串补和可控电抗器在特高压电网的应用

2009特高压输电技术国际会议论文集 1

串补和可控电抗器在特高压电网的应用

周勤勇，李晶，秦晓辉，郭强

(中国电力科学研究院，北京海淀区清河小营东路15号 100192)

摘要：2008年底，特高压交流实验示范工程顺利投产标志着我国电网技术取得了历史性的突破，电网发展进入一个全新阶段。与现有电网相比，特高压电网将实现更远距离、更大容量、更低损耗的电力输送。我们国家的能源资源分布决定了未来我国大火电、大水电基地基本都远离负荷中心，长距离（大于400公里）、大容量（规模在千万千瓦以上）输送的特征将更加突出。在特高压电网的规划中，我们也发现了由于特高压这种特征使得部分输电通道能力受到一定的限制：部分送电通道输送能力受到暂态稳定的限制；限制过电压要求的高补偿度高抗，与输送大功率对容性无功的需求形成矛盾，远距离送电通道电压支撑能力相对不足。借鉴500kV 电网发展经验，对于上述问题，采用串补、可控电抗器是较好的解决方案之一。 关键词：特高压;串补;可控电抗器

1 串补在特高压电网的应用

1.1 串补应用规划探讨

固定串补的主要作用是通过降低线路的电抗，以降低线路的电压降和减小两端电压相角差，从而提高输电系统动态和暂态稳定裕度，为大功率传输创造有利条件。因此，在现有特高压规划中，在不增加输电走廊的情况下，通过在长距离线路安装串补，满足功率输送需求。

经初步分析，与锡盟外送类似，蒙西、陕北、川西等通道也需要安装串补以提高输电能力，满足外送需求。上述通道在同样考虑了40%串补度后，各通道的特高压线路平均输送功率都在400万千瓦以上。平均每回线路输电能力提高100万千瓦，提高比例在约25%，效果非常明显。

表1 加装串补后主要电源基地外送通道输电极限功率

电源基地

最长线路长度 （公里）

加装40%串补后通道输

送能力

锡盟 480

1670万千瓦，平均420

万千瓦/回

蒙西、陕北、靖边 470

5200万千瓦，平均470

万千瓦/回

川西 430

超过2400万千瓦，大于480万千瓦/回

上述串补工程已经纳入2020年特高压电网规

划，作为规划方案研究的基础条件。考虑上述串补，一方面提升了特高压线路的输送能力，从而提高了特高压线路的效率和运行经济性；另一方面延缓或 避免了新特高压通道的建设，为未来电网的发展预留了空间。串补安装时机与特高压工程输送功率需求紧密相关，从目前规划成果来看，上述串补的安装时间都应在2015－2020年间，但并不排除对串补工程的需求提前，因此应尽早开展研究，进行技术储备。

1.2 串补设备基本方案

以锡盟~北京东线路安装40%串补为例，特高压串补应用系统条件为：线路长度480km；应用系统额定电压1050kV。线路的电抗按照0.262Ω/km 考虑，补偿度为40%的特高压常规串补，主要参数如下：

基本容抗：XC＝50.304Ω 额定电流：IN=6.0kA 额定电压：UN=301.8kV

三相额定容量：QCN=5432.8MVar

由于串补容量较大，纵向电压过高，可能对设备研制及绝缘带来较大压力，可以考虑串补分两段各20%安装在线路两侧。分段后单段串补主要参数如下：

基本容抗：XC＝25.152Ω 额定电流：IN=6.0kA 额定电压：UN=150.9kV

三相额定容量：QCN=2716.4MVar 1.3 串补设备技术难点

电压等级上升到1000kV 后，需要提高串补装置对地绝缘水平，主要影响如下设备选型：支撑绝缘子、光纤绝缘子、旁路断路器、旁路刀闸和接地刀闸。

与500kV 相比，由于线路额定电流的增加，串补一次设备的额定电流相应增加，主要影响如下设备选型：电容器、阻尼回路设备、旁路断路器。可能导致MOV 的容量增加。

1）电容器单元可以采用现有成熟技术和产品，

串补和可控电抗器在特高压电网的应用2

需要更多的电容器单元串并联实现。MOV阀片可以选用现有成熟产品，增加串并联数。旁路刀闸和接地刀闸选现有产品。

2）GAP的通流能力需要增加，串补端电压增大的影响可以增加GAP节数，每节GAP可以采用现有国内成熟产品。

3）旁路断路器、阻尼回路、电流互感器、光纤绝缘子需要重新设计和制造。

4）串补平台需要在绝缘、承重、抗震等方面进行深入研究。

5）测量系统的抗干扰能力需要提高。

2 可控电抗器在特高压电网的应用

2.1 可控电抗器应用规划探讨

在特高压电网规划中，为抑制过电压，规划安装了补偿度较高的并联电抗器（规划电网特高压线路高抗补偿度约80%），而特高压线路规划输送功率一般在300万千瓦以上，部分线路达到了400～600万千瓦，无功需求大，因此，随着电压等级的提高，输电线路距离延长，高抗补偿度增大与输送大功率对容性无功的需求形成的矛盾越来越突出。可控电抗器的需求由此凸显。

经初步分析发现，出现可控电抗器需求的情况主要有三类：

1）长距离、大容量特高压输电通道，如陕北、蒙西等送出线路

这种情况下，一般线路输送功率大，无功需求大，需要考虑两端变压器对其进行无功补偿，而变压器补偿受容量受变压器容量限制，补偿能力有限，为达到无功分区分层平衡的目标，可以考虑采用可控电抗器，替代线路上原有固定高抗，根据需要实现无功平衡。

以400km同塔双线路为例，假设两端变电站各有1台3000MV A主变的低压补偿可以用来补偿线路无功，按变压器67%负载率考虑，当输送功率大于5900MW时，就需要考虑可控电抗器；当变压器增为2台时，输送功率大于7600MW，需要考虑可控电抗器。

上述只是理想的数值计算，对于送端电源线路和安装串补的线路，情况可能会乐观一些，而且在实际系统中，两端变电站如何对接入线路补偿与接入线路的长度、潮流都相关，因此，这只是针对规划电网诸多输变电工程进行筛选的条件之一。

图1 400km特高压双回线路无功需求曲线

2）长距离输电通道，线路中间落点为开关站，如2015年前绵阳～万县～荆门通道。

在特高压电网发展过程中，有些长距离送出线路由于中间暂时没有负荷需求，建设开关站进行过渡，由于开关站没有无功补偿能力，因此对于长距离输电的无功平衡就比较艰难。这种情况往往就需要安装可控电抗器。

但安装可控电抗器需要远近结合考虑：一是开关站到扩建成变电站的过渡时间长度，二是否计划安装串补（因为往往这种线路输送功率也会受稳定限制而需要安装串补）。

3）进出线较多的枢纽变电站，如豫北、驻马店、长沙等变电站这种情况下，变电站一般远景出线规模在8回及以上，线路长度200～500km，线路功率2000～5000MW/回，如果按照变压器补偿所有出线线路的一半无功考虑，则可能受变电站容量限制而补偿不足的情况。

假设一个终期规模为4×3000MV A变压器变电站，低压电容补偿为4×4×210Mvar。线路按4进4出考虑，假设线路平均长度300km，变电站负载率67%，则当进线功率超过4200MW/回（出线功率2200MW/回）时，变压器无功补偿不足，此时即可考虑采用可控电抗器以满足无功补偿需求。

2.2 可控电抗器设备选型

目前，可控电抗器的类型主要有两类，即高阻抗变压器分级投切式和磁阀式，对于特高压可控电抗器的研制难度而言，前者难度相对较小，而且，如果可控电抗器的主要目的为无功平衡和调压，则只要分级级数及容量能够满足各种运行条件下的无功调压需求即可，因此初期可以选择高阻抗变压器式分级投切式。从远期来看，如果需要兼顾动态过程调节，则需要采用磁阀式的可控电抗器，但还要视其可以达到的调节速度来确定。

2009特高压输电技术国际会议论文集 3

可控电抗器在上述第一、二类的应用中，一般

可以考虑用可控电抗器替代固定高抗，而在第三类

应用中，则需视具体情况确定安装于线路还是变电

站母线上。

3 串补及可控电抗器研制计划建议

根据特高压电网规划对FACTS设备的需求，

并考虑到设备研制的技术难度，建议串补、可控电

抗器和静止无功补偿装置按照示范、应用和推广三

个阶段进行，对于具体的时间表提出初步建议如表2：

表2 串补和可控电抗器在特高压电网应用时间表

阶段 主要内容 可控电抗器 串补

示范 1.应用可行性深化研究

2.技术规范制定、设备研制、

设备试验

3.建设示范工程

2010年左右 2012年左右

应用 1.设备性能升级，改善设备

设计

2.建设应用工程

2010-2012年 2012-2015年

推广 配合特高压电网建设开展推

广应用

2012年后 2015年后

4 结论

1）在特高压电网400km以上线路应用串补，平均每回线路输电能力可提高25%以上，具有良好的应用前景。

2）特高压串补额定电流按照6kA考虑，单回线路配置串补容量约为4500~5500Mvar，开发难度较大，应结合试验示范工程尽快开展串补设备研制工作。

3）在特高压电网应用可控电抗器，可以有效缓解输送大功率带来的大容量容性无功需求及电压控制的压力，具有良好的适用性。

4）可控电抗器初期可选择开发难度较小的高阻抗变压器分级投切式可控电抗器，其示范及应用可结合工程尽快开展。

参考文献

[1] “三华”特高压电网安全性深化研究

[2] 西北电网河西走廊建设750kV串补可行性研究

[3] 可控电抗器在我国超/特高压电网中的应用

收稿日期：

作者简介：

周勤勇（1977-），男，江苏，硕士，工程师，电力系统分析

李晶（1978-）,女，内蒙古，硕士，工程师，电力系统分析

秦晓辉（1979-），男，山西，博士，工程师，电力系统分析

郭强（1975-），男，陕西，博士，教高，电力系统分析

国家电网特高压交流试验示范工程功勋个人名单

国家电网特高压交流试验示范工程功勋个人名单 1. 孙昕国家电网公司总经理助理 2. 张建坤国家电网公司特高压建设部主任 3. 陈维江国家电网公司特高压建设部副主任 4. 丁扬国家电网公司特高压建设部副主任 5. 王绍武国家电网公司特高压建设部处长 6. 袁骏国家电网公司特高压建设部副处长 7. 王怡萍国家电网公司特高压建设部处长 8. 毛继兵国家电网公司特高压建设部处长 9. 孙岗国家电网公司特高压建设部副处长 10. 王晓宁国家电网公司特高压建设部 11. 邱宁国家电网公司特高压建设部 12. 陈海波国家电网公司特高压建设部 13. 王蓓华北电网有限公司电力调度通信中心副主任 14. 凌卫家华中电网有限公司调度通信中心副主任 15. 汪胡根华东送变电工程公司总经理 16. 王抒祥山西省电力公司总经理、党组副书记 17. 田璐山西省电力公司副总经理 18. 闫晓丁山西省电力公司特高压工程办公室主任 19. 贾玉君山西省电力公司长治供电分公司经理 20. 杨杰山西省电力公司电力科学研究院院长 21. 李同智河南省电力公司总经理、党组副书记

22. 凌绍雄河南省电力公司副总经理 23. 于旭东河南省电力公司副总工程师 24. 成卫河南省电力公司特高压工程办公室主任 25. 孔林理河南省电力公司南阳供电公司总经理 26. 汤文全湖北省电力公司总经理、党委副书记 27. 周世平湖北省电力公司总工程师 28. 傅军湖北省电力公司副总工程师 29. 罗功银湖北省电力公司特高压办公室主任 30. 曹宗振湖北省输变电工程公司总经理、党委副书记 31. 周福良湖南省送变电建设公司变电二分公司书记 32. 蒋太频湖南省送变电建设公司副总工程师 33. 阙正平湖南省送变电建设公司副总工程师 34. 王玉明湖南电力建设监理咨询有限责任公司总监 35. 张文化湖南电力建设监理咨询有限责任公司总监 36. 彭发水安徽送变电工程公司总经理 37. 汪宏春安徽送变电工程公司送电分公司副经理 38. 司华茂安徽送变电工程公司建安分公司副经理 39. 王宜荣安徽省电力工程监理有限责任公司总经理 40. 董树森河北省送变电公司副总工程师 41. 张光辉山东送变电工程公司副经理 42. 濮强上海送变电工程公司送电分公司副经理 43. 邵丽东江苏省送变电公司副总经理 44. 周安清江苏省宏源电力建设监理有限公司电网监理部副主任 45. 张弓浙江省送变电工程公司总工程师

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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，

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MCR磁控电抗器控制器说明书

MCR磁控电抗器控制器 产 品 说 明 书

目录 一、MCR磁控电抗器控制器人机界面介绍 (3) 1、运行主画面 (4) 2、密码输入画面 (4) 3、参数设定画面 (5) 4、MCR测试画面 (8) 5、开入测试 (9) 6、电压电流趋势图 (10) 7、时间设置 (11) 8、密码修改 (12) 9、选择工作模式 (13) 10、ModBus参数设置 (14) 二、无功自动补偿控制器 (15) 1、控制器技术： (15) 2、控制柜外形尺寸如下： (16) 3、可控硅箱 (16)

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1、运行主画面 下面的F1-F6为快捷按钮，以后不另介绍。 F1：系统。按F1后进入触摸屏的开机模式，在此模式下可以输入触摸屏程序、校正屏幕等一系列操作，但主要是给厂家调试人员使用，其画面也就不列出。 F2：设置。按F2后进入下面画面。由于设置功能比较专业，也比较重要，所以每次进入必须经过下面的密码检验画面。 2、密码输入画面 这个画面在用户名和密码输入正确以前下面的五个按钮实际上都不可见。密码输入正确后可以按照按钮的文字提示按选并进入相应的画

面。 F6：主画面。按F6返回前面的主画面。 “参数设置”按钮：进入下面的“参数设定-0”画面； “时间设置”按钮：进入下面的“时间设置”画面； “修改密码”按钮：进入下面的“修改密码”画面； “选择工作模式”按钮：进入下面的“选择工作模式”画面；“ModBus参数设置”按钮：进入下面的“ModBus参数设置”画面。 3、参数设定画面 该画面参数由厂家人员输入。 F1：主画面； F2：下一屏。即“参数设定-1”画面；

特高压电网建设的过去、现在与未来

特高压电网建设的过去、现在与未来 2013国际智能电网论坛于9月24~25日在德国柏林举行，来自40个国家的500余名代表云集于此。论坛上，中国特高压输电标准被定为国际标准。 中国自2009年提出建设以特高压电网以来，已建成2条世界上最高电压等级的1000kV交流输电线路和4条800kV直流输电线路。几年来，中国特高压项目经受住了各种运行方式的考验，安全、环境、经济等各项指标达到和超过了设计的标准和要求。 截止到目前，我国已经在大电网控制保护、智能电网、清洁能源接入电网等领域取得一批世界级创新成果，已经建立了系统的特高压与智能电网技术标准体系，编制相关国际标准19项，中国的特高压输电技术在世界上处于领先水平。 特高压发展现状 就我国目前绝大多数电网来说，高压电网指的是110kV和220kV的电网；超高压电网指的是330kV、500kV和750kV的电网。特高压电网指的是以1000kV输电网为骨干网架，超高压输电网和高压输电网，以及特高压直流输电和配电网构成的分层、分区、结构清晰的现代化大电网。 据了解，特高压输电技术包括特高压交流输电和特高压直流输电两大类。其中，特高压交流输电是指电压等级1000kV及以上的交流输电，特高压直流输电是指电压等级±800kV及以上的直流输电。 2010年初国家电网电力工业“十二五”规划研究报告中公布了特高压建设“十二五”规划。根据国家电网的计划，到2015年将建成华北、华东、华中特高压电网，形成“两纵两横”的格局。同时，在直流特高压方面，为配合西南水电、西北和华北煤电以及风电基地的开发，在“十二五”期间将建设7回特高压直流输电工程，建成青藏直流联网工程，满足西藏供电，实现西藏电网与西北主网联网。到2017年，国网规划建成“三纵三横”特高压目标网架。到2020年，“三华”特高压同步电网形成“五纵五横”主网架。 2013年1月18日，“特高压交流输电关键技术、成套设备及工程应用”荣获国家2013年科学技术进步奖特等奖。这是我国电工领域在国家科技奖上收获的最高荣誉，中国特高压输电工程的成功建设，树立了世界电网发展新的里程碑，开启了以特高压为最高电压等级电网建设的新纪元，在电网科技领域实现了“中国引领”和“中国创造”，展示了中国在世界电力工业的一流形象。 我国的特高压输电工程实践已取得了丰硕的成果：在试验、研发基地方面，已建成特高压交流、特高压直流、高海拔、工程力学四个试验基地以及大电网仿真、直流成套设计两个研发中心。在示范工程方面，国内已有数个1000kV交流输电工程与±800kV直流输电工程投运。在技术标准制定方面，中国已建立特高压与智能电网技术标准体系，制定了200余项国家标准和行业标准，同时编制20余项国际标准。在相关工程技术创新方面，我国已攻克了多个特高压交、直流输电的关键技术，成功地自主研制了特高压交、直流设备，同时掌握了特高压工程设计、施工、试验和运行维护全套技术 特高压建设成果 十几年来，我国在特高压输电领域的实践中不断取得成功，一次又一次地震惊了国际同行。作为全球为数不多的实现特高压电网商业化运营的国家，截止到目前，中国已经建立了众多的特高压电网项目。 2006年8月9日，国家发改委印发了《关于晋东南至荆门特高压交流试验示范工程项目核准的批复》，正式核准了晋东南经南阳至荆门特高压交流试验示范工程。

特高压电网还需要做哪些方面

https://www.wendangku.net/doc/b010714029.html, 国家电网正在建设由特高压交流和特高压直流构成的大规模复杂特高压电网，以期解决电源与负荷中心之间大规模、远距离、大容量的电力输送难题，实现资源优化配置。电网的发展逐步呈现出形态复杂，而区域电网间则呈现出相互影响与依赖增强、电网中不确定因素逐渐增加的特点，使电网运行面临更多且更复杂的风险因素。 特高压大电网建设既要保证安全性、可靠性、稳定性、经济性的运行条件，又要适应国家经济社会的发展。特高压电网结构复杂，加之特高压工程建设和电源核准中存在的不确定性，一些薄弱环节将会给复杂电网的稳定分析、控制和运行带来了一系列挑战。 特高压电网凭借其独特的优势在现代电力系统中占有举足轻重的地位。特高压输电作为实现电网紧密互联和区域性新能源并网消纳的最具潜力输电方式，建设以特高压为骨干，各级电网协调发展的坚强电网是能源发展的必然选择也是未来中国电网发展的必然趋势。为了提高电网输送能力和受电能力，提高新能源并网和消纳能力，提高电网运行的安全性和经济性，在特高压电网规划、建设、运行和控制上需进一步深入研究。 1)规划中的特高压直流输电和多端直流输电相关技术需要特高压交流电网提供坚强的网架支撑，含交、直流特高压的复杂电网的动态特性，运行方式，稳定性分析、预测及控制策略等方面需进一步研究。 2)随着电力系统的发展，先进的通信、信息和故障检测等方面的技术为特高压电网的安全运行和控制保护提供了必要支撑，使系统监控与调度智能化、决策多样化。能量管理系统和数据采集系统的自动化、准确化有待进一步研究。 3)电力电子器件和电力电子技术的发展促进了SVC、SVG、STATCOM等器件的应用和发展，基于这些新的技术对电力系统无功优化调控的影响，利用新的控制方法和新的控制器协调各地区调节电压、无功优化、提高电压稳定性等方面需加强研究。

超特高压型智能电网的研究与探讨毕业设计论文

超特高压型智能电网的研究与探讨 摘要 建造坚强智能电网是我国电网发展的必然趋势，能够带动整个电力工业的优化，发电系统作为电力工业发、输、配、送的一个组成部分，必然也要向智能化方向协调发展，最终实现发电系统发展的可持续发展。因此，对发电系统的协调发展水平评价研究具有很重要的作用。本文首先对智能电网环境下发电系统的特征进行了剖析，然后据此提出了智能电网环境下发电系统协调发展的涵义。接下来构建了评价发电系统协调发展水平的评价指标体系，该指标体系分为内部系统协调发展指标体系和外部协调发展指标体系，是一个层级复杂的多指标评价指标体系。 分析了智能电网研究背景情况，智能电网的概念、特性以及国内外发展现状。然后分析了几种储能技术，最后对智能电网的发展前景进行了展望，并总结了其技术优势和存在的问题。 关键词：智能电网，配电自动化，发电系统，指标体系

The analysis and discussion of smart gidr ABSTRACT Smart Grid is one of the future develoPment goals of China Power Grid.the Power generation system will also develoP toward intelligent. Power system inorder teomPly with the smart grid. andulti mately realizeits sustainability.Sustainable develoPment to aehieve coordinated develoPment, and smart grid environment.Coordinated develoPment the basement of sustainable develoPment，and the Eoordinated develoPment of Power generation systemin the environment of smart Grid has an eweonnotation .The characteristies of the Power generation system Under the smart grid environment were analyzed，and then the meanin go fits coordinated develoPment ProPosed. Analyzing the research background of smart grid its concept features and current development status. Then it analyze several energy storage technologies Finally it draws the development of smart grid’prospect and summarizes its technical advantages and problems. KEY WORDS: smart grids, electric accocation, generation system, index system

(完整版)磁控电抗器技术规范书

10kV磁控电抗器（MCR）技术规范书 1 概述 本项目高压动态无功补偿装置，包括动态无功补偿装置控制器、磁控电抗器及附属设备。未述及的技术细节尚应符合以下现行有关国家标准、行业标准的规定。 2 使用环境 系统标称电压： 10kV 安装场所：户内 海拔高度：≤1000m 运行环境温度：－25℃～+50℃ 运行环境湿度：日平均相对湿度不大于95%，月平均相对湿度不大于90% 周围空气没有明显地受到尘埃、烟、腐蚀性或可燃性气体、蒸汽或盐雾的污染； 地震烈度：不超过8度。 系统频率：50Hz 中性点接地方式：电阻接地。 3 采用标准 3.1 应满足下列标准，但不限于下列全部法规和标准： GB191 包装贮运标志 GB311.1 高压输变电设备的绝缘配合 GB1094.1 电力变压器第一部分总则 GB1094.2 电力变压器第二部分温升 GB1094.3 电力变压器第三部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 GB1094.5 电力变压器第五部分承受短路的能力 GB1094.10 电力变压器第十部分声级测定 GB1094.11 电力变压器第十一部分干式变压器 GB/T2900.15 电工名词术语变压器、互感器、调压器和电抗器 GB/T3837 变压器类产品型号编制办法 GB/T4109 高压套管技术条件 GB4208 外壳防护等级 GB/T5582 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB5273 变压器、高压电器和套管的接线端子 GB6450 干式电力变压器 GB7328 变压器和电抗器的声级测定 GB7354 局部放电测量 GB7449 电力变压器和电抗器的雷电冲击和操作冲击试验导则GB/T10228 干式电力变压器技术参数和要求 GB10229 电抗器 GB10237 电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙 GB/T11021 电气绝缘的耐热性评定和分级

特高压电网基本知识

特高压电网基本知识 第一篇特高压电网基本知识 1. 电能生产、输送和消费的主要特点是什么 ? 电能与其他能源不同 , 主要特点是不能大规模储存 , 发电、输电、配电和用电在同一瞬间完成发电和用电之间必须时刻保持供需平衡 ,一旦平衡被破坏 , 将危及用电和设备的安全。 2. 什么是电网 ? 什么是电力系统 ? 电能的输送由升压变压器、降压变压器及其相连的输电线路完成。所有输变电设备连接起来构成输电网。所有配电设备连接起来构成配电网。输电网和配电网统称为电网。 电力系统是由发电机、变压器、输电线路、用电设备 ( 负荷 ) 组成的网络 , 它包括通过电的或机械的方式连接在网络中的设备。 3. 输电电压的电压等级如何划分 ? 特高压是怎样定义的 ? 电能的远距离输送分交流输电与直流输电两种形式。国际上 ,高压 (HV) 通常指 35~220 千伏的电压；超高压 (EHV) 通常指 330 千伏及以上、 1000 千伏以下的电压 ; 特高压 (UHV) 指 1000 千伏及以上的电压。 直流输电电压在国际上分为高压和特高压。高压直流 (HVDC) 通常指的是± 600 千伏及以下直流系统 , ± 600 千伏以上的直流系统称为特高压直流。在我国 , 高压直流指的是± 660 千伏及以下直流系统，特高压直流指的是± 800 千伏及以上直流系统。我国特高压电网建成后 , 将形成以 1000 千伏交流输电网和± 1100 千伏、± 800 千伏直流系统为骨干网架的、与各级输配电网协调发展的、结构清晰的现代化大电网。 4. 什么是电网的输电能力 ? 电网的输电能力是指在电力系统中从一个局部系统 ( 或发电厂 ) 到另一个局部系统 ( 或变电站 ) 之间的输电系统容许的最大送电功率 ( 一般按受电端计 ) 。如果该输电系统是一回送电线路 , 输电能力即等于该线路容许的最大送电功率 ; 如果该输电系统是由多回线路 ( 包括不同电压等级或不同导线截面的线路 ) 所组成 , 或者有中间系统接入 , 输电能力指容许的综合最大送电功率。 5. 什么是自然功率 ? 我国常用的不同输电电压等级电力线路的自然功率是多少 ? 自然功率 , 又称波阻抗负荷 , 是指输电线路的受端每相接入一个波阻抗负荷 Zc( 近似为纯电阻 ) 时输送的功率。输送自然功率是一种用于比较不同电压等级输电线路输电能力和分析电压、无功调节的方法。不同输电电压等级的自然功率如表 1 所示。表 1 不同输电电压等级的自然功率 输电电压(千伏) 110 220 330 500 750 1000 自然功率(兆瓦) 34 166 354 960 2237 4369 当线路输送自然功率时 , 有如下特性 : 送端和受端的电压和电流间相位相同 , 功率因数没有变化 , 沿线路电压和电流幅值不变。线路电抗的无功损耗基本等于线路电纳 ( 线路电容 ) 所产生的无功。

银湖电气磁控电抗器使用说明书

磁控电抗器 电压无功补偿装置使用说明书 杭州银湖电气设备有限公司 二○○七年八月

电压无功补偿装置使用说明书 一、可控电抗器工作原理 无功补偿设备采用直流助磁式可控电抗器，其原理是利用附加直流励磁磁化铁心，改变铁心磁导率，实现电抗值的连续可调，其内部为全静态结构，无运动部件，工作可靠性高。图一为单相可控电抗器的铁心、线圈结构示意图。 图1 单相可控电抗器铁心、线圈示意图 单相可控电抗器采用如图四柱铁心结构，在中间两工作铁心柱上分布着多个小截面段，在电抗器的整个容量调节范围内，仅有小截面段铁心磁路工作在饱和区，而大截面段始终工作于未饱和线性区，其上套有线圈。可控电抗器原理接线图如图2所示。 K N 2 N 2 N 2

图2 磁控电抗器原理接线图 在可控电抗器的工作铁心柱上分别对称地绕有匝数为/2N 的两个线圈，其上有抽头比为2/N N δ=的抽头，它们之间接有可控硅1T 、2T ，不同铁心的上下两个主绕组交叉连接后并联至电源，续流二极管接在两个线圈的中间。 当电抗器绕组接至电源电压时, 在可控硅1T 、2T 两端感应出1%左右电源电压的电压。电源电压正半周触发导通可控硅1T ，形成图3(a)所示的等效电路，其中12N N N =-，在回路中产生直流控制电流k i '和k i ''；电源电压负半周期触发导通可控硅2T ，形成图3(b)所示的等效电路，在回路中形成直流控制电流k i '和 k i ''。一个工频周期轮流导通1T 和2T ，产生的直流控制电流k i '和k i ''，使电抗器工 作铁心饱和，输出电流增加。可控电抗器输出电流大小取决于晶闸管控制角α， α越小，产生的控制电流越强，从而电抗器工作铁心磁饱和程度越高，输出电 流越大。因此，改变晶闸管控制角，可平滑调节电抗器容量。 （a ）1T 导通 （b ）2T 导通 图3 晶闸管导通等效电路 二、电压无功综合补偿系统连接图 本自动跟踪电压无功自动补偿装置采用固定电容器配合磁控电抗器的控制方式，自动调节电抗器的输出容量，使系统在电压满足要求的前题下，动态跟踪调节磁控电抗器容量使系统的整体功率因数达到最优。 图4为电压无功自动跟踪补偿装置总系统图，三个单相可控电抗器分别接在6kV （或35kV 、10kV ）相间，组成三角形接线，固定电容器也接于6kV 相间，

磁饱和式可控电抗器原理介绍

磁饱和式可控电抗器 1 引言 随着城市电网的发展和配电网规模的不断扩大，6～66kV配电网过去普遍采用的中性点不接地运行方式已不能适应现实需要了，随着电缆出线的增多，系统对地电容电流急剧增加为原来的10～100倍。为了限制电容电流，采用中性点经消弧线圈接地的补偿系统成为最主要的方式。当配电网发生单相接地故障时，补偿系统提供电感电流来自动补偿电容电流，使接地点电流迅速减小，并使故障相的恢复电压降低，达到熄弧不重燃的目的。 本文介绍了磁饱和式可控电抗器的拓扑结构、工作原理及特性曲线，利用这一原理制作的消弧线圈具有工艺简单、成本低廉、振动和噪声低，以及调节范围宽（从重载至额定负载）、谐波含量低、有功损耗小、响应速度快等特点。利用磁饱和式可控电抗器原理制作的消弧线圈在配电系统正常运行时有高感抗，远离谐振点，在配电系统发生单相接地故障时，能快速地实现全补偿，限制电容电流，有效地熄灭电弧。 2 磁饱和式可控电抗器的拓扑结构 图1为一单相磁饱和式可控电抗器的拓扑结构图，图2为其电路图。可控电抗器由两个等截面（截面极为A）、等长度（长度为L）的主铁芯Ⅰ、Ⅱ和为使电抗器电流正负半波对称的两个等截面、等长度的旁轭Ⅰ、Ⅱ组成。为使主铁芯饱和，主铁芯的截面积小于旁轭截面。铁芯Ⅰ和旁轭Ⅰ、铁芯Ⅱ和旁轭Ⅱ、分别组成两条交流磁通φ～的回路，铁芯Ⅱ和旁轭Ⅱ组成直流磁通φ-的回路。每个铁芯柱上绕有总匝数为N的上、下两个绕组，每个绕组各有一个抽头，分别与晶闸管T1、T2相联，抽头比σ=2N2/N，N=2(N1+N2)。不同铁芯的上、下两个绕组交叉联接后并联至电网，续流二极管D跨接在两个绕组的交叉处。 图1 可控电抗器的拓扑结构图

国家电网公司智能电网知识竞赛题目

（一）智能电网发展概况（5题） 1. 和现有电网相比，智能电网体现出(电力流、信息流和业务流高度融合)的显著特点。 A.电力流、信息流和业务流高度融合 B.对用户的服务形式简单、信息单向 C.电源的接入和退出、电能量的传输等更为灵活 D.以上都不是 2. 智能电网的先进性主要体现在以下哪些方面。 (信息技术、传感器技术、自动控制技术和电网基础设施有机融合，可获取电网的全景信息，及时发现、预见可能发生的故障; 通信、信息和现代管理技术的综合运用，将大大提高电力设备使用效率，降低电能耗损，使电网运行更加经济和高效;实现实时和非实时信息的高度集成、共享和利用，为运行管理展示全面、完整和精细的电网运营状态图，同时能够提供相应的辅助决策支持、控制实施方案和应对预案) A.信息技术、传感器技术、自动控制技术和电网基础设施有机融合，可获取电网的全 景信息，及时发现、预见可能发生的故障。 B.通信、信息和现代管理技术的综合运用，将大大提高电力设备使用效率，降低电能耗损，使电网运行更加经济和高效。 C.实现实时和非实时信息的高度集成、共享和利用，为运行管理展示全面、完整和精 细的电网运营状态图，同时能够提供相应的辅助决策支持、控制实施方案和应对预案。 D.以上都是 3. 2009年5月，国家电网公司在(2009特高压输电技术国际会议)会议上正式发布了“坚强 智能电网”发展战略。 (2010年3月)，温家宝总理在《政府工作报告》中强调：“大力发展低碳经济,推广高效节能技术，积极发展新能源和可再生能源，加强智能电网建设。” A.中央企业社会责任工作会议；2010年2月 B.2009特高压输电技术国际会议；2010年3月 C.国际大电网会议；2010年4月 D.美国智能电网周(GridWeek)开幕式；2010年5月 4. 建设智能电网对我国电网发展有哪些重要意义？ (智能电网具备强大的资源优化配置能力，具备更高的安全稳定运行水平，适应并促进清洁能源发展; 智能电网能实现高速智能化的电网调度，能满足电动汽车等新型电力用户的服务要求，能实现电网资产高效利用和全寿命周期管理和电力用户和电网之间的便捷互动; 智能电网能实现电网管理信息化和精益化，在发挥电网基础设施增值服务潜力的同时促进电网相关产业的快速发展。) A.智能电网具备强大的资源优化配置能力，具备更高的安全稳定运行水平，适应并促进清洁能源发展。 B.智能电网能实现高速智能化的电网调度，能满足电动汽车等新型电力用户的服务要求，能实现电网资产高效利用和全寿命周期管理和电力用户和电网之间的便捷互动。 C.智能电网能实现电网管理信息化和精益化，在发挥电网基础设施增值服务潜力 的同时促进电网相关产业的快速发展。 D.以上都是 5. 智能电网是(电网技术) 和(社会经济) 发展的必然选择。 A.电网技术；自然环境 B.科学技术；社会经济 C.电网技术；社会经济 D.科学技术；自然环境 （二）坚强智能电网发展战略和规划(10题) 1. 坚强智能电网是以(特高压电网)为骨干网架、(各级电网) 协调发展的坚强网架为基础，以

可控并联电抗器基本原理

附 录 A （资料性附录） 可控并联电抗器基本原理 A.1 变压器型可控并联电抗器 变压器型可控并联电抗器是可控并联电抗器的一种形式，它基于高阻抗变压器原理将变压器和电抗器设计为一体，将变压器的短路阻抗百分比设计为接近100%，在本体的低压侧接入晶闸管、断路器及其他控制回路进行调节，实现输出感性无功功率的分级控制。变压器型可控并联电抗器典型单相结构图如图A.1所示。 注： X1、X2分别为变压器本体初级线圈和次级线圈。 Xn为中性点电抗器。 Xb1、Xb2、Xb3为辅助电抗器，和本体配合满足各级容量要求。 Xb11、Xb12、Xb13为取能电抗器，为对应容量级晶闸管阀提供取能和晶闸管开通电压。 D11、D12、D13为旁路断路器，和各容量级阀并联，承担长期工作电流。 TK1、TK2、TK3为自冷晶闸管阀组，分别对应各容量级。 G11、G12、G13为隔离开关，用于各级阀的检修。 Y1、Y2、Y3为避雷器，用于在过电压故障下保护晶闸管阀和电抗器。 图A.1 变压器型可控并联电抗器单相结构原理图 在旁路断路器上可串联取能电抗器，保证旁路断路器在旁路状态下晶闸管阀满足取能工作条件。 线路侧可控并联电抗器中性点经电抗器接地，在非对称故障或线路断路器开断期间，限制潜供电流，并抑制恢复过电压，同时抑制谐振过电压，通常按照全补偿原则设计中性点电抗器电抗值，即补偿线路相间电容和相对地电容，特别是相间接近全补偿，使相间阻抗接近无穷大。 母线用可控并联电抗器中性点直接接地。 变压器型可控并联电抗器中的晶闸管阀采用电流过零投切的工作方式，工作在全开通或全关断状态，基本不产生谐波及直流分量，不需加装滤波器，提高了产品性能和可靠性。 正常工作不发生容量切换时，旁路断路器闭合承担长期工作电流。晶闸管阀仅在容量切换过程中，在旁路断路器动作之前短时导通，实现快速动作，可采用空气自然冷却方式。在发生故障时，采用晶闸管快速调节至100%容量，达到限制工频过电压、抑制潜供电流的目的。

中国电网现状(超高压)

特高压电压发展现状及相关知识 电网输电电压划分 “特高压电网”，指1000千伏的交流或±800千伏的直流电网。 输电电压一般分高压、超高压和特高压。国际上，高压(HV)通常指35~220kV的电压；超高压(EHV)通常指330kV及以上、1000kV以下的电压；特高压(UHV)指1000kV 及以上的电压。高压直流(HVDC)通常指的是1 600kV及以下的直流输电电压，士600 kV以上的电压称为特高压直流(UHVDC)。我国目前绝大多数电网来说，高压电网指的是110kV和220kV电网；超高压电网指的是330kV，500kV和750kV电网。特高压输电指的是正在开发的1000 kV交流电压和1 800kV直流电压输电工程和技术。特高压电网指的是以1000kV输电网为骨干网架，超高压输电网和高压输电网以及特高压直流输电高压直流输电和配电网构成的分层、分区、结构清晰的现代化大电网。 近期，国家电网“十二五”特高压投资规划出台。 国家电网在2010年8月12日首度公布，到2015年建成华北、华东、华中（“三华”）特高压电网，形成“三纵三横一环网”。 据了解，未来5年，特高压的投资金额有望达到2700亿元。这较“十一五”期间的200亿投资，足足增长了13倍之余。 有分析人士据此指出，我国电网将迈入特高压时代。这对于发电设备公司来说，无疑是一个令人振奋的消息。那么，在这场2700亿特高压投资盛宴中，发电设备公司究竟能分得几杯羹呢？ 电网建设迈入特高压时代 国家电网8月12日还宣布，世界上运行电压最高的1000千伏晋东南―南阳―荆门特高压交流试验示范工程已通过国家验收，这标志着特高压已不再是“试验”和“示范”阶段，后续工程的核准和建设进程有望加快。 此前，我国的特高压电网建设也正在逐步推进。

磁控电抗器(MCR)简明操作规程

磁控电抗器（MCR）简明操作规程 一、初次使用 1、检查MCR本体及励磁柜体安装牢固，连线正确，接地排连接可靠。户外隔离开关处于断开状态，接地开关处于连接位置。 2、检查控制屏内电源与控制信号线型号符合规定要求，并且连接正确，可靠，检查柜体接地正确、可靠。 3、控制屏上电前应确认：将“手动/自动”转换开关置于手动位置，“启动/停止”转换开关置于停止位置，“运行/调试”转换开关置于调试位置。 4、控制屏带电：依次合空气开关K1-K4，检查柜内有无异声异味，带电指示灯是否正常，检查智能控制器液晶界面，显示是否正常，如有异常立即断开空气开关，检查原因，排除故障。正常才可进行以下步骤。 5、进入人机界面，由厂家人员进行厂家参数的设置，并根据用户要求，结合实际工况，进行计算参数、保护参数的设置。 6、观察人机界面显示的系统状态是否正确、电压电流是否准确，检查设定的参数是否正确。 7、打开上位机电源，并启动上位机监控软件。检查通信是否正常。 8、断开MCR接地刀闸，并合隔离刀闸，准备手动合闸。 9、按下MCR合闸按钮，使MCR接入系统，观察“合闸”指示灯是否指示正确，合闸状态返回是否正常。合闸后，MCR处于空载状态，注意观察MCR电流应在1%额定电流附近。 10、将“启动/停止”转换开关置于启动位置，由厂家调试人员进行MCR 调试，调试完成后“启动/停止”转换开关置于停止位置。完成MCR的调

试，可按下述操作使用MCR。 上述4－10步若发现有异常情况，应查明原因，解决问题，再回到第4步顺序进行，直到运行正常。 二、MCR分合闸操作 1、MCR合闸操作： 合闸前应确认隔离刀闸位置正确，确认控制屏内“启动/停止”转换开关置于停止位置，“手动/自动”转换开关置于手动位置，按下控制屏内的MCR合闸按钮即可完成MCR合闸操作。 2、MCR分闸操作： 分闸前应先将“启动/停止”转换开关置于停止位置，观察MCR电流降至空载电流后，按下控制屏内的MCR分闸按钮即可完成MCR分闸操作。如需在MCR本体进行相关工作时，还需要将隔离刀闸断开，合上接地刀闸。 三、MCR日常巡视 1、MCR为自动无功补偿装置，和电容器组配合，对升压站接入系统点（220kV侧）的无功功率进行自动控制，以达到接入点无功交换最小。 2、电容器组的巡视依据电容器厂家相关质料参照进行。 3、对运行的MCR设备进行巡视检查是很重要的，可以及时发现缺陷及时处理，预防事故的发生。

可控并联电抗器

可控并联电抗器调研报告 1 国内外研究现状 电抗器是电力系统中重要的设备，在电力系统中广泛的应用于限制工频过电压、消除发电机自励磁、限制操作过电压和线路容性充电功率、潜供电流抑制、限制短路电流和平波等。目前电力系统中使用的电抗器主要是固定电抗器，但随着电力工业的发展，电能质量和节能的要求的提高，固定电抗器越来越不能满足系统的要求，而根据实际需要改变电抗值的可控电抗器也越来越受到人们的关注。 可控电抗器是在磁放大器的基础上发展起来的，20世纪50年代科学家把磁放大器的工作原理引入了电力系统，1955年英国通用电气公司制造了世界上第一台可控电抗器。从此，可控电抗器引起了国内外学者的广泛关注，并围绕可控电抗器结构原理，控制策略进行了广泛的研究，并大力引进新兴的电力电子技术，产生了大量研究成果和应用实例。 70年代，晶闸管技术应用于电抗器，产生了晶闸管控制电抗器(TCR)。当时，BBC公司提出一种基于高抗变压器的可控电抗器，1979年，BBC公司在加拿大Kvebek郡Loreatid变电站投运了450Mvar/750kV这种 可控电抗器，现仍在运行。其优点：响应速度快（10ms）；其缺点是：谐波含量大（达到6%），损耗为传统变压器的5倍，该项技术未能推广。2001年，圣彼得堡理工大学在本体设计上进行较大改进，并增加了用于滤波的补偿绕组，大大减少了这种可控电抗器的谐波损耗，BHEL公司在

印度Itarsi投运了一套50Mvar/420kV这种变压器型可控电抗器，目前该系统仍然运行良好。 70年代，俄罗斯提出了一种基于直流磁饱和式可控电抗器，这种电抗器是通过在电抗器中注入直流励磁，调整电抗器铁心的饱和程度，从而实现电抗器输出容量的可控。随后，俄罗斯先后在一些变电站投运了这种磁控式的可控电抗器，这些可控电抗器一直可靠运行至今。1986年，前苏联学者改进磁控式可控电抗器结构，又提出了新型的磁阀式可控电抗器，这种磁阀式可控电抗器也是通过调节直流励磁实现电抗器可控的，但是它具有不需要外接电源的优点，因此磁阀式可控电抗器很快成为研究的热点。磁阀式可控电抗器在俄罗斯和乌克兰得到了良好的应用。 近些年来，国内学者和科研机构也展开了对可控电抗器的研究，在许多方面取得了丰硕的成果。2006年，中国电力科学研究院和西安变压器厂合作在国内率先生产了500kV/50MVA的油浸交流有级可控电抗器，这种可控电抗器是基于高阻抗变压器分级调节的可控电抗器，2006年9月19日在神木—忻州－石北500kV线路忻州开关站一次性投运成功。2007年，中国电力科学研究院与沈阳变压器厂合作，生产了国内首台500kV/120MVA磁控式可控电抗器，于2007年9月28日在500kV荆州站投运成功。 可控高抗在特高压电网中的作用： ◆提高电网输送能力 ◆限制工频过电压

14.《特高压交直流电网》简介

国网报：“大能源观”的生动实践总结 ——写在《特高压交直流电网》首发之际《特高压交直流电网》是一本全面总结我国在特高压电网建设方面所取得的研究成果、理论创新和工程实践的著作。12月6日，该书在北京首发，得到了有关领导、专家和媒体记者的高度评价。 翻阅全书可以看出，作者是在经过十多年的探索实践和研究后，以一种强烈的责任感总结梳理了中国特高压电网建设的科技成就和创新实践。基于中国能源转型和电网发展的重大课题，作者放眼全世界，回顾了电网发展的历程、现状和趋势，总结出电网在现代能源供应体系中发挥着不可替代的作用，并提出建设以特高压电网为骨干网架的坚强智能电网是解决能源和电力发展深层次矛盾的治本之策，是满足各类大型能源基地和新能源大规模发展的迫切需要。 回顾百年电网史 探寻能源发展的战略方向 中国经济快速发展与日益枯竭的化石能源和环境恶化之间的矛盾日益突出，这些现实触发了作者对中国能源转型和电网发展的深入思考。 能源是经济社会发展的基本保障。随着全球资源紧张、气候变化问题日益加剧，资源和环境对能源发展的约束越来越强。如何以新一轮能源革命为契机，加快能源战略转型，保障能源安全、

高效、清洁供应，是世界各国面临的共同挑战。 《特高压交直流电网》通过回顾总结世界电网百余年的发展历程，得出电网一直按电压等级由低到高、联网规模由小到大、资源配置能力由弱到强发展的客观规律，认为从本世纪初开始，建设具有跨国和跨洲电力配置能力、灵活适应新能源发展和多样化需求服务的现代电网体系——坚强智能电网，成为世界电网发展的方向和战略选择。 能源问题十分复杂，涉及能源政策、能源科技、能源市场、能源环境等诸多方面。《特高压交直流电网》认为，要解决好能源问题，应当树立“大能源观”，以全球化视野、可持续理念、战略性举措、创新性技术着力转变能源发展方式，统筹能源与经济社会环境协调发展，推动能源结构由高碳转向低碳、能源利用由粗放转向集约、能源配置由局部地区转向全球范围、能源服务由单向供给转向智能互动，构建以安全、高效、清洁发展为目标的现代能源保障体系。 新世纪以来，世界能源开发利用规模不断增大，新能源开发利用持续快速发展，能源结构多元化趋势明显。电能是安全、优质、高效、清洁的二次能源。用电能替代化石能源在能源终端消费中的份额已成为能源发展的重要趋势。电网是电能传输、资源配置、市场交易、客户服务的基本载体，要实现安全、高效、清洁的能源发展目标，就要充分发挥电网的能源转换和资源配置作用，推动以电为中心的能源发展思路，促进一次能源多元化，这