和系统性能要求更高。工程的系统调试是对整个直流系统性能的检验，故特高压直流系统调试方法比±500kV高压直流输电工程的更详细，内容更丰富。 

（3）特高压直流工程系统调试项目多，系统调试周期长，系统调试计划安排就显得尤为重要。为了优质高效地完成系统调试任务，对系统调试项目进行优化组合，保证设备性能和控制保护功能得到充分验证。 

（4）特高压直流输电工程输电距离远，可以把我国西部的水电输送到东部沿海一带经济发达地区，有效地缓解了东部沿海地区供电紧张局面，有力地促进了西部和东部地区的经济发展。 

（5）特高压直流工程主回路设备多，系统调试参加单位较多，各参调单位之间的相互配合非常重要。由于是带电进行试验，人身安全、设备安全和系统安全问题更加突出，必须加强合作和沟通，保证系统调试顺利进行和工程按期投入运行。 

（6）本发明首次将单换流器、单极以及双极系统调试试验结合在一起，提高了系统调试 试验效率，加快了系统调试的速度，为提前完成系统调试创造了良好的条件，为今后直流输电工程系统调试提供经验参考和借鉴。 

（7）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，制定系统调试方案，组织现场系统调试试验等步骤结合在一起，组成特高压直流输电工程系统的调试方法。该方法系统地解决了特高压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特高压直流工程系统调试的顺利完成。 

（8）本发明通过向家坝—上海、锦屏—苏南特高压直流输电工程的系统调试，已经形成了一整套特高压直流输电工程系统调试的方法和技术路线，为后续建设的特高压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

图1是本发明提供的±800kV特高压直流输电工程主回路接线图； 

图2是本发明提供的极I高端换流器大地回线方式图； 

图3是本发明提供的极I整流侧高端换流器、逆变侧低端换流器大地回线方式图； 

图4是本发明提供的极I整流侧低端换流器、逆变侧高端换流器大地回线方式图； 

图5是本发明提供的极I低端换流器大地回线方式图； 

图6是本发明提供的极II低端换流器大地回线方式图； 

图7是本发明提供的极II整流侧低端换流器、逆变侧高端换流器大地回线方式图； 

图8是本发明提供的极II整流侧高端换流器、逆变侧低端换流器大地回线方式图； 

图9是本发明提供的极II高端换流器大地回线方式图； 

图10是本发明提供的极I高端换流器金属回线方式图； 

图11是本发明提供的极I整流侧高端换流器、逆变侧低端换流器金属回线方式图； 

图12是本发明提供的极I整流侧低端换流器、逆变侧高端换流器金属回线方式图； 

图13是本发明提供的极I低端换流器金属回线方式图； 

图14是本发明提供的极II低端换流器金属回线方式图； 

图15是本发明提供的极II整流侧低端、逆变侧高端单换流器金属回线方式图； 

图16是本发明提供的极II整流侧高端、逆变侧低端单换流器金属回线方式图； 

图17是本发明提供的极II高端单换流器金属回线方式图； 

图18是本发明提供的极I双换流器接线，大地回线图； 

图19是本发明提供的极II双换流器接线，大地回线图； 

图20是本发明提供的极I双换流器接线，金属回线图； 

图21是本发明提供的极I双换流器接线，金属回线图； 

图22是本发明提供的双极双换流器接线方式图； 

图23是本发明提供的极II双换流器接线，极I高端换流器接线图； 

图24是本发明提供的极II双换流器，整流侧极I高端换流器、逆变侧低端换流器接线图； 

图25是本发明提供的极II双换流器，整流侧极I低端换流器、逆变侧高端换流器接线图； 

图26是本发明提供的极II双换流器，极I低端换流器接线图； 

图27是本发明提供的极I双换流器，极II低端换流器接线图； 

图28是本发明提供的极I双换流器，整流侧极II低端换流器、逆变侧极II高端换流器接线图； 

图29是本发明提供的极I双换流器，整流侧极II高端换流器、逆变侧极II低端换流器接线图； 

图30是本发明提供的极I双换流器，极II高端换流器接线图； 

图31是本发明提供的整流侧极I高端换流器、极II低端换流器，逆变侧极I高端换流器、极II低端换流器接线图； 

图32是本发明提供的逆变侧低端换流器，整流侧极II低端换流器、极I高端换流器接线图； 

图33是本发明提供的整流侧低端换流器，逆变侧极II低端换流器、极I高端换流器接线图； 

图34是本发明提供的双极低端换流器接线图； 

图35是本发明提供的逆变侧高端换流器，整流侧极II低端换流器、极I高端换流器接线 

图36是本发明提供的整流侧极I高端换流器、极II低端换流器，逆变侧极I低端换流器、极II高端换流器接线图； 

图37是本发明提供的整流侧低端换流器、逆变侧高端换流器接线图； 

图38是本发明提供的整流侧低端换流器，逆变侧极I低端换流器、极II高端换流器接线图； 

图39是本发明提供的整流侧高端换流器，逆变侧极II低端换流器、极I高端换流器接线图； 

图40是本发明提供的整流侧高端换流器、逆变侧低端换流器接线图； 

图41是本发明提供的整流侧极I低端换流器、极II高端换流器，逆变侧极I高端换流器、极II低端换流器接线图； 

图42是本发明提供的逆变侧低端换流器，整流侧极I低端换流器、极II高端换流器接线图； 

图43是本发明提供的双极高端换流器接线图； 

图44是本发明提供的整流侧高端换流器，逆变侧极I低端换流器、极II高端换流器接线图； 

图45是本发明提供的逆变侧高端换流器，整流侧极I低端换流器、极II高端换流器接线图； 

图46是本发明提供的整流侧极1低端换流器、极2高端换流器，逆变侧极1低端换流器、极2高端换流器接线图； 

图47是本发明提供的融冰接线方式图； 

图48是本发明提供的一种±800kV特高压直流输电工程系统试验项目的编制方法的流程图。 

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。 

本发明提供一种±800kV特高压直流输电工程系统，所述系统包括两端换流站和直流输电线路，两端换流站通过直流输电线路连接；两端换流站均采用双极换流器，每极换流器包括2个串联的12脉动换流器，串联电压按±（400＋400）kV串联； 

单端换流站直流单极正常运行直流电压为±800kV，单12脉动换流器运行直流电压为400kV。本发明提供的±800kV特高压直流输电工程主回路接线图如图1所示。 

按照±800kV特高压直流输电工程设计原则，其主回路有以下8类接线方式。 

（1）双极±800kV全压运行； 

（2）双极不平衡混合电压运行（一极双换流器运行800kV，一极单换流器运行400kV）； 

（3）双极半压±400kV运行（每极一个换流器运行）； 

（4）单极金属返回全压800kV运行； 

（5）单极金属返回半压400kV运行（只有一个换流器运行）； 

（6）单极大地返回全压800kV运行； 

（7）单极大地返回半压400kV运行（只有一个换流器运行）； 

（8）融冰接线方式运行（极I高端换流器与极II高端换流器并联运行）。 

在±800kV特高压直流输电工程调试过程中，将上述主回路接线方式分为四种类型，包 括： 

<1>单换流器接线方式：包括单极金属返回半压400kV运行和单极大地返回半压400kV运行； 

<2>单极双换流器接线方式：包括单极金属返回全压800kV运行和单极大地返回全压800kV运行； 

<3>双极接线方式：包括双极±800kV全压运行，双极不平衡混合电压运行和双极半压±400kV运行； 

<4>融冰接线方式运行。 

其中：单换流器有16种接线方式，共有以下16种接线方式： 

极I高端换流器大地回线方式，其接线图如图2所示。 

极I整流侧高端换流器、逆变侧低端换流器大地回线方式，其接线图如图3所示。 

极I整流侧低端换流器、逆变侧高端换流器大地回线方式，其接线图如图4所示。 

极I低端换流器大地回线方式，其接线图如图5所示。 

极II低端换流器大地回线方式，其接线图如图6所示。 

极II整流侧低端换流器、逆变侧高端换流器大地回线方式，其接线图如图7所示。 

极II整流侧高端换流器、逆变侧低端换流器大地回线方式，其接线图如图8所示。 

极II高端换流器大地回线方式，其接线图如图9所示。 

极I高端换流器金属回线方式，其接线图如图10所示。 

极I整流侧高端换流器、逆变侧低端换流器金属回线方式，其接线图如图11所示。 

极I整流侧低端换流器、逆变侧高端换流器金属回线方式，其接线图如图12所示。 

极I低端换流器金属回线方式，其接线图如图13所示。 

极II低端换流器金属回线方式，其接线图如图14所示。 

极II整流侧低端、逆变侧高端单换流器金属回线方式，其接线图如图15所示。 

极II整流侧高端、逆变侧低端单换流器金属回线方式，其接线图如图16所示。 

极II高端单换流器金属回线方式，其接线图如图17所示。 

以上单换流器接线方式中，图2，图5，图6，图9为单换流器大地回线基本接线方式，图13，图14，图10，图17为单换流器金属回线基本接线方式；图3，图4，图7，图8，图11，图12，图15，图16为单换流器交叉接线方式。 

其中，单极双换流器接线方式，共有以下4种接线方式： 

极I双换流器接线，大地回线（C26），接线图如图18所示。 

极II双换流器接线，大地回线（C27），接线图如图19所示。 

极I双换流器接线，金属回线（C36），接线图如图20所示。 

极I双换流器接线，金属回线（C37），接线图如图21所示。 

其中，双极接线方式，包括双极±800kV全压（双极双换流器）接线方式，双极不平衡混合电压运行（双极不平衡接线方式）和双极半压±400kV运行（双极单换流器接线方式）。 

双极双换流器接线方式，只有1种接线方式，接线图如图22所示。 

双极不平衡接线方式，有以下8种接线方式： 

极II双换流器接线，极I高端换流器接线（C18），接线图如图23所示。 

极II双换流器，整流侧极I高端换流器、逆变侧低端换流器接线（C19），接线图如图24所示。 

极II双换流器，整流侧极I低端换流器、逆变侧高端换流器接线（C20），接线图如图25所示。 

极II双换流器，极I低端换流器接线（C21），接线图如图26所示。 

极I双换流器，极II低端换流器接线（C22），接线图如图27所示。 

极I双换流器，整流侧极II低端换流器、逆变侧极II高端换流器接线（C23），接线图如图28所示。 

极I双换流器，整流侧极II高端换流器、逆变侧极II低端换流器接线（C24），接线图如图29所示。 

极I双换流器，极II高端换流器接线（C25），接线图如图30所示。 

在双极不平衡换流器接线方式中，图27为双极不平衡换流器基本接线方式，图23、图24、图25、图26、图28，图29，图30为双极不平衡换流器交叉接线方式。 

双极单换流器接线方式，共有以下16种接线方式： 

整流侧极I高端换流器、极II低端换流器，逆变侧极I高端换流器、极II低端换流器接线（C02），接线图如图31所示。 

逆变侧低端换流器，整流侧极II低端换流器、极I高端换流器接线（C03），接线图如图32所示。 

整流侧低端换流器，逆变侧极II低端换流器、极I高端换流器接线（C04），接线图如图33所示。 

双极低端换流器接线（C05），接线图如图34所示。 

逆变侧高端换流器，整流侧极II低端换流器、极I高端换流器接线（C06），接线图如图 35所示。 

整流侧极I高端换流器、极II低端换流器，逆变侧极I低端换流器、极II高端换流器接线（C07），接线图如图36所示。 

整流侧低端换流器、逆变侧高端换流器接线（C08），接线图如图37所示。 

整流侧低端换流器，逆变侧极I低端换流器、极II高端换流器接线（C09），接线图如图38所示。 

整流侧高端换流器，逆变侧极II低端换流器、极I高端换流器接线（C10），接线图如图39所示。 

整流侧高端换流器、逆变侧低端换流器接线（C11），接线图如图40所示。 

整流侧极I低端换流器、极II高端换流器，逆变侧极I高端换流器、极II低端换流器接线（C12），接线图如图41所示。 

逆变侧低端换流器，整流侧极I低端换流器、极II高端换流器接线（C13），接线图如图42所示。 

双极高端换流器接线（C14），接线图如图43所示。 

整流侧高端换流器，逆变侧极I低端换流器、极II高端换流器接线（C15），接线图如图44所示。 

逆变侧高端换流器，整流侧极I低端换流器、极II高端换流器接线（C16），接线图如图45所示。 

整流侧极1低端换流器、极2高端换流器，逆变侧极1低端换流器、极2高端换流器接线（C17），接线图如图46所示。 

在双极单换流器接线方式中，图34为双极单换流器基本接线方式，图31，图32，图33，图35，图36，图37，图38，图39，图40，图41，图42，图43，图44，图45，图46为双极单换流器交叉接线方式。 

单换流器在线投切是特高压直流输电工程特有的一种操作方式。特高压直流工程每个换流站有四个换流器，每个单换流器按照单换流器接线方式可以独立运行。在单极双换流器、双极不平衡换流器和双极双换流器接线方式下，可以在线进行投入/退出单个换流器操作。 

融冰接线方式只有一种，采用极I高端换流器和极II高端换流器并联方式连接，其接线图如图47所示。 

本发明提供一种±800kV特高压直流输电工程系统试验项目的编制方法的流程如图48所示，包括下述步骤： 

（一）确定单换流器系统调试方案； 

单换流器基本接线方式系统调试项目： 

1）大地/金属接线方式下的起动／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，看是否满足规范要求。 

8）单换流器运行直流线路故障试验：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，看是否满足规范要求。如直流线路发生短路接地故障时，通过直流线路保护和直流线路纵差保护检测故障，直流线路保护正确，系统再启动成功。 

9）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。 

10）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。 

11）额定功率稳态性能以及运行、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：对单换流器大地回线/金属回线转换等功能进行试验；换流变压器分接开关控制试验。 

12）额定功率及过负荷试验：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。 

13）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。 

单换流器交叉连接方式系统调试项目： 

I、大地/金属接线方式下的起动／停运试验：用于确认±800kV特高压直流输电工程系统起动／停运功能正常，以保证系统试验的安全进行； 

II、稳态性能以及运行试验：用于确认功率/电流升降、控制系统切换的功能正常。 

（二）确定单极双换流器系统调试方案； 

所述单极双换流器系统的调试方案包括： 

A、大地/金属接线方式下的起动／停运试验：用于确认系统起动／停运功能正常，以保证系统试验的安全进行； 

B、保护跳闸试验：用于确认系统保护跳闸动作正常，以保证系统和设备的安全； 

C、稳态性能以及运行、控制模式试验：用于确认各种运行、控制模式的功能及其转换正常； 

D、直流接线方式转换：用于对单极大地回线/金属回线转换功能进行试验； 

E、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； 

F、无功功率控制试验：用于检验换流站无功功率控制性能是否满足规范要求； 

G、单极运行直流线路故障试验：用于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，看是否满足规范要求； 

H、失去辅助电源、冗余设备和通信联络试验：用于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； 

I、与直流系统功率调制功能有关的试验：用于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； 

J、额定功率稳态性能以及运行、控制模式转换试验：用于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：用于对单极大地回线/金属回线转换等功能进行试验； 

K、额定功率及过负荷试验：用于考验设备温升，检验单极直流系统的通流能力；交直流谐波、噪声和无线电干扰测试在此时进行； 

L、无功功率控制试验：用于检验换流站无功功率控制性能是否满足规范要求。 

（三）确定双极系统调试方案； 

双极系统的主回路接线方式分为双极双换流器接线方式、双不平衡换流器接线方式和双极单换流器接线方式； 

双极系统的调试方案包括：双极双换流器接线方式的调试方案、双不平衡换流器接线方式的调试方案和双极单换流器接线方式的调试方案。 

双极双换流器接线方式的调试方案包括： 

①双极双换流器直流系统起/停试验： 

用于验证双极双换流器直流系统正常和无通讯时的起动、停运以及保护动作停运的功能； 

②极跳闸，功率转移试验： 

对双极运行、一极跳闸闭锁，功率转移功能至另一极进行校核； 

③功率控制试验： 

用于验证在功率控制方式下直流系统正常起动和稳定运行； 

④降压运行试验： 

用于验证双极降压运行控制功能是否正常； 

⑤扰动试验：用于检查换流站辅助交流电源切换，直流场中性母线区域控制保护功能是否满足技术规范要求； 

⑥交流线路故障试验： 

用于检验交流系统故障对直流系统运行的影响； 

⑦无功功率控制试验： 

用于验证双极双换流器运行时无功功率控制和交流电压控制的功能； 

⑧安稳装置联调以及与安稳装置直流调试的试验：检验直流功率的提升与回降功能、直流功率调制对增强±800kV特高压直流输电工程系统阻尼的作用，以及安稳装置与直流控制系统接口试验； 

⑨额定功率及过负荷试验： 

用于考核直流输送额定功率、降压运行的稳态运行性能，以及各种过负荷的能力；对交直流谐波、噪声和无线电干扰进行测试，检查是否满足技术规范要求；（技术规范要求就是在工程设计阶段提出的，包括一次设备的主要性能和参数选择，二次控制保护系统的功能等。规范提出的是根据直流工程的电压、额定输送功率、额定电流以及两端交流系统的研究而确定的。） 

双不平衡换流器接线方式的调试方案包括： 

一）双极不平衡换流器直流系统起/停试验： 

用于验证双极直流系统正常和无通讯时的起动、停运以及保护动作停运的功能； 

二）极跳闸，功率转移试验： 

对双极不平衡换流器运行、一极跳闸闭锁，功率转移功能至另一极进行校核； 

三）功率控制试验： 

用于验证在功率控制方式下直流系统正常起动和稳定运行； 

四）无功功率控制试验： 

用于验证双极3个换流器运行时无功功率控制和交流电压控制的功能； 

五）安稳装置联调以及与安稳装置直流调试的试验：检验直流功率的提升与回降功能、 直流功率调制对增强系统阻尼的作用，以及安稳装置与直流控制系统接口的试验； 

双极单换流器接线方式的调试方案包括： 

i、双极单换流器直流系统起/停试验： 

用于验证双极直流系统正常和无通讯时的起动、停运以及保护动作停运的功能； 

ii、极跳闸，功率转移试验： 

对双极不平衡换流器运行、一极跳闸闭锁，功率转移功能至另一极进行校核； 

iii、功率控制试验： 

用于验证在功率控制方式下直流系统可正常起动和稳定运行。 

iv、安稳装置联调以及与安稳装置直流调试的试验：检验直流功率的提升与回降功能、直流功率调制对增强系统阻尼的作用，以及安稳装置与直流控制系统接口的各种试验。 

（四）确定融冰接线方式系统调试方案： 

融冰接线方式采用联混合多端直流控制方式，调试方案内容包括并联多端直流运行的基本试验项目，包括极I换流器起动、极II换流器起动、系统稳态运行、极II换流器停运和极I换流器停运试验。 

以下以向家坝至上海±800kV特高压直流输电工程为例，对特高压直流输电工程系统调试方法进行说明。 

向家坝—上海±800kV特高压直流输电工程是我国第一条±800kV特高压、大容量直流输电工程项目。向家坝－上海±800kV特高压直流输电工程额定输送功率为6400MW，直流额定直流电压±800kV；额定直流电流4000A。该工程西起四川省宜宾附近的复龙换流站，途经四川、重庆、湖北、湖南、安徽、江苏、浙江和上海八省市，东至上海市区郊的奉贤换流站，直流输电线路全长1907km。 

在制定向家坝—上海特高压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，并紧密结合向家坝－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．编写向家坝—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 

2.1.1研究条件 

（1）研究水平年和联网方式 

根据特高压建设部提供的向上直流建设的最新进展情况，预计2009年底，将完成单极站调试，2010年将投产双极。计算数据以国调中心提供的2009年底调度运行方式数据为基础，依据电网规划，构建了2010年华北～华中～华东电网的仿真计算数据。 

东北电网通过高岭背靠背和华北电网相连，东北送华北1500MW；西北电网通过灵宝直流、灵宝二期、德宝直流与华中电网相连，灵宝直流共送电1100MW，德宝直流计划送电功率为：丰水期送西北1500MW、枯水期送华中3000MW。 

华北和华中电网通过特高压长治～南阳～荆门单回交流线路相连。 

华中和华东通过葛南、龙政、宜华3回直流相连，华中送华东7200MW。 

（2）运行方式和负荷水平 

根据2009年电网实际运行情况，考虑110kV及以下小电源与地区负荷平衡后，确定了2010年华北、华中、华东电网稳定计算分析负荷水平。 

2010年，华北电网计算负荷为113460MW，华中电网计算负荷为109450MW，华东电网为132350MW；四川电网为14500MW，上海电网为20310MW。 

计算中，腰方式和小方式计算数据的负荷水平分别按照大方式的75％、50％来考虑。 

（3）稳定计算主要元件模型 

1）发电机励磁、调速、PSS模型 

发电机采用详细模型，考虑励磁系统、调速系统的影响，关键机组加装PSS装置。计划投产机组使用设计参数。 

2）负荷模型 

各电网负荷模型的各成分比例如下表1所示，负荷模型中，感应电动机的定子漏抗采用0.18pu。 

表1各电网计算分析用负荷模型一览表 

（4）故障清除时间 

1）500kV线路三相永久短路故障：0秒线路发生三相永久短路故障，0.09秒跳开故障侧三相开关，0.1秒跳开对侧三相开关； 

2）同杆共架线路N-2故障：0秒线路发生三相永久短路故障，0.09秒跳开故障侧三相开关，0.1秒跳开对侧三相开关，同时跳另一回线。 

（5）稳定判据 

电力系统稳定判据分为功角稳定、电压稳定、频率稳定三个方面。计算分析时，若三者都能保持稳定，则认为系统稳定，若有一个不能稳定，则认为系统不稳定，其中在判断功角稳定时，如果仅个别小机组相对主网失去同步，则仍认为系统稳定。具体判据如下： 

功角稳定：系统故障后在同一系统中的任意两台机组相对角度摇摆曲线呈同步减幅振荡； 

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，500kV母线电压低于0.75p.u.的持续时间不超过1.0秒； 

频率稳定：系统频率能迅速恢复到额定频率附近继续运行，不发生频率崩溃，事故后的系统频率不会长期悬浮于某一过高或过低的数值。 

（6）计算工具 

采用中国电力科学研究院PSD电力系统软件工具（PSD Power Tools）完成，主要有： 

1）PSD-BPA潮流程序 

2）PSD-BPA暂态稳定程序 

2.1.2研究内容 

根据向上直流调试方案，并结合龙政、江城等已投产直流协调调试潮流稳定分析经验，直流调试系统过程中面临的主要技术问题有： 

·直流大负荷方式的电力组织和消纳 

·小方式下直流解锁时的电压控制 

·直流大负荷试验时的系统安全和方式安排（输送能力） 

·调试期间需要采取的（临时）安控措施 

预计华中、华东电网负荷将超过1亿千瓦，而川渝、上海电网规模也将超过2000万千瓦，具备较强的电源组织和负荷消纳能力，直流大负荷试验方式仅安排2～6小时时间。一般来讲，通过两大区域电网选择合适时机并配合方式安排，电力组织是可以满足要求的，主要矛盾将集中在网络制约而输送能力不满足要求。由于向上直流配套电源不能建成，这一问题将变得非常突出，本报告主要对此开展研究。 

2.1.3计算结果： 

向家坝-上海±800kV特高压直流输电示范工程计划于2010年建成投运，但配套的500kV网架和向家坝水电机组均不能同期投产，近区网架结构薄弱，这给工程系统调试带来一定困难，需要配备安全自动装置、合理安排运行方式。通过计算分析，得出如下结论和建议： 

1）向家坝机组不投产条件下，向家坝换流站短路电流为10.9kA、短路容量为9881MVA，有效短路比为2.6；南汇换流站短路电流为50.4kA，短路容量为47640MVA，有效短路比为14.4。特高压直流工程系统调试可以进行，但要关注送端系统的电压稳定性。 

2）单极大负荷向上直流3200MW方式下，复龙换流站切除一组滤波器后复龙换流母线电压下降7kV，电压变化率为1.36%；小负荷向上直流320MW方式下，复龙换流站投入一组滤波器后复龙换流母线电压升高10.2kV，电压变化率接近2%，电压波动较大，需要引起注意。 

3）上海与华东主网电气联系紧密，输电距离短，稳定性水平较高，特高压单极大负荷试验时发生单极闭锁故障系统可保持同步稳定；但上海受端电网电压偏低。为保证大负荷试验的顺利进行，建议安排在腰方式进行；华东电网应保持正常旋转备用，提高电网抵御故障能力。 

4）枯水期进行向上直流单极满负荷试验期间，综合考虑电力组织、系统稳定水平、无功电压控制等因素，建议特高压交流试验示范工程安排南送功率1000MW，四川电网从华中主网受电约1500MW，安排德宝直流送四川1500MW。 

5）丰水期进行向上直流单极满负荷试验期间，控制川渝断面外送功率在3000MW以内，并尽量避免川渝断面和鄂豫断面对冲方式；为避免因安控装置拒动导致特高压交流试验示范工程解列，可考虑短时安排特高压交流试验示范工程北电南送；德宝直流可按交易计划安排送电。 

6）向上直流单极满负荷试验期间，方山两台机组满发，复龙换流站投入9组滤波器/电容器。研究表明，四川电网的无功电压调节手段能够满足向上直流满负荷试验的调压要求。 

7）为保证向上直流单极满负荷试验的顺利进行，复龙换流站近区需新增的安控措施有： 

·直流单极闭锁故障后，切除二滩、瀑布沟电站共计4～5台机组，并联切泸州-复龙空充线路。 

·洪沟-泸州双回线N-1故障后，快速降低向上直流功率至2500MW以下。 

·洪沟-泸州双回线N-2故障后，闭锁向上直流，并切除方山一台机组。 

·泸州-复龙三回线N-2故障后，快速降低向上直流功率至2000MW以下。 

2.2电磁暂态过电压计算 

计算内容： 

<1>换流站内直流侧故障，包括换流站出口和直流线路中部对地故障、高低压阀厅高压端对地故障、高低压阀厅高压端对换流变二次侧引线故障、高低压阀厅高压端对中性母线故障、换流变二次侧单相接地故障等引起的过电压。 

<2>逆变侧丢失触发脉冲引起的过电压。 

<3>投入交流滤波器与电容器组过电压。 

<4>交流滤波器与电容器组断路器断口的暂态恢复电压。 

<5>换流站交流出线接地故障时交直流侧过电压。 

<6>合换流变压器引起的交流母线过电压。 

<7>逆变站甩负荷引起的过电压。 

计算结果（以向家坝—上海±800kV特高压高压直流输电工程为例）： 

（1）直流双极运行方式下，直流线路中点发生接地故障时直流线路上的过电压最严重，沿线最高过电压出现在非故障极线路中部，其幅值为1395kV；考虑线路杆塔接地电阻时过电压幅值有所降低，对应10Ω接地电阻的过电压幅值为1359kV。 

除直流线路中部过电压外，换流站各点过电压水平及避雷器能耗均以单极金属回线运行方式发生短路故障时更为严重。 

（2）直流系统双极或单极紧急停运，如果控制保护能够正确动作，即整流侧移相逆变侧投旁通对，则整流站紧急停运时两侧换流站交直流侧各点无明显过电压，避雷器均未动作；逆变侧紧急停运时，仅逆变站中性母线避雷器动作，两侧换流站交直流侧其它各点均无明显过电压，相应避雷器亦未动作。 

（3）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。 

（4）逆变侧不投旁通对对整流侧紧急停运影响很小，不会在交直流侧产生明显过电压，各避雷器亦不会动作。逆变侧不投旁通对对逆变侧紧急停运影响较大。在逆变侧不投旁通对整流侧正常移相的情况下，逆变侧直流出线、阀顶和中性母线阀侧均会出现较高过电压，相应避雷器能耗也很大。 

（5）投入交流滤波器和电容器组时，若选相合闸装置正常动作，可以限制合闸过程在滤波器或电容器组各元件上产生的冲击，并能降低合闸操作对系统的扰动，合闸过程中各滤波器和电容器组上的避雷器均未动作。 

（6）如果选相合闸装置未能正常动作，即相当采用随机合闸方式投入滤波器或电容器组，两侧换流站500kV母线上操作过电压最高为1.54p.u.(p.u.为标幺值)，滤波器母线避雷器均未动作；滤波器或电容器组的相关避雷器动作，但能耗水平均不高。 

（7）在直流正常运行、双极紧急停运等不同运行工况下，两侧换流站切除大组滤波器或分别切除各小组滤波器与电容器组过程中，断路器的断口暂态恢复电压最大值低于1500kV，断路器的断口恢复电压陡度最大值低于0.4kV/μs。 

（8）如各滤波器和电容器组均投入，流过各大组断路器的稳态电流都超过了700A（有效值），而目前500kV交流断路器可以开断的最大容性电流仅为500A（有效值），因此不宜由大组断路器动作切除滤波器和电容器组。 

（9）直流解锁前复龙或奉贤换流站投入一组滤波器，换流站交流母线线电压分别上升约11kV或3.5kV。为保证换流站交流母线电压不超过550kV规定值，投入滤波器前复龙或奉贤换流站交流母线电压宜分别控制在535kV或540kV以下。 

直流单极运行时复龙或奉贤换流站投入一组滤波器，换流站交流母线线电压分别上升约6kV或2.5kV，为保证换流站交流母线电压不超过550kV规定值，两侧换流站交流母线电压宜控制在540kV以下。 

（10）直流单极或双极紧急停运100ms后切除相应交流滤波器，奉贤换流站交流母线线电压低于550kV，复龙换流站交流母线线电压将由送端电网调节降至550kV以下。 

（11）两侧换流站500kV交流出线单相接地及故障清除后均未出现谐振过电压。单相接地故障在两侧500kV换流母线上引起的过电压幅值和避雷器能耗，复龙分别为1.81p.u.和1937kJ，奉贤侧分别为1.68p.u.和66kJ。 

单相接地故障在复龙换流站HP3滤波器电容C₁和电感L₁两端引起的暂态过电压比投入 系统时高，分别达1024kV（2.28p.u.）与448kV（1.00p.u.）；其它滤波器、电容器组各元件上的过电压幅值与它们投入过程中的数值相近或略高。 

换流站交流出线单相接地故障会在换流阀两端产生幅值很高的过电压，复龙与奉贤侧分别为422kV和378kV，避雷器最大能耗分别为3328kJ和529kJ。 

（12）复龙和奉贤换流站合换流变压器时未出现明显的谐振过电压，换流站500kV交流母线避雷器均未动作。直流单极运行时，投入另外一极换流变压器产生的过电压和励磁涌流幅值比直流双极闭锁时大，但未导致直流正常运行极发生换相失败。 

2.3编写系统调试计算分析报告 

根据系统计算结果，编写系统调试计算分析报告，作为编写系统调试方案和执行系统调试项目的技术基础。 

3、系统调试方案的主要内容：端对端系统调试分为单换流器、单极双换流器系统调试项目和双极系统调试。 

±800kV特高压直流输电工程系统调试方案分为单极单换流器系统调试方案、单极双换流器系统调试方案和双极系统调试方案。在编制现场系统调试实施方案时，要考虑前面提出的3种类型的接线运行方式下的系统调试方案和试验项目。由于3种类型的接线运行方式下的所有系统调试试验项目较多，所以，在安排现场系统调试试验时，就要对试验项目进行优化组合研究，编制现场系统调试实施计划。 

3.1单换流器系统调试 

3.1.1单换流器系统调试项目 

（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。 

换流器起/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： 

换流器控、极控、和双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换流器起动/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，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，整流站模拟阀短路故障保护跳闸闭锁； 

有通信，整流站模拟换流阀检测保护跳闸闭锁； 

有通信，整流站模拟换流器过流保护跳闸闭锁； 

有通信，整流站模拟换流器差动保护跳闸闭锁； 

无通信，整流站模拟丢失触发脉冲保护跳闸闭锁； 

无通信，整流站模拟大角度监视保护跳闸闭锁； 

有通信，逆变站模拟直流过电压保护跳闸闭锁； 

有通信，逆变站模拟换流阀检测保护跳闸闭锁； 

有通信，逆变站模拟过电流保护跳闸闭锁； 

有通信，逆变站模拟换流器差动保护跳闸闭锁； 

无通信，逆变站模拟阀短路保护跳闸闭锁； 

无通信，逆变站模拟换流器过流保护跳闸闭锁； 

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； 

保护跳闸试验的目的是在直流功率正送情况下，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。稳态运行，联合电流控制试验包括功率正送试验项目。 

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； 

换流变分接开关控制，手动改变分接开关位置； 

电流指令阶跃试验； 

电压指令阶跃； 

关断角（γ）阶跃； 

控制模式转换，逆变器控制电流和电流指令阶跃。 

（5）正常运行，联合功率控制，功率正送。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。 

1）功率正送试验项目为： 

换流器起动/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。 

低功率稳态运行、功率正送、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，极功率控制运行，换流变分接开关控制，手动调节分接开关。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、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。 

1）功率正送试验项目为： 

换流器起动/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。 

低功率运行、功率正送、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。 

（7）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。 

（8）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）。 

（9）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。 

（10）扰动试验、功率正送。扰动试验、功率正送试验项目包括： 

直流线路故障试验。 

接地极线路故障。 

交流辅助电源切换。 

直流辅助电源故障： 

直流系统A110V/220V电源故障； 

直流系统B110V/220V电源故障； 

直流系统C110V/220V电源切换。 

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。 

需要注意的是向上特高压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。 

（11）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； 

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。 

（12）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： 

换流器起/停试验； 

单换流器功率升／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。 

（13）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1.10p.u过负荷运行试验。 

3.1.2单换流器交叉连接系统调试方案 

（1）初始运行试验，功率正送。 

初始化运行试验，大地回线运行。 

换流器起/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： 

换流器控、极控、和双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。 

（2）初始化运行试验，金属回线运行。 

重复以上的试验内容。 

该类试验的目的是在功率正送情况下，在不同接线方式下进行换流器起动/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。 

3.1.3单换流器系统调试测试项目 

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。 

3.2单极双换流器系统调试 

3.2.1单极双换流器系统调试项目 

（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。 

单极起/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，保护跳闸试验。 

1）功率正送试验项目为： 

有通信，整流站模拟直流过电压保护跳闸闭锁； 

有通信，整流站接地极线路保护跳闸闭锁； 

有通信，整流站模拟直流极母线差动保护跳闸Z闭锁； 

有通信，整流站模拟直流极差动保护跳闸闭锁； 

无通信，整流站模拟交直流碰线保护跳闸闭锁； 

无通信，整流站模拟直流极差动保护跳闸闭锁； 

有通信，逆变站模拟直流谐波保护跳闸闭锁； 

有通信，逆变站模拟换流器连接线差动保护跳闸闭锁； 

无通信，逆变站模拟接地极线路保护跳闸闭锁； 

无通信，逆变站模拟直流极母线差动保护跳闸闭锁； 

有通信，模拟高端换流器阀短路保护，整流站极保护跳闸闭锁； 

有通信，整流站模拟旁通对过负荷保护跳闸闭锁； 

有通信，整流站模拟高端换流器旁通开关保护跳闸闭锁； 

有通信，整流站模拟高端换流器差动保护，极保护跳闸闭锁； 

保护跳闸试验的目的是在直流功率正送情况下，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。 

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； 

换流变分接开关控制，手动改变分接开关位置； 

电流指令阶跃试验； 

电压指令阶跃； 

关断角（γ）阶跃； 

控制模式转换，逆变器控制电流和电流指令阶跃。 

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。 

（5）正常运行，联合功率控制，功率正送。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。 

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。 

低功率稳态运行、功率正送、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，通信故障时进行独立电流控制试验。正常运行、功率正送、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。 

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。 

低功率运行、功率正送、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。 

（7）低功率，正常电压/降压运行，功率正送。 

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； 

变压器分接开关控制，手动改变分接开关位置； 

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。 

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，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、换流变分接开关控制、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： 

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、无功功率控制试验项目。这些试验的目的是验证直流系统在功率正送情况下，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。 

（9）丢失脉冲试验，功率正送。 

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。 

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。 

（10）扰动试验、功率正送。 

直流线路故障试验。 

交流辅助电源切换。 

直流滤波器投切。 

直流辅助电源故障： 

直流系统A110V/220V电源故障； 

直流系统B110V/220V电源故障； 

直流系统C110V/220V电源切换试验。 

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。 

（11）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； 

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。 

（12）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。 

（13）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； 

2）功率为1.00p.u热运行试验，大地回线，备用冷却不投运。 

3）功率为1.00p.u热运行试验，金属回线，备用冷却不投运。 

3.2.2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。 

3.3双极系统调试 

在进行双极低功率系统试验之前，两站相应单换流器和单极试验应均已完成。 

3.3.1双极双换流器系统调试项目 

（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。此项试验主要是验证在电流、功率控制方式下和有无通信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。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。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40A，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。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）扰动试验，功率正送。 

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； 

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。 

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。 

（8）直流系统附加控制试验。双极运行，功率正送，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。 

（9）本地/远端控制转换和后备面盘操作试验，功率正送。 

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。 

（10）无功功率控制。双极运行，功率正送，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。 

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。 

（11）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： 

I_eq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： 

双极热运行； 

双极1.0p.u.额定负荷运行试验； 

无功功率控制试验。 

3）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。 

3.3.2双极不平衡换流器系统调试项目 

（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。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。 

（3）极跳闸，功率补偿，功率正送。此项试验包括双极低功率试验试验项目，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。 

（4）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40A，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。 

（5）直流系统附加控制试验。双极运行，功率正送，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。 

3.3.3双极单换流器系统调试项目 

（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。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。 

（3）极跳闸，功率补偿，功率正送。此项试验包括双极低功率试验，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。 

（4）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40A，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。 

（5）扰动试验，功率正送。功率正送试验项目如下： 

整流侧接地极线路故障； 

逆变侧接地极线路故障； 

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。 

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。 

（6）直流系统附加控制试验。双极运行，功率正送，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。 

（7）本地/远端控制转换和后备面盘操作试验，功率正送。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。 

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。 

（8）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： 

I_eq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： 

双极单换流器1.0p.u.额定负荷运行试验； 

无功功率控制试验。 

3.3.4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。 

3.4单换流器在线投切系统调试 

单换流器在线投切系统调试试验，功率正送。试验的目的是验证检查在双极运行方式、双极不平衡接线方式和单极接线方式下单换流器的投切性能，以及对另一极运行的影响；以及产生的暂态过电压水平是否满足技术规范要求。 

3.4.1双极运行，单换流器投入/退出试验 

（1）双极运行，单换流器在线切除/投入试验 

双极运行，整流侧极1高端换流器退出运行试验； 

双极运行，整流侧极1高端换流器投入运行试验； 

双极运行，整流侧极2高端换流器退出运行试验； 

双极运行，整流侧极2高端换流器投入运行试验； 

双极运行，整流侧极1低端换流器退出运行试验； 

双极运行，整流侧极1低端换流器投入运行试验； 

双极运行，整流侧极2低端换流器退出运行试验； 

双极运行，整流侧极2低端换流器投入运行试验； 

双极运行，逆变侧极1高端换流器退出运行试验； 

双极运行，逆变侧极1高端换流器投入运行试验； 

双极运行，逆变侧极2高端换流器退出运行试验； 

双极运行，逆变侧极2高端换流器投入运行试验； 

双极运行，逆变侧极1低端换流器退出运行试验； 

双极运行，逆变侧极1低端换流器投入运行试验； 

双极运行，逆变侧极2低端换流器退出运行试验； 

双极运行，逆变侧极2低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极1高端换流器退出运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极1高端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极2高端换流器退出运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极2高端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极1低端换流器退出运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极1低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极2低端换流器退出运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极2低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极1高端换流器退出运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极1低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极2高端换流器退出运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极2高端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极1低端换流器退出运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极1低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极2低端换流器退出运行试验； 

双极运行，无通信，整流侧极2低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极2高端、整流侧极2低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极2低端、整流侧极2高端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极1高端、整流侧极1低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极1低端、整流侧极1高端换流器投入运行试验。 

3.4.2双极换流器不平衡运行，单换流器在线切除/投入试验 

双极运行，无通信，逆变侧极1高端、整流侧极1低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极1低端、整流侧极1高端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极2高端、整流侧极2低端换流器投入运行试验； 

双极运行，无通信，逆变侧极2低端、整流侧极2高端换流器投入运行试验。 

3.4.3单极运行，单换流器投入/退出试验 

单极运行，逆变侧极1高端换流器退出运行试验； 

单极运行，整流侧极1高端换流器投入运行试验； 

单极运行，逆变侧极1低端换流器退出运行试验； 

单极运行，逆变侧极1低端换流器投入运行试验； 

单极运行，整流侧极1低端换流器退出运行试验； 

单极运行，整流侧极1低端换流器投入运行试验； 

单极运行，侧极2高端换流器退出运行试验； 

单极运行，逆变侧极2高端换流器投入运行试验。 

3.4.4单换流器在线投切系统调试测试项目 

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。 

3.5融冰接线方式系统调试 

融冰接线方式是将极I和极II高端换流器并联运行，直流系统采用混合多端直流控制模式，其目的是检验直流系统在融冰接线方式下，直流系统控制的功能和一次设备的性能、以及滤波器的投切性能。通过融冰接线方式试验，验证直流线路的发热情况。 

3.5.1融冰接线方式系统调试项目 

功率正送，融冰接线方式试验，直流解锁/闭锁试验； 

功率正送，融冰接线方式试验，控制系统切换； 

功率正送，融冰接线方式试验，直流电流升降试验。 

4．现场系统调试小结 

4.1系统调试完成情况 

向家坝—上海特高压直流系统调试完成了全部直流系统单换流器、单极、和双极低功率和大功率试验计划项目597项，所有试验项目均满足技术规范书要求。 

（1）概况 

向家坝—上海±800kV特高压直流输电示范工程系统调试是我国首次开展特高压直流输电工程调试工作。在工程启委会的统一领导下，通过紧密结合特高压直流输电工程特点，进行科学计算和仿真试验，周密制定调试方案、试验计划和安全措施，以及全体参加调试人员加班加点努力工作，在2010年7月2日安全高效优质地超额完成了46种接线方式、14大类、597项试验项目。 

（1）极1低端或高端单换流器试验项目121项； 

（2）极2低端或高端单换流器试验项目98项； 

（3）极1双换流器试验项目72项； 

（4）极2双换流器试验项目53项； 

（5）双极双换流器试验项目54项； 

（6）交、直流线路故障试验项目21项； 

（7）双极单换流器试验项目44项； 

（8）双极不平衡试验项目28项； 

（9）单换流器交叉连接试验项目51项； 

（10）投切高、低端换流器试验项目37项； 

（11）远方控制试验项目4项； 

（12）串内开关连锁试验项目7项； 

（13）融冰接线方式试验项目1项。 

（14）双极大负荷运行试验6项。 

（2）系统调试完成情况 

按照工程启动验收委员会的批准的实施计划，向上工程系统调试共分为以下三个阶段： 

第一阶段：2010年2月23日至3月5日。该阶段在2009年12月26日实现极1全线800千伏带电的基础上，主要完成复奉极1低端和与奉贤极1高端换流器相关的交叉试验，共完成试验项目75项，实现了极1单换流器向上海送电的目标。 

第二阶段：4月20日至5月12日。主要完成复奉极2低端和奉贤极2高端换流器投入后各种接线方式的试验，共完成项目147项，实现了双极单换流器向上海送电的目标。 

第三阶段：从6月15日开始的第三阶段系统调试完成试验项目369项，分为两步进行，第一步从6月15日至6月20日完成复龙站极1高端换流器投入后的系统调试项目123项；第二步从6月24日至7月2日，完成复龙站极2高端换流器投入后的系统调试项目238项。至此，预定的系统调试项目已全部完成。 

完成系统调试双极额定功率运行试验6项。 

以上所有调试试验结果表明：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，可以投入双极大负荷运行。 

本发明首次提出±800kV特高压直流输电工程系统试验项目，并在向家坝—上海±800kV特高压直流输电工程中得到了应用，保证了系统按期投入运行，为今后特高压直流输电工程系统调试提供经验参考和借鉴。 

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。