在日本一种重要技术应用于特高压交流变电站

Important technologies applied for UHV AC substations in

Japan

Abstract

The Tokyo Electric Power Company, Inc (TEPCO) plans 1100 kV power network system in Japan in order to meet the steady increasing demand for electricity. Four-hundred kilometer 1100-kV-designed double-circuit transmission lines have already been constructed and are now operated at 550 kV. 1100-kV substation equipment has also been developed.

To realize the best design technically and economically throughout the transmission line and the substation, important technical solutions for network problems peculiar to the ultra high voltage (UHV) system have been introduced. They include insulation coordination, overvoltage countermeasures, and fast multi-phase reclosing systems with high speed earthing switches (HSESs). The overvoltage countermeasures are realized by high performance metal oxide surge arresters (MOSAs), gas circuit breakers (GCBs) with closing/opening resistor, and disconnectors (DSs) with resistor. These sophisticated technologies realize highly reliable and economical UHV substations and transmission lines.

This paper describes important, fundamental, and specific requirements for UHV substations such as their compactness, economical view, and environmental harmony. There are many technical/economical aspects to be considered on UHV substation and based on those considerations: (a) compactness, (b) less impacts to the environment, (c) optimizing cost, could be fulfilled.

This paper also describes the technologies addressed to UHV class components such as the introduction of new concept ‘‘on-site assembly transformer,’’ VFTO reduction countermeasure and the necessity of fullscale seismic qualification test. Copyright ?2011 John Wiley & Sons, Ltd.

key words

UHV; substation; GIS; insulation coordination; high performance surge arrester; disconnector with resistor; gas circuit breaker with closing/opening resistor; high speed earthing switch;seismic qualification

1.INTRODUCTION

The Tokyo Electric Power Company, Inc (TEPCO) plans 1100 kV (UHV) power network system in Japan in response to the power source development in 2010’s. As for transmission lines, UHV designed lines have already been constructed and are now operated at 550 kV [1,2].

To realize highly reliable and economical UHV facilities with less impact on environment,substation equipment, such as high performance metal oxide surge arresters (MOSAs) and disconnectors (DSs) with resistor were developed and the insulation specifications were reduced.Consequently, LIWV is determined as 2250 kV for gas insulated switchgear (GIS) and 1950 kV for transformers. Switching overvoltages which dominate the transmission line design are suppressed to 1.6–1.7 pu by MOSAs and gas circuit breakers (GCBs) with closing/opening resistor. Furthermore, to quickly extinguish the secondary arc at a line fault and secure high-speed multi-phase reclosing, high speed earthing switches (HSESs) are adopted.

Since various new technologies are applied in the UHV system, TEPCO constructed ‘UHV

Equipment Test St ation’, and where field-testing has been carried out for more than ten years and longterm reliability and performance have been confirmed. [3,4] 2.TEPCO’S UHV TRANSMISSION SYSTEM

2.1. Characteristics of TEPCO’s system

TEPCO is the largest power company in Japan, and is now supplying electric power within the area of 39,000 km2, including the Tokyo metropolitan area. The net system energy demand in fiscal year 2007–2009 was around 300 TWh, which amounted to one-third of the total demand in Japan. A maximumpeak demand of 64.3GW was recorded in July 2001.

The power system of TEPCO has several characteristics: First, demand is concentrated in the Tokyo metropolitan area. Second, new power station sites are located in remote areas, away from the overcrowded metropolitan area, because large power plant siting becomes more difficult in recent decades.

2.2. TEPCO’s UHV plan

Power demand has more than doubled in the last 20 years. Since the middle of 1970’s, TEPCO has worked to expand the 550 kV network. However, it is very difficult to obtain multiple power transmission routes in Japan. In addition, countermeasures for the increase of short-circuit current due to network expansion were required.

Therefore, TEPCO decided to construct 1100 kV transmission lines with a capacity of 3–4 times larger than that of 550 kV transmission lines.

By 1999, TEPCO had completed two UHV transmission routes (blue line) as shown in Figure 1.Nuclear power stations face on the Sea of Japan and on the Pacific Ocean, and two UHV transmission routes link these nuclear power stations to the metropolitan region. These transmission lines are now operated at 550 kV and they will be upgraded to 1100 kV in 2010’s to enhance transmissible power from east to west. After upgrading is complete, several circuit breakers in the 550 kV grid will be opened in the course of normal operation to reduce the short-circuit current as shown in Figure 2. Thus,

the introduction of UHV transmission will enable TEPCO to increase transmission capacity of the bulk power system in a westward direction to over 20GW as well as reduce short-circuit current in the existing 550 kV grid.

2.3. Insulation coordination based on high performance MOSA

For economical insulation design of transmission lines and substations, overvoltages generated in the system must be suppressed to a reasonable level. Figure 3 shows the newly established system of insulation coordination on a TEPCO UHV system [5–8].

Overvoltage on transmission lines and in substations can be effectively controlled by newly developed high performance MOSAs. This MOSA is a key technology for UHV insulation coordination. As shown in Figure 4, it has excellent protection characteristics with a residual voltage of 1620 kV (1.80 pu) at 20 kA, flatter V–I characteristics than conventional arresters, longer life under high-voltage stress and higher discharging capability, especially for AC-TOV.

Switching overvoltages on transmission lines are suppressed as low as possible because the predominant factor to determine the size of a tower is the switching overvoltage. Closing and opening overvoltages are suppressed to the level of the ground-fault overvoltage, which cannot be effectively Controlled.

As mentioned above, high performance surge arrester is defined as excellent protection characteristic, longer life under high voltage stress and high AC-TOV durability.

3.OVERVIEW OF UHV TRANSMISSION LINES AND SUBSTATIONS

3.1. UHV transmission lines

For UHV transmission line design, since the corridor passes through narrow and mountainous areas, a self-supporting double-circuit configuration turned out to be the most advantageous from the technical and economic viewpoints. This configuration is widely applied to 550 kV lines in TEPCO. As for UHV transmission lines, double-circuit type has been adopted as the first attempt in the world.

The predominant factors determining the air gap clearances of transmission lines are switching overvoltages, which include closing, fault clearing overvoltages caused by circuit breakers’ operation and ground fault overvoltages generated on sound phases. Generally, there is no effective means of controlling ground fault overvoltage level. It can only be reduced with the help of MOSAs near substations. On the other hand, closing and fault clearing overvoltages can be controlled effectively by inserting resistors in the GCBs. Considering these characteristics of switching overvoltages, TEPCO decided to set the ground fault overvoltage level as the phase-to-ground insulation level, and control closing and fault clearing overvoltages rationally below this level.

Thus, TEPCO succeeded in suppressing the phase-to-ground insulation level to 1.6–1.7 pu, less than 2.0 pu conventionally applied to 550 kV transmission lines.

These efforts in air gap clearances design had permitted the tower height, which would be 143m in accordance with the conventional 500 kV insulation technologies, to be reduced to 110 m. Figure 5 shows the overview of the actually constructed UHV designed transmission lines [9].

3.2. UHV substations

3.2.1. Basic requirement of UHV substation [10–12].

There are fundamental and specific requirements which need to be addressed and fulfilled in the design of UHV substations. Focusing on the large size of UHV substations, service area, network constraints and requirements, life cycle costs, and optimization of substation design, eight important basic requirements as shown in Figure 6 are identified.

Reliability of the UHV substation will directly affect the reliability of the overall network. In general from the viewpoint of UHV substation, Full GIS and hybrid GIS (H-GIS) are suitable compared with air insulated switchgear (AIS) because the exposure parts of main circuits are limited in the case of GIS. But the suitability of GIS/H-GIS or AIS depends on various factors like altitude, severity of pollution (coastal/industrial), land availability and construction cost, equipment cost, repairing cost, and experience with technology etc.

Figure 7 shows the equipment and system requirements of a UHV substation. There are many different requirements compared with 550 kV systems.

The equipment provided in UHV substations is specialized and can be categorized into three key aspects, which are related to the requirements of the switching equipment. These are:

(1)Reliability improvement and size-reduction of transmission lines Optimization of transmission line

One of the ways to reduce the size of the tower of transmission lines is to reduce and control the switching overvoltages. This can be achieved by MOSAs installed at both ends of transmission lines and insertion of closing and opening resistor in GCBs.

Ensuring reliability in high-speed re-closing

High-speed reclosing improves the system reliability. This is achieved by

introducing a HSES to ensure secondary arc extinction. There is another known way using a 4-legged reactor. However, in the case of the double-circuit transmission line that adopts multi-phase reclosing system, it is difficult to select a reactor capacity that reduces the secondary arc current effectively for all fault modes. In this case, HSES could be applied.

(2)Reliability improvement and compactness of substation Reduction of insulation level

The insulation level is affected by lightning surges and DS surges. The surges

can be reduced by using high performance MOSAs and DSs with resistor.

Bus configuration

In order to maintain the reliability and compact arrangement of the substation, a double-bus and four bus-tie system (double bus system) and a one-and-a-half circuit breaker bus system (1t1/2 CB bus system) may be adopted.

(3)Reduction of size and weight of equipment

Compact equipment

Reduction of the installation space and improvement of the environmental and earthquake resistance may be achieved by selecting full GIS and H-GIS solutions.

4.CONCLUSION

In this paper, necessity of UHV transmission system and overview of constructed UHV designed transmission lines are introduced.

In the power system of TEPCO, several huge power station sites are located in remote areas away from the overcrowded metropolitan area, where the power demands is extremely concentrated. The UHV system realizes long-distance and large-capacity electric power transmission with a capacity of 3–4 times larger than that of 550 kV transmission lines.

To reduce the construction cost of the UHV system, it is important to design transmission towers to be more compact. The predominant factors that determine the size of towers are the switching overvoltages generated in the system that include

closing, opening, and ground fault overvoltages. These slow front overvoltages on transmission lines can be effectively suppressed controlled by MOSAs and GCBs with closing/opening resistor.

Focusing on the large size of UHV substations in TEPCO, they are located in the mountainous area,so they must be made compact as possible so as to meet installation-space constraints.

For the insulation design of substation equipment, the predominant overvoltage is lightning overvoltages, and high performance surge arresters are installed at adequate locations.

VFTO level due to DS switching may exceed the LIWV level which affects on the size of the substation equipment. Also the Steepness/frequency and the number of surges of VFTO shall effect on the internal transient oscillation in transformer windings or malfunction on the control and protection systems. It would be preferable to adopt a DS with resistor for securing insulation reliability against VFTO.

There are many technical/economical aspects to be considered on UHV substation. The best technical/economical optimization is achieved by thoroughly analysis of the specific conditions and requirements of the utility that is planning to develop an UHV system.

在日本一种重要技术应用于特高压交流变电站

【摘要】东京电力公司，公司（TEPCO）计划在日本1100千伏电网系统，以满足对电力的稳定增长的需求。四百公里1100千伏设计的双回输电线路已经建成，现在在550千伏运行。 1100千伏变电站设备也得到了发展。

实现技术上和经济上的最佳设计在整个传输线和变电站，重要的技术解决方案特有的特高压（UHV）系统的网络问题已被引入。它们包括绝缘配合，过压对策，快速多相重合闸系统的高速接地开关。过压的对策是由高性能金属氧化物避雷器实现，气体断路器与关闭/打开电阻和断路器与电阻。这些先进的技术，实现高可靠和经济的特高压变电站和输电线路。

本文介绍了特高压变电站，如他们的紧凑，经济观点，与环境和谐的重要，基本的，和具体要求。有许多技术/经济等方面加以考虑对特高压变电站以及基于这些考虑：①体积小，②对环境的影响，③优化成本可以得到满足。

本文还介绍了技术处理，以特高压类成分，如“现场引入新的概念组装变压器”，快速暂态过电压降低对策和满刻度抗震鉴定试验的必要性。版权所有?2011约翰·威利父子有限公司。

【关键词】特高压;变电站;地理信息系统;绝缘配合，高性能避雷器，隔离开关与电阻，气体断路器关闭/打开电阻器;高速接地开关;抗震鉴定

一、简介

东京电力公司，公司（TEPCO）计划1100千伏（UHV）电力网络系统在日本以回应在2010年的电源开发。至于输电线路，特高压线路设计已经建成和正在运行的550千伏。

以实现与环境，变电设备，如高性能金属氧化物避雷器和隔离开关（DSS）与电阻器进行了开发和绝缘规格分别介绍.得出影响较小高度可靠的和经济的超高真空设备，LIWV被确定为2250千伏气体绝缘开关设备（GIS）和1950千伏的变压器。开关过电压其中占主导地位的输电线路设计由MOSAs和气体断路器与关闭/打开电阻被抑制到1.6-1.7 PU。此外，为了迅速熄灭潜供电弧的线路故障和安全的高速多相重合闸，高速接地开关被采用。

由于各种新技术被应用在超高真空系统中，东京电力公司构建“特高压设备测试站”，并在实地测试已经进行了十余年，长期可靠性和性能都得到了证实。

二、东京电力公司的特高压输电系统

2.1东京电力公司的系统特性

东京电力公司是世界上最大的电力公司在日本，现在是39,000 km2，其中东京都市区的区域内的电力供给。在财年2007-2009年净系统能量需求约为300亿千瓦时，其中达三分之一在日本总需求的。录得2001年7月64.3GW的最大需求。

东京电力公司的电力系统有几个特点：第一，需求主要集中在首都圈。其次，新的电站用地位于偏远地区，远离拥挤的都会区，因为大型发电厂选址在最近几十年变得更加困难。

2.2东京电力公司的特高压计划

电力需求在过去20年内增加了一倍多。1970年代中期以来，东京电力公司一直致力于扩大550 kV电网。然而，它是在日本获得多个输电线路很困难。此外，因网络扩展的短路电流的增加所需的对策。

因此，东京电力公司决定建立一个容量比550 kV输电线路3–4倍的1100 kV 输电线路。

1999，东京电力公司已经完成了两个特高压输电线路（蓝线）如图1所示。在日本海和太平洋上的脸的核电站，和两个特高压输电线路连接这些核电站大都会区。这些传输线在550 kV操作，他们将升级为1100 kV 2010是从东到西，提高传输功率。升级完成后，在550 kV电网断路器将在正常运行过程中降低了短路电流如图2所示。因此，特高压输电的引进将使公司增加在向西方向的大电力系统

的传输容量超过200以及现有的550 kV电网减少短路电流。

2.3基于高性能MOSA绝缘配合

对输电线路和变电站的经济保温设计，在系统中产生的过电压必须被抑制到一个合理的水平。图3显示了新建立的系统绝缘配合对东京电力公司超高压系统。

在输电线路和变电站过电压可以由新开发的高性能MOSAs有效控制。这是一个关键的技术，MOSA特高压绝缘配合。如图4所示，它具有优良的保护特性与残余电压1620伏（1.80 PU）20 ka，平坦V–1我特性比常规避雷器，更长的寿命和更高的放电容量高压应力下，尤其是AC-TOC。

输电线路开关被抑制在尽可能低的因为要确定一个塔的大小的主要因素是开关过电压过电压。合闸过电压抑制的接地过电压水平，不能有效地控制。

正如上面提到的，高性能的避雷器的定义是优良的保护特性，寿命长的高电压应力下的耐久性和高AC-TOC。

三、特高压输电线路和变电站概览

3.1 特高压输电线路

特高压输电线路的设计，由于走廊穿过狭窄的山区，独立的双回路结构变成了最有利的

从技术和经济的观点。这个配置是广泛应用于550 kV线路在东京电力公司。对于特高压输电线路双回路型，已成为世界第一的尝试。

确定输电线路空气间隙的主要因素是开关过电压，包括关闭，故障清除过电压的断路器操作过电压和接地故障相产生的声音。一般来说，没有控制接地过电压水平的有效手段。它只能用MOSAs附近变电站的帮助减少。另一方面，关闭和故障清除过电压可以通过在GCBs 插入电阻的有效控制。考虑到开关过电压的这些特点，东京电力公司决定设置接地过电压水平为单相接地的绝缘水平，控制合闸和故障清除过电压低于这个水平的合理。

因此，东京电力公司成功地抑制单相接地的绝缘水平1.6–1.7，低于2PU通常适用于550 kV输电线路。这些努力在空气间隙的设计允许该塔的高度，这将为按照常规500 kV绝缘技术，将减少到110米。图5显示的实际建设特高压输电线路设计概述。

3.2 特高压变电站

3.2.1特高压变电站基本要求。

有基本的和具体的，需要解决，在特高压变电站设计满足要求。针对特高压变电站，大型服务区，网络的限制和要求，生命周期成本，优化变电站的设计，八个重要的基本要求，如图6所示的确定。

的特高压变电站的可靠性将直接影响到整个网络的可靠性。一般从特高压变电站的观点，完整的GIS和GIS（地理信息系统）是适合的混合与空气绝缘开关装置（AIS）因为主电路接触部分在GIS的限制。但适合GIS /地理信息系统或AIS取决于各种因素，如海拔，污染的严重程度（沿海/工业），土地供应和施工成本，设备成本，维修成本，并与技术等方面的经验

图7显示一个特高压变电站的设备和系统要求。有许多不同的要求与550 kV系统相比。

在特高压变电所提供的设备是专业，可分为三个主要方面，即对开关设备的要求。这些都是：（1）的可靠性和传输线的尺寸减小的改进

输电线路的优化

一个减少输电线路塔径的方法是减少和控制开关过电压。这可以通过安装在传输线和在GCBs关闭和开启电阻两端MOSAs实现插入。

确保在高速重合闸的可靠性

高速重合闸，提高了系统的可靠性。这是通过引入一个模型来保证二次电弧灭绝了。还有另一种已知的方法使用一种四足器。然而，在双回路输电线路，采用多相重合闸系统的情况下，它是很难选择一个反应堆的能力，减少二次电弧电

流有效地为所有的故障模式。在这种情况下，模型可以应用。

（2）的可靠性和紧凑的变电站的改进

减少绝缘水平

影响绝缘水平应用闪电绝缘和DS潮高性能MOSAs和决策支持系统以及电阻

总线配置

为了保持可靠性和变电站的布置紧凑，双总线和四总线连接系统（双总线系

统）和一个半断路器总线系统（总线系统可以采用1+1／2CB）。

（3）设备的体积和重量减少

紧凑的设备

的安装空间和环境和抗震性能改进的减少可能是通过选择完整的GIS和GIS 解决方案的实现。

四、结论

在本文中，特高压输电系统的构造设计和特高压输电线路的必要性进行了综述。

在东京电力公司的电力系统，几个大型发电站的位置从拥挤的都市区在偏远地区，那里的电力需求是非常集中的。特高压系统的容量为3–4倍550 kV输电线路，实现了长距离、大容量输电。

降低特高压系统的建设成本，这是设计输电塔结构更加紧凑，重要的。确定塔的大小的主要因素是开关过电压的系统，包括关闭，打开生成的，和接地故障过电压。这些缓慢的前面上的过电压传输线可以有效地抑制由MASAs和GCBs与关闭/开启电阻。

针对特高压变电站在东京电力公司规模大，它们位于山区，所以他们必须尽可能紧凑以满足安装空间的限制。

变电站设备的绝缘设计，主要的过电压雷电过电压，高性能避雷器安装在适当的位置。

VFTO水平由于DS开关可能会超过LIWV水平从而影响变电站设备的尺寸。同时陡度/频率和潮VFTO的数量应在内部瞬态振荡变压器绕组或故障对系统的控制和保护作用。最好是采用DS与固定绝缘可靠性对VFTO电阻。

有许多技术和经济方面的考虑是对特高压变电站。最好的技术和经济优化的具体条件和程序，计划开发一个超高真空系统要求彻底的分析实现。

特高压变电站电气施工图纸审查要点20170210

特高压变电站电气施工图纸审查要点 1.前言 施工图纸是施工和验收的主要依据之一。为使验收人员充分领会设计意图、熟悉设计内容、正确对施工进行旁站监督和验收，确保施工质量，必须在开工前进行图纸审查。对于施工图中的差错和不合理部分，应尽快解决，保证工程顺利进行。 2.施工图纸审查的重点是： a）施工图纸与设备、原材料的技术要求是否一致。 b）施工的主要技术方案与设计是否相适应。 c）图纸表达深度能否满足施工需要。 d）构件划分和加工要求是否符合施工能力。 e）扩建工程的新老站及新老系统之间的衔接是否吻合，施工过渡是否可能。除按图面检查外，还应按现场实际情况校核。 f）各专业之间设计是否协调。如设备外形尺寸与基础设计尺寸、土建和电气对建（构）筑物预留孔洞及埋件的设计是否吻合，设备与系统连接部位、管线之间、电气之间相关设计等是否吻合。 g）设计采用的四新（新材料、新设备、新工艺、新技术）在施工技术、机具和物资供应上有无困难。 h）施工图之间和总分图之间、总分尺寸之间有无矛盾。 i）能否满足生产运行对安全、经济的要求和检修作业的合理需要。 J）设备布置及构件尺寸能否满足其运输及吊装要求。 k）设计能否满足设备和系统的启动调试要求。

1）材料表中给出的数量和材质以及尺寸与图面表示是否相符。 m）补充图例符号及主要设备表应注明主要设备名称、型号、规格、单位、数量。 3.施工图纸电气部分审查 3.1电气一次设备 3.1.1、对于主变压器、高压电抗器中性点接地部位应按绝缘等级增加防护措施。 3.1.2、设备预埋件及构支架预留螺栓孔应与设备固定螺栓规格相匹配。 3.1.3、对随设备支柱一体加工的隔离开关机构箱固定基座误差提出要求，以保证隔离开关垂直拉杆的垂直度。 3.1.4、电抗器室（BOX-IN）母线支柱瓷瓶爬电比距应满足该地区污秽等级的爬距要求。防雨、驱潮、观测设施应能满足运维要求。 3.1.5、各构件建成尺寸应能满足安规中设备不停电时的安全距离之相关要求。 3.1.6、设备支架柱（杆）头板的几何形状与尺寸，不得影响电缆穿管与设备接线盒的连接；混凝土环形杆杆头板加筋肋的位置不得影响接地扁铁的焊接。 3.1.7、设备支架柱（杆）的基础应不影响操作机构箱电缆穿管的顺畅穿入。 3.1.8、明确随设备成套供货的支架加工误差标准，防止现场安装增加垫片。

110kV变电站的运行与维护

110kV变电站的运行与维护 【摘要】在变电站的日常工作中，确保变电站设备的运行安全是一项十分重要的内容，设备的安全运行是保证电网合格的前提条件。在使用变电站设备的过程中，工作人员要注意规范操作，这样有利于提升变电站的供电安全的能力，延长变电站设备的使用寿命，促进人们生活水平的提高。因此，对110kV 变电站的运行情况进行了分析，并探讨了110kV 变电站的维护措施，对110kV 变电站的运行与维护进行了研究。 【关键词】110kV 变电站；设备安全；运行与维护 引言 近年来，我国的国民经济得到了快速的发展，这对我国电网规模的扩大具有一定的促进作用。变电站设备的更新换代，使电力系统的稳定性和安全性受到了人们的广泛关注。变电站是电力系统中必不可少的重要组成部分，是电力设备中控制电流、分配电能和变换电压的的电力设备，它能通过变压器对各级电压的电网进行连接。因此，变电设备的使用技术和设计方法等对变电站的发展具有直接的影响，变电设备的损坏带来的损失是巨大的，如：造成人员伤亡、经济损失和扰乱社会秩序等。所以，在日常的生活中，做好变电站

设备的运行和维护工作对110kV 变电站的正常使用和生产具有重要的意义，它同时还对电力系统的安全性能具有保障作用。 1 110kV 变电站的运行 1.1 操作方法程序化 变电站的程序化操作是指工作人员在变电站外部通过遥控操作对变电站内的设备实现控制，它能对电气设备的整个运行过程进行控制，这种操作在变电站内无人的状态下可以实现。程序化操作可以通过可控制的程序对操作步骤中比较复杂的部分进行测控和监控工作，让设备按照设定好的程序运行，达到无误操作。这种将操作方法程序化的方式，能提高工作的效率和确保任务完成的准确性[1]。 1.2 装置自动化 在目前我国电力系统中，电力装置所使用的基本都是自动化的装置。我国的电力系统已经实现了装置的自动化，微机保护的监控装置被广泛应用于电力系统的各个方面，这对确保电力系统的安全运行发挥着巨大的作用。在110kV 变电站中，自动化装置的应用对变电站的安全运行具有重要意义，自动化的微机保护装置能对设备中的故障做到及时发现和处理，同时还能对设备的运行状态进行检测，一旦出现问题就立即发出报警。110kV 变电站装置的自动化提高了设备运行的安全性和稳定性。不断对变电站内部的自动化装置的

特高压输电技术知识

特高压输电技术知识 特高压直流输电技术的主要特点 （1）特高压直流输电系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心。在送受关系明确的情况下，采用特高压直流输电，实现交直流并联输电或非同步联网，电网结构比较松散、清晰。 （2）特高压直流输电可以减少或避免大量过网潮流，按照送受两端运行方式变化而改变潮流。特高压直流输电系统的潮流方向和大小均能方便地进行控制。 （3）特高压直流输电的电压高、输送容量大、线路走廊窄，适合大功率、远距离输电。（4）在交直流并联输电的情况下，利用直流有功功率调制，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，包括区域性低频振荡，明显提高交流的暂态、动态稳定性能。 （5）大功率直流输电，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。 特高压输电与超高压输电经济性比较 特高压输电与超高压输电经济性比较，一般用输电成本进行比较，比较2个电压等级输送同样的功率和同样的距离所用的输电成本。有2种比较方法：一种是按相同的可靠性指标，比较它们的一次投资成本；另一种是比较它们的寿命周期成本。这2种比较方法都需要的基本数据是：构成2种电压等级输电工程的统计的设备价格及建筑费用。对于特高压输电和超高压输电工程规划和设计所进行的成本比较来说，设备价格及其建筑费用可采用统计的平均价格或价格指数。2种比较方法都需要进行可靠性分析计算，通过分析计算，提出输电工程的期望的可靠性指标。利用寿命周期成本方法进行经济性比较还需要有中断输电造成的统计的经济损失数据。 一回1 100 kV特高压输电线路的输电能力可达到500 kV 常规输电线路输电能力的4 倍以上，即4-5回500 kV输电线路的输电能力相当于一回1 100 kV输电线路的输电能力。显然，在线路和变电站的运行维护方面，特高压输电所需的成本将比超高压输电少得多。线路的功率和电能损耗，在运行成本方面占有相当的比重。在输送相同功率情况下，1 100 kV线路功率损耗约为500 kV线路的1/16左右。所以，特高压输电在运行成本方面具有更强的竞争优势。 特高压知识问答（17） 问：交流特高压电网电气设备的绝缘有什么特点，其影响因素是什么？ 答：现代电网应具有安全不间断的基本功能。实践表明，在全部停电事故中，输电线路和变电站电气设备的绝缘闪络或击穿是最主要的原因。因此，为了保证电网具有一个可接受的可

变电站电气安装施工组织设计

110kV变电站施工组织设计 1、工程概况和特性 1.1工程范围及内容： 1. 1.1郑州设计院设计图纸范围内某110kV变电站高低压电气设备安装。 室外高压设备安装：导线安装；避雷针安装；主变压器安装3台；龙门架安装6架及变压器中心点接地隔离开关；中性点避雷器安装。 室内高压设备安装：母线、支柱绝缘子及套管安装；高压成套开关柜安装；电容器电抗器安装；消弧柜、控制柜安装；一次电缆敷设。 低压电气设备安装：母线、支柱绝缘子及套管安装；低压成套配电屏安装。 控制室设备安装：整流装置安装；蓄电池组安装；二次回路结线；二次电缆敷设；控制、保护、信号屏台安装。

接地装置安装：接地装置安装； 站内防火部分：消防设施系统安装； 以上安装设备应做的所有试验。 1.1.2 110kV 变电站与高低压供电线路的安装对接。 2.1特性：主变压器SFSZ10-2000/110，容量比：100%/100%/100% YN,YO,d11；kV . 3.6%5.2 3335%25.111088?±?± ； 2、施工现场组织机构 为了确保工程质量、高效、有序的工作，本工程实行项目机构负责制。成立110kV 某变电站新建工程项目管理部。项目经理部的人员由公司各职能部门选派的工作骨干组成，在项目部中承担相应的工作。对于不能胜任工作或玩忽职守的人员，监理工程师有权提出撤换要求，项目部应根据监理工程师的要求从速完成人员撤换。项目经理部设项目经理、项目总工各一人，下设电气试验室、变电安装班、配电安装班，全面负责工程施工。 2.1 组织机构关系图 见附图一。 2.2 工程主要负责人简介 见附项目经理表。 3、施工方案 3.1 施工准备阶段 3.1.1 技术准备 1）组织相关的专业技术人员进行施工图会审；

国内外特高压输电技术发展情况综述

国内外特高压输电技术发展情况综述 （一） 调研题目：关于特高压输电技术国内外发展情况的调研报告 调研目的：通过认真分析和研判从检索、查询、索取等多渠道获得大量的技术文献，掌握了特高压输电技术国内外的发展情况，据此完成本调研 报告，为我省未来特高压的规划发展提出相关建议。 编写人员：何旭东、王瑗、刘斌蓉 调研时间：2005.4. ~2005.9 调研地点：成都 1.背景 自从电能作为人们生活中廉价而又清洁的能源以来，随着电网的不断发展壮大，输电电压经历高压、超高压两个发展阶段，目前又跨入了特高压输电的新的历史时期。这种发展标志着我国综合实力的不断提高，电力行业技术水平的提高。近来，由于石油价格的暴涨，1993年11月在宜昌召开的中国电机工程学会电力系统与电网技术综合学术年会上发表《关于着手开展特高压输电前期科研的建议》以来，各方面的人士对特高压输电技术给予了高度的关注。 那么何谓特高压输电呢？特高压输电系指比交流500kV输电能量更大、输电距离更远的新的输电方式。它包括两个不同的内涵：一是交流特高压（UHC），二是高压直流（HVDC）。具有输电成本经济、电网结构简化、短路电流小、输电走廊占用少以及可以提高供电质量等优点。根据国际电工委员会的定义：交流特高压是指1000kV以上的电压等级。在我国，常规性是指1000kV以上的交流，800kV以上的直流。 我们国家是在何种情形下进行特高压研究的呢？不妨从如下几个方面来看： 从能源利用上来说，看国际上常以能源人均占有量、能源构成、能源使用效率和对环境的影响，来衡量一个国家的现代化程度。目前我国人均年消耗的能源水平很低，如果在21世纪中叶赶上国际中等发达水平，能源工业将要有大的发展。据最近召开的世界能源第十七次会议预测，世界能源工业还要进一步发展，到2030年，世界的能源产量将翻一番；到21世纪末再翻一番，其中主要集中在中国、印度、印尼等发展中国家。我国电力将在未来15～20年内保持快速增长，根据我国电力发展规划，到2003年、2010年、2020

变电站电气施工方案

象州县马坪乡变电站35KV扩建工程 电气施工方案 编制：许朝威 审核： 批准： 编制单位：广西建工集团第二建筑设备安装工程有限责任公司 编制日期：2010年12 月10日

电气部分 目录 一、编写依据 (2) 二、工程概况 (3) 三、施工组织措施 (3) 四、技术标准 (4) 五、资源的要求： (26) 六、环境保护措施 (28) 七、附录： (30)

一、编制依据 有关施工图。 现行的国家和地方的建筑施工设备安装有关规范、规程标准。 本企业的施工技术水平、管理水平及成功经验。 二、工程概况 工程内容及建设规模：电压等级：35KV、10KV两个电压等级；主变压器：新增35KV 主变压器1台，容量5000KV A，迁移10KV A主变一台；新建35KV主变进线间隔一个，改造35KV出线间隔1回，改造10KV出线6回（配电装置柜共和制面）迁移户外布置成套无功补偿装置1套；新增二次设备共6面柜，扩建变电场地455平方米，建设改造变电站设备配套基础及电气主控室外座、10KV高压室1座；工程性质为改造。 三、施工组织措施 （1）组织机构 为了提高施工管理水平，本工程实行项目法施工。成立“象州35KV 变电站改造工程项目部”，代表公司对本标准实施全方位管理。经公司办公会议决定，项目部管理机构由公司具有施工组织、管理和技术管理能力的骨干力量组成。同时，为了保证工程管理的延续性和有效性，相关人员在施工过程中始终坚持现场工作，不兼职，不调换。 项目经理：蓝继壮 项目负责人：周嵩霖 工作负责人：刘强明 安全员：蒋波 技术负责人：许朝威 施工人员：李玉林、廖祖辉、李荣贝等 （2）责任分工 职责和权限 1、项目经理 1）接受建设单位指挥部管理及总公司的领导，认真贯彻执行国家的政策、法规、法令和国家电力公司关于送变电建设工程的有关文件规定。 2）贯彻执行公司质量方针、安全生产方针，确保工程质量目标和安全目标达到本《纲要》的规定。 3）负责建立与工程质量管理和安全管理体系相适应的组织机构，明确其职责和权限。 4）组织制定和落实生产管理、经营管理、安全管理、质量管理、技术管理和文明施工管理的管理制度，推进管理标准化。 5）负责协调与相关供电局关系，联系停送电工作。 6）自觉维护业主、企业和职工的合法权益，完善经营机制，确保业主的合理要求和公司下达的各项经济技术指标的全面完成。 7）合理配置资源，确保工程按期竣工和投产。 2、项目技术负责人 1）在项目经理的领导下，对本工程的技术、质量和安全工作全面负责。 2）施工期间必须保障供电安全可靠，制订科学严密的施工组织计划，确保工程达到优质工程，并按期完工，满足业主的要求。

变电站运行管理规范

变电站运行管理规 范 1

变电站运行管理标准 (试行) 前言 按照公司管理思想现代化、管理制度规范化、管理手段信息化、管理机制科学化的要求,为指导和规范公司变电站的运行管理工作,实现变电站运行管理标准化、科学化、现代化,确保电网的安全、稳定、可靠运行,特制定本标准。 本标准适用于公司有人值班变电站的运行管理。 本标准由生产技术部提出、起草、归口并解释。 本标准主要编写人员: 本标准主要审核人: 执行中的问题和意见,请及时反馈至生产技术部。 1、范围 本标准明确了公司有人值班变电站的主要业务及工作规范。 本标准适用于公司有人值班变电站的运行管理。 2、规范性引用文件 下列文件中的条款经过本标准的引用而成为本标准的条款。 2.1<电业安全工作规程>(发电厂和变电所电气部分)(DL 408-91) 2.2<变电运行管理标准>(QB/CSG 2 0001- ) 2

2.3<电气工作票实施细则> 2.4<变电站电气操作票实施细则 > 3、术语和定义 3.1变电站运行人员:指具体负责变电运行业务、变电站运行管理的生产人员。 3.2设备维护:指为维持设备正常运行工况,对运行设备所采取的除检修、技术改造外的检查、维修、试验、保养等工作。 3.3设备缺陷:指运行或备用的设备、设施发生异常或存在的隐患。这些异常或隐患将影响:人身、电网和设备安全;电网和设备的可靠、经济运行;设备出力或寿命;电能质量。 3.4设备状态评价:指依据设备运行状态信息,进行科学的综合分析,确定设备当前健康状况,为设备检修提供依据。 4、总则 4.1贯彻”安全第一、预防为主、综合治理”的方针,遵循”保人身、保电网、保设备”的工作原则,以控制异常和未遂、不发生轻伤和障碍为班组安全目标,以设备运行管理为核心,开展变电运行管理业务。 4.2本标准明确变电站运行人员是变电站电气设备运行管理的主体,对变电站电气设备的安全运行负责。 4.3本标准凡与上级有关标准和规定有抵触的地方,应按上级有关标准和规定执行。 3

中国特高压交流输电线路的现状及发展(自撰)

中国特高压交流输电线路的现状及发展 我国电力的建设当中。特高压输电能同时满足电能大容量、远距离、高效率、低损耗、低成本输送的基本要求，而且能有效解决目前500kV 超高压电网存在的输电能力低、安全稳定性差、经济效益欠佳等方面的问题，所以，建设特高压电网已经成为我国电力发展的必然趋势。 电力系统。电力系统中输送和分配电能的部分称为电力网，电网是电 电网是电能传输的载体，在发电厂发出电能后，如何将电能高效地传送给用户，就成为电网的主要功能。在对电力系统以及电网的基本概念及要求全面的了解的基础上，通过查阅资料了解我国特高压输电线路的发展现状以及我国引入特高压的必要性。特高压的英文缩写为UHV。在我国，特高压是指交流1000千伏及以上和直流正负600千伏以上的电压等级。特高压能大大提升我国电网的输送能力。 不同电压等级的输电能力 理论上，输电线路的输电能力与输电电压的平方成正比，与输电线路的阻抗成反比。输电线路的输送能力可以近似估计认为，电压升高1倍，功率输送能力将提高4倍。考虑到不同电压等级输电线路的

阻抗变化，电压升高了1倍，功率输送能力将大于4倍。表1—1给 出了以220kV输电线路自然功率输电能力为基准，不同电压等级，从高压、超高压到特高压但回输电线路自然功率输电能力的比较值。 注：以220kV线路输送自然功率132MW为基准同样，输电线路的输送功率与线路阻抗成反比，而输电线路的阻抗随线路距离的增加而增加，即输电线路越长，输电能力越小。要大幅提高线路的输电能力，特别是远距离输电电路的功率输送能力，就必须提高电网的电压等级。电网的发展表明，各国在选择更高一级电压时，通常使相邻两个输电电压之比等于2。特大容量发电厂的建设和大型、特大型发电机组的采用，可以产生更大规模的效益。他们可以通过输电网实现区域电网互联，可在更大范围内实现电力资源优化配置，进行电力的经济调度。 1 、特高压电网的发展目标 发展特高压输电有三个主要目标：(1)大容量、远距离从发电中心(送端)向负荷中心(受端)输送电能。(2)超高压电网之间的强互联，形成坚强的互联电网，目的是更有效地利用整个电网内各种可以利用的发电资源，提高互联的各个电网的可靠性和稳定性。(3)在已有的、强大的超高压电网之上覆盖一个特高压输电网目的是把送端和受端之间大容量输电的主要任务从原来超高压输电转到特高压输电上来，

变电站电气设备安装安全技术交底

********110kV变电所电气安装工程 安全技术措施交底 ******兴电力工程建设有限公司

主管：审核：编制：交底人: 接受人:

********110kV变电所电气安装及调试工程 安全技术交底 一、工程概况及特点 （一）工程概况： 1.1 主变压器部分：安装主变压器2台，容量40000kVA，及中性点隔离开关、 电流互感器、避雷器安装； 1.2 110kV配电装置： 110kV GIS（SF6）组合电器7组； 1.3 电容器：框架式电容器组4组 1.4 10kV开关柜，交、直流屏：10kV主变进线柜2台，＃2主变进线隔离柜1 台、＃2主变Ⅳ段进线柜1台，10kV馈线柜20台、10kV电压互感器柜3 台，10kV 电容器柜4台，10kV 母联柜1台、10kV I、 II段母联刀闸柜 1台，10kV 接地变柜2台， 10kV 所用变柜2台，Ⅲ、Ⅳ段母联刀闸 柜1台，10kV封闭母线桥2套，10kV穿墙封闭母线桥2套，10kV穿墙套 管6只 1.5 综合自动化系统：变压器保护测控屏1台，备投及充电保护测控屏1台， 10kV馈线保护测控装置12台，10kV电容器保护测控装置。 二次部分为以上电气设备相应的控制、保护系统。 （二）工程特点： 本所为无人值守变电所，由****电业局调度中心通过远动主站对本站主 要电气设备进行监察，控制。本所设微机监控系统，不设常规监控屏或 模拟屏。有关人员可在本所内通过布置在控制室内的工程师站对主要电 气设备进行调试、检修、维护。在施工中应严格遵守《电力建设安全工 作规程》（变电所部分）等有关规定，将安全施工作为头等大事来抓。 二总的要求： 1、设备及器材到达现场后，应检查包装及密封是否良好；而后开箱检查清点，认真核对设备、器材、有关技术参数、尺寸是否符合设计要求，发现问题，及时反馈给设计部门；检查设备及器材是否符合国家现行技术标准的规定，有否合格证及铭牌，发现问题，应及时向公司领导汇报。

变电站运行规程

变电站运行规程

变电站运行规程

第一章总则 第一节本规程编写依据和适用范围 第一条本规程依据： 1. 部颁电力工业技术管理法规。 2. 部颁电业安全工作规程《发电厂和变电所电气部分》 3. 部颁电气事故处理规程。 4. 部颁电力变压器运行规程。 5. 部颁蓄电池运行规程。 6. 部颁继电保护及自动装置运行管理规程。 7. 部颁电气设备预防性试验规程。 8. 省、中调、地调度规程。 9. 其它有关规程制度技措及技术资料。 第二条本规程的目的： 1. 为各变电站的值班人员规定出设备正常运行的方式。 2. 倒闸操作及事故处理的原则对现场运行值班工作起指导作用。 3. 对各变电站值班人员起技术培训作用。 第三条适用范围： 1. 全体运行值班人员均应严格按照本规程之规定运行进行设备的运行、维护和事故处理工作。 4. 变电站班长每周至少对本站设备全部巡查一次。

5，设备专责人对所辖设备每月最少一次全面检查。 二、设备巡视检查项目： 1. 瓷质表面应清洁，无破损、裂纹、无放电痕迹、无结冰情况。 2. 注油设备的油色、油位应正常，无渗漏，铁质外壳无变形或破损，吸潮剂无变色。 3. 设备无异音、臭味、变色、发热、冒烟及其它异常现象。 4. 导线无过紧、过松现象，无落挂物、烧伤断股情况。接头应紧固，试温片不应熔化，雨天无水汽蒸发现象. 接头及连接处温度不得超过70℃。雪天无融雪现象。 5. 所有仪表、信号、指示灯、压板、插头、设备位置指示器应与运行要求相符。 6. 变压器冷却装置是否正常。检查变压器的油温、瓦斯继电器的油面和连接的油门是否正常，防爆管的隔膜是否完整无损。 7. 油开关安全阀是否良好，避雷针及其它架构，基础应无倾斜，地基无塌陷现象。设备外壳应接地良好，避雷器放电记数器是否动作。 8. 设备加热应按要求投解，分线箱门应关好，防止进水、潮气及小动物。 9. 主控室、配电室、所用变室的门、窗、门栓应良好，照明应充足，温度<室内)要适宜。 10. 蓄电池运行，单电池电压、比重应正常，温度要适宜，直流母线电压和浮充电流应符合要求。备用电池约放电电流要符合要求，维护直流母线电压要调整电池端电池电压调整器。

特高压交流输电技术

. .. . 特高压交流输电技术

目录 一．特高压的特征 (1) 二．特高压交流输电的功能与优点 (1) 三．国外特高压交流输电的发展 (4) 3.1 国外特高压交流输电发展概 况 (4) 3.2我国特高压交流输电发展过 程 (4) 四．特高压交流输电中的若干技术问题 (5) 4.1 潜供电弧及其熄灭 (5) 4.2 特高压交流线路的防雷保护 (5) 4.3 特高压交流输电系统中的操作过电

压 (6) 4.4 特高压交流输电的环境影响问题 (7) 五．见解与认识 (7)

一．特高压的特征 交流输电电压系列被划分成几段，分段的原则应该是每一段都要有区别于其他各段的特征，从一段到另一段必须要有“质”的变化，否则分段就没有意义了。 将交流输电电压按如下格式加以分段： ●1kV以下——低压(LV)； ●1kV~220kV——高压(HV)； ●220kV以上~1000kV以下——超高压(EHV)； ●1000kV及以上——特高压(UHV)。 “特高压”区别于“超高压”的特征。 (1)空气间隙击穿特性的饱和问题。空气间隙的长度达到一定程度时（例如 5-6m以上），它在工频电压和操作过电压的击穿特性开始呈现出“饱和 现象”，尤以电气强度最低的“棒-板”气隙在正极性操作冲击波作用下 的击穿特性最为显著。 (2)环境影响问题的尖锐化，是特高压区别于超高压的另一重要特征。随着 输电电压的提高，线路周围的电场强度也增大了，不过特高压输电线路 不仅产生强电场，而且也引发一系列别的环境影响问题，诸如 ●强电场和强磁场的生理生态影响； ●无线电干扰和电视干扰； ●可闻噪声； ●线路走廊问题； ●对周围景色和市容的影响。

我国特高压交流输电线路发展现状与前景分析

【慧聪机械工业网】我国已经进入了大电网、大机组、高电压、高自动化的发展时期。随着经济的快速发展，电力需求也在快速增长，特高压输电逐渐进入到我国电力的建设当中。特高压输电能同时满足电能大容量、远距离、高效率、低损耗、低成本输送的基本要求，而且能有效解决目前500kV超高压电网存在的输电能力低、安全稳定性差、经济效益欠佳等方面的问题，所以，建设特高压电网已经成为我国电力发展的必然趋势。发电厂、输电网、配电网和用电设备连接起来组成一个整体，称之为电力系统。电力系统中输送和分配电能的部分称为电力网，电网是电能传输的载体，它包括升、降压变压器和各种电压等级的输电线路。电网是电能传输的载体，在发电厂发出电能后，如何将电能高效地传送给用户，就成为电网的主要功能。在对电力系统以及电网的基本概念及要求全面的了解的基础上，通过查阅资料了解我国特高压输电线路的发展现状以及我国引入特高压的必要性。 特高压的英文缩写为UHV。在我国，特高压是指交流1000千伏及以上和直流正负600千伏以上的电压等级。特高压能大大提升我国电网的输送能力。 第1页:无分页标题!第2页:无分页标题!第3页:无分页标题!第4页:无分页标题! 一、电力系统组成及电网的主要功能 1、电能的基本概念 电能是现代社会中最重要、也是最方便的能源。电能具有许多优点，它可以方便的转化为别种形式的能，例如，机械能、热能、光能、化学能等;它的输送和分配易于实现;它的应用模式也很灵活。因此，电能被极其广泛的应用于农业，交通运输业，商业贸易，通信以及人民的日常生活中。以电作为动力，可以促进工农业生产的机械化和自动化，保证产品质量，大幅度提高劳动生产率。 2、电力系统的概念、特点及其运行的要求 发电厂、输电网、配电网和用电设备连接起来组成一个整体，称之为电力系统。电力系统与其它工业系统相比有着明显的特点，主要有以下几个方面：(1)结构复杂而庞大。一个现代化的大型电力系统装机容量可达千万千瓦。世界上最大的电力系统装机容量达几亿千瓦，供电距离达几千公里。电力系统中各发电厂内的发电机、个变电站中的母线和变压器、各用户的用电设备等，通过许多条不同电压等级的电力线路结成一个网状结构，不仅结构十分复杂，而且覆盖辽阔的地理区域。(2)电能不能存储，电能的生产、输送、分配和消费实际上是同时进行的。电力系统中，发电厂在任何时刻发出的功率必须等于该时刻用电设备所需的功率、输送和分配环节中的功率损失之和。(3)电力系统的暂态过程非常短促。电力系统从一种运行状态到另一种运行状态的过渡极为迅速。(4)电力系统特别重要，电力系统与国民经济的各部门及人民日常生活有着极为密切的关系，供电的突然然中断会带来严重的后果。根据电力系统的这些特点，对电力系统运行的基本要求如下。(1)保证安全可靠的供电，供电中断会使生产停顿、生活混乱甚至危及人身和设备安全，造成十分严重的后果。停电给国民经济造成的损失远超过电力系统本身的损失。因此电力系统运行的首要任务是安全可靠的向用户供电。(2)要有合乎要求的电能质量，电能质量以电压、频率以及正弦交流电的波形来衡量。电压和频率过多的偏离额定值对电力用户和电力系统本身都会造成不良影响。这些影响轻则使电能减产或产生废品，严重时可造成设备损坏或危及电力系统的安全运行。(3)

变电站运行制度及管理规程规定

变电站运行制度及管理规程规定 1、站长职责 2、值班长职责 3、值班员职责 4、防止小动物管理制度 5、事故预防处理制度 6、安全活动制度 7、设备验收制度 8、设备运行制度 9、要害场所管理制度 10、消防管理制度 11、GIS封闭组合电器运行操作规定 12、KYN28—12开关设备操作程序 13、设备巡回检查制度 14、交接班制度 15、电容器运行规程 16、设备定期试验机轮换制度 17、设备缺陷管理制度 18、变电站微机监控工作规定 19、变电站停送电制度和操作规程

站长职责 第一条站长是全站的负责人，对本站的安全经济运行，设备管理等工作负全名领导责任，组织全站职工完成上级交给的全 部任务。 第二条组织本站的政治.业务学习，关系职工生活，搞好站内团结，带领全站人员认真贯彻执行各项规章制度，严格履行岗位 责任制，对运行人员工作质量进行考核。 第三条将强安全教育，主持安全日活动，开展季节性安全大检查，安全性评价，危险电分析等工作，参与本站事故调查分析， 主持障碍，异常和运行的分析会。 第四条结合新设备.新技术的运用，组织全站人员加强业务学习，全名提高职工技术素质。 第五条每月至少跟班一次，掌握设备运行状况和人员行为规范的执行情况。抓好安全经济运行分析.电能质量分析.可靠性 分析等工作和设备定级全线管理，设备验收和新设备投用 前的准备工作，组织或参与验收。 第六条组织较大停电和较复杂操作的准备工作，并现场监督。 第七条组织编写.修改现场运行规程和典型操作票，并检查执行情况，抓好培训工作和本站微机管理工作。 第八条定期组织人员对安全器具.消防.通讯.生活等设施进行检查，组织做好全站设备维护及文明生产工作 第九条制定切实可行的考核方法，落实各级岗位责任制，并公开.

特高压输电技术简介

特高压输电技术简介 一．特高压输电技术 特高压(ultra high voltage) 电网是指交流1000kV、直流正负800kV及以上电压等级的输电网络。 特高压交流输电技术的研究始于60年代后半期。当时西方工业国家的电力工业处在快速增长时期，美国、前苏联、意大利、加拿大、德国、日本、瑞典等国家根据本国的经济增长和电力需求预测，都制定了本国发展特高压的计划。美国、前苏联、日本、意大利均建设了特高压试验站和试验线段，专门研究特高压输变电技术及相关输变电设备。 前苏联从70年代末开始进行1150kV输电工程的建设。1985年建成埃基巴斯图兹－科克切塔夫－库斯坦奈特高压线路，全长900km，按1150kV电压投入运行，至1994年已建成特高压线路全长2634km。运行情况表明：所采用的线路和变电站的结构基本合理。特高压变压器、电抗器、断路器等重大设备经受了各种运行条件的考验，自投运后一直运行正常。在1991年，由于前苏联解体和经济衰退，电力需求明显不足，导致特高压线路降压至500kV运行。 日本是世界上第二个采用交流百万伏级电压等级输电的国家。为满足沿海大型原子能电站送电到负荷中心的需要并最大程度地节省线路走廊，日本从1973年开始特高压输电的研究，不仅因为特高压系统的输电能力是500kV系统的4～5倍，而且可解决500kV系统短路电流过大难以开断的问题。对于输电电压的选择，日本在800kV至1500kV之间进行了技术比较研究，通过各方面的综合比较，选定1000kV作为特高压系统的标称电压。目前已建成全长426km的东京外环特高压输电线路。为保证特高压系统的可靠运行，日本建设了盐原、赤城两个特高压试验研究基地，运行情况良好，证明特高压输变电设备可满足系统的可靠运行。 国外的试验及实际工程运行结果表明：在特高压输电技术上不存在难以解决的技术难题，输电技术和输电设备的科研成果可满足和适应工程需要。只要有市场需要，特高压输电工程可随时启动。 我国是从1986年开始立项研究交流特高压输电技术。前期研究包括国内外特高压输电的资料收集与分析，内容涉及特高压电压等级的论证、特高压输电系统、外绝缘特性、电磁环境、特高压输变电设备及特高压输电工程概况等。八五

试论110kv变电站电气设备安装要点

试论110kv变电站电气设备安装要点 发表时间：2019-01-16T11:24:57.507Z 来源：《电力设备》2018年第26期作者：范嘉城 [导读] 摘要：变压器是我国主要变电站的核心设备。 （清远市方能电力工程安装有限公司 511500） 摘要：变压器是我国主要变电站的核心设备。在安装调试过程中，为保证变压器的质量，该核心设备是我们工程和变压器正常运行的基础，也是变电站稳定供电的基础。本文主要介绍了110千伏变电站电气安装的技术要点。 关键词：110kV；变电站；电气安装；技术要点 引言:变电站建设质量作为变电站工程不可缺少的组成部分，直接影响到变电站工程的质量。电气设备是变电站的主要组成部分，保证电气设备安装质量也是变电站安全运行的重要前提。但目前我国大型电气设备的安装技术还处于发展阶段，因为施工人员的技术能力有限，在大型电气设备的安装过程中经常出现一些问题。 一、110kV变电站安装过程中的主要工序 1.1 设备入场 设备是一个变电站未来运行良好的基础，因此设备入场检查尤为重要。设备一般分为甲供材料和乙供材料，一般来说，甲供材料主要由业主招标采购的包括变压器、开关柜、GIS、互感器、补偿装置、避雷器、站用变压器等一系列主要电气设备，乙供材料是由安装方采购的部分电缆、泵等材料。作为工程监理应首先检查到场设备是否与施工图和设备清单上的名称、型号、容量等相一致，然后着重检查以下方面。 （1）机容机貌：外观整洁，外壳、护罩无明显变形，开关、手柄完好无破损，电源线、控制线外皮无龟裂、老化，线路连接牢固，绝缘良好无裸露，机械统一编号字体整齐、美观。（2）机体结构：各部位完好齐全，机体部分无明显变形，焊接部分无开焊、裂纹，各部位连接牢固，无铁丝代替紧固螺栓或开口销。（3）安全防护装置：各种安全防护罩、壳齐全有效，限位器灵敏可靠，制动器操作灵活，制动安全可靠。（4）备件齐全。（5）技术资料齐全：产品合格证、生产许可证、使用说明书、按装手册、基础图册。 1.2 变压器安装 变压器是变电站的重要设备，因此变压器的安装更是重中之重。在土建交安、开箱检查等一系列工作检查合格之后，首先进行变压器上台作业，这一作业一般是由设备厂家人员进行作业，监理主要检查主变的就位方向、就位位置是否与图纸相符，检查本体内气体压力应为正压，压力在0.01～0.03MPa之间，检查冲击记录仪X、Y、Z三维均小于3g，并要求厂家将冲撞记录报告打印出来交由现场存放。在确认主变油、瓦斯继电器、温度继电器、套管、套管CT等附件满足检验要求后，方可进行主变本体和附件的安装和连接，同时检查各部件安装是否正确、牢固。安装检查结束后可进行抽真空检测，此时需要注意时间和真空度是否符合规程规范和设备厂家的要求，合格后方可同意进行注油，检查注油的各项程序是否与方案中所列的相符，如不符合则要求改正。静置24小时后，检查变压器各部位是否有变形，密封是否符合规范要求。 1.3 开关柜安装 开关柜是按一定的接线方案将涉及一，二次设备成套组装的一种高压配电装配。开关柜安装前一般是利用吊车平行调入生产综合楼，然后利用推车、撬棍等放入指定位置，这一过程要求我们一定要特别注意搬运过程中柜体不受碰撞同时保护真空灭弧室，须用硬板盖住真空开关顶部，防止工具、螺丝掉下砸伤灭弧室，以免骨架变形，或者薄面板碰凹，表面涂层受撞伤，影响外观，特别是装设柜顶的主母线时。同时在放入指定位置的同时测量柜体之间的间距必须保持在标准范围内。安装自配主母线时则须做到：与电器元件相连的母线，接头处应连接可靠，以免影响通流能力；电流较大时，接头须搪锡处理；裸铜与裸铜的导电接触面须涂敷防护剂（导电膏、凡士林等），以达防氧化防潮目的。柜体二次引线电缆须按指定路径敷设，不得阻碍运动件的活动，或者日后维护检测时被踩伤。柜体的接地主母线应与安装基础的预埋接地网可靠连接，确保接地的连续可靠性。 1.4 电缆敷设 电缆进行入场检查合格后可进行敷设工作。首先应检查电缆桥架的制作，桥架宜采用角钢或槽钢制作，尺寸与位置应满足设计图纸要求。电缆多层敷设时，控制电缆不宜超过三层，交流三相电力电缆不宜超过两层，强电、弱电控制电应按顺序分层配置，同时配置间距应符合规范要求。电缆弯曲半径、电缆桥架与各种管道的最小净距、电缆固定点的间距等均应满足相关要求。电缆头制作过程中除仔细按照监理细则进行旁站监理外还应注意以下几点：（1）注意每个瓷套的长度在厂家要求范围内；（2）剥除PVC及铝护管过程中注意不要伤及电缆内部结构；（3）电缆加温校支过程中严格把控温度及时间；（4）剥除压接部位的主绝缘时不得伤及主绝缘，削铅笔锥时不得伤及下部绝缘；（5）主绝缘打磨后应进行平行光检查；（6）确保应力锥和电缆绝缘表面无划痕和飞尘；（7）螺栓紧固力矩达到厂家要求。 二、变电站电气设备安装技术要点 2.1主变压器安装技术要点。主变压器作为变电站的主要设备，对投运后变电站的安全运行起着决定性的作用，由于其安装过程的复杂性和在整个电气设备中作用的重要性，故对变压器安装技术要求非常高。安装前，必须对电力变压器各个部件的绝缘强度、密封性等内容进行仔细检查。安装过程中，现场专业的施工人员必须严格按照规程规范、变压器产品技术说明书以及施工工序进行安装。安装过程中如果遇到不足应及时处理，并做好应对措施，以防安全隐患发生。 施工前，施工图纸以及施工技术资料要准备齐全，根据现场情况，作好现场监督以确保土建图纸和电气安装图纸一致。安装过程中，要确定变压器的安装工序和调试内容，并要做好安装前绝缘性能检查。具体而言，应注意三个不足： （1）变压器基础轨道应水平，轨道与轨距应配合。（2）变压器就位后应将变压器固定装置与底座焊接牢固，并将变压器本体可靠接地。（3）装有气体继电器的变压器顶盖沿气体继电器方向要有1%~1.5%的升高坡度。 2.2 BAS线路安装要求。在BAS进行布线时，要注意某些线路需要专门的导线，如BAS的通信线路、温度湿度传感器线路、水位浮子开关线路、流量计线路等，它们一般需要屏蔽线，或者由制造商提供专门的导线。电源线与信号、控制电缆应分槽、分管敷设；DDC、计算机、网络控制器、网关等电子设备的工作接地应连在其他弱电工程共用的单独的接地干线上。智能建筑中安装有大量的电子设备，这些设备分属于不同的系统，由于这些设备工作频率、抗干扰能力和功能等都不相同，对接地的要求也不同。在安装中，按下述方法进行接地：（1）电子设备的信号接地、逻辑接地、功率接地、屏蔽接地和保护接地，一般合用一个接地极，其接地电阻不大于4Ω；当电子设备的

电力系统特高压输电系统及其关键技术

Beijing Jiaotong University 特高压输电系统及其关键技术 姓名：TYP 班级：电气0906 学号：09291183 指导老师：吴俊勇 完成日期：2012.5.20

一、特高压输电简介 特高压输电指的是使用1000千伏及以上的电压等级输送电能。特高压输电是在超高压输电的基础上发展的，其目的仍是继续提高输电能力，实现大功率的中、远距离输电，以及实现远距离的电力系统互联，建成联合电力系统。 特高压输电具有明显的经济效益。据估计，1条1150千伏输电线路的输电能力可代替5～6条500千伏线路,或3条750千伏线路;可减少铁塔用材三分之一，节约导线二分之一，节省包括变电所在内的电网造价10～15％。1150千伏特高压线路走廊约仅为同等输送能力的 500千伏线路所需走廊的四分之一，这对于人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区会带来重大的经济和社会效益。特高压输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少。100万伏交流特高压输电线路输送电能的能力（技术上叫输送容量）是50万伏超高压输电线路的5倍。所以有人这样比喻，超高压输电是省级公路，顶多就算是个国道，而特高压输电是“电力高速公路”。1000千伏电压等级的特高压输电线路均需采用多根分裂导线,如8、12、16分裂等，每根分裂导线的截面大都在6 00平方毫米以上,这样可以减少电晕放电所引起的损耗以及无线电干扰、电视干扰、可听噪声干扰等不良影响。杆塔高度约40～50米。双回并架线路杆塔高达90～97米。

二、特高压输电系统及关键技术简介 特高压输电分为特高压直流输电和特高压交流输电两种形式。 1、特高压直流输电 特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。特高压直流输电的主要特点是输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。在我国特高压电网建设中，将以1000kV交流特高压输电为主形成特高压电网骨干网架，实现各大区电网的同步互联；±800kV特高压直流输电则主要用于远距离、中间无落点、无电压支撑的大功率输电工程。 1、特高压直流输电设备。主要包括：换流阀、换流变压器、 平波电抗器、交流滤波器、直流滤波器、直流避雷器、交流避雷器、无功补偿设备、控制保护装置和远动通信设备等。相对于传统的高压直流输电，特高压直流输电的直流侧电压更高。容量更大，因此对换流阀、换流变压器、平波电抗器、直流滤波器和避雷器等设备提出了更高的要求。 2、特高压直流输电的接线方式。UHVDC一般采用高可靠性 的双极两端中性点接线方式。 3、特高压直流输电的主要技术特点。与特高压交流输电技 术相比，UHVDC的主要技术特点为：

110kV变电站电气安装施工方案

110kV 变电站施工组织设计 1、工程概况和特性 1.1工程范围及内容： 1. 1.1郑州设计院设计图纸范围内某110kV 变电站高低压电气设备安装。 室外高压设备安装：导线安装；避雷针安装；主变压器安装3台；龙门架安 装6架及变压器中心点接地隔离开关；中性点避雷器安装。 室内高压设备安装：母线、支柱绝缘子及套管安装；高压成套开关柜安装；电容器电抗器安装；消弧柜、控制柜安装；一次电缆敷设。 低压电气设备安装：母线、支柱绝缘子及套管安装；低压成套配电屏安装。 控制室设备安装：整流装置安装；蓄电池组安装；二次回路结线；二次电缆 敷设；控制、保护、信号屏台安装。 接地装置安装：接地装置安装； 站内防火部分：消防设施系统安装； 以上安装设备应做的所有试验。 1.1.2 110kV 变电站与高低压供电线路的安装对接。 2.1特性：主变压器SFSZ10-2000/110，容量比：100%/100%/100% YN,YO,d11；kV .3.6%5.2 3335%25.111088 ?±?± ； 2、施工现场组织机构 为了确保工程质量、高效、有序的工作，本工程实行项目机构负责制。成立110kV 某变电站新建工程项目管理部。项目经理部的人员由公司各职能部门选派的工作骨干组成，在项目部中承担相应的工作。对于不能胜任工作或玩忽职守的人员，监理工程师有权提出撤换要求，项目部应根据监理工程师的要求从速完成人员撤换。项目经理部设项目经理、项目总工各一人，下设电气试验室、变电安装班、配电安装班，全面负责工程施工。 2.1 组织机构关系图 见附图一。 2.2 工程主要负责人简介 见附项目经理表。

变电电气安装施工方案范本

闽延分公司变电站技改工程 施工方案报审表 闽延电力工程公司分公司

施工方案（措施）报审表 编号：

本表一式三份，由承包商填报，项目法人、项目监理部、承包商各存一份。 变电站技改工程

施工方案 审批： 审核： 校核： 编制： 闽延电力工程公司分公司 2011年7月27日 目录 第一部分 1.1 工程概况 (4) 1.2 施工项目 (4) 1.3 施工流程 (5) 1.4 前期准备工作： (6) 第二部分

2.1 组织措施 (6) 2.2 技术措施 (7) 2.3 安全措施： (7) 2.4 施工中的危险点分析及预控 (8) 第三部分 3.1 施工时间： (9) 3.2 施工地点： (9) 3.2 施工步骤及进度安排 (9) 第四部分 4.3 继电保护装置调试方案 (22) 4.3.1 继电保护调试项目 (22) 4.3.2 调试注意事项 (22) 浦城35KV永兴变电气安装工程施工方案 第一部分 一、工程概况 1、为了加强浦城永兴的电网建设，满足电力负荷日益增长的需要，保证用电质量及供电的可靠性，将把永兴35KV变电站进行技改，扩为三个间隔。 2、本工程建设规模：把原间隔设备拆除（主变及主变低压侧开关不拆除），

户外35KV配电装置：安装山下线、鼓楼线、临江线三个间隔，母设一个间隔，35KV母线二段，隔离开关共8台，断路器3台，避雷器4组，线路电压互感器3台，母线电压互感器3台。 3、本次工程共敷设电缆总长3500米。 4、本变电站按浦本电气工程由南平电力勘察设计所设计，施工由闽延浦城分公司电气安装队负责。 5、本施工方案只适用于本次施工。 二、施工项目 三、施工流程 1、工作负责人办理安全施工作业票。 2、工作负责人讲明工作任务、工作地点、危险点、安全措施和安全注意事 项。 3、一、二次设备按设计要求进行盘位安装。计量对CT、PT进行试 验。 4、试验，二次接地铜排敷设