1、ICS 29.240 K 国家电网公司企业标准 Q / GDW700.62012 800 kV 特高压直流输电控制与保护设备 第 6 部分：换流站辅助二次设备 Control and protection equipment of 800 kV ultra high-voltage direct current (UHVDC) transmission system Part 6: Auxiliary second equipment of substation 2012-08-10发布 2012-08-10实施 国家电网公司 发 布 Q/GDW Q / GDW 700.6 2012 I 目
2、次 前言 III 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 2 4 技术要求 2 4.1 环境条件2 4.2 运输、贮存极限环境温度 2 4.3 电 源 2 4.4 设备的功能和技术性能 2 4.5 绝缘性能5 4.6 耐湿热性能6 4.7 机械性能6 4.8 电磁兼容要求 7 4.9 连续通电试验 9 4.10 结构及外观要求 9 4.11 安全要求 9 5 试验方法 9 5.1 试验条件9 5.2 结构及外观要求检查 9 5.3 环境温度影响试验 9 5.4 运输、贮存极限环境温度试验 9 5.5 电源变化的影响试验 9 5.6 设备的功能和技术性能试验 9 5.7 绝缘性能试
3、验 9 5.8 耐湿热性能试验 9 5.9 机械性能试验 9 5.10 电磁兼容试验 10 5.11 连续通电试验 10 5.12 安全要求试验 11 5.13 通信规约的一致性测试 11 6 检验规则11 6.1 检验分类 11 6.2 型式检验 11 6.3 出厂检验12 7 标志、标签、使用说明书 12 7.1 标志和标签12 7.2 使用说明书13 Q / GDW 700.6 2012 II 8 包装、运输、贮存13 8.1 包 装 13 8.2 运 输 13 8.3 贮 存 13 9 供货的成套性14 9.1 随设备供应的文件 14 9.2 随设备供应的配套件 14 10 质量保证1
4、4 编制说明 15 Q / GDW 700.6 2012 III 前 言 本标准按 GB/T 1.12009 给出的规则起草。 根据国家特高压直流输电工程建设和成套直流控制保护设备设计制造的需要， 以及 2011 年国家电网 公司科技创新重点工作任务的要求，特制定标准800 kV 特高压直流输电控制与保护设备 。 800 kV 特高压直流输电控制与保护设备系列标准分为 6个部分： 第 1部分：总则； 第 2部分：运行人员控制系统； 第 3部分：交直流系统站控设备； 第 4部分：直流系统极控设备； 第 5部分：直流系统保护设备； 第 6部分：换流站辅助二次设备。 本标准为800 kV 特高压直流
5、输电控制与保护设备系列标准的第 6部分。 本部分由国家电网公司直流建设部和国家电力调度通信中心提出并解释。 本部分由国家电网公司科技部归口。 本部分起草单位：许继集团有限公司、国家电网公司直流建设分公司、南京南瑞继保电气有限公司、 中国电力科学研究院、许昌智能电网装备试验研究院。 本部分主要起草人：蒲莹、刘敏、沈刚、王明新、赵大平、吕鹏飞、李志勇、于飞、刘高峰。 Q / GDW 700.6 2012 IV Q / GDW 700.6 2012 1 800 kV 特高压直流输电系统控制与保护设备 第 6部分：换流站辅助二次设备 1 范围 本部分规定了800 kV 特高压直流输电系统的换流站辅助二
6、次设备的技术要求、试验方法、检验规 则、包装、运输、贮存、标志、标签、使用说明书、供货的成套性及质量保证等。 本部分适用于800 kV 特高压直流输电系统的换流站辅助二次设备（以下简称设备） ，该设备包含 但不仅限于：暂态故障录波装置、直流线路故障定位装置、接地极线路监视装置、站主时钟系统、电能 量计量系统等。 2 规范性引用文件 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 28872011 计算机场地通用规范 GB/T 2900.49 电工术语 电力系统保护 GB 4
7、2082008 外壳防护等级（IP 代码） GB/T 72612008 继电保护和安全自动装置基本试验方法 GB/T 93612011 计算机场地安全要求 GB/T 99692008 工业产品使用说明书 总则 GB/T 112872000 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 145371993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验 GB/T 14598.162002 电气继电器 第 25 部分：量度继电器和保护装置的电磁发射试验 GB 14598.272008 量度继电器和
8、保护装置 第 27 部分：产品安全要求 GB/T 17626.22006 电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验 GB/T 17626.32006 电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验 GB/T 17626.42008 电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 GB/T 17626.52008 电磁兼容 试验和测量技术 浪涌（冲击）抗扰度试验 GB/T 17626.62008 电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度试验 GB/T 17626.82006 电磁兼容 试验和测量技术 工频磁场抗扰度试验 GB/T 17626.92011 电磁兼容 试验和
9、测量技术 脉冲磁场抗扰度试验 GB/T 17626.101998 电磁兼容 试验和测量技术 阻尼振荡磁场抗扰度试验 GB/T 17626.112008 电磁兼容 试验和测量技术 电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验 GB/T 17626.121998 电磁兼容 试验和测量技术 振荡波抗扰度试验 GB/T 223842008 电力系统暂态数据交换通用格式 DL/T 5531994 220 kV500 kV 电力系统故障动态记录技术准则 DL/T 6671999 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 8732004 微机型发电机变压器动
10、态记录装置技术准则 Q / GDW 700.6 2012 2 DL/T 10872008 800 kV 特高压直流换流站二次设备抗扰度要求 Q/GDW 6272011 换流站直流故障录波装置技术规范 3 术语和定义 GB/T 2900.49 和 GB/T 13498 界定的术语和定义适用于本文件。 4 技术要求 4.1 环境 条件 4.1.1 正常工作大气条件 a） 环境温度： 10 +55 ； b） 大气压力：80 kPa110 kPa； c） 相对湿度：5%95%（设备内部既不应凝露，也不应结冰） 。 4.1.2 试验的标准大气条件 a） 环境温度：15 35 ； b） 大气压力：86 k
11、Pa106 kPa； c） 相对湿度：45%75%。 4.1.3 仲裁试验的标准大气条件 a） 环境温度：20 5 ； b） 大气压力：86 kPa106 kPa； c） 相对湿度：45%75%。 4.1.4 使用环境的其它要求 4.1.4.1 使用环境不应有超过本标准规定的振动和冲击。 4.1.4.2 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。 4.1.4.3 户内设备的使用环境应有防御雨、雪、风、沙的设施。 4.1.4.4 场地安全要求应符合 GB/T 93612011 中 B类的规定，接地电阻应符合 GB/T 28872011
12、 中 4.4 的规定。 4.2 运输、贮存极限环境温度 设备的运输、贮存极限环境温度为 25 和+70 。在运输、贮存和安装条件下，不施加激励量的 设备应能耐受此范围内的温度而不出现不可逆变化的损坏。 注：对于不能耐受此条件的设备，由制造厂与用户协商。 4.3 电源 4.3.1 交流电源 a） 额定电压：220 V，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%。 4.3.2 直流电源 a） 额定电压：220 V、110 V，允许偏差 20%+15%； b） 纹波系数：不大于 5%。 4.4 设备的功能和技术性能 4.4.1 换流
13、站暂态故障录波装置 换流站暂态故障录波装置应符合 Q/GDW 6272011的有关规定。 4.4.2 直流线路故障定位装置 Q / GDW 700.6 2012 3 4.4.2.1 一般要求 装置应能连续地检测出两极直流线路上任一点发生的接地故障和线间短路故障，并及时、准确地对 故障进行符合测距精度要求的定位。 4.4.2.2 配置要求 装置应与站内其它设备相对独立。 在每一故障探测点，需要对故障被检电气量时刻进行高精度的定时。定时信号应采用站主时钟系统 的时间标志信号。每个探测位置应能接收到站主时钟系统发出的信号。 换流站的每极直流线路上，应安装故障电气量探测装置。此探测装置在故障电气量到达
14、后的 1s 内 应检知故障，或者做出故障检测时滞与故障点距测点的距离的函数关系。此函数关系将用来调整故障电 气量到达的时刻，故障探测时滞应在现场调试中通过试验校准。 位于开关场内的故障探测装置应设计成无源，即不需要任何电源。故障探测装置应可靠、易于维护。 安装在户外的故障量探测装置应装在具有一定防护能力的外壳中。 4.4.2.3 软件要求 软件应具有菜单化功能。软件应能对各子系统的状态进行监视，异常时应向换流站运行人员发出报 警信号。应保存故障定位信息及故障报警信息，以免丢失。 装置应具有自启动和远方启动功能。 故障所处位置和故障发生的时间应分别在两个换流站的装置上和换流站监控系统上显示并打印
15、。显 示方式应是铁塔号码及故障点到该换流站的距离。 装置应具有自检功能。自检范围应包括全部软件和各子系统的功能，但不包括户外的探测装置。故 障信息的存储和处理任务优先级应为最高，优先于运行人员操作及数据存档任务等。 4.4.2.4 接口要求 检测信号应使用光缆/电缆传送到位于室内的接收装置。应对信号在传输介质和接收装置中的传送及 处理时间进行测量，并用这个时延对检测到的故障电气量时刻进行修正。 故障探测装置各子系统之间的通信协议应使用工业标准或其它广泛使用的协议。 装置应能通过站内的保护及故障录波信息管理子站上传信息。 4.4.2.5 装置的技术性能 4.4.2.5.1 可靠性要求 装置的定位
16、精度不应受线路参数、互感器误差、运行方式变化、故障位置、故障类型、塔间导线弧 垂、大地电阻率以及干扰因素的影响。 探测装置不应影响保护装置和系统的正常运行。装置自身故障时（包括电源消失、死机、软硬件故 障等）应能发出可保持的就地信号，并能向本端的换流站监控系统发送信号。 故障探测装置应能适应直流输电系统的各种运行方式，且能可靠工作。如故障探测装置附近发生故 障，在线路被充电到比保护耦合设备的直流线路避雷器的雷击冲击保护水平还高 25%的情况下，此故障 探测装置也不应损坏。 换流站两端的探测装置应能连续地通信。在失去与远方测点之间通信的情况下，应能正确地记录和 修正故障定位时信息并报警。应提供手
17、动计算功能，可根据运行人员手动输入的本地和远方测点测到的 故障定位信息，自动计算出故障位置。 4.4.2.5.2 性能指标 装置对故障电气量的时间标记误差不应超过200 m s（200 ns） 。 装置的故障定位精度不应超过0.5 km或一个塔距。 检测到一个由于线路故障引起的浪涌信号后，故障探测装置应能收集、存储必要的信息，并能连续 地检测下一个故障。 Q / GDW 700.6 2012 4 通信通道正常时， 装置检知故障后， 应完成必要信息的交换和对故障位置的计算， 时间不超过 1 min。 4.4.3 接地极线路监视装置 4.4.3.1 一般要求 接地极线路监视装置宜采用数字式装置构成
18、。可以采用独立设备，也可将其功能集成在其它适宜的 换流站二次设备中实现。 4.4.3.2 功能要求 接地极线路监视装置应能够对接地极线路的运行状态进行实时的监视，当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。 监视装置可采用不同的原理实现，如注入电流法、高频脉冲反射法等。但是不论采用何种原理，当 工程存在共用接地极的情况时，监视装置应能对故障数据自动进行修正，以满足检测精度的要求。 监视装置应具有自监测功能，以便当设备自身发生故障时闭锁可能的误报警。 4.4.3.3 接口要求 监视装置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。 4.4.4 站
19、主时钟系统 4.4.4.1 一般要求 特高压直流输电换流站应配置双重化的站主时钟系统，作为全站统一的时间基准。站主时钟系统主 要由主时钟和时钟信号分配装置构成。 站主时钟系统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。站主时钟系统通过 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。站主时钟系统 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。时钟信号分配装置一般安装在 站内的各继电小室。 站主时钟系统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它二次系统的对时需要。 4.4.4.2 功能要求 站主时钟系统为换流站所有事件
20、的动作记录提供时间基准，其时间精度不宜低于 1 ms。 正常情况下，两台主时钟的时间信号接收单元各自独立接收全球卫星定位系统（或北斗卫星系统） 的时间基准信号；当某一主时钟的时间信号接收单元发生故障时，该主时钟应能自动接收另一台主时钟 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。 站主时钟系统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。 站主时钟系统应提供守时模块，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。 4.4.4.3 接口要求 站主时钟系统应为包括以下设备在
21、内的所有换流站二次系统提供对时接口： a） 运行人员控制系统和远动工作站； b） 交直流控制和保护系统； c） 站用电源系统的保护装置； d） 直流线路故障定位装置； e） 交直流暂态故障录波系统； f） 安全自动装置； g） 电能量计量系统； h） 保护及故障录波信息管理子站； i） 辅助系统的控制保护，如阀冷系统控制保护、消防控制系统等； Q / GDW 700.6 2012 5 j） 其它需时间同步的设备。 站主时钟系统的时钟接口和输出信号一般包括以下类型： a） 网络接口：站主时钟系统通过网络发送的时钟报文应可选择以下类型：NTP（SNTP） ，Ethernet OSI L4，Ethe
22、rnet OSI L2 S5等； b） 串行接口：站主时钟系统应具备 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； c） IRIG-B 接口：站主时钟系统应具备 IRIG-B接口，以便向特定的二次设备发送 B码同步报文； d） 脉冲对时接口：站主时钟系统应具备 PPS 秒脉冲或 PPM 分脉冲输出接口，以便向特定的二次 设备发送时钟同步脉冲。 4.4.5 电能量计量系统 4.4.5.1 一般要求 换流站电能量计量系统的主要功能是处理和存储计量关口表采集的电量以及向远方调度中心的电量 计量系统主站传送数据。电能量计量系统由电能量采集终端、计量关口表等设备组成。 电量计
23、量关口点设置在换流站交流线路、换流变压器进线以及站用变压器的高压侧。每个计量关口 点按主备双表配备 2块计量关口表。 4.4.5.2 功能要求 电能量采集终端应能完成换流站电能量数据的高精度采集、安全可靠地分时段存储、以及向多个 远方调度中心和站内运行人员控制系统传输数据，保证数据的一致性及完整性等功能。电能量采集终 端应具备多种电表通信规约，能够与各种常用计量关口表通信。应具有一定的数据预处理能力（如总 加、差值计算、视在功率、最大值、平均值等的计算） ，能对电能量按人工设置的多个时段进行分时累 计和存储。 计量关口表应能测量双向、四象限有功电能量、无功电能量，此外还应能够测量相电流、相电压
24、、 线电压以及谐波有功电能量（总电量、相电量） 、谐波电流、谐波电压（线电压、相电压） 。计量关口表 应具有负荷曲线记录功能。计量关口表除了可以输出电能量数据外，还可以传送其它相关信息和数据。 计量关口表应具有自检功能，并能主动地向电能量远方终端上报报警信息和事件，包括计量关口 表接线相序错误、过压、欠压、停电、断流或 VT 断相等，能记录保存失压、断流等事件的发生和恢 复时间。 4.4.5.3 接口要求 能量计量系统应提供数据网络通信方式和专线两种通信方式与调度端主站通信。 换流站运行人员控制系统应对电能量计量系统的运行进行监视并可对计量数据进行查询。要求换流 站电能量采集终端装置应具有与站
25、内运行人员控制系统的通信接口。 能量计量系统应留有与站主时钟系统及远方调度中心计费主站的对时接口以保证其时间精度。 4.5 绝缘 性能 4.5.1 绝缘电阻 4.5.1.1 试验部位 a） 每个电路与外露导电部分之间，每个独立电路的端子连接在一起； b） 各独立电路之间，每个独立电路的端子连接在一起。 4.5.1.2 绝缘电阻测量 施加直流 500 V 时的绝缘电阻值不应小于 100 M 。 4.5.2 介质强度 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 值的 1.4倍。 Q / GDW 700.6 2012 6 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。 做出厂试验时，允许试验历时缩短为 1 s，
