交流母线（蚁了线）断电。 检查避雷器动作情况。断路器、隔离开关操作及合闸角控制装置功能应正确；与换流站交流母线（或 引线）相联设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象。

再手动切交流母线（或引线）电源侧断路器，使交流母线（或引线）断电。 检查避雷器动作情况。断路器、隔离开关操作及合闸角控制装置功能应正确；与换流站交流母线（或 引线）相联设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象。 5.2.3.3交流滤波器组、并联电容器组、SVC设备充电/断电。 手动依次合/分交流滤波器组、并联电容器组、SVC电源侧断路器，向各组交流滤波器组、并联电 容器组和SVC设备充电。每一交流滤波器组、并联电容器组和SVC的带电时间应不少于2h；再手动断 开其电源侧断路器，使其断电。 交流滤波器组、并联电容器组、SVC电源侧断路器操作及合闸角控制装置功能正确，应能成功地投/ 切相应容性负荷。该组内的设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象；电容器应无渗油、油箱 应无明显变形。电容器不平衡电流应在技术规范容许的范围内：不应有保护动作。 检查避雷器动作情况。测量交流滤波器投切对换流母线（或引线）电压的影响，并监视相关设备的 温度。 在充电2h过程中，应对交流滤波器组/并联电容器组/SVC的测量、保护的二次回路进行检查，主要 包括电压二次回路、幅值、相序，以及电流二次回路、极性等。

手动依次合/分各交流并联电抗器组电源侧断路器，向并联电抗器组充电。每一并联电抗器组带电时 间应不少于2h，再手动断开其电源侧断路器，使其断电。 并联电抗器组电源侧断路器应能成功地投/切相应感性负荷。该组内的设备的绝缘应能经受交流电 压，应无明显放电现象；不应有保护动作。 检查避雷器动作情况。测试交流电抗器投切对换流站交流母线（或引线）电压的影响，并监视相关 设备的温度。 在充电2h过程中，应对并联电抗器测量、保护的二次回路进行检查饮用水标准，主要包括电压二次回路、幅 值、相序，以及电流二次回路、极性等。 225一址田由杰正照大电

5.2.3.5站用电变压器充电。

合站用变压器电源侧断路器，充电期间应进行带负荷校验试验。 试验中应无保护动作，负荷能力应符合设计要求。

5.2.4换流变压器及换流器充电试验

以下试验项目对两极分别进行： 合换流变压器网侧断路器，向换流变压器以及处于闭锁状态且直流侧开路的换流阀组充电。在站系 统试验期间，换流变压器充电次数应不少于5次；其中应有一次充电时间大于1h，每次充电间隔0.5h。 换流变压器充电时的励磁涌流峰值和操作过电压应在预期的限制值之内，其谐振应被充分阻尼。晶 闸管阀预检功能应正确。相关换流变压器保护、换流阀保护不应动作。该充电试验不应引发晶闸管级损 坏，如果出现晶闸管级损坏报警信号，应及时分析原因；在确保不会发生换流器更加严重故障时，可继 续试验，并适时进行处理。 检查分接头位置、换流变压器风扇启动应符合设计要求；并对换流变压器的振动、噪声、分接头手 动控制功能进行相关的测量和试验。

5.2.5开路试验（两极分别进行）

5.2.5.1开路试验（不带直流线路）

5.2.5.1.1手动模式

该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端极母线与直流线路断开；手动控制程 锁该极换流器；将直流电压由0按试验方案分为几个台阶升至额定值，保持至少0.5h；再将直流 至0，闭锁换流器。 检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况。升/降直流电压应平稳：阀厅及直流场设备应无明显方

交/直流系统保护不应动作。

5. 2.5.1.2自动模式

DL/T1302009

该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端极母线与直流线路断开；自动控制模式， 解锁该极换流器；直流电压按预定速率由0升至额定值，保持至少1min；再自动降至0，闭锁换流器。 检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况。升/降直流电压应平稳；阀厅及直流场设备应无明显放电： 交/直流系统保护不应动作：直流电压升/降时序应与预设相符。

5.2.5.1.3一极运行，另一极开路试验

此项试验在双极试验中进行。 一极运行，另一极分别在送端站和受端站进行不带直流线路的开路试验（参见第5.2.5.1.2款）。 5.2.5.2开路试验（带直流线路）

5.2.5.2.1手动模式

该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端极母线与直流线路连接，对站该极直流 母线与直流线路断开；手动控制模式，解锁该极换流器；将直流电压由0升至额定值，或按试验方案分 为几个台阶升至额定值，保持至少0.5h；再将直流电压降至0，闭锁换流器。 检查避雷器动作情况。升/降直流电压应平稳；阀厅、直流场设备及该极直流线路应无明显放电；交 直流系统保护不应动作。

5.2.5.2.2直动模式

该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端极母线与直流线路连接，对站该极直流 母线与直流线路断开；自动控制模式，解锁该极换流器；直流电压按预定速率由0升至额定值，保持至 少1min；再自动降至0，闭锁换流器。 检查避雷器动作情况。升/降直流电压应平稳；阀厅、直流场设备及直流线路应无明显放电；交/直 流系统保护不应动作，直流由压升/降时序应上与预设相链

5.2.5.2.3一极运行，另一极开路试验

此项试验在双极试验中进行。

一极运行，另一极分别在送端站和受端站进行带直流线路的开路试验（参见5.2.5.2.2款）。 6抗干扰试验（两极分别进行）

5.2.6.1步话机、手机通话

在换流站一次设备未带电，该极二次设备盘柜全部运行的状态下，在距盘柜前/后门正前方 在开门和关门两种状态下，手持站内通信用步话机/手机通话。步话机的发射功率应在3～5W 该极任何二次设备盘柜不应由于干扰而出现异常

5.2.6.2切/合空母线

在换流站一次设备未带电、该极二次设备盘柜全部带电的状态下，利用刀闸切/合距控制室最近的 母线。 该极任何二次设备盘柜不应由于王扰而出现错误的操作

5.2.7站用电系统切换试验

手动切/合站用电源的一回进线断路器。分别对各路进线断路器进行此项试验。 切除任何一回站用电源进线断路器，站用电系统的自备投功能应正确动作

5.2.8远动系统测试

a）规约测试：进行单点、双点的遥控/遥信/遥测变化测试。检查主站和子站数据的一致性和延时 是否符合设计要求。 精度测试：对经换流站控制系统、远动系统上传至主站的数据与标准电源信号进行对比，测试 其偏差和误差是否符合设计要求。

（1）将该极的极母线与直流线路断开，转而与中性线相连，造成该极直流侧短路。该极中性线应通 过接地极线路与接地极相连。 （2）解锁该极换流器；定电流控制模式，将直流电流升至在此工况下容许的最大值；保持时间应不 大于厂方保证值。 （3）截流回路中应无过热点出现：交/直流系统保护不应动作。

6.1端对端系统试验准备工作及要求

6.1.2换流站应具备的条件。 6.1.2.1远动通信系统试验和两端换流站控制与保护信号传递联调均已完成，各项功能满足要求。 6.1.2.2直流系统的控制参数和保护定值已整定完毕，现场已核对无误。 6.1.2.3运行人员对直流系统运行规程已熟悉，并经考试合格。 6.1.2.4确认监控系统未出现影响端对端系统试验的报警信号。 6.1.3输电线路应具备的条件。 同5.1.2。 6.1.4接地极及接地极线路应具备的条件。 同5.1.3。 6.1.5端对端系统试验的组织机构已满足DL/T968一2005《高压直流输电工程启动及峻工验收规程》 的要求。 6.1.6端对端系统试验的试验方案（含试验计划和实施方案）、调度方案以及安全措施已获工程启动验 收委员会批准。 6.1.7换流站与相关调度机构之间的通信已畅通。 6.1.8各级试验调度组以及相关试验人员对经工程启动委员会批准的端对端系统试验调度方案和试验 方案已熟悉，并根据调度规定将试验项目操作票准备就绪。已办理具备端对端系统试验条件的许可。 6.1.9试验、检修和负责抢修的人员已就位，各种试验记录表格已齐备，试验设备已调整完毕。 AA

6.1.2换流站应具备的条件。

6.1.2.1远动通信系统试验和两端换流站控制与保护信号传递联调均已完成，各项功能满足 6.1.2.2直流系统的控制参数和保护定值已整定完毕，现场已核对无误。 6.1.2.3运行人员对直流系统运行规程已熟悉，并经考试合格。 6.1.2.4确认监控系统未出现影响端对端系统试验的报警信号。 6.1.3输电线路应具备的条件。

6.1.4接地极及接地极线路应具备的条件。 同5.1.3。 6.1.5端对端系统试验的组织机构已满足DL/T968—2005《高压直流输电工程启动及竣工驱 的要求。 6.1.6端对端系统试验的试验方案（含试验计划和实施方案）、调度方案以及安全措施已获工 收委员会批准。

6.1.8各级试验调度组以及相关试验人员对经工程启动委员会批准的端对端系统试验调度方案和试验 方案已熟悉，并根据调度规定将试验项目操作票准备就绪。已办理具备端对端系统试验条件的许可。 6.1.9试验、检修和负责抢修的人员已就位，各种试验记录表格已齐备，试验设备已调整完毕。 6.1.10已办理新设备启动投运申请。工程启动委员会主任委员已下达系统试验的命令。

6.2功率正送，端对端系统试验项目及要求

6.2.1单极低功率（单极直流额定功率1/3及以下）试验

1.1大地回线初始运行

a）极启/停。 大地回线方式，有站间通信，定电流控制模式，最小直流电流定值下解锁/闭锁该极换流器。 直流系统解锁/闭锁时序应正确；直流电流应尽快越过电流间断区，平稳地建立起直流电流和 直流电压；无任何交/直流保护动作。 运行人员工作站上各显示数据应正确，交流滤波器投入情况应满足设计要求。 b 控制系统手动切换。 大地回线方式，定电流控制，手动将主值控制系统切换为备用系统，再将主值控制系统切换为 备用系统。 备用控制系统应自动转变为主值系统。控制系统切换不应对直流传输功率产生扰动。 c）有/无通信，手动紧急停运试验。

大地回线方式，定电流控制，在站间有通信和无通信两种条件下，分别在整流站和逆变站手动 启动紧急停运。 紧急停运时序应正确，交/直流保护无误动作，交/直流侧包括直流中性母线均不应产生异常过 电压。 d） 模拟量输入信号检查。 大地回线方式，定电流控制，检查并标定模拟量输入信号： 1）极控模拟量输入信号检查： 检查输入极控系统的交/直流电压信号、交/直流电流信号。 2） 直流保护模拟量输入信号检查： 检查输入各直流保护软件的交/直流电压信号、交/直流电流信号。 3） 交流保护模拟量输入信号检查： 检查输入试验范围规定的各交流保护软件的交流电压信号、交流电流信号。 各模拟量输入信号极性应正确，显示值与实际值相吻合。 .1.2金属回线初始运行试验

大地回线方式，定电流控制，在站间有通信和无通信两种条件下，分别在整流站和逆变站 启动紧急停运。 紧急停运时序应正确，交/直流保护无误动作，交/直流侧包括直流中性母线均不应产生异 电压。 d） 模拟量输入信号检查。 大地回线方式，定电流控制，检查并标定模拟量输入信号： 1）极控模拟量输入信号检查： 检查输入极控系统的交/直流电压信号、交/直流电流信号。 2） 直流保护模拟量输入信号检查： 检查输入各直流保护软件的交/直流电压信号、交/直流电流信号。 3） 交流保护模拟量输入信号检查： 检查输入试验范围规定的各交流保护软件的交流电压信号、交流电流信号。 各模拟量输入信号极性应正确，显示值与实际值相吻合。 6.2.1.1.2金属回线初始运行试验 在金属回线方式下，重复6.2.1.1.1款的试验内容。 6.2.1.2保护跳闸试验 大地回线方式，有站间通信，定电流控制，被试极已处于低功率运行状态。 6.2.1.2.1模拟保护动作跳闸： 保护动作跳闸的模拟应覆盖所有不同的保护出口类型，通常可包括： a） 有通信，整流站模拟阀短路保护跳闸； b） 有通信，整流站模拟阀直流差动保护跳闸： c） 有通信，整流站模拟直流极差动保护跳闸； d） 无通信，整流站模拟阀点火脉冲丢失保护跳闸； e） 有通信，逆变站模拟阀短路保护跳闸： f） 有通信，逆变站模拟平波电抗器气体检测保护跳闸（油浸式平抗）： g） 有通信，逆变站模拟中性母线差动保护跳闸： 无通信，逆变站模拟换相失败保护跳闸： i 整流侧阀冷却系统故障启动跳闸； j 逆变侧阀冷却系统故障启动跳闸： k 整流侧直流滤波器保护跳闸； 1） 逆变侧直流滤波器保护跳闸。 保护动作时序应正确，交/直流侧不应产生异常过电流及过电压。 2.1.2.2 2分别在逆变站和交流进线线路对端站模拟满足最后一台断路器跳闸逻辑条件。 a）逆变侧换流站最后一台断路器跳闸； b）逆变侧交流进线线路对端站最后一台断路器跳闸。 保护动作时序应满足设计要求，逆变站交流侧产生的暂时及工频过电压水平应低于限制值

在金属回线方式下，重复6.2.1.1.1款的试

6.2.1.2保护跳阐试验

6.2.1.3.1天地回线方式，有站间通信，定电流控制，被试极已处于低功率运行状态。

1.3.1大地回线方式，有站间通信，定电流控制，被试极已处于低功率运行状态。 1.3.2主值控制系统电源故障，

的直流供电电源，使其进入备用状态：再断开现主值控制系统直流供电电源，重复一次电源故障 在极控制系统自动切换过程中以及恢复极控制系统的直流供电电源过程中，直流传输功率应无明

DL/T11302009

6.2.1.3.3对处理器进行故障模拟。 人工制造极主值控制系统处理器故障，极备用控制系统应自动切换为主值控制系统；恢复原主值控 制系统，使其进入备用状态；再人工制造主值控制系统处理器故障，重复一次对其处理器进行故障模拟 的试验。 在极控制系统自动切换过程中以及故障恢复过程中，直流传输功率应无明显扰动。 人工制造极备用控制系统处理器故障，然后恢复。模拟故障期间，该控制系统应自动退出备用状态； 故障恢复后，该系统应按照设计要求能恢复为备用状态；过程中不应对直流系统运行产生任何影响。

6.2.1.3.4检测主机CPU负载率。

在直流系统稳态运行状态下，以及升/降直流功率、紧急停运、系统切换、故障试验等系统 程中，加强对站控、极控、直流保护各主机CPU负载率的监视和监测。 各主机CPU负载率不应超过技术规范规定的限制值，

2.1.3.5数据总线故障

该项试验包括传输模拟量和开关量的数据总线故障。 断开一条主值控制系统的现场总线，备用极控制系统应自动切换为主值控制系统；恢复原 系统的现场总线；再断开现主值控制系统的一条现场，重复一次数据总线故障。包括模拟、开 在极控制系统自动切换过程中以及恢复现场总线过程中，直流传输功率应无明显扰动。

6.2.1.4定电流控制模式试验

6.2.1.4.1电流升/降及停止升/降

在定电流控制模式下，在主控站以一定的速率升/降直流电流；在电流升/降过程中，试验“暂停 功能。 电流升/降应是平稳的；当下令“暂停”时，直流电流应保持在下令“暂停”时刻的数值上。 6.2.1.4.2电流升/降过程中控制系统切换

在电流升/降过程中，分别在整流站和逆变站手动将主值控制系统切换为备用控制系统，然后再切换 回来。 在控制系统切换过程中，直流传输功率的升降过程应无明显扰动。

6.2.1.4.3主控站/从控站转移

在稳态运行中及直流电流升/降过程中分别进行主控站转移操作。 在稳态运行中应能成功地实现主控站转移；在主控站转移过程中，直流传输功率应无明显扰动。 电流升/降过程中的主控站转移操作应被拒绝。

6.2.1.4.4换流变压器分接头手动控制

在稳态运行中，将两站换流变压器分接头控制改为手动控制模式，分别在整流站和逆变站手动升高 两档换流变压器分接头和降低两档换流变压器分接头。 换流变压器分接头位置应同步改变；分接头每改变一档，所引起的触发角/关断角的变化量应与预期 值相符

6.2.1.4.5电流指令阶跃

6.2.1.4.6电压指令阶虽

在逆变站将直流电压指令阶跃变化， 直流电压的响应，包括响应时间和超调量均应与工厂试验时的性能对照检查。

6.2.1.4.7关断角（）阶跃

在逆变站将关断角指令阶跃变化，阶跃值为+10°，再阶跃返回原值。 关断角的响应，包括响应时间和超调量均应与工厂试验时的性能对照检查。

6.2.1.4.8两站控制模式转换和电流指令阶跃

DL/T1130—2009

将两站换流变压器分接头控制改为手动控制，两站配合并分别手动改变各自换流变压器分接头位 置，实现控制模式转换，逆变器控制电流。再在主控站进行电流指令阶跃试验（参见6.2.1.4.5款）。 控制模式应能转变为整流侧最小α限制、逆变侧电流控制状态。由于电流裕度补偿功能的作用，直 流电流值保持不变。 控制模式转换应是平稳的；直流电流的阶跃响应时间和超调量均应满足技术规范的要求。上述试验 完成后，将两端分接头控制恢复为自动，直流系统应返回此试验前的状态（如两端交流电压未变）。

6.2.1.5定功率控制试验

6.2.1.5.1极启动/停运

大地回线方式，定功率控制模式，最小直流功率定值下解锁/闭锁该极换流器。 直流系统解锁/闭锁时序应正确；直流电流应快速越过电流间断区，平稳地建立起直流电流和直流电 压：无任何交/直流保护动作。

6.2.1.5.2功率升/降

在定功率控制模式下，在主控站以一定的速率开降直流功率；在功率开/降过程中，试验 能。 功率升/降应是平稳的；当下令“暂停”时，直流功率应保持在下令“暂停”时刻的数值上。 6.2.1.5.3在功率升降过程中，进行系统切换 在功率升/降过程中，分别在整流站和逆变站手动将主值控制系统切换为备用控制系统，然后再切换 回来。 在控制系统切换过程中，直流传输功率应无明显扰动

6.2.1.5.4功率指令阶跃

生功率开降过程，动耐两站目全部控带制 信通道，观察通信故障对功率升/降的影响， 通信故障对功率升/降应无影响

6.2.1.5.6两站控制模式转换

将两站换流变压器分接头控制改为手动，通过两站配合改变分接头位置，降低整流侧空载直流电 压，或升高逆变侧空载直流电压，直到逆变侧控制直流电流为止；再将两站换流变压器分接头控制改 为自动。 控制模式转换后，由于电流裕度补偿功能的作用，直流电流值保持不变。当两站换流变压器分接头 控制改为自动后，如果两侧交流电压未发生变化，直流系统应返回此试验前的状态。

6.2.1.5.7定功率控制/定电流控制转换

定功率控制模式下，在功率升/降过程中，进行切换到定电流控制模式的操作； 定功率控制模式下，在稳态运行中，进行切换到定电流控制模式的操作； 定电流控制模式下，在电流升/降过程中，进行切换到定功率控制模式的操作； 定电流控制模式下，在稳态运行中，进行切换到定功率控制模式的操作； 在稳态运行中，应能进行定功率控制/定电流控制模式转换

DL/T11302009

6.2.1.5.8通信通道切换试验

直流系统稳态运行时，切断/复两站间全部通信通道。 切断/恢复两站间通信通道，对直流传输功率应无扰动。

6.2.1.6通信故障，定电流控制试验

切断被试极两站间全部通信通道，两站均设定为定电流控制模式。 .6.1极启动/停运 极启动时，先手动解锁逆变站，再手动解锁整流站；极停运时，则先手动闭锁整流站，再闭锁逆 直流系统的启/停应是平稳的：应无任何交/直流保护动作

6.2.1.6.2手动紧急停运试验

分别在整流站和逆变站进行手动紧急停运。 整流站紧急停运时，整流站紧急停运时序应正确，整流器被闭锁；而逆变器应保持解锁状态，直到 相应保护（零电流或直流欠压）动作或运行人员手动闭锁为止。 逆变站紧急停运时，逆变站紧急停运时序应正确，逆变站旁通对应正确投入，闭锁时序应正常；整 流站直流低电压保护应动作，闭锁整流，

6.2.1.6.3电流升/降

在整流站以一定的速率升降该极直流电流；在电流升/降过程中，试验“暂停”功能。 电流升/降应是平稳的；当下令“暂停”时，直流电流应保持在下令“暂停”时刻的数值上。 2 1 6 4 在由流1降过积中一进径系达切换

6.2.1.6.4在电流升降过程中，进行系统切换

6.2.1.6.5转换至定功率控制

恢复被试极两站间全部通信通道；在电流升/降过程中，主控站下令从定电流控制转到定功率控制； 在稳态运行中，主控站下令从定电流控制转到定功率控制。 在稳态运行中，应能进行从定电流控制到定功率控制的转换。 在定电流或定功率稳态运行中，手动进行两端换流站间通信主/备通道的往返切换试验。 站间通信主通道至备用通道、备用通道至主通道的切换应不影响直流系统的运行工况。

6.2.1.7直流正常电压/降压运行试验

将主控站设在整流站，手动进行降压启/停；降压/全压运行转换；模拟直流线路保护启动降压运行， 将主控站设在逆变站，手动进行降压启/停；降压/全压运行转换。 降压方式下的启/停、降压/全压运行转换都应是平稳的；降压/全压转换前后直流功率应保持不变 其他交、直流保护不应误动作

6.2.1.7.2定功率控制/定电流控制转换

在降压运行方式下，在功率升/降过程中以及稳态运行中，下令进行定功率控制/定电流控制转换。 在稳态运行中应能进行定功率控制/定电流控制转换，且转换不应对直流传输功率产生扰动。

6.2.1.7.3电流指令阶跃

6.2.1.7.4功率指令阶跃

响应，包括响应时间和超调量均应满足技术规范

[6.2.1.7.5功率/电流升降

在直流降压方式下，分别在定功率控制和定电流控制模式下，以一定的速率开/降功率/电 功率/电流升降应是平稳的：功率/电流升降过程中直流电压应始终稳定在降压值。

6.2.1.7.6手动改变换流变压器分接头位置

在直流降压运行、定电流控制模式下，将两站换流变压器分接买控制方式改为手动控制，在两站分 别升/降两档分接头。 整流站分接头位置的变化，应只引起整流器触发角的变化，直流电流应保持不变；逆变站分接头位 置的变化，应只引起直流电压变化（定关断角控制）或关断角变化（定直流电压控制）。

6.2.1.8无功功率控制试验

6.2.1.8.1手动投切无功补偿设备

此节中无功补偿设备指交流滤波器组、电容器组、电抗器。 在全压低功率稳态运行中，将无功功率控制模式改为手动控制。在两站分别对所有无功补偿设备（分 组）进行一次手动投入和切除操作（如果交流滤波器投入状态为最小滤波器组，则应先进行投入一组交 流滤波器的试验）。 无功补偿设备的投/切引起的交流电压动态及稳态变化量应在技术规范规定的范围内。检查避雷器动 情温

6.2.1.8.2自动投切无功补偿设备

无功功率控制设为无功自动控制模式，解锁被试极。按试验方案将直流功率升至适当数值 流站与交流系统的无功交换参考值（Qrer），观察两站无功补偿设备自动投/切情况。 当换流站与交流系统的无功交换量（Qex）满足以下条件时，应发生无功补偿设备的投/切

式中，AO是控制软件设定的无功调节死区

6.2.1.8.3交流滤波器

6.2.1.8.4无功控制自动投切无功补偿设备

Qex>ref ± Ag

无功功率控制设为无功自动控制模式，解锁被试极；按试验方案慢速升/降直流功率，观察两站无 设备自动投/切情况。 当换流站与交流系统的无功交换量（Qex）满足以下条件时，应发生一组无功补偿设备投/切：

式中，AO是控制软件设定的无功调节死区。

ex > Oref ± Ag

无功功率控制为无功自动控制模式稳态运行工况下，在两换流站，分别将无功功率控制切换为交济 电压自动控制模式：按照试验方案手动改变电压参考值（Urer），观察两站无功补偿设备自动投/切。 当换流站交流母线电压（U）满足以下条件时，应发生一小组无功补偿设备投/切：

式中，△U是控制软件设定的电压调节死区。 6.2.1.8.6SVC设备的投切 根据换流站SVC设备的设计原则，确定SVC设备参与的无功控制试验项目。 6.2.1.9大地/金属回线转换试验 6.2.1.9.1确认另一极处于极隔离状态，且另一极直流线路可用。

式中，AU是控制软件设定的电压调节死区。

6.2.1.8.6SVC设备的投切

DL/T11302009

6.2.1.9.2被试极运行在定电流控制模式、最小电流工况下，进行大地/金属回线转换，并模拟转换不成 功。 转换不成功时，直流场相关刀闸和开关接线方式，以及运行工况应恢复到转换前的状态。 6.2.1.9.3被试极运行在定电流控制模式、最小电流工况下，进行大地/金属回线转换，并转换成功。 直流场相关刀闸和开关动作顺序应正确；转换应在技术规范规定的时间内完成；转换过程中无严重 的直流电压、直流电流扰动。

6.2.1.10故障试验

6.2.1.10故障试验

6.2.1.10.1丢失脉冲试验

a）大地回线，逆变侧去失单个脉冲。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在逆变站模拟一个换流阀单次丢失脉冲故障。 直流系统应能经受相应扰动；直流传输功率应在技术规范规定的时间内恢复稳态运行；直流保 护应产生换相失败报警信号。 b）大地回线，逆变侧丢失多个脉冲。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在逆变站模拟一个换流阀连续多次丢失脉冲故障， 脉冲丢失时间应根据保护设计定值确定。 直流系统应被相应的直流保护紧急停运，两站停运时序应正确；其他保护不应误动作。 c）大地回线，整流侧丢失单个脉冲。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在整流站模拟一个换流阀单次丢失脉冲故障。 直流系统应能经受相应扰动；直流传输功率应在技术规范规定的时间内恢复稳态运行；直流保 护应产生换相失败报警信号。 d）大地回线，整流侧丢失多个脉冲。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在整流站模拟一个换流阀连续多次丢失脉冲故障， 脉冲丢失时间应根据保护设计定值确定。 直流系统应被相应的直流保护紧急停运，两站停运时序应正确；其他保护不应误动作。 e）金属回线，整流侧丢失单个脉冲。 金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在整流站模拟一个换流阀单次丢失脉冲故障。 直流系统应能经受相应扰动：直流传输功率应在技术规范规定的时间内恢复稳态运行；直流保 护应产生换相失败报警信号。 金属回线，整流侧丢失多个脉冲。 金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在整流站模拟一个换流阀连续多次丢失脉冲故障， 脉冲丢失时间应根据保护设计定值确定。 直流系统应被相应的直流保护紧急停运，两站停运时序应正确；其他保护不应误动作。 g）金属回线，逆变侧丢失多个脉冲。 金属回线、功率控制模式稳态运行工况下，在逆变站模拟一个换流阀连续多次丢失脉冲故障， 脉冲丢失时间应根据保护设计定值确定。 直流系统应被相应的直流保护紧急停运，两站停运时序应正确；不应有保护误动作。 h）无通信，金属回线，逆变侧丢失多个脉冲。 金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，切断两站间全部控制通信通道，在逆变站模拟 个换流阀连续多次丢失脉冲故障，脉冲丢失时间应根据保护设计定值确定。 逆变站应被相应的直流保护紧急停运，停运时序应正确；整流站应被直流低压保护闭锁；不应 有保护误动作，

6.2.1.10.2直流线路接地故障。

瞬间接地故障指故障后直流系统应能再启动成功

DL/T11302009

a）模拟直流线路接地故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在直流线路保护软件中，模拟直流线路瞬间接地 故障。 直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时间内恢复稳态运行。 6） 整流侧直流线路故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近整流站的直流线路上，人工制造对地瞬间 短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 c）直流线路中点线路故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近直流线路中点的直流线路上，人工制造对 地瞬间短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 d）逆变侧直流线路故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近逆变站的直流线路上，人工制造对地瞬间 短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 e 降压运行方式下，逆变侧直流线路故障。 大地回线、定功率控制模式、降压稳态运行工况下，在靠近逆变站的直流线路上，人工制造对 地瞬间短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 f3 金属回线运行方式下，逆变侧直流线路故障。 金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近逆变站的直流线路上，人工制造对地瞬间 短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 g 模拟直流线路纵差保护动作。 金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在直流线路保护功能中模拟一个直流线路高阻对 地长时短路故障。故障持续时间应略大于直流线路纵差保护动作时延。 直流线路纵差保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定 的时间内恢复稳态运行。

a）模拟直流线路接地故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在直流线路保护软件中，模拟直流线路瞬间接地 故障。 直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时间内恢复稳态运行。 6） 整流侧直流线路故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近整流站的直流线路上，人工制造对地瞬间 短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 c）直流线路中点线路故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近直流线路中点的直流线路上，人工制造对 地瞬间短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 d）逆变侧直流线路故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近逆变站的直流线路上，人工制造对地瞬间 短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 e 降压运行方式下，逆变侧直流线路故障。 大地回线、定功率控制模式、降压稳态运行工况下，在靠近逆变站的直流线路上，人工制造对 地瞬间短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 f 金属回线运行方式下，逆变侧直流线路故障。 金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在靠近逆变站的直流线路上，人工制造对地瞬间 短路故障。 直流线路保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定的时 间内恢复稳态运行。 直流线路故障探测装置检测到的故障距离应在技术规范规定的精度范围之内。 g 模拟直流线路纵差保护动作。 金属回线、定功率控制模式稳态运行工况下，在直流线路保护功能中模拟一个直流线路高阻对 地长时短路故障。故障持续时间应略大于直流线路纵差保护动作时延。 直流线路纵差保护应正确动作，直流系统再启动逻辑应正确动作，直流系统应在技术规范规定 的时间内恢复稳太运行

酒店标准规范范本6.2.1.10.3接地极线路接地故障

大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，分别在整流侧和逆变侧接地极线路任一根导 近中点处，人工制造对地持续短路故障。

此短路对直流传输功率应无扰动；相应接地极线路保护应报警（由于低功率运行，不应引起保 护停运）。 b 接地极线路接地极端接地故障。 大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，分别在整流侧和逆变侧接地极线路任一根导体靠 近接地极处，人工制造对地持续短路故障。 此短路对直流传输功率应无扰动；相应接地极线路保护应报警（由于低功率运行，不应引起保 护停运）。

6.2.1.10.4模拟中性母线对地故障

大地回线、定功率控制模式稳态运行工况下，整流站和逆变站分别进行直流保护软件中模拟中性母 线持续接地故障。 相应直流保护应正确动作，停运直流系统。其他交直流保护不应误动作

6.2.1.10.5直流滤波器投切

金属回线（或大地回线）、定功率控制模式稳态运行且两站直流滤波器均全部投入运行工况下，分 别在两站依次手动切/投一组直流滤波器。 应依据工程设计检查其动态过程。通常两站中仅失去一组直流滤波器时，不应引起直流传输功率中 断，不应有保护动作。

6.2.1.10.6交流辅助电源切换

断开站用变压器一路进线开关路桥设计、计算，相应母 直流传输功率应不受扰动