DL∕T 1131-2019 ±800kV高压直流输电工程系统试验规程(代替DL∕T 1131-2009).pdf
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1、ICS 29.240.01 F 22 中华人民共和国电力行业标准DL/T 1131 -2019 代替DLlT1131-2009 :I:800kV高压直流输电工程系统试验规程System Test Standard for + 800kV HVDC Project 2019-06-04发布2019-10-01实施国家能源、局发布DL / T 1131 -2019 目欠前言.lT l 范围2 规范性引用文件-3 术语和符号4 总则5 站系统试验.26 端对端系统试验. . 6 DL / T 1131 -2019 目IJ1=1 本标准按照国家标准GB/T1. 1 -2009 (标准化工作导则第1部分
2、:标准的结构和编写给出的规则起草。本标准是对DLIT 1131 -2009 Qref土!lQ式中,!lQ为控制软件设定的无功调节死区。6.2.1.8.4 交流滤波器替换a) 无功功率控制设为无功自动控制模式,稳态运行工况下,在两站分别于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入。6.2.1.8.5 无功控制自动投切无功补偿设备a) 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。b) 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
3、投/切:QexQref土!lQ式中,!lQ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a) 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:按照试验方案子动改变电压参考值(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:UacJref+!lU 13 DL / T 1131 -2019 UacUref -AU 式中,AU为控制软件设定的电压调节死区。6.2.1.8.7 Umax/Umin 控制试验无功功率控制为自动控制模式稳
4、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:按照试验方案子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。6.2.1.8.8 SVC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a) 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
5、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。c) 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。e) 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14 的试验应分别在高压、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,
6、逆变侧丢失单个脉冲。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功;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。c) 大地回线,逆变侧去夫多个脉冲。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去失脉冲故障,脉冲去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
7、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。e) 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,脉冲去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。f) 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
8、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去夫脉冲故障,脉冲去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。DL / T 1131 -2019 h) 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去
9、失脉冲故障,脉冲去失时间应根据保护设计定值确定。1) 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i亭运时序应正确;2) 其他保护不应误动作;3) 最终形成该极停运,或为单12脉动换流器运行方式。i) 无通信,金属回线,逆变侧丢失多个脉冲。金属回线、走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,在逆变站模拟一个换流阀连续多次去失脉冲故障,脉冲去失时间应根据保护设计定值确定。试验结果满足如下要求:1) 逆变站应被相应的直流保护紧急停运,停运时序应正确:2) 整流站应被直流低压保护闭锁:不应有保护误动作:3) 退出任一组12脉动换流器
10、:最终形成该极为单12脉动换流器运行方式。6.2.1.10.2 直流线路接地故障a) 直流线路故障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。b) 直流线路瞬间接地故障指故障后直流系统应能再起动成功。c) 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。d) 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,
11、人工制造对地瞬间短路故障。试验结果满足如下要求:1) 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。2) 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) 直流线路中点线路故障。该项试验在单根试验中为备选项。试验条件和结果满足如下要求:1) 大地回线、走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。2) 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。3) 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
12、) 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,在靠近逆变革占的直流线路上,人工制造对地瞬间短路故障。试验结果满足如下要求:1) 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。2) 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) 阵压运行方式下,逆变侧直流线路故障。该项试验在每极投入双12脉动换流器接线、大地回线、定功率控制模式、阵压稳态运行工况下,在靠近逆变站的直流线路上,人工制造对地瞬间短路故障。试验结果满足如下要求:1) 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
13、范规定的时间内恢复稳态运行。2) 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。h) 金属回线运行方式下,逆变侧直流线路故障。金属回线、走功率控制模式稳态运行工况下,在15 DL / T 1131 -2019 靠近逆变站的直流线路上,人工制造对地瞬间短路故障。试验结果满足如下要求:1) 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。2) 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。i) 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
14、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。6.2.1.10.3 接地极线路接地故障a) 接地极线路中点接地故障。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
15、短路对直流传输功率应无扰动1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a) 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。b) 相应直流保护应正确动作,1亭运直流系统。其他交直流保护不应误动作。6.2.1.10.5 直流滤波器投切的金属回线(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,分别在两站依次于动切/投一组直流滤波器。b) 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。当一个极失去两组直流滤波器时,应根据不同功率运行
16、下的设计要求,确定是否停运该报。6.2.1.10.6 交流辅助电源切换a) 定功率控制模式稳态运行工况下,分别在两站依次于动断开/合上站用变压器一路进线开关。b) 断开站用变压器一路进线开关,相应母线联络开关应自动合上:直流传输功率应不受扰动。6.2.1.10.7 直流辅助电源、故障a) 定功率控制模式稳态运行工况下,分别在两站依次于动断开/合上一路直流电源。b) 丢失/恢复一路直流电源,对直流传输功率应无扰动。6.2.1.10.8 阀基电子系统单系统故障a) 阀基电子系统(VBE、VCU和VCE)断电切换试验,验证阀基电子系统单系统故障后,不会影响直流系统正常运行。b) 正常运行,阀控系统丢
17、失控制系统值班、进线开关合位、解锁等开关量信号,相关的控制系统可靠切换,不会影响系统运行。c) 断开晶闸管回报信号光纤,模拟晶闸管故障,验证单阀内故障数量达到定值后,相应的保护跳闸;同时还验证不同单阀内故障数量累计达到定值不应该跳闸Od) 如有条件,断开一个晶闸管触发信号光纤,模拟晶闸管保护性触发,验证晶闸管触发去失触发信号,可以可靠地保护性触发。6.2.1.11 直流系统附加控制试验6.2.1.11.1 功率提升和功率回降的定功率控制模式稳态运行工况下,分别在两站整定好功率提升/功率回阵各级别的功率定值和变化速率;激活功率提升/功率回阵功能,并依次模拟向极控系统发出功率提升/功率回阵指令,1
18、6 DL / T 1131 -2019 观察直流功率的变化。b) 直流功率应按照指令所起动的对应级别,按整定的功率提升/功率回阵的功率走值和变化速率变化。6.2.1.11.2 模拟交流系统频率异常控制a) 定功率控制模式稳态运行工况下,分别在两站模拟交流系统频率高于/低于限制值,观察直流功率的变化。b) 在整流站,交流系统频率高于/低于限制值,直流传输功率应增加/减少一个预定值;在逆变站则反之。6.2.1.11.3 模拟调靠IJ控制a) 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
19、进行。b) 定功率控制模式稳态运行工况下,分别在两站激活功率调制控制功能,并模拟向极控系统发出功率调制指令,观察直流功率的变化。如果站内己装设安控装置,可依据调试大纲,通过安控装置向极控系统发出功率调制指令,观察直流功率的变化。d) 直流功率应按照整定的速率跟随功率调制指令而变化。6.2.1.11.4 交直流系统井联调制试验a) 根据工程设计功能要求以及系统条件,安排交直流系统并联运行时的调制试验。b) 模拟输入调制信号,并观察交直流系统相关的电压、电流、频率的动态过程,应符合工程设计要求。6.2.1.12 本地/远方控制转换6.2.1.12.1 远方控制起/停试验的该项试验可选择分别在两端换
20、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、低压换流器交叉远行的极接线方式下进行。b) 在主控站,将控制点切换到远方调度中心:在远方调度中心对直流系统进行起/停操作。c) 将主控站转移到对站,重复此试验。d) 直流系统应能平稳地起/1;亭。6.2.1.12.2 远方控制单极功率升/降试验a) 在主控站,将控制点切换到远方调度中心;在远方调度中心对直流系统进行升/降功率操作:并在功率升/阵过程中进行于动暂停操作。b) 将主控站转移到对站,重复此试验。c) 直流系统的功率升/阵应是平稳的。在功率升/阵过程中,当于动要求 暂停时,直流功率应停留
21、在暂停指令发出时刻的数值上。6.2.1.13 后备控制面盘操作6.2.1.13.1 起/停试验的在主控站的极控主值系统屏柜面盘上设置传输功率定值,在主控站的某一极控主值系统对应的后备面盘上设置传输功率定值,对该极某一换流器单元进行解锁/闭锁操作,先形成极为单12脉动换流器接线方式运行:然后进行在线投入另一换流器单元的操作。最终形成极为双12脉动换流器接线的运行方式。b) 将主控站转移到对站,重复此试验。c) 直流系统应能平稳地解锁/闭锁。6.2.1.13.2 单极功率升/降试验a) 在主控站的极控主值系统屏柜面盘上,对直流系统进行升/阵功率操作:在功率升/阵过程中进17 DL / T 1131
22、 -2019 行于动暂停操作。b) 将主控站转移到对站,重复此试验。c) 直流系统的功率升/阵应是平稳的。在功率升/阵过程中,当于动要求暂停时,直流功率应停留在暂停指令发出时刻的数值上。6.2.1.14 功率反转试验a) 该项试验可根据工程要求确定是否进行及其进行时的接线方式。b) 走功率控制模式稳态运行工况下,整定功率反转速率和反转后的直流功率定植,于动起动功率反转!顺序控制,在直流功率达到反向稳定状态后,再次起动功率反转!顺序控制。c) 功率输送方向和反转时序应是正确的:直流电压、直流功率的变化应是平稳的。d) 此项试验可结合双极功率反转试验进行。6.2.1.15 直流偏磁测试a) 直流单
23、换流器(或单极)大地回线方式。b) 根据接地极直流偏磁电流结算结果,对换流变及两端接地极附近可能受影响的变压器中性点接地直流电流进行测量:必要时,测试噪声和振动。c) 在直流偏磁测试时,保持交流系统接线方式不变,选择三个由小到大不同的直流运行电流值。d) 根据测试结果,拟合每一个测试点的直流偏磁电流变化由线,预测I.Op.u.直流电流时的直流偏磁电流大小。e) 根据预测的结果,对直流偏磁电流超标的变电站(换流站)进行治理,在接地点安装隔直装置,然后在直流单换流器/单极大地回线方式下,选择三个由小到1.0p.u.不同的电流进行直流偏磁复测,检验直流偏磁电流的治理情况。6.2.2 单换流器/单极大
24、功率(直流电流为额定值的1及以上)试验6.2.2.1 定电流控制试验6.2.2.1.1 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元、同时投入高低压换流器单元、双12脉动换流器运行中退/投一个12脉动换流器,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。6.2.2.1.2 电流升/降的被试极直流电流指令从最小值,按试验方案分几个台阶慢速升至额定值,再以同样的方法从额定f直返回最小值。在每一电流水平上至少停留O.5min。在额定电流下,在两站分别校核模拟量输入信号,参见6.2.1.1.1b)。b) 将主控权转移到对站,重复功率升/降过程。c)
25、 在每一电流升/阵过程结束后,直流电流都应达到其指令植;在每一电流水平上,直流系统都应是稳定的。6.2.2.1.3 手动调节分接头的额定电流运行状态下,分别在两站进行下述试验:将两个12脉动换流器的分接头控制依次改为手动控制模式:并依次于动将其分接头升1挡、再升1挡;然后依次将其降1挡、再降1挡。b) 换流变压器分接头应能在额定电流下成功地进行于动控制1每站两个12脉动换流器能稳定平衡运行。6.2.2.1.4 两站控制模式转换18 a) 额定电流运行状态下,将两站换流变压器分接头控制改为子动控制,两站配合并分别依次于动改变两站两个12脉动换流单元换流变压器分接头位置,实现控制模式转换,逆变器控
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