大運行電工類主營業(yè)務認知

第二部運第一章大運行”體系介網公司運行組織形式的必要性和可行性，熟悉大運行體系建設的方案（非電專業(yè)第一節(jié)一、公司電網運行體發(fā)電設備運行和輸變電設備運行兩個部分。調度部門分層級電網運行狀態(tài)，發(fā)、供電企業(yè)運行部門按范圍相應設備的運行狀態(tài)由各級調度按照調度管轄范圍，1-1二、公司調度運行和輸變電運行的（一）電網調度管理機1525309家，縣級500（330）省調負責省級電網發(fā)電和用電的平衡，負責省內500（330）及220千伏環(huán)網及所轄地調主要負責所轄電網（220千伏終端變電站、110千伏以下電網）及地區(qū)小電廠縣調負責所轄電網（35千伏以下縣級電網）及縣域小電廠的的調度運行管1-21-3（二）變電運行管理現工區(qū)以及城 有設備的、巡視和操作工作500目前31家網省公司中，除華東、華中、公司沒有開展500千伏以上輸變電28家均開展了上述業(yè)務，其運維管理模式可分為專業(yè)化和屬地化采用專業(yè)化管理模式的有23家公司，其中22家由成立的壓公司承擔專業(yè)化運維管理任務，1家（公司）由所屬的輸電公司和變電公司實施專業(yè)化管理。在上述22家公司中，有5家按區(qū)域設立了多個壓公司（東北公司5個、西北公司5個322個5家（江蘇、浙江、吉林、黑龍江、蒙東）220220千伏輸變電設備運行，除、和為專業(yè)化管理模式外，其余均220千伏以下輸變電設備運維主要由地市公司實行屬地化管理，其中35千伏配網運維多數由縣公司實行屬地化管理。江蘇、福建等電網規(guī)模較大的地110～220千伏輸變電設備運維交由縣公司管理。（三）變電運行值班情26%57%；采用設備納入調度管理的調控模式占17%。無人值 少人值 有人值1-4各電壓等級變電站無人和少人值班的情況是：750千伏以上為零，500千伏為11%，330千伏為10%，22068%，110（66）千伏為88%，35千伏為78%。目前，750千伏以上變電站均采用有人值班，500（330）千伏變電站仍以有人值班為主，220千伏51（千伏（座值班方班比例有人值班變電數比數比數比3300006%19%%%%%%%%750千伏及以 500千330千220千110（66）千35千 0% 無 0% 圖1- 各電壓等級變電站值班情況統(tǒng)在變電站無人和少人值班模式中，采用和操作合一的集控站方式占26%；采用57%132電網公司（NationalGrid，簡稱NG）和EDF等四家配網公司管理，國家電網NG設備運行的監(jiān)視與由調度負責，但現場設備的巡、操作由現場工作團隊負責。（一）英國國家電網公司英國國家電網公司（NG）在英格蘭/威爾士地區(qū)擁有400千伏、275千伏和部分132千伏輸電網，3416700萬千瓦，最大負荷5420（二）英國EDF能源公EDF能源公司（EDFenergy）是英國四家配網公司中最大一家。其電網事業(yè)部變電站全部實現無人或少人值班，采取集中管理模普遍采用無人或少人值班模式，設備運行采取集中管理模式。英國NG采取網絡集控中（NOC+變電運維單位方式PJM成員電力公司采用集控中心+操作檢修隊伍方式。、（如NG集控中心變電運維操作單位屬地化分布設置負責巡（測）性檢修、、國外配電網采用調控模式，配電網調度兼有設備監(jiān)視職第二節(jié)運行組織形式的必要性和可行15心，建成“三華”同步電網，形成以“三華”為受端、以西北750千伏、東北500千伏一、電網發(fā)展是運行組織形式的原始推動500千伏電網彼此聯系緊密，二、技術進步是運行組織形式的本質推動（一）技術進步率先推動了電網調度自動化的發(fā)40年環(huán)的自動發(fā)電控（將調度員從頻繁的操作中解脫出來并提出了電網601965年東北部大停電后多數電力公司依靠遠動裝置在模擬盤上顯示信息的方式已遠不能滿足復雜電網（SCADA，在60年代末有些電力公司提出用SCADA的實時信息對電力系統(tǒng)的擾（開跳閘的預測。70年代初，伴隨計算機技術的進步，發(fā)展了各種基礎算法，開發(fā)了網（AS，PASSCADA/AGC—EDC/PAS化系統(tǒng)從SCADA系統(tǒng)升級為以計算機為基礎的現代電網調度自動化系統(tǒng)──能量管理（EMS（二）技術進步推動了電廠自動化的發(fā)技術發(fā)展推動了熱工自動化向“電廠自動化”轉變?；鹆Πl(fā)電廠自動化是熱力6070發(fā)展國外已將發(fā)電壓器組納入單元機自動化系統(tǒng)設計80年代我國也將電動90（SS中，因此原來僅限于熱力生產過程的熱工自動化到包發(fā)電壓器組在內的全發(fā)電過程的檢測與控制改稱“電廠自動化”進入21世紀，隨著網絡的發(fā)展在完善單元機組自動化的基礎上逐步應用廠級監(jiān)視信息統(tǒng)（SIS。電廠自動化推動了電廠控制模式的集約化。50年代──就地控制，因電廠機組控制室”內進行。5060年代初──出現單元制機組集中控制，考慮到爐、機、集中控制）2120（C是通過控制發(fā)電機有功出力來電力系統(tǒng)負荷變化從而維持頻率等于額定值同時滿足互聯電力系統(tǒng)間按70ES從此電力系統(tǒng)狀/EDC軟件包的形式和SAS—EC系統(tǒng)電網調度自動化系統(tǒng)這能的綜合不僅使GC成為電力系統(tǒng)閉環(huán)控制的重要，而且實現了電網調度與自動發(fā)電控制的融合。（三）技術進步為變電運行集控提供了技術支千伏變電站需要配置7~12人從事運行作，24小時值班，對站內所有設備進行8千伏變電站僅這8座變電站的運行就需要百人以上的隊伍其已有的變電運行伍難以在短期內滿足擴充需要，這種情況也給電網安全運行帶來了隱患。三、公司發(fā)展要求構建新型的運行（一）需要電網運行控制體程度不斷提高，公司系統(tǒng)35千伏以上變電站中80％已實現無人值班和集中，但由人員方面，公司目前實際變電運行及人員6.6萬人，根據公司規(guī)劃，今后5年變電80%5.3（二）需要調度運行管理體500500第三節(jié)一、總體思二、建設目“大運行體“大運行體1-6大運行”體系建設的主要內（一）管理職責和業(yè)務范圍調控業(yè)務務；省調負責省域范圍內500千伏交流變電設備運行集中業(yè)務；地調負責地域范圍內110（66）～220千伏變電設備運行集中業(yè)務；縣（配）調負責縣域（城區(qū)）范圍內35千伏及以下變電設備運行集中業(yè)務?？紤]到西北330千伏電網的具體情況，可結合電網發(fā)展，將330千伏樞紐變電站變調度功能結構調500110（66）千伏電網調縣（配）35（二）各層級調控功能定位及組織架各層級調控功能定（網系統(tǒng)方式調度計繼電護通信自動化水電及新能50（330千伏及以上主網運行500750上交流變電設備運行集中。自動化、水電及新能源等各專業(yè)管理職責；調度管轄省域內220千伏電網和終端（330）千伏系統(tǒng)，直調所轄電廠；開展省域內500千伏交流變電站（330千伏樞紐站）動化等各專業(yè)管理職責，調度管轄110（66）千伏電網和終端220千伏系統(tǒng)。開展地域內110（66）千伏、220千伏和部分330千伏變電設備運行集中業(yè)務。（配（城區(qū)（城區(qū)35電網。開展縣域（城區(qū)）內35千伏及以下變電設備運行集中業(yè)務。各層級調度組織架構調省級以上調度在現行公司總部機構設置方案和網省公司本部機構編制意見的基礎上，擴充變電設備運行集中、調度安全內控等業(yè)務功能，根縣（配）35（三）主要業(yè)務設 流分類分送，加強設備運行狀態(tài)與健康狀態(tài)評估、操作與現場巡視操作、異常設設流設 信負處否是操是否發(fā)否是操是是否復否發(fā)否是圖1- 設備流電網調控及預先及預先控運行控制流設對電網實時運行的支安全掃設備實操執(zhí)行調度指出力調結運行控制流設對電網實時運行的支安全掃設備實操執(zhí)行調度指出力調結安全校處理事發(fā)現事審核檢修申滾動出力預新能源調安全校運行控操作控制及事操作控制及事故處調度計劃日日前計劃編中中國調組 調進行全網統(tǒng)一的執(zhí)行日前（臨時）執(zhí)行日前（時）執(zhí)行日前（時）執(zhí)行日前（時）執(zhí)行日前（時）接收各單位日前（臨時）時）省國（分）生基調度計劃流月度計劃編制年度計劃編執(zhí)1-9執(zhí)運行方式運行方式管理流發(fā) 基 調 生 發(fā)電廠及大用開年度綜合計

年度基建計

收資階收資階是否編制階編制階審核發(fā)執(zhí)行階執(zhí)行階

年度大執(zhí) 技改項

制定有序用方 執(zhí)定期總結評滾動調整階滾動調整階信息反

信息反

后評

信息反

信息反

信息反后評估后評估階1-10安全內控

安全監(jiān)察處室管理層（處室準備準備階..執(zhí)行執(zhí)行階否否是是評估改評估改進否1-11（四）“大運行”體系建設實施步驟和配套措實施步配套措四、大運行的探索和 （一）地縣公司層面500千伏以下的江蘇公司按照“調控”、“運行屬地化”的原則，將地級市范圍的220千伏以下變電集中業(yè)務納入地調管理，實現地調與變電集控的融合；將縣域內220千伏58浙江公司以杭州市電力局調控工作為試點開展此項工作杭州地調已經實110千伏以下電網調管范圍的調度運行與變電集中的融合計劃將杭州市區(qū)域的千伏和220千伏變電集中業(yè)務納入地調管理在縣調推行調控工作并將域內110千伏以下變電集中業(yè)務并入縣調實現縣調與變電集控的融合浙江公在調控實施過程中開展的重要工作之一就是對接入地縣調調度控制室系理分類，分層顯示。（二）地縣公司層面220千伏以下的福建公司目前對35～220千伏變電站實行集中，主要有集控站和調控兩種模式。截至2010年2月，廈門、和三明3家地調（共9家地調，石獅、長樂2家縣調（共66家縣調）實現了調控。（三）省級公司層面500千伏以下的公司是國家電網公司系統(tǒng)目前唯一的實施省級調控的單位。2007月，市調建成電網控制中心，對市區(qū)域的220千伏以上變電站（含3個500千（四）省級以上調度已實現發(fā)電環(huán)節(jié)遠方調整與發(fā)電機組的遠方調整與控制。通過AGC功能的推廣，將原有的調度調令下達、電廠發(fā)電機組功率調整的操作，轉變?yōu)锳GC的自動控制，實現了省級電網、區(qū)域電網功率偏差和系統(tǒng)頻率的自動調整；通過AVC功能實現無功裝置自動投切與發(fā)電機組無功功率自（五）調控實踐單位的典型做市區(qū)域144個220千伏以下變電站。因任務重，班采用5值3運轉方式，每值配置4～5名員。 要調度監(jiān)視和處理；平均每天接收約7000條信息，前四類信息約占10％，事故、異常5％。（六）調控實踐單位的典型經1.220千伏以下變電設備主要在地縣調實現調控。目前試點單位都已將地電網110千伏以下的變電集中業(yè)務納入地調管理，福建公司已將地級電網220千伏業(yè)務并入地調，實現地調層面220千伏以下電網的調控鑒于500千伏變電設備的重要性多數實行有人值班方式集中和調控一化還處于探索階段。500千伏變電設備的調控剛剛起步，公司已將3座千伏終端站變電運行業(yè)務納入市調統(tǒng)一管理實現了500千伏變電集控與調的融合500千伏變電運行集中也處于探索階段浙江公司杭州市電力局已將瓶窯富陽涌潮喬司仁和等5座500千伏變電站的變電運行業(yè)務并入220千伏杭錢江中心實現了杭州屬地范圍500千伏變電集中并制定了將500千伏變電控納入地調的時間表江蘇公司也已制定了按屬地化原則將500千伏變電站集中入地調的工作計劃可見先行500千伏變電集控是實現500千伏調控的前提件。轄的，但是縣區(qū)域內110千伏線路及110千伏變電站的運行業(yè)務由縣調或縣調的調度班承擔，主要是因為縣生技部門承擔了縣區(qū)域內110千伏線路及110千伏縣公司承擔，體現了范圍與運維范圍的一致性；而縣調的調管范圍是縣區(qū)域35千220千伏變電站的專業(yè)化運維工作，但是電網220千伏變電站內的110千伏、35千伏變電設備是由地調調度管轄的，體現了市調的調管范圍與第四節(jié)“大運行”與其他體系間的主要工作一、與“大檢修”的分工界（一）設備運500千伏交流變電站變電設備運行集中；負責調度端自動化系統(tǒng)的建設、、檢（二）設備操（三）信 國網（分中心國網（分中心國網（分中心省省地地縣（配）縣（配）750750500500500500330330220220110（66）110（66）35351010圖1-12后和調度范圍示意圖1- 前后運行職責劃分示意二、與“大建設”的分工界三、與大的分工界四、與“大規(guī)劃”的分工界通信配套部分的方案深化電網2～3年運行特性滾動分析機制并形成分析報告。構、廠站主接線時，應統(tǒng)籌考慮與二次設備配置相適應。規(guī)劃電網2～3年運行特五、信通公司技術支撐界六、電科院技術支撐第五節(jié)一、管理制二、技術標（郊GIS三、工作標需編制“大運行”體系組織架構及崗位的工作標準，規(guī)范崗位工作職責、內容及要求，主要包括各級調度機構和電網技術中心、信通公司的組織架構與崗位職責。思考題第二章調度自動化系統(tǒng)基礎知識介第一節(jié)一、電力系統(tǒng)的分層恢復狀（恢恢復狀（恢復對用戶供電正常運行狀（有一定的安全儲備警警戒狀（預防性控制系系（切機、切負荷緊急狀（緊急控制緊急狀（緊急控制，出現新的故障，導致電力系統(tǒng)運行進一步系統(tǒng)避免系統(tǒng)。電力系統(tǒng)是由于不可控制的解列而造成的大面積停電狀態(tài)常運行狀態(tài)下，調度人員通過制定運行計劃和運用計算機系統(tǒng)(SCADA或EMS)實1+N+D（即（省級調度＋地區(qū)調度）國（分）500(330)千伏及以上主網運行的組織、500千伏及以上直流、750千伏及以上交流變自動化、水電及新能源等各專業(yè)管理職責；調度管轄省域內220千伏電網和終端（330）500千伏交流變電站（330千伏樞紐站）度端自動化設備運維增加本地市范圍內變電設備職責縣調定位為主要負責10千110/3535-11010二、電網調度自動化系統(tǒng)的概念和導致電網發(fā)生故障或異常運行的因素非常復雜且過程十分迅速如不預測、停電，給國民來嚴重損失。為此，必須增強調度自動化，實現電網運行的安三、電網調度自動化系統(tǒng)的結構和命令下命令執(zhí)命令下命令執(zhí)信息接信及發(fā)

2-2①信息與命令執(zhí)行子系（SOE執(zhí)行調度員從主站發(fā)送令，完成對斷路器的分閘或合閘操作；接受并執(zhí)行調度員或當地等。③信息、處理與控制子系該系統(tǒng)由兩部分組成，即發(fā)電廠和變電站內的系統(tǒng)，收集分散的面向對象的RTU執(zhí)行。調度中心收集分散在各個發(fā)電廠和電網調度自動化主站SCADA/EMS②SCADA③AGC/EDC自動發(fā)電控制和經濟調度（AutomaticGenerationControl/EconomicDispatchDTSSCADA/EMS系統(tǒng)共處于一個局域網上，DTS一般由服務器、工作站及一些外設組成。（1）為了保證可靠性，在雙機系統(tǒng)中，前置機通常也采機方式硬件體系結構滿足冗余性和模塊化是當前電力系統(tǒng)對調度自動化系統(tǒng)技術發(fā)展的客觀要求。分為通用和兩種設備是指專門供電力系統(tǒng)調度人員用以監(jiān)視和控制電力系統(tǒng)運行的人機聯系模擬屏和計算機驅動的各類記錄設備及其他設備等。應用軟件是實現調度自動化各種功能的軟件，如SCADA軟件、自動發(fā)電控制和經SCADA系統(tǒng)軟件模塊中的圖形系統(tǒng)能繪制出電力系統(tǒng)運行狀況的各種圖形。第二節(jié)EMS一、EMS的體系結EMS能量管理系統(tǒng)（EnergyManagementSystem）是以計算機技術和電力系統(tǒng)應用軟件EMSEMS還應包括調度員培訓系統(tǒng)DTS（DispatcherTrainingSimulator）功能。EMS主要面向發(fā)電和輸稱為配電管理系統(tǒng)DMS（DistributionManagementSystem）。EMS以調度自動化為內容。隨著計算機技術和計算技術的發(fā)展，EMS使傳統(tǒng)的調度自動化向廣義的調度功能乃至全網的綜合自動化方向發(fā)展。最初的EMS系統(tǒng)是在20世紀70年代中期產生的。它在數據收集和系統(tǒng)SCADA的基礎上，將自動發(fā)電控制AGC（AutomaticGenerationControl）和部分網絡分析軟件功能集成一體，EMS的計算機硬件系統(tǒng)經歷了從初期采用控制型計算機到全部采用通用計算EMS發(fā)數據庫和畫面編譯系統(tǒng)及形成專門的EMS支持平臺的過程。隨著電力系統(tǒng)模型與算管理由開放，EMS的功能新的改造和更新。EMSEMS的支撐平臺。數據收集、能量管理、網EMS的應用軟件。數據收集是能量管理和網絡分析的基礎和基本功能；可以分為兩種類型：一是離線運行的獨立系統(tǒng)，一是作為運行的EMS組成部分。EMS二、EMS主要子系統(tǒng)的功和監(jiān)視控制廠、站實施有效的和遙調。這正是SCADA系統(tǒng)的作用。調度運行中已經使用的應(1)遙測遙信）的主要任務是和各子站設備交換信息SCADA③斷路器狀態(tài)監(jiān)視。監(jiān)視斷路器、開關的開合狀態(tài)，檢查是否有非計劃動作自動發(fā)電控制（AGC）系網絡建網絡拓撲（拓撲狀態(tài)估少量測的情況出的狀態(tài)估計是不可用的;狀態(tài)估計根據SCADA實時遙信遙測數據調度員潮安全穩(wěn)定分安全分（SA）是對運行中的網絡或某一研究態(tài)下的網絡按N-1原則研究一個個運N-1故障嚴重程度自動排序；短路電流計負荷預超短期負荷預報用于預防控制和緊急狀態(tài)處理需10～60min負荷值，使用對象是1-7天的負荷值，使用對象是編制調度計劃的工程師。AVCDTS（TS,到電力系統(tǒng)控制中心的模型內為調度員提供一真的培訓環(huán)境以達到既不影響際電力系統(tǒng)的運行而又使調度員得到身臨其境的實戰(zhàn)演練的目的。思考題SCADAPAS第三章特高壓技第一節(jié)一、特高壓線路基本紹公司所屬的2交3直100020068得國家核準，12月開工建設，200916168小時試運行正式投入商業(yè)淮南-特高壓工皖電東送工程于20119月獲得國家核準10月開工，20138月竣工，靜容量2100萬千伏安，線路全長2×648.7公里，途徑、浙江、江蘇、四省市，先30063千安的六氟化硫氣體絕緣平，極具性向—向家壩—工程于2007年4月26日核準，2010年7月8日投入運行。工程±500kV壓直流輸電工程的基礎上，在世界范圍內率先實現了直流輸電電壓和電流大輸送功率約占負荷的1/3，可節(jié)省原煤1500萬噸，減排二氧化碳超過3000錦—2012年12月12日，由我國自主研發(fā)、設計、建設的錦屏—江蘇蘇南±800千2059220億元。6407202000約360億千瓦時，可解決電力“豐余枯缺”的結構性，滿足東部地區(qū)經濟社會哈—2014127日，世界上輸送功率最大的直流輸電工程——哈密南-鄭州±800、、、工程起于哈密南換流站止于鄭州換流站途經陜西、山西6?。▍^(qū)線路全長2192千米（含大3.9千米額定電壓±800千后，每年可向華中地區(qū)輸送電量500億千瓦時，相當于煤炭2300萬噸，減少排、、、二氧化碳4000萬噸、二氧化硫33萬噸，直接拉動投資1000億元，拉動2500二、三華同步特高壓北橫：陜北-濰坊，中橫：靖邊-連云港，南橫：雅安-）特高壓骨干網架和13項直流格局。到2015年，基本建成以特高壓電網為骨干網架、各級電網協(xié)調發(fā)展，具有信息據能源副總經濟師兼能源與規(guī)劃白建華解釋我國100030002015年建成“兩縱兩橫”，20172020年建成“五縱五橫”。在特高壓直流工程方面，“十二五”期間，配合西南水電、西北華北煤電和風電開發(fā)，建設錦屏—江蘇等27回特高壓直流輸電工程，建成青藏直流聯網工程，滿足供電，實現電網與西北主網聯網2020年建成以“三華”特高壓同步電網為中心，東北特高壓第二節(jié)1000kV晉東南-南陽-（以下簡稱特高壓交流試驗示范1000kV特高壓長治站（建設稱晉東南站，以下簡稱長治站，由北向南經1000kV特高壓南陽站（以下簡稱南陽站，止于塔1284基，系統(tǒng)額定電壓1000kV、最高運行電壓1100kV。工程連接華北、華中兩大區(qū)3億kW。長治站位于山西治子縣，距長治市約22km，占地212畝；裝設2組3×20%1500Mvar；110kV4240Mvar低壓并聯電抗器，8210Mvar3-1所示。3-13×1000MVA12288Mvar；110kV低壓側4240Mvar低壓并聯電抗器，8210Mvar低壓并聯電3-2所示。3-2荊門站位于省荊門市沙洋縣沈集鎮(zhèn)，距荊門市25km，占地面積213畝。裝設23×1000MVA主變壓器，13×200Mvar高壓并聯電抗器1000kV采用3/2接線，出線1回，至南陽變電站，500kV出線6回，采用H-GIS設備；裝設4240Mvar低壓并聯電抗器，8210Mvar3-3所示。3-31000kV3-4 3-41000kV（b）100kV（）1000kVI（d）000kV在特高壓關鍵技術上，輸電設備的取得了重大的進展，特高壓交流試驗1000kV交流壓變壓器多數采用中部調壓的自耦變壓器，用于聯絡500kV與220kV兩的特點致使特高壓變壓器重量與體積必然大設計和制造時就應考慮問題320世紀70年始研究特高壓大容量的1150kV變壓器，后陸續(xù)生產了20余。。調壓變壓器的故障率約為無載調壓變壓器的440%。大利、瑞典等選用無分接頭變壓器，僅有德國、采用有載調壓。我國500kV變壓器750kV端調壓通常指中壓側線端調壓。目前，500kV、750kV級單相自耦變壓器均采用中壓線主要由變壓器自身特點決定。1000kV級變壓器首先應考慮絕緣問題。如采用線端調壓3-5由于特高壓變壓器容量大、電壓等級高，為便于，簡化1000kV主體結構，提1000kV9檔。5檔位額定1～46～9檔時，TA5、TA6TA76～9檔時誤動。調壓變和補償變分別配置I套差動保護，電流互感器均采重化配置。調壓變和25%的匝間故障(這種匝間故障對于調壓變來說是非常嚴重由于特高壓示范工程設備在沒有特高壓設備生產經驗前提下采用分500kV設備國產之初，也是采用的分體結構。5%壓工程建設時間較晚（像、前、、意大利都是在70年始規(guī)劃研究特高壓技術，最終前于1985年建成世界上第一條特高壓線路，于1992年建成特110kV側絕緣水平的要求也要相應提高。500kV站也是這么設計的。依靠電抗器的感性無功來補償線的容性充電功率，從而圖3- 1000kV100kV100/√3k100km1000kV100kV400－500vr500kV5倍。500kV的線路中的典型40vr50vr70vr750kV100vr120vr960vr320vr600vr200vr2720vr720vr720vr240vr。這是特高壓示范工程的典型容量配置。3-82倍以上，87.6%1.36倍的相電壓。0.1s。若一側繼電保護失靈0.5s0.5秒的，1.31.43-93-10位置無關。電磁感應分量所占較小,它主要取決于線路參數以及故障點位置,當故障發(fā)生路中點時,電磁感應分量具有最小值。若潛供電弧不熄滅,將使斷路器重第法是高速接地開關也就是HSGS,特高壓采用的一種限制潛供電流SSS的接地,故障相的電壓被迫降低;故障相兩端對地電容被短路,與故障點構成分流支路,從而減小了流經短路點的潛供電流。有S0.3秒內熄滅潛供電弧，1我國壓的運行經驗，采取了另外法——高抗中性點加裝小電抗的方法。聯系被隔斷,當故障相兩側斷開后潛供電流的橫分量近似為0,縱分量也被有效限制而且特高壓線路中,潮流變動范圍大,當固定電抗器長期接入線路時會造成較大的附加功率損耗,并降低線路電壓。因此,從長遠考慮,特高壓線宜安裝可控電抗器。正常情況下,電抗器運行在小容量以至空載狀態(tài);突發(fā)故障時,線路側電抗器瞬間高速響應,運行到,用在特高壓線的可控電抗器技術不是很成熟。因此我們在特高壓示范工程中，還是運用固定電抗器。直流特高壓示范工程簡向家壩-±800kV特高壓直流輸電示范工程承擔著金沙江下游大型水電的出任務，起于宜賓復龍換流站，止于奉賢換流站，途經、重慶、、湖南、、浙江、江蘇、等8省市，四次長江。線路全長1907公里。工程額定電壓±800千伏額定電流4000額定輸送功率640萬千瓦最大連續(xù)輸送功率720特高壓復龍換流站為±800kV復奉直流輸電系統(tǒng)的首端站，是向家壩水電外送的大型樞紐換流站，坐落于省宜賓市宜賓縣復龍鎮(zhèn)，站址總面積315.5畝。3/2接線方式，9個完整串和1個不完整串（GIS，9500kV交流出線，14組交流濾波器，1組高壓并聯電抗器。直流系統(tǒng)設備全部為國內首臺首套，4個閥廳，28806（24+4）臺換流變（4臺備用，93-11所示。3-11特高壓奉賢換流站是800kV向家壩—直流輸電工程的受端換流站，換流站位于市奉賢區(qū)工程總用地面積17.48公頃直流額定輸送功率6400W直流額定電壓800k40002071km12（244297.1（4臺備用342回至遠東變電站，23-12換流

3-12流或者把直流電變換流（稱為逆變通常用來換流的有6脈動換流器和12脈動換流器，12脈動換流器是由兩個6脈動換流器串聯而成按照觸發(fā)原理的不同可分為LTT（LightTriggerThyristor）換流器和ETT（ElectricTriggerThyristor）換流器。了非常廣泛的應用。本工程采用的是ETT動換流器則由兩個6脈動換流橋臂串聯而成。其中晶閘管可控硅閥是直流輸電工程的Level高壓直流輸電中使用晶閘管直徑已大到125mm，反向非重復阻斷電壓已高于8kV。3-136脈動換流器的一個 流器的投退不影響另一套換流器的運行215只串聯的晶閘管元件壓裝成一個硅堆，串聯兩個飽和電發(fā)的開通應力和陡前波沖擊電壓時的應力；RC阻尼回路輔助實現上述功能，同時限制可控硅的觸發(fā)、檢測系統(tǒng)由閥控制檢測柜VBE、可控硅觸發(fā)檢測板TFM、光分配器MSC每套換流器配置兩套閥控制檢測柜VBE柜，其中一套運行，一套備用。每套VBE柜配置4個插件箱，每個插件箱控制12脈動換流橋的一個組（共陰極或共陽極。每個2塊晶閘管控制和檢測板TC&M、2塊光發(fā)射單元、12TFM板，它保證了閥中串聯晶閘管的直流電壓分布均VBE發(fā)送回報信號。換流3-16所示。3-16(1)12%-18%。1260.25Ud(d12脈動換流器的直流電壓)6脈動換流器的閥側0.75Ud絕緣結構比普通變壓器復雜得多。為了補償換流變壓器交流網測電壓的變化以及將觸發(fā)角運行在適當的范圍內以保20%-30%。流變壓器交流網側存在2次諧波等原因將導致換流變壓器閥側及交流網側繞組的電流③抑制交流電網換流器的過電交直流濾波換流站配置的交流濾波器有濾除換流器產生的諧波電流和向換流器提供部分基波12脈動的換流器而言，它在交流側將主要產生n＝12k±1次的特征諧波，在直流側產生n＝12k次特征諧波，如果諧波過大，將會造成：發(fā)電機和電容過熱；使換流器的控制不穩(wěn)次以上將使換流變壓器結構復雜制造價格昂貴不經濟所以幾乎所都采用裝設濾波器來限制諧波的方法。源元件(RLC)冷卻可控硅換流閥是換流站的元件，常規(guī)直流工程換流站可控硅的額定電流高達主循環(huán)旁離補主循環(huán)旁離補水可控硅冷卻內水冷系統(tǒng)反滲透高壓工業(yè)噴淋80m3平衡水反滲透外冷水系統(tǒng)軟化單3臺冷卻塔提供噴淋水，其中一臺作為備用，的啟停。保證在外冷水系統(tǒng)處水流量應高于30m3/h,到軟化罐的水壓應達到4bar，思考題2015我國第一條特高壓示范試驗工程輸電兩個大是哪個第四章智能變電站基礎知第一節(jié)IEC61850電壓等級的變電站靈活配置。4-1享標準化為基本要求自動完成信息測量控制保護計量和監(jiān)測等基本功能，4-2集、保護信息管理、電能量等相關功能。IEC61850第二節(jié)一、主變壓（一）出線套管：既是引線與地（外殼）2ms（二）智能變壓器監(jiān)monitor12/34-32 4-4電流傳感器采用4～20mA輸出，通過電纜接入智能組件柜中的鐵芯接地監(jiān)IED中。傳感器量程范圍0～5A。變壓器局部放電監(jiān)測，通過安裝在變壓器本體上的UHF傳感器實現實時接收變壓器局部放電信號，并發(fā)送給變壓器局部放電信號處理單元（變壓器局放監(jiān)測IED由4-54-6UHF（內置式4-7UHF（導入式安裝45、變壓器套管絕緣監(jiān)4-8二、GIS是指氣體絕緣金屬封閉的組合電器，將斷路器、開關、接地開關、母線、252kVGISZF16-252(L)/Y4000-Z—F———L——六氟化硫4000——額定電流 （一）GIS監(jiān)1、SF6在一些金屬物的參與下，水在200℃以上溫度可使SF6發(fā)生水解反應，生成活潑的HF和SOF2，腐蝕絕緣件和金屬件，并產生熱量，使氣室壓力升高。變電站SF6斷路器安全運行狀態(tài)。電網運行規(guī)程強制規(guī)定，在設備投運前和運行中都必須定期對SF6氣體SF6密度微水傳感器安裝在GIS的補氣口上，通過RS485總線組網，每間隔或兩個（RS485圖4-9SF6微水密度監(jiān)2、局部放 監(jiān)流脈沖(ns級)，并產生頻率分量極其豐富的電磁信號(高達GHz)，通過傳感局部放電所4-10GIS局部放電電信號傳感的關鍵是電磁干擾問題。GIS局部放電檢測要求GISkHz~kHz)GIS局部放電檢測的UHF傳感方法正是針對抗電磁干擾問題，并在UHF頻段內選擇合適的頻段進行局部放電的電信號傳感。GIS運行現場的干擾源主要有：線和變電站母線上的電暈放電，導體接觸不良產生的電弧放電，站內可控硅產生的強電脈沖，300MHzGIS。相比之下，GISUHFUHFUHF傳感器的有效檢測范圍大，檢測點少，檢測效率高，適用于自動監(jiān)為GIS局部放電監(jiān)測的主要傳感方式，并得到了實際的應用。源進行精確定位。它對傳感器精度和寬帶要求很高，因此造價較高。GIS局部放電傳感器也分圍外置式和內置式兩者相比后者受外界較小現場安裝如下：4-114-123、避雷 監(jiān)避雷器監(jiān)測裝置是為檢測避雷器泄漏電流值和動作次數而設計的一種綜35kV及以上的避雷器宜配備放電計數器。安裝放電計數器應注意讀：監(jiān)測器與放電計數器的區(qū)別監(jiān)測器記錄放電次數為000--999，同時監(jiān)測0—9。：圖4-13避雷器監(jiān)測三、電子式互（一）數據傳輸能力沒有因充油而潛在的易燃、易非常規(guī)互感器無鐵芯，其重量較相壓等級的電磁式互感器小很多（二）有源電子式互感器利用電磁感應等原理感應被測信號，對于電流互感器采用Rogowski（Faraday心線圈結構的電流互感器又叫做Rogowski對于電壓互感器采用電阻、傳送到二次的保護、測控和計量系統(tǒng)。Rogowski4-14有源電子式互感器又可分為封閉式氣體絕緣組合電器(GIS)GIS式互感器一般為電流、電壓組合式，其模塊安裝在GIS的接地外殼上，由于絕緣由GIS解決，遠端模塊在地電位上，可直接采用變電站220V/110V直流電源供電。獨立式電子式互感器單元安裝在絕緣瓷柱上