style="width:0.56671in;height:0.5533in" />GB/T 25843—2017 本文是学习GB-T 25843-2017 ±800 kV 特高压直流输电控制与保护设备技术要求. 而整理的学习笔记,分享出来希望更多人受益,如果存在侵权请及时联系我们
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。
本标准适用于士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。
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 191—2008 包装储运图示标志
GB/T 2887—2011 计算机场地通用规范
GB/T 4208—2017 外壳防护等级(IP 代码)
GB/T 9361—2011 计算机场地安全要求
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 18700(所有部分) 远动设备及系统
GB/T 20840.8 互感器 第8部分：电子式电流互感器
GB/T 22390.1—2008 高压直流输电系统控制与保护设备
第1部分：运行人员控制系统
GB/T 22390.2—2008 高压直流输电系统控制与保护设备
第2部分：交直流系统站控设备
GB/T 22390.3—2008 高压直流输电系统控制与保护设备
第3部分：直流系统极控设备
GB/T 22390.4—2008 高压直流输电系统控制与保护设备
第4部分：直流系统保护设备
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—2017
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/T667 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)
GB/T 13498 界定的术语和定义适用于本文件。
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)。
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%。
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—2017
交流电源要求如下：
a) 额定电压：220V, 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%。
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%。
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。
4.4.1.1 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 MQ。
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
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|---|---|---|
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GB/T 25843—2017
表 1 ( 续 ) 单位为伏
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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%。
4.4.3.1 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1.2/50μs
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%。
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。
4.6.1.1 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。
4.6.2.1 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—2017
4.6.2.2 冲击耐受
设备应具有承受 GB/T14537—1993
中4.2.2规定的严酷等级为1级的冲击耐受能力。
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。
4.7.1.1 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
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10 V/m |
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6 kV,接触放电 8 kV,空气放电 |
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30 A/m,连续 300 A/m,1 s～3 s |
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1000 A/m |
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100 A/m |
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
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10 V(有效值) 10 V(有效值) |
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4 kV |
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1 kV 2.5 kV |
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2 kV 4 kV |
GB/T 25843—2017
表 3 (续)
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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
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|---|---|---|---|
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10 V(有效值) 10 V(有效值) |
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2 kV |
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0 kV(峰值) 1 kV(峰值) |
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4 kV |
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。
style="width:0.56671in;height:0.5533in" />GB/T 25843—2017
表 5 输入和输出端口抗扰度
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|---|---|---|---|
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10 V(有效值) 10 V(有效值) |
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4 kV |
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1 kV 2.5 kV |
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2 kV 4 kV |
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150 V |
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
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|---|---|---|---|
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10 V |
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4 kV |
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
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|---|---|---|
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30 MHz～230 MHz |
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| 230 MHz～1000 MHz |
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GB/T 25843—2017
表 8 传导发射限值
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|---|---|---|
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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。
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)。
设备的电击防护应符合GB/T 14598.27—2008 中5. 1的规定。
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—2017
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。
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。
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。
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
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。
GB/T 25843—2017
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。
5.2.3.1 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。
GB/T 25843—2017
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。
GB/T 25843—2017
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。
5.3.1.1 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
GB/T 25843—2017
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。
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。
5.3.3.1 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。
5.3.4.1 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/T14598.24、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—2017
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/T667 的要求。
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。
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。
运行人员控制系统的操作系统软件应符合IEEE1003.1
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。
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；
GB/T 25843—2017
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。
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。
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
GB/T 25843—2017
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。
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。
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。
GB/T 25843—2017
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。
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。
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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style="width:11.39375in;height:8.74722in" />
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。
GB/T 25843—2017
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。
5.7.3.1 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。
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。
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。
5.8.3.1 一般要求
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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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。
5.8.5.1 一般要求
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。
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
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应具备数据保存功能。
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。
检验单个控制保护屏柜的安装配线、电气性能是否满足设计要求。
极控、交直流站控、直流系统保护、交流保护、现场 I/O
设备等所有控制保护屏柜在生产制造完成
以后，首先要经过严格的单屏试验，以保证安装配线正确，基本功能、电气性能、以及工艺和质量满足设
计要求。
6.2.3.1 型式试验
型式试验应包括但不限于以下项目：
a) 环境试验；
b) 电源扰动及断电试验；
c) 振动，冲击，碰撞和地震试验；
d) 温度存储试验；
e) 电磁兼容试验等。
6.2.3.2 例行试验
例行试验是检验单套控制保护设备的性能是否满足设计要求。例行试验应包括但不限于以下
项目：
a) 外观检查；
b) 电源偏差试验；
c) 绝缘性能试验；
d) 软硬件设置检查；
e) 电气电路检查；
f) 72h 连续通电运行试验。
联调试验包括功能性能试验和动态性能试验。
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功能性能试验的目的是：通过试验对成套直流控制保护设备的总体功能进行检查、优化和验证：包
括验证控制保护软件设计的正确性；检验各控制保护设备之间相互配合的正确性；检验各种运行方式下
控制保护的功能与交直流一次系统之间相互作用的正确性；验证顺序控制逻辑和运行规程的正确性；验
证系统自诊断功能及冗余控制系统切换对输电过程的影响等。
动态性能试验的目的是：通过试验对直流输电系统的暂态特性进行测试，检查直流控制保护在各种
扰动情况下的响应特性以及交、直流系统之间的相互影响，根据系统特性对控制保护参数进行优化，使
得控制保护系统的功能满足直流系统在各种运行工况下的要求。
运行人员控制系统、交直流站控系统、双极控制系统(如有)、极控系统、换流器控制系统、直流保护
系统、阀基部电子设备等核心控制保护设备，在完成分系统试验之后，可在试验室模拟环境下进行功能
性能试验和动态性能试验。对于现场I/O
层设备，可采用实际装置进行系统试验，也可采用仿真模拟
设备代替实际装置进行系统试验。
6.3.3.1 功能和性能试验
功能和性能试验主要包括以下项目：
a) 直流场开关顺序试验；
b) 空载升压试验(带直流线路、不带直流线路);
c) 解锁闭锁试验；
d) 紧急停运试验；
e) 稳态性能试验；
f) 调节器切换和直流系统外特性试验；
g) 功率、电流控制模式转换试验；
h) 交流滤波器投切和无功控制试验；
i) 功率升降试验；
j) 自动功率曲线试验；
k) 功率反转试验(可选);
1) 稳定控制功能试验；
m) 降压运行试验；
n) 辅助电源丢失试验；
o) 冗余系统切换试验。
6.3.3.2 动态性能试验
动态性能试验包括以下项目：
a) 阶跃响应试验；
b) 控制系统触发异常试验；
c) 交直流系统故障和直流保护试验；
d) 直流线路故障再启动试验；
e) 过负荷试验等。
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现场试验包括设备单体试验、分系统试验、站系统试验和系统试验。
6.4.2.1 试验目的
设备单体试验主要是确保控制保护设备已正确地安装，并能按设计要求正常工作和操作。
6.4.2.2 被试设备
设备单体试验应对工程现场的所有控制保护设备进行测试。
6.4.2.3 试验内容
设备单体试验的内容主要包括：
a) 控制、保护及报警电路中的继电器和控制参数的整定在内的功能试验；
b) 接线及其绝缘电阻检查；
c) 电子设备的电源接偏试验；
d) 诊断软件功能的验证；
e) 通信系统的功能检查；
f) 远动信号的功能、响应时间及误码率检查；
g) 所有具有自检功能的设备或仪器的自检试验。
6.4.3.1 试验目的
分系统试验主要是检验控制保护设备之间、各分系统之间的接口和连接的正确性，控制保护系统的
整体配合是否满足设计要求。
6.4.3.2 被试设备
分系统试验应对工程中所应用所有控制保护设备及其外回路进行测试。
6.4.3.3 试验内容
分系统试验的内容主要包括：
a) 检查控制保护设备的通信电路的连接是否正确；
b) 检查控制保护设备与现场I/O 设备之间的联锁逻辑是否正确；
c)
进行控制保护信号测试，检查控制保护设备与运行人员控制和远方监控通信系统之间，以及控
制保护设备与其他与之相连的设备之间的信号传输是否正确；
d) 系统切换功能(多重化系统之间)检查。
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6.4.4.1 试验目的
站系统试验主要是检验与单站相关的控制保护设备是否能满足系统运行的要求，其功能、性能是否
达到工程预期。
6.4.4.2 被试设备
站系统试验应对与单站相关的控制保护设备进行测试功能和性能测试。
6.4.4.3 试验内容
站系统试验的内容主要包括：
a) 单站交直流场开关顺序试验；
b) 单站跳闸试验；
c) 单站充电试验；
d) 单站解锁闭锁试验；
e) 单站紧急停运试验；
f) 单站无功控制模式转换试验；
g) 单站无功功率升降试验；
h) 电磁干扰试验；
i) 交流系统故障试验；
j) 其他根据工程的运行方式需要所必需的试验。
6.4.5.1 试验目的
系统试验主要是检验整个直流系统控制保护设备是否能满足系统运行的要求，其功能、性能是否达
到工程预期。
6.4.5.2 试验设备
系统试验应对工程中所应用所有控制保护设备及其换流站内设备进行测试。
6.4.5.3 试验内容
系统试验的内容主要包括：
a) 交直流场开关顺序试验；
b) 跳闸试验；
c) 充电试验；
d) 空载加压试验；
e) 解锁闭锁试验；
f) 紧急停运试验；
g) 稳态性能试验；
h) 控制模式转换试验；
i) 功率升降试验；
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j) 自动功率曲线试验；
k) 功率反转试验；
1) 辅助电源丢失试验；
m) 冗余设备切换试验；
n) 可听噪声试验；
o) 阶跃响应试验；
p) 额定负荷热运行试验；
q) 交流线路故障试验；
r) 直流线路故障试验(架空线);
s) 其他根据工程的运行方式需要所必需的试验。
7.1.1 换流站二次回路设计、光缆电缆选择及敷设应符合 DL/T 5499
的有关规定。
7.1.2 二次回路的工作电压宜采用 DC220 V或 DC110 V。
7.1.3
断路器的控制回路、控制保护设备和自动装置的电源回路应有电源监视和电源消失报警。
7.1.4
冗余控制和保护设备的直流电源回路、电流电压输入回路和开关设备的冗余跳、合闸绕组的控
制回路应采用对应的冗余设计。
换流站二次设备布置应符合 DL/T 5499 的有关规定。
7.3.1.1
极控设备中的换流器层、极层和双极层控制可分别配置独立的双重化的控制屏柜。当独立配
置有直流站控设备时，双极控制功能可集成在直流站控屏柜中。
7.3.1.2
交流站控主机可集中配置双重化的控制屏柜，也可按分层分布的原则与现场 I/O
层设备统一
组屏；直流站控可配置独立的、双重化的控制屏柜，也可将直流站控的功能集成在换流器、极、双极控制
等极控系统中。
7.3.1.3
直流保护可按换流器、极、双极分别配置独立的保护屏柜，其中双极保护功能也可集成在每个
极的保护屏柜中。直流保护设备可与极控制系统合并组屏，但不宜共用主机或装置。冗余配置的直流
保护设备应布置在不同的保护屏柜中。
7.3.1.4
当换流变压器保护独立配置时，应按每个12脉动换流器对应的换流变压器配置独立的保护屏
柜，冗余配置的保护设备应布置在不同的保护屏柜中。
7.3.1.5
当直流滤波器保护独立配置时，宜按直流滤波器小组配置独立的、双重化的保护屏柜。
7.3.1.6
交流滤波器组保护可按每个大组配置独立的、双重化的保护屏柜；也可以小组交流滤波器为单
元，配置独立的、双重化的大组交流滤波器母线保护屏柜和每个小组交流滤波器保护屏柜。
7.3.2.1
直流开关场设备就地控制接口屏柜宜按换流器、极、双极开关场分别配置。
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7.3.2.2 阀厅现场 I/O
层设备可按阀厅配置独立的接口屏柜，也可与相应换流器或极的 I/O 层设备共
同组屏。
7.3.2.3
换流变压器接口屏柜宜按每个12脉动换流器对应的换流变压器配置。
7.3.2.4
交流滤波器就地控制接口屏柜宜按交流滤波器大组配置。
7.3.2.5 一个半开关接线的交流系统现场I/O
层设备原则上按串配置就地控制接口屏柜。
7.3.2.6 站用电系统的现场 I/O
层设备宜配置独立的就地控制接口屏柜。高压站用电 I/O 层设备宜
按区域配置，低压站用电 I/O 层设备宜按换流器和站公用分别配置。
7.3.2.7 辅助系统I/O
层设备宜按区域配置，在主控楼、辅控楼和就地继电器小室内分别配置辅助设备
数据采集屏柜屏，用于采集换流站辅助及公用系统的告警信号。
7.4.1
换流站控制保护设备应根据设备类型和成套设计的要求分别由站用直流电源、站用交流电源或
交流不间断电源等站用电源系统供电。电源系统的容量应与其负载相匹配。
7.4.2 换流站站用直流电源和交流不间断电源的设计应符合 DL/T 5499
的有关规定。
7.4.3 换流站站用交流电源的设计应符合 DL/T 5460 的有关规定。
7.4.4
冗余配置的直流控制保护系统的每一重设备的工作电源宜由两组直流电源同时供电，两路电源
应分别取自不同直流母线。每重供电电路应配备独立的自动开关，自动开关应与负载严格配合。
7.4.5
单一的电源系统故障不应导致直流控制保护系统的功能失效，或对直流系统的运行造成干扰。
7.5.1 除下述条文外，换流站直流系统测量装置的设计应符合 DL/T 5499
的有关规定。
7.5.2
冗余配置的控制保护设备应分别接入直流测量装置的不同一次转换器(远端测量模块);对于双
极共用区域的直流测量装置，两个单极的控制保护设备宜分别接入直流测量装置的不同一次转换器；对
于每极两个换流器共用的直流测量装置，两个换流器的控制保护设备宜分别接入直流测量装置的不同
一次转换器。
7.5.3
光电式直流测量装置一次转换器输出的信号宜经过布置在二次设备室的合并单元汇集后输入
至直流控制保护系统。每一套直流控制和保护系统可共用一个合并单元，但合并单元的端口配置应
分开。
7.5.4 合并单元的输入输出应采用光纤传输，输出宜采用GB/T
20840.8协议的接口。
7.5.5 直流控制设备用的直流电流测量装置在被测直流电流在0.1 p.u. 至1.1
p.u. 之间变化时，测量精
度应为额定直流电流的±0.2%;直流电压测量装置的被测直流电压在0.1 p.u.至1.0
p.u.之间变化时，
测量精度应为额定直流电压的士0.2%。对于双极平衡运行有限制入地电流特殊要求时应配置小量程、
高精度的直流电流测量装置。
7.5.6
对于直流保护用的测量装置，应按照保护类型选择测量装置的动态范围，使其分别满足不同的
保护在规定的动态范围内对测量精度的要求。
7.6.1
阀冷却控制保护系统应能与直流控制系统通信，其通信接口应满足直流控制系统的冗余要求。
当阀冷却控制保护系统与直流控制系统之间信息交换有困难时，可根据需要配置阀冷接口设备，直流控
制系统通过阀冷接口设备采集阀冷系统的相关信息。
7.6.2
直流控制系统与阀冷接口设备之间的接口宜采用现场总线或光纤以太网方式。
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7.6.3
直流控制系统向相应的阀冷却系统发出的信号宜包括：主备水泵切换、换流器解锁/闭锁、控制
系统状态等；阀冷却系统向相应的直流控制系统发出的信号宜包括：阀冷跳闸、阀冷系统状态等。
7.7.1 直流控制系统通过阀基电子设备，将触发指令送至换流阀。
7.7.2
直流控制系统和阀基电子设备之间的触发信号宜采用光纤方式，跳闸等重要信号宜采用光纤方
式，报警等其他信号可采用现场总线方式。
7.7.3
直流控制系统向阀基电子设备发出的信号宜包括：触发脉冲、投旁通对、换流器解锁/闭锁、控制
系统状态等；阀基电子设备向直流控制系统发出的信号宜包括：触发脉冲回馈信号、阀基电子设备状态、
启动跳闸和报警信号等。
每台设备应有铭牌或相当于铭牌的标志，内容包括：
a) 制造厂名称和商标；
b) 设备型号和名称；
c) 规格号(需要时);
d) 额定值；
e) 整定范围和刻度(需要时);
f) 设备制造年、月；
g) 设备的编号；
h) 具有端子标志和接地标志的内部接线图。 设备的端子旁应标明端子号。
设备内部的继电器、集成电路、电阻器、电容器、晶体管等主要元器件，应在其印制电路板或安装板
上标明其在原理接线图中的代号。
静电敏感部件应有防静电标志。
设备外包装上应有收发货标志、包装、贮运图示标志等必须的标志和标签。
设备包装储运标志应符合GB/T 191—2008 的有关规定。
设备的相关部位及说明书中应有安全标志，安全标志应符合GB/T14598.27—2008
的有关规定。
设备的使用说明书、质量证明文件或包装物上应标有设备执行的标准代号。
所有标志均应规范、清晰、持久。
设备使用说明书的基本要求应符合GB/T 9969 的规定。
使用说明书一般应提供以下信息：
a) 设备型号及名称；
b) 设备执行的标准代号及名称；
c) 主要用途及适用范围；
d) 使用条件；
e) 设备主要特点；
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f) 设备原理、结构及工作特性；
g) 主要性能及技术参数；
h) 安装、接线、调试方法；
i) 运行前的准备及操作方法；
j) 软件的安装、操作及维护；
k) 故障分析及排除方法；
1) 有关安全事项的说明；
m) 设备接口、附件及配套情况；
n) 维护与保养；
o) 运输及贮存；
p) 开箱及检查；
q) 质量保证及服务；
r) 附图包括外形图、安装图、开孔图，原理图，接线图；
s) 其他必要的说明。
设备在包装前，应将其可动部分固定。
每台设备应用防水材料包好，再装在具有一定防振能力的包装盒内。
设备随机文件、附件及易损件应按企业产品标准和说明书的规定一并包装和供应。
包装好的户内使用的设备在运输过程中的贮存温度为-25℃~+70℃,相对湿度不大于95%。
设备应能承受在此环境中的短时贮存。
包装好的设备应贮存在-10℃~+55℃、相对湿度不大于80%、周围空气中不含有腐蚀性、火灾
及爆炸性物质的室内。
出厂设备应配套供应以下文件：
a) 质量证明文件，必要时应附出厂检验记录；
b) 设备说明书(可按供货批次提供);
c) 设备安装图(可含在设备说明书中);
d) 设备原理图和接线图(可含在设备说明书中);
e) 装箱单。
随设备供应的配套件应在相关文件中注明， 一般包括：
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a) 易损零部件及易损元器件；
b) 设备附件；
c) 合同中规定的备品、备件。
除另有规定外，在用户完全遵守本部分、企业产品标准及设备说明书规定的运输、贮存、安装和使用
要求的情况下，设备自出厂之日起两年内，如设备及其配套件发生由于制造厂原因的损坏，制造厂负责
免费修理或更换。
一般情况下，设备使用期限不低于15年。
更多内容 可以 GB-T 25843-2017 ±800 kV 特高压直流输电控制与保护设备技术要求. 进一步学习