2023特高压直流控制保护电磁暂态封装建模技术规范.docx

特高压直流控制保护电磁暂态封装建模技术规范目次1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 建模原则25 仿真器要求26 建模收资规范37 高压直流一次设备电磁暂态建模要求48 高压直流控制保护二次设备电磁暂态封装建模规范69 高压直流输电全数字模型一二次联合仿真规范1210 直流控制保护封装模型校核与检验规范13附 录 A （资料性附录） 特高压直流控制保护电磁暂态封装建模收资需求15附 录 B （资料性附录） 特高压直流控制保护电磁暂态封装建模信号接口内容约定18附 录 C （资料性附录） 特高压直流控制保护电磁暂态封装模型检验与校核试验内容24特高压直流控制保护电磁暂态封装建模技术规范1 范围本标准规定了特高压直流控制保护电磁暂态封装建模的原则、收资规范、仿真器要求、一次设备 数字建模规范、二次设备封装建模规范、一二次模型接口规范、模型校核与校验规范以及技术报告要 求等内容。本标准适用于电磁暂态仿真中特高压直流输电控制保护封装建模和交直流电网的仿真分析。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 13498高压直流输电术语GB/Z 25843±800kV 特高压直流输电控制与保护设备技术导则GB/T 22390高压直流输电系统控制与保护设备GB/T 50789±800kV 直流换流站设计规范GB/T 22384-2008 电力系统安全稳定控制系统检验规范DL/T 277 高压直流输电系统控制保护整定技术规程DL/T 1130-2009 高压直流输电工程系统试验规程3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1 数字仿真 Digital Simulation数字仿真是通过建立电力系统网络和负载元件的数学模型，用其数学模型在数字计算机上进行实验和研究的过程。实现数字仿真一般包括建立数学模型、建立数字仿真模型和仿真实验三个主要步骤。 电力系统数字仿真应用很广泛，是研究电力系统规划和运行问题的主要技术手段。3.2 电磁暂态仿真 Electromagnetic transient simulation电磁暂态仿真是用数值计算方法对电力系统中数微秒至数秒之间的电磁暂态过程进行仿真模拟。 电磁暂态过程仿真必须考虑输电线路分布参数特性和参数的频率特性、发电机的电磁和机电暂态过程 以及一系列元件(避雷器、变压器、电抗器等)的非线性特性。电磁暂态仿真的数学模型必须建立这些元件和系统的代数或微分、偏微分方程，一般采用的数值积分方法为隐式积分法。3.3 高压直流系统 HVDC system15在两个或多个交流母线之间，以高压直流的形式传输能量的电力系统，包括高压直流输电系统和 高压直流背靠背系统。3.4 高压直流控制保护系统 HVDC control protection system主要的站设备如断路器、阀、换流变压器及分接开关的控制、监测和保护功能，或用于这些功能 的设备，组成高压直流系统的一部分。3.5 封装建模 Package modeling封装建模是将控制与保护装置的功能程序作为整体，编译打包构成可供数字仿真程序直接调用参 与仿真计算的建模方式，具有降低高压直流输电系统控制与保护设备参与数字仿真的建模难度、提高 建模效率和仿真精度、保持与实际工程的一致性等特点。4 建模原则4.1 应用范围特高压直流控制保护电磁暂态封装建模面向两端或多端的高压直流输电系统及高压直流背靠背系 统，所建模型的应用范围主要包括但不限于以下几个方面：a） 高压直流系统特性精细化仿真；b） 高压直流控制保护系统功能性验证； c）高压直流控制保护系统动态性能验证； d）高压直流系统性能研究；e）高压直流系统设备级研究； f）交直流相互影响研究。4.2 建模技术原则高压直流输电系统控制与保护设备电磁暂态封装建模的技术原则如下：4.2.1 高压直流输电系统控制与保护设备电磁暂态封装建模包括一次系统及二次系统的模型、参数 及功能，其中二次系统建模应包括运行人员控制系统、交直流系统站控设备、直流系统极控设备、直 流系统保护设备和换流站暂态故障录波装置；4.2.2 通过实测和校核建立与实际高压直流输电工程一次系统结构、特性基本一致的数学模型，一次 设备模型参数含义、单位宜与设备说明书一致；4.2.3 应考虑变压器的饱和特性和直流传输线的频率相关特性；4.2.4 避雷器模型宜按照支数并联模拟 ，如通过 I-V 曲线输入 IV 点模拟应至少包含 10 个点输入， 阀段避雷器可根据需要模拟，换流站其余避雷器应模拟；4.2.5 仿真模型应包含交流、直流滤波器。4.2.6 针对大电网安全稳定分析需要，综合考虑仿真精度和计算效率，二次系统模型结构应与工程实 际的控制保护装置保持一致，对冗余、与仿真无关的系统通信和保护功能进行删减；5 仿真器要求5.1 仿真器硬件要求5.1.1 计算硬件具备多处理单元并行计算架构，包括高性能服务器（集群）、嵌入式多处理器主机、 FPGA 板卡几种形式；5.1.2 计算硬件具备并行能力，处理单元间具备高带宽、低延迟的通讯能力；5.1.3 计算硬件具备同时覆盖全部在运直流输电工程及相关交流系统开展仿真的能力。5.2 仿真器软件要求5.2.1 仿真软件运行环境应基于常用操作系统，如 Windows、Linux 或 Unix 等；5.2.2 仿真器软件能实现连续的电磁暂态电力系统仿真，覆盖频率范围从直流到 3000 赫兹。仿真器软件应该在工业界和学术界得到使用和认可，有良好的用户甚础和现场工程经验；5.2.3 仿真器软件包含完备的电力系统和控制系统模型库，具备对整个直流输电一次系统、外部交流 系统及控制保护系统进行电磁暂态仿真建模的能力；5.2.4 仿真器软件可对控制保护封装模块进行调运、管理及监控，可对整个仿真的数字信息进行统计 显示；5.2.5 仿真软件可对仿真案例进行存档和管理，对模型参数和计算结果等同步存储，并便于调阅和调 整；5.2.6 仿真软件具备图形化用户界面，界面友好，所有人机交互窗口采用中文或英文，以帮助用户顺 利完成所有操作并监视运行过程；5.2.7 仿真软件的仿真规模具备同时覆盖全部在运直流输电工程及相关交流系统开展仿真的能力。6 建模收资规范6.1 一般要求建模准备阶段的收资，对于在运的直流输电工程，应搜集工程实际数据；对于规划、设计及建设 阶段的直流输电工程，应提供工程设计数据，建成投运后应更新为工程实际数据。6.2 模型构建所需资料和数据宜通过直流工程设计单位及直流设备供应商搜集以下资料和数据，并应符合GB/T 13498、GB/T 50789、GB/Z 25843、DL/T 277的规定：6.2.1 直流输电系统的额定直流电压、额定直流电流；6.2.2 交流系统的额定电压；6.2.3 换流变压器额定容量、一次和二次额定电压、联结方式、分接头档位及步长、漏抗数据等；6.2.4 交流滤波器单组容量、电路结构、分立元件电气参数、最小滤波器配置、投切顺序；6.2.5 单个 6 脉动换流器阀通态压降、阀最小关断时间；6.2.6 直流平波电抗器、直流滤波器电路结构与分立元件电气参数；6.2.7 直流输电线路和接地极线路杆塔结构、长度、等效集中电阻、等效集中电感。6.3 模型校核所需资料和数据宜向高压直流控制保护设备供应商搜集以下资料和数据需求如下：6.3.1 用于参数实测和校核的控制保护响应特性的标准信号录波；6.3.2 数据包含实验方案或故障说明、录波数据等相关资料，录波数据要求为原始数据，不得剪辑和 降低采样率；6.3.3 对经计算确定的交直流相互影响较为严重的情况，联调试验、系统调试所包含的试验项目在条 件允许的前提下应满足表 A.10 的要求；6.3.4 联调试验数据，应采用试验后期控保逻辑及参数固定后所获得的试验数据。7 高压直流一次设备电磁暂态建模要求7.1 高压直流一次设备模型结构高压直流输电一次系统的电磁暂态数学模型采用基于时域瞬时值计算的基础元件搭建而成，由晶闸管、缓冲电路构成阀臂元件，6个阀臂元件及触发脉冲发生器构成一组六脉动换流器，六脉动换流器、 换流变压器、直流线路、接地极线路、平波电抗器、交流/直流滤波器等进一步构成高压直流输电一次系统的完整电磁暂态模型。图 1为双12脉动常规特高压直流输电一次系统配置图。高压直流一次系统模型主要由以下部分构成：7.1.1 交流母线配置有交流滤波器，投切受小组滤波器断路器控制，一般主要配置单调谐、双调谐、 三调谐滤波器和电容器组，在滤除谐波的同时，兼有补偿常规直流换流阀无功消耗的功能。7.1.2 换流阀与交流母线间一般配置有阻波器，阻波器一般为LCL 结构，阻塞换流阀产生的84550kHZ 谐波，以避免谐波对载波通信造成干扰。7.1.3 换流变压器一般有单相双绕组，单相三绕组，三相双绕组，三相三绕组四种型式，由于体积 受限，多为单相换流变，与一般变压器相比，其正常运行时承受着直流电压。7.1.4 换流器单元由一个或换多换流桥与一台或多台换流变压器、换流器控制装置、基本保护和开关 装置以及辅助设备组成的运行单元，12 脉动换流单元可由两个相位互差 30°的换流桥组成。换流阀是构成换流器单元的基本元件，由阻容回路、均压回路、饱和电抗器等设备组成。7.1.5 直流侧平波电抗器一般由 13 台电抗器构成。7.1.6 快速接地开关（HSGS）与金属大地转换开关（MRTB）、高压直流高速开关（HSNBS）等，其切 除直流电压的基本原理是通过开关并联的 LC 振荡电路产生人工过零点而切除。7.1.7 此外，还配置有测量交流电压的电容式电压互感器（CVT），测量交流电流的电磁式电流互感 器（含换流变套管 CT），测量直流电压的直流分压器（电子式电压互感器），测量直流电流的直流分流器（电子式电流互感器）。各测量设备可能出现测量异常、饱和特性、输出范围限制等。Q17IDLIVYHIDC1PF1T1UDL Uac Y YY Q1IVDHACBIDC1NDCFilterQ18IVYLUacY YY IDC2PUDMIVDLACBF1T2IANIDC2NIDNCNBS IDNEUDNICNIDEL1IE E1MRTBIE E2IDMEIANE IDEL2IDNCUDN ICNIDNEGRTSNBSIVDLIDC2NF1T2FilterN ACBUacY IVYLY YIANNBGSIDC2PIDGNDDCFilterIVDHIDC1NACBY UacY YUDMIVYHIDC1PF1T1UDLIDLFilter1图 1 双 12 脉动常规特高压直流输电一次系统配置图7.2 六脉动换流器六脉动换流器为三相暂态模型，由 6 个阀臂构成，见图 2。接收控制系统发出的触发脉冲序列， 对阀进行触发。图 2 六脉动换流器模型的电路结构7.3 阀臂电路换流器模型中的阀臂电路采用可控硅开关模型，并考虑缓冲电路的影响，其等值电路模型见图 3。换流阀要考虑固有极限关断角，当阀电流过零后，关断角小于固有极限关断角则阀重新导通，并要通过插值或开关补偿等算法，提高对换流阀导通、关断发生时刻的仿真精度，避免引入开关动作误差。说明：Tmin阀固有极限关断时间，单位为秒（s）； RSC 缓冲电路电阻，单位为欧姆（）； CSC 缓冲电路电容，单位为微法（F）。图 3阀臂模型的电路结构7.4 换相失败模拟电磁暂态仿真直接模拟阀的换相过程，直流是否换相失败由每个阀臂来检测和判断。根据阀臂电流、电压波形的瞬时值，分别检测前序导通阀的阀电流过零时刻和反向电压过零时刻，两个过零时刻的时间差记为Toff。Toff > Tmin，判定该阀可靠关断，承受正向电压时若无触发脉冲不导通；Toff Tmin，判定该阀臂恢复阻断失败，无论当前是否有触发脉冲，若承受正向电压即导通，且标记该阀臂所在换流器发生了换相失败，直到下次阀电流再次过零且恢复阻断能力为止。8 高压直流控制保护二次设备电磁暂态封装建模规范8.1 直流控制保护封装建模一般原则直流控制保护封装模型需要在全数字仿真平台中建模实现，并直接闭环接入高压直流一次设备电 磁暂态数字模型。封装建模的一般原则包括但不限于：8.1.1 直流控制保护封装模型应基于实际控制保护装置软件构建，模型详细、真实，结构与功能与工 程控制保护装置高度一致。8.1.2 控制保护封装模型应具有与一次设备数字模型交换模拟量、数字量数据的接口。8.1.3 控制保护封装模型输入/输出接口电气特性应适应全数字仿真设备。8.1.4 参照实际装置的任务调度情况实现多步长、多任务的执行周期。8.1.5 控制保护封装模型中模拟量综合误差不宜超过 0.5%。8.1.6 控制保护封装模型触发脉冲控制应根据实际回路延迟设置补偿。8.1.7 根据数字仿真需要可考虑去除直流控制保护装置冗余配置。8.1.8 全数字仿真模型特性应校核，其特性应与实际控制保护装置吻合。8.1.9 做好版本维护，便于与实际控制保护软件功能同步更新。8.2 直流控制保护封装模型构成要求8.2.1 高压直流二次系统的组成双极/换流站控制图 4为高压直流系统的分层结构。根据“GB/T 22390高压直流输电系统控制与保护设备”的规定，高压直流控制保护系统分为运行人员控制系统，交直流系统站控设备，直流系统极控设备，直 流系统保护设备，直流系统故障定位装置，换流站暂态故障录波装置等6部分：1) 运行人员控制系统由服务器、操作员工作站、工程师工作站、站长工作室、培训工作站、远动 工作站以及网络设备组成。软件按分层式结构设计，遵循模块化原则或面向对象设计原则，操作系统 符合IEEE 1003.1-1995规定的开放性国际标准，支持主要的操作平台UNIX或Windows。系统功能包括监视，数据处理、运算和存储，数据通信接口，控制调节功能，报警功能，顺序事件记录，时钟同步 功能等2） 交直流系统站控设备的控制功能主要包括一般控制、控制位置的分层、联锁功能、顺序控制、 无功控制等；常规高压直流系统/主控制总体交流/直流系统控制3） 直流系统极控设备换流单元控制与保护换流单元控制与保护换流单元控制与保护换流单元控制与保护（换流站） 极控制与保护（换流站） 极控制与保护图 4 高压直流系统的分层结构8.2.2 控制系统封装模型功能配置控制系统配置功能应包含交流滤波器、直流滤波器、直流场开关、站层功率控制、 双极层协调、稳定控制、电流平衡、低负荷无功优化、解/闭锁顺序控制，直流电流、直流电压参考值计算，直流线路故障重启动、极层电流限制、极层电流协调、低压限流、电流裕度补偿、直流电流控制、直流电压控制、熄弧角控制、触发脉冲控制、换流变分接开关控制、开关刀闸顺序等控制以及人机交互、TFR 故障录波功能。8.2.3 保护系统封装模型功能配置直流保护系统配置功能应包含换流器保护、直流母线保护、直流线路保护、接地极线路保护，高 速开关保护、滤波器保护等。8.2.4 控保系统封装模型简化规约控保系统封装模型与工程程序相比应在遵守不影响计算结果的原则下，对实际工程控保装置进行 必要的简化以节省计算资源。简化的内容主要包括：1） 仅保留核心控保装置PCP、PPR、CCP、CPR的功能，交流保护、站控、滤波器保护等非必要功能 删除；2） 删除所有双重化、三取二等提高系统可靠性相关功能；3） 删除所有故障检验功能，包括控制保护硬件故障检验、采样出错检验、通讯出错校验等功能；4） 删除非必要的开关、刀闸接口及相应逻辑，大幅简化顺控逻辑；5） 删除告警、事件、遥测等非必要功能；6） 站控制程序DCC对应极控制程序PCP中的RPC应用，避免两极PCP重复计算RPC增大仿真计算量。8.3 南瑞技术路线封装环节的模块处理规范8.3.1 模型结构与功能定制南瑞技术路线控制保护封装模型其逻辑结构应与工程实际控制保护系统结构一致，见图 5（以单个换流站为例）。OWS站控制与对站通讯与对站通讯 换流器2控制及保护装置极1控制及保护装置换流器1控制及保护装置换流器1控制及保护装置极1控制及保护装置换流器2控制及保护装置 站控制层极控保层换流器控保层图 5 南瑞直流控制保护系统逻辑结构8.3.1.1 换流器控保层换流器控制保护层包括换流器控制装置和保护装置。主要控制功能包括：换流器触发控制、定电 流控制、定关断角控制、直流电压控制、换流器电压控制、换流器电压平衡控制以及换流器单元闭锁 和解锁顺序控制等。主要保护功能为换流器区域的保护。8.3.1.2 极控制保护层极控制保护层包括极控制装置和极保护装置。主要控制功能包括：经计算向换流器控制级提供电 流整定值、双极功率控制、单极功率控制、极间功率转移控制、两极电流平衡控制、极起动和停运控 制、故障处理控制（包括移相停运和自动再起动控制）、低压限流控制、开关刀闸的顺序控制、交流滤 波器控制等。8.3.1.3 站控制层部分直流工程配置了上图中的站控制层，包含站控制装置。主要控制功能有：直流场开关刀闸的 顺序控制、交流滤波器控制等。8.3.1.4 OWS（运行人员工作站）OWS（运行人员工作站）主要功能包括：设定参考值及控制参数、设定控制方式、发送控制指令等。8.3.1.5 信号交换各个层次的控制保护装置间有大量信号交换，其逻辑路径如图 5虚线所示。另外OWS与各控制保护装置间均有信号交换。8.3.1.6 系统冗余实际工程的控制保护系统为了保证系统可靠性，设置了各种容错设计。比如在IO、通讯、控制保护装置等环节设置双系统冗余，部分直流保护系统设计了三套保护，并在保护出口设置了三取二措施。 控制保护仿真模型中不考虑这些容错设计，所有控制保护层的装置均为单系统即单套封装模块，IO及通讯环节简化为信号的直连。8.3.2 封装模块生成8.3.2.1 开发流程各个控制保护装置的封装模块生成开发应基于南瑞继保电气有限公司自主研发的可视化编程软件ACCEL，其与实际控制保护装置程序开发过程对比见下图：简化及修改工程程序仿真程序代码生成器1代码生成器2标准C代码及调度程序编译器2虚拟装置DLL库编译器1PCS9550装置程序嵌入C/汇编代码图 6 南瑞控制保护封装模型开发过程8.3.2.2 程序简化直流控制保护仿真程序应由实际工程程序简化及修改而来。 简化的部分应主要包括：1） 系统可靠性相关的程序，如硬件自检、系统切换、通信校验、采样校验。2） 数据采集上送、告警、装置录波相关程序。3） 顺序控制功能及保护程序中的起动程序。修改的部分主要包括：1） 增加虚拟输入输出板卡，将装置与IO装置、其它装置、OWS、稳控系统等信号交互均修改为通 过虚拟输入输出板卡进行。2） 增加起停极及功率升降加速功能，包括交流滤波器投切的加速及换流变档位调节的加速，以匹配仿真中远大于实际工程的升降速度。8.3.3 调度程序实际工程控制保护装置的程序运行在各个板卡插件上，且有多个不同执行周期的任务链。板卡上 的时钟芯片产生实时时钟，以保证与时间相关的符号代码正确执行；板卡上的硬件定时器产生时间中 断，以确保各个任务链按设定的执行周期执行。对于封装模块，需要模拟这一机制，以实现程序运行 的等价性。因此对于仿真程序，Accel工具除了生成标准的C代码外，还应生成调度程序。调度程序应包含两个功能：1） 调度程序以ADPSS仿真软件的仿真时间作为封装模块的时钟，作为程序中时间相关符号如延时、展宽等符号的计时基准；2） 调度程序以仿真时间为基准，在仿真时间为任务链执行周期整数倍时，产生软件中断，执行该任务链，以保证与执行周期相关严格相关的功能如数字滤波、DFT、数字PI控制器等正确执行。调度 程序最终应实现封装模块的可调度运行8.3.4 模块调用方法全数字仿真系统应包含第三方调用接口，分模块创建自定义功能符号，调用第三方动态库。调用 函数分为：1） 初始化函数，仿真系统在启动时执行一次；2） Step函数为符号的功能函数，在仿真的每个步长执行一次；3） Terminate为符号的终止函数，在仿真终止时执行一次。8.4 许继技术路线封装环节的模块处理规范8.4.1 模型结构与功能定制8.4.1.1 模型结构模型结构主要包含站控系统、极控系统、阀控系统、直流极保护系统和直流阀保护系统。单换流 站控制保护系统实际结构如图 7 所示。图 7 单换流站控保系统结构图8.4.1.2 模型功能主要包含三类功能：将一次信号聚合传递到控保模块的功能块、将控保模块命令信息分发到一次 设备或其他控保模块的功能块、可读取控保模块内部变量的录波功能块和可写入控保模块内部变量的 置数功能块。1） 信号聚合模块：主要功能将一次系统的模拟量信息或断路器开关的状态信息聚合封装到一起，形成一个数据包传递到控保的测量模块中。2） 信号分发模块：主要功能将控保模块输出的数据包解析成单个的数据，用来控制一次设备比如阀组的点火脉冲序列、交流滤波器的投退和直流断路器的投退等；3） 录波模块：该类模块主要用来读取控保装置内部故障录波信息；4） 置数模块：该类模块主要用来对软件内部某些数据置数；5) 控保模块：主要对应实际的控保装置，一个装置一个模块，每个模块都有一个输入两个输出。8.4.2 封装模块生成8.4.2.1 基本步骤利用全数字仿真系统的UD库，将许继的直流控制保护程序装入自定义模块中，其基本步骤包括： 1)控制保护系统采用现场真实的程序，经过简单的裁剪，去除控保中的冗余系统、三取二、硬件采样校验、事件报告等非必要的内容，仅保留控制保护的核心功能成分。2) 仿照现场真实的程序运行周期，使得仿真程序的任务调度与现场一致，保证仿真结果的真实性。3) 模块分为公用基本模块和各个工程的专用模块，基本模块所有工程都一样，可以反复使用；专用模块每个工程各一套，其中每个实际的控保装置对应一个模块，有多少套实际装置对应多少个模块， 每个模块只能使用一次。8.4.2.2 直流控制保护代码生成过程1) 根据现场工程实际的Vget程序，进行删除、裁剪和修改，去除分必要内容，保护核心逻辑功能， 然后生成C代码。2) 采用Visual C+编译平台，编写底层的任务调度、功能模块，函数调用，数据类型转换等基本的平台框架。3) 根据全数字仿真系统自定义模块生成规则，将实际的控保装置功能装入自定义模块中。 单个两端直流输电系统的建模方法如下：如图 8所示，按照工程配置，依次建立每个控保/测量机箱的仿真模型，最后添加多个机箱仿真模型之间的信号传递。最后对所建立模型进行必要的调试，确保仿真结果与实际装置吻合。图 8 许继直流控保封装模型模块8.4.2.3 建模流程单个控保机箱由多块处理器/IO板卡组成，其建模流程如下：裁剪修改工程通过可视化程序添加输入输出、可视化程序生成C代码任务调度等代码 配置输入输出通道代码添加接口代码添加二次封装代码 生成动态链接库配置与一次系统交互信号 联合调试ADPSS中创建对应UD功能块编译链接，生成静态链接库图 9 许继直流封装模型建模流程9 高压直流输电全数字模型一二次联合仿真规范9.1 联合仿真构成9.1.1 高压直流控制保护封装模型联合仿真应包括一次系统的仿真、二次控制保护仿真、OWS 人机界面仿真和站间通讯仿真几部分。9.1.2 一次系统主回路的仿真，实现高压直流输电系统一次电力系统设备及相关交流系统的模拟；9.1.3 高压直流控制保护系统的仿真，主要包括站控制系统、极控制系统、极保护系统，实现对高压 直流一次系统的控制和保护功能；9.1.4 控制保护系统与仿真软件数据交互接口的仿真，实现仿真软件与控制保护封装模型间的信息交 互；9.1.5 OWS 人机界面的仿真，实现 对高压直流系统的运行操作和集中控制；9.1.6 站间信号通讯的仿真， 模拟高压直流控制保护系统的站间通讯及其延时与故障特征。9.2 接口调用功能需求与一般规则9.2.1 全数字仿真系统需提供程序接口，支持接入高压直流控制保护系统封装生成的第三方动态链接 库，形成用户自定义 UD 功能块并进一步实现二次模型构建。9.2.2 高压直流控制保护系统封装生成的第三方动态链接库，需要提供初始化、仿真过程和仿真终止 三种接口函数。9.2.3 全数字仿真系统在程序运行的初始化阶段通过初始化接口函数调用第三方动态链接库，实现初 始化；在仿真过程中根据自定的仿真频率在相应的仿真时间上通过仿真过程接口函数调用第三方动态 链接库，实现封装模型的仿真；在仿真执行完毕阶段通过仿真终止接口函数调用第三方动态链接库， 实现计算资源的释放。9.2.4 全数字仿真系统接口程序应支持动态改变接口输入输出信号个数，以匹配第三方动态链接库所 具有不同功能、不同个数的输入输出。9.2.5 全数字仿真系统接口程序应支持多实例动态调用和单实例动态调用两种方式，适应于高压直流 控制保护系统第三方动态链接库的不同封装生成编程环境。9.2.6 第三方动态链接库含有独立的静态变量和全局变量的，则为单实例动态调用。单实例动态调用 不支持复用，同一进程中不能存在两个及以上的功能相同单实例动态库的调用。9.2.7 用户第三方动态库中没有静态变量和全局变量的，则采用多实例动态调用。采用面向对象的类 封装的静态变量可以等同于非静态变量。多实例调用支持复用。9.3 一二次信号接口规范9.3.1 控制保护参数接口9.3.1.1 高压直流控制保护系统封装模型应能实现控制参数和保护定值的修改接口。9.3.1.2 提供修改接口的控制参数包括但不限于：VDCL 控制参数、Gamma 角参考值、电压调节器参数、电流调节器参数、AMAX 控制器参数、RAML 功能的参数、线路重起降压参考值等。9.3.1.3 提供修改接口的保护定值包括但不限于：阀区保护、极区保护、双极区保护、线路保护等的 保护定值。9.3.2 一次系统模型提供的测量信号9.3.2.1 仿真过程中，一次系统模型应能够采集和上传给高压直流控制保护系统封装模型所需的测量 信号。9.3.2.2 测量信号包括模拟量和数字量，其中模拟量为一次元件的电压电流瞬时值信号，量纲要求为： 电压信号为 kV（千伏特），电流为 A（安培）；数字量为一次系统开关量信号和换流变压器抽头位置信号，开关元件的闭合和断开信号分别用 1 和 0 表示，抽头位置信号将十进制信号转化为 8421BCD 码提供给封装模型。9.3.2.3 一次系统模型提供的测量信号具体内容及要求参见附录 B。9.3.3 运行控制信号接口9.3.3.1 全数字仿真系统应提供高压直流运行控制相关操作、指令及参数设置所需的人机交互手段， 应包括控件和时间阶跃等手段。9.3.3.2 运行控制 OWS 页面应包括但不限于以下内容：接线方式（金属回线、大地回线等）、运行方式（双极功率/单极功率/电流、功率正向/方向、全压/降压）、运行参考值（功率、电流等指令）、 起停、紧急停运、阶跃试验、站间通讯故障等设置。9.3.3.3 运行控制信号具体内容及要求参见附录 B。9.3.4 控制保护封装模型录波信号9.3.4.1 控制保护录波信号包括测量信号、控制模拟量信号、控制开关量信号、保护信号录波 4 部分。9.3.4.2 控制保护录波信号具体内容及要求参见附录 B。10 直流控制保护封装模型校核与检验规范10.1 实验数据来源10.1.1 实测与校核采用的试验数据主要来源：直流输电工程现场试验和直流输电控制保护装置联调 试验。10.1.2 试验数据均为准确数据，具有等价性。具备条件时，采用工程现场试验数据。10.2 实验项目设置10.2.1 试验项目应包含三类，分别为：控制功能试验、保护功能试验和一致性试验。10.2.2 控制试验包括有功控制试验、无功控制试验、空载加压试验、分接头控制试验，目的为检验 高压直流控制保护封装模型的相关控制功能是否与实际工程一致。具体内容见附录 C。10.2.3 保护试验包括直流工程阀区保护试验、极区保护试验、双极区保护试验、直流线路保护试验、 交流系统保护试验，目的为检验高压直流控制保护封装模型的相关保护功能是否与实际工程一致。具体内容见附录 C。10.2.4 在完成控制保护封装模型的控制和保护功能验证之后，应进一步选取典型典型试验，与直流 输电工程现场试验和直流输电控制保护装置联调试验的结果进行一致性对比，确保模型动态特性与实 际工程控保装置的一致性。试验项目包括：稳态参数对比试验、交流侧单相接地试验、直流侧单极接 地试验、紧急停运试验、功率指令阶跃试验、电流指令阶跃试验等。具体试验内容见附录 C。10.3 报告要求10.3.1 报告应分为建模报告和试验报告。10.3.2 建模报告主要内容直流输电控制保护封装建模的建模报告主要包括以下内容：1） 工程背景：该部分描述建模对象直流工程的概况及其特点，主要包括电压等级、输送容量、输 电距离、一次设备特点、运行方式等。2） 建模环境：简要介绍建模采用的软硬件工具，包括仿真系统及其特性。3） 文件引用：介绍建模中各个参数和数据的来源，包括但不限于交流系统等值计算文件、一次设备参数来源及研究、收资情况等。4） 一次设备建模说明。5） 控制保护封装建模说明。6） 交流系统建模说明。10.3.3 试验报告试验报告应分为三部分，分别为： 1）控制功能试验报告；2） 保护功能试验报告；3） 一致性试验。10.4 模型版本管理与更新高压直流控制保护封装模型应该与实际工程对应，每个模型对应一个实际工程。模型版本更新应 该与实际工程控保修改保持同步，版本说明应包含提取实际工程控保逻辑的时间以及相对上一版本的 主要改动。当实际工程控保发生改变、数字封装模型需要同步更新时，应收资控保改动后的实际工程 录波重新开展一致性试验。附 录 A（资料性附录）特高压直流控制保护电磁暂态封装建模收资需求A.1 一次系统建模收资内容A.1.1 换流站主接线图各直流工程一次系统的电磁暂态建模，需要换流站的主接线图，按换流站分别提供。A.1.2 阀臂参数分别搜集各换流站换流桥的阀臂参数，包括但不限于以下参数： 1)导通电阻（）；2) 正向压降（V）；3) 正向击穿电压（V）；4) 反向击穿电压（V）；5) 晶闸管固有极限关断角（°）；6) 缓冲电路电阻（）；7) 缓冲电路电容（F）A.1.3 换流变压器参数分别搜集各换流站换流桥的换流变压器参数，包括但不限于以下参数： 1)额定容量（MVA）；2) 交流侧额定线电压（kV）；3) 阀侧额定线电压（kV）；4) 短路电压百分比（%）；5) 空载损耗（kW）；6) 空载电流百分比（%）；7) 抽头所在绕组（交流侧或阀侧）；8) 主抽头电压（kV）；9) 抽头最高档位；10) 抽头最低档位；11) 抽头级差（%）；12) 主抽头位置；13) 换流变压器饱和特性数据。A.1.4 交流滤波器29分别搜集各换流站交流滤波器建模所需参数，需要提供用到的不同类型滤波器的参数包括但不限于：1) 类型名称；2) 接线图；3) 各个RLC元件参数；4) 组数；5) 额定容量。此外，还应分换流站提供： 1)各组滤波器投切顺序列表；2)最小滤波器配置。A.1.5 平波电抗器平波电抗器参数应包括每站每极的极线和中性线上所配置平波电抗器的电感参数，包括但不限于： 1)各站极线平波电抗器电感L（H）；2)各站中性线平波电抗器电感L（H）。A.1.6 直流滤波器直流滤波器参数包括直流滤波器接线图、RLC参数，整流侧和逆变侧的直流滤波器参数若有不同应分别提供。A.1.7 直流线路及接地极直流线路及接地极需要提供杆塔参数和实测参数，包括但不限于： 1)线路长度（km）2) 线路杆塔高度（m）3) 线路极间距（m）4) 线路弧垂（m）5) 地线条数6) 地线杆塔高度（m）7) 地线最大弧垂（m）8) 地线间水平距离（m）9) 线路分裂数10) 分裂导线平均半径（m）11) 分裂导线分布半径（m）12) 分裂导线单位长度直流阻抗（/km）13) 地线平均半径（m）14) 地线单位长度直流阻抗（/km）15) 实测参数：线路电阻（）、电感（H）、对地电容（F）A.2 控制保护封装建模收资需求各个直流换流站的控制保护装置厂家应提供可用于电磁暂态仿真程序调用的控制保护功能模块，对 模块功能和输入输出接口做出详细解释。A.2