标准规范下载简介
Q／GDW 12205-2022 高压柔性直流输电系统控制保护联调试验技术规范.pdf7. 1. 3. 1启动
7.1.3.1.1联网运行方式的启动
合交流进线断路器，对换流变压器和处于闭锁状态的换流阀进行充电。待建立起稳定的直流充电电压 且满足其他必要联锁条件后，启动电阻被旁路，完成充电过程。启动过程中各测点的电压、电流应力应满 足设备技术规范要求， 充电过程完成后，先解锁直流电压控制站，再解锁对站。
7.1.3.1.2孤岛运行方式的启动
先按照联网运行方式解锁直流电压控制站，孤岛站合直流侧开关并通过直流侧给处于闭锁状态的换流 阀充电。孤岛站充电前，直流侧启动电阻（可选）可串入充电回路中，待建立起稳定的直流充电电压且满 足其他必要联锁条件后，直流侧启动电阻被旁路，完成充电过程。启动过程中各测点的电压、电流应力应 满足设备技术规范要求。 孤岛换流站充电完成后，解锁换流器，然后合上孤岛站交流进线断路器大桥引桥50米T梁复位加固实施性施工方案，将孤岛站并入孤岛电网
7.1.3.1.3STATCOM运行方式的启动
7.1. 3. 2 停运
7.1.3.2. 1联网运行方式的停运
7. 1. 3. 2. 2 孤岛运行方式的停运
将孤岛站外部交流系统功率降至接近零，先闭锁孤岛站，再闭锁直流电压控制站。换流器 电流应力应满足设备技术规范要求。
7.1.3.2.3STATCOM运行方式的停运
将无功功率降至零，闭锁换流器。换流器闭锁后，断开交流进线断路器。停运过程中各测点的电 应力应满足设备技术规范要求。
7.1.3.3紧急停运
关网、孤岛以及STATCOM运行方式下，执行紧急停运操作，换流阀闭锁并断开交流进线断路器。
7.1.4分接头调节试验
7.1.4.1分接头开关手动控制
换流变压器分接开关为手动控制模式时，升高或降低分接开关档位的指令应能被执行，直流系统稳 定运行。
7.1.4.2 分接头开关自动控制
换流变压器分接开关为手动控制模式时，调节分接开关使调制比或换流变压器阀侧电压超出正常运 行范围，将分接开关控制方式切换成自动模式，分接开关应自动调档，直至调制比或换流变压器阀侧电压 回到正常运行范围内。
7.1.5功率升降及反转试验
7.1.5.1有功功率升降试验
有功功率控制模式下，设定换流器的有功功率指令值与升降速率，系统应能按照设定的速率将有功功 率升高或降低至目标值，功率升降过程中可根据需要实现升降暂停功能，各电气量变化应能满足系统功能 规范和设备技术规范的要求。
7.1.5.1.2孤岛运行方式下的有功功率升降
孤岛控制模式下，增加或减少交流系统的出力，功率变化及稳态期间，各电气量变化应能满足系统功 能规范和设备技术规范的要求。
7. 1. 5. 2 有功功率反转
式下设定与当前有功功率方向相反的指令值，参
7.1.5.3无功功率升降试验
联网或STATCOM运行方式下，设置换流站为无功功率控制模式。设定无功功率指令值与升降速率，系 统应能按照设定的速率将无功功率升高或降低至目标值，功率升降过程中可根据需要实现升降暂停功能， 各电气量变化应能满足系统功能规范和设备技术规范的要求。
7.1.6稳态参数校核
稳态工况校核试验包括联网、孤岛以及STATCOM运行方式下的稳态工况校核。 在柔性直流输电系统有功功率、无功功率区间内选取典型功率点记录直流系统的直流电压、直流电流、 周制比等参数，各量值应与设计结果相符。 将换流变压器分接头调整为自动/手动控制，交流系统电压在正常范围内。依据功率圆设计曲线，依 次选取若干有功功率、无功功率运行工作点，调整换流器的有功功率或无功功率，观察换流器有功功率和 无功功率的变化是否与功率圆的设计结果相符
7.1.7阶跃响应试验
7.1.7.1直流电压阶跃
在联网运行方式下的定直流电压站分别模拟直流电压上阶跃和下阶跃，其响应时间和超调量均应满足 系统功能规范的要求。
7.1.7.2有功功率指令
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在联网运行方式下的定有功功率站分别模拟有功功率上阶跃和下阶跃，其响应时间和超调量均应满足 系统功能规范的要求。
7.1.7.3无功功率阶跃
在联网或STATCOM方式下，分别模拟无功功率上阶跃和下阶跃，其响应时间和超调量均应满足系统功 能规范的要求。
7.1.7.4交流电压阶跃
在联网、STATCOM或孤岛运行方式下，分别模拟交流电压上阶跃或下阶跃，其响应时间和超调量均应 满足系统功能规范的要求。
1.8控制模式切换试验
7.1.8.1有功类控制模式转换试验
调整换流器的有功控制模式，将有功类控制模式由双极（单元）功率控制调整为单极（单 制，系统稳定后再切换为双极（单元）功率控制。切换过程中，各电气量应满足系统功能规范 规范的要求。
7.1.8.2无功类控制模式转换试验
调整换流器的无功控制模式，将无功类控制模式从定无功功率切换成定交流电压控制， 切换为定无功功率控制。切换过程中，各电气量应满足系统功能规范和设备技术规范的要求。
7.1.9联网/孤岛运行方式转换（如有）
英流站处于接入有源交流系统的状态下，模拟交流系统电源去失，控制保护系统应能自动切换为 成交流电压控制，实现有源向无源交流系统的转换，切换过程中交直流系统各电气量均应满足系 范的要求。
7.1.10过负荷试验
过负荷包括联网、孤岛下的极（单元）线过负荷、金属回线过负荷等工况。模拟极线电流或金属回线 电流过负荷，在过负荷动作时间内，直流系统应稳定运行。达到过负荷动作时间后，直流系统应按照设定 速率自动降低功率或由安稳装置切除盈余新能源出力。功率降低或新能源出力切除过程中，各电气量应满 足系统功能规范和设备技术规范的要求。
7.1.11功率盈余试验（如有）
模拟孤岛下的极（单元）功率盈余。在系统可承受的时间内，应投入耗能装置并合理切除新能源出力， 直流系统应稳定运行，各电气量应满足系统功能规范和设备技术规范的要求
7.1.12功率转代试验
在联网、孤岛（如有）运行方式下，两个极（单元）分别设置为双极（单元）功率控制、单极（单元 功率控制模式及其组合，模拟一极（单元）故障闭锁，检测功率是否转代至另一极（单元）。功率转代过 程中各电气量均应满足系统功能规范的要求。
7.1.13交流系统故障穿
在联网运行方式、孤岛运行方式和STATCOM运行方式下分别模拟交流系统单相接地、两相接地、两相 相间和三相故障，在系统功能规范规定的电压跌落幅值、短路电流大小和持续时间内，直流系统应维持运 行，故障结束后恢复正常运行状态。交流侧故障穿越期间，新能源场站（如有）高、低电压穿越的性能应 满足新能源相关规范的要求。
7.1.14交流系统变压器充电
7.1.15无站间通讯试验
对于长距离的柔性直流输电系统，无站间通讯试验主要包括但不限于无站间通讯的启动/ 间通讯的功率升降等试验项目。试验方法参照7.1.3和7.1.5，试验过程中各电气量均应满足系 的要求。
7.1.16控制类跳闸功能试验
控制类跳闸功能试验包括但不限于测量异常跳闸、充电失败跳闸等试验，控制类跳闸功能试验均 统功能规范的要求正确动作
7.1.17就地控制试验
主控制保护设备的就地控制屏将控制位置选为“就地”，运行人员监控系统的控制位置应显示为“就 流系统处于就地控制状态。就地控制下可参照7.1.1进行顺控和联锁试验，参照7.1.3进行启停试 .1.5进行功率升降及反转试验，参照7.1.8进行控制模式切换试验。
7.1.18自动监视和切换
7.1.18.1二次设备故障监视和切换
7.1.18.2网络风暴和流量测试
利用网络分析仪或者具有发送大量网络广播报文的设备向交换机注入不高于100MARP的广播风 寺续时间不低于1小时，控制保护设备性能不应受影响，不误动、不拒动、不误发报文，不应出 重启等异常现象。OWS在网络出现短时风暴或大数据流量的影响下，各项指标均应满足系统功能 求。
7. 2多端系统试验 (如有)
7.2.1多端系统启停
7.2. 1. 1启动
7.2.1.1.1联网运行方式的启动
首先解锁定直流电压控制站，然后依次解锁定有功功率站。启动过程中各站电压、电流应保持平 过程参照7.1.3.1.1。
7.2.1.1.2孤岛运行方式的启动
7. 2. 1. 2停运
7.2.1.2.1联网运行方式的停运
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联网运行方式下，首先降低待停运换流站的功率，先停运定有功功率站，后停运定直流电压站。 中各站电压、电流应保持平稳。停运过程参照7.1.3.2.1。
7.2.1.2.2孤岛运行方式的停运
孤岛运行方式下，首先降低新能源场站出力，先停运孤岛站，后停运定直流电压站。停运过程中 电流应保持平稳。停运过程参照7.1.3.2.2。
7.2.2站间协调控制功能试验（如有）
2.2.1单换流站投入试
单站投入前，多端系统应正常运行，分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，将单换流站一极 （单元）投入。单站投入前后，各站电压、电流水平以及各换流站控制模式的变化，应满足系统功能规范 的要求。
7.2.2.2单换流站故障闭锁和退出试验
7.2. 2. 2.1定直流电压控制站故障闭锁
单站故障闭锁前，多端系统应正常运行，分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟定 空制站故障闭锁。定直流电压站闭锁后，各站电压、电流水平以及各换流站控制模式的变化应满 能规范的要求。
7. 2. 2. 2. 2定功率控制站退出
单站故障闭锁前，多端系统应正常运行，分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟定功率 控制站故障闭锁。定直流电压站闭锁后，各站电压、电流水平以及各换流站控制模式的变化应满足系统功 能规范的要求。
7. 2. 2. 2. 3孤岛站退出
单站故障闭锁前，多端系统应正常运行，分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟孤 团锁。孤岛站闭锁后，各站电压、电流水平以及各换流站控制模式的变化应满足系统功能规范的
7.2.2.3过负荷试验
分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟多端系统极线/金属回线接线方式变化引起的机 线/金属回线过负荷。极线/金属回线过负荷持续时间和极线/金属回线过负荷降功率的速率均应满足系统 功能规范的要求。
7.2.2.4功率盈余试验（如有）
模拟多端系统孤岛下的极（单元）功率盈余。在功率盈余可承受的时间内，应投入耗能装置并合理切 除新能源出力，直流系统应稳定运行，各电气量应满足设计规范的要求。
7.2. 2.5接地点转移试验
7.2.2.5.1多端系统接地点自动投入
分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟多端系统接地点丢失，多端系统中备 投入延时应满足系统功能规范的要求
7.2. 2. 5. 2 多端系统接地点自动退出
分别在站间协调控制功能投入和退出的情况下，模拟多端系统同时出现多个接地点，多端系统中 点的退出延时应满足系统功能规范的要求。
7.2.2.6定直流电压站转移试验
直流电压站由其他运行控制模式转成定直流电压控制模式。定直流电压站转移期间直流系统应保
7.2. 2. 7 运行方式优化试验
当多端系统由于系统或设备故障，导致极线、金属回线跳开或换流站闭锁后，站间协调控 新将多端系统优化调整到预设的运行方式下。运行方式优化的结果应满足设计规范的要求
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8.1.1通过柔性直流输电系统区内和区外故障仿真试验，检测保护动作行为。保护装置应确保区内故障 可靠动作，区外故障不误动。 8.1.2故障模拟应涵盖不同的功率水平、接线方式和功率方向，应考虑交流系统强弱对保护功能及动作 灵敏度的影响。 8.1.3仿真试验过程中应投入全部保护功能；检测后备保护时，应退出主保护功能。 8.1.4根据柔性直流输电系统接线方式的特点和不同故障类型，直流保护动作后可执行闭锁换流器、跳 开相应的交、直流开关、降功率和极隔离等措施。 8.1.5保护装置在空载加压、换流器联网、STATCOM以及孤岛运行方式下均应可靠动作，
8.2保护分区和故障点设置
在仿真试验系统中，根据高压柔性直流输电系统的主回路结构进行保护分区和故障点设置 线方式包括对称双极、对称单极和背靠背三种类型，其保护分区和故障点设置分别如附录B中图 和图B.3所示。
8.3.1换流变压器保护
8.3.1.1故障类型
换流变压器保护区的故障类型如下： a）换流变压器网侧引线故障：单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障； b）换流变压器阀侧故障：单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障； c）换流变压器内部绕组故障：匝间故障
8.3.1.2试验方法
换流变压器保护区的试验方法如下： 模拟换流变压器网侧引线金属性单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障： b 模拟换流变压器网侧引线经过渡电阻接地故障； 模拟换流变压器阀侧金属性单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障； 模拟换流变压器内部绕组匝间金属性短路故障； 模拟换流变压器CT断线和PT断线故障； 在换流变压器满载情况下，分别模拟换流变压器网侧及阀侧区外同一点发生不同故障类型的转 换，如单相接地转换成两相接地故障，故障转换时间10ms～300ms； g 在换流变压器满载及空载的情况下，模拟区外故障发展为换流变压器匝间短路，故障转换时间 10ms~300ms; h 满载时换流变压器网侧内部匝间短路由1%发展为3%，故障转换时间10ms～300ms
8. 3. 1. 3技术要求
换流变压器 保护这的技不要求如下： a）换流变压器金属性故障或经过渡电阻接地故障时，主保护应可靠动作
b）换流变压器永久金属性故障或经过渡电阻接地故障时，在退出主保护后后备保护应可靠动作： C） 换流变压器CT断线故障时，装置应能正确检测出CT断线故障并闭锁相关保护功能； 换流变压器PT断线故障时，装置应能正确检测出PT断线故障并闭锁相关保护功能； e) 换流变压器区外同一点不同故障类型转换时，主保护不应误动； f 换流变压器区外转区内故障时，保护应可靠动作； 保护动作性能应满足工程设计规范书的要求。
3.2交流连接线保护区
8. 3. 2. 1故障类型
故障类型包括站内交流连接线区域单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故隆
8. 3. 2. 2试验方法
模拟站内交流连接线金属性单相接地、两相短路、两相接
8. 3. 2. 3技术要求
交流连接线保护区的技术要求如下： a）交流连接线区金属性接地故障时，主保护应可靠动作； 交流连接线区永久金属性故障时，在退出主保护后后备保护应可靠动作； 保护动作性能应满足工程设计规范书的要求。
8.3.3换流器保护区
8.3.3.1故障类型
换流器保护区的故障类型如下： a） 桥臂电抗器故障：上、下桥臂电抗器及相连接母线区单相接地、两相短路、两相接地和三相短路 故障； b）换流器桥臂故障：桥臂单相接地、两相短路、两相接地和三相短路故障； c）换流器出口故障：直流极接地故障、中性极接地故障、换流器出口正负极短路故障
8.3.3.2试验方法
模拟换流器区内各故障点金属性单相接地、两相短路、两相接
模拟换流器区内各故障点金属性单相接地 两相短路、 两相接地和三相短路故障。
8. 3. 3. 3技术要求
换流器保护区的技术要求如下： a）换流器区金属性故障时，主保护应可靠动作； b）换流器区永久金属性故障时，在退出主保护后后备保护应可靠动作； c）保护动作性能应满足工程设计规范书的要求。
8.3.4.1故障类型
极保护区的故障类型如下： a）极母线故障：极母线接地故障、极母线与中性母线短路故障； b）中性线故障：中性线接地故障、中性线开路故障、NBS开关分断失败：
c）直流线路故障：直流线路首端、中点、末端接地故障； d）直流断路器失灵。
8. 3. 4. 2 试验方法
极保护区的试验方法如下： 模拟极母线接地故障、极母线与中性母线短路故障； b) 模拟中性线接地故障、开路故障，NBS开关分断失败： 模拟直流线路首端、中点、末端的金属性和高阻接地故障； 模拟直流线路接地故障且同时模拟直流线路近端或远端直流断路器失灵。
8. 3. 4. 3技术要求
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极保护区的技术要求如下： a）区内金属性故障时，主保护应可靠动作； 区内永久金属性故障时，退出主保护后后备保护应可靠动作； 直流线路金属性接地故障时，行波保护、突变量保护等快速保护应可靠动作，直流线路高阻接地 故障时，直流线路纵差等后备保护应可靠动作； d 如果直流线路配置直流断路器，线路故障时直流断路器应能可靠分断并启动重合闸；若直流断路 器失灵，则启动失灵保护； e 保护动作性能应满足工程设计规范书的要求
8.3.5.1故障类型
双极保护区的故障类型如下： a）中性母线故障：中性母线接地故障； b）转换开关故障：NBGS、GTRS、MRTB、MBS等开关分断失败故障； C 接地系统故障：接地极线接地故障、开路故障； d）金属回线故障：金属回线首端、中点、末端接地故障，开路故障。
8. 3. 5. 2 试验方法
双极保护区的试验方法如下： 模拟中性母线接地故障； 模拟转换开关NBGS、GTRS、MRTB、MBS等开关分断失败故障； C 模拟接地极线接地故障、开路故障； d）模拟金属回线首端、中点、末端接地故障，开路故障
8. 3. 5.3技术要求
双极保护区的技术要求如下： a）区内金属性故障时，主保护应可靠动作； 区内永久金属性故障时，退出主保护后后备保护应可靠动作； C）保护动作性能应满足工程设计规范书的要求。
3.6保护出口逻辑验证
8. 3. 6. 1试验方法
保护主机宜按照三重化设计，试验方法如下： a） 选取同类型三套保护主机，保护主机A套、B套和C套均处于运行状态，在A套保护主机中置数 模拟保护元件动作； b 选取同类型三套保护主机，保护主机A套和保护主机B套处于运行状态，保护主机C套处于试验 状态，在A套保护主机中置数模拟保护元件动作； C 选取同类型三套保护主机，保护主机A套处于运行状态，保护主机B套和保护主机C套处于试验 状态，在A套保护中置数模拟保护元件动作： d 选取同类型三套保护主机，保护主机三套均处于试验状态，观察控制系统的运行情况
8. 3. 6. 2技术要求
保护出口逻辑验证试验方法如下： a）三套保护主机均正常的情况下，执行保护元件动作后“三取二”出口逻辑； 单套保护异常后执行保护元件动作后“二取一”出口逻辑，单套保护异常后针对专门的保护元件 动作也可采用“二取二”出口逻辑； C) 两套保护异常后执行保护元件动作后“一取一”出口逻辑； d 三套保护均异常后，控制系统应置告警信息，控制系统的动作行为应满足设计规范的要求，
对于存在接口的两种或多种不同厂家的各类设备，如果该接口未在以往柔直系统中应用，则应在联调 试验期间测试。如果该接口在以往柔直系统中应用，则可根据技术规范书的要求简化试验。
控制保护设备与直流断路器本体控保设备接口
9.2.1直流控制保护设备下发信号检查
在直流断路器本体控保设备侧检查直流控制、直流保护设备下发的快分、慢分、合闸、重合闸等信号， 检验其状态是否正确。
9.2.2直流断路器的控制保护上送信号检查
在直流控制设备侧检查直流断路器控制保护上送的分位状态、合位状态、允许慢速分闸状态、允许快 速分闸状态、允许合闸状态、断路器失灵状态、本体保护跳闸状态、请求快分直流断路器状态等信号，检 验其状态是否正确
9.2.3直流断路器状态监视
器监视系统后台应能调取、查看各支路及其子模
2.2.4通讯故障及设备
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模拟快速机械开关故障，直流断路器 快速开关故障断口数量不超过系统亢余时，系统 继续运行；快速机械开关故障数量超过系统余时， 直流断路器禁止分合闸。直流断路器在分闸状态下， 快速开关断口无穴余，任一断口异常，
9.2.5直流断路器本体控保断电/上申
保有备用系统，值班系统主机断电时，应进行系统切换，直流断路器不应有误动作。
9.3控制保护设备与耗能装置控制设备接口试验
9.3.1直流控制设备下发信号检查
在耗能装置控制设备侧检查直流控制设备下发的耗能支路开关状态、耗能支路解锁命令等 其状态是否正确。
9.3.2耗能装置控制设备上送信号检查
9.3.3耗能装置控制设备上送控制保护的OWS后台监视功能检查
耗能装置控制设备应将换流阀和阀控本体的主要状态信息发送到OWS后台，方便运行人员 送给OWS的信号包括但不限于支路换流阀晶闸管的故障信息、阀控自检状态、阀控运行状态等
9.3.4通讯故障及设备故障
耗能装置控制设备备用系统主机的断电、上电不应对值班系统造成任何影响。若耗能装置控制设备有 备用系统，值班系统主机断电时，应切换系统，直流系统不应有大的扰动。
9.4控制保护设备与阀控设备接口试验
9.4.1直流控制设备下发信号检查
9.4.2阀控设备上送信号检查
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9.4.3阀控上送 OWS后台的监视功能检查
活但不限于换流阀子模块的故障信息、阀控自检状态、换流阀充电就绪信号等
9.4.4通讯故障及设备故障
9.4.5阀控设备断电上电
阀控设备备用系统主机的断电、上电不应对值班系统造成任何影响。若阀控设备有备用系统，值班系 统主机断电时，应进行系统切换，直流系统不应有大的扰动；若阀控设备无备用系统，值班系统主机断电 时，直流控制设备应发出跳闸命令
9.5控制保护设备与阀冷设备接口试验
9.5.1直流控制设备下发信号检查
在阀冷控制设备侧检查直流控制设备
9.5.2阀冷设备上送信号检查
在直流控制设备侧检查阀冷控制设备上送的阀冷系统跳闸、阀冷系统功率回降、阀冷系统可用、 具备运行条件、阀冷系统具备穴余冷却能力、阀冷控保系统主用/备用及模拟量等信号，检验其 值是否正确。
9.5.3通讯故障及设备故障
9.5.4阀冷控制设备断电上电
阀冷控制设备备用系统主机的断电或上电不应对值班系统造成任何影响。若阀冷控制设备有备用务 统，值班系统主机断电时，应切换系统，直流系统不应有大的扰动；若阀冷控制设备无备用系统，值班系 统主机断电时，直流控制系统应发出跳闸命令。
9.6.1直流控制设备下发信号检查
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在换流变压器侧检查直流控制设备下发的冷却器强退/复归命令、换流变压器带电/断电等信号，检验 其状态是否正确
9.6.2换流变压器PLC/TEC设备上送信号检查
流变压器PLC/TEC设备
在直流控制设备侧检查换流变压器PLC/TEC设备上送的油温、绕组温度等模拟量，冷却器故障、停运/ 运行、可用及具备穴余冷却能力等状态信号，检验数值或状态是否正确。
2.6.3通讯故障及设备
9.6.4换流变压器PLC/TEC设备断电/上电
换流变压器PLC/TEC设备备用系统主机的断电或上电不应对值班系统造成任何影响。如果换流变压器 PLC/TEC设备有备用系统，值班系统主机断电时，应能进行系统切换。直流系统不应有大的扰动；若换流 变压器PLC/TEC设备无备用系统，值班系统主机断电时，直流控制系统应报严重故障。
空制保护设备与交流断面失电监测装置接口试验
直流控制设备应可靠接收交流断面失电监测装置发出的失电等信号，并能正确执行
直流控制设备应可靠接收交流断面失电监测装置发出的失电等信号，并能正确执行直流闭锁。
控制保护设备与稳控装置接口试验
稳控装置应可靠识别直流控制保护设备发出的耗能装置投入、闭锁等信号，直流控制保护设备应可靠 接收稳控装置发出的功率提升、回降、风机切除等信号，并能正确执行。 检测双套极控死机后，稳控装置判断直流闭锁并能正确执行。
9.9控制保护设备与电子式/光学电流测量装置合并单元接口试验
9.9.1通道信号测试
9.9.2合并单元数据无效测试
9.10控制保护设备与故障录波设备接口试验
与故障录波设备接口的设备有直流控制保护设备、阀控设备和测量装置的二次部分等。在故障录 触发相应录波，检查各录波通道测量的信号应与各个系统上送的信号对应。故障录波设备应满足 规范书的要求。
9.11控制保护设备与时钟同步设备接口试验
9.11.1时钟同步设备上送信号检查
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在直流控制保护设备侧检查时钟同步设备上送的时钟信号，检验时钟信号是否正确。时钟同步系统应 满足相应的技术规范书的要求。
9.11. 2通讯故障
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附录A （资料性附录） 仿真试验系统构成
仿真试验系统构成示意
B.1对称双极接线方式
线方式的柔性直流输电系统保护分区参见图B.1。
附 录 B （资料性附录） 柔性直流输电系统典型保护分区和故障设置
图B.1对称双极主接线保护分区和故障点设置示意图
注2：图中“”表示单相接地、两相短路、两相接地、三相短路或直流侧极间故障，F表示故障点位置，K表示换 流变压器匝间短路。 注3：图中“”表示直流侧接地故障。 注4：图中“×”表示开路故障。
主2：图中“”表示单相接地、两相短路、两相接地、三相短路或直流侧极间故障，F表示故障点位置，K表 流变压器匝间短路。 住3：图中“”表示直流侧接地故障。 住4：图中“X”表示开路故障。
SPM_平安金融中心项目_施工管理阶段_主体结构施工方案_53平安金融中心现场临时用电方案.pdfB.2对称单极接线方式
对称单极接线方式的柔性直流输电系统保护分区参见图B.2。
IB.2对称单极主接线保护分区和故障点设置示
背靠背接线方式的柔性直流输电系统保护分区参见图B.3。
山东某住宅小区（一期）A地块施工组织设计Q/GDW 122052022
高压柔性直流输电系统控制保护联调试验
编制背景. 编制主要原则 与其他标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容.. 条文说明