题目1调度：银川东站启动RTDS、现场层模拟屏A、OWS胶东站启动现场层模拟屏B、仿真软件、OWS银川东站长：银川东站启动RTDS、现场层模拟屏A、OWS胶东站长：胶东站启动现场层模拟屏B、仿真软件、OWS调度长：正确，执行。银川东站长：现在进行启动RTDS、现场层模拟屏A、OWS操作任务按下插排电源按钮银川东站长：按下插排电源按钮操作员：按下插排电源按钮银川东站长：正确，执行银川东操作员：已执行站长：按下电压继电器操作员：按下电压继电器银川东站长：正确，执行操作员：已执行银川东站长：按下开关按钮1操作员：按下开关按钮1银川东站长：正确，执行操作员：已执行银川东站长：按下开关按钮2操作员：按下开关按钮2银川东站长：正确，执行操作员：已执行银川东站长：打开现场模拟屏A的一号机操作员：打开现场模拟屏A的一号机银川东站长：正确，执行操作员：已执行银川东站长：打开二号机操作员：打开二号机银川东站长：正确，执行操作员：已执行银川东站长：打开三号机操作员：打开三号机银川东站长：正确，执行操作员：已执行银川东站长：打开四号机操作员：打开四号机银川东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开现场模拟屏B的一号机操作员：打开现场模拟屏B的一号机胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开二号机操作员：打开二号机胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开三号机操作员：打开三号机胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开四号机操作员：打开四号机胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：点击RSCAD软件操作员：点击RSCAD软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：点击24.dft操作员：点击24.dfb胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：点击24.sib操作员：点击24.sib胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：点击运行操作员：点击运行胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：点击Remote Desktop软件操作员：点击Remote Desktop软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开11主机仿真软件操作员：打开11主机仿真软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开12主机仿真软件操作员：打开12主机仿真软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开13主机仿真软件操作员：打开13主机仿真软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开14主机仿真软件操作员：打开14主机仿真软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开21主机仿真软件操作员：打开21主机仿真软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开22主机仿真软件操作员：打开22主机仿真软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开23主机仿真软件操作员：打开23主机仿真软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开24主机仿真软件操作员：打开24主机仿真软件胶东站长：正确，执行操作员：已执行胶东站长：打开ows操作员：打开ows胶东站长：正确，执行操作员：已执行站长：直流场界面总应答（银川东合站内接地刀）调度长：直流场合00601、061217、接地极冷备用转运行站长：合直流场00601 061217 接地极冷备用转运行调度长：两站3大组交流滤波器由冷备用转运行站长：大组交流滤波器由冷备用转运行调度长：两站14小组交流滤波器由冷备用转热备用站长：小组滤波器由冷备用转热备用调度长：两站小抗冷备用转热备用站长：小抗由冷备用转热备用调度长：两站投入双极直流滤波器站长：投入双极直流滤波器调度长：两站换流变冷备用转运行站长：换流变由冷备用转运行调度长：两站双极直流场由极隔离转极连接站长：直流场由极隔离转极连接调度长：银川东站双极解锁站长：双极解锁调度长：银川东站双极功率由400MW升至4000MW站长：双极功率由400MW升至4000MW题目2银川东站长：双极功率由2200MW降至2000MW。点击顺控界面的功率电流控制图标，点击双极功率整定按钮，输入功率参考值2000MW，速率参考值999MW/min，点击确定按钮，点击执行按钮。极2由双极功率控制转为单极功率控制，点击功率电流切换按钮，点击极2功率控制模式，点击极2单极手动功率控制，点击执行按钮。（向调度汇报）X月X日X点,银川东站因阀厅一次设备故障突发极1闭锁，已将极2功率由2200MW降至2000MW，现极2单极大地回线运行正常。胶东站长:X月X日X点,突发极1闭锁，现极2单极大地回线2000MW运行正常。调度：收到，现向两个站下令，将极1由极连接转极隔离。银川东站长：重复；极1由极连接转极隔离。点击直流场极操作图标，选择极1直流场，点击极1隔离，点击执行。（汇报调度）胶东站长：重复；极1由极连接转极隔离。点击直流场极操作图标，选择极1直流场，点击极1隔离，点击执行。（汇报调度）调度：收到，银川东站极2由单极大地回线转为单极金属回线运行。银川东站长：重复。点击顺控界面金属大地转换按钮，点击极2金属回线按钮，点击执行。汇报调度调度：收到，两个站，极1换流变由运行转冷备用。银川东站长：重复。银川东极1换流变由运行转冷备用。拉开3312开关，正确执行；拉开3313开关，正确执行；拉开33122刀闸，正确执行；拉开33121刀闸，正确执行；拉开33131刀闸，正确执行；拉开33132刀闸，正确执行；向调度汇报。胶东站长：重复。银川东极1换流变由运行转冷备用。拉开5061开关，正确执行；拉开50612刀闸，正确执行；拉开50611刀闸，正确执行；向调度汇报。调度：收到。两个站，极1由冷备用转检修。银川东站长：重复。极1由冷备用转为检修。检修状态图标，点击执行。汇报调度。胶东站长：重复。极1由冷备用转为检修。检修状态图标，点击执行。汇报调度。调度：收到。两个站，极1由检修转冷备用。银川东站长：重复。极1由检修转冷备用。点击顺控界面冷备状态图标，点击执行。汇报调度。胶东站长：重复。极1由检修转冷备用。点击顺控界面冷备状态图标，点击执行。汇报调度。调度：收到。两个站，极1换流变由冷备用转运行。银川东站长：重复。极1换流变由冷备用转热备运行。合上33132刀闸，点击执行；合上33131刀闸，点击执行；合上33121刀闸，点击执行；合上33122刀闸，点击执行；合上3313开关，点击执行；合上3312开关，点击执行；汇报调度。胶东站长：重复。极1换流变由冷备用转热备运行。合上50611刀闸，点击执行；合上50612刀闸，点击执行；合上5061开关，点击执行；汇报调度。调度：收到。银川东站极2功率由2000MW降为1980MW。银川东站长：重复。极2功率由2000MW降为1980MW。点击顺控界面的功率电流控制图标，点击极2单极功率整定按钮，输入功率参考值1980MW，速率参考值999MW/min,点击执行按钮。调度：收到。银川东站极2由单极金属回线转为大地回线运行。银川东站长：重复。点击顺控界面金属大地转换按钮，点击极2大地回线按钮，点击执行。汇报调度调度：收到。两个站，极1由极隔离转为极连接。银川东站长：重复。极1由极隔离转为极连接。点击直流场界面极操作图标，点击极1直流场，点击极1连接，点击执行。汇报调度。胶东站长：重复。极1由极隔离转为极连接。点击直流场界面极操作图标，点击极1直流场，点击极1连接，点击执行。汇报调度。调度：收到。银川东站拉开06105刀闸，银川东站长：拉开 06105刀闸，点击执行。汇报调度。调度：许可银川东站进行极1不带线路OLT。银川东站长：重复，极1进行不带线路OLT。点击顺序控制界面极1的空载加压按钮，点击ON/off切换按钮，点击on按钮，点击执行。点击手动控制模式下的整定按钮，设定电压参考值为100kv，设定速率参考值为660kv/min。点击开始按钮，点击结束按钮。点击ON/off切换按钮，点击off按钮，点击执行。汇报调度及实验成功。调度：收到。银川东站合上06105刀闸，银川东站长：重复，合上极1直流场 06105刀闸，点击执行。汇报调度。调度：收到。胶东站拉开06105刀闸，胶东站长：拉开 06105刀闸，点击执行。汇报调度。调度：许可胶东站进行极1不带线路OLT。胶东站长：重复，极1进行不带线路OLT。点击顺序控制界面极1的空载加压按钮，点击ON/off切换按钮，点击on按钮，点击执行。点击手动控制模式下的整定按钮，设定电压参考值为100kv，设定速率参考值为660kv/min。点击开始按钮，点击结束按钮。点击ON/off切换按钮，点击off按钮，点击执行。汇报调度及实验成功。调度：收到。胶东站合上06105刀闸，胶东站长：重复，合上极1直流场 06105刀闸，点击执行。汇报调度。调度：收到。银川东站极1启动（极2运行）。银川东站长：重复。银川东站极1启动（极2运行）。点击顺序控制界面功率/电流控制图标，点击功率/电流切换按钮，点击极1控制模式选择，点击确定，点击极1单极功率模式，点击极1单极功率控制整定按钮，设定功率参考值为200MW，设定速率参考值为999MW/min，点击执行。极2单极功率控制转为双极功率控制。点击顺序控制界面功率/电流控制图标，点击功率/电流切换按钮，点击极2控制模式选择，点击确定，点击极2双极功率模式。点击执行。点击顺控界面的极1解锁状态图标，点击执行按钮，汇报调度调度：收到。银川东站双极功率由1980MW升至4000MW。调度：收到。银川东站长：重复。极1单极功率控制转为双极功率控制。点击顺序控制界面功率/电流控制图标，点击功率/电流切换按钮，点击极1控制模式选择，点击确定，点击极1双极功率模式。点击执行。双极功率由2180MW升至4000MW。点击顺控界面的功率电流控制图标，点击双极功率整定按钮，输入功率参考值4000MW，速率参考值999MW/min,点击执行按钮。题目3（一）银川东站站长：双极直流功率由3800MW降至3600MW站长：点击顺控界面 “功率电流控制”按钮操作员：点击顺控界面 “功率电流控制”按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击“双极手动功率控制”界面的整定按钮操作员：点击“双极手动功率控制”界面的整定按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：设定双极功率参考值为3600MW操作员：设定双极功率参考值为3600MW站长：正确站长：设定升降速率为999MW/min操作员：设定升降速率为999MW/min站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击执行操作员：点击执行站长：正确，执行。操作员：已执行。银川东站长向调度汇报：因极I直流线路原因，极I降压80%运行，极Ⅱ过负荷，现已将双极功率降至3600MW运行，请尽快采取措施。胶东站站长向调度汇报：宁东直流极1降压80%运行，当前双极直流功率3600MW调度：收到（二）调度：银川东站双极直流功率由3600MW降至1980MW.站长：银川东站双极直流功率由3600MW降至1980MW.调度：正确，执行站长：银川东站双极直流功率由3600MW降至1980MW，点击顺控界面 “功率电流控制”按钮操作员：点击顺控界面 “功率电流控制”按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击“双极手动功率控制”界面的整定按钮操作员：点击“双极手动功率控制”界面的整定按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：设定双极功率参考值为1980MW操作员：设定双极功率参考值为1980MW站长：正确站长：设定升降速率为999MW/min操作员：设定升降速率为999MW/min站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击执行操作员：点击执行站长：正确，执行。操作员：已执行。站长：银川东站双极直流功率由3600MW降至1980MW操作结束。调度：收到。（三）调度：银川东站极Ⅰ停运（极2运行）站长：银川东站极Ⅰ停运（极2运行）调度：正确，执行站长：现在进行极Ⅰ停运（极2运行）站长：点击顺控界面 “功率电流控制”按钮操作员：点击顺控界面 “功率电流控制”按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击“功率/电流切换”按钮操作员：点击“功率/电流切换”按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择“极1控制模式选择”操作员：选择“极1控制模式选择”站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择“极1单极功率模式”操作员：选择“极1单极功率模式”站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击“极1单极功率控制”界面的整定按钮操作员：点击“极1单极功率控制”界面的整定按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：输入极1单极功率参考值200MW操作员：输入极1单极功率参考值200MW站长：正确站长：输入极1单极功率升降速率999MW/min操作员：输入极1单极功率升降速率999MW/min站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击顺控界面极1热备状态图标操作员：点击顺控界面极1热备状态图标站长：正确，执行操作员：已执行站长回令：银川东站极Ⅰ停运（极2运行），操作结束。调度：收到（四）调度：银川东站极Ⅰ由降压80%运行转至额定电压运行站长：银川东站极Ⅰ由降压80%运行转至额定电压运行调度：正确，执行站长向操作员：银川东站极Ⅰ由降压80%运行转至额定电压运行站长：点击顺控界面的降压运行按钮操作员：点击顺控界面的降压运行按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择极Ⅰ直流电压控制操作员：选择极Ⅰ直流电压控制站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择极Ⅰ直流电压至660kV操作员：选择极Ⅰ直流电压至660kV站长：正确，执行操作员：已执行站长：银川东站极Ⅰ由降压80%运行转至额定电压运行操作结束。调度：收到（五）调度：双站极Ⅰ直流线路由运行转检修站长（两站）：××站极Ⅰ直流线路由运行转检修调度：正确，执行站长（两站）：××站极Ⅰ直流线路由运行转检修，点击直流场界面直流场控制模式按钮。操作员：点击直流场界面直流场控制模式按钮。站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择直流场手动控制模式操作员：选择直流场手动控制模式站长：正确，执行操作员：已执行站长：拉开06105刀闸操作员：拉开06105刀闸站长：正确，执行操作员：已执行站长：合上0610517接地刀闸操作员：合上0610517接地刀闸站长：正确，执行操作员：已执行站长：××站极Ⅰ直流线路由运行转检修操作结束。调度：收到（六）调度：银川东站极Ⅰ直流线路由检修转运行，胶东站极Ⅰ直流线路由检修转至冷备用银川东站站长：银川东站极Ⅰ直流线路由检修转运行调度：正确，执行胶东站站长：胶东站极Ⅰ直流线路由检修转至冷备用调度：正确，执行银川东站站长：银川东站极Ⅰ直流线路由检修转运行，拉开0610517接地刀闸操作员：拉开0610517接地刀闸站长：正确，执行操作员：已执行站长：合上06105刀闸操作员：合上06105刀闸站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击直流场界面直流场控制模式按钮。操作员：点击直流场界面直流场控制模式按钮。站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择直流场自动控制模式操作员：选择直流场自动控制模式站长：正确，执行操作员：已执行胶东站站长：胶东站极Ⅰ直流线路由检修转至冷备用，拉开0610517接地刀闸操作员：拉开0610517接地刀闸站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：银川东站极Ⅰ直流线路由检修转运行操作结束。调度：收到胶东站站长：胶东站极Ⅰ直流线路由检修转至冷备用操作结束调度：收到（七）调度：收到，许可银川东站进行极Ⅰ带线路OLT试验银川东站站长：银川东站进行极Ⅰ带线路OLT试验调度：正确，执行银川东站站长：银川东站进行极Ⅰ带线路OLT试验，点击极1空载加压按钮操作员：点击极1空载加压按钮站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：点击ON/OFF切换按钮操作员：点击ON/OFF切换按钮站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：选择空载加压ON模式操作员：选择空载加压ON模式站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：点击手动控制模式整定按钮操作员：点击手动控制模式整定按钮站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：设定电压参考值为100kV操作员：设定电压参考值为100kV银川东站站长：正确，设定速率参考值为500kV/min操作员：设定速率参考值为500kV/min站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：点击手动控制模式开始按钮操作员：点击手动控制模式开始按钮站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：点击手动控制模式结束按钮操作员：点击手动控制模式结束按钮站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：点击ON/OFF切换按钮操作员：点击ON/OFF切换按钮站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：选择空载加压OFF模式操作员：选择空载加压OFF模式站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：银川东站极Ⅰ进行带线路OLT试验操作结束。试验成功。调度：收到（八）调度：胶东站极Ⅰ直流线路由冷备用转运行。胶东站站长：胶东站极Ⅰ直流线路由冷备用转运行。调度：正确，执行胶东站站长：胶东站极Ⅰ直流线路由冷备用转运行，合上06105刀闸操作员：合上06105刀闸站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击直流场界面直流场控制模式按钮。操作员：点击直流场界面直流场控制模式按钮。站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择直流场自动控制模式操作员：选择直流场自动控制模式站长：正确，执行操作员：已执行胶东站站长：胶东站极Ⅰ直流线路由冷备用转运行操作结束。调度：收到（九）调度：银川东站极Ⅰ启动（极2运行）站长：银川东站极Ⅰ启动（极2运行）调度：正确，执行银川东站站长：银川东站极Ⅰ启动（极2运行），点击顺控界面 “功率电流控制”按钮操作员：点击顺控界面 “功率电流控制”按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击“极1单极功率控制”界面整定按钮操作员：点击“极1单极功率控制”界面整定按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：设定单极功率参考值为200MW操作员：设定单极功率参考值为200MW站长：正确站长：设定升降速率为999MW/min操作员：设定升降速率为999MW/min站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击执行操作员：点击执行站长：正确，执行。操作员：已执行。站长：点击“功率/电流切换”按钮操作员：点击“功率/电流切换”按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择“极1控制模式选择”操作员：选择“极1控制模式选择”站长：正确，执行操作员：已执行站长：选择“极1双极手动功率模式”操作员：选择“极1双极手动功率模式”站长：正确，执行操作员：已执行银川东站站长：银川东站极Ⅰ启动（极2运行）操作结束。调度：收到（十）调度：银川东站双极直流功率由1980MW升至4000MW站长：银川东站双极直流功率由1980MW升至4000MW调度：正确，执行站长：银川东站双极直流功率由1980升至4000MW，点击顺控界面 “功率电流控制”按钮操作员：点击顺控界面 “功率电流控制”按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击“双极手动功率控制”界面的整定按钮操作员：点击“双极手动功率控制”界面的整定按钮站长：正确，执行操作员：已执行站长：设定双极功率参考值为4000MW操作员：设定双极功率参考值为4000MW站长：正确站长：设定升降速率为999MW/min操作员：设定升降速率为999MW/min站长：正确，执行操作员：已执行站长：点击执行操作员：点击执行站长：正确，执行。操作员：已执行。站长：银川东站双极直流功率由1980MW升至4000MW操作结束调度：收到
知识点们1. 换相换流器换相换流器在运行时，借助于换流阀的开通和关断，使流经换流器的电流从一个电流路径转移到另一个电流路径的物理过程。2. 非电量保护继电器的跳闸接点主变非电量保护装设重瓦斯、压力释放、油温度高、绕组温度高、有载调压开关重瓦斯、冷却器全停等输入回路，其出口继电器不启动失灵保护。3. 换相失败在换流器中，退出导通的阀在反向电压作用的一段时间内未能恢复阻断能力，或者在反向电压期间换相过程未进行完毕，则在阀电压变成正向时，被换相的阀都将向原来预定退出导通的阀倒换相，这种情况称为换相失败。4. 换流变阀侧中性点偏移保护保护用于检测换流变阀侧交流连线的接地和相间短路故障。阀闭锁时投入。测量换流变压器二次侧末屏电压，正常状态下三相电压的矢量和为零，如果发生单相接地或相间短路故障，三相电压零序分量不为零，超过预定参考值，保护禁止阀解锁。保护在阀解锁状态下无效(控制的脉冲使能信号).UVY_SUM分别为换流变Y绕组阀侧三相电压矢量之和，UVY_L1、UVY_L2、UVY_L3分别为换流变Y绕组阀侧各相电压；UVD_SUM分别为换流变D绕组阀侧三相电压矢量之和，UVD_L1、UVD_L2、UVD_L3分别为换流变D绕组阀侧各相电压。5. 换相失败的根本原因换流站的内部故障。换流器通过触发脉冲来控制阀的开合，触发电路因谐波、故障等原因，造成触发脉冲的丢失等故障时，会导致阀未按照正确的顺序导通和闭合，从而引发换相失败，这种情况在换相失败故障中出现的比较少。交流系统故障。交流系统故障分为对称和不对称故障，会造成换流站母线电压下降（两者）以及换相电压过零点漂移（不对称故障）等问题，从而导致换相失败，在现在的高压直流系统中大多配备了电压限流控制VDCL和电流偏差控制DGEI等。因此故障是否会真正引发换相失败和多个具体因素相关，包括：电压下降速度，VDCL能够很好地抑制换相失败的发生，电压的下降速度和控制系统的响应速度将决定换相失败是否发生。交流故障的电气距离及交流系统的强弱，具有高短路比SCR的强交流系统在故障下电压相对变化较小，因此不容易引发换流器母线的电压大幅下降，同时电气距离也会影响到母线电压的大小；故障合闸角，故障合闸角距离换相点的相位也是影响换相失败的重要因素之一。直流侧故障。直流侧故障主要是当直流侧接地短路时导致的直流电流上升引发的换相失败。与短路时间、过渡电阻等有着密切的关系。换相失败是高压直流输电系统中的常见故障，同时还可能伴随多次连续、不连续的换相失败，这会导致系统出现直流电流剧增，缩短换流阀寿命，减少直流输电功率，以及导致逆变侧交流系统电压不稳定等严重后果。6. 换流变饱和保护保护范围和目的保护换流变压器由于直流电流通过中性点进入变压器而引起的直流饱和。保护的工作原理和策略本保护监测变压器一次侧中性线电流。当运行不平衡时，就会有直流电流通过变压器中性线流入。换流变中性线直流电流及其引起的变压器铁芯饱和导致变压器激磁电流畸变。采用多段折线构成的反时限动作曲线来反映直流电流的大小，用户可以选择几个特殊的点进行整定．饱和保护包括饱和告警和饱和跳闸．饱和告警只作用于信号，饱和跳闸采用描点模拟反时限曲线原理。7. 熄弧角高压直流系统的换流阀中,某一换流阀从电流导通结束到理想的正弦波换相电压过零点时为止的一段用电角度表示的时间间隔（即从阀关断到阀上阳极电压持续为负的时间所对应的电角度）,又称裕度角γ。为防止换相失败，规定运行中γ=15°-18°，该数值既考虑了晶闸管恢复正向电压阻断能力的最小值7.2°，即400μs左右，同时还考虑到交流系统三相电压和参数不对称而留的裕度。8. 移相是交流信号（包括交流电）的波形在变化时没有按原来角度变化，发生角度变化，如果应该是90°，但幅度变成120°时的状态，就是相移30°，应该是前移30°，这是电感上的电压变化。整流电路中一般是电容，电容移相是指的交流信号通过电容后并联后相形向后移动，是说电压后移，电容后的电压不能跃变补充：正弦交流电路中,会有移相的问题,既是正弦波,就会有初相角,就是正弦波与横轴交点的哪个位置,初相角也可能为0度,也可以是其他角度,这就是移相,在整流触发电路中会常遇到该问题9. 熄弧角的作用直流换流器熄弧角是直流输电系统的重要电气量,常被用于判断直流输电系统逆变器的换相失败。在电力系统分析中,一般当直流熄弧角小于阀去游离时间对应的最小角度,则判断直流输电系统发生了换相失败。10. 换流变阀侧中性点偏移保护换流变阀侧中性点偏移保护是在换流阀闭锁状态下，用于检测换流变阀侧交流连线的接地故障。阀解锁状态下，此保护功能自动退出。换流变阀侧中性点偏移保护测量换流变压器二次侧末屏电压。阀闭锁时，正常状态下三相电压的矢量和为零；如果发生单相接地故障，三相电压零序分量不为零。零序电压若超过设定值，保护动作，发禁止阀解锁命令到极控系统，同时跳两侧交流断路器、启动两侧断路器失灵保护和两侧交流断路器锁定继电器。11. 换流过程中吸收大量无功直流输电的换流技术现代高压直流系统主要以采用电流源换流器为主， 当采用电流源换流器作为换流单元时， 换流站需要大量的无功补偿容量。换流站内换流器（换流阀+换流变）是无功消耗的主要设备。其中换流阀在整流及逆变过程中， 都需要消耗无功， 以达到交、直流转换的目的； 换流变无功损耗分空载损耗和负荷损耗两部分， 也都需要消耗一定的无功。而采用晶闸管换流阀的电流源换流器，需要大量无功补偿与滤波。根据目前工程实际，换流站额定运行时功率因数一般达到0.85～0.9。由此，换流器运行时消耗无功约占输送功率的30%～60%。所以，从无功角度看，换流器可等效为随直流输送功率而变化的无功负荷， 且其消耗无功随直流功率的上升显著增加。12. 直流谐波保护直流侧基波和谐波频率分量在规定的时间内超过给定的阈值，使相关的极闭锁的保护。13. 单极大地回线运行的限制条件常规直流和特高压直流中，一般不得长时间大地回线运行（一般不超过2小时），需要转单极金属回线运行。当必须长时间单极大地回线运行时，需要满足单极大地回线运行长时间运行的电流限制。14. 分接头控制换流变压器分接头控制是直流输电系统控制系统中用于自动调整换流变压器有载分接开关位置的一个环节，其目的是保持整流器的触发角α（或逆变器的关断角γ）在指定的范围内或者维持阀侧绕组空载电压Udi0在指定的范围内，其控制策略与换流变控制方式相配合，其分接头控制包括两种运行模式，即自动和手动模式，自动模式下又有定角度控制、定电压控制。15. 站内接地极站内接地网以水平接地体为主，避雷器、避雷针、换流建筑物、500kV GIS室、综合楼及其辅助建筑物的环房地网附件设置集中接地装置。户外主要电气设备及构架的接地，均采用两根引下线与主接地网相连。接地极是埋在大地中的导体，与直流线路间构成低电阻回路。16. 换流站运行人员控制系统运行人员控制系统主要是用于用户对交直流设备的控制、监视和数据存储管理。用户通过用户控制系统发出控制指令经站 LAN 网到设备控制系统并经过计算分析，对换流站设备进行控制，同时接收设备控制系统传来的各种数据。17. 换流变压器的分接头的作用换流变分接开关改变由分接开关控制系统（TCC）控制。分接开关控制（TCC）的目的是(1) 保持换流变压器阀侧绕组空载电压在指定的范围内(2) 维持实际直流电压与参考值Ud一致(3 )维持整流器的触发角α（或逆变器的关断角γ）在指定的范围内18. 站间通讯异常时一般不进行需两站配合的直流系统运行操作，如确需进行操作，应遵循以下原则：通讯故障情况下进行直流启动操作，将两站有功运行方式置为独立控制，两站运行人员通过电话进行联系，逆变站先解锁，整流站后解锁。直流系统解锁后，整流站通过功率（电流）指令改变输送功率（电流）。通讯故障情况下进行直流停运操作，将有功运行方式置为独立控制，整流站降低功率（电流）至最小值，两站运行人员通过电话进行联系，由整流站先闭锁，逆变站后进行闭锁操作。通信故障情况下进行直流系统功率升降，将有功运行方式置为独立控制，整流站执行操作。现场的其他相关规定。19. 倒闸操作开断开关次序停电拉闸操作应按照断路器（开关）——负荷侧隔离开关（刀闸）——电源侧隔离开关（刀闸）的顺序依次进行，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。禁止带负荷拉合隔离开关（刀闸）。3/2接线方式下，设备停电时，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关；设备送电时，应先合母线侧开关、后合中间开关。20. 跳闸回路和报警回路上的接点的要求（1）跳闸回路上图为简化后的跳、合闸原理图，+KM和-KM代表正、负电源，DL为断路器辅助触点，HQ、TQ分别为合、跳闸线圈。注意：手合/遥合/重合闸动作接点并不是同一个合闸出口接点，手跳/遥跳/保护跳也不是同一个跳闸出口接点，此处简化是为了方便理解。假定断路器在合闸状态，断路器辅助接点DL常开接点闭合。当保护装置发跳闸命令，跳闸出口接点闭合，通过正电源→跳闸出口接点→DL→TQ→负电源构成回路，跳闸线圈TQ得电，断路器跳闸。断路器完成跳闸动作后，DL常开接点断开跳闸回路，DL常闭接点闭合，为下次合闸做准备。断路器合闸过程同理，此处不再赘述。利用DL常开接点断开跳闸电流，一是为了防止跳闸出口接点粘连造成跳闸线圈TQ烧坏（因为TQ的热容量是按短时通电来设计的）；二是因为如果由跳闸出口接点来断开跳闸电流，由于接点的断弧容量不够，容易造成接点烧坏，这就为下一次保护跳闸（或合闸）埋下了隐患且不易被发现。（2）报警回路报警回路是和控制器、接线有关的。 就以海湾为例吧,这大家可能熟悉点。 海湾一个回路最多能带242个点,那意思就是从这个回路端子接线出去,所接的带编码设备不能超过242(一般要预留10%)。一个回路的设备是都接在控制器的对应回路接线端子上的。每一个回路都有一块回路板。21. 就地与远方操作远方操作是将操作回路接到后台机进行操作。远方操作有二次测保装置、后台监控、调度等。就地操作就是在现场直接操作22. 交流滤波器的作用为交流网和换流器提供所需的无功功率。当发生接地故障时，限制流入系统的故障电流。滤除交流侧特定次谐波和稳定交流电压。23. 直流操作过程中检查状态直流线路检修：两侧换流站极母线刀闸（葛洲坝、南桥站为极线路刀闸）、旁路线刀闸在拉开位置，线路接地刀闸在合上位置。冷备用：安全措施拆除，两侧换流站极母线刀闸（葛洲坝、南桥站为极线路刀闸）、旁路线刀闸及线路接地刀闸在拉开位置。运行：安全措施拆除，相关保护投入，运行极直流线路两侧换流站极母线刀闸（葛洲坝、南桥站还包括极线路刀闸）在合上位置，旁路线刀闸、线路接地刀闸在拉开位置；单极金属回线运行时，非运行极两侧换流站旁路线刀闸在合上位置，极母线刀闸、线路接地刀闸在拉开位置，葛洲坝站、南桥站极线路刀闸在合上位置。直流场极连接：相关保护投入，中性母线开关、金属回线刀闸、大地回线刀闸、极母线刀闸在合上位置（葛洲坝、南桥站中性母线开关、中性母线刀闸、极母线刀闸在合上位置）。检修：极内所有换流变、阀组、直流滤波器在检修状态，直流场极隔离状态，极母线、中性母线等有关接地刀闸在合上位置。冷备用：安全措施拆除，极内所有换流变、阀组在冷备用状态，直流场极隔离状态，极母线、中性母线等有关接地刀闸在拉开位置。热备用：安全措施拆除，相关保护投入，换流变在运行状态（特高压直流为至少有一个换流器在连接状态，本极内非连接状态换流器的旁通刀闸在合上位置），直流场极连接状态，有必备数量的直流滤波器运行，极母线、极线路、中性母线等有关接地刀闸在拉开位置，接地极系统运行（或金属回线运行），阀闭锁。其中，接地极系统运行状态称为单极大地回线（GR）热备用，金属回线运51行状态称为单极金属回线（MR）热备用。运行：相关保护投入，换流变在运行状态（特高压直流为至少有一组换流器在运行状态），直流场极连接状态，有必备数量的直流滤波器运行，极母线、极线路、中性线等有关接地刀闸在拉开位置，接地极系统运行（或金属回线运行），极按确定的方式形成直流回路，阀解锁。24. 平波电抗器的作用及类型作用限制故障电流的上升速率，防止陡波冲击进入阀厅。防止直流低负荷时直流电流的间断。平抑直流电流的纹波。平波电抗器通过限制由快速电压变化所引起的电流变化率来降低换相失败率类型按型式分类油浸式平波电抗器；干式平波电抗器。按结构分类空心带磁屏蔽平波电抗器；有气隙铁芯平波电抗器。25. 顺序控制操作循序顺序控制，是指按照生产工艺预先规定的顺序，各个执行机构自动地有秩序地进行操作，在工业生产和日常生活中应用十分广泛，例如搬运机械手的运动控制、包装生产线的控制、交通信号灯的控制等。顺序控制有三个要素：转移条件、转移目标和工作任务，按照顺序控制系统实现顺序控制的特征，可以将顺序控制划分为时间顺序控制、逻辑顺序控制和条件顺序控制三类。26. 直流开关的灭弧原理及结构灭弧原理无源型NBS直流断路器是利用电弧电压随电流增大而下降的非线性负电阻效应，在与电弧间隙并联的 LC 回路中产生自激振荡，使电弧电流叠加上增幅振荡电流，当总电流过零时实现遮断。因此，这种方式是根据断弧间隙电弧的不稳定性，利用电弧电压波动使电弧与LC回路之间存在一个充放电过程，电弧的负阻特性使得在开断装置产生一个幅值不断增加的高频谐波电流，当谐波电流幅值达到要转换的直流电流值时，产生电流过零点，电弧熄灭，实现总电流强迫过零。这种方式的控制过程较简单，回路的可靠性较高。但是，由于是依赖于间隙电弧的不稳定性和电弧的负阻特性而产生电流过零的，因此要求断路器与LC回路的参数要有较好的配合。这种方式的断路器即使在开断过程中电流过零后电弧又重燃，也不影响随后电流过零点的形成。电流遮断后此后，直流电流依然存在，转移到电容器电抗器支路中，电流流经电容器，对其充电到一定电压，当电容器电压达到避雷器的动作电压后，LC回路中的电流又被转移到避雷器中，随后流过避雷器的电流渐渐减小，直至为零。这样，流过该直流断路器的直流电流就被渐渐地转移到与之并联的其他回路中去。在转化过程中避雷器会吸收能量。结构NBS直流断路器由三极柱断路器Q1、单极柱断路器Q2、振荡回路电容器C1、吸能元件避雷器F1和光电流互感器T1。每个极柱包括三个主要部件：一个气室，一个带绝缘拉杆的空心支持绝缘子，一个带法兰和接线板的开断单元。开断单元的内部包括一套上电流通道和下电流通道，集成了触头系统，以及一个可移动的压气缸。固定触点集成到上电流通道。压气缸在下电流通道内部运行。27. 功率变化率单位时间内功率的变化量28. 直流测量装置的种类、原理及结构直流电流测量装置：电磁式电流互感器电子式电流互感器-光CT（Rogowski线圈式电流互感器）零磁通电流互感器-DCCT直流电压测量装置：直流分压器特高压直流输电工程中应用的直流电流测量设备特高压直流输电工程中应用的直流电流测量设备主要有光电流互感器和零磁通电流互感器，其中光电流互感器采用罗氏（Rogowski）线圈式电流互感器，零磁通电流互感器采用开环式霍尔电流传感器。直流电流互感器直流电流互感器来实现对直流电流的测量功能，所使用设备主要由瑞典ABB、德国斯尼汶特（Schniewindt）、南瑞继保等公司生产，测量的电流值输入两端换流站的控制保护系统，以实现对特高压直流输电系统的控制、保护及监视等功能。Rogowski线圈Rogowski线圈（罗氏线圈 )又叫电流测量线圈、微分电流传感器，是一个均匀缠绕在非铁磁性材料上的环形线圈。输出信号是电流对时间的微分。通过一个对输出的电压信号进行积分的电路，就可以真实还原输入电流。结构简介：不含铁磁性材料，无磁滞效应，几乎为零的相位误差；无磁饱和象，因而测量范围可从数安培到数百、数千安的电流；结构简单，并且和被测电流之间没有直接的电路联系；响应频带宽0.1Hz-1MHz。优点：与带铁芯的传统互感器相比，罗氏线圈具有测量范围宽，精度高，稳定可靠，响应频带宽，同时具有测量和继电保护功能，体积小、重量轻、安全且符合环保要求。基于罗氏线圈的具有电流可实时测量、响应速度快、不会饱和、几乎没有相位误差的特点，故其可应用于继电保护，可控硅整流，变频调速，电阻焊等信号严重畸变的场合。零磁通电流互感器基本原理零磁通电流互感器基本原理如下（霍尔效应）通过在一次通流回路中电流产生的磁通与位于互感器测量头内二次绕组电流产生的磁通达到一种完美的平衡，即零磁通的状态，来实现电流的精确测量。 通过环绕主通流导体的多个环形铁芯来感知被测电流。主回路电流产生磁场，电子模块在互感器测量头二次绕组上产生的电流形成了相互抵消的磁场，当磁场平衡时即是零磁通状态。电子模块具有带峰值检测的磁场调制器，并持续检测磁通平衡，此时二次电流就是主回路电流的精确反映，最后通过放大器输出负载电阻上流过的二次电流。29. 直流再启动为了减少直流系统停运次数，在直流线路发生闪络故障时，直流线路保护动作，启动再启动程序，将整流器控制角迅速增大到120～150度，变为逆变运行，使直流系统存储的能量很快向交流系统释放，直流电流迅速下降到零。等待一段时间，待短路弧道去游离后，再将整流器的触发角按一定速率逐渐减小，使直流系统恢复正常运行。30. ABB、SIEMNES、AREVA技术换流阀及阀控原理、结构及功能介绍ABB换流阀塔主要包括晶闸管组件、电抗器组件、屏蔽罩、悬吊支撑结构、阀避雷器等，通过PVDF冷却水管、连接母线、光缆等实现与冷却系统、直流输电系统其他一次设备以及二次控制系统的连接。SIEMENS采用室内悬吊四重阀或双重阀结构，采用空气绝缘，用去离子水循环冷却。阀塔为悬吊式，由悬吊绝缘子，屏蔽罩，避雷器等构成，阀组件由晶闸管硅堆，框架，阻尼电阻和电容，均压电容，饱和电抗器，晶闸管电压监视板，和反向恢复期保护装置构成。AREVA换流阀塔主要包括阀模块，屏蔽罩，悬吊支撑结构，阀避雷器等，通过交联聚乙烯冷却水管，母线，光缆等实现与冷却系统，直流输电系统其它一次设备以及二次控制系统的连接。阀组件由晶闸管压装结构，电抗器组件，RC阻尼回路，直流均压回路，组件电容单元，门级单元，阀冷却水路，GRP支撑件及相关导流回路连接而成。31. 强直弱交超特高压交直流电网中，交流与直流2种输电形态在其结构发展下不均衡的特定阶段，直流有功、无功受扰大幅变化激发起的超出既定设防标准或设防能力的强扰动，冲击承载能力不足的交流薄弱环节，使连锁故障风险加剧，全局性安全水平明显下降的混联电网运行新特性。32. 换流变压器瓦斯继电器瓦斯继电器又称气体继电器，是一种常用的变压器保护组件。当变压器内部发生故障，油中产生气体或油气流动时，推动气体继电器动作，发出信号或切断电源，以保护变压器。另外，发生故障后，可以通过气体继电器的视窗观察气体颜色，以及取气体进行分析，从而对故障的性质做出判断。33. 交流侧分层接入特高压直流分层接入交流电网方式可以实现直流功率输送的优化，引导潮流合理分布，提高电压支撑能力等优点。低端阀换流变接高压母线，高端阀换流变接低压母线：因为换流变制造工艺和绝缘要求，高端接高端很难到达工艺要求。34. 换流变分类及接线方式三相三绕组式三相双绕组式单相双绕组式单相三绕组式35. 调相机及运行调相机是一种不带机械负载的同步电动机，主要用于向系统提供或吸收稳态无功，维持系统电压稳定；系统故障时，调相机还可向系统提供或吸收稳态无功，维持系统电压稳定；系统故障时，调相机还可向系统提供额外短时无功，有利于系统的动态稳定。36. 阀厅空调现场及后台启停操作阀厅空调系统基本控制：制冷过程通过控制冷冻水阀的开度实现，根据阀厅内传感器测得的平均温度控制，当平均温度高于阀厅温度设定值25℃（通过人机界面可设）时，冷冻水阀逐渐加大开度，直至阀厅温度低于或等于25℃（通过人机界面可设）时，冷冻水阀保持当前的开度。如果由于负荷的变化导致阀厅平均温度低于设定值25℃时，则需逐渐减少冷冻水阀的开度，直至阀厅平均温度稳定在设定值25℃附近。机组除湿过程控制：机组除湿同样通过控制冷冻水阀的开度实现，其逻辑和制冷过程基本一样－即当湿度超过设定值时增大水阀的开度除湿，当湿度低于设定值时减少水阀的开度。如果在某一工况下制冷和除湿同时有需求，则冷冻水阀的开度取决于制冷和除湿之间的较大者，此时可能会出现由于除湿要求较大，此时机组电加热逐级（共6级电加热）启动。机组加热过程控制：机组在阀厅送风温度低于16℃时，根据送风温度逐级开启电加热，电加热分三级控制。开启第一级加热器后，隔20分钟后再检测一次送风温度若仍无法达到25℃，则开启第二级加热器，第三级加热器开启逻辑同上。机组加湿过程控制：因为加湿工况只有极少可能出现，所以加湿器在人机界面中设置加湿开关控制，当阀厅内湿度传感器检测到相对湿度低于10％时，人机界面发出提示信息，经值班人员判定后，再手动启动加湿器。37. 直流功率骤降现象OWS发相应保护启动功率回降报警（内水冷出阀温度高、绝对最小滤波器、接地极线路过负荷保护、安控装置），故障录波启动；直流功率下降；交流滤波器自动退出处理汇报调度及领导；若功率回降引起运行换流器过负荷，应申请调度进行运行方式调整；若内冷水进出水温度过高引起功率回降，按照《内水冷温度高报警处理预案》处理；若交流滤波器跳闸引起功率回降，在有备用交流滤波器的情况下，先投入备用交流滤波器后再向调度汇报申请恢复系统输送功率若接地极线路过负荷引起功率回降，汇报调度调整运行方式。38. 阀冷系统主循环泵切换逻辑在阀冷系统的主水路中配置两台冗余的主泵，其中一台主泵为运行状态，另一台为备用状态。 每台主泵具有两个独立的工作回路， 任一回路正常均可以保证主泵正常工作。如果主泵软起回路和工频旁路均正常，则主泵软起启动结束后自动切换到相应主泵工频旁路长期运行，软启回路退出运行；如果软起回路故障且工频旁路正常，则直接启动工频旁路；调试模式下， 如果软起回路正常且工频旁路故障，则软起回路长期运行；运行模式下，如果软起回路正常且工频旁路故障，且备用泵软起回路和工频旁路均故障时，则当前泵软起回路长期运行；运行模式下，如果软起回路正常且工频旁路故障，且备用泵工频旁路正常时，则切换至备用泵工频旁路长期运行。39. 短路比短路比简称SCR，是衡量发电机稳定性的指标。是在开路时产生额定电枢电压所需的场电流，相对短路时产生额定电枢电压所需的场电流的比例。在负载变动时，若要维持固定的电压输出，短路比越大的发电机，其激磁的变动越小。40. 水冷保护跳闸逻辑温度保护流量压力保护冷却水流量超低且进阀压力低保护逻辑冷却水流量超低且进阀压力高保护逻辑进阀压力超低且流量低保护逻辑两台主泵均故障且进阀压力低保护逻辑液位保护泄漏保护失去冗余冷却能力41. 整流侧设置最小触发角控制的原则从晶闸管开始承受正向阳极电压起到施加触发脉冲止的电角度，称为触发角。晶闸管阀的导通需要两个条件：阳极和阴极之间加有正向电压；控制极上加有足够强度的触发脉冲。如果施加触发脉冲的同时，阳极和阴极之间的正向电压过低，会导致阀内各个晶闸管导通不同时，使阀不均压。为了解决这个问题，绝大多数直流输电工程通常都将最小触发角设为5°。42. 电动三通阀控制逻辑序号进阀温度比例阀阀位反馈1进阀温度≥23.2℃100%±10%222.8℃＜进阀温度＜23.2℃保持不变320.2℃＜进阀温度≤22.8℃75%±10%419.8℃＜进阀温度＜20.2℃75%±10%保持不变518.2℃＜进阀温度≤19.8℃50%±10%617.8℃＜进阀温度＜18.2℃50%±10%保持不变7进阀温度≤17.8℃30%±10%冷却水进阀温度高于 28℃时，电动三通阀全开状态，保证全部冷却水通过室外冷却系统。冷却水进阀温度在 23℃～28℃时，电动三通阀的阀门开度由 PLC 控制，通过控制电动三通阀的阀门开度大小来调节室外回路和室内旁路的流量比例，使冷却水进阀温度保持在 23℃～28℃之间。冷却水进阀温度低于 23℃时，电动三通阀处于关闭状态（保留设定的最小关限位）。保证绝大部分冷却水流量通过室内旁路。电动三通阀的开启及关闭说明：电动三通阀的开闭是通过电动阀的设定温度工作范围来控制，其开关方式是脉冲式。电动三通阀故障发出报警信号。43. 直流输电的自动再起动过程当直流保护系统检测到直流线路接地故障后，立即将整流器的触发角快速移相到120°~150°，使整流器变为逆变器运行在两端均未逆变运行的情况下，储存在直流系统中的电磁能量迅速送回到两端交流系统，直流电流在20～40ms内降到0。在经过预先整定的100～500ms的弧道去游离时间后，按一定速度自动减小整流器的触发角，使其恢复至整流运行，并快速将直流电压和电流升到故障前的运行值。44. 内冷水系统补水操作方法自动补水：阀冷系统自动运行中补水泵能根据膨胀罐液位自动补水。膨胀罐液位低于设定值时补水泵启动自动补水，一直到膨胀罐液位到达停泵液位时停止。补水泵运行方式为间断式补水。手动补水：在OWS上查看阀内冷系统膨胀罐液位系统或者查看事件记录是否有膨胀罐液位相关的报警信息。2. 到现场观察膨胀罐就地磁翻板液位指示计是否真的有液位下降。阀冷系统在自动模式或手动模式下运行，均可以通过OP 操作面板进行手动补水，但膨胀罐液位必须小于补水停泵液位。补水前应检查原水罐液位是否能满足系统的补水需求，检查相应阀门状态是否开启正确。根据液位的下降情况，如需要对阀冷系统进行手动补水可通过OP 操作面板按键来控制补水泵的启停。选择手动启动补水泵,补水电动阀和电磁阀会自动开启。手动启动补水泵时补水泵会连续运行直到停泵液位才会自动停止，因此手动补水应时刻关注系统压力的变化，建议手动补水也采用间断式手动控制，让系统有压力缓解过程。即补水泵启动补水2min，停顿3min，直至补水完成。手动补水时两台补水泵可以同时启动，在换流阀投运状态下补水时应使用一台补水泵进行补水，避免补水速度过快引起压力迅速增加。8、补完水后，原水罐的液位下降明显，应及时对原水罐进行补水，保证下次能够正常补水。原水罐补液方式为手动补水，补充的冷却介质应根据系统要求及厂家说明说进行补充，具体为超纯水或者是混有一定比例乙二醇的超纯水。原水罐补水步骤：原水罐补水管路球阀应完全开启。通过 OP 操作面板手动启动原水泵。原水泵补水时应注意排气，可以从原水泵泵体排气阀进行排气，确保原水泵管路无空气。补水时通气电磁阀会自动打开。随着原水罐液位的上升，当液位到达高液位时原水泵自动停止。45. 无功控制包含的子功能，以及控制优先级别无功功率控制（RPC）自动控制滤波器的投切。其投切功能通过下列子功能来实现：ABS min filter：根据设备特性投入的绝对最小滤波器组数。Umax/Umin：监视交流母线稳态电压。Qmax：限制投入的滤波器组数。Min filter：投入滤波器以满足谐波要求。Q control/U control：将与交流系统的无功交换控制在设定水平/将交流母线电压控制在设定水平。RPC 通过优先级来选定控制策略。其中，优先级 1 是最高级别的优先级。优先级1 ABS min filter。 优先级2 Umax，Umin。 优先级3 Qmax。 优先级4 Min filter。 优先级5 Q-control或者U-control。 只有当上一级的控制策略对该级控制策略没有限制时，控制策略才能执行下去。Q-control 或者 U-control 不能同时起作用，需要运行人员进行选择。46. 外冷水系统风机控制逻辑能执行当换流阀解锁信号有效时，进阀温度传感器均故障时，强制使所有风机工频运行。自动模式下，进阀温度传感器有效时，完全根据进阀温度来控制风机的启停。风机可运行条件的逻辑判别如下：当风机无故障开入信号且风机没有被维护时，认为风机满足可运行条件。47. 低压限流特性的主要作用阀组控制中的低压限流环节，用于在直流电压降低时对直流电流指令进行限制，以避免在交流系统故障期间和故障以后的功率不稳定。低压限流控制特性VDCOL也有利于交流故障后的快速可控的重启动。此外，它也避免了连续换相失败对可控硅引起的阀应力。48. 外冷水系统软化装置工作过程软化单元的作用是对生水进行预处理，为反渗透单元提供合格的软化水。外水冷系统有两套软化单元，正常运行时，一套软化单元投入运行，另外一套备用。原水中的正离子特别是钙、镁离子（Ca2＋、Mg2＋），在软化单元中被置换为钠离子（Na＋）。此处理用于防止渗透膜表面结垢，从而导致反渗透单元通透能力减小。软化单元有两种运行方式，一种是自动补水，对水进行软化，见图 2-3 黑线所示。软化单元另外一种运行方式是再生。随着软化单元处理水量的增加，软化树脂吸附钙镁离子的增多，它的吸附能力将会不断降低。因此需要定期对树脂再生。再生包括三个过程，第一个过程是反冲洗，见图 2-3 红线所示，时间为 600s；第二个过程是加盐，见图 2-3 蓝线所示，时间为 2160s；最后是冲洗，见图 2-3 绿线所示，时间为 900s。49. 直流保护动作策略告警和启动故障录波：使用灯光、音响等方式，提醒运行人员，注意相关设备的运行状况，采取相应的措施，自动启动故障录波和事件记录，便于识别故障设备和分析故障原因。控制系统切换：利用冗余的控制系统，通过系统切换排除控制保护系统设备故障的影响。紧急移相：将触发角迅速增加到 90°以上，将换流阀从整流状态变到逆变状态，以减小故障电流，加快直流系统能量释放，便于换流阀闭锁。投旁通对：同时触发 6 脉动换流器接在交流同一相上的一对换流阀，称为投旁通对。投旁通对可以用于直流系统的解锁和闭锁；直流保护适用投旁通对形成直流侧短路，快速降低直流电压到零，隔离交直流回路，以便交流侧断路器快速跳闸。形成投旁通对的一种策略是：当收到投入旁通对命令时，保持最后导通的那个阀的触发脉冲，同时发出与其同一相的另一阀的触发脉冲，闭锁其他阀的触发脉冲。闭锁触发脉冲：闭锁换流器的触发脉冲，使换流器各阀在电流过零后关断，在双极都闭锁时，需要同时切除所有交流滤波器。极隔离：在一个极故障停运时，为了不影响另一极正常运行，便于停运极直流设备检修，需要同时断开停运极中性母线上的连接断路器和极线侧连接隔离开关，进行极隔离。跳交流侧断路器：换流变压器网侧通过交流断路器与交流系统相连。为了避免故障发展造成换流器或换流变损坏，一些保护在闭锁换流器的同时，跳开交流侧断路器。直流系统再起动：为了减少直流系统停运次数，在直流线路发生闪络故障时，直流线路保护动作，启动再起动程序，迅速增大整流器触发角使之处于逆变状态，使直流系统储存的能量很快向交流系统释放，直流电流迅速下降到零。等待一段时间，待短路弧道去游离后，再将整流器的触发角按一定速率逐渐减小，使直流系统恢复正常运行。50. 控制保护设备维护周期每日检查控制保护主机的主、备运行状态；每月检查 GPS 对时情况；每季度检查主机负载率。51. 阀短路的特征阀短路是换流器阀内部或外部绝缘损坏或被短接造成的故障，这是换流器最为严重的一种故障。特征：交流侧交替地发生两相短路和三相短路；通过故障阀的电流反向，并剧烈增大；交流侧电流激增，使换流阀和换流变压器承受比正常运行时大得多的电流；换流桥直流母线电压下降；换流桥直流侧电流下降。52. 双重化配置的保护装置的要求交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组； 交流电压宜分别取自电压互感器互相独立的绕组。其保护范围应 交叉重叠，避免死区。直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈一一对应。每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类 型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出 时不应影响另一套保护的运行。线路纵联保护的通道、远方跳闸及就地判别装置应遵循 相互独立的原则按双重化配置。53. 列出至少5种极区保护高端换流变压器交流引线保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；低端换流变压器交流引线保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；高端换流变压器压器保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；低端换流变压器压器保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；高端换流器保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；低端换流器保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；直流线路保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；直流极母线保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；直流极中性母线保护区；直流滤波器保护区（极Ⅰ、极Ⅱ）；双极开关场保护区；直流接地极线路保护区。54. “中开关”联锁逻辑与换流变相连的交流场采用3/2接线时，“中开关”逻辑应按如下要求设计：换流变与交流线路配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即闭锁直流相应阀组；换流变与交流线路配串，换流变与母线间的边开关检修或停运时，该串的交流线路发生单相故障时，如果该线路投入了单相重合闸，为避免非全相运行，在该线路单相故障跳开单相的同时应三相连跳中开关，与线路相连的边开关应按设定跳闸逻辑动作，不应三相连跳；换流变与大组交流滤波器配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即闭锁直流相应阀组；换流变与主变配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即闭锁直流相应阀组；大组交流滤波器与交流线路配串，出现两个边开关三相跳开，仅中开关运行时，应立即跳开中开关，使大组交流滤波器停电；大组交流滤波器与交流线路配串，大组交流滤波器与母线间的边开关检修或停运时，该串的交流线路发生单相故障时，如果该线路投入了单相重合闸，则在线路单相故障跳开单相的同时应三相连跳中开关，与线路相连的边开关应按设定跳闸逻辑动作，不应三相连跳。55. 直流线路保护包括哪些线路保护行波原理(LPTW) ，线路保护微分原理(LPdu\dt）(电压突变量保护)，线路保护低电压保护(LPUV)(仅整流侧配置)，线路保护纵差保护(DPLPD），线路重启动(RL)。56. 保护分类，不同类型的保护的配置原则57. 列举换流变保护引线差动保护主变差动保护主变零序差动保护过励磁保护引线复压（方向）过流保护阻抗保护引线零序（方向）过流保护引线过电流保护引线过电压保护换流变零序过流保护换流变反时限零序过流保护过负荷保护和热过负荷保护换流变饱和保护换流变网侧过电流保护换流变阀侧过电流保护换流变阀侧零序电压保护TV异常保护非电量类保护性能测试温度保护油位保护压力保护瓦斯保护油流保护油温保护油位保护绕组温度保护$SF_6$ 密度58. 直流控制功能的基本原则控制系统既能用于整流运行，也能用于逆变运行；控制系统至少应设置三种工作状态，即运行、备用和试验。“运行”表示当前为有效状态、“备用”表示当前为热备用状态、“试验”表示当前处于检修测试状态；控制系统应设置三种故障等级，即轻微、严重和紧急；一套控制系统因故障、检修或其他原因而完全退出时，不应影响另一套控制系统的运行，并对整个直流系统的正常运行没有影响；对于配置了后备跳闸（两套控制系统均退出时闭锁直流）功能的系统，后备跳闸回路中的任意一个继电器接点闭合时，应有相应的报警事件。59. 双重化配置的控制系统故障时切换原则当运行系统发生轻微故障时，另一系统处于备用状态且无任何故障，则系统切换。切换后，轻微故障系统将处于备用状态。当新的运行系统发生更为严重的故障时，还可以切换回此时处于备用状态的系统；当备用系统发生轻微故障时，系统不切换；当运行系统发生严重故障时，若另一系统处于备用状态，则系统切换。切换后，严重故障系统不能进入备用状态；当运行系统发生严重故障时，若另一系统不可用，则严重故障系统可继续运行；当运行系统发生紧急故障时，若另一系统处于备用状态，则系统切换。切换后，紧急故障系统不能进入备用状态；当运行系统发生紧急故障时，如果另一系统不可用，则闭锁直流；当备用系统发生严重或紧急故障时，应退至试验状态且在故障消除前不能进入备用状态。60. 直流控制系统监视引起的闭锁