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GB／T 38878-2020 柔性直流输电工程系统试验

GB/T38878—2020

5.2.3.5火灾跳闻

从换流站消防系统模拟故障跳闸信号，相应柔直变压器对应的断路器应跳闸，并发出对应的信 件记录。

5.2.3.6手动紧急停运

GB／T 50559-2018 平板玻璃工厂环境保护设施设计标准(完整正版、清晰无水印)5.2.4柔直变压器充电试验

试验前应断开柔直变压器阀侧与柔直换流器的电气连接 闭合柔直变压器网侧断路器，向柔直变压器充电。 柔直变压器充电次数应不少于5次（其中至少一次充电保持时间不小于1h，每次充电间隔不小于 5min）；柔直变压器分接开关位置和风扇启动应符合设计要求； 柔直变压器带电状态下，应验证分接开关手动控制功能符合设计要求。 试验过程中励磁涌流峰值和操作过电压应在预期的限值内，相关保护不应误动作。柔直变压器的 振动和噪声应符合设计要求。 试验完成后恢复柔直变压器阀侧与柔直换流器的电气连接。 试验完成后柔直变压器油中溶解气体色谱应合格

5.2.5换流器充电试验

采用双极系统时，试验应在两极对每一个换流器分别进行。 换流器充电试验宜在自动顺序控制模式下进行，闭合柔直变压器网侧断路器，向柔直变压器以及处 于闭锁状态且直流线路断开的换流器充电。 充电回路启动电阻应正确自动切出，阀电压和直流电压符合设计值，相关充电回路和换流器保护不 应动作。 换流器充电时子模块应正常充电，功能正常，阀控系统正常工作。试验不应导致子模块损坏，如果 出现子模块故障报警信号应暂停试验，确保不会发生换流器更严重故障时可继续试验

5.2.6带电跳闻试验

验证直流保护、直流控制、换流阀冷却控制系统、紧急停运等设备的跳闸信号传递及断路器 确性。

5.2.7换流器空载输出试验

直流线路断开时，闭合柔直变压器网侧断路器，向换流器充电。充电完成后，手动解锁换流器。 解锁前后，换流器阀控系统应正常工作，相关保护不应误动作。 换流器桥臂电压波形、相序、幅值和电平数均应符合设计要求

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5.2.8抗扰试验（选做）

直流系统一次设备未带电、二次设备屏柜全部运行的状态下，利用隔离开关切/合空母线 测量相关二次传导回路的干扰电压和电流。 试验中任何二次设备屏柜不应由于干扰而出现异常

5.2.9STATCOM运行方式试验

5.2.9. 1一般要求

STATCOM运行方式试验应在换流器充电试验和带电跳闸试验完成后进行。 采用双极系统时，试验应在单极和双极运行方式下分别进行

5.2.9.2解锁/闭锁性能试验

直流系统在最小无功功率定值下解锁/闭锁换流器 直流系统解锁/闭锁时序应正确，直流系统应平稳运行，交直流保护无动作。 运行人员工作站显示的数据均应正确。

5.2.9.3保护跳闸试验

直流系统在最小无功功率水平运行， 相应柔直变压器对应的断路器应 换流器应闭锁，保护动作时序应正确，交法 不产 生异常过电流及过电压

5.2.9.4紧急停运试验

5.2.9.5无功功率升降试验

无功功率升降试验包括： a）定无功功率控制模式下的无功功率升降试验 直流系统在定无功功率控制模式运行，在无功功率允许范围内手动设定无功功率目标值和升 降速率，无功功率升降过程应无明显扰动； b 定交流电压控制模式下的无功功率升降试验 直流系统在交流电压控制模式运行，手动设定交流电压目标值，使无功功率在充许范围内进行 升降，无功功率升降过程应无明显扰动

5.2.9.6无功功率阶跃试验

直流系统在定无功功率控制模式运行，在无功功率允许范围内手动设定无功功率阶跃量和返回 无功功率阶跃响应应满足设计要求

5.2.10欠余切换试验

余切换试验的对象通常包括： a）直流站控系统和交流站控系统； b）极控制系统、换流器控制系统和阀控系统； c）LAN网系统、主时钟系统和运行人员工作站

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d）换流阀冷却系统和柔直变压器冷系统 完余设备切换，直流电压及无功功率应无明显波动。各系统切换后的状态及切换时间应满足设计 要求

采用双极系统时，试验应在两极分别进行， 开路试验应在不带直流线路和带直流线路两种方式下分别进行，试验包括：

在手动控制模式下解锁换流器，将直流电压由最小可运行电压升至预期的目标值（或分为几人 台阶升至预期的目标值），保持至少0.5h，再将直流电压降至最小可运行电压，闭锁换流器。 试验中，阀厅、直流场设备和直流线路应无放电现象，交流保护和直流保护不应误动或拒动，直 流电压升/降过程平稳。 试验后，检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况。 b 自动模式开路试验 在自动控制模式下解锁换流器，直流电压按预定速率由最小可运行电压升至预期的目标值，保 持至少1min，再自动降至最小可运行电压，闭锁换流器。 直流电压升/降过程与预设的程序相符 试验中，阀厅、直流场设备及直流线路应无放电现象，交流保护和直流保护不应误动或拒动，直 流电压升/降过程平稳。 试验后，检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况

在手动控制模式下解锁换流器，将直流电压由最小可运行电压开至预期的目标值（或分为 台阶升至预期的目标值），保持至少0.5h，再将直流电压降至最小可运行电压，闭锁换流器 试验中，阀厅、直流场设备和直流线路应无放电现象，交流保护和直流保护不应误动或拒动 流电压升/降过程平稳。 试验后，检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况

在自动控制模式下解锁换流器，直流电压按预定速率由最小可运行电压升至预期的目标值 持至少1min，再自动降至最小可运行电压，闭锁换流器。 直流电压升/降过程与预设的程序相符。 试验中，阀厅、直流场设备及直流线路应无放电现象，交流保护和直流保护不应误动或拒动 流电压升/降过程平稳。 试验后，检查阀避雷器及直流场避雷器动作情况

6.1.1换流站应具备的条件

端对端系统试验前，换流站应具备的条件包括但不限于： a）站系统试验已完成，且试验结果满足要求； b）站间通信系统试验和端对端控制与保护信号传递联调均已完成，各项功能满足要求； c）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； d）确认监控系统未出现影响端对端系统试验的报警信号

6.1.2输电线路应具备的条件

端对端系统试验前，输电线路应具备的条件见5.1.2。

端对端系统试验前，输电线路应具备的条件见5.1.2

6.1.3接地极及接地极线路应县备的条件

6.1.4其他应具备的条件

端对端系统试验前，除6.1.1～6.1.3规定以外，其他应具备的条件包括： a）端对端系统试验方案和调度方案已确定； b）换流站与相关调度机构之间通信畅通； c）现场相关试验人员和调度人员对端对端系统试验方案和调度方案已熟悉

6.2.1单极系统试验

6.2.1.1试验项目

单极系统试验在站系统试验完成后进行，工程采用双极接线形式时，解/闭锁性能试验、紧急停运 降压运行试验（适用时）、直流线路故障试验（适用时）应分别在单极大地回线和单极金属回线运行 进行，其他试验项目可根据现场条件选择单极大地回线或单极金属回线运行方式进行。试验项 2。

表2单极系统试验项目

6.2.1.2直流侧充电试验

在两端的网侧交流断路器断开的情况下，将两端的换流器与直流线路连接，闭合陪试端柔直变压器 的网侧交流断路器，通过直流线路向受试端换流器充电。 充电时，受试端换流器阀控制系统应正常工作，预检功能应正确，换流器相关保护不应误动作， 检查阀控制装置回报模块电压和状态信号，经过预定的充电时间后，模块电压和直流电压应符合设 计要求。

6.2.1.3解锁/闭锁性能试验

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直流系统选择功率传输运行方式，最小功率定值下解锁/闭锁换流器。 解锁/闭锁过程中各端之间解锁/闭锁指令时序应配合正确。 解锁过程中，系统应平稳建立直流电压，直流输送功率应按照预设速率升至设定值。 解锁/闭锁过程中，系统不应有交流保护和直流保护误动作

6.2.1.4紧急停运试验

直流系统运行于两端最小功率运行方式，在下述两种情况下 ，分别在各端按下手动紧急停运按钮使 统停运： a）站间通信正常 任何一端按下手动紧急停运按钮均应使整个端对端系统快速闭锁，各端交流断路器应跳闸，停 运过程中不应出现异常的过电压和过电流。 b 站间通信异常 任何一端按下手动紧急停运按钮后，另一端控制保护系统应能正确检测到紧急停运需求，并启 动跳闸功能

6.2.1.5保护跳闸试验

保护跳闸试验应模拟所有不同的保护出口类型，通常包括： a）模拟各端直流保护出口跳闸； b）模拟各端柔直变压器保护出口跳闸； c）模拟各端阀控系统保护出口跳闸； d）模拟各端换流阀冷却系统故障启动跳闸 直流系统解锁状态下，任何一端保护动作均应使整个端对端系统快速闭锁，各端交流断路器应跳 闻，跳闸停运过程中不应出现异常的过电压和过电流

6.2.1.6子模块穴余试验

子模块允余试验在直流系统解锁状态下进行，在客端的任一桥臂上使子模块逐一劳路，并使劳政 大于桥臂穴余数。 子模块旁路数在兀余数量之内时，端对端系统应保持稳定运行，超过余数量后系统应立即 闸。

6.2.1.7有功功率升降试验

有功功率升降试验分为手动功率升降试验和自动功率升降试验： a）手动功率升降试验 直流系统解锁状态下，手动修改有功功率目标值和升降速率，系统应按照预先设定的速率达到 新的目标值，过程中启动“有功功率暂停”功能后，升降过程应中止，并在停止“有功功率暂停” 功能后恢复升降过程。 b) 自动功率升降试验 直流系统解锁状态下，启动“自动功率曲线”功能后系统应按照预先设定的功率曲线实现自动 升降，退出“直动功率曲线”功能后系统应保持当前有功功率值

6.2.1.8功率阶跃响应

功率阶跃响应试验应在各端分别进行

端对端系统稳态运行后，通过在控制器 方式使系统产生有功功率/无功 功率的阶跃。 有功功率阶跃量宜选择0.1p.u.和0.5p.u. 有功功率和无功功率阶跃响应的响应时间和超调量应满足设计要求

6.2.1.9功率反转试验(适用时)

工程设计有功率反送功能时，应进行本试验， 采用修改有功功率目标值或者功率方向的方式实现端对端系统的功率反转。 功率反转过程应具备与正常功率升降同样的平滑特性

6.2.1.10稳态性能试验

选取最小功率点和最大功率点以及之间的若干功率点作为有功功率/无功功率目标值，使系统进人 稳态。 在每个功率点，端对端系统应保持稳定运行，电压和电流波形满足控制要求，柔直变压器分接开关 挡位正确

6.2.1.11欠余切换试验

穴余切换试验的对象通常包括： a）直流站控系统和交流站控系统； b）极控制系统和阀控制系统； c）本地网络（LAN)系统、主时钟系统和运行人员工作站； d）换流阀冷却系统和柔直变压器冷却系统。 余设备切换不应导致有功功率及无功功率出现明显波动，穴余切换后的状态及切换时间应满足 设计要求。

6.2.1.12无功控制模式切换试验

在各端进行定无功功率控制和定交流电压控制等不同的无功控制模式切换，在不同控制模式下修 控制目标值，观察无功功率的输出， 无功控制模式的切换过程应平滑，当由定无功功率控制模式切换到定交流电压控制模式后，应按照 交流电压目标值和预定的控制策略正确输出无功功率；当由定交流电压控制模式切换到定无功功率控 制模式时，应保持当前无功功率输出

6.2.1.13最后断路器跳闸试验

最后断路器跳闸试验应在各端分别进行 模拟任何一端交流进线线路最后一台断路器跳闸后，最后断路器保护逻辑应使整个端对端系统正 确闭锁跳闻，系统闭锁跳闻过程中不应出现异常的过 电压和过电流

6.2.1.14热运行试验

在热运行试验前后，应对柔直变压器中的油样进行色谱分析，监测乙炔等气体含量的变化。 端对端系统达到额定功率后，退出换流阀、柔直变压器和电抗器（油浸式）的穴余冷却系统，保持 稳态运行，通常为6h～8h，直至柔直变压器绕组温度、柔直变压器（包括套管）油温和换流阀冷 达到稳定值

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6.2.1.15过负荷试验

工程设计有过负荷能力时，应进行本试验。过负荷试验的限值应满足设计要求。 通过手动启动的方式使端对端系统的功率值达到设计要求的过负荷水平，并保持规定的过负荷 时间。 试验中，各端柔直变压器绕组温度、柔直变压器（包括套管）油温和换流阀冷却水温的最终稳定值应 在设计要求的范围内，各端换流站直流场、交流场和阀厅的母线、接头线夹、刀闸等设备的最终稳定温度 直应无异常。 试验过程中，应进行交流谐波、无线电干扰、电磁场强、可听噪声和站辅助系统功率损耗的测量，测 量值应不大于设计值

6.2.1.16黑启动试验

6.2.1.16. 1一般要求

对于设计有黑启动功能的换流站应配置独立的后备站用电源 整个试验过程中，进行黑启动的一端换流站应始终保持与交流电网隔离的状态

6.2.1.16.2试验步骤

在两端的网侧交流断路器断开的情况下，将两端的换流器与直流线路连接，闭合有源端柔直变压器 的网侧交流断路器，通过直流线路向无源端换流器充电。 充电时，无源端换流器阀控制系统应正常工作，预检功能应正确，换流器相关保护不应误动作。 检查阀控制装置回报模块电压和状态信号，经过预定的充电时间后，模块电压和直流电压应符合设 计要求。 在直流侧充电完成后，依次解锁有源端换流器和无源端换流器，闭合无源端交流断路器

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无源端阀侧和网侧电压和电流的幅值、相位和相序应正确，频率应稳定在预期范围内。

6.2.1.17运行方式转换试验

采用双极系统时，应进行本试验。 本试验应至少在最小功率和额定功率两种不同功率水平下分别进行。 被试极在大地回线方式下运行，确认另一极处在极隔离状态且直流线路可用，分别进行大地回线至 金属回线和金属回线至大地回线的运行方式转换。 转换时序应正确，金属回线转换开关和大地回线转换开关均应在不同功率水平下成功转换 转换前后，直流系统应保持稳定运行

6.2.1.18降压运行试验

采用双极系统时，应分别在大地回线运行方式和金属回线运行方式下进行如下试验： a）手动降压运行试验 直流系统单极大地回线/金属回线运行，在额定直流电压和额定功率下，进行降压运行试验。 在启动降压运行的过程中，直流电压的变化应平稳，直流电流不应超过限值 b 保护启动降压运行试验 直流系统单极大地回线/金属回线运行，在额定直流电压和额定功率下，模拟保护启动降压 运行。 在保护启动降压运行的过程中，直流电压的变化应平稳，直流电流不应超过限值，其他交流保 护和直流保护不应误动作

6.2.1.19交流线路故障试验

端对端单极系统稳态运行后，分别在整流侧和逆变侧的交流线路上人工模拟单相对地瞬时故障，交 流侧保护应正确动作， 系统应具备设计要求的故障穿越能力。故障消失后，系统应在设计要求的时间内恢复到故障前的 隐态值。恢复期间不应出现直流电流、直流电压和交流电压的持续振荡。

6.2.1.20直流线路故障试验

系统采用直流架空线路运行时，应进行本试验。 端对端单极系统稳态运行后，在运行极的直流线路上人工模拟对地瞬时故障。故障点宜为整流侧 英流站、逆变侧换流站以及线路中点附近。 对于具备直流线路故障清除能力的端对端系统，直流系统应在设计要求的时间内完成故障清除并 灰复稳态运行 对于不具备直流线路故障清除能力的端对端系统，直流保护应正确动作

6.2.2双极系统试验

6.2.2.1试验项目

验一般在单极系统试验完成后进行，试验项目见

表3双极系统试验项目

6.2.2.2双极启动/停运试验

双极启动/停运试验包括： a）双极先后启动/停运试验 双极先后启动/停运试验包括： 1）一极定单极功率控制运行，另一极定单极功率控制启动/停运。一极在定单极功率控制模 式下稳态运行，另一极在定单极功率控制模式下进行换流器充电、极解锁/闭锁操作，观察 两极的相互影响。 2）一极定单极功率控制运行，另一极定双极功率控制启动/停运。一极在定单极功率控制模 式下稳态运行，另一极在定双极功率控制模式下进行换流器充电、极解锁/闭锁操作，观察 两极的相互影响。 3）一极定双极功率控制运行，另一极定单极功率控制启动/停运。一极在定双极功率控制模 式下稳态运行，另一极在定单极功率控制模式下进行换流器充电、极解锁/闭锁操作，观察 两极的相互影响。 4）一极定双极功率控制运行，另一极定双极功率控制启动/停运。一极在定双极功率控制模 式下稳态运行，另一极在定双极功率控制模式下进行换流器充电、极解锁/闭锁操作，观察 两极的相互影响。 试验过程中，后解锁极的启动/停运应平稳，双极功率分配应满足设计要求 b 双极同时启动/停运试验 双极均在双极功率控制模式下进行解锁/闭锁操作。 解锁时，两极应能同时解锁。 闭锁时，两极应能同时闭锁。若一极先闭锁，直流功率应转移到另外一极，待其功率下降至最 小值后再闭锁

.2.2.3双极功率升降试

双极功率升降试验包括

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a 手动双极功率升降试验 手动双极功率升降试验时，两极均在双极功率控制模式下稳态运行，手动启动双极直流功率升 降指令，双极功率应同步升降。 在功率升降过程中，分别在两站对各极进行控制系统切换操作，控制系统切换对双极功率升降 应无扰动。 b） 自动双极功率升降试验 自动双极功率升降试验时，两极均在双极功率控制模式下稳态运行，整定自动功率曲线，将功 率控制模式由手动改为自动，双极功率应跟随功率曲线平稳变化

6.2.2.4双极电流平衡控制试验

单极功率控制切换为定双极功率控制，两极在双极功率控制模式下进人稳态运行后，流入中性线 电流应小于设计要求的限值

6.2.2.5双极功率转移试验

双极功率转移试验包括： a）控制模式切换的功率转移试验 两极均在双极功率控制模式下稳态运行，将其中一极由双极功率控制模式改为单极功率控制 模式，并升/降该极功率。 试验过程中，双极直流传输功率应始终保持不变。 对两极均进行同样的试验。 b 极跳闸的功率转移试验 两极均在双极功率控制模式下稳态运行，将其中一极手动紧急停运。这时，停运极的功率应在 设计要求的时间内转移到另一极，接收极应在其功率传输能力范围内接受停运极损失的功率。 对两极均进行同样的试验

6.2.2.6双极功率反转试验

在双极功率控制模式下稳态运行，进行双极功率 率应按设计要求同步反转

6.2.2.7双极降压运行试验

双极降压运行试验包括： a）一极全压、一极降压运行试验 两极均在双极功率控制模式下全压运行，对其中一极手动启动降压运行操作。 极全压、一极降压运行应是稳定的。 试验应在两极分别进行。 b） 双极降压运行试验 两极均在双极功率控制模式，一极全压、一极降压运行，全压极运行在额定功率，手动启动全压 极的降压操作。 直流电压下降应是平稳的，直流电流应保持在允许的限值内

.2.2.8双极热运行试验

两极均在双极功率控制模式下解锁，分阶段升高直流功率至双极额定功率，运行至少2h。进行交

流谐波、无线电干扰、电磁场强、可听噪声 拥助系统功切率损耗革，测量值应付合设计要求 试验过程中，系统应稳定运行 两极的运行参数，如交流母线电压、阀侧电压、阀侧电流、桥臂电流、直流电压、直流电流、直流功率、 调制比、柔直变压器分接开关位置等均应符合设计要求

6.2.2.9双极无功控制试验

双极无功控制试验包括： a 双极定无功功率控制试验 两极均在双极功率控制模式下稳定运行，无功控制模式设置为定无功功率控制，依次设置无功 功率目标值和升降速率，分阶段在最小无功功率和额定值之间升高/降低无功功率，在每个功 率水平至少保持5min。 b 双极定交流电压控制试验 两极均在双极功率控制模式下稳定运行，无功控制模式设置为定交流电压控制，依次设置交流 电压目标值高于或低于交流系统运行电压的数个典型值，使柔性直流系统自动调整双极的无 功功率。 试验中，测量网侧交流电压、网侧交流电流、阀侧交流电压、阀侧交流电流、桥臂电流和无功功率等 量值应无异常波动。 此项试验应在两端换流站分别进行

6.2.2.10双极过负荷试验

双极过负荷试验包括： 双极连续过负荷试验 手动启动连续过负荷运行，直流功率应升至直流系统的连续过负荷水平，并保持连续稳定 运行。 21 进行交流谐波、无线电干扰、电磁场强、可听噪声以及站辅助系统功率损耗测量，测量值应符合 设计要求。 两极的运行参数，如交流母线电压、阀侧电压、阀侧电流、桥臂电流、直流电压、直流电流、直流 功率、调制比和柔直变压器分接开关位置等均应符合设计要求。 b) 一极短时过负荷试验 两极均在双极功率控制模式下稳定运行，双极功率整定值稍大于一极的短时过负荷能力。手 动紧急停运一极，迫使另一极进入短时过负荷运行 进入短时过负荷极的直流功率水平、过负荷时间应满足设计要求

6.2.2.11交流线路故障试验

直流双极系统稳态运行后，分别在整流侧和逆变侧的交流线路上人工模拟单相对地瞬时故障，交流 侧保护应正确动作。 直流系统应具备设计要求的故障穿越能力2017版：建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规程（国家安全监管总局、煤矿安监局、能源局、铁路局2017年5月），双极系统响应一致。 故障消失后，应在设计要求的时间内恢复到故障前的稳态值。恢复期间，直流电流、直流电压和交 流电压不应出现持续振荡。

6.2.2.12直流线路故障试验

直流双极系统稳态运行后，分别在两极的直流线路上人工模拟对地瞬时故障。故障点宜为整法

换流站、逆变侧换流站以及线路中点附近。 故障极直流保护应正确动作，健全极应尽可能保持双极稳态功率不变。 对于具备直流故障清除能力的端对端系统，直流系统应在设计要求的时间内完成故障清除并恢复 意态运行。 直流线路故障定位装置检测到的故障距离应在设计要求的精度范围之内。 对于不具备直流故障清除能力的端对端系统，直流保护应止确动作

对于多端系统，完成两端系统试验后，进行三端及更多端（若有）的系统试验， 多端系统的启动/停运、功率升降和直流动态性能等试验可参照端对端试验的要求进行 具备在线投入和退出功能的多端柔性直流输电系统应进行第三端及更多端（若有）的换流站在线投 人和退出试验，换流站的投入和退出应平稳可控，不应对其余换流站造成持续扰动。 多端柔性直流输电系统在稳态运行工况下，当定直流电压站闭锁，预期的下一个换流站应进入定直 流电压控制模式。

工程试运行应在全部系统试验完成、试验中发现的问题已解决并重新试验检验完毕后启动。 根据确定的试运行方案安排试运行期间的负荷水平、运行方式、试运行时间及试运行期间需进行 工作。 柔性直流输电工程的试运行时间不应小于168h

T／CMAS 0001-2018 绿色勘查指南工程试运行应在全部系统试验完成、试验中发现的同题已解决并重新试验检验完毕后启动。 根据确定的试运行方案安排试运行期间的负荷水平、运行方式、试运行时间及试运行期间需进行的 其他工作。 柔性直流输电工程的试运行时间不应小于168h