(高清版)GBT 40867-2021 统一潮流控制器技术规范

统一潮流控制器技术规范2021-10-11发布2022-05-01实施国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会I前言 2规范性引用文件 3术语和定义 24系统构成 4.1UPFC的结构 34.2一次设备 54.3二次设备 55应用场景 55.1一般原则 55.2典型应用 56功能和性能要求 66.1功能要求 66.2性能要求 7系统设计 7.1设计条件 97.2设计要求 7.3过电压与绝缘配合 8一次设备基本要求 8.1换流阀 8.2换流阀冷却系统 8.3串联变压器 8.4并联变压器 8.5桥臂电抗器 8.6阀侧旁路开关 8.7接地系统 8.8启动电阻 8.9避雷器 8.10交流开关设备 8.11测量装置 9控制保护系统等基本要求 9.1基本要求 9.2控制系统 9.3保护系统 Ⅱ9.4其他二次系统 10.1主设备试验 10.2分系统试验 10.3系统试验 11运行维护基本要求 11.1运行要求 11.2检修要求 附录A(资料性)UPFC运行方式 附录B(资料性)UPFC稳态误差计算方法 附录C(资料性)线路功率基准值计算 附录D(资料性)过电压绝缘配合 参考文献 Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出并归口。本文件起草单位：全球能源互联网研究院有限公司、国网上海市电力公司电力科学研究院、国网江苏省电力有限公司电力科学研究院、中国电力科学研究院有限公司、南方电网科学研究院有限责任公司、南京南瑞继保电气有限公司、国网湖北省电力有限公司电力科学研究院、国网江苏省电力有限公司经济技术研究院、上海电力设计院有限公司、国网福建省电力有限公司电力科学研究院、国网浙江省电力有限公司电力科学研究院、国网经济技术研究院有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司、广西电网有限责任公司电力科学研究院、中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司、广东电网有限责任公司电力科学研究院、中电普瑞科技有限公司、西安西电变压器有限责任公司、吴江变压器有限公司。目前国内统一潮流控制器工程相继建设和投运，电压等级已达到500kV,在电力系统潮流调控方面发挥重要作用。在未来电网中，统一潮流控制器技术将得到更广泛应用。本文件在总结2015年以来我国南京西环网220kV工程、上海蕴藻浜220kV工程和苏南500kV工程规划、设计、建设及运行经验的基础上，结合统一潮流控制器的科研成果，参照相关国家及电力行业标准进行制定。本文件以促进统一潮流控制器的规范化应用为目标，对统一潮流控制器的系统应用、设备制造、试验和运行维护提出了明确要求。本文件将有利于引领统一潮流控制器技术的健康发展，规范统一潮流控制器的制造和应用。1统一潮流控制器技术规范本文件规定了统一潮流控制器的构成、应用场景、功能和性能要求、系统设计、一次设备基本要求、控制保护系统基本要求、试验和运行维护等要求。本文件适用于220kV～500kV电压等级电网中基于模块化多电平换流器的统一潮流控制器，采用其他换流器拓扑和应用于其他电压等级的统一潮流控制器可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T311.1绝缘配合第1部分：定义、原则和规则GB/T1094.1电力变压器第1部分：总则GB/T1094.2电力变压器第2部分：液浸式变压器的温升GB/T1094.3电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB/T1094.4电力变压器第4部分：电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则GB/T1094.5电力变压器第5部分：承受短路的能力GB/T1094.6电力变压器第6部分：电抗器GB/T1094.10电力变压器第10部分：声级测定GB/T1984高压交流断路器GB/T1985高压交流隔离开关和接地开关GB2536电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB3096声环境质量标准GB/T6115.2电力系统用串联电容器第2部分：串联电容器组用保护设备GB/T11032—2020交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB12348工业企业厂界环境噪声排放标准GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T14598.26—2015量度继电器和保护装置第26部分：电磁兼容要求GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T17626.8—2006电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验GB/T17626.9—2011电磁兼容试验和测量技术脉冲磁场抗扰度试验GB/T17626.10—2017电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡磁场抗扰度试验GB/T20840.1互感器第1部分：通用技术要求GB/T20840.2互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求GB/T20989高压直流换流站损耗的确定2GB/T20995—2020静止无功补偿装置晶闸管阀的试验GB/T22075高压直流换流站可听噪声GB/T26216.1高压直流输电系统直流电流测量装置第1部分：电子式直流电流测量装置GB/T26217高压直流输电系统直流电压测量装置GB/T26218.1污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分：定义、信息和一般原则GB/T26866电力系统的时间同步系统检测规范GB/T29629静止无功补偿装置水冷却设备GB/T30553—2014基于电压源换流器的高压直流输电GB/T33348高压直流输电用电压源换流器阀电气试验GB/T35702(所有部分)高压直流系统用电压源换流器阀损耗GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。将两个或多个共用直流母线的电压源换流器分别以并联和串联的方式接入输电系统中，可同时控制线路阻抗、电压幅值和相角的装置。用于将交流电能转换为直流电能，或将直流电能转换为交流电能的装置，连接于三个交流端子和两个直流端子之间。模块化多电平换流器modularmulti-levelconverter;MMC每个桥臂上的电压源型换流阀由若干子模块串联组成的多电平换流器。电压源换流器voltagesourceconverter;VSC一种三相桥式接线的全控型换流器，由集中的直流电容器或换流器各桥臂内的多个分散式直流电容器提供平滑的直流电压。并联变压器shunttransformer具有一个与交流系统并联的网侧绕组以及一个连接换流器的阀侧绕组的变压器。串联变压器seriestransformer具有一个与线路串联以改变线路电压值和/或相位的串联绕组及一个励磁绕组的变压器。3桥臂电抗器armreactor串联在电压源换流器桥臂上的电抗器。一种采用晶闸管(含辅助设备)正反向并联构成的电力电子开关。UPFC串联侧容量UPFCseriescapacityUPFC串联侧最大注入相电压有效值和线路设计电流有效值乘积的3倍。UPFC并联侧容量UPFCparallelcapacityUPFC并联侧接入点注入电流有效值和母线额定线电压有效值乘积的√3倍。UPFC装置容量UPFCdevicecapacityUPFC装置串联侧容量和并联侧容量之和。UPFC接入后输电线路、输电通道的输送能力提高值与UPFC装置容量的比值。主要由并联变压器和并联换流器组成，可实现静止同步补偿器(STATCOM)功能的部分。主要由串联变压器和串联换流器组成，可实现静止同步串联补偿器(SSSC)功能的部分。在确定的环境温度、阀厅温度和备用冗余冷却系统投入的情况下，UPFC能达到的过电流倍数和对应的持续时间。当输入阶跃控制信号后，UPFC输出电气量从10%目标值达到90%目标值所用的时间，且期间没有产生过冲。4系统构成4.1UPFC的结构4.1.1UPFC的基本结构UPFC的基本结构如图1所示，包括主电路(串联单元、并联单元)及控制单元。主电路由两个直流4侧背靠背连接的VSC组成，两个VSC交流侧通过两台变压器分别与系统相连：VSC1通过并联变压器Tp与输电线路并联，VSC2通过串联变压器Ts与输电线路串联。UPFC并联单元主要元件为VSC1及变压器Tp,UPFC串联单元主要元件为VSC2及变压器Ts。审联变审联变压器Ts1并联变(Vsc?并联单元控制单元串联单元VS图1UPFC的基本结构4.1.2安装于单回输电线路中的UPFC结构UPFC安装在单回输电线路上的结构如图2所示，两套背靠背的VSC分别接入并联侧和串联侧。图2安装于单回输电线路中的UPFC结构4.1.3安装于双回输电线路中的共直流母线UPFC结构UPFC安装在双回输电线路中的共直流母线结构如图3所示，所有VSC连接至公共直流母线，两个串联单元共用一个并联单元以减少VSC的使用数量。图3安装于双回输电线路中的共直流母线UPFC结构54.1.4安装于双回输电线路中的非共直流母线UPFC结构UPFC安装在双回输电线路中的非共直流母线结构如图4所示，两套背靠背VSC组成两套互相独图4安装于双回输电线路中的非共直流母线UPFC结构4.2一次设备主要包括换流阀及冷却系统、串联变压器、并联变压器、桥臂电抗器、机械旁路开关、晶闸管旁路开4.3二次设备主要包括控制保护系统、监控系统、远动通信装置等，对于监控系统和远动通信装置等常规二次设备不做特殊规定。5应用场景5.1一般原则针对电网中电源或负荷分布不均匀、线路参数不协调及运行方式受限等因素所导致的输电线路或断面潮流分布不均、部分地区缺乏动态无功支撑等情况，在电网结构相对固定、潮流及无功电压等问题长期存在的地区，可采用UPFC提高系统输送能力和电压稳定性，以及增强系统阻尼等。5.2典型应用典型应用场景包括：a)输电线路潮流分布不均匀，应用UPFC提高通道输电能力；b)输电断面潮流分布不均匀，应用UPFC提高断面输电能力；c)电网潮流复杂多变，应用UPFC优化区域潮流分布；d)远距离大容量交流输电存在动态稳定问题，应用UPFC提高系统阻尼；e)电网存在电压稳定问题，应用UPFC提供动态无功支撑，提高电压稳定性；f)多直流馈入受端电网换流站近区，应用UPFC提供动态无功支撑，降低多直流同时换相失败风险；g)电网存在次同步谐振/振荡风险，应用UPFC提供附加阻尼控制。66功能和性能要求6.1功能要求6.1.1基本功能根据输电线路、输电断面的运行要求，通过调节串联电压和并联注入电流，控制线路的有功功率、无功功率、功率因数，实现输电线路、输电断面的潮流灵活控制。6.1.1.2无功电压控制根据系统无功功率和电压运行要求，通过调节并联换流器注入电流，控制母线无功功率和电压，实现系统无功电压的灵活控制。6.1.2故障穿越功能UPFC故障穿越控制功能要求如下：a)电网故障时，宜优先通过UPFC控制维持串联换流器和并联换流器运行；b)电网故障时，若串联换流器的电流超过其承受能力，串联换流器应暂时退出运行，并在电网故障清除后宜自动重新投入运行，投入过程应对系统无冲击，且从退出到再投入的时间应小于被控线路短时过负荷或越限运行时间。6.1.3附加功能6.1.3.1阻尼功率振荡控制通过在UPFC的控制回路中附加阻尼控制器，改善系统阻尼特性，抑制功率振荡。6.1.3.2电网无功电压自动控制通过接收电网自动电压控制主站的无功或电压参考值控制指令，实现并联侧接入点电压或无功功率的自动优化控制。6.1.3.3电网区域潮流控制通过采集区域电网中线路潮流、母线电压信息，按照电网优化目标，控制UPFC所在线路和断面的潮流，实现区域电网潮流的优化分布。6.1.3.4电网功率紧急控制电网故障时，UPFC功率紧急控制功能应能按照既定策略实现被控线路功率紧急调节，防止设备或线路发生电流或功率越限，同时尽可能减少功率传输损失。6.1.4运行方式UPFC运行方式接线示意图见附录A中图A.1,该运行方式应满足以下要求：a)设定线路有功功率、无功功率参考值及升降速率，通过自动控制串联换流器的输出电压，使线路功率运行在参考值；7b)设定UPFC并联侧接入系统电压或注入系统无功功率参考值及升降速率，通过自动控制并联换流器的注入电流，使UPFC并联侧接入点电压或注入功率运行在参考值；c)串联侧功率控制与并联侧电压或无功控制之间应协调考虑，满足电网和UPFC设备的安全可靠运行要求；d)多回线路UPFC运行时，应协调控制多回线路有功、无功功率。UPFC宜具备单独的STATCOM运行方式，STATCOM运行方式接线示意图见图A.2,该运行方式下应满足以下要求：a)设定UPFC并联侧接入系统电压或注入系统无功功率参考值及升降速率，通过自动控制并联换流器的注入电流，使UPFC并联侧接入点电压或注入功率运行在参考值；b)多个换流器运行在STATCOM运行方式时，应具备换流器之间的协调控制功能。UPFC可具备单独的SSSC运行方式，SSSC运行方式接线示意图见图A.3,该运行方式下应满足以下要求：a)设定线路有功功率参考值及升降速率，通过自动控制串联换流器的输出电压，使线路有功功率运行在参考值；b)多个换流器运行在SSSC运行方式时，应具备换流器之间的协调控制功能。6.2性能要求UPFC潮流控制误差要求如下：a)UPFC控制线路有功功率、无功功率稳态误差不宜超过±5%。b)进行无功功率控制时，UPFC并联侧输出无功功率的稳态误差不宜超过±2.5%。c)进行交流电压控制时，UPFC并联侧交流电压的稳态误差不宜超过±1%。误差计算方法见附录B。注：c)中规定的稳态误差不宜超过±1%的前提是设备容量可满足交流电压控制要求。换流阀过载能力取决于阀的损耗、冷却条件、环境条件、功率器件等部件的温度限值。应依据工程技术规范对过载能力的要求，设计换流阀的部件及冷却系统。换流阀、桥臂电抗器、串联变压器和并联变压器的设计都应满足连续或短时过载耐受要求。过载能力可参照以下要求执行：a)连续过电流运行不小于额定电流的1.05倍；b)超出上述过载能力时，装置具备可靠保护；c)特殊需求根据具体工程的要求确定。UPFC动态性能一般要求如下：8a)电网发生故障并满足UPFC快速控制启动条件时，UPFC应能在能力允许范围内快速响应；b)UPFC动态性能应采用指令阶跃响应试验来进行考核，应进行增加和降低两个方向的阶跃；c)动态阶跃响应包括：线路有功功率阶跃响应、线路无功功率阶跃响应、并联侧无功功率阶跃响应及并联侧电压阶跃响应；d)应根据UPFC接入交流系统的要求，对功率控制器、电压控制器、电流控制器参数进行优化，以满足UPFC动态响应及其他相关性能要求。6.2.2.2线路有功功率阶跃响应对于UPFC的线路有功功率阶跃响应要求如下：a)UPFC或SSSC运行方式下，对UPFC进行线路有功功率阶跃响应试验，功率阶跃量可采用线路功率基准值的5%～10%,线路功率基准值计算方法见附录C;b)线路有功功率阶跃响应时间宜不超过80ms,超调量宜小于阶跃量的30%,稳定时间宜小于c)特殊需求应根据具体工程的要求确定。6.2.2.3线路无功功率阶跃响应对于UPFC的线路无功功率阶跃响应要求如下：a)UPFC运行方式下，对UPFC进行线路无功功率阶跃响应试验，功率阶跃量可采用线路功率基准值的5%～10%;b)线路无功功率阶跃响应时间宜不超过80ms,超调量宜小于阶跃量的30%,稳定时间宜小于c)特殊需求应根据具体工程的要求确定。6.2.2.4并联侧无功功率阶跃响应对于UPFC的并联侧无功功率阶跃响应要求如下：a)UPFC或STATCOM运行方式下，并联侧采用无功控制模式，对并联侧无功功率进行阶跃试验，功率阶跃量可采用额定值的5%～20%;b)并联侧无功功率阶跃响应时间不宜超过50ms,超调量宜小于阶跃量的15%,稳定时间宜小于c)特殊需求应根据具体工程的要求确定。6.2.2.5并联侧交流电压阶跃响应对于UPFC的并联侧交流电压阶跃响应要求如下：a)UPFC或STATCOM运行方式下，并联侧采用交流电压控制模式，对交流电压进行阶跃试验，电压阶跃量可采用额定值的0.2%～0.5%;b)并联侧交流电压阶跃响应时间不宜超过80ms,超调量宜小于阶跃量的30%,稳定时间宜小于c)特殊需求应根据具体工程的要求确定。6.2.3故障穿越性能要求6.2.3.1电网故障时，UPFC串联侧需具备一定故障穿越能力，基本要求如下：a)电网严重故障时可短时闭锁串联换流器，并将换流器旁路，换流器旁路应在UPFC保护动作5ms内完成；9b)如发生线路瞬时故障或邻近线路故障，闭锁旁路的串联换流器宜在故障清除后10s内完成自动重启，或满足工程运行需求。6.2.3.2电网故障时，UPFC并联侧需具备故障穿越能力，基本要求如下：a)并联变压器网侧电压在不低于10%额定电压时，应通过控制保证并联换流器持续运行；b)并联变压器网侧电压低于10%额定电压时，应通过控制保证并联换流器并网运行时间不小于200ms,或满足工程运行需求。UPFC接入电网后对接入点电能质量的影响要求如下：a)UPFC接入后，接入点的谐波电压、谐波电流应满足GB/T14549及设计技术规范的要求；b)UPFC接入后，接入点电压波动和闪变应满足GB/T12326的要求；c)UPFC接入后，接入点三相电压不平衡应满足GB/T15543的要求；d)特殊需求应根据具体工程的要求确定。UPFC的二次系统电磁发射应符合GB/T14598.26—2015第5章规定的发射限值。抗扰度应符合GB/T14598.26—2015第6章的要求和GB/T17626.8—2006、GB/T17626.9—2011、GB/T17626.10—2017的试验等级5级要求。UPFC中的串并联变压器、桥臂电抗器的噪声应满足GB/T1094.10的要求，换流阀的噪声应满足GB/T30553—2014的要求，换流阀冷却系统的噪声应满足GB/T22075的要求。厂界的可听噪声水平应控制在GB12348和GB3096要求的限制值以内。6.2.7.1UPFC换流器损耗采用损耗值与换流器额定容量的比值指标来评估，在额定输出情况下，换流器损耗不高于0.8%,具体要求可根据工程实际需求确定。其中，换流阀损耗计算应按照GB/T20989、GB/T30553—2014和GB/T35702(所有部分)的规定进行。6.2.7.2变压器损耗采用制造厂设计值或试验所得的数据，采用损耗值与对应换流器额定容量的比值指标来评估，变压器损耗不宜超过0.4%。6.2.7.3辅助系统损耗包括水泵、风机、加热等系统的损耗，在标称电压下进行该部分损耗的估算。6.2.8强迫停运次数每年设备原因引起的强迫停运次数不超过3次，或根据运行需要和设备技术水平，由业主和设备供应商协商确定UPFC的年强迫停运次数。7.1设计条件环境条件主要包括：a)海拔高度；c)污秽等级；d)地震烈度或动峰值加速度；e)地下水深度、土壤电阻率等；f)UPFC审定的工程环境影响评价报告中提出的厂界噪声标准及附近敏感点噪声标准。7.1.2.1交流母线电压变化范围UPFC接入点的交流母线稳态电压变化范围，包括：正常运行电压范围、正常连续运行电压范围、极端连续运行电压范围。7.1.2.2交流母线频率变化范围UPFC所在系统正常及扰动后的频率变化范围，包括：UPFC接入点交流母线频率的正常波动范围、故障时频率变化范围、故障清除后频率波动的上下限范围。动和闪变、电压暂降与短时中断、暂时过电压和瞬态过电压等。UPFC接入点的交流系统母线及所安装线路的短路电流水平，包括：最大三相短路电流、最大单相短路电流、最小三相短路电流、短路电流对应的短路容量及系统电抗与电阻的比值。UPFC所在系统稳定要求的主保护和后备保护切除故障时间。UPFC所在系统的重合闸方式及重合闸时序。7.2设计要求主参数的设计应满足UPFC运行方式、基本功能、故障穿越功能和附加功能的要求，同时对于电网远景发展应具有适应性。UPFC装置的串/并联侧容量应结合规划，根据近/远期电网的潮流调节需求和无功电压支撑需求加以确定，并对规划中的不确定因素具有适应性。为提高装置运行的可靠性，可兼顾考虑并联侧与串联侧的互为备用的需求，优化串/并联侧容量选择。UPFC装置串/并联侧容量确定后，应按照技术/经济最优的原则确定换流阀交/直流侧额定电压和额定电流。变压器变比应根据交流侧额定电压和阀侧额定电压确定。7.2.2主要内容及参数主要内容及参数应包括：a)UPFC装置容量；b)UPFC串联侧容量；c)UPFC并联侧容量；d)并联侧注入电流；f)接地方式和接地电阻；g)启动电阻器的阻值及吸收能量值；h)接入线路短路电流；i)串联侧注入电压；k)直流电压；1)桥臂级联单元数目；m)阀电抗器的电抗值；n)开关器件的电压/电流等级选择；o)子模块的电容器参数值；p)晶闸管旁路开关的额定运行电压和最大承受电流；r)避雷器的持续运行电压、额定电压、保护水平和能量值；s)换流阀冷却容量；t)过电流倍数；u)故障穿越性能。在同时出现潮流和动态无功问题的情况下，作为UPFC运行。在单独出现潮流复杂多变、输电线路或断面潮流分布不均的情况下，可作为SSSC独立运行。在单独出现动态无功缺乏的情况下，可作为STATCOM独立运行。UPFC在串联侧换流器发生故障时，可作为STATCOM独立运行；在并联侧换流器发生故障时，可作为SSSC独立运行。7.2.4潮流调节范围应针对系统的典型运行方式，明确UPFC的有功功率潮流调节范围。该调节范围根据系统运行方式、控制需求及UPFC串联侧容量确定。单位容量调节系数用于衡量UPFC的潮流调节效果，可从线路、通道的输电能力提高值和安全稳定控制措施量变化值方面考虑。方案比选时应比较UPFC的调节效果，宜选取单位容量调节系数高的技术方案。7.2.5无功电压调节范围应针对系统的典型运行方式，明确UPFC的交流母线电压调节范围。该调节范围应满足系统静对于存在电压稳定问题的场景，UPFC并联侧容量选取应满足对系统动态电压稳定极限的提升需求。7.3过电压与绝缘配合7.3.1绝缘配合原则UPFC的绝缘配合程序一般有以下步骤：a)研究UPFC各种过电压，并对UPFC过电压进行仿真计算；b)根据过电压研究结果及保护对象的重要性，初步确定避雷器配置方案，包括避雷器类型、数量、安装位置、额定电压及避雷器的伏安特性；c)对配置避雷器后的UPFC,进行过电压研究，得到UPFC过电压水平及避雷器的暂态应力，其中避雷器暂态应力包括避雷器的暂态电压，暂态电流及吸收能量；d)根据步骤C的研究结果，综合考虑设备绝缘水平及避雷器造价，确定是否需要调整避雷器配置，如果是，则返回步骤c),如果不是，确定避雷器保护水平、能量及设备绝缘水平，绝缘配合结束。典型的UPFC避雷器布置方案如附录D所示，避雷器配置原则如下：a)交流侧产生的过电压应由交流侧避雷器加以限制；b)直流侧产生的过电压应由直流侧避雷器加以限制；c)关键的设备，应由与其相连的避雷器保护。7.3.1.3避雷器的保护水平及能量要求避雷器的保护水平及能量要求如下：a)安装于并联变压器网侧和串联变压器网侧对地联接交流避雷器的保护水平及能量要求，由交流系统在操作和故障期间在UPFC接入点处产生的操作过电压和雷击交流线路在UPFC接入点处产生的雷电侵入波过电压确定。b)安装于串联变压器绕组两端跨接交流避雷器的保护水平及能量要求，由交流系统接地故障在串联变压器绕组两端产生的操作过电压及雷击交流线路在串联变压器绕组两端产生的雷电侵入波过电压决定。c)安装于变压器阀侧对地交流避雷器及换流阀交流侧对地交流避雷器的保护水平及能量要求，由交流系统接地故障期间通过串联变压器传递到UPFC内部的操作过电压以及UPFC内部故障产生的操作过电压决定。UPFC内部故障包括换流阀直接侧接地故障、换流阀交流侧单相接地故障、变压器阀侧单相接地故障、变压器阀侧两相接地故障、变压器阀侧三相接地故障、变压器阀侧两相短路故障以及换流阀桥臂短路故障等。d)安装于换流阀直流侧的直流避雷器保护水平及能量要求，由UPFC的换流阀直流侧单极接地故障产生的操作过电压决定。7.3.2运行中的电压根据UPFC的系统结构和运行特点，可将其分为六个关键区域，包括并联变压器网侧、并联变压器阀侧、换流器阀底、换流器直流侧、串联变压器阀侧、串联变压器网侧，如图5所示。GB/T40867—2021标引序号说明：a——并联变压器网侧；b——并联变压器阀侧；c——换流器阀底；d——换流器直流侧；e——串联变压器阀侧；f——串联变压器网侧。图5UPFC关键区域划分UPFC的额定电压和最高运行电压是过电压计算、确定避雷器性能参数的基础数据，可按以下原则确定：a)串、并联变压器网侧交流额定电压及最高运行电压取决于其联网的交流系统电压。b)串、并联变压器阀侧最高运行电压根据式(1)计算得到：式中：U₁m——串、并联变压器阀侧最高运行电压；k——配合系数，220kV及以下系统k=1.15,220kV以上系统k=1.1;U₁N——串、并联变压器阀侧额定电压。c)换流器阀底最高运行电压根据式(2)计算得到： (2)U₂m——换流器阀底最高运行电压；M——最大调制度；U₂n——换流器直流侧额定电压。d)换流器直流侧最高运行电压可取为1.05倍直流额定电压(考虑运行过程中极线电压的波动以及测量误差等因素)。7.3.3设备的保护和绝缘水平UPFC设备按照所处区域总体可分为交流侧设备和直流侧设备。对于交流侧设备，如变压器、隔离开关、启动电阻等，可参照交流系统的相关绝缘配合标准进行选取；对于直流侧设备，在采用惯用法进行绝缘配合时，可参考GB/T311.3中的相关规定，该标准对海拔1000m以下的常规直流输电工程换流站设备给出了要求的绝缘耐受电压与冲击保护水平比值。根据以上原则，UPFC的绝缘裕度如表1所示。每一个或一类设备的绝缘水平确定应按以下4个步骤进行：a)确定哪种避雷器动作将会在设备上引起最高的过电压。b)根据配合电流确定对应避雷器在各种冲击电压下的保护水平。c)根据规定的绝缘裕度要求，确定设备的最低绝缘水平，如式(3)所示。在雷电过电压、操作过电压作用和陡波前冲击过电压时，式中设备的绝缘耐受强度分别为雷电冲击耐受电压、操作冲击耐受电压和陡波前冲击耐受电压。式中：Uw——设备的绝缘耐受强度；km——绝缘裕度；Up——避雷器的保护水平。d)根据GB/T311.1中规定的标准试验电压序列，将设备绝缘水平向上规整到最近的一个标准试验电压。表1UPFC设备绝缘配合裕度设备类型交流开关场——包括母线，户外绝缘和其他通常设备变压器(油绝缘设备)变压器线路侧变压器阀侧换流阀直流阀厅设备TBS阀注1:RSIWV——要求的操作冲击耐受电压(RequiredSwitchingImpulseWithstandVoltage);SIPL——操作冲击保护水平(SwitchingImpulseProtectiveLevel);RLIWV——要求的雷电冲击耐受电压(RequiredLightningImpulesWithstandVoltage);LIPL——雷电冲击保护水平(LightningImpulesProtectiveLevels);RSFIWV—-要求的陡波前冲击耐受电压(RequiredSteepFrontImpulseWithstandVoltage);STIPL——陡波前冲击保护水平(SteepWaveFrontImpulesProtectionLevel)。注2:配合系数仅适用于由紧靠的避雷器直接保护的设备。注3:STIPL用于阀避雷器。8一次设备基本要求8.1换流阀换流阀应满足如下通用要求：a)UPFC所用换流阀宜为空气绝缘、水冷却的户内支撑式或悬挂式换流阀。b)换流阀结构宜采用基于半桥型子模块级联的模块化多电平拓扑结构。c)阀桥臂中的各子模块应可独立控制且故障时可隔离，运行期间故障模块可以被旁路器件旁路。d)阀应设计成故障容许型，子模块冗余度的确定宜满足如下要求，特殊需求可根据具体工程的需求确定：1)在两次计划检修之间的12个月运行周期内，如果在此运行周期开始时没有损坏的子模块，并且在运行期间内不进行任何子模块更换，冗余子模块全部损坏的桥臂不超过1个；2)各桥臂中的冗余子模块级数应不小于12个月运行周期内损坏的子模块级数的期望值的2.5倍，也不应少于每阀子模块总数的5%。e)阀的损耗计算参考标准GB/T35702(所有部分)进行，特殊需求可根据具体工程的要求确定。f)换流阀机械性能应满足静态载荷和抗震要求。8.1.2过电压防护及绝缘要求换流阀的过电压防护及绝缘应满足如下要求：a)换流阀的绝缘设计需要考虑换流阀和阀支架耐受交流电压、直流电压、操作冲击电压、雷电冲击电压、陡波前冲击电压的能力。b)换流阀的过电压能力设计需要考虑足够的安全系数，且承受各种过电压的要求。安全系数的确定需考虑串联子模块或可关断半导体器件的电压不均匀分布、过电压保护水平的分散性，以及换流阀内其他因素对换流阀耐压能力的影响。c)应结合工程实际情况，考虑适当的绝缘裕度系数，在所有冗余子模块都损坏的条件下，阀内各点的绝缘宜具有以下安全系数：1)对于操作冲击电压，超过避雷器保护水平的15%;2)对于雷电冲击电压，超过避雷器保护水平的15%;3)对于陡波头冲击电压，超过避雷器保护水平的20%。8.1.3电流耐受能力要求换流阀电流耐受能力应满足如下要求：a)换流阀的电流耐受能力设计需要考虑换流阀的部件(可关断阀器件、电容器等)承受正常运行电流和暂态过电流的水平，包括幅值、持续时间、周期数、电流上升率等，同时还需要考虑足够的安全裕度b)换流阀的暂态过电流与故障类型、UPFC接入交流系统短路容量、直流系统电压、模块化多电平换流器子模块的数量和电容值以及桥臂电抗器电感值等参数有关。c)换流阀的暂态过电流计算时，需要考虑UPFC接入交流系统故障和直流系统故障等产生的暂态过电流。阀基控制器应满足如下要求：a)阀基控制器应设计为完全冗余系统，并具有完善的自检功能和符合规范要求的接口，用于触发和监测换流阀，阀基控制器的故障不应造成阀损坏。b)阀基控制器的功能包括但不限于：1)阀基控制器应能接收上层控制保护系统发送的控制保护信号，将其转换为控制脉冲后分配给子模块控制板，对子模块的状态进行监测并上报至上级控制保护系统。2)子模块控制板实现子模块单元的控制、电容电压监测和子模块状态监测，并将电容电压、模块状态等信息回报给阀基控制器。3)任一子模块损坏时，阀基控制器应发出报警信号。如果子模块损坏数超过冗余数，应向上级控制保护系统发出跳闸请求。4)子模块电容电压平衡控制功能，应确保子模块电容电压维持在一个合理的范围。5)阀保护功能应根据子模块回报的状态信息，进行故障判断，并根据故障等级进行相应的处8.2换流阀冷却系统换流阀冷却系统应满足GB/T29629的相关规定。水冷室宜满足以下条件：a)全封闭户内，带通风或空调；b)温度范围为5℃~40℃;c)机械设备间相对湿度不大于80%,水冷控制柜室相对湿度不大于70%,如控制柜室和机械设备安装在同一房间，相对湿度按高要求确定；d)无导电或爆炸性尘埃，无腐蚀金属或破坏绝缘的气体或蒸汽；e)无剧烈振动或冲击。内冷却水采用密闭式循环的去离子水。部分内冷却水经旁路由去离子装置去除杂质离子。内冷却水及其补充水的水质应满足表2要求。表2内冷却水的电导率和pH值类别电导率内冷却水6.5～8.5去离子装置出水6.5～8.5内冷却水的补充水6.5～8.5注1:根据现场使用情况，水质要求可适当调整。在寒冷地区，可在内冷却水中加一定比例的有机防冻液。内冷却水流量应在换流阀设计提出的最小流量和最大流量之间选取。内冷却水进入每个换流阀塔的流量宜保持一致。如户外热交换器不止一组，内冷却水进入每组热交换器的流量也宜保持一致。去离子装置要求如下：a)部分内冷却水流经去离子装置去除水中的杂质离子，以维持内冷却水的电导率在规定范围内；b)应设置不少于两套去离子装置，采用至少一套备用的工作方式。每个去离子装置中的离子交换树脂的使用寿命至少应为一年。冷却设备应设置网孔径不大于200μm的主循环过滤器。主循环过滤器应能在不中断运行的情况下清洗或更换，其滤芯应具有足够的机械强度以防在冷却水冲刷下损伤。8.3串联变压器串联变压器通用要求如下：a)串联变压器绕组型式宜采用三相或单相双绕组带稳定绕组、无分接的型式；b)串联变压器联结组标号应采用Ⅲ(网侧),yn(阀侧),d(稳定绕组),网侧绕组首末端分别引出；c)串联变压器额定电压比(网侧绕组与阀侧绕组电压比)应根据系统设计确定，电压比误差应满足GB/T1094.1的规定，当由于变比特殊引起变比超过GB/T1094.1的规定，可根据具体工程的要求确定；d)串联变压器网侧绕组与阀侧绕组的额定容量相同，其大小根据系统设计确定，稳定绕组的额定容量宜不小于网侧绕组额定容量的1/3;e)串联变压器网侧绕组对阀侧绕组的短路阻抗应根据系统设计确定，网侧绕组对稳定绕组、阀侧绕组对稳定绕组短路阻抗由变压器制造厂规定，短路阻抗偏差应满足GB/T1094.1的规定；f)串联变压器额定频率应为50Hz;g)串联变压器冷却方式宜采用油浸自冷式(ONAN);h)串联变压器的承受直流偏磁能力应满足具体工程要求；i)串联变压器的型号命名要求为：电压等级kV—单相(三相)注：串联变压器的网侧绕组为与线路串联的串联绕组，阀侧绕组为励磁绕组。8.3.2绝缘水平要求串联变压器的绝缘水平要求如下：a)串联变压器网侧绕组端对地额定操作冲击耐受电压、额定短时工频耐受电压应不低于所接入线路的绝缘水平；b)串联变压器网侧绕组首末端间雷电冲击耐受电压与额定操作冲击耐受电压应根据系统绝缘配合要求确定；c)串联变压器网侧绕组端间额定短时工频耐受电压应根据运行过电压和试验传递过电压确定，宜就高选取，若由于串联变压器特殊结构原因无法试验验证的，可根据具体工程的要求确定；d)串联变压器阀侧绕组与稳定绕组绝缘水平应根据系统设计并参照GB/T311.1的高一级标准绝缘水平执行，还宜满足网侧绕组绝缘试验时传递过电压要求。8.3.3承受短路能力要求串联变压器的承受短路能力的要求如下：a)串联变压器应具有承受外部短路的能力，应满足GB/T1094.5要求。b)串联变压器网侧绕组承受短路电流按照电网规划确定，并需要考虑串联变压器阻抗对系统短路电流的限制作用；阀侧绕组承受短路电流由网侧绕组短路电流及变比确定。8.3.4承受过励磁能力要求变压器应承受以下故障工况所产生的变压器过励磁冲击：a)网侧绕组一端短路或接地，流过变压器设计的最大短路电流，阀侧开关闭合，持续时间为网侧旁路开关短接串联变压器时间；b)网侧绕组一端短路或接地，流过变压器设计的最大短路电流，阀侧开关断开，持续时间为阀侧开关完全闭合的时间；c)变压器的过励磁倍数和持续时间要求应根据具体工程需求确定。8.4并联变压器并联变压器应满足下列要求：a)并联变压器绕组型式、联结组标号、短路阻抗应根据所接入系统的电压等级，通过系统设计与技术经济比较后优化选取；b)额定电压比应根据系统设计确定；c)网侧绕组与阀侧绕组的额定容量应根据系统设计确定；d)额定频率应为50Hz;e)冷却方式应采用油浸自冷式；f)串联变压器的承受直流偏磁能力应满足具体工程要求；g)阀侧绕组中性点接地方式宜经高电阻接地。8.5桥臂电抗器桥臂电抗器应满足下列要求：a)桥臂电抗器应满足GB/T1094.6的相关规定。b)桥臂电抗器应选用干式空芯电抗器。c)桥臂电抗器电抗值的选择应由系统设计确定。d)桥臂电抗器电抗值的偏差应满足以下要求：1)与额定值的偏差应小于±5%;2)同相上下桥臂之间的互差应小于±0.5%;3)同一换流阀的相间平均互差应小于±1%;4)不同换流阀之间的互差应小于±2%。e)桥臂电抗器的额定电流应包括额定工频交流电流、额定直流电流、额定二次谐波电流等分量，各分量的大小由系统设计确定。f)桥臂电抗器的绝缘水平应根据换流阀交流侧电压等级并参照GB/T311.1的较高标准执行。8.6阀侧旁路开关阀侧旁路开关主要包括晶闸管旁路开关(TBS)、机械旁路开关等，机械旁路开关宜采用快速型开关。当系统故障时，通过TBS和机械旁路开关的配合，实现对串联变压器、串联侧换流阀的保护。8.6.2晶闸管旁路开关要求晶闸管旁路开关应满足下列要求：a)安装于阀侧时，TBS的额定电压应不小于串联变压器阀侧绕组额定电压，其对地绝缘水平应不小于串联变压器阀侧对地绝缘水平，其阀端电压应不小于串联变压器阀侧绕组端间电压；b)TBS阀故障电流耐受能力应大于UPFC所接入线路最大短路电流时所对应的串联变压器阀侧电流，且其故障电流耐受时间应大于串联变压器两侧机械旁路开关的合闸时间；TBS阀的触发导通延时宜小于1ms;TBS阀应耐受机械旁路开关操作引起的过电压；c)TBS应配置限流电抗器或饱和电抗器，限制晶闸管在开通前最大电流上升率；d)TBS中晶闸管、阻尼电阻、静态均压电阻、饱和电抗器或限流电抗器宜采用自然冷却的方式；e)TBS中晶闸管的触发方式应采用连续脉冲群触发和击穿二极管(BOD)触发的混合触发方式，脉冲持续时间不小于故障电流耐受时间，BOD的触发电压应由系统过电压水平确定；f)单相阀中串联晶闸管级冗余度宜不小于1.03,TBS阀组冗余级数宜按年损坏率的2.5倍配置；g)正常运行时要求能监测阀组每一级晶闸管的工作状态，如果有晶闸管发生损坏能准确定位并h)TBS阀组的噪声宜小于50dB。8.6.3机械旁路开关机械旁路开关应满足下列要求：a)机械旁路开关应与TBS并联，机械旁路开关的额定电压应不小于串联变压器阀侧绕组的额定电压，则其对地绝缘水平不小于串联变压器阀侧对地绝缘水平，其断口耐压水平不小于串联变压器阀侧绕组端间电压；b)机械旁路开关故障电流耐受水平应根据UPFC所接入系统的短路水平进行选择；c)机械旁路开关合闸时间宜小于40ms,合闸时间最大值与最小值之差宜不大于5ms;d)机械旁路开关应具备三相机械联动或三相电气联动功能；e)机械旁路开关宜双重配置。晶闸管旁路开关与机械旁路开关的配合应满足下列要求：a)机械开关作为TBS的后备保护功能，要求在触发TBS导通的同时给并联的快速机械旁路开关发出合闸命令，机械开关应能承受TBS的转移电流；b)在机械开关合闸后，应闭锁TBS的触发脉冲；如果快速机械旁路开关发生拒动，应有相应的后备措施。8.7接地系统接地系统的一般要求如下：a)UPFC并联变压器网侧绕组中性点的接地方式应根据其接入的系统电压等级和运行情况选择，如并联变压器接入110kV及以上的交流系统，网侧宜采用Y型接线，中性点直接接地或者经小电阻接地；如并联变压器接入35kV及以下的交流系统，网侧宜采用D型接线方式。b)UPFC的并联变压器和串联变压器的阀侧绕组中性点宜采用经电阻接地方式，接地电阻大小宜根据阀侧的电压和UPFC直流系统电压的大小等因素综合考虑确定。8.8启动电阻启动电阻主要参数及一般要求如下：a)电阻阻值及偏差：启动回路的电阻阻值的选择需根据启动过程中换流阀功率模块对取能电压的要求及限制启动冲击电流等因素确定，电阻阻值偏差根据系统设计确定；b)充电电流：充电电流包括启动过程中的瞬态电流，以及冲击后的稳态电流，稳态电流持续时间应根据控制系统功能设定的需求设定；c)单次充电时间：启动电阻单次充电时间应不短于直流母线电压达到交流线电压峰值的0.9倍所需的时间；d)冲击能量：不小于单次充电时间内电阻能量消耗，并满足温升要求；e)连续充电要求：应能满足连续5次、每次间隔30min的充电，5次以后间隔2h再次充电的能f)电阻及支撑绝缘子的绝缘性能要求：根据并联变压器阀侧电压，按照GB/T311.1的较高标准执行。8.9避雷器避雷器的配置应遵循以下原则：a)确定避雷器参数时，宜结合TBS的旁路保护特性，优化确定避雷器保护水平、配合参数和能量；b)兼顾可靠性和经济性，换流阀等核心设备需要多级保护，多级保护之间应充分考虑参数配合8.10交流开关设备8.10.1网侧旁路断路器网侧旁路断路器应满足如下要求：a)网侧旁路断路器应满足GB/T1984的相关规定；b)当采用户外布置的空气绝缘开关设备时，外绝缘爬电比距应满足GB/T26218.1的要求；c)网侧旁路断路器应能关合线路故障电流；d)当设计有线路断路器执行线路故障电流开断动作时，网侧旁路断路器可不执行开断线路故障电流的动作；e)网侧旁路断路器的端口绝缘不应低于串联变压器的保护水平，对地绝缘应与系统电压水平相对应；f)网侧旁路断路器宜具有双合闸线圈；g)网侧旁路断路器的合闸时间应与串联变压器的过励磁能力相配合8.10.2网侧旁路隔离开关网侧旁路隔离开关应满足如下要求：a)隔离开关应满足GB/T1985和GB/T6115.2的相关规定；b)旁路隔离开关宜具有足够的转换电流开合能力，转换电流不宜低于串联变压器被旁路情况下线路电流；c)串联隔离开关宜具备开合小电容电流能力，电容电流由串联变压器对地电容及阀侧设备对地电容电流确定；d)串联隔离开关应设置接地开关，并应具备联锁功能，以提供UPFC交流串联部分检修状态下的安全接地。8.10.3网侧并联开关设备网侧并联接入开关设备应满足如下要求：a)断路器和隔离开关应分别满足GB/T1984和GB/T1985的要求；b)应满足UPFC装置最大输出电流和开断UPFC装置故障电流的要求；c)应满足将UPFC装置投入交流系统或者退出交流系统转检修的功能要求和控制保护要求；d)应设置接地开关，并应具备联锁功能，以提供UPFC交流并联部分检修状态下的安全接地。8.11测量装置测量装置应满足如下要求：a)换流阀正负极线上配置直流电压测量装置，可采用直流分压器，其额定电压应不小于UPFC直流母线电压，其性能应满足GB/T26217的要求。b)换流阀正负极线、换流阀的上下桥臂、串联变压器和并联变压器中性线应配置电子式电流测量装置；换流阀和变压器之间宜配置电子式和电磁式电流测量装置。应满足以下要求：1)电子式电流测量装置应满足GB/T26216.1的要求；2)电子式电流测量装置应具有测量交、直流分量的功能；3)测量用电子式电流测量装置的精度不宜低于0.2级；4)保护用电子式电流测量装置应采用P级，精度不宜低于5%;5)同时用于测量和保护，应满足3)和4)。c)串联变压器一次侧绕组两端套管、二次侧绕组套管应配置电流测量装置；串联变压器的稳定绕组宜配置电磁式电流测量装置；并联变压器一次侧和二次侧套管，应配置电磁式电流测量装置；换流阀和变压器之间宜配置电子式和电磁式电流测量装置；晶闸管旁路开关支路可配置电磁式电流测量装置；快速机械旁路开关支路可配置电磁式电流测量装置。电磁式电流互感器应满足GB/T20840.1和GB/T20840.2的要求。9控制保护系统等基本要求9.1基本要求UPFC控制保护系统可分为控制系统、保护系统和其他二次系统。9.2控制系统9.2.1控制系统基本结构控制系统基本结构要求如下：a)控制系统宜根据功能划分为多个子系统：UPFC站控系统、换流器控制系统，各子系统间通过标准接口通信；UPFC站控系统和换流器控制系统宜采用冗余配置。b)控制系统各子系统之间、各个设备之间宜采用标准接口以及通信协议，实现完整的控制功能，且通过标准接口与调度自动化系统通信。c)控制设备宜按每个换流器分区配置，每个分区的换流器控制设备宜采用冗余配置，冗余配置的控制设备之间为主备关系，主备控制设备间的切换应平滑稳定。冗余配置的控制设备及其接口设备、测量回路、信号输入输出回路和通信回路等应完全独立。d)控制系统软件应按分层分布式结构设计，软件设计应遵循模块化原则或是面向对象设计原则。9.2.2控制系统功能控制系统的功能要求如下：a)应能通过控制系统人机界面对UPFC进行运行模式、控制模式的切换，可通过一键顺控(或手动单步操作)对UPFC进行投入运行、退出运行等操作，同时实时监测UPFC设备的状态；b)UPFC的控制系统宜包括系统级控制、换流器控制和附加控制功能；c)系统控制功能实现电网功率协调控制、输电断面功率控制、电网电压紧急控制以及无功电压自动控制等功能，并实现站间协调控制、换流器间协调控制策略等；d)并联换流器控制应实现直流电压控制、并联侧无功电压控制(无功功率控制、交流电压控制);并配置并联变压器分接开关控制功能；e)串联换流器控制应具备串联侧潮流控制(线路有功控制、线路无功控制)、过负荷限制等功能；f)附加控制宜具备电网功率紧急控制、电网无功电压自动控制、电网区域潮流控制、阻尼功率振荡控制等功能。9.3保护系统9.3.1保护系统基本结构保护系统基本结构要求如下：a)UPFC的保护宜采取三取二的冗余配置方案，可采取完全双重化的冗余配置方案，以保证其可靠性。各重保护之间在物理上和电气上应完全独立，即有各自独立的电源回路、测量互感器的二次线圈、跳合闸回路等。任意一重保护因故障、检修或其他原因而完全退出时，不应影响其他各重保护，也不应影响整套系统运行。b)UPFC串联变压器和并联变压器的电量保护宜采用双重化配置，UPFC串联变压器和并联变压器的非电量保护宜采用单套配置。c)每重保护都应完整覆盖所规定的区域，并能独立地对所保护设备或区域进行全面、正确的保护，每重保护或三取二装置应满足每个断路器两路跳(合)闸出口的要求。d)任意单一元件故障不能导致该保护系统误动作。保护的防误动措施应当在每一重保护的设计中完成，不准许采用两重保护系统之间的切换来实现。9.3.2保护系统功能UPFC的保护系统功能要求如下：a)UPFC及其接入系统设备应配置完整的保护功能，应能对所在区域内的所有设备进行保护，这些设备包含系统接入设备、并联变压器、串联变压器、并联变压器阀侧交流设备、串联变压器阀b)UPFC保护应完全覆盖所规定的被保护区域，相邻保护区域之间交叉重叠；能对被保护区域内的设备进行全面、正确的保护，不存在保护死区。c)UPFC保护装置应提供断路器跳闸、串联变压器旁路开关合闸、TBS触发、换流阀闭锁的出口。d)在故障情况下，UPFC保护应尽可能地通过改变控制策略或者移除最少的故障元件，使得故障对于系统和设备的影响最小。e)UPFC保护应根据串、并联侧接入不同系统的特性，对换流器保护、变压器保护、线路保护等保护功能进行协调配合，包括但不限于：1)UPFC接入的线路宜采用纵联电流差动保护作为主保护，且主保护正常运行时，线路保护宜输出任一侧保护动作信号用于联动UPFC系统。2)UPFC所接入线路的A/B两套线路保护装置宜分别发送动作信号给UPFC的保护装置；UPFC的保护装置在接收到交流保护的动作信号后，宜合闸相应串联变压器两侧的机械旁路断路器和TBS,闭锁相应的串联侧换流器。3)每套变压器(串联变压器或者并联变压器)电量保护装置和非电量保护装置，分别通过独立的通路与UPFC的保护装置连接，传输变压器电量保护和非电量保护的动作信号至UPFC保护装置；UPFC保护装置在接收到并联变压器保护装置的动作信号后，宜联跳并联变压器阀侧断路器、合所有串联变压器两侧的机械旁路断路器和TBS、闭锁所有换流器；UPFC保护装置在接收到串联变压器保护装置的动作信号后，宜合相应串联变压器两侧的机械旁路断路器和TBS、闭锁相应的串联侧换流器。4)UPFC保护装置可分别通过独立的回路与串联变压器电量保护装置连接，传输UPFC串联侧的保护动作信号至串联变压器电量保护装置；串联变压器的电量保护装置接收到UPFC保护装置发送的UPFC串联侧保护动作信号后，宜合闸串联变压器两侧的机械旁路断路器。9.4其他二次系统其他二次系统包括控制保护系统之外的调度、远动、时钟、监控系统、录波等，其功能配置需要考虑UPFC的特殊要求并与UPFC主回路结构以及运行方式相适应。10试验10.1主设备试验换流阀的试验项目和试验方法按照GB/T33348规定执行。10.1.2换流阀冷却系统试验换流阀冷却系统的试验项目和试验方法按GB/T29629的规定执行。串联变压器的试验项目和试验方法按照GB/T1094.1、GB/T1094.2、GB/T1094.3、GB/T1094.4、GB/T1094.5、GB2536等相关标准的规定进行。并联变压器的试验项目和试验方法按照GB/T1094.1、GB/T1094.2、GB/T1094.3、GB/T1094.4、GB/T1094.5、GB2536等相关标准的规定进行。桥臂电抗器的试验项目和试验方法应按照GB/T1094.1、GB/T1094.6等标准规定执行。10.1.6晶闸管旁路开关试验晶闸管旁路开关的试验项目和试验方法应按GB/T20995—2020的规定执行。避雷器的试验项目和试验方法应按GB/T11032—2020的规定执行。测量装置的试验项目和试验方法应按GB/T26216.1的规定执行。10.1.9控制保护装置的试验控制保护装置的试验项目和试验方法可参照GB/T7261和GB/T35745—2017中试验部分的相关规定执行。断路器的试验项目和试验方法按照GB/T1984相关规定执行，断路器投运后的例行试验根据具体工程需求确定。隔离开关的试验项目和试验方法按照GB/T1985相关规定执行，交接试验按照GB50150的相关规定执行，隔离开关投运后的例行试验根据具体工程需求确定。10.2分系统试验检查UPFC设备二次回路接线、绝缘以及光纤回路衰耗等，二次回路检查应按照GB/T14285有关规定进行，主要包括以下试验：a)所有电磁式电流互感器(含变压器套管电流互感器)二次回路试验；b)电磁式电压互感器和电容式电压互感器二次回路试验；c)断路器、隔离开关、接地刀闸二次回路试验；d)控制保护二次回路试验；e)光纤回路检查。设备与监控系统间通信联调试验，验证监控系统是否能正确显示设备状态、遥测量及遥信信号，是否能正确控制一次设备和下发调控指令，包括如下试验，a)控制功能检查；b)告警功能检查；c)雪崩试验。设备与相关调度主站间通信联调试验，验证调度主站是否能正确显示设备状态、遥测量及遥信信号，是否能正确控制一次设备和下发调控指令。10.2.4联锁及防误系统试验设备间联锁功能试验，验证主设备联锁、顺控联锁是否正确，验证联锁在各个控制位置是否有效。UPFC控制保护系统与保护信息子站的通信联调试验，验证UPFC控制保护的信息接入到保护系统的正确性。10.2.6换流阀及其阀控系统接口试验换流阀及其阀控系统与UPFC控制保护系统的联调试验，验证换流阀及阀控与控制保护系统的接口功能是否正常，并检查其性能是否满足有关标准、规范的要求。10.2.7晶闸管旁路开关(TBS)及其阀控系统接口试验TBS及其阀控系统与UPFC控制保护系统的联调试验，验证TBS及阀控与控制保护系统的接口功能是否正常，验证TBS触发功能是否正常，并检查其性能是否满足设计及技术规范书要求。10.2.8换流阀冷却系统二次设备试验换流阀冷却系统二次设备与UPFC控制保护系统间联调试验，验证阀冷却控制系统接口功能是否正常，遥测信号、遥控信号是否能正常发送接收，上位机是否正常接收告警信息，硬接点信号是否正常发送接收。10.2.9谐波监视系统试验(如有)进行谐波监视系统的联调试验，验证谐波监视系统与二次系统的连接是否正确；通过二次回路通流加压，二次电压或电流中含有基波、二次谐波等成分，检查谐波监视系统及监控系统显示是否正确。10.2.10功率测量系统试验(如有)进行功率测量装置与UPFC控保系统的联调试验，验证其与二次系统接口功能是否正确。10.2.11时间同步系统试验验证站内时间同步系统与UPFC控保系统接口功能是否正常，其性能是否满足GB/T26866的要求。验证站用电源、空调暖通、消防、火灾报警、安全监视等系统与UPFC控保系统的接口功能是否正常，其性能是否满足设计和运行要求。主要试验内容包括：a)模拟串联变压器故障；b)模拟并联变压器故障；c)模拟UPFC并联侧(除并联变压器外)故障；d)模拟UPFC串联侧(除串联变压器外)故障；e)模拟串变保护动作高压侧旁路开关合闸失败；f)模拟水冷系统故障启动UPFC保护跳闸；g)模拟阀厅火灾报警系统启动保护跳闸；h)模拟换流阀阀控发起故障跳闸；i)模拟TBS故障发起保护跳闸；j)模拟线路区内故障。10.2.14一次通流加压试验一次通流加压试验检查互感器的变比、极性及二次回路，防止电流互感器二次回路开路、电压互感器二次回路短路，检查UPFC控保系统模拟量采集是否正确。顺序控制试验在UPFC工程交流场、直流场不带电/带电条件下进行。一般包括不带电顺序操作方式和带电顺序操作方式。保护跳闸试验在UPFC交流场、直流场带电试验前，或控制保护回路(包括软件)修改后进行。试验中选择一个或多个保护功能启动跳闸，检查所有跳闸回路是否正确。UPFC设备进行系统试验前，应安装临时或永久紧急停机按钮，按下按钮时，可以越过控制保护系统，直接断开设备各侧断路器。UPFC设备带电试验前，试验验证紧急停机按钮功能是否正确。10.3.4并联变压器启动试验并联变压器启动试验包括：a)并联变压器充电试验。闭合并联变压器网侧断路器充电并联变压器。充电次数应不少于5次，其中第一次充电持续时间应不小于1h,两次充电间隔时间应不小于15min。b)在并联变压器带电状态下进行分接头手动控制试验。10.3.5串联变压器启动试验串联变压器启动试验包括：a)串联变压器充电试验。在串联变压器网侧旁路开关合闸状态下，闭合串联变压器母线侧断路器，充电串联变压器，充电投切次数应不少于3次，其中第一次充电持续时间应不小于1h,两次充电的间隔时间应不小于15min。b)串联变压器运行试验。在线路合环(空载)运行状态下，拉开串联变压器网侧旁路开关，将串联变压器接入线路运行，持续时间应不小于30min。c)如果工程具备线路带电运行情况下投入或切除串联变压器的功能，应进行串联变压器在线投退试验。换流阀充电试验包括：a)换流阀交流侧充电试验。可联接至并联侧交流系统的换流阀，通过并联侧进行交流充电试验。b)换流阀直流侧充电试验。对于UPFC串联侧换流阀，由并联换流阀通过直流侧进行充电试验，对于多个串联换流阀共用一个并联换流阀的多端UPFC系统，应进行单个串联换流阀直流侧充电试验，还应进行多个串联换流阀由直流侧同时充电的试验。10.3.7换流阀充电触发试验换流阀充电触发试验要求如下：a)针对UPFC换流阀分别进行充电，充电完成后以给定电压参考波形为调制波进行换流阀解锁，使换流阀进行空载输出。b)对于并联侧换流阀，换流阀充电完成后，拉开并联变压器阀侧断路器，并解锁换流阀；检查并联侧换流阀输出电压幅值相位是否正确(根据实际工程情况，可能需要临时引入母线侧电压信号),如有偏差，应在控制系统参数中进行修正。c)对于串联侧换流阀，在换流阀交流侧隔离情况下，通过直流侧充电完成后，解锁换流阀。检查串联侧换流阀输出电压幅值相位是否正确。如有偏差，应在控制系统参数中进行修正。STATCOM运行试验要求如下：a)初始运行试验包括短时解锁试验、启停试验、紧急停运试验、控制系统手动切换试验。b)稳态控制试验包括无功功率控制试验、电压控制试验、控制模式切换试验、控制系统切换和并联变压器分接头控制试验。SSSC运行试验要求如下：a)初始运行试验包括短时解锁试验、启停试验、紧急停运试验、控制系统手动切换试验。b)稳态控制试验包括有功功率控制试验和控制系统切换试验。UPFC运行试验要求如下：a)初始运行试验包括短时解锁试验、启停试验、紧急停运试验、控制系统手动切换试验和就地/远方控制试验。b)开展稳态控制试验，包括控制模式切换试验和线路功率控制试验。c)