2006年5月Power System Technology May 2006 文章编号：1000-3673（2006）10-0069-06 中图分类号：TM714.3 文献标识码：A 学科代码：470·4051
贵广第二回直流输电工程换流站无功补偿的研究
杜忠明
（中国电力工程顾问集团公司，北京市西城区100011）
Study on Reactive Power Compensation for the Secondary HVDC Project
from Guizhou to Guangdong
DU Zhong-ming
（China Power Engineering Consulting Group Corporation，Xicheng District，Beijing 100011，China）
ABSTRACT: The research on reactive power compensation of converter station is an important component in the design of HVDC project. For the secondary ±500 kV/3000 MW Guizhou- Guangdong HVDC transmission project being built in South China power grid, based on HVDC steady-state model and according to corresponding calculation principle the reactive power consumption of converter station under various operating modes is calculated, and total capacity of reactive power compensation devices of converter stations at both terminals and the configuration scheme for these devices which are divided into groups are proposed. The feasibility of the proposed configuration scheme is verified by simulation results of switching grouped compensation devices in converter station. Main results of this research item are applied in the manufacturing of compensation devices for the secondary ±500kV/3000MW HVDC transmission project.
KEY WORDS:Guizhou-Guangdong secondary HVDC project；converter station；reactive power compensation；transmission and distribution
摘要：换流站无功补偿的研究是高压直流系统设计的重要组成部分，针对正在建设的南方电网贵广第二回±500kV/ 3000MW直流输电工程，根据高压直流稳态模型，按照相应的计算原则计算了不同运行方式下的换流站无功消耗，提出了两端换流站的无功补偿设备总容量及其分组配置方案。换流站无功分组投切的仿真结果验证了配置方案的技术可行性。主要研究成果已应用于工程的设备制造中。
关键词：贵广第二回直流输电工程；换流站；无功补偿；输配电工程
0引言
高压直流输电系统在运行中需要消耗大量的无功功率[1]。直流换流站装设的无功补偿装置通常由交流滤波器及电容器组成，其中交流滤波器既能提供容性无功功率，还可将直流系统产生的大量交流谐波分量降低到允许范围内。换流站的无功补偿容量及其分组配置研究是直流系统设计的重要组成部分[2-11]。
贵州—广东第二回直流输电工程是我国实现直流工程自主化建设的重要依托项目。本文根据直流系统的稳态模型[3]，对贵广第二回直流输电工程的各种运行方式进行了计算分析，提出了直流系统两端换流站的无功补偿容量、无功分组配置方案，并结合换流站的滤波器设计，验证无功配置方案的技术可行性。
1交流系统条件
根据南方电网的“西电东送”规划，“十一五”期间西电东送的容量将在“十五”期间的基础上新增向广东送电10300MW，其中贵州将向广东新增送电4000MW。为满足规划的输送容量要求，在贵电外送“一直两交”输电通道的基础上，需要新建贵广第二回直流输电工程(直流电压采用±500kV，直流输送容量为3000MW)。目前该工程已进入全面建设阶段，计划2007年建成单极，2008年建成双极投运。
该工程的起点换流站位于贵州省兴仁县，主要汇集黔西南地区的盘南电厂(规划装机容量6×600MW)电力外送，交流侧额定电压选取为525kV；受端换流站位于广东省深圳市，可兼顾深圳和东莞两地区的用电负荷，交流侧额定电压选取为500kV。
2 主要计算原则
2.1 直流运行方式
贵广第二回直流输电工程主要有以下运行方式：
①双极全压运行方式(直流输送额定功率)；②单极大地回路运行方式；③单极金属回路运行方式；④降压80%运行方式(相应的直流输送功率为80%额定功率)；⑤降压70%运行方式(相应的直流输送功率为70%额定功率)。
由于运行方式②和③对应的换流站无功消耗量较小，因此，本文仅研究运行方式①、④和⑤。2.2 换流站的无功补偿方式
交流电网无功功率应分层分区就地平衡，避免远距离输送。对于送端兴仁换流站，由于附近交流系统内的水、火电电源较多，容量较大，换流站可利用交流系统提供的部分无功功率，以减少换流站内装设的无功补偿设备，降低换流站造价。受端深圳换流站位于广东负荷中心，附近交流系统没有多余的无功容量，因此换流站所需无功补偿容量全部为站内自补偿。
3 交流系统提供无功的能力
对于交流系统，负荷水平、发电机出力、电网电压的控制方式、无功补偿设备的投切以及电网接线方式的变化等都将影响系统无功功率的平衡。因此，交流系统向换流站提供无功功率的能力会在很大范围内变化。根据南方电网的实际情况，夏季大负荷方式是交流系统提供无功能力的考核方式(此时直流一般也是满负荷运行)。
对于送端兴仁换流站，影响换流站与交流系统无功交换的主要因素是附近盘南、光照等水、火电电源的开机方式、发电机功率因数选取以及附近交流接线方式的变化等。表1和表2分别列出了2008年和2010年不同发电机功率因数及开机方式下兴表1 2008年兴仁换流站无功平衡计算结果
Tab. 1 The reactive power balance calculation results of Xingren converter station in year 2008无功平衡运行方式1 运行方式2 运行方式3
发电机
功率因数
0.95 0.9 0.85 0.95 0.9 0.85 0.95 0.9 0.85
电网可发
无功/Mvar
998 1278 1522 800 987 1150 717 904 1067
系统损耗
无功/Mvar
565 565 565 585 585 585 585 585 585
系统提供
无功/Mvar
433 713 957 215 402 565 132 319 482 注：①运行方式1~3考虑了换流站附近电厂机组检修以及电厂一回出线停运等组合方式；②电网可发无功指附近电源的无功出力及送出线路的充电功率；③系统损耗无功主要是交流线路的无功损耗及电厂升压变损耗。
表2 2010年兴仁换流站无功平衡计算结果
Tab. 2 The reactive power balance calculation results of Xingren converter station in year 2010
无功平衡运行方式1 运行方式2 运行方式3
发电机
功率因数
0.95 0.9 0.85 0.95 0.9 0.85 0.95 0.9 0.85 电网可发
无功/Mvar
21422864 3493 1550 1993 2378 1116 1465 1769 系统损耗
无功/Mvar
13451345 1345 978 978 978 736 736 736 系统提供
无功/Mvar
797 1519 2148 572 1015 1400 380 729 1033 仁换流站的无功功率平衡计算结果。计算结果表明，在换流站建成初期(2008年)，由于附近电源尚未全部投产，电厂无功出力有限，交流系统向换流站提供的无功功率较少，平均仅为468 Mvar；随着电源投产容量的增加，电源无功出力将明显增加，至2010年交流系统向换流站提供的无功功率平均可达1 000 Mvar以上。因此，从既有利于换流站运行可靠性，又尽量减少无功补偿设备投资等方面综合考虑，送端交流系统向兴仁换流站提供的无功选取为450 Mvar。对于受端深圳换流站，考虑无功补偿容量全部在站内自补偿，即受端交流系统向深圳换流站提供的无功为0 Mvar。
4 交流系统吸收无功的能力
送端兴仁换流站所在的贵州电网由于处于南方电网的送端，电源比较集中，运行电压较高，为保证换流站交流母线电压运行在允许范围(500~550kV)内，不允许兴仁换流站向交流系统倒送容性无功，即送端交流系统吸收无功的能力为0Mvar。
受端深圳换流站所在的广东电网由于处于“西电东送”末端，且为负荷中心地区，电网运行电压水平较低(一般在510kV左右)，具有一定的无功吸收能力。计算表明，当换流站向系统倒送200Mvar 左右容性无功容量时，电网运行电压仍可维持在正常范围，即受端交流系统吸收无功的能力为200Mvar 左右。
5 换流站无功消耗量的计算
换流站无功消耗的计算一般应计及多种不同的交直流运行方式，换流站的无功消耗量与直流输送功率、直流电压、直流电流、换相角以及换相电抗等因素有关[4]。整流侧及逆变侧换流站的无功消耗量可计算得出[1]：
dc1d11
tan
Q P?
=(1)
dc2d22tan Q P ?=
(2) 1cos cos ?α=?
(3) 2cos cos ?γ= (4) 式中：Q dc1、Q dc2分别为整流站和逆变站消耗的无功功率；P d1、P d2分别为整流站和逆变站的直流功率；?1、?2分别为整流站和逆变站的功率因数角；α为整流侧触发角；γ 为逆变侧关断角；X r1、X r2分别为整流侧和逆变侧每相的换相电抗；I d 为直流电流平均值；U 1、U 2分别为整流站和逆变站换流变压器阀侧空载电压有效值，kV 。
由式(1)~(4)可知，由于I d 、U 1、U 2一般为恒定值，换流站消耗的无功功率与直流输送功率、整流侧触发角、逆变侧关断角以及换相电抗有关。
本文在计算中还考虑了以下原则[1]：①U d /U dio
(U d 为直流电压，U dio 为理想直流空载电压)取最小值；②直流线路电阻取最小值；③触发角、熄弧角取最大值(含测量误差)；④换相电抗取最大值(含测量误差)；⑤直流电压取最小值(含测量误差)；⑥直流电流取最大值(含测量误差)。按照这些原则，根据式(1)~(4)计算得出两侧换流站的无功消耗量如表3所示。
表3 不同直流运行方式下换流站无功消耗量计算结果
Tab. 3 Calculation results of reactive power consumption for both converter stations under different operation mode
直流 运行方式 直流 输送功率/MW
兴仁换流站 无功消耗量/Mvar
深圳换流站 无功消耗量/Mvar
双极全压 3 000 1 689 1 662 80%降压 2 400 1 461 1 556 70%降压
2 100
1 883
1 908
计算结果表明，直流双极全压正常运行方式下(该工程中正常触发角取15°)，兴仁换流站消耗的无功量为1 689 Mvar ，深圳换流站消耗的无功量为 1 662 Mvar ；直流降压80%时，直流触发角虽然有所增加(约增加到17.7°)，但由于直流功率相应降至80%(2 400 MW)，两换流站消耗的无功量较双极全压运行方式下有所减少，分别为1 461 Mvar 和 1 556 Mvar ；直流降压70%时，直流触发角约增加到32.7°，此时虽然直流输送功率仅为额定功率的70%(2 100 MW)，但由于触发角的大幅增加，两换流站消耗的无功功率较正常方式有所增加，分别达到1
883 Mvar 和1 908 Mvar 。
6 换流站无功分组容量的计算
6.1 无功分组方案的确定
换流站的无功补偿装置须分组投切运行，以适应直流各种运行方式的需要。目前我国建设的 3 000 MW 直流输电工程均采用将小组无功补偿装置组成1大组，再接于换流站交流母线上的分组接线方案。
换流站无功分组方案的确定是一不断优化的过程。一般在换流站总无功补偿容量一定的情况下，分组越少，投资和占地越省。经综合技术经济比较，贵广第二回直流输电工程送、受端换流站均采用3个大组的设计方案，以节省换流站投资和占地面积。 换流站投切无功分组时，交流系统的电压会发生变化，无功分组容量越大，电压的变化也越大。根据我国电网的技术规程要求，投切无功小组时的电压变化率一般不超过1.5%，投切无功大组时的电压变化率一般不超过5%(在工程的实际运行中大组只有切除，没有投入，一般是在故障时切除一大组)。 根据上述要求，首先根据换流站交流侧的短路容量[6-7]初步估算无功小组容量，再根据系统运行方式的变化，结合无功大组与小组的合理匹配，对无功分组容量做进一步优化，最终得出换流站的无功分组数以及大组、小组的分组容量配置方案。 6.2 无功小组容量的估算
换流站投切无功分组容量与换流站交流母线的电压变化率之间的关系可由式(5)[1]表示
?U =?Q /S d (5)
式中：?U 为换流站交流母线的电压变化率，%；?Q 为换流站投切的无功分组容量，MV A ；S d 为换流站交流母线的短路容量，MV A 。
根据式(5)可由短路容量的计算初步推算无功的最大分组容量。根据两端换流站的交流系统条件，可计算得知交流母线最小短路容量在8 600~ 13 300 MV A 范围内，由此，初步推算两端换流站的无功小组容量为130~200 Mvar 。
6.3 各种运行方式下的无功分组容量校核计算
以计算的无功小组容量范围为基础，对各种运行方式下投切无功分组引起的换流站交流母线电压波动进行了仿真计算[8-12]。最严重工况(即暂态电压波动最大的工况)下的计算结果如表4和表5所示。
由表4可见，兴仁换流站无功小组容量取130~140 Mvar 是合适的；深圳换流站无功小组容量
表4 投切无功小组电压波动计算结果
Tab. 4 Calculation results of voltage change when switching a subbank of reactive power compensation
in each converter station
换流站交流母线电压波动 切1小组 投1小组 换流站 小组
容量/ Mvar U 0?/kV U 0+/ kV ?U /% U 0?/ kV U 0+/ kV ?U /%
130
540.1 533.4 ?1.25 540.1 547.1 1.29 140 540.1 532.8 ?1.35 540.1 547.6 1.39 150 540.1 532.3 ?1.44 540.1 548.2 1.51 兴仁 换流站
160 540.1 531.8
?1.54
540.1 548.7
1.59
140 522.7 517.2 ?1.06 522.7 528.3 1.08 150
522.7 516.8 ?1.13 522.7 528.8 1.16 160 522.7 516.4 ?1.21 522.7 529.2 1.24 170 522.7 516.0 ?1.28 522.7 529.6 1.32 180 522.7 515.6 ?1.36 522.7 530.0 1.40 190 522.7 515.2 ?1.43 522.7 530.4 1.48 深圳 换流站
200
522.7
514.8 ?1.51
522.7
530.9 1.56
注：U 0?为无功小组投切前换流站交流母线电压；U 0+为无功小组投切后换流站交流母线电压；?U 为无功小组投切前后换流站交流母线电压变化率。
表5 切除无功大组电压波动计算结果
Tab. 5 Calculation results of voltage change when switching off a bank of reactive power compensation
in each converter station
切1大组时换流站交流母线电压波动 换流站
大组容量/ Mvar U 0?/kV U 0+/kV ?U /% 390 540.1 524.5 ?2.90 420
540.1 523.3 ?3.12 450 540.1 522.1 ?3.34 480 540.1 520.9 ?3.56 520 540.1 517.8 ?4.13 兴仁 换流站
560 540.1 516.2 ?4.42 350 522.7 509.0 ?2.62 400
522.7 507.1 ?2.98 450 522.7 505.2 ?3.35 500 522.7 503.3 ?3.71 550 522.7 501.4 ?4.07 600 522.7 499.6 ?4.42 深圳 换流站
650
522.7
497.8
?4.77
取140~180 Mvar 是合适的，引起的电压波动均小于1.5%。
由表5可见，兴仁换流站和深圳换流站的无功大组容量不大于560 Mvar 和650 Mvar 是合适的，此时的电压波动可限制在5%以内。
7 换流站无功分组配置方案
为降低换流站造价，尽可能地减少换流站的无功组数，贵广第二回直流输电工程最终采用的无功配置方案如表6所示。需要说明的是，表6列出的无功小组型式配置方案直接引用了换流站滤波器设计的有关结论[13-14]。
表6 贵广第二回直流输电工程换流站无功配置
Tab. 6 The reactive power compensation configuration for
Guizhou-Guangdong secondary HVDC project
无功配置 兴仁换流站
深圳换流站
无功大组数/组 3 3 无功大组容量/Mvar 560 620 无功小组数/组 10 12 无功小组容量/Mvar
140 155 11/13双调谐滤波器/组 4 3 24单调谐滤波器/组 — 3 3/24/36三调谐滤波器/组 3 — 无功 小组 型式
电容器/组
3
6
兴仁换流站的无功配置方案采用3大组，共分10小组，每小组容量为140 Mvar(基准电压525 kV)，无功补偿总容量1 400 Mvar 。深圳换流站则采用3大组共12小组，每小组容量155 Mvar(基准电压 500 kV)，无功补偿总容量1 860 Mvar 。
8 换流站无功补偿容量的校核
根据直流系统运行条件，换流站无功补偿总容量应满足式(6)的要求[1]
2
total ac dc ac sb ()/Q Q Q U Q ≥++ (6)
式中：Q total 为换流站无功补偿总容量；Q ac 为交流系统提供的无功；Q dc 为换流站消耗的无功量；Q sb 为换流站的无功备用容量，通常取1组无功小组容量；U ac 为换流站交流母线电压标幺值，计算中一般取额定电压，即U ac =1 pu 。
对于兴仁换流站，双极全压运行方式下Q ac = ?450 Mvar ，Q dc =1 689 Mvar ，Q sb =140 Mvar ，代入式(6)中得到Q total ≥1
379
Mvar 。而兴仁换流站装设的无 功补偿容量为10×140 Mvar=1 400 Mvar ≥1 379 Mvar 。
对于深圳换流站，双极全压运行方式下Q ac = 0 Mvar ，Q dc =1 662 Mvar ，Q sb =155 Mvar ，代入式(6)中得到Q total ≥1 817 Mvar 。而深圳换流站装设的无功补偿容量为12×155 Mvar=1 860 Mvar ≥1 817 Mvar 。
可见，兴仁换流站及深圳换流站配置的无功补偿容量可满足直流系统运行条件的要求。
9 换流站无功分组投切的数字仿真
当直流系统运行在不同功率水平下时，换流站需投入相应组数和型式的滤波器小组以满足滤波要求，但同时换流站还必须满足与交流系统的无功交换要求。
根据换流站滤波器设计的有关结论，直流双极正向全压运行方式下的滤波器投入最小组数及相应的滤波器类型如表7所示。
表7 直流双极正向全压运行方式下
两端换流站滤波器组合配置
Tab. 7 The filters combination for both converter stations
under full voltage bipolar operation mode
兴仁侧
深圳侧
直流功率/MW
滤波器组合 直流功率/MW
滤波器组合 300 1 A+1 B 300 1 A+1 B 1 500 2 A+1 B 1 200 2 A+1 B 1 800 2 A+2 B 1 500 2 A+2 B 2 100 3 A+2 B 1 800 2 A+2 B+1 C 2 250 3 A+3 B 2 100 2 A+2 B+2 C 2 550 4 A+3 B 2 400 2 A+2 B+3 C 2 700 4 A+3 B+1 C 2 700 2 A+2 B+4 C 3 000 4 A+3 B+2 C 2 850 2 A+2 B+5 C 3 600 4 A+3 B+3 C
3 000 2 A+2 B+6 C 3 300 2 A+3 B+6 C
3 600
3 A+3 B+6 C
注：A 表示11/13双调谐滤波器；B 表示3/24/36三调谐滤波器及24单调谐滤波器；C 表示电容器组。
根据表7滤波器组合方案，对直流双极正向全压运行方式下的无功投切进行了数字仿真，图1(a)及图2(a)分别为两端换流站为满足最小滤波要求投切无功分组的变化曲线，图1(b)及图2(b)分别为两端换流站与交流系统的无功交换曲线。可以看出，在满足换流站最小滤波要求的前提下，两端换流站与交流系统的无功交换仍在允许范围内，即上述换流站的滤波器组合方案是可行的。
2 200 200
600 1 000 1 400 1 800500 0
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4 000
顺序投入无功分组
无功消耗计算曲线
顺序切除无功分组
直流功率(整流侧)/MW 整流侧无功分组投切顺序/M v a r
(a) 兴仁换流站投切无功分组变化曲线
100
?100
?200 ?300 ?400 ?500
?600 ?700 ?800
500 0 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
直流功率(整流侧)/MW
整流侧与交流系统
无功交换/M v a r
切除无功分组时与 交流系统的无功交换 交流系统吸收的无功(0 Mvar) 交流系统提供的无功
(450 Mvar)投入无功
分组时与交流 系统的无功交换
(b) 兴仁换流站投切无功分组时与交流系统的无功交换
图1 兴仁换流站仿真结果
Fig. 1 Simulation results for Xingren converter station
2 000 0 400 8001 200 1 600
500 0
1 0001500
2 0002 500
3 0003 500
逆变侧无功分组投切顺序/M v a r 直流功率(逆变侧)/MW
顺序切除无功分组 顺序投入无功分组
无功消耗计算曲线
(a) 深圳换流站投切无功分组变化曲线 逆变侧与交流系统 无功交换/M v a r
500 0 1 0001 5002 0002 5003 0003 500
直流功率(逆变侧)/MW 2500
50 150 100 200 ?50 ?100?150?200
切除无功分组时与 交流系统的无功交换 交流系统吸收的 无功(200 Mvar) 交流系统提供的 无功(0 Mvar)
投入时与
交流系统的无功交换 (b) 深圳换流站投切无功分组时与交流系统的无功交换
图2 深圳换流站仿真结果
Fig. 2 Simulation results for Shenzhen
converter stations
10 结论
（1）直流正向全压运行方式下(直流输送3
000
MW)，兴仁换流站的最大无功消耗量约为1 689 Mvar ，深圳换流站的约为1 662 Mvar 。
（2）直流正向降压80%运行方式下(直流输送 2 400 MW)，兴仁换流站的最大无功消耗约为1 461 Mvar ，深圳换流站的约为1 556 Mvar 。
（3）直流正向降压70%运行方式下(直流输送 2
100
MW)，兴仁换流站的最大无功消耗约为1
883 Mvar ，深圳换流站的约为1 908 Mvar 。
（4）兴仁换流站配置3大组共10小组140 Mvar 无功补偿容量，深圳换流站配置3大组共12小组155 Mvar 无功补偿容量，可以满足各种运行方式下换流站的无功需求。
（5）换流站配置的滤波器及电容器分组方案可满足直流各种运行方式下的滤波要求，且换流站与交流系统的无功交换可控制在允许范围内。
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收稿日期：2006-04-13。
作者简介：
杜忠明(1974—)，男，工程师，从事电力系统规划设计工作。
（责任编辑马晓华）
（上接第53页continued from page 53）
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收稿日期：2006-04-03。
作者简介：
代姚(1972—)，女，博士研究生，主要研究方向为电力地理信息系统和电气设备在线监测及故障诊断技术研究；
周湶(1972—)，男，副教授，主要研究方向为电力地理信息系统和电气设备在线监测及故障诊断技术研究。
（责任编辑宋书芳）
2006年5月Power System Technology May 2006 文章编号：1000-3673（2006）10-0069-06 中图分类号：TM714.3 文献标识码：A 学科代码：470·4051 贵广第二回直流输电工程换流站无功补偿的研究 杜忠明 （中国电力工程顾问集团公司，北京市西城区100011） Study on Reactive Power Compensation for the Secondary HVDC Project from Guizhou to Guangdong DU Zhong-ming （China Power Engineering Consulting Group Corporation，Xicheng District，Beijing 100011，China） ABSTRACT: The research on reactive power compensation of converter station is an important component in the design of HVDC project. For the secondary ±500 kV/3000 MW Guizhou- Guangdong HVDC transmission project being built in South China power grid, based on HVDC steady-state model and according to corresponding calculation principle the reactive power consumption of converter station under various operating modes is calculated, and total capacity of reactive power compensation devices of converter stations at both terminals and the configuration scheme for these devices which are divided into groups are proposed. The feasibility of the proposed configuration scheme is verified by simulation results of switching grouped compensation devices in converter station. Main results of this research item are applied in the manufacturing of compensation devices for the secondary ±500kV/3000MW HVDC transmission project. KEY WORDS:Guizhou-Guangdong secondary HVDC project；converter station；reactive power compensation；transmission and distribution 摘要：换流站无功补偿的研究是高压直流系统设计的重要组成部分，针对正在建设的南方电网贵广第二回±500kV/ 3000MW直流输电工程，根据高压直流稳态模型，按照相应的计算原则计算了不同运行方式下的换流站无功消耗，提出了两端换流站的无功补偿设备总容量及其分组配置方案。换流站无功分组投切的仿真结果验证了配置方案的技术可行性。主要研究成果已应用于工程的设备制造中。 关键词：贵广第二回直流输电工程；换流站；无功补偿；输配电工程 0引言 高压直流输电系统在运行中需要消耗大量的无功功率[1]。直流换流站装设的无功补偿装置通常由交流滤波器及电容器组成，其中交流滤波器既能提供容性无功功率，还可将直流系统产生的大量交流谐波分量降低到允许范围内。换流站的无功补偿容量及其分组配置研究是直流系统设计的重要组成部分[2-11]。 贵州—广东第二回直流输电工程是我国实现直流工程自主化建设的重要依托项目。本文根据直流系统的稳态模型[3]，对贵广第二回直流输电工程的各种运行方式进行了计算分析，提出了直流系统两端换流站的无功补偿容量、无功分组配置方案，并结合换流站的滤波器设计，验证无功配置方案的技术可行性。 1交流系统条件 根据南方电网的“西电东送”规划，“十一五”期间西电东送的容量将在“十五”期间的基础上新增向广东送电10300MW，其中贵州将向广东新增送电4000MW。为满足规划的输送容量要求，在贵电外送“一直两交”输电通道的基础上，需要新建贵广第二回直流输电工程(直流电压采用±500kV，直流输送容量为3000MW)。目前该工程已进入全面建设阶段，计划2007年建成单极，2008年建成双极投运。 该工程的起点换流站位于贵州省兴仁县，主要汇集黔西南地区的盘南电厂(规划装机容量6×600MW)电力外送，交流侧额定电压选取为525kV；受端换流站位于广东省深圳市，可兼顾深圳和东莞两地区的用电负荷，交流侧额定电压选取为500kV。 2 主要计算原则 2.1 直流运行方式 贵广第二回直流输电工程主要有以下运行方式：
换流站与变电站，为何采用高压直流输电 1.总论 电厂的任务是发电，电厂要能正常发电就需要使用和维护设备，使用和维护设备就是电厂的主要工作内容。 变电站是将电厂发出的电能通过电力设备进行各种变换，然后输送出去。其主要工作任务是： 1、使用和维护电力设备，使之保证长期连续对外供电。 2、监控电力设备运行情况，作好各项监控记录，以便将来作为技术或故障 分析的原始资料。 3、有些变电站还具有监控线路运行状况的功能。 2.换流站 高压直流输电的一种特殊方式，将高压直流输电的整流站和逆变站合并在一个换流站内，在同一处完成将交流变直流，再由直流变交流的换流过程，其整流和逆变的结构、交流侧的设施与高压直流输电完全一样，具有常规高压直流输电的最基本的优点，可实现异步联网，较好地实现不同交流电压的电网互联，将2个交流同步电网隔离，能有效地隔断各互联的交流同步网间的相互影响，限制短路电流，且联络线功率控制简单，调度管理方便。与常规直流输电比较，其优点更突出： 1、没有直流线路，直流侧损耗小； 2、直流侧可选择低压大电流运行方式，以降低换流变压器、换流阀等有关 设备的绝缘水平，降低造价； 3、直流侧谐波可全部控制在阀厅内，不会产生对通信设备的干扰； 4、换流站不需要接地极，无需直流滤波器、直流避雷器、直流开关场、直 流载波等直流设备，因而比常规的高压直流输电节省投资。
换流站是直流输电工程中直流和交流进行相互能量转换的系统，除有交流场等与交流变电站相同的设备外，直流换流站还有以下特有设备：换流器、换流变压器、交直流滤波器和无功补偿设备、平波电抗器。 换流器主要功能是进行交直流转换，从最初的汞弧阀发展到现在的电控和光控晶闸管阀，换流器单位容量在不断增大。 换流变压器是直流换流站交直流转换的关键设备，其网侧与交流场相联，阀侧和换流器相联，因此其阀侧绕组需承受交流和直流复合应力。由于换流变压器运行与换流器的换向所造成的非线性密切相关，在漏抗、绝缘、谐波、直流偏磁、有载调压和试验方面与普通电力变压器有着不同的特点。交直流滤波器为换流器运行时产生的特征谐波提供入地通道。换流器运行中产生大量的谐波，消耗换流容量40％～60％的无功。交流滤波器在滤波的同时还提供无功功率。当交流滤波器提供的无功不够时，还需要采用专门的无功补偿设备。 平波电抗器能防止直流侧雷电和陡波进入阀厅，从而使换流阀免于遭受这些过电压的应力；能平滑直流电流中的纹波。另外，在直流短路时，平波电抗器还可通过限制电流快速变化来降低换向失败概率。 3.变电站 3.1简介 改变电压的场所。为了把发电厂发出来的电能输送到较远的地方，必须把电压升高，变为高压电，到用户附近再按需要把电压降低。这种升降电压的工作靠变电站来完成。变电站的主要设备是开关和变压器。按规模大小不同，称为变电所、配电室等。 3.2组成
上海市水务局精神文明建设委员会 文件 沪水务文明委〔2011〕2号 上海市水务建设工程文明工地管理实施细则 第一章总则 第一条(目的依据) 为进一步贯彻落实《上海市建设工程文明施工管理规定》(以下简称《管理规定》)，切实减少施工活动对城市交通、市容市貌和市民生活的影响，维护城市环境整洁，促进和规范本市务建设工程文明施工和文明工地创建活动，制定本实施细则。 第二条(适用范围) 本实施细则适用于本市范围内水务建设工程文明工地的创建与管理工作。 第三条(管理原则) 水务建设工程文明工地，是指在建的水利、供水、排水工程项目(标段)在施工活动中，工程安全、质量合格、文明施工符合《上海市
建设工程文明施工标准})(以下简称《标准》)的工地. 本市水务建设工程都应自觉按照《管理规定》进行施工活动，积极开展文明工地创建活动;违反《管理规定》、未开展文明工地创建活动的，按《管理规定》有关条款予以查处查处记录作为工程参建方今后诚信考核、资质晋升和招投标入围的参考条件。 第四条(管理机构) 上海市水务局精神文明建设委员会(以下简称局文明委)领导本市水务建设工程的文明工地的创建与管理工作局建设管理处、宣传处、监察室、防汛和安全监督处、工会、上海市水利(务)质(安)监站等相关单位组成文明工地创建工作领导小组，负责文明工地创建工作的组织协调、检查考评等日常管理工作。创建工作领导小组办公室设在局建设管理处。 第二章参建单位职责 第五条(建设单位职责) 建设单位(含代建单位)应在招标文件或工程承发包合同中明确工程项目（标段)创建文明工地要求和施工、监理单位职责，确定实施方案和奖惩措施，落实专人负责和专项经费，开展日常指导和督促检查，提出推荐意见。对取得局文明工地以上荣誉称号的应予以积极鼓励，对未取得文明工地荣誉称号的应按合同约定予以处理. 第六条(施工单位) 施工单位(含分包单位)应按照合同约定和投标承诺，积极开展文明工地创建活动。根据《标准》，结合工程特点，制定创建计划，落
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较 从经济方面考虑，直流输电有如下优点： (1) 线路造价低。对于架空输电线，交流用三根导线，而直流一般用两根采用大地或海水作回路时只要一根，能节省大量的线路建设费用。对于电缆，由于绝缘介质的直流强度远高于交流强度，如通常的油浸纸电缆，直流的允许工作电压约为交流的3倍，直流电缆的投资少得多。 (2) 年电能损失小。直流架空输电线只用两根，导线电阻损耗比交流输电小；没有感抗和容抗的无功损耗；没有集肤效应，导线的截面利用充分。另外，直流架空线路的“空间电荷效应”使其电晕损耗和无线电干扰都比交流线路小。 所以，直流架空输电线路在线路建设初投资和年运行费用上均较交流经济。 直流输电在技术方面有如下优点： (1) 不存在系统稳定问题，可实现电网的非同期互联，而交流电力系统中所有的同步发电机都保持同步运行。直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制，还可连接两个不同频率的系统，实现非同期联网，提高系统的稳定性。 (2) 限制短路电流。如用交流输电线连接两个交流系统，短路容量增大，甚至需要更换断路器或增设限流装置。然而用直流输电线路连接两个交流系统，直流系统的“定电流控制”将快速把短路电流限制在额定功率附近，短路容量不因互联而增大。 (3) 调节快速，运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能快速调整有功功率，实现“潮流翻转”(功率流动方向的改变)，在正常时能保证稳定输出，在事故情况下，可实现健全系统对故障系统的紧急支援，也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。在交直流线路并列运行时，如果交流线路发生短路，可短暂增大直流输送功率以减少发电机转子加速，提高系统的可靠性。 (4) 没有电容充电电流。直流线路稳态时无电容电流，沿线电压分布平稳，无空、轻载时交流长线受端及中部发生电压异常升高的现象，也不需要并联电抗补偿。 (5) 节省线路走廊。按同电压500 kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40 m，一条交流线路走廊～50 m，而前者输送容量约为后者2倍，即直流传输效率约为交流2倍。 下列因素限制了直流输电的应用范围： (1) 换流装置较昂贵。这是限制直流输电应用的最主要原因。在输送相同容量时，直流线路单位长度的造价比交流低；而直流输电两端换流设备造价比交流变电站贵很多。这就引起了所谓的“等价距离”问题。 (2) 消耗无功功率多。一般每端换流站消耗无功功率约为输送功率的40%～60%，需要无功补偿。 (3) 产生谐波影响。换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流，使电容器和发电机过热、换流器的控制不稳定，对通信系统产生干扰。 (4) 缺乏直流开关。直流无波形过零点，灭弧比较困难。目前把换流器的控制脉冲信号闭锁，能起到部分开关功能的作用，但在多端供电式，就不能单独切断事故线路，而要切断整个线路。 (5) 不能用变压器来改变电压等级。 直流输电主要用于长距离大容量输电、交流系统之间异步互联和海底电缆送电等。与直流输电比较，现有的交流500 kV输电(经济输送容量为1 000 kW、输送距离为300～500 km)已不能满足需要，只有提高电压等级，采用特高压输电方式，才能获得较高的经济效益。
关于配电网无功补偿若干问题的探讨 摘要：电网无功补偿是一项建设性的技术措施,对电网安全、优质、经济运行有重要作用。因此，本文作者结合目前人们所关注的电网无功补偿问题进行了分析和建议。 关键词：配网，无功补偿，分析 1配电网无功补偿方案比较 配电网无功补偿方案有变电所集中补偿(方式1)、配电变压器低压补偿(方式2)、配电线路固定补偿(方式3)和用电设备随机分散补偿(方式4)。 1.1变电所集中补偿 变电所集中补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等,主要目的是平衡输电网的无功功率,改善输电网的功率因数,提高系统终端变电所的母线电压,补偿变电所主变压器和高压输电线路的无功损耗。这些补偿装置一般集中接在变电所10kV母线上,因此具有易管理、方便维护等优点,但这种补偿方案对10kV配电网的降损不起作用。 为实现变电所的电压/无功综合控制,通常采用并联电容器组和变压器有载调压抽头协调调节。但大量的实际应用表明,投切过于频繁会影响电容器开关和变压器分接头的使用寿命,增大运行维护工作量,通常要限制变压器抽头调节和电容器组操作次数。采用电力电子开关控制成本比较高、开关自身功率损耗也很大,因此变电所高压电压/无功综合控制技术仍有待进一步改善。
鉴于变电所集中无功补偿对提高高压电网功率因数、维持变电所母线电压和平衡系统无功有重要作用,因此应根据负荷的增长需要、设计好变电所的无功补偿容量,运行中在保证电压合格和无功补偿效果最好的情况下,尽可能使电容器组投切开关的操作次数为最少。 1.2配电变压器低压补偿 配电变压器低压补偿是目前应用最普遍的补偿方法。由于用户的日负荷变化大,通常采用微机控制、跟踪负荷波动分组投切电容器补偿,总补偿容量在几十至几百千乏不等。目的是提高专用变压器用户功率因数,实现无功的就地平衡,降低配电网损耗和改善用户电压质量。 配电变压器低压无功补偿的优点是补偿后功率因数高、降损节能效果好。但由于配电变压器的数量多、安装地点分散,因此补偿工作的投资较大,运行维护工作量大,因此要求厂家要尽可能降低装置的成本,提高装置的可靠性。 采用接触器投切电容器的冲击电流大,影响电容器和接触器的使用寿命;用晶闸管投切电容器能解决接触器投切电容器存在的问题,但明显的缺点是装置存在晶闸管功率损耗,需要安装风扇和散热器来通风与散热,而散热器会增大装置的体积,风扇则影响装置的可靠性。 为解决这些问题,开发、研制了机电一体开关无功补偿装置。该装置采用固定补偿与分组补偿结合,以降低装置的生产成本;装置能实现分相补偿,以满足三相不平衡系统的需要。 机电开关控制使装置既有晶闸管开关的优点,又具有接触器无功率损耗的优点。几千台装置的现场运行、试验表明,机电开关补偿装置体积
特高压交直流输电系统技术经济分析 摘要：随着我国电力事业的快速发展，我国特高压输电工程建设正处于稳步上 升阶段。特高压输电技术的广泛应用，很好地解决了当前输电技术存在的经济性 较低以及无法实现或者实现难度较大的更远距离输电问题，进一步提高了输电系 统供电的稳定性、安全性以及经济性。对于当前特高压输电网而言，1000kV以及±800kV输电系统的技术经济性是重中之重。基于此，研究特高压交直流输电系统 技术经济性具有重要的现实意义。 关键词：特高压交直流水电系统；技术经济性 引言： 1000kV与±800kV输电系统的技术经济性是发展特高压输电网的重要基础。从我国特高压交直流输电示范工程成功运行经验讨论1000kV与±800kV输电的技术 经济性对推进特高压输电网的规划建设具有重要现实意义。 1 1000kV和±800kV输电系统建设成本阐述 1.1 1000kV输电系统的建设成本 一般来说，都是使用单位输电建设成本来表示1000kV与±800kV输电系统的 建设成本。同时，参照示范工程投资决算实对其施估算。以2009年投入运行的1000kV特高压交流试验示范工程为例来看，其最初建设成本为56.9亿元。根据 试验示范工程相关元器件成本以及建设成本的实际情况，使用工程成本计算方法 对其建设成本进行估算，拟使用1000kV、4410MW、1500km特高压输电系统， 其单位输电建设成本预期估算成本为1900元/km?MW。若将500kV输电系统建 设成本按照2500元/km?MW的价格来看，那么此1000kV特高压输电系统的单位 建设成本则近似为500kV输电系统的8成左右。 1.2 ±800kV输电系统的建设成本 对于±800kV直流输电系统而言，首先需要把各发电单元机组通过电站500kV 母线汇集在一起，接着借助500kV输电线路连通到直流输电的整流站中，从而把 三相交流电更换成直流电，再使用两条正负极输电线路将其配送到逆变站中，再 把直流电转变为三相交流电，最后输送到有电压作为保障的500kV枢纽变电站中。和其余输电系统相同，±800kV直流输电系统在进行长距离、大规模输电的过程中，也需要两个电厂作为支撑，拟将其发电机组定位6×600MW以及5×600MW，线路 总长度为1500km，通过±800kV特高压直流输电示范工程数据对其输电建设成本 实施估算。某±800kV特高压直流输电示范工程的直流输电线路总长度为1891km，额定直流电流为4kA，额定换流功率为6400MW，分裂导线的规格为6×720mm2，开工建设的时间为2007年，不断对系统进行调试，最终于2010年正式投入使用。根据系统调试以及投入运行的实际结果来看，自助研发的±800kV特高压直流输电 系统及其相关设备具有较高的运行性能。该±800kV直流输电示范工程建设成本为190亿元，其中换流站与相关线路的成本均占总成本的一半。根据示范工程建设 成本进行估算，±800kV、6400MW、1500km直流输电系统的单位输电建设成本应为1780元/km?MW。 1.3 1000kV和±800kV输电系统建设成本对比分析 一般来说，通过逆变站的输出功率对交流输电进行估算，而直流输电的估算 亦是如此；1000kV交流输电系统的单位建设成本与±800kV直流输电系统的单位 建设成本基本一致，都为1900元/km?MW，处于相同等级。1000kV交流输电系 统的对地电压为578kV和±800kV直流输电系统极线的对地电压相匹配。±800kV
学校代号10731 学号092081103001 分类号TM761 密级公开 硕士学位论文 微电网系统中谐波和无功补偿问题的研 究 学位申请人姓名张磊 培养单位电气工程与信息工程学院 导师姓名及职称党存禄教授 学科专业系统工程 研究方向电力系统谐波和无功补偿 论文提交日期
学校代号：10731 学号：092081103001 密级：公开 兰州理工大学硕士学位论文 微电网系统中谐波和无功补偿问题的研 究 学位申请人姓名：张磊 导师姓名及职称：党存禄教授 培养单位：电气工程与信息工程学院 专业名称：系统工程 论文提交日期： 论文答辩日期： 答辩委员会主席：
Research on the Problem of the Harmonic and Reactive Power Compensation in the Micro-grid System by ZHANG Lei B.E.( Zhengzhou Institute of Aeronautical Industry Management) 2008 A thesis submitted in partial satisfaction of the Requirements for the degree of Master of Engineering in Power Electronics & Power Drives in the Graduate School of Lanzhou University of Technology Professor Dang Cunlu May, 2012
广州市水务工程施工招标 广州市西江引水工程——输水管线-石门支线 （海口涌段）工程 资格预审文件 第一章资格预审须知 一、此资格预审文件须与招标公告一起参照阅读。 二、投标申请人报名前须在广州建设工程交易中心办理IC卡。招标人不接受无IC卡的企业的报名申请。 三、不接受同一个申请人提交两份不同的资格预审申请文件。 四、投标申请人报名时应提交的材料 （一）《广州建设工程投标报名申请表》，一式二份，单独提交。此表由申请人从广州建设工程交易中心网站自行下载并按要求填写盖章。 （二）《投标申请人提交核查的原件一览表》，一式二份，单独提交。格式及内容见第三章，申请人按表格内容要求提交原件供招标人核查。原件不齐的资格预审文件将被拒收。 （三）《投标企业基本信息登记表》，单独提交。格式及内容见第三章，由申请人按要求填写。 （四）资格预审申请文件。应按照以下内容和顺序填写并装订成册递交招标人审查： 1、封面。格式与要求见第三章。
2、目录页。 3、资格预审申请文件递交申明。格式及内容见第三章。 4、法定代表人证明书（正本用原件、副本用复印件）及其身份证复印件。格式见第三章。 5、法人代表授权委托书（正本用原件、副本用复印件）及被授权人身份证复印件。格式见第三章。被授权人身份证原件当场提交收件人核对。 6、申请人基本情况表。格式及内容见第三章。 7、企业资质等级证书副本复印件。原件当场提交收件人核查。 8、企业营业执照副本复印件。原件当场提交收件人核查。 9、企业税务登记证书复印件。原件当场提交收件人核查。 10、企业安全生产许可证副本复印件。原件当场提交收件人核查。 11、投标申请人自2003年11月至今（近五年）完成过质量合格的类似工程业绩（类似工程业绩是指近五年完成过直径不小于1.6米压力管道施工的业绩；需提供类似工程的中标通知书、施工合同、竣工验收报告或竣工验收证明及业绩所属业主名称、地址、联系人及联系电话），类似工程业绩必须为已经竣工验收。 12、注册建造师资质证书（含有关部门最近复查后的资质复查表）复印件。原件当场提交收件人核查。（注：本次投标需要锁定各投标人的注册建造师）。 13、投标申请人拟委派担任本工程的注册建造师（项目负责人）自2003年11月至今（近五年）完成过质量合格的类似工程业绩（类似工程业绩是指近五年完成过直径不小于1.6米压力管道施工的业绩；需提供类似工程的中标通知书、施工合同、竣工验收报告或竣工验收证明及业绩所属业主名称、地址、联系人及联系电话），类似工程业绩必须为已经竣工验收。 14、技术负责人职称证书复印件。原件当场提交收件人核查。 15、注册建造师（项目负责人）及专职安全员具有有关行政主管部门颁发的安全培训考核合格证(B类及C类)。若投标申请人是以水利水电资质进行投
探讨配电网无功补偿技术及其应用 随着社会经济的发展，电能的供应和配电网络的建设受到了越来越多的重视，在电力系统当中，配电网的链接输电系统是一个枢纽。在人们对电能电量的需求越来越多并要求电能供应越来越稳定的情况下，对配电网的应用要求也就逐渐的提高。对于无功补偿在配电网中的应用来说，能够有效地提高供电质量的技术。本文针对配电网无功补偿技术的应用现状和相关的应用展开研究，对配电网无功补偿技术的原理和典型的应用模式等方面的问题进 行分析，希望能够对以后的工作提供帮助。标签：配电网络;无功补偿技术;现状与应用分析 引言： 随着工业的发展和信息技术的进步，电能已经成为人们生产和生活中不可或缺的一项能源，在电能供应的规模和性能都得到了很大的发展。在我国的配电体系中，其主要的作用就是沟通发电厂和电力用户的核心环节，也在很大程度上决定了供电的效率和质量。随着电力系统的不断完善和整体化，配电网中的电力损耗和安全稳定及自动化运行变得越来越重要，在配电网的管理技术中需要迫切的解决这一难题。 一、配电网无功补偿的技术原理 无功补偿技术是针对配电网产生的管理技术，主要是对电力损耗和电力波动的现象展开管理工作的，这项技术已经在配电网中已经得到了广泛的应用。在无功补偿技术的原理上主要是将电磁感应技术应用到其中并进行多种形式的能量转化，这样就能产生交变磁场。在核定的时间内对能量的功率进出之间达到平衡，这就是所说的无功功率，在有功功率为一定值的前提条件基础上，供电系统的功率越小，对整个系统的无功功率的要求就越高，在电网系统中，如果消耗了过多的无功功率，配额很脏中的整体电容量就会有所增加，如果这个时候在用户端缺少功率的补偿就会在电路上消耗更大的电力资源，这样也会使整个电力系统运行的效率有所减小，所以这时无功功率的补偿技术就具有重要的作用，能够为电力系统的平稳运行和供电的质量提供帮助。 二、无功补偿的工业作用 在配電系统中的无功补偿技术的实现过程中，想要真正的进行有效的无功补偿就要在技术操作上遵循一定的原则，其中具体的技术操作包括以下几点： （一）提供功率因素。 功率的价值主要表现在功率处于一定值时，无功功率得到一定的补偿后，功率因素角度就会相应的减少，这样就使功率因素的余弦值会相应的增大。这样在
特高压交流和高压直流输电系统运行损耗及经济性分析 发表时间：2018-04-12T10:36:46.213Z 来源：《电力设备》2017年第32期作者：常彦 [导读] 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 （国网山西省电力公司检修分公司山西省太原市 030031） 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 关键词：特高压交流；高压直流；输电系统；运行损耗分析；经济分析 在我国覆盖全国电网的整体输电系统中，输电系统运行损耗都是不可避免的重要问题，运行损耗的大小直接影响到输电系统的经济效益和经济性。其中，关于特高压交流和高压直流输电系统，这一在整个电网中占有重要比重的输电系统的运行损耗和相关经济性分析研究具有十分重要的意义。 1特高压交流和高压直流输电系统及其经济性概述 中国是世界上国土面积第四大的国家，幅员辽阔，人口众多，地形复杂多样，并且由于地形地势气候等多方面的原因，中国的人口规模、经济发展状况以及资源能源需求量呈现西低东高的阶梯式分布。与其相反的是，我国的能源资源分布却是西高东低，具体到与电力相关的资源能源来说，我国目前有超过百分之七十的水力资源在西南，有大约百分之七十五的煤炭资源储存西北，风电和太阳能等能够用于发电的可再生能源也主要分布在西部、北部。因此，这种电力资源能源分布和电力资源需求的极不平衡性，决定着我国能源分配面对的巨大压力，以及通过多种方式优化电力资源配置的迫切性和重要性，其中，特高压交流和高压直流输电系统就是当前技术成熟，应用较为普及的两种主流输电方式，它们为我国电力资源的合理配置的大好局面，提供了重要的助力。所以，不断地分析和研究特高压交流和高压直流输电系统，也是提高电力资源配置效率和质量的必然要求。 分析输电系统经济性的重要内容，就是分析输电系统的运行损耗。对于本文的研究对象来说，特高压交流和直流输电系统经济性分析主要集中在前期建设投资、中期的输电网络运性维修、输电运行中不可避免的输电损耗和以及停电造成的损失费用四个方面。 2特高压交流和直流输电系统经济性分析 本文主要运用对比法分析特高压交流和直流系统的经济性，其中涉及二者经济性比较，主要从投资、运维、输电损耗和停电损失费用四个方面来进行比较，最后再进行综合汇总。 在对比分析法中，我们需要设定一个恒量，为了便于比较和计算，设置特高压交流和高压直流两种输电系统中，输电距离相同，在500-2000千米范围内，分为500千米、1000千米、1500千米和2000千米四个固定值。然后在此基础上，根据输电能力的大小、额定输送量和负载率对两种输电系统的影响大小。 采用的研究对象中，两种输电系统的具体参数分别为：特高压交流输电系统2个1000千伏变电站和多个中间开关站以及1回输电线路组成，线路规格为8×500平方毫米，并且每400千米一个间距设置一个开关站。高压直流输电系统无变电站及中间开关，但需架设1台换流站，同时采用的是6×900平方毫米的线路。 2.1投资费用分析 特高压交流输电系统中，需要建设变电站，变电站的建设费用为430元/千伏，8×500平方毫米规格的线路为425万元/千米。所以，变电站的建设费用为86亿元，线路的费用为500千米21.25亿元，1000千米42.5亿元，1500千米6 3.75亿元、2000千米85亿元。 高压直流输电系统中，不需要建设变电站，但是需要投资建设换流站，一台换流站单价为65亿元，6×900平方毫米规格的线路单价为397万元/ 千米，因此，线路的费用为500千米19.85亿元，1000千米39.7亿元，1500千米59.55亿元、2000千米79.4亿元。 因此，经过对比，在不考虑其他任何因素的情况下，在特高压交流电输电网络的前期站设投资要远远大于高压直流电的输电网络。直到输电距离达到6000千米，高压直流输电网络才更加具有经济价值。 2.2运维费用分析 输电网络的运维就是指输电网络硬件设备的元件耗损率和故障维修的费用。通过对比，我们不难发现，高压直流换流站设备和阀组众多，系统的运行状态比交流系统多，类似换流变压器和阀组这部分元件故障频率较多，维修更新的时间较长，特高压交流变电站的元件较少且故障持续时间短。因此，可以说在各个距离高压直流输电网络的运维费用都要大于特高压交流输电网络，在运维费用方面，特高压交流输电网络更具经济性。 2.3输电损耗费用分析 特高压和超高压交流输电系统的运行损耗主要包括变电站损耗和输电线路损耗两部分。一方面变电站损耗包括变压器、电抗器、电容器等设备损耗等硬件和变电站日常运行用电造成的损耗，这种损耗鱼输电系统的随输送容量基本成正比，随着输送容量的变化成比例调整。另一方面，输电线路损耗主要包括电阻损耗、电晕损耗和泄漏损耗，其中电阻损耗属于硬件损耗的一种，电阻损耗量同样随输送容量的变化成比例变化，电晕损耗的变化则基本受电压等级、导线结构和天气情况等因素影响，泄漏损耗通常并不计入记录分析中。 2.3.1电阻损耗 通常情况下，电路损耗是理论意义上的损耗，是指线路在满负荷运行时造成的功率损耗。然而在实际电力输送中，输电系统不可能不间断地满负荷运行。 计算公式如下：线路电阻损耗值=线路电阻×额定电流×损耗小时数 计算结果可由两种输电系统的具体参数估算到。 2.3.2电晕损耗 交流线路电晕损耗很容易受到线路电压、导线结构和气候条件的影响，经过研究发现，在雨雪天起电晕平均损耗可以达到为晴朗天气平均损耗的37-50倍。电晕损耗年平均值计算公式为 电晕损耗年平均值＝（好天气小时数损耗＋雪天小时数损耗＋雨天小时数损耗）/全年日历小时数” 2.4停电损失费用分析
广州市水务建设工程设计变更管理办法 （征求意见稿） 第一章总则 第一条为加强我市水务工程建设管理，严格基建管理程序，规范设计变更行为，保证工程建设质量，控制工程投资，提高工程勘察设计水平，依据《建设工程勘察设计管理条例》、《建设工程质量管理条例》、《水利工程设计变更管理暂行办法》、《广东省水利工程设计变更暂行规定》等有关规定，制定本办法。 第二条本办法所指设计变更是自水务工程初步设计批准之日起至工程竣工验收交付使用之日止，对已批准的初步设计进行 修订。 第三条本办法适用于市水务局初步设计审批范围内的水务工程新建、续建、改（扩）建、加固等设计变更的管理。 上述设计变更需报国家和省批准的，从其规定。 第四条水务工程的设计变更应符合国家有关法律、法规和技术标准的要求，严格执行工程设计强制性标准，符合项目建设质量和使用功能的要求。 第五条各区、县级市水务行政主管部门、市水投集团应加强对水务工程设计变更的监督管理；项目法人应加强对水务工程设计变更的实施管理；勘察设计单位应提高勘测设计水平；参与工程建设的各有关单位应当加强项目管理，严格控制水务工程重大设计
变更。 第六条我市水务工程设计变更应按照本办法的程序执行，其 中移民安置、水土保持设计、环境保护设计变更按国家有关规定执行。 任何单位或者个人不得擅自变更已经批准的初步设计，不 得肢解设计变更规避审批。 备注：本章参考水利部《水利工程设计变更管理暂行办法》第一章 第二章设计变更分类 第七条工程设计变更分为重大设计变更和一般设计变更。 重大设计变更是指工程建设过程中，工程的建设规模、设计标准、总体布局、布置方案、主要建筑物结构形式、重要机电金属结构设备、重大技术问题的处理措施、施工组织设计、征地拆迁等方面发生变化，对工程的质量、安全、工期、投资、效益产生重大影响的设计变更。 第八条以经批准的水务工程建设项目初步设计报告及审 批、审查意见为比较基准，工程重大设计变更包括： （一）水库（枢纽）工程 1.增加或取消重要的单体水工建筑物； 2.大坝（挡水建筑物）坝体断面主要控制尺寸（坝顶高程、坝顶宽度）改变； 3.大坝（挡水建筑物）主要筑坝材料改变; 4.溢洪道（泄洪洞）布置方案（轴线、过水断面、消能方式、闸门启闭方式）改变； 5.大坝、溢洪道基础处理方案根本性改变；
并联电容器对电力系统无功补偿及电压调节问题的探讨 马文成 摘要：变电站并联电容器可以对电网的无功功率进行集中补偿。通过对无功功率的合理补偿，从而达到调节电压、使系统经济和稳定运行。但在实际运行中，往往由于设计原因，无功负荷的分布不可预见性等因素导致变电站母线并联电容器不能合理的补偿无功和调节电压。下面就某站10kV 母线并联电容器运行中存在的问题加以分析和探讨。 关键词：并联电容器、无功补偿、电压调节 某变电站电压等级为110/35/10kV ，两台主变容量分别为25000kVA 和20000kVA 的有载调压变压器，正常时20000kVA 变压器运行，另一台主变热备用，10kV Ⅰ、Ⅱ段母线经分段开关联成单母运行。10kV Ⅱ段母线装var 36003600102K TBB -成套电容器装置，电容器型号为：W BFFH 31180023114?-?--密集型电容器，每组容量为var 1800K ，两组共3600var K ，其额定电流为89A ，串联电抗器型号为11012--CKGKL 的空芯电抗器，额定电抗率为1%。 1 运行中存在的问题 该站自2000年投运以来，因10kV 母线并联电容器的补偿容量不合理致使电容器不能正常投入运行，因此，10kV 母线输送的无功负荷不能实现就地补偿，从而不利于电网运行的经济性和稳定性。 1.1 影响并联电容器投入运行的因素： 1.1.1 并联电容器投入时补偿容量过剩 图例分析如下： 25003000 3500 4000 4500 5000 5500 2月1月3月4月5月6月7月8月9月10月t 800 900 1000 1100 1200 700有功（kw ） 无功（kvar ） 图 A 10kV 母线2011 年平均有功、无功负荷曲线图 上图数据为该站10kV 母线2011年有功、无功负荷平均值，从图中可以看出，10kV 母线年输送无功负荷最大值为1500var K ，最小值为500 var K ，平均值为1000var K 。若
目录 前言 (2) 主要设备 (3) 远距离输电优势明显 (3) 工程应用 (3) 超高压直流输电和交流输电的性能对比 (4) 超高压直流输电的优势及其依赖的技术 (5) 超高压直流输电系统的结构 (6) 超高压直流输电的故障保护系统 (7)
前言 高压直流输电技术被用于通过架空线和海底电缆远距离输送电能；同时在一些不适于用传统交流联接的场合，它也被用于独立电力系统间的联接。世界上第一条商业化的高压直流输电线路1954年诞生于瑞典，用于连接瑞典本土和哥特兰岛，由阿西亚公司(ASEA, 今ABB集团)完成。 在一个高压直流输电系统中，电能从三相交流电网的一点导出，在换流站转换成直流，通过架空线或电缆传送到接受点；直流在另一侧换流站转化成交流后，再进入接收方的交流电网。直流输电的额定功率通常大于100兆瓦，许多在1000-3000兆瓦之间。 高压直流输电用于远距离或超远距离输电，因为它相对传统的交流输电更经济。 应用高压直流输电系统，电能等级和方向均能得到快速精确的控制，这种性能可提高它所连接的交流电网性能和效率，直流输电系统已经被普遍应用。 高压直流输电是将三相交流电通过换流站整流变成直流电，然后通过直流输电线路送往另一个换流站逆变成三相交流电的输电方式。它基本上由两个换流站和直流输电线组成，两个换流站与两端的交流系统相连接。 直流输电线造价低于交流输电线路但换流站造价却比交流变电站高得多。一般认为架空线路超过600-800km，电缆线路超过40-60km直流输电较交流输电经济。随着高电压大容量可控硅及控制保护技术的发展，换流设备造价逐渐降低直流输电近年来发展较快。我国葛洲坝一上海1100km、±500kV,输送容量的直流输电工程，已经建成并投入运行。此外，全长超过2000公里的向家坝-上海直流输电工程也已经完成。该线路是目前（截至2011年初）世界上距离最长的高压直流输电项目。
电网无功补偿技术研究现状分析 发表时间：2019-07-15T15:42:48.123Z 来源：《当代电力文化》2019年第05期作者：周明[导读] 本文从设备耗用无功功率、供电电压超出规定范围以及电网频率出现波动三个方面入手， 华能吉林发电有限公司新能源分公司吉林省 130012 摘要：本文从设备耗用无功功率、供电电压超出规定范围以及电网频率出现波动三个方面入手，对低压电网功率因数的影响因素展开分析，并针对无功补偿技术在低压电网中的应用策略提出具体建议。 关键词：无功功率；无功补偿；供电质量引言 随着人们日常生产生活质量的提高和工业的飞速发展，电力系统中非线性设备日益增多，降低了电力系统的可靠性、稳定性以及负载和电网的功率因数。系统中传送的能量有一大部分不会被负载消耗，而是在输电线路中来回输送，使输电线路起始端形成了较大的电压降，导致负载端电压不足而影响供电质量。因此，提高功率因数，对电网进行及时、动态的无功补偿，是当前电力行业面临的重大研究课题。目前，无功补偿装置主要是同步调相机、机械投切的并联电容器组和大容量SVC。同步调相机运行时损耗和噪声较大，维护较为繁琐，响应速度较慢，不能满足目前电网快速动态补偿需求。并联电容器组虽然较为灵活且可以直接用在高压电网中，但是其阻抗值是固定的，不能对电网进行动态的无功补偿。SVC本身是一项谐波源，虽然补偿了系统中的无功功率，但是本身也产生了谐波污染，还要启用滤波器，增加了投入。 1无功补偿技术在配电网中的应用特点无功补偿技术在配电网的应用中，需要注意的是，要控制好安装设备空间、设备安装环境、设备维护工作、施工成本和保护装置等对周围环境的影响。因此，在进行无功补偿施工安装时，要根据工程情况做好设置。无功补偿装置在配电网安装中的注意事项是:(1)确定好无功补偿在配电网中的容量。配网在进行无功补偿时，要做好容量的控制，避免无功补偿电容器由于设置过多和密度大影响散热和安全性，因此针对配电网要选择符合设计要求的电容器组。无功补偿装置在配电线路上设置容量的时候，设置的原则是最大化的减少线路损耗。通常来说，无功补偿装置需要的容量应该是线路无功负荷的2/3，所以在无功补偿装置安装前，需要全面调查好安装线路的实际负荷，从而明确无功补偿装置的合理容量。(2)明确好补偿装置具体的安装位置。在对无功补偿装置进行安装时，需要遵守的原则是无功就地均衡，并且进行安装时，最主要的是减少主干线路上的无功电流。研究证实，配电网每条线路上，安装1台无功补偿装置是合适的，安装的位置应该是负荷2/3的地方。如果合理规划好电容器的安装位置和无功补偿的容量，能够显著降低电网运行中的线路损耗和电压质量，从而满足生产和生活需要。(3)制定好无功补偿装置合理的接线方式。无功补偿装置接线的时候，要依据设计和配电网的要求选择合适的接线方式，每一相接1台电容器为最佳，这样才能使补偿装置运行中的故障率大大降低。 2无功补偿技术在低压电网中的应用 2.1无功补偿技术在低压电网中的配置 随着电力行业发展规模的不断扩大和社会用电量的持续增加，低压电网中往往会配置各种具有抗性以及中容性的电力设备，这些电力设备在低压电网中的运行，会进一步提升低压电网中的无功功率，在降低低压电网功率因数的同时，会导致低压电网中电力资源出现不必要的损耗。为了最大程度上保障电力系统运行的安全性与稳定性，需要灵活利用无功补偿技术，借助相应的补偿装置控制电力能源的损耗，在提升低压电网功率因数等方面发挥着积极的作用。通常情况下，无功补偿技术在低压电网中的应用需要遵循以下三个基本原则，即分级补偿原则、就地补偿原则和方便调整原则。在低压电网中配置无功补偿装置时，不仅需要考虑到低压电网中全部因数的调整方式，还要根据电力系统实际的运行情况，对局部因数进行合理的调整，从而使整体与局部两者的功率因数可以达到相互协调的状态，有效预防总功率因数低但是局部功率因数过高的问题，对此需要对集中补偿技术以及分散补偿技术进行科学的把控与应用。 图2无功补偿装置 2.2并联电容器补偿 并联电容器在早期电网中十分常见，因为其经济实用、结构简单、维护方便且没有转子，如图4所示。它的工作原理是在负载两端发出容性无功来补偿两侧的感性无功，提高回路的功率因数，降低网损，如图5所示。通过对补偿对象的测量，确定所需要的电容器容量，再来确定要投入的电容器组数。由于控制电容器投入、切除的是机械开关，所以很难准确判断投切电容器的时刻。并联电容器一般设有投切延时功能，所以当电网无功不足时，最好在高峰负荷到来前将电容器并联到负载两端，才能有效避免负载端电压不足，因此不能满足快速、准确地对电网进行无功补偿需求。并联电容器的机械开关不宜频繁切换，因为其合闸涌流很大，有时甚至能达到补偿电容器额定电流的几十倍甚至上百倍。在开关断开时，它还会产生弧光，且运行时的噪音较大，因此频繁投切会缩短并联电容器的寿命。所以，并联电容器仅适用于负载较稳定的系统。