a 交流场充电指对换流站交流母线（或引线）、交流滤波器等无功补偿设备、站用变压器进行充 电。 换流站交流母线（或引线）充电/断电。试验步骤和要求如下： 1 手动合换流站交流母线（或引线）电源侧断路器，向换流站交流母线（或引线）充电。带 电时间不少于0.5h。再手动切换流站交流母线（或引线）电源侧断路器，使换流站交流母 线（或引线）断电。 2 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）相连设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象。 交流滤波器组、并联电容器组、SVC设备充电/断电。试验步骤和要求如下： 1）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 2 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。 3） 检查避雷器动作情况。测量交流滤波器/并联电容器组/SVC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。 4）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。 1 交流并联电抗器组充电/断电（如果有）。试验步骤和要求如下： 1）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。 2）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。 3） 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。 4 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，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。 站用变压器充电。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

a） 换流变压器及换流器充电试验项目分别在两极，对每极两个12脉动换流器分别进行 试验步骤和要求如下： 1）合/断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本站直流线路侧开路的 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。 2） 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。 3） 检查分接头位置、换流变压器风扇起动应符合设计要求，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，

变电站标准规范范本5.2.5开路试验（两极分别进行）

a）开路试验（不带直流线路），手动模式，试验步骤及要求如下： 1）该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路断开，高压侧换流 器单元的直流联母隔刀断开，即低压换流器单元投入试验；手动控制模式，解锁该极换流 器；将直流电压由0按试验方案分为几个台阶升至额定值的一半，保持至少0.5h；再将直 流电压降至0，闭锁换流器。 低压侧换流器单元的直流联母隔刀断开，即高压换流器单元投入，重复上述手动控制模式 试验。 高、低压换流器单元均投入，重复上述手动控制模式试验，直流电压值应升至额定值。 4） 各项试验中，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

开路试验（不带直流线路），自动模式。试验步骤和要求如下： 1）该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路断开，高压侧换流 器单元的直流联母隔刀断开，即低压换流器单元投入；自动控制模式，解锁该极换流器； 直流电压按预定速率由0升至额定值的一半，保持至少1min；再自动降至0，闭锁换流器。 2）低压侧换流器单元的直流联母隔刀断开，即高压换流器单元投入，重复上述自动控制模式 试验。 3） 高、低压换流器单元均投入，重复上述自动控制模式试验，直流电压值应升至额定值。 4） 各项试验中，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。 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，试验步骤和要求参见5.2.5b)。 1 开路试验（带直流线路），手动模式。试验步骤和要求如下： 1）该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路连接，高、低压换 流器单元均投入，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。 2）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。 开路试验（带直流线路），自动模式。试验步骤和要求如下： 1）该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端与直流线路连接，高、低压换 流器单元均投入，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。 2） 检查避雷器动作情况。开/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；直流电压升/降时序应与预设相符。 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，试验步骤和要求参见5.2.5e)。 两站不同极同时进行开路试验。此项试验在双极试验中进行。一个站一极进行不带线路开路试 验，另一站另一极极进行不带线路开路试验。

5.2.6抗于扰试验（两极分别进行）

a）步话机、手机通话。试验步骤和要求如下： 1）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20cm处，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3W～5W范围内。 2）该极任何二次设备盘柜不应由于干扰而出现异常。 切/合空母线。试验步骤和要求如下： 1 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，利用隔离开关切/合距 控制室、就地继电器室最近的交流空母线。 2 该极任何二次设备盘柜不应由于于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。切除但 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

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

DL/T 11312019

应符合设计要求 6 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，应符合设计要求

a）此项试验是可选择试验。此试验项目分别在两极、分别对每极两个12脉动换流器单元进行。 6） 试验步骤和要求如下： 1）将该极与高压侧12脉动换流器并联的断路器和隔离开关闭合，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。 2） 将该极与低压侧12脉动换流器并联的断路器和隔离开关团合，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。 3） 在定电流控制模式下进行升流试验。 4 载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

6.1.1站系统试验已完成，且试验结果满足要求

6.1.2换流站应具备下列条件

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（直流电流为额定值的1/3及以下）试验

单换流器/极起/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，分 别依次形成两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入高低压 换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式，分别进行解锁/闭 锁该极低压换流器、该极高压换流器或全部换流器单元。试验结果满足如下技术要求： 1）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。 2） 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

6 模拟量输人信号检查。该项试验分别在每站、每极仅投人低压换流器单元、仅投入高压换流器 单元、同时投入高低压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式 下进行。试验步骤和要求如下： 1）大地回线方式，定电流控制，检查并标定模拟量输入信号。 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。 3）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。 4）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。 5）检查结果应为各回路正确；模拟量输入信号极性正确；显示值与实际值相吻合。 控制系统手动切换。该项试验分别在上述a）项试验接线方式下进行；分别在换流器控制层、 极控制层进行控制系统手动切换试验。试验操作步骤如下： 1）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。 2）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。 有无通信，手动紧急停运试验。该项试验分别在上述a）项试验接线方式下进行。操作步骤如 下： 1）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。 2）紧急停运时序应止确，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。

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的试验内容

6.2.1.2保护跳闻试验

6.2.1.2.1模拟保护动作跳闸

天地回线方式，有站间通信，定电流控制。该项试验分别在每站、每极仪投人低压换流器单元、 仅投入高压换流器单元、同时投入高低压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交 叉运行的接线方式下，模拟相关保护进行。 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： 1）有通信，整流站依次模拟高、低压12脉动换流器阀短路保护动作。 2 有通信，整流站模拟双12脉动换流器，或其中一个12脉动换流器阀直流差动保护动作。 3 有通信，整流站模拟直流极差动保护跳闸。 4 无通信，整流站模拟一个6脉动换流桥的阀触发脉冲丢失保护动作。 5） 有通信，逆变站依次模拟高、低压12脉动换流器阀短路保护动作。 6 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）。 7 有通信，逆变站模拟中性母线差动保护跳闸。 8） 无通信，逆变站模拟一个12脉动换流器/双12脉动换流器换相失败保护动作。 整流侧一个12脉动换流器/双12脉动换流器冷却系统故障保护动作。 10）逆变侧一个12脉动换流器/双12脉动换流器冷却系统故障保护动作。 11）整流侧直流滤波器保护动作（如果有）。 12）逆变侧直流滤波器保护动作（如果有）。 13）整流侧两个12脉动换流器连接母线对地故障保护动作。 14）逆变侧两个12脉动换流器连接母线对地故障保护动作。

6.2.1.2.2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

6.2.1.2.2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) 必要时根据系统情况进行该项试验。 b 该项试验在每站、每极同时投入两个12脉动换流器时进行。 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

6.2.1.2.3极为双12脉动换流器运行中单12脉动换流器的退/投试验

a) 被试极由双12脉动换流器接线在线转换为单12脉动换流器，然后再线转换为双12脉动换流 器接线运行，在转换过程中，观察直流电压、直流电流的动态工况，以及系统的无功性能。 b系统应能稳定过渡，换流设备应无过应力，无功性能应满足设计要求。

6.2.1.3控制系统故障切换试验

6.2.1.3.1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 该项试验在每站、每极同时投入两个12脉动换流器时进行：分别在换流器控制层、极控制层进行

断开主值换流器控制/极控制系统直流供电电源，备用换流器控制/极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，重复一次电源故障试验。 6） 在换流器控制/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 传输功率应无明显扰动

6.2.1.3.3对处理器进行故障模拟

a）人工制造换流器控制/极主值控制系统处理器故障，换流器控制/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。 ） 在换流器控制/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 人工制造换流器/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 试全过程中，加强对站控、极控、换流器控制、直流保护各主机CPU负载率的监视和 各主机CPU负载率不应超过技术规范规定的限制值。

6.2.1.3.5数据总线故障

a）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，备用换流器控制/极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。 在换流器控制/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

6.2.1.3.6极控层退出运行试验

a）极为双12脉动换流器接线方式运行中，极控双重化系统退出运行。 b)系统应满足设计规定的要求。

6.2.1.4定电流控制模式试验

6.2.1.4.1试验条件

该项试验可选择分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、

6.2.1.4.2电流升/降及停止升/降

a 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。 b 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。

6.2.1.4.3电流升/降过程中控制系统切换

a 在电流升/降过程中，分别在整流站和逆变站手动将换流器控制/极控制系统主值控制系统切换 为备用控制系统，然后再切换回来。 b）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。

6.2.1.4.4主控站/从控站转移

a）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。 b）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

6.2.1.4.5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，依 次手动升高高压侧、低压侧或高压/低压侧12脉动换流器对应的换流变压器分接头两挡，再依 次降低换流变压器分接头两挡。 D 每12脉动换流变压器分接头位置应同步改变；高压/低压12脉动换流器分接头在依次手动控 制过程中，两个换流器的工作状态达到稳定；分接头每改变一挡，所引起的触发角/关断角的 变化量应与预期值相符

6.2.1.4.6电流指令阶跃

a）在主控站将直流电流指令阶跃变化 阶跃值不小于额定值的+0.08p.u.和口0.08p.u.。 b）直流电流的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术规范的要求

6.2.1.4.7电压指令阶跃

a 在逆变站将极的直流电压指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+0.05p.u.和口0.05p.u.。 b 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；两个12脉动换 流器的工作状态达到稳定。

6.2.1.4.8关断角（）阶跃

在逆变站将极的关断角指令阶跃变化，阶跃值为+10°，再阶跃返回原值。 关断角阶跃的动态响应，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。

1.4.9两站控制模式转换和电流指令阶跃

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6.2.1.4.4） 控制模式应能转变为整流侧最小口限制、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

该项试验可选择分别在每站、每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时投入高低 压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的接线方式下进行。 6.2.1.5.2单换流器/极起动/停运

a 大地回线方式，定功率控制模式，最小直流功率定值下解锁/团锁该极换流器 6 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

6.2.1.5.3功率升/降

a 在定功率控制模式下，在主控站以一定的速率升降直流功率；在功率升/降过程中，试验“暂 停”功能。 b) 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

6.2.1.5.4在功率升降过程中，进行系统切换

a 在功率升/降过程中，分别在整流站和逆变站手动依次将换流器控制/极控制主值控制系统切 为备用控制系统，然后再切换回来。 6） 在控制系统切换过程中，直流传输功率应无明显扰动，

6.2.1.5.5功率指令阶跃

a）在主控站将直流功率指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+5%～+10%和口5%～ b）直流功率的响应，包括响应时门 均应满足技术规范的要求。

6.2.1.5.6通信故障对功率升/降的影响

6.2.1.5.6通信故障对功率升/降的影响

在功率升/降过程中，切断两站间全部控制通信通道，观察通信故障对功率升/降的影听 通信故障对功率升/降应无影响

6.2.1.5.7两站控制模式转换

a 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。 6） 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，

6.2.1.5.8定功率控制/定电流控制转换

a) 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： b 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； d) 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； e) 在稳态运行中，应能进行定功率控制/定电流控制模式转换

6.2.1.5.9站间通信通道切换试验

直流降压运行时，切断/恢复两站间全部控制通道。 b) 切断/恢复两站间控制通道，对直流传输功率应无扰动 1.6通信故障，定电流控制试验

a）直流降压运行时，切断/恢复两站间全部控制通道。

6.2.1.6通信故障，定电流控制试验

6.2.1. 6. 1 试验条件

该项试验可选择分别在两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单 投入高低压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式 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。

6.2.1.6.2单换流器/极起动/停运

极起动时，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 逆变站。 直流系统的起/停应是平稳的：应无任何交/直流保护动作

6.2.1.6.3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。

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6） 整流站紧急停运时，整流站紧急停运时序应止确，整流器被团锁；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，闭锁整流器

6.2.1.6.4电流升/降

a）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。 b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。

6.2.1.6.5在电流升降过程中，进行系统切换

手动将换流器控制/极控制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 备用控制系统应自动转变为主值系 应对直流传输功率产生扰动。

6.2.1.6.6转换至定功率控制

a）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。 b 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

6.2.1.7.1手动/保护起动降压

将主控站设在整流站，手动进行降压起/停；降压/全压运行转换；模拟直流线路保护起动降压 运行。 b 将主控站设在逆变站，手动进行降压起/停；降压/全压运行转换。 降压方式下的起/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

a）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。 b）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

a）在降压运行方式下，分别在逆变站电压控制模式下和关断角控制模式下，在主控站将直流电流 指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+0.08p.u.和0.08p.u.。 b）直流电流的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术规范的要求

6.2.1.7.4功率指令阶跃

a 在降压运行方式下，分别在逆变站电压控制模式下和关断角控制模式下，在主控站将直流功率 指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+5%～+10%和口5%～口10%。 直流功率的响应，包括响应时间和超调量均应满足技术规范的要求

6.2.1.7.5 功率/电流升降

6.2.1.7.6手动改变换流变压器分接头位置 参照第6.2.1.4.4项进行。 6.2.1.7.7降压方式解/闭锁 大地/金属回线方式，有站间通信，定电流/功率控制模式，单极双换流器最小直流电流/功率定值 下，直流系统解/闭锁。单极（双换流器）金属回线降压方式下站内接地正常解/闭锁，

6.2.1.7.7降压方式解/闭锁

大地/金属回线方式，有站间通信，定电流/功率控制模式，单极双换流器最小直流电流/功率定值 下， 直流系统解/闭锁。单极（双换流器）金属回线降压方式下站内接地正常解/闭锁，

6.2.1.7.8功率/电流控制模式，降压方式，单12脉动换流器的退/投试验 a）单极降压运行，被试极由双12脉动换流器接线在线转换为单12脉动换流器，然后在线转换 为双12脉动换流器接线运行过程中，观察直流电压、直流电流的动态工况，以及系统的无功 性能。 b）系统应能稳定过渡、换流设备应无过应力、无功性能应满足设计要求。 6.2.1.7.9金属回线，功率/电流控制模式，常压/降压方式，单12脉动换流器的退/投试验 a 单极金属回线，常压/降压运行，被试极由双12脉动换流器接线在线转换为单12脉动换流 器，然后在线转换为双12脉动换流器接线运行过程中，观察直流电压、直流电流的动态工况， 以及系统的无功性能。 b 系统应能稳定过渡、换流设备应无过应力、无功性能应满足设计要求

6.2.1.8无功功率控制试验

6.2.1.8.1试验条件

该项试验可选择分别在两端换流站每 换流器单元、仅投人高压换流器 低压换流器单元，以及工程设 叉运行的极接线方式下进行

6.2.1.8.2手动投切无功补偿设备

a）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）。 C 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 雷器动作情况。

6.2.1.8.3自动投切无功补偿设备

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 充站与交流系统的无功交换参考值（Qref），观察两站无功补偿设备自动投/切情况。 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为控制软件设定的无功调节死

6.2.1.8.4交流滤波器替换

Qex>ref ± Ag

无功功率控制设为无功自动控制模式，稳态运行工况下，在两站分别手动断开一组交流滤波器。 b）当一组交流滤波器被切除后，另一同类型的交流滤波器小组应在技术规范规定的时间内自动投

6.2.1.8.5无功控制自动投切无功补偿设备

1 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，应发生一组无功补偿设备投/切：

式中，△O为控制软件设定的无功调节死区

6.2.1.8.6交流电压控制自动投切无功补偿设备

Qex>Qref ± g

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 交流电压自动控制模式；按照试验方案手动改变电压参考值（Uref），观察两站无功补偿设备 自动投/切。 b 当换流站交流母线电压（Uac）满足以下条件时，应发生一小组无功补偿设备投/切：

式中工程计价标准规范范本，AU为控制软件设定的电压调节死区

6.2.1.8.7Umax/Umin控制试验

无功功率控制为自动控制模式稳态运行工况下，在两换流站，无功功率控制为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流电压自动控制模式；按照试验方案手动减小投 入一组交流滤波器电压最大参考值（Umax），然后增加/降低直流输送功率大于能够投入/退出另一组 滤波器的功率值，观察两站无功补偿设备自动投/切

6.2.1.8.8SVC设备的投切

6.2.1.9大地/金属回线转换试验

该项试验可选择分别在两端换流站每极仅投入低压换流器单元、仅投入高压换流器单元、同时 投入高低压换流器单元，以及工程设计的两站高、低压换流器交叉运行的极接线方式下进行。 确认另一极处于极隔离状态，且另一极直流线路可用。 b) 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，直流场相关隔离开关和断路器接线方式，以及运行工况应恢复到转换前的状态， d) 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。 直流场相关隔离开关和断路器动作顺序应正确；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

6.2.1.10.1丢失脉冲试验

a）试验应分别在高压、低压12脉动换流器单元的某一6脉动换流器桥臂上进行。 b）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 一个换流阀单次去失脉冲故障。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。 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 应的直流保护紧急退出该换流阀所在的12脉动换流器和对侧的相应12脉动换流器，两侧停运 时序应正确；其他保护不应误动作；最终形成该极停运，或为单12脉动换流器运行方式。 d）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。么 e 大地回线二建标准规范范本，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 应的直流保护紧急退出该换流阀所在的12脉动换流器和对侧的相应12脉动换流器，两侧停运 时序应正确；其他保护不应误动作；最终形成该极停运，或为单12脉动换流器运行方式。 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。 g 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 应的直流保护紧急退出该换流阀所在的12脉动换流器和对侧的相应12脉动换流器，两侧停运 时序应正确；其他保护不应误动作；最终形成该极停运，或为单12脉动换流器运行方式。