DL/T 1130-2009.System Test Standard for HVDC Project.
1范围
DL/T 1130规定了高压直流输电工程系统试验的项目、要求及验收标准。
DL/T 1130适用于功率可双向传输的每极-一个12脉动阀组的双极高压直流输电工程，背靠背直流工程可参考使用。
对于某些直流输电工程所要求的特殊功能/性能，则应视该工程技术规范要求，增加相应试验项目。工程的最终系统试验范围以工程启动委员会批准的试验方案为准。本标准应在换流站相应部分的设备试验及分系统试验完成后执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。
DL/T 968-2005高压 直流输电工程启动及竣工验收规程
3术语和定义
3.1站系统试验  converter station tests
指在分系统试验完成并合格的基础上，换流站相关一次设备 已具备带电条件，按照合同和技术规范书的要求，检查换流站功能的试验，即换流站设备充电，顺序控制功能、直流线路开路试验等，同时也是为端对端系统试验作准备。
3.2端对端系统试验  end to end system tests
指在站系统试验完成并合格的基础上，验证整个直流输电系统的总体功能是否达到了功能规范书所规定的性能指标及校验交、直流系统联合运行性能的试验。

ICS 27.100
备案号：26371-2009
中华人民共和宝电方行化标准
DL/T 1130
高压直流输电工程系统试验规程Svstem Test Standard for HVDC Project2009-07-22发布
中华人民共和国国家能源局
2009-12-01实施
规范性引用文件
3术语和定义
站系统试验
端对端系统试验
.T.T.T.
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DL / T 1130 -- 2009
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.......... 6
DL/T 1130 — 2009
本标准是根据国家发展改革委办公厅关丁印发2006年行业标准制修订计划项目的通知（发改办工业［2006］号文】的要求制定的。本标雅是在总结葛洲坝至上海、天生桥至广州、二峡至常州、贵州至广东I回、三峡至广东工程、三峡至上海等直流输电工程和灵宝背靠背直流I程的实践经验基础上，参照国家及电力行业其他相关标准及规程、IEC相关标准制定的。本标雄由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业高压直流输电技术标准化技术委员会归口解释。本标准主要起草单位：国网直流工程建设有限公司、北京网联直流工程技术有限公司、中国电力科学研究院、南方电网技术研究中心。本规程主要起草人：常浩、陶瑜、袁青云、马为民、鲍瑞、聂定珍、马玉龙、曾南超、黎小林、韩伟强。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市宣武区白广路二条一号，100761）。
1范围
高压直流输电工程系统试验规程本标雅规定了高压直流输电工程系统试验的项目，要求及验收标雅。DL/T1130 --2009
本标准适用于功率可双向传输的每极一个12脉动阀组的双极离压直流输电.I程，背靠背直流.1.程而参考使。
对于某些直流输电工程所要求的特殊功能/性能，则应视该工程技术规范要求，增加相应试验项目。工程的最终系统试验范围以工程启动委员会批准的试验方案为准。本标准应在换流站应部分的设备试验及分系统试验完战后执行。2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规程的引而成为本规程的条款。凡是注日期的引们文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注口期的引用文件，其最新版本适用于本规程。DL/T968--2005高压直流输中工程启动及峻工验收规程3术语和定义
站系统试验converter station tests指在分系统试验完成并合格的基础上，换流站相关-一次设备已具备带电条件，按照合同和技术规范书的要求，检查换流站功能的试验，即换流站设备充电，顾序控制功能、直流线路开路试验等，同时世是为端对端系统试验作准备。
端对端系统试验endtoend systemtests指在站系统试验完成并合格的基础上，验证整个直流输电系统的总体功能是否达到了功能规范书所规定的性能指标及校验交、直流系统联合运行性能的试验。4总则
4.1高压直流输电工程系统试验是全面验证工程设计、设备、施工等正确性的重要手段，是保证工程要全，可靠、经济运行的关键程序。直流输电工程在投入商业运行之前，应进行工程系统试验4.2高压直流输电工程系统试验必须以工程批推文件、工程技术规范，工程设计图纸、工程来购合同工程施.I合同、【程试验方案及其所要求的国家及行业生管部门已颁布的相关标准、规范、规程和法规为据。
4.3站系统试验项目主要包拆顺序操作试验、出口跳闸试验、换流变压器和换流器充电试验、直流线路开路试验、抗干扰试验、站用电源切换试验等。如果需要，还包括零功率试验各试验项用的顺序应基不按照后叙条款顺序进行。交流场充电可以在站系统试验中进行，也可单独实施。4.4端对端系统试验的项目指直流系统在设计允许的运行范围内，以及现场条件允许进行的试验内容，通常包括单极低功率试验、单极人功率试验、双极低功率试验、双极人功率试验四个部分。各试验项目的顺序应基本按照后叙条款顺序，并应尽量结合双极试验项目进行。1
DL/T1130—2009
在端对端系统试验过程中，应按照试验方案对两端的稳态数据，以及对系统动态和暂态过程中交流直流系统（含设备）的动态响应特性、过电压、谐波性能、换流站噪声、无线电十扰、电磁十扰、接地极状态等进行跟踪监测：系统和设备的功能和性能指标均应满足技术规范的要求。端对端系统试验项日完成后直流输电工程可投入商业运行。4.5本规程应在换流站相应部分的设备试验及分系统试验完成后执行：工程的最终系统试验范围以工程启动委员会批准的试验方案为准。5站系统试验
5.1站系统试验的准备工作及要求5.1.1换流站应具备的条件
5.1.1.1站辅助电源系统已具备供电条件。5.1.1.2交流开关场已具备带电条件。5.1.1.3与试验相关的建筑工程和生产区域的全部设备和设施，站内外道路，上下水、防火、防洪工程等均已按设计完成并经验收检查合格。生产区域的场地平整，道路畅通，平台栏杆和沟道盖板齐全，脚手架、障碍物、易燃物、筑垃圾等已经清除。5.1.1.4电气设备及分系统的各项试验全部完成且合格，有关记录齐全完整并已通过该阶段的峻T预验收。待试验区域的接地线已全部拆除，箱柜已关好并上锁：施工临时设施不满足带电要求的经检查已全部拆除；待试验区域与其他区域之间已有明昆隔离，指示标志。5.1.1.5按工程设计，站内所有设备及其保护（包括通道）、微机检测、控制系统、监控装置以及相应的辅助设施均已安装齐全，试验整定合格且试验记录齐。设备编号、相位、极性已标识并核对无误。
5.1.1.6按工程设计，调度通信自动化系统、安全自动装置以及相应的辅助设施均已安装齐全，试验整定合格且试验记录齐全。
5.1.1.7各种测量、计量装置，以及仪表齐全，符合设计要求并经校验合格。5.1.1.8所用电源、照明、通信，采暖、通风、防潮等设施接设计要求安装试验完毕，已投入正常使用。5.1.1.9站系统试验范围内的通信已畅通。5.1.1.10水冷系统已其备投运条件。5.1.1.11消防工程已通过消防部门验收，消防设施齐全，能投入使用。5.1.1.12必须的备品备件及工器具已备齐。5.1.1.13站系统试验、检修利负资抢修的人员已到位，各种试验记录表格已齐备，试验设备已调整完华。
5.1.1.14参加站试验的施\T、生产运行、调度、试验单位已将经审核的规程、制度、系统图表、记录表格、安全用具等准备好，投入的设备等已标识调度命名和编号。5.1.1.15确认监控系统未出现影响站系统试验的报警信号。5.1.2输电线路应具备的条件
5.1.2.1项目法人或建设单位主持的峻工预验收和电力建设质量监督站的质监检查已经完成。5.1.2.2影响线路安全运行的间题已处理完毕。5.1.2.3承担线路试运行及维护的人员已配备并持证上岗，启动试运组已将试验试运方案向参试人员交底。
5.1.2.4线路的运行杆塔号、极性标志和设计规定的有关防拟设施等已经验收合格，5.1.2.5线路（包括两端换流站）的临时接地线凹全部拆除。5.1.2.6已确认线路上无人登杆作业，月安全距离内的一切作业均已停止，已向沿线发出带电运行通告并已做好试验前的一切检查维护工作。2
5.1.2.7按照设计规定的线路保护（包括通道）和白动装置已具备投入条件，5.1.2.8线路绝缘电阻和频率特性参数已测试完毕。5.1.3接地极及接地极线路应具备的条件DL/T1130—2009
5.1.3.1项法人或建设单位主持的峻1预验收和电力建设质量监督站的质监检查已经完成。5.1.3.2现场已清除影响接地极及接地极线路正常运行的设施，已修复被施工破环的地形地貌，月安个标志和防护设施完好无损和清晰可见。5.1.4站系统试验的组织机构已成立并满足DL/T968—2005《高压直流输电工程启动及峻.1.验收规程》的要求；站系统试验方案及调度方案已经批准：安全措施已制定并经批准。5.1.5换流站与相关调度机构之间的通信已畅通。5.1.6各试验谢度组以及相关试验人员对经工程启动委员会批准的站系统试验调度方案和试验方案已熟悉，并根据调度规定将试验项目操作票准备就绪。已办理具备站系统试验条件的许可。新设备的层动申请。
5.2站系统试验项目及要求
5.2.1不带电顺序操作试验
以下试验项目（如果需要）在换流站交流场不带电的条件下，在两极分别进行；顺序操作试验可在有站间通信或无站间通信下进行检验。5.2.1.1手动控制模式检验换流站交流场单步操作及联锁。顺序正确的操作应能执行：错误的操作应被拒绝。
5.2.1.2手动控制模式检验换流站直流场单步操作及联锁。顺序正确的操作应能执行：错误的操作应被拒绝。
5.2.1.3检验换流站交流场顺序自动操作控制及联锁。顺序白动操作应能按顺序执行完毕。当一个顺序未能完成时，应有相应报警信息，且相应设备应能于动退回上一个有定义的状态，或进入下一个有定义的状态。
5.2.1.4检验换流站直流场顺序自动操作控制及联锁，顺序自动操作应能按顺序执行究毕。当一个顺序未能完成时，应有相应报警信息，且朴应设备应能于动退回上个有定义的状态，或进入下一个有定义的状态。5.2.2出口跳闸试验
5.2.2.1以下试验项目在换流变压器及交流滤波器不带电的条件下，对两极分别进行。5.2.2.2直流保护系统跳闸。
从直流保护系统，包括换流变压器保扩的被试保护跳闸山口端了施加跳闸信号，跳开相应换流变压器网侧交流断路器。每个保护的跳闸回路应能正确跳开换流变压器网侧交流断路器，并发出对应的信号和事件记录。
5.2.2.3交流滤波器/并联电容器组/电抗器的保护跳闸试验。从交流滤波器/并联电容器组的相应保护跳闸出口端子施加跳闸信号，跳开其电源侧交流断路器，每个保护的跳闸回路应能正确跳开其电源侧交流断路器，并发出对应的信号和事件记录。5.2.2.4于动紧急跳闸。
手动按下主控室相应极的紧急停运按钒，跳开换流变压器网侧交流断路器。换流变压器网侧交流断路器应能正确跳开，并发出对应的信号和事件记录。5.2.3交流场充电试验bZxz.net
5.2.3.1交流场充电指对换流站交流母线（或引线）、交流滤波器等无功元件以及站用电变压器进行充电：
5.2.3.2交流母线（或引线）充电/断电。手动合换流站交流母线（或引线）电源侧断路器，向交流母线（或引线）充电。带电时间不少」0.5h。3
DL/T11302009
再于动切交流舟线（或引线）电源侧断路器，使交流母线（或引线）断电。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）相联设备的绝缘应能经受交流电压，应无明显放电现象。5.2.3.3交流滤波器组、并联电容器组、SVC设备充电/断电。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的带电时间应不少于Zh：再手动断开其电源侧断路器：使其断电。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。检查避雷器动作情况。测量交流滤波器投切对换流母线（或引线）电压的影响，并监视相关设备的温度。
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，以及电流次回路、极性等。5.2.3.4交流并联电抗器组充电/断电（如果有）。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，再于动断开其电源侧断路器，使其断电。并联电抗器组电源侧断路器应能成功地投/划相应感性负荷。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。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。
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。5.2.3.5站用电变压器充电。
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，负荷能打应符合设计要求。5.2.4换流变压器及换流器充电试验以下试验项目对两极分别进行：合换流变压器网侧断路器，向换流变压器以及处丁闭锁状态且直流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。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。
检查分接头位置、换流变压器风扇启动应符合设计要求：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。5.2.5开路试验（两极分别进行）5.2.5.1开路试验（不带直流线路）5.2.5.1.1手动模式
该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端极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。
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4
交/直流系统保护不应动作：。
5.2.5.1.2自动模式
DL / T 1130 —2009
该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端极母线与流线路断开：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：再白动降0，闭锁换流器。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：阀厅及自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。5.2.5.1.3一极运行，另一极开路试验此项试验在双极试验中进行。
一极运行，另·…极分别在送端站和受端站进行不带直流线路的开路试验（参见第5.2.5.1.2款）。5.2.5.2开路试验（带直流线路）5.2.5.2.1手动模式
该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端极母线与自流线路连接，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，或按试验方案分为儿个台阶升至额定值，保持至少0.5h；再将直流电压降至0，闭锁换流器。检查避笛器动作情况。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。
5.2.5.2.2自动模式
该极直流中性母线与接地极连接，直流滤波器投入，受试端极母线与直流线路连接，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lmin；用白动降至o．闭锁换流器。检查避需器动作情况。升/降直流电压应稳；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；直流电止升降吋序应与预设相符。5.2.5.2.3一极运行，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（参见5.2.5.2.2款）。5.2.6抗干扰试验（两极分别进行）5.2.6.1步话机、手机通话
在换流站次设备未带电，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3～5W范用内。该极任何二次设备盘柜不应由于十扰而出现异常。5.2.6.2切/合空母线
在换流站一次设备末带电、该极二次设备盘柜全部带中的状态下，利用刀阐划/合距控制室最近的交流牢母线。
该极任何二次设备盘柜不应由于下扰而出现错误的操作。5.2.7站用电系统切换试验
手动切/合站用电源的回进线断路器。分别对各路进线断路器进行此项试验。切除任何回站用电源进线断路器，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
a）规约测试：进行单点、双点的遥控/遥信/遥测变化测试。检查土站和了站数据的致性和延时是否符合设计要求。
精度测试：对经换流站控制系统、远动系统上传至土站的数据与标准电源信号进行对比，测试b）
其偏差和误差是否符合设计要求。5
DE/T1130—2009
5.2.9雾功率试验
必要时，且系统条件允许，经工程启动委员会批准可加做零功率试验。此试验项目对两极分别进行（1）将该极的极母线与直流线路断开，转而与中性线相连，造成该极直流侧知路。该极中性线应通过接地极线路与接地极相连。
（2）解锁该极换流器；定电流控制模式，将直流电流升至在此工况下容许的最大值：保持时间应不大于厂方保证值。
（3）载流回路中应无过热点出现；交/直流系统保护不应动作。6端对端系统试验
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换流站应具备的条件。
6.1.2.1远动通信系统试验和两端换流站控制与保护信号传递联调均已完成，各项功能满足要求，6.1.2.2直流系统的控制参数和保护定值已整定完毕，现场已核对无误。6.1.2.3运行人员对直流系统运行规程已熟悉，并经考试合格。6.1.2.4确认监控系统未出现影响端对端系统试验的报警信号。6.1.3输电线路应其备的条件。
同5.1.2。
6.1.4接地极及接地极线路应具备的条件。同5.1.3。
6.1.5端对端系统试验的组织机构已满足DL/T968-2005《高压直流输电.T程启动及峻工验收规程》的要求。
6.1.6端对端系统试验的试验方案（含试验计划和实施方案）、调度方案以及安全措施已获工程启动验收委员会批准，
6.1.7换流站与相关调度机构之间的通信已畅通，6.1.8各级试验调度组以及相关试验人员对经工程启动委员会批准的端对端系统试验调度方案和试验方案已熟悉，并根据调度规定将试验项操作票准备就绪。已办理具备端对端系统试验条件的许可。6.1.9试验、检修和负责抢修的人员已就位，各种试验记录表格已齐备，试验设备已调整完毕。6.1.10已办理新设备启动投运申请。工程启动委员会主任委员已下达系统试验的命令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（单极直流额定功率1/3及以下）试验6.2.1.1初始运行试验
6.2.1.1.1大地回线初始运行试验a）极启/停。
人地回线方式，有站间通信，定电流控制模式，最小直流电流定值下解锁/闭锁该极换流器。直流系统解/闭锁时序应正确：直流电流应尽快越过电流间断区，平稳地建文起直流电流和直流电压；无任何交/直流保护动作。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。b）控制系统手动切换。
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。
备用挖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。c）有/无通信，手动紧急停运试验。6
DL/T1130—2009
大地回线方式，定中流控制，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于动启动紧急停运。
紧急停运时序应正确，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
d）模拟量输入信号检食。
大地回线方式，定电流控制，检查并标定模拟量输入信号：1）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/直流电流倍号。直流保护模拟量输入信号检查：2
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。3）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。各模拟量输入信号极性应正确，显示值与实际值相吻合。6.2.1.1.2金属回线初始运行试验在金属问线方式下，重复6.2.1.1.1款的试验内容。6.2.1.2保护跳闸试验
大地回线方式，有站间通信，定电流控制，被试极已处于低动率运行状态。6.2.1.2.1模拟保护动作跳闸：
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：a）有通信，整流站模拟阀短路保护跳闸：b）有通信，整流站模拟阀直流差动保护跳闸：c)
有通信，整流站模拟直流极差动保护跳闸；d)
无通信，整流站模拟阀点火脉冲丢失保护跳闸；e)
有通信，逆变站模拟阀短路保护跳闸：f)
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)；g)
有通信，逆变站模拟中性母线差动保护跳闸；无通信，逆变站模拟换相失败保护跳闸：h
整流侧阀冷却系统故障启动跳闸：j)
逆变侧阀冷却系统故障启动跳闸；整流侧直流滤波器保护跳闸；
逆变侧直流滤波器保护跳闸。
保护动作时序应止确，交/直流侧不应产生异常过电流及过电压。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）逆变侧换流站最后一台断路器跳闸：b）逆变侧交流进线线路对端站最后台断路器跳闸。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。6.2.1.3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。6.2.1.3.2上值控制系统电源故障。断开主值极控制系统直流供电电源，备用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，使其逊入备用状态；再断开现上值控制系统直流供电电源，重复一次电源故障试验
在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DL/T1130—2009
扰动。
6.2.1.3.3对处理器进行故障模拟。人工制造极主值控制系统处理器故障，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：-次对其处埋器进行故障模拟的试验。
在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、故障试验等系统调试全过程中，加强对站控、极控、直流保护各主机CPU负载率的监视和监测各上机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，
该项试验包括传输模拟量和开关量的数据总线故障。断开一条尘值控制系统的现场总线，备用极控制系统应自动切换为丰值控制系统；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-条现场，重复一次数据总线故障。包括模拟、开关。在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。6.2.1.4定电流控制模式试验
6.2.1.4.1电流升/降及停止升/降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：
电流升/降应是半稳的：当下令“暂停”时，直流电流应保持在下令“暂停”时刻的数值上。6.2.1.4.2电流升/降过程中控制系统切换在电流升/降过程中，分别在整流站和逆变站手动将主值控制系统切换为备用控制系统，然后再切换回来。
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。6.2.1.4.3主控站/从控站转移
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。在稳态运行中应能成功地实现上控站转移：在主控站转移过程中，直流传输功率应无明显扰动。在直流电流升/降过程中的十控站转移操作应被拒绝。6.2.1.4.4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手动高两档换流变压器分接头和降低两档换流变压器分接头。换流变压器分接头位置应同步改变；分接头每改变档，所引起的触发角/关断角的变化量应与预期值相符。
6.2.1.4.5电流指令阶跃
手动挖制逆变站换流变压器分接头位置，使逆变器进入电压控制模式或关断角控制模式。分别在逆变站电压控制模式下和关断角控制模式下，在主控站将直流中流指令阶跃变化，阶跃值不小额定值的+0.08p.u.和-0.08p.u.。直流电流的而应，包括响应时间和超调量均应满足技术规范的要求。6.2.1.4.6电压指令阶跃
在逆变站将直流电压指令阶跃变化，阶跃值为额定值的+0.05p.u.和-0.05p.u.。直流电的响应，包括响应时间和超调量均应与工」试验时的性能对照检查。8
6.2.1.4.7关断角（）阶跃
在逆变站将关断角指令阶跃变化，阶跃值为+10°，再阶跃返问原俏。关断角的响应，包括响应时问和超调量均应与1厂试验时的性能对照检查。6.2.1.4.8两站控制模式转换和电流指令阶跌DL / T 1130 2009
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务白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跌跃试验【参见6.2.1.4.5款）。控制模式应能转变为整流侧最小α限制、逆变侧电流控制状态。由于电流裕度补偿功能的作用，直流中流值保持不变：
控制模式转换应是平稳的：流电流的阶跃响应时间和超调量购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
6.2.1.5.1极启动/停运
大地回线方式，定功率控制模式，最小直统功率定值”解锁闭锁该极换器，自流系统解锁/闭锁时序应止桷；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。
6.2.1.5.2功率升/降
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，
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“暂俘”时刻的数值上6.2.1.5.3在功率升降过程中，进行系统切换在功率升/降过程中，分别在整流站和逆变站手动将主值控制系统切换为备用控制系统，然后再划换国来。
在控制系统切换过程中，直流传输功率应无明显扰动。6.2.1.5.4功率指令阶跃
手动控制逆变站换流变压器分接头位置，使逆变器进入电压控制模式或关断角控制模式。分别在逆变站中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-10%~-5%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，6.2.1.5.5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，观察通信做障对功率升/降的影响。通信故障对功率升/降应无影响。6.2.1.5.6两站控制模式转换
将两站换流变小器分接头控制改为手动，逆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小，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。
控制模式转换后，出下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牛变化，自流系统应返回此试验前的状态。6.2..5.7定功率控制定电流控制转换定功率控制模式下，在功率升/降过程巾，进行切换到定电流控制模式的操作：定功率控制模式下，在稳态运行中，进行划换到定电流控制模式的操作：定电流控制模式，下，在电薇升降过程中，进行切换倒定功率控制模式的操作定电流控制模式下，在稳态运行中，进行切换到定功率控制模式的操作：在稳态运行中，应能逊行定功率控制/定电流控制模式转换9
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