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1、特高压交流工程交接试验及调试国家电网公司二一二年八月特高压交流工程电气交接试验一、电气设备交接试验的组织与管理二、电气设备交接试验方法研究及标准三、主要电气设备交接试验项目 现场交接试验是新安装电气设备投运前用以检查和判断其能否投入运行的重要技术措施，是保证设备成功投运和安全运行的关键环节。由于特高压设备“首台首套”的特殊性，现场交流试验没有可直接应用的标准和借鉴的经验。同时，为确保设备投运后的安全可靠性，在常规设备试验项目的基础上增加了一些特殊试验项目，对试验测试技术和试验设备提出了更高的要求。344一、电气设备交接试验的组织与管理5 特高压设备现场交接试验及测试技术要求远高于常规超高压工程
2、，为满足工程电气设备现场交接试验的需要，加强对现场交接试验工作的管理，国家电网公司组织研究编制并印发了1000kV晋东南南阳荆门特高压交流试验示范工程电气设备交接试验标准（以下简称交接试验标准）和1000kV晋东南南阳荆门特高压交流试验示范工程交接试验工作安排及实施方案，确定了工程设备交接试验的项目、方法和判断标准，明确了现场试验的分工和监督机制，保障了现场交接试验的顺利实施。61000kV设备现场交接试验组织机构7 特高压电气设备现场交接试验分为常规试验和特殊试验。常规试验项目是指试验技术和试验测试设备成熟易行的一般性交接试验，特殊试验项目是指试验及测试技术要求较高、试验设备参数要求较高、试
3、验难度较大的交接试验项目。交接试验的常规试验项目由变电站安装施工单位承担。特殊试验项目由国网电力科学研究院及湖北电力试验研究院、山西省电力科学研究院、河南电力试验研究院三个属地试研院承担。关口电能计量点关口电能表校验及二次回路测试由中国电力科学研究院承担。重大试验项目实行主备制，关键试验能力实行储备制。设备合同或其他有关协议中规定的制造厂在现场进行的试验由制造厂负责，安装施工单位配合。8 为加强现场交接试验的监督，实行现场交接试验设备制造厂和运行单位全过程见证制，并引入试验监督制度。安装施工单位承担的常规交接试验，由属地试研院负责试验监督。属地试研院承担的特殊交接试验，由国网电力科学研究院负责
4、试验监督，重大试验项目关键点由专家组并行监督。国网电力科学研究院院承担的特殊交接试验，由属地试研院相应负责试验监督，重大试验项目关键点由专家组并行监督。制造厂在现场进行的试验，运行单位参与见证，属地试研院监督。9 特高压设备现场交接试验的试验设备通常体积庞大，接线复杂，设备安装及外部环境处理难度远大于常规设备，需要现场各参建单位紧密配合、协调开展各项工作。为保证试验工作的顺利进行，首先要组织试验人员提前与现场监理、电气设备安装单位开展技术交底工作，了解设备的安装及常规试验情况，通报试验计划安排、试验项目、试验接线及试验标准等相关情况，明确需要协调配合的事宜。试验前，试验负责人组织试验人员召开班
5、前会，学习试验作业指导书，进一步明确试验分工，做到试验设备安装、试验接线、安全措施执行、试验前检查、试验操作、试验记录等各环节责任到人，操作规范化。试验过程中各试验人员按照分工密切配合，准确操作，确保了试验安全、高效完成。10二、电气设备交接试验方法研究及标准11 交接试验标准针对试验示范工程特高压电气设备具体的技术参数和特征，结合各种设备的结构特点，提出了科学、合理的试验项目、试验方面和判断标准，以便发现设备在运输和安装工程中可能遗留或出现的缺陷，保证试验示范工程的顺利投运。与现有设备交接试验相比，交接试验标准主要不同点包括以下方面：12特高压变压器（1）根据特高压变压器分体式的结构特点，将
6、变压器的试验项目分为三部分：变压器本体的试验项目，调压补偿变压器的试验项目，变压器本体连同调压补偿变压器的试验项目；（2）增加了整体密封检查，并提到第一个试验项目，主要考虑到多年运行经验表明变压器渗漏问题比较多，有必要增加此试验项目。此外将其作为第一个试验项目，可以利用变压器静置时间，进行密封检查，节约时间；13（3）增加了变压器380V电压下空载试验、低电流短路阻抗试验项目。增加以上试验项目的原因是：在低电压，小电流情况下的测量空载电流与短路阻抗非常简便，并且具有可比性，交接试验测量以上数据可为以后开展诊断性试验提供参考数据，为评估设备状态提供依据。（4）增加了对绕组连同套管直流电阻测量试验
7、电流的规定。主要目的是减小采用大电流测量直流电阻，造成变压器铁芯剩磁对后续绝缘试验产生影响。（5）增加了变压器振动测量，主要是吸取750kV变压器运行的经验；14（6）增加了变压器油箱温度分布以及接线端子温度测量的试验项目，主要是听取了运行部门与专家的意见，增加此项目检查变压器过热情况；（7）绕组连同套管的直流电阻、绕组电压比、绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数、绕组连同套管的tan和电容值、绕组连同套管的直流泄漏电流，这几个试验项目，既要求本体与调压补偿变分开时分别做，也要求连在一起后做。这主要考虑到以后对变压器进行预防性试验时，可能不会将本体与调压补偿变分开测量，因此有必要在交接试验
8、时，将本体与调压补偿变连在一起测量，为以后预防性试验提供参考数据；15（8）对于绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验，考虑到现场局部放电试验的难度，对变压器本体与调压补偿变压器分别实施绕组连同套管的长时感应电压带局部放电试验，不必对变压器本体连同调压补偿变压器联合进行试验。对于本体连同调压补偿变局部放电试验的升压方案可以有3种考虑：1.7Um3电压激发，1.5Um3测量；或者1.5Um3电压激发，1.3Um3测量，或者110080kV电压激发，1.3Um3测量。综合考虑试验方案的实施可行性，对绝缘考核等因素，确定采用1.5Um 3电压激发，1.3Um3测量的方案。试验电源可以采用发电机
9、组或变频电源。16特高压并联电抗器交接试验项目包括特高压并联电抗器和并联电抗器配套用中性点电抗器两部分。由于中性点接地电抗器运行中很少带全电压，因此现场交接试验中不要求对噪声、振动和油箱表面温度分布及引线接头温度进行测量。对于1000kV并联电抗器，以下4项试验在系统调试时进行：（1）额定电压下的冲击合闸试验；（2）测量电抗器的噪声；（3）测量油箱的振动；（4）测量油箱表面的温度分布及引线接头的温度。17气体绝缘金属封闭开关设备（1）在标准编制过程中，专家一致肯定GIS操作冲击试验的意义，但考虑到现场实际条件及对工程工期的影响，建议将该项试验前移到出厂试验中进行，标准中说明必要时现场进行该项试
10、验。（2）主回路电阻测量试验采用直流压降法，由于1000kV GIS/HGIS主回路较长，要求试验设备输出电流不小于300A。（3）局部放电测量。局部放电测量有助于检查GIS内部多种绝缘缺陷，因而它是安装后耐压试验很好的补充。可根据现场条件在交流耐压试验的同时进行GIS局部放电试验。18特高压互感器（1）受环境条件影响，只有在误差特性、tan和电容量等试验发现问题时，才将现场进行1000kV柱式CVT耦合电容分压器的工频耐压试验作为补充项目进行故障诊断用。局部放电试验在现场实施更加困难，因此不考虑。（2）在10kV条件下测量耦合电容器的tan和电容量易于现场操作，但是电容器绝缘介质的电场强度远
11、远小于工作场强，测量结果不能完全发现可能存在的缺陷。当10kV条件下检测结果有疑问时，应提高试验电压进一步查找问题。当误差检测结果超差较大时，应考虑耦合电容器进行额定电压的tan和电容量测量。19（3）当施加额定电压下测量耦合电容器tan和电容量检测结果仍然有疑问时，可以追加交流耐压试验，以便进一步核查问题所在。（4）电流互感器直接法测量和间接法测量差异较大，在条件具备的情况下，应以直接测量结果为准。如果一次试验电流难以施加到规定值，可以采用间接法检测误差，但前提是要采用直接法在不低于额定电流20的条件下，用直接法测量误差，以保证被检电流互感器量值的溯源性。20三、主要电气设备交接试验项目21
12、 按照现场交接试验标准和实施方案的规定，各安装施工单位、设备制造厂、试验单位、运行单位及专家组，各自成立了交接试验的组织机构，有序开展了现场交接试验。一是对试验方案和计划进行严格审查把关，重大试验项目实行专家会审，确保了试验方案的可行性。二是充分调动各方资源，加强了试验和测试设备的配置和备用，提前进行模拟实验，保证了试验设备和试验方案的可行性与可靠性。三是各试验责任单位的人员、试验设备和工作重心前移到工程现场，以现场为中心，及时为现场服务。四是严格执行监督机制，充分发挥专家组作用，及时发现问题，及时组织解决问题。确保了交接试验及测试工作的规范性、安全性、正确性和准确性，为工程顺利投运把好最后一
13、道关口。22特高压变压器ACLD试验 与常规交接试验项目相比，特高压变压器的现场交接试验增加了测量绕组连同套管的直流泄漏电流、低压空载试验、绕组连同套管的外施耐压试验、绕组连同套管的感应耐压带局部放电试验、变压器绕组频率响应特性试验、测量变压器低电压下短路阻抗以及噪声测量等特殊试验项目，其中绕组连同套管的感应耐压带局部放电试验（ACLD）是特高压变压器试验中难度最大的关键性试验。ACLD试验能及时发现变压器运输和安装过程中的绝缘缺陷，如变压器内部所出现的气泡、杂质、悬浮电位或导体接触不良等导致的放电缺陷，对变压器的安全投运具有重要意义。23 与其他电压等级变压器的试验相比，特高压变压器为三柱三
14、线圈结构，其电压比为1050kV3/525kV3/110kV，ACLD试验时低压侧施加的电压要高；考虑到特高压变压器绝缘水平的要求，ACLD试验与常规局部放电试验所加电压不同，激发电压为1.5Um3，局部放电测量电压为1.3Um3；局部放电试验要求更为严格，高、中、低压端局部放电量分别不大于100pC、200pC和300pC。同时，由于特高压变压器单台容量大、试验电压高、空载损耗大，需要采用承受教高电压和大容量的试验设备；特高压变压器入口等效电容大，ACLD试验时需要补偿的电抗电流大，对补偿电抗器的参数要求高；24 特高压变压器套管电容量大，施加电压高，末屏接地端的电流较大，因此局部放电检测阻
15、抗需要更大的通流能力以防止测量阻抗磁路饱和；由于试验回路感应电压高，补偿电流大，试验过程中更容易受到变压器外部干扰的影响，需要特殊的抗干扰措施。试验过程中，需要对变压器高、中、低压以及铁心、夹件等部位同时进行局部放电检测，并辅以声、光、电等多种检测手段对局部放电情况进行全面监控，由于ACLD试验时变压器高压端电压较高，容易引起变压器外部的悬浮、尖端以及低电位高场强区域的放电，影响对局部放电的分析和判断。25 现场进行ACLD试验时，为保证和工厂内试验结果分析的延续性和可比性，采用单边加压方式，与制造厂出厂试验时的接线方式保持一致。为消除变压器铁心剩磁对试验的影响，在做完直流试验后，通过反复零起
16、升压至0.5倍Um3进行退磁操作，保证后续试验的顺利进行。为消除现场干扰对局部放电测量影响，在试验回路中设计了一系列有效、可行的综合抗干扰措施。26具体措施有：采用直径较大的无晕导线，消除加压引线的电晕放电对试验的影响；在高、中及低压套管顶部装上合适尺寸的均压罩，防止套管尖端电晕放电；在电源系统中的发电机出口加装宽频带滤波器，消除电源系统电压波形可能存在的畸变对局部放电测量的影响；在高压补偿电抗器和变压器低压端之间加装特定频段的阻波器，消除电源侧干扰信号对低压绕组局部放电测量的影响；为消除地网中杂散电流对测试的影响，应检查地线连接，坚持局部放电试验测试回路一点接地的原则等。27 针对上述特点和
17、难点，ACLD交接试验的三个承担单位都研制了适用于1000kV变压器现场交接试验的试验电源系统。山西电力科学研究院采用200Hz中频电动发电机组作为现场试验电源，配置两台额定频率为200Hz、额定电压及容量为87kV/3900kvar的两台电抗器串联连接作为补偿电抗。湖北省电力试验研究院采用250Hz中频电动发电机组作为现场试验电源，使用额定频率为250Hz的25A/35kV、10A/35kV、5A/35kV等规格的多个电抗器，组成串、并联补偿电抗器组。28国网电力科学研究院采用频率在30300Hz范围内可调的800kW变频电源作为试验电源，配置四台3H、68kV/20A和两台6.5H、100
18、kV/20A电抗器串并联组合为补偿电抗器组。试验结果证明：三种试验电源配置方案均能满足试验要求；采用的多种抗干扰措施能够有效地抑制局部放电测量时的背景干扰，而且在1000kV运行站中的应用效果同样显著；多种监测手段的综合应用，对试验的顺利开展起到了非常关键的技术保障作用。29山西电科院现场ACLD试验场景30湖北试研院现场ACLD试验场景31国网电科院现场ACLD试验场景32 ACLD试验是1000kV变压器交接试验中难度最大、最受关注的关键性试验，在现场试验中，必须采用多种抗干扰措施，同时应用多种综合手段进行监测。1000kV变压器现场交接试验与其他变压器相比有其自身的特点，尤其是绝缘油试验
19、增加了颗粒度检验项目，且击穿电压要求不低于70kV；测量绕组连同套管的直流电阻时，要求1000kV绕组测试电流不大于2.5A，500kV绕组测试电流不大于5A，以减少直流电流向绕组充电时在变压器铁心中产生的剩磁对后续交接试验的影响。33特高压GIS/HGIS特殊试验 特高压GIS/HGIS的特殊试验项目为主回路绝缘试验，包括老练试验、交流耐压试验和局部放电监测。由于南阳开关站隔离开关为现场组装，增加隔离开关断口耐压试验。老练试验可以将特高压GIS/HGIS内部由于装配或现场安装过程中产生的微粒通过施加一定的电压移动到低场强区或烧蚀掉，达到“净化”试品的目的。交流电压耐受试验和局部放电监测可以检
20、出特高压GIS/HGIS设备由于运输过程中发生冲撞、安装过程中操作不当或工艺把关不严导致的机械和绝缘缺陷。34 由于特高压GIS/HGIS试验电压高、入口电容量大，现场试验采用大容量的串联谐振装置进行。该方法的优点是装置体积小、重量轻、所需试验电源容量小，且加压试验时，试品一旦闪络，回路就会失谐，对被试品绝缘损伤小。老练试验在现场耐压试验前进行，加压程序为：0Ur3（635kV）（Ur为额定电压），持续10min1.2Ur3（763kV），持续5min0。若老练过程中发生放电，可进行重复试验，无放电时则试验通过。35 主回路对地耐压加压程序为：0Uds（880kV）持续1min（Uds为工频试
21、验电压）。耐压试验结束后，降至1.1Ur3（699kV）（Ur为额定电压）直接进行局放测试。进行局部放电测量时，使用超高频和超声等局部放电检测系统对每个气体间隔进行测量。在耐压试验过程中如果发生击穿放电，应进行重复试验，如果设备还能经受规定的试验电压时，则认为是自恢复放电，耐压试验通过。局部放电测试结果三相相同部位间互相比较，不应有明显的差异，测试结果留挡作为今后预防性试验比较判断的原始依据。36 隔离开关断口耐压试验仅在南阳站进行。试验电压从HGIS的出线套管处施加，规定的试验电压应施加到每相导体和外壳之间，每次一相，其他的导体应与接地的外壳相连。特高压GIS/HGIS的每一部件均已按试验程
22、序耐受规定的试验电压，试验过程中无电压突然下降和电流表突然猛烈波动，未发生击穿，无异常放电。主回路耐压试验时，使用了超高频和超声等多种局部放电监测方式对每个间隔进行了测量，试验过程未见异常，且三相相同部位的局部放电测试结果没有明显的差异。下图为特高压HGIS主回路绝缘试验场景。37特高压HGIS主回路绝缘试验场景38电容式电压互感器试验 1000kV CVT结构与500kV及以下CVT的结构相比有较大变化。500kV及以下CVT一般为叠装式，电容分压器中压端子和低压端子与电磁单元在同一封装箱体内，现场测量耦合电容器的电容量及介质损耗时往往采用自激法，即以CVT中间变压器作为试验变压器，在其二次
23、侧加压激励，一次侧感应出高压作为电源，分别测量高压臂电容下节及中压臂电容的电容量和介质损耗，该方法如果使用不当，容易损坏电磁单元部件，通常不建议采用。而1000kV CVT电磁单元外置，并通过中压引线与电容器本体连接，中压连线可以断开，这对现场额定电压下测量中压臂电容的电容量和介质损耗具有重要意义。39 耦合电容器的介质损耗试验一般采用正接线方式进行，试验时将电磁单元与电容分压器的连接线K断开。在10kV电压下测量高压臂电容的介质损耗tan和电容量，中压臂电容在额定电压（视制造厂参数的不同而不同，6kV或8kV）下测量tan和电容量。电容器的介质损耗tan值应不大于0.2%。40 现场检测用1
24、000kV标准电压互感器的成功研制，为使用差值法进行1000kV CVT准确度（误差）试验创造了必要的条件。现场检测用1000kV标准电压互感器能够靠自身配置的液压装置自动升降，提高了现场试验的效率，同时避免了在吊装过程中对大型精密测试设备电气性能的影响。影响1000kV CVT准确度（误差）试验的因素较多，现场试验时需注意高压引线、试验回路接地方式、测试区内磁场和试验电源频率的影响。411000kV CVT试验现场42金属氧化物避雷器试验 1000kV避雷器由4节或5节避雷器元件串联组成，电阻片芯体结构为内4柱并联。由于电阻片的直径大，且采用了4柱并联结构，避雷器直流参考电压试验所选用的参考
25、电流由1mA提高到了8mA，整支避雷器的直流参考电压在1114kV以上。如果对整支避雷器进行直流参考电压试验，那么对试验用直流高压发生器的输出电压及容量要求较高且不易实施。为了现场试验方便，采用了对分节元件测量的方法。由于直流参考电压试验不受杂散电容的影响，这种测量方法不会影响到试验结果判断。43 1000kV避雷器外形尺寸大、避雷器元件数量多，对现场条件提出了更高的要求，试验过程中应特别注意试验设备的布置方式，特别注意外部环境、其它接地体或带电体以及现场放置的其它避雷器元件等的邻近效应对测量结果的影响。再者，由于避雷器及其内部均压电容的电容量较大，直流试验时积累的电荷较多，试验前后应充分放电
26、和接地，以免发生人身触电事故或试验设备损坏事故。44特高压避雷器试验现场45线路工频参数测量 特高压输电线路工频测试主要目的是检查线路的绝缘状况、核对相位并测量线路的工频参数，为计算系统短路电流、继电保护整定以及选择合适运行方式等提供基础数据。同时线路参数的测量也是特高压输电系统一次设备校核、继电保护动态模拟仿真与新原理继电保护研制、安全稳定运行控制措施制订和运行方式分析选择等的基础。与常规高压、超高压线路测试相比，特高压交流输电线路长度更长、沿途地理环境情况复杂、地形地貌多样、线路走廊内平行输电线路较多、导线受集肤效应和大地回路的影响更强。46特高压线路工频参数测试技术路线 调查特高压线路沿
27、线运行线路平行段的长度、间距、电压等级及其所带负载情况，研究制订降低磁感应电压的方法。研究工频抗干扰技术，提出了工频变向量法，研究并联补偿加压技术。开展测试系统的准确度控制工作。研究线路参数广域同步测量技术。提出了特高压输电线路的模型和数据处理计算新方法。47特高压线路工频参数测试现场 实践表明，测试所设计的工频变向量法与并联补偿加压技术相结合的特高压线路工频参数测试方法较传统方法抗干扰能力更强，测量准确度更高，试验系统相对轻便，能够满足特高压输变电工程对线路参数测试的要求。48小结：通过超前谋划、全面培训、严密组织，在各试验单位的共同努力下，特高压交流工程电气设备交接试验取得了圆满成功。交接
28、试验的成功完成保证了系统调试工作的顺利进行，同时满足了工程按期投运的要求，为安全稳定运行打下了坚实的基础。特高压电气设备现场交接试验的技术要求远高于常规设备，为特高压电气设备现场交接试验研发的局放测试、CVT现场耐压等试验设备技术先进，线路参数测量方法先进，实施效果良好。特高压交流输变电工程系统调试一、系统调试的目的和条件二、系统调试工作内容三、特高压工程系统调试特点四、特高压试验示范工程系统调试情况五、特高压扩建工程系统调试情况六、皖电东送特高压示范工程系统调试情况50一、系统调试的目的和条件51系统调试的目的系统调试是指新建或扩建的交、直流输变电工程在相关设备完成施工安装并通过分系统调试检
29、验合格后，针对设备和接入系统进行的一系列试验和测试，以确保工程具备投运条件。l全面考验工程的科研、设计、设备制造、施工安装、单体及分系统调试等各个环节，为后续工程建设积累经验；l对工程的一次、二次设备性能以及系统的运行特性进行全面的试验检验，掌握主设备特性及电网的运行控制规律，为工程验收提供技术依据，为工程安全可靠投产及后续运行维护提供保障。52系统调试需具备的条件系统调试是确保工程顺利投运、安全运行的关键环节。l工程涉及所有一次、二次设备均已按国家标准进行了安装调试，并经现场交接试验、分系统调试，且验收合格，具备调试条件；l变电站所有保护按照调度部门整定通知单完成校核且能可靠动作，安控装置及
30、系统安全稳定措施已按调度部门规定投入运行；l通信系统已通过调试，可以满足继电保护、安全自动装置、系统调试指挥、调度、测试和通信的要求；53系统调试需具备的条件l建立了完善的调试指挥、调度、测试、抢修、后勤组织系统；l系统调试方案、调度方案已经正式批准；l已按照系统调试方案落实各项安全措施；l系统调试范围内涉及的变电站运行和调试人员已经过技术培训，并经考核合格；l变压器分接头、线路高抗中性点小电抗档位均放置合适位置，线路单相重合闸时间按研究推荐值整定完毕。54二、系统调试工作内容启动调试启动调试调度方案调度方案系统调试系统调试实施方案实施方案系统调试系统调试测试方案测试方案系统调试系统调试方案方
31、案电磁暂态电磁暂态仿真研究仿真研究潮流稳定潮流稳定仿真研究仿真研究系统调试系统调试技术研究技术研究电网潮流稳定运行控制特性系统调试项目、测试项目安排电网稳定特性及输电能力安全稳定控制策略研究电压无功控制方案研究相关电网适应性分析 潮流方式电压控制策略（主变档位、电源开机方式、无功补偿设备投切策略）电网安全稳定措施（潮流控制、安控措施）试验中的潮流稳定问题系统调试研究解决的技术问题试验中的电磁暂态问题过电压（工频、操作、谐振、次同步谐振、铁磁谐振）过电流（暂时过电流、短路电流、潜供电流）主设备（特殊设备）工作条件及技术规范适应性串补、可控高抗等特殊设备工作条件及技术规范适应性单相重合闸时间整定、
32、小电抗档位设置试验方案试验顺序试验方式试验内容试验步骤测试内容安全措施 系统调试研究解决的技术问题58系统调试的主要内容l变压器、断路器、线路、高压电抗器、低压电抗器和低压电容器等一次设备的带电投、切操作试验；l电压、电流互感器等二次设备的回路（极性）相位、幅值校核；l串补（可控高抗）装置的一次、二次设备带电考核试验；l1000kV线路的合、解环或并、解列试验；l人工单相短路接地试验；l系统动态扰动（切机、切线路）试验；l联络线功率调整或大负荷试验。59系统调试组织实施l现场试验组织机构建立；l系统调试人员培训、系统调试方案现场交底：l试验安全保障措施落实；l现场协调配合、后勤保障落实；l测试
33、仪器准备、现场测试接线；l现场试验实施。60设备消缺、应急处理跟踪技术分析试验测试试验方案执行试验指挥现场试验实施61系统调试总结l读取现场试验测试结果，分析现场试验现象；l结合仿真分析手段对测试结果进行核算比对，校核试验测试及仿真计算的正确性，为开展分析评价提供可靠依据；l分析工程一次、二次主设备的性能，校验设备技术指标与设计规范的适应性；l校验新接入系统的电网运行特性，总结掌握系统运行控制规律，为工程安全运行奠定基础；l全面评估工程设备和系统运行性能，提出工程是否具备试运行条件结论。62三、特高压工程系统调试特点63 与超高压（500kV、750kV）工程系统调试相比，特高压工程由于在系统
34、和设备方面的显著特点，使得系统调试中需要关注和解决的技术问题更多，难度更大，调试工作的重要性也更加凸显。64特高压系统方面的特点：l系统额定电压更高，输电线路更长，线路充电功率更大，工频电压升高问题突出。l特高压线路输送功率大，涉及电网规模更大，并且存在电磁环网问题，电源组织、功率消纳、无功平衡等协调控制难度大。必须通过典型系统试验项目的实施，全面掌握系统的运行特性和控制规律，验证运行控制策略的有效性和仿真计算分析的准确性。65特高压设备方面的特点：l我国特高压交流设备为世界首次研制，”首台首台“。尽管设备在系统调试前经过了严格的型式试验、出厂试验和现场交接试验，但未经过实际电网运行条件的考验
35、。l特高压设备特殊的结构和特性，如变压器主体变与调压补偿变分离，隔离开关带电投切产生特快速暂态过电压等可能影响运行方式。必须进行全面严格的加压、通流试验考核，掌握设备性能、保障设备长期稳定运行。66 在特高压工程系统调试中，必须结合特高压系统和设备方面的实际特点专门安排特殊的试验项目和测试项目，以全面检验特高压一次、二次设备及联网系统的运行指标，为工程长期安全稳定运行提供可靠保障。在特高压试验示范工程及其扩建工程系统调试中，进行的多个试验和测试项目均创造了“世界第一”。67u零起升压试验考核原因及重点：特高压试验示范工程一次、二次设备均为国内“首台首套”，该工程又是华北、华中电网的联络线，通过
36、零起升压，稳妥地考核设备耐压性能直至全电压考核，并可保证特高压交流设备和华北、华中电网的安全的安全；试验难点及关键技术问题：l小系统隔离对华北、华中电网正常运行系统安全的影响；l试验电源的选择：机组长时间空载运行保障；发电机带特高压空载长线时的自励磁问题核算，必须确保机组及特高压设备安全；l零起升压试验回路的过电流保护整定问题。68u1000kV侧投切空载变压器试验存在的技术问题：特高压试验示范工程网架条件下，进行长治或荆门站1000kV侧投切空载主变试验存在两个问题：a）长线路电压控制存在困难；2）1000kV断路器装设合闸电阻，但仍可能产生较高的谐振过电压。解决措施：l在试验示范工程系统调
37、试中取消1000kV侧投切空载变压器试验；l特高压扩建工程系统调试中在长治、南阳及荆门三站均安排进行了1000kV侧投切空载变压器试验，证实1000kV断路器不装设合闸电阻进行投切空载主变也是可行的，与仿真结论一致。69u1000kV隔离开关拉环流（母线转换电流）试验考核原因及重点：特高压断路器为首次研制，为提高运行中的可靠性，需要对断路器的隔离开关带电拉合母线转换电流的能力进行试验考核。解决措施：l在试验示范工程系统调试中，在南阳开关站首次安排进行了1000kV隔离开关拉环流试验，经试验验证，1000kV隔离开关设备性能满足设计及运行要求。70u1000kV隔离开关带电拉合空载母线VFTO考
38、核原因及重点：特高压（GIS、HGIS）变电站/开关站内进行隔离开关拉合空载母线操作可能产生VFTO问题，对变压器绝缘及站内二次设备不利，需要经过试验验证，核实带电操作隔离开关的可行性。解决措施：l在特高压试验示范工程长治、南阳及荆门三站专门安排进行了1000kV隔离开关带电拉合空载母线VFTO的现场试验、测试，经与试验场测试及仿真结果比对，证实VFTO水平较低，不影响设备安全，三站可以进行带电操作1000kV隔离开关。71u1000kV母线PT（电磁式电压互感器）铁磁谐振考核原因及重点：特高压扩建工程中长治站1000kV GIS母线装设了罐式电磁式电压互感器（PT），1000kV空载母线带P
39、T运行时有可能出现严重的铁磁谐振过电压问题，对系统调试及今后运行不利，需要经过试验验证，核实空载母线带PT运行的可行性。试验安排：l特高压扩建工程调试期间，在长治站专门安排进行了1000kV母线PT铁磁谐振测试试验，针对可能出现的各种工况进行试验考核，在采取仿真研究提出的试验安全措施保障下，试验安全顺利完成。试验中未出现铁磁谐振现象，长治站1000kV母线PT可以在扩建工程中投入运行。72u1000kV线路合、解环（并、解列）试验考核原因及重点：掌握1000kV线路并、解列操作对系统的冲击，引起的功率、电压波动特性；掌握世界上首次出现1000kV/500kV电磁环网不同电压等级线路的潮流分布特
40、性。解决措施：l在特高压试验示范工程及扩建工程中安排进行1000kV线路并、解列试验，研究提出1000kV线路断路器同期装置压差、角差及频差整定要求，以及1000kV线路电压控制策略，确保试验顺利完成；l在特高压扩建工程中，安排进行了1000kV南荆I线合、解环及主变500kV侧合、解环试验，研究提出了试验中鄂豫断面潮流控制要求以及1000kV断路器同期装置压差、角差整定要求，确保现场试验顺利通过。73u1000kV联络线功率控制试验考核原因及重点：掌握1000kV联网系统的功率波动、电压波动特性，验证1000kV联络线功率控制策略的有效性。试验安排：l在特高压试验示范工程系统调试期间，安排进
41、行了1000kV长南I线、南荆I线联络线功率控制试验，线路计划输送功率为0300MW；l在特高压扩建工程系统调试期间，在5000MW正常大负荷试验期间，进行了联络线功率偏差控制试验。74u1000kV系统动态扰动试验考核原因及重点：掌握1000kV联网系统的抗扰动和动态运行特性。试验安排：l在特高压试验示范工程系统调试期间，在1000kV线路联网运行方式下，通过切除三峡电厂一台700MW 机组，进行了系统动态扰动试验，观察系统电压和频率。75u1000kV串补装置系统调试考核原因及重点：1000kV固定串补装置为世界首次装设，串补装置的一次、二次设备等各主要元件性能以及装设串补后的特高压系统运
42、行特性均需通过现场试验验证。试验安排：l在特高压试验扩建工程系统调试期间，安排了1000kV串补平台带电、串补空载带电、带串补投切空载线路、线路保护联动串补旁路开关合闸、串补控制保护系统掉电、串补负载带电、人工短路试验、大负荷等试验项目，对串补装置各方面性能进行全面检验；针对南荆I线串补分段布置方式，安排了双段及单段串补的带电及保护联动试验，为现场灵活运行提供了依据。76u1000kV线路人工短路试验考核原因及重点：了解特高压联网系统运行暂态稳定特性，掌握系统的抗干扰能力，为调度运行积累经验；验证采取“高抗+中性点小电抗”限制1000kV线路潜供电流及恢复电压问题的有效性，校验单相重合闸整定策
43、略的适应性；验证串补装置一次、二次设备性能及线路保护动作逻辑正确性。试验安排：l在特高压试验示范工程系统调试期间，安排了1000kV长南I线、南荆I线人工单相瞬时短路接地试验；l在特高压扩建工程系统调试期间，在特高压线路带串补联网运行方式下，安排了1000kV长南I线、南荆I线人工单相瞬时短路接地试验。77u大负荷试验考核原因及重点：验证特高压工程大容量送电能力；进行主设备特性和电磁环境等专项测试，为工程验收积累基础资料；掌握特高压联网系统在大负荷下的运行特性，为工程投运后实际运行积累经验。试验安排：l在特高压试验示范工程系统调试期间，结合实际电源、系统网架情况，安排了1000kV长南I线、南
44、荆I线2800MW大负荷试验；l在特高压扩建工程系统调试期间，在特高压线路带串补联网运行方式下，结合电源组织情况，安排进行了1000kV长南I线4500MW正常大负荷、1000kV长南I线5000MW正常大负荷及特高压线路全线5000MW特殊大负荷试验。78u特高压工程电磁环境测试考核原因及重点：特高压工程的电磁环境水平是社会关注热点，需要通过现场试验测试对电磁环境指标是否满足国家制定的环评要求进行评估。测试安排：l在特高压试验示范工程系统调试期间，安排进行了1000kV变电站/开关站及1000kV线路的电磁环境测试，包括工频电场、工频磁场、无线电干扰及可听噪声；l在特高压扩建工程系统调试期间
45、，安排进行了1000kV变电站、串补站及1000kV线路的电磁环境测试，包括工频电场、工频磁场、无线电干扰及可听噪声。79u特高压断路器开断暂态恢复电压（TRV）测试考核原因及重点：特高压线路装设串补后，1000kV线路断路器清除故障时的TRV水平与不装设串补有一定升高，需要通过试验验证1000kV线路断路器开断TRV时的工作条件和性能指标。试验安排：l在特高压扩建工程系统调试期间，在长治站安排进行了两种试验工况下的1000kV线路断路器开断TRV现场测试，包括1）长治站切除1000kV空载变压器试验；2）1000kV长南I线南阳串补线路侧人工单相瞬时短路接地试验。80u特高压变压器短路阻抗及
46、绕组变形测试考核原因及重点：特高压线路装设串补后，系统短路电流增大，系统中发生故障时，流经特高压变压器的短路电流对线圈工作状态有一定影响，需要通过试验评估变压器运行状态是否正常。测试安排：l在特高压扩建工程系统调试期间，在1000kV长南I线、南荆I线南阳串补线路侧人工单相短路接地试验完成后，在南阳站安排对南阳站特高压变压器的短路阻抗及绕组变形进行了专项测试。81四、特高压试验示范工程系统调试82特高压交流工程系统调试组织与管理 国家电网公司高度重视启动调试工作，2008年5月组织成立以刘振亚总经理为主任委员的启动验收委员会（简称启委会），全面负责组织工程竣工验收、启动调试、试运行和移交工作，
47、决定相关重大事宜。启委会下设启动验收现场指挥部，根据启委会的决策，负责工程启动调试及试运行期间的组织指挥工作。启委会第四次会议审定了1000kV晋东南南阳荆门特高压交流试验示范工程系统调试调度方案。83 设立了荆门、南阳、晋东南、国调中心4个启动调试现场指挥部。指挥部设立启动指挥组组长、调试指挥（简称调总）和各站调试执行指挥（简称分调总。启动调试现场指挥部负责各站系统调试期间的组织指挥工作，调总和分调总具体指挥调试项目实施。调度运行、方式校核、保护分析、自动化通信、调度指挥工作组负责组织、落实特高压交流试验示范工程的调度计划、电网运行方式、继电保护、系统通信、自动化等工作，负责运行系统的调度运
48、行和事故处理。试验测试组负责组织实施测试方案。设备、线路监视组负责启动调试期间的设备和线路状态监视，准备应急抢修资源及其配置，出现异常时按照现场指挥部的要求实施抢修。84系统调试工作组织机构华北网华中网1000kV特高压试验示范工程调试系统简化接线示意图试验示范工程概况1000kV长治、荆门变电站工程及1000kV南阳开关站工程，长治、荆门站各装设1台主变，每组主变装设2组低抗、四组低容长治南阳荆门1000kV线路，采用8500导线，单回架设，线路全长640km，高抗补偿度约为8788%。86示范工程系统调试范围1000kV长治、荆门变电站及1000kV南阳开关站内1000kV、500kV和1
49、10kV相关的一次及二次设备；1000kV长治南阳荆门输电线路；1000kV长治南阳荆门特高压联网系统。87示范工程系统调试特点是我国第一个1000kV电压等级交流输变电工程，系统调试技术研究及现场实施均无先例可循；特高压一次、二次设备均为国内首次，且特高压系统电压高、线路长、输送功率大，对主设备性能及试验安全措施要求高；属大区电网互联工程，系统接入条件复杂，电网运行控制、试验方式安排难度大。88示范工程系统调试方案编制原则系统调试分段进行，逐步完成。试验项目分为隔离小系统试验和联网大系统试验两类；在隔离出的试验小系统进行零起升压试验，取消零起升流试验；确定分别在晋东南侧和荆门侧进行零起升压试
50、验；从全面考核和掌握主设备特性出发，并结合示范工程具体条件和技术因素的约束，安排调试项目、测试项目；增加1000kV隔离开关拉环流试验，取消1000kV侧投切空载主变试验；停电操作1000kV隔离开关。89示范工程系统调试项目分为两大部分、11类，总计15项：第一部分：隔离小系统的系统调试，有2类、4项：90隔离小系统零起升压试验三峡左一电厂带1000kV荆门主变零起升压试验三峡左一电厂带1000kV荆门主变、南荆I线、长南I线零起升压试验91第二部分：联网大系统的系统调试，有9类、11项：92示范工程系统调试现场实施情况特高压试验示范工程系统调试于2008年12月8日12月30日进行，基本完