1000kV特高压试验示范工程
晋东南～南阳～荆门输电线路工程
黄河大跨越
监理规划
安徽省电力工程监理有限责任公司
二ОО六年十二月八日
总工程师：工程部：总监理师：编写：
目录
1.工程项目概况 (1)
2.监理工作范围 (2)
3.监理工作内容 (2)
3.1 施工及调试阶段 (2)
3.2 保修阶段 (4)
3.3 其他 (4)
4．监理工作目标 (4)
5.监理工作依据 (5)
6. 项目监理机构组织形式及人员配置 (6)
7.项目监理机构的人员岗位职责 (7)
7.1总监理师岗位职责： (7)
7.2副总监师岗位职责： (8)
7.3专业监理师岗位职责： (8)
7.4监理员岗位职责： (9)
7.5安全监理师岗位职责： (9)
8. 监理工作程序 (10)
9.监理工作方法及措施 (11)
9.1 质量控制措施 (11)
9.2 进度控制措施 (12)
9.3 投资控制措施 (13)
9.4 安全控制措施 (14)
9.5 合同管理措施 (14)
9.6 信息管理措施 (15)
10. 监理工作制度 (17)
10.1 监理部内部管理制度 (17)
10.2现场监理工作主要管理规定和办法 (17)
10.3 现场运行表式 (26)
11. 监理设施 (27)
附件一：监理工作程序和流程图 (27)
附件二：本工程里程碑工期控制表 (41)
1.工程项目概况
1.1 工程名称：1000kV特高压试验示范工程晋东南～南阳～荆门输电线路工程黄河大跨越。
1.2 建设地点：河南省境内自孟州市西化工镇贾营村东侧N1塔跨黄河至巩义市峪沟东侧丘岗上N5塔止。
1.3 工程建设规模
1.3.1 线路总长：全跨线段长3.651km。采取耐－直－直－直－耐方式，全为单回路架设。
1.3.2 杆塔与基础：N1、N2、N3、N4均为钻孔灌注桩联梁承台基础，N5为挖孔桩基础。N1与N5为两基锚塔全高均为68m角钢塔，N2、N3、N4三基均为全高为122m的钢管直线跨越塔。塔材总重约2200t，基础钢材约1000t，砼方量约17300 m3。
1.3.3 导、地线：导线采用6×AACSR/EST-500/230特强钢芯高强铝合金绞线，子导线分裂间距采用550mm；地线一根采用OPGW-24B1-254不锈钢管层绞式全包钢结构，另一根采用JLB20－240铝包钢分流线。导线约300t，地线（不含OPGW）约6 .0t。
1.3.4 金具绝缘子型式：三伞420KN约2490片，盘型550KN 约2400片。
1.4 概算总投资（静态）：约为9934万元，其中本体投资约6215万元。
1.5 工程项目计划开竣工日期：本工程计划于2006年12月18日基础工程开工，2008年7月31日建成，2008年9月底具备带电投产条件，2008年12月底投运。
1.6 参建单位：
1.6.1 项目法人：国家电网公司。
1.6.2 项目建设管理单位：国网建设有限公司。
1.6.3 设计单位：华北电力设计院。
1.6.3 施工单位：安徽送变电工程公司。
1.6.4 监理单位：安徽省电力工程监理有限责任公司
1.6.5 运行单位：待定
1.7 工程特点：1000千伏特高压交流输电线路工程是定位于高一级的百万伏电压等级的电网建设工程，在华北、华中、华东形成结构坚强的骨干网架，覆盖大的火电基地、水电基地、核电基地和负荷中心，将推动我国能源的有效开发和利用。本工程的建设是电力工业落实科学发展观的具体体现，是国家电网公司建设“一强三优”现代公司的战略举措。
本监理标段为该工程的一个关键结点，处于河南省黄河小浪底水库下游46公里处跨越黄河。两岸塔位交通除N5处于黄土山上，交通困难外，其余N1~N4均处于黄河漫滩地上，交通条件较好，地质除N5可采用挖孔桩外，其余N1~N4均采用挖孔灌注桩进行基础施工。本段交叉跨越不多。但本标段均处于黄河管理范围内，施工前需编制相应的报批文件经现管河务局同意后方可施工。
本标段最大设计风速为31m/s，最大设计覆冰15mm，验证覆冰为30mm，最低气温-20℃，最高+40℃。
2.监理工作范围
受项目法人委托对本工程项目的设计、材料供货、施工进行以安全、质量、进度、投资、环保为主要控制内容的（包括合同、信息管理、科技创新及工程协调）施工阶段的全过程监理。
具体监理范围执行本工程《建设监理合同》专用条件C中的有关约定。
3.监理工作内容
3.1 施工及调试阶段
3.1.1 对施工单位选择的分包单位的资质、信誉进行审查，确认分包单位及其分包任务范围。
3.1.2 组织审查施工单位提出的项目管理实施规划、安全、质量保证措施、施工
进度计划、资金运用计划等，并监督检查其实施。
3.1.3 核查开工条件准备情况，审查或审批单位工程及分部工程开工报告。
3.1.4 参加或组织工程现场协调会议，主持现场每周工作例会。
3.1.5 深入现场了解施工进度、质量和安全情况，监督施工单位严格履行合同和执行工程技术标准。
3.1.6 检查材料、构件到货质量及现场保管状况。
3.1.7 检查现场特殊工种持证上岗情况。
3.1.8 检查设计修改或设计变更申请，提出监理意见。
3.1.9 检查各分项、分部工程，关键工序和隐蔽工程的质量，做好验收签证工作。
3.1.10 检查工程进度和资金使用情况，审查核签施工单位的月、季、年度完成工程量及付款凭证，参加工程结算审核，对安全措施补助费的使用进行监督。3.1.11 按照《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化工作规定（试行）》及标准化手册的要求，督促施工单位进行安全文明施工管理，遇到威胁安全或影响质量的重大问题（包括事故）时，有权提出“暂停施工”的通知，并通报项目法人，协助项目法人作进一步分析处理并监督实施。
3.1.12 参与工程建设中重大技术、质量、安全问题的处理，提出监理意见并监督处理。
3.1.13 积极参加对结合工程进行的科研试验并对科研试验、新材料、新技术应用的技术方案及费用提出监理意见。
3.1.14 做好竣工验收准备，受甲方委托编写竣工预验收方案并组织实施，督促消除缺陷，提出质量评估报告，参加各种专项验收，配合专家验收，参加竣工验收。
3.1.15 参与审查调试计划、方案、措施及报告。
3.1.16 参与启动方案的讨论与启动试运行，参加组织达标投产与工程评比和劳动竞赛及精神文明建设等项活动，进行保修期内各项管理。
3.1.17 复核工程竣工决算，提出监理意见。
3.1.18 协助处理工程变更、索赔及违约等事宜。
3.1.19 建立监理文档；负责督促和审核相关单位的工程资料、声像资料的整理与监督检查及初审，负责整理竣工资料并负责牵头移交与签证。并在工程竣工时及时组织整理移交给项目法人或运行单位。
3.1.20 及时完成工程总结。
3.2 保修阶段
3.2.1 对工程遗留问题责任进行鉴定并监督完成未了事项。
3.2.2 督促施工单位保修并监督质保金执行情况。
3.3 其他
参加组织达标投产，并参加组织“创一流”工程和精神文明建设等项活动；参加组织工程评比，并提出奖惩建议。
4．监理工作目标
4.1 质量目标：工程质量满足国家施工验收规范和质量评定规程优良级标准的要求，确保工程零缺陷移交、达标投产、国家电网公司优质工程，创建国家优质工程。同时确保实现单元工程合格率100%，分项工程优良率不低于98%，分部工程优良率100%。保证贯彻和顺利实施工程设计技术原则；杜绝重大质量事故和质量管理事故的发生。
4.2 进度目标：坚持以“工程进度服从质量”为原则，确保工程施工的开、竣工时间。施工过程中保证根据需要适时调整施工进度，积极采取相应措施，按时完成工程阶段性里程碑进度计划和验收工作。
4.3 投资目标：工程建成后的最终投资控制符合审批概算中的静态控制、动态管理的要求，力求优化设计、施工、节约工程投资。
4.4 安全目标：不发生人身死亡事故、不发生重伤事故，轻伤负伤率≤4‰，不发生重大施工机械设备损坏事故，不发生重大火灾事故，不发生负主要责任的重大交通事故，不发生环境污染事故和重大垮（坍）塌事故，不发生负主要责任的
电网大面积停电或电网解裂事故，不发生高处坠落、触电、坍塌、淹溺、倒抱杆、倒塔、倒越线架、跑线等事故，创建安全文明施工典范工程。
4.5 环境保护目标：确保工程建设中落实环保方案，做到垃圾处理符合规定，不发生重大环境污染事故，力争减少施工场地及周边环境植被的破坏，减少水土流失，力争做到车辆、设备尾气排放符合大气污染物的综合排放标准，达到国家环保专项验收标准，建设资源节约型、环境友好型的绿色和谐工程。
4.6 档案管理目标：坚持归档与工程同步进行。确保工程资料达到：档案归档率100%，资料准确率100%，案卷合格率100%，保证档案资料的齐全、准确、系统；同时保证在合同规定的时间内移交竣工档案。
5.监理工作依据
5.1 项目法人与监理单位签订的本工程项目的“建设监理合同”。
5.2 本工程项目的“监理服务大纲”及“服务承诺”。
5.3 本工程项目法人与其他承包商、供货商（包括设计、施工、材料设备供应等）签订的合同及有关附件。
5.4 本工程批准的设计文件及政府批准的工程建设文件。
5.5 国家和地方政府有关工程建设方面的法律、法规及政策规定等。
5.6 国家及原电力部颁发的现行施工验收规范、技术规程和质量验评标准等。
5.7 国网建设有限公司1000kV特高压试验示范工程晋东南－南阳－荆门输电线路工程“建设管理纲要”。
5.8 国家电网公司所发“输变电工程达标投产考核办法”及“输变电工程建设管理文件”等文件。
5.9 《国家电网公司输变电工程优质工程评选办法》及《国家优质工程评审管理办法（2005版修订）》。
5.10 国家电网公司、国网建设有限公司根据本工程所编制“验规”、“导则”及其他有关制度、规定。
5.11 《国家电网公司输变电工程施工危险点辨识及预控措施》（基建安［2005］50号）
5.13 《国家电网公司输变电工程施工安全监理管理办法（试行）》（国家电网基建[2006]751号）
5.13 《国网建设公司输变电工程施工安全监理管理规定（试行）》（国网建设内规[2006]5号）
5.14 《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化工作规定（试行）》（国家电网基建［20052］403号）
5.15 制造厂家提供的产品出厂合格证书、检查试验报告及安装指导性资料。
5.16 施工过程中的有关文件（设计修改通知单、施工图会审纪要及其它有关文件）。
5.17 项目法人及上级单位对本工程项目所发的文件和要求。
6. 项目监理机构组织形式及人员配置
注：二个监理组的监理工程师或监理员的配备人数系按工程进展情况而增减，原
则是满足工程施工中监理工作能顺利开展。监理人员配置另见附表。
7.项目监理机构的人员岗位职责
7.1总监理师岗位职责：
总监理师由本公司法定代表人书面授权，主持和领导项目监理机构工作，全面负责委托监理合同的履行，具体职责如下: 1）确定项目监理机构人员的分工和岗位职责，主持建立监理信息系统，全面负责信息沟通工作；
2）主持编写项目监理规划、审批项目监理实施细则，并负责管理项目监理机构的日常工作；
3）)组织审查分包单位的资质，并提出审查意见；
4）检查和监督监理人员的工作，根据工程项目的进展情况进行人员考核调配，对不称职的人员应调换其工作；
5）主持监理工作会议，签发项目监理机构的文件和指令；
6）审定承包单位提交的开工报告、项目管理实施规划、安全文明施工策划、创优质精品工程策划及技术方案、进度计划，签署开工令、停工令、复工令；
7）审核签署承包单位的申请、支付证书、工程竣工报验单和竣工结算；
8）审查和处理工程变更；
9）主持或参与工程质量事故的调查；
10）调解建设单位与承包单位的合同争议、处理索赔、审批工程延期；
11）组织编写并签发监理月报、监理工作阶段报告、专题报告和项目监理工作总结；
12）审核签认分部工程和单位工程的质量检验评定资料，审查承包
单位的竣工申请，组织监理人员对待验收的工程项目进行质量检查，参与工程项目的竣工验收；
13）组织并主持整理工程项目的监理资料。
7.2副总监理师岗位职责：
副总监理师经总监理师提名，本公司法定代表人同意，协组总监理师工作，受总监授权代表总监理师行使其部分职责和权力，在总监理师因公出差不在现场期间，受总监理师委托可代行总监理师之职管理现场监理工作。
7.3专业监理师岗位职责：
根据总监理师的指令，负责实施本专业或某一方面的监理工作，并具有相应文件签发权，其具体职责如下:
1) 负责编制本专业的施工监理实施细则，制定子项目或分目标控制工作流程，确定控制方法和手段，制定控制措施；
2) 负责本专业监理工作的具体实施，及时检查了解和发现承包单位的组织、技术、经济和合同方面的问题，研究对策，解决存在的问题；
3) 组织、指导、检查和监督本专业监理员的工作，当人员需要调整时，向总监理师提出建议；
4) 审查承包单位提交的涉及本专业的计划、方案、申请、变更，并向总监理师提出报告；
5) 负责本专业分项工程验收及隐蔽工程验收；
6) 定期向总监理师提交本专业监理工作实施情况报告，对重大问题及时向总监理师汇报和请示；
7) 根据本专业监理工作实施情况做好监理日志；
8) 负责本专业监理资料的收集、汇总及整理，参与编写监理月报；
9) 核查进场材料、设备、构配件的原始凭证、检测报告等质量证
明文件及其质量情况，根据实际情况认为有必要时对进场材料、设备、构配件进行平行检验，合格时予以签认；
10) 负责本专业的工程计量工作，审核工程计量的数据和原始凭证。
7.4监理员岗位职责：
在专业监理师的领导下，从事具体的现场监理工作，具有现场确认权，其具体职责如下:
1) 在专业监理师的指导下开展现场监理工作；
2) 检查承包单位投入工程项目的人力、材料、主要设备及其使用、运行状况，并做好检查记录；
3) 负责工程计量，复核或从施工现场直接获取工程计量的有关数据，并签署确认原始凭证；
4) 按设计图及有关标准，对承包单位的工艺过程或施工工序进行检查和记录，对加工制作及工序施工质量检查结果进行记录；
5) 担任旁站工作，发现问题及时指出并向专业监理师报告；
6) 做好监理日志和有关的监理记录。
7.5安全监理师岗位职责：
在总监理师或副总监理师的领导下，负责现场安全文明施工及环保目标控制的实施工作，并负责现场文明施工、环境保护之监督管理工作，其具体职责如下:
1) 根据工程《监理规划》编写安全文明施工监理工作策划，并组织实施；
2) 协助业主签订安全文明施工技术管理条例；
3) 督促检查承包商建立健全安全生产责任制，监督检查承包商贯彻安全生产有关规定与措施的执行情况；
4) 参加施工图纸会审、审核项目管理实施规划（重大施工方案）有关安全文明及环境保护的施工措施；
5) 对现场进行巡视、跟踪、检查，发现安全文明、环境保护施工隐患及时处理；
6) 定期组织安全文明、环境保护生产检查，负责安全文明、环境保护的施工协调工作，定期向总监理师提交本专业工作实施情况报告；
7) 参加安全事故调查、分析和处理；
8) 填写安全监理日志，编写安全年、月度监理工作报告，参与监理月报中安全监理情况的编写；
9) 负责整理安全专业的监理档案资料。
7．6 工程部：主要以质量控制和进度控制为重点，进行现场监理工作。
7．7 安全部：主要以现场安全控制、文明施工以及环保控制目标为重点进行监理工作。
7．8 综合协调部：主要以投资控制、合同管理以及地方外部协调进行监理工作。7．9 办公室：文档、工程档案资料、信息管理以及后勤保障。
7．10 监理组：以现场为主体，执行现场监理任务，执行本专业监理实施细则并负责现场签验工作。
8. 监理工作程序
8-1 输电线路工程建设及项目监理工作总程序
8-2 施工阶段监理工作总程序
8-3 施工阶段质量控制监理工作程序
8-4 施工阶段进度控制监理工作程序
8-5 施工阶段投资控制监理工作程序
8-6 施工阶段安全控制监理工作程序
8-7 合同管理监理工程程序
8-8 信息管理监理工作程序
8-9 工作协调监理工作程序
8-10 工程监理验检工作程序
8-11 工程保修阶段监理工作程序
8-12 工程质量事故处理流程
8-13 设计变更工作流程
（具体内容见附件一）
9.监理工作方法及措施
9.1 质量控制措施
9.1.1 参加国网建设有限公司组织的施工图审查时，对施工图的完整性、正确性、图面质量以及能否满足材料加工、施工和运行维修方便方面提出监理意见。
9.1.2 采用招投标或考察了解材料的质量、价格，严格审查资质、技术装备水平、履约能力，进行比选确定供料单位，以保证材料及构配件的质量。
9.1.3 组织或参与材料到货现场验收、工厂检验及核查质量保证文件（包括出厂检验报告、合格证及施工单位的复测、复试报告），确认材料的质量。
9.1.4 对新材料的应用，应事先对技术鉴定及有关试验和实际应用报告进行审查确认并经有关单位批准。
9.1.5 审查施工单位的项目管理实施规划、创优质精品工程策划及施工技术方案措施中有关保证施工质量的内容是否完整、合适，其要点如下：
9.1.5.1 质量保证体系是否健全。
9.1.5.2 施工管理、施工技术人员及主要技术工种人员配备及分工是否合适。
9.1.5.3 创优质精品工程策划及施工技术方案、措施（包括作业指导书）是否具有针对性、有效性。对施工中可能遇到的气候、地质等不利情况，有无应对方案和保证质量的措施。
9.1.5.4 主要施工机具及计量、测量等工器具配备是否合适。
9.1.5.5 准备采用的质量标准、施工技术及评级记录表式及质量检查验收项目划分是否合适。
9.1.6 基础、杆塔组立、架线、接地各分部工程施工时，严格按监理实施细则的要求对主要的、关键的工序及隐蔽工程采取见证（包括文件见证及现场见证）、停工待检，旁站监理等方式跟踪进行质量检查，分项工程完工后采取登塔、走线、复测等检查方法进行中间验收。发现问题当即口头指出并发书面整改通知，整改后进行复查、复验闭环运作，然后签证允许进行下一分项工程施工。
9.1.7 严格控制设计修改及设计变更申请，根据其内容的重要程度及增加费用的大小按项目法人授权进行审查或核批。
9.1.8 竣工预验收前1个月内在建设管理单位委托时编写施工预验收方案及实施细则并向建设管理单位提交竣工初验报告参加竣工预验收，对整个工程（包括本体工程、辅助设施及通道障碍清理等）完成情况及质量进行全面检查，对竣工草图及验收文件资料进行审查，如发现缺陷和问题督促施工单位整改完善，最终进行复查验收直至合乎规范要求。参加各种专项验收、配合专家验收。并报请项目法人进行竣工验收。
9.1.9 参加竣工验收，对验收中发现的质量问题，继续督促施工单位整改。最后参加工程质量评定及竣工交接。
9.1.10 审查施工单位报送的工程竣工技术资料和设计单位提供的竣工图纸是否全面、完整、符合规范要求，整理竣工资料及时组织施工单位向国网公司和具体的运行单位做好移交存档工作。
9.1.11 工程保修期间发生的质量问题在分清责任后督促有关单位及时处理。9.1.12 建议实施质量奖罚，达到质量优良者按有关规定请项目法人支付奖金，如不符合，则拒付工程款并扣质量保证金。
9.2 进度控制措施
9.2.1 应用P3软件编制一级网络计划，确定工程里程碑工期，报项目法人批准后实施（一级网络图及进度横道图，详见附图）。
9.2.2 对设计实际交付进度进行核查，发现问题及时向项目法人汇报进行协调。
9.2.3 对材料供应计划（包括项目法人提供，施工单位自行订货或采购）进行核查，当实际到货与供应计划不符时，及时协调并督促有关单位采取措施。
9.2.4 审核施工单位编制的总进度（二级网络计划）及分阶段（按年、季、月）进度计划，是否满足总工期要求，以及安排是否合理。
9.2.5 检查施工单位的材料运输、施工用工机具、劳动力配备及通道清理、障碍物的拆除等工作能否满足施工进度需要。
9.2.6 经常深入现场检查工程的实际进度，如发现拖期，及时分析原因，采取措施进行协调，以保证实现预定的工程进度目标。
9.2.7 建议项目法人按统一制定的规定对工期延误者进行罚款。
9.3 投资控制措施
9.3.1 审查设计文件是否严格控制工程建设标准，配合设计单位推行优化设计、限额设计。尽可能采用标准设计，以做到既能保证工程质量，又能减少工程投资。
9.3.2 参加审查概算、预算，看有无不实之处或漏列、错列项目。
9.3.3 由于设计图纸交付进度拖延影响工程进度或因设计失误造成较大经济损失时，监理单位可向项目法人提出按设计合同规定扣减设计费用的建议。
9.3.4 在材料、器材选用和采购时，选用价格合理、质量好的产品和供货厂家。严格控制材料代用。
9.3.5 督促施工单位编制用款计划，协助项目法人编制资金使用计划。
9.3.6 通过审核项目管理实施规划和施工方案，合理开支施工措施费，避免不必要的赶工。
9.3.7 施工过程中对投资实行跟踪，动态控制和分析预测，发现偏差督促施工单位及时采取纠偏措施。
9.3.8 对已完实际工程量进行复核，对付款凭证（包括预付款、进度款、备料款及预付款的扣回、结算等）签署意见。
9.3.9 严格控制设计变更。对设计变更审查时应考虑工程费用是否增加，如遇重大设计变更，事先必须报建设单位再实施。
9.3.10 参与并协助建设管理单位进行竣工决算，完成工程总结、编制固定资产
清册。
9.4 安全控制措施
9.4.1 按照《国家电网公司输变电工程施工安全监理管理办法（试行）》及公司有关制度监理部将建立和完善安全监理工作制度，主要包括安全监理责任制、安全技术交底制度、安全监理巡视和旁站工作制度、安全监理检查制度、监理培训制度等。
9.4.2 对施工合同及安全协议等进行检查。
9.4.3 督促施工单位落实安全责任、安全教育培训及安全检查制度。
9.4.4 对重要项目、重要工序、危险和特殊作业以及地形地质条件较为复杂的特殊施工，应要求施工单位事先制定特殊施工安全措施报监理审查并监督执行。
9.4.5 结合线路施工特点和工程进展，不定期进行安全文明施工检查，并督促施工单位整改。
9.4.6 督促施工单位积极开展“零违章工程”的创建工作，将安全“关口”前移，加大对违章的查禁和考核力度，确保“零违章”目标的实现。
9.4.7 配合有关单位对安全事故进行调查处理。
9.4.8 严格按照《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化工作规定（试行）》及《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化图册》的要求督促施工单位进行现场安全文明施工。
9.4.9 强化施工现场安全管理，开展标准化、无违章、节约型、环保型的安全文明施工样板创建活动，推广保护森林植被、减少环境破坏的绿色环保施工法。
9.5 合同管理措施
9.5.1 协助项目法人编制及签订设计、施工、材料订货等工程建设合同，对其合法性、规范性、完整性及有效性提出监理意见。
9.5.2 检查各项工程建设合同，进行跟踪管理，定期检查合同履约情况。
9.5.3 进行合同执行风险分析，制定防止索赔的措施，协助项目法人处理违约及索赔事宜。
9.6 信息管理措施
9.6.1审查各参建单位的信息并进行整理汇总，提出处理意见，并向有关单位发布。
9.6.2 建立信息收发记录，其内容包括：信息名称、时间、信息提供者、接受者、接受形式、类型和处理意见。监理部定期编制“工程简报”、“监理月报”、“进度报表”、“工程协调会议纪要”及“备忘录”，填写“项目监理大事记”、“监理工作日记”并分阶段性编纂现场施工声像资料，及时报建设管理单位。
本工程将重点收集以下声像资料：
（1）施工准备阶段
●原始地形地貌
●原材料的见证取样
●施工现场准备情况（包括现场布置）
●设计交底和施工图会审
（2）开工典礼
（3）基础工程
●监督施工技术、质量、安全交底的执行情况
●桩基工程、基础混凝土浇注等旁站监理
●质量控制点（W、S、H点）的监理情况
●现场安全文明施工情况
●基础初检、中间验收及质监活动
（4）铁塔组立
●监督施工技术、质量、安全交底的执行情况
●首基铁塔试组装
●高塔组立旁站监理
●质量控制点（W、S、H点）的监理情况
●现场安全文明施工情况
●铁塔初检、中间验收及质监活动
（5）架线工程
●监督施工技术、质量、安全交底的执行情况
●导地线展放过程
●导地线高空压接旁站监理
●质量控制点（W、S、H点）的监理情况
●现场安全文明施工情况
●架线初检、中间验收以及质监活动
（6）竣工预验收、竣工验收
（7）各级领导检查，国网公司组织的大检查、各种形式的调度会等
9.6.3 建立监理档案。按照工程达标投产的有关工程档案管理的内容要求、监理合同中向项目法人提供监理资料的承诺及监理单位内部有关监理档案资料的具体要求，综合考虑后确定档案编目。本工程的档案资料在工程建设中随时积累、整理，竣工后集中整理，经本单位领导审批后移交项目法人或内部留存归档。9.6.4 审查设计部门、施工单位的竣工资料，提出监理意见。
9.7 工程协调措施
9.7.1建立以总监理师为首的组织协调机制，并严格执行。
9.7.2根据工程建设需要，主动协调建设管理单位、设计、施工、设备制造、材料供应、调试、调度、当地政府有关部门等工程建设有关单位的工作关系，特别是安排好接口的衔接。接受上一层次的协调，并组织贯彻落实，通过工程协调保证工程进度顺利实施。
9.7.3 总监理师根据工程进展情况，组织或参加建设管理单位主持的月度工程调度会，主持每周的工地例会，协助项目建设管理单位协调并解决工程建设中存在的影响质量、进度、投资、安全等方面的问题，提出监理意见并监督实施。会后形成会议纪要，并派专人检查落实会议决定的执行情况。
9.7.4 施工高峰时，视工程实际需要，专业监理师随时组织召开专业碰头会，协调解决本专业急需的技术问题。
9.7.5 为提高协调工作的成效，除执行有关的设计、施工、设备材料供应、调试等合同外，对能积极配合或有意推诿扯皮的参建单位，有总监理师提出奖惩建议，报项目法人批准后执行。
9.7.6 参加组织达标投产并组织“创优质工程”等项活动。在建设管理单位授权范围内，进行保修期内的各项管理, 完成保修期内的工作任务。
10. 监理工作制度
10.1 监理部内部管理制度
贯彻执行公司为规范现场监理内部管理工作而制定各项管理制度。
10.2现场监理工作主要管理规定和办法
为更好协调现场各方的关系，做好现场监理服务工作而制定以下各项管理规定和办法。
10.2.1 开工条件审查及开工报告审批规定
为保证工程质量，在总体工程及分部工程开工前，均应对施工单位开工前的各项准备工作进行检查。施工单位在具备开工条件后应填报《工程开工报审表》和《分部工程开工报审表》并附相关资料报监理部，监理部根据施工单位计划时间安排，及时进行开工条件检查，基础工程的开工条件检查可结合总体工程开工条件检查一并进行，组塔、架线工程（接地分部工程可纳入在以上分部工程中一并进行）按分部工程开工条件检查范围进行。
10.2.1.1应检查的资料（☆的资料应随报审表一同报审）
·施工图纸是不是满足工程需要的有效图纸
·施工图纸会审纪要与设计变更文件符合性
☆项目管理实施规划
☆施工作业指导书
蒙西~天津南1000千伏特高压交流输变 电工程线路工程 （河北段） 安全管理总体策划 蒙西～天津南工程国网河北省电力公司
河北段线路业主项目部 二〇一五年二月 批准：付智江 2015年2月26日审核：袁胜 2015年2月25日编写：魏占宁 2015年2月24日
精品文档 目录 1、概述 (1) 1.1工程简介 (1) 1.2主要特点 (3) 1.3编制目的和依据 (4) 2、安全文明施工管理目标 (7) 2.1安全管理目标要求 (8) 2.2文明施工管理目标要求 (8) 2.3管理思路 (8) 3、安全文明施工管理组织机构及职责 (9) 3.1组织机构 (9) 3.2安全保证体系、安全监督体系 (10) 3.3管理职责 (11) 4、安全管理 (17) 4.1安全管理台账目录 (17) 4.2专项施工方案管理措施 (18) 4.3.安全强制性条文管理措施 (23) 4.4安全设施、安全防护用品管理措施 (25) 4.5作业人员行为规范化管理措施 (30) 4.6安全通病管理措施 (32) 4.7分包安全管理措施 (34) 4.8安全文明施工费的管理措施 (40)
精品文档 4.9应急管理措施 (44) 4.10隐患排查与治理措施 (45) 5、施工安全风险管理 (46) 5.1施工安全风险动态调整管理要求 (49) 5.2三级及以上施工安全风险作业控制点 (52) 6、文明施工管理 (54) 6.1现场布置条理化管理措施 (55) 6.2设备材料摆放定置化管理措施 (58) 6.3成品、半成品保护管理措施 (60) 6.4环境保护、水土保持管理措施 (61) 7、安全检查及评价考核管理 (65) 7.1安全检查计划及管理措施 (66) 7.2项目管理评价计划及管理措施 (67) 7.3项目安全管理考核措施 (70)
准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值评估报告 摘要 编号：融矿矿评字（）号 重要提示：“以下内容摘自本勘查成本价值评估报告，欲了解本评估项目的全部情况，请仔细阅读勘查成本价值评估报告全文”。 评估机构：重庆融矿资产评估房地产土地估价有限公司。 评估委托人：河南省地质勘查项目管理办公室。 评估对象：准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值。 评估目的：“准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目核实报告”已经评审备案，按照河南省国土资源厅关于进一步加强建设项目压覆重要矿产资源管理工作通知的意见（豫国土资发【】号）及河南省国土资源厅办公室关于规范建设项目压覆省地勘基金项目有关工作的意见（豫国土资办函【】号）及国家现行法律法规规定，需要对该建设项目压覆区进行勘查成本价值评估，为确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目区应当缴纳补偿费用提供依据。本次评估即为实现上述目的而为评估委托人提供该压覆区勘查成本在本评估报告中所述各种条件下及评估基准日时点上公平、合理的价值参考意见。 评估基准日：年月日。 评估方法：勘查成本效用法、地质要素评序法。 评估报告主要参数： （一）建设项目拟压覆“河南省西峡县大香沟金矿预查”主要实物工作量：激电中梯（长导线）测量（×）；激电中梯（长导线）剖面测量（点距）；；∶土壤测量（×）。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。
（二）建设项目拟压覆“河南省内乡县大桥—淅川县上集一带钒矿普查”主要实物工作量：钻探工作（钻孔，孔深；钻孔，孔深）；槽探（）；勘探线剖面测量，工程点测量个；地质填图约；地质测量约。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：，调整系数。 （三）建设项目拟压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目常湾重点工作区，该区目前仅施工钻孔，暂未开展其它勘查工作，建设项目距离钻孔约。建设项目未压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目任何实物工作量。 （四）建设项目拟压覆河南省桐柏县黄金冲金银多金属矿预查区主要实物工作量：地质简测，土壤地球化学测量，勘探线剖面测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （五）建设项目拟压覆河南省桐柏县老湾金矿深部及外围普查区主要实物工作量；勘探线剖面测量，地质简测，地质修测。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （六）建设项目拟压覆河南省桐柏县沙子岗一带萤石矿预查区主要实物工作量：∶地质简测，∶高精度磁法测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：;效用系数：。 评估结论：经评估人员现场调查和当地市场分析，按照矿业权评估的原则和程序，选取适当的评估方法和评估参数，经过仔细计算，确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值在评估基准日年月日所表现的价值为人民币万元，大写人民币壹佰肆拾万捌仟叁佰元整。 其中：“河南省西峡县大香沟金矿预查”项目压覆区勘查成本价值为人民币万元,大写人民币玖仟捌佰元整；
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
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。
我国特高压直流输电发展规划与研究成果 摘要：本篇文章在对一次性能源具有的分布特点进行分析之后，对我国特高压直流输电技术的必要性进行了分析，并通过对技术研究设备进行研究之后，分析了实施特高压直流输电技术的可行性。与此同时，并结合当下雾霾给环境和人们生活带来的影响，对下一步特高压直流输电技术的发展方向做出了相应的规划。 关键词：特高压直流；输电发展；规划；研究成果 近年来，雾霾对环境和人们生活带来的影响越来越大，在今年，李克强总理在召开国务院会议时，对这一问题进行了探讨，认为解决雾霾问题的首要措施就是要实施跨区域的送电项目。有关人员认为，这一举措实质上就是预示着特高压提速的信息。直流输电技术是世界上目前解决高电压以及远距离输送的重要措施。直流输电是把交流电通过电流转换器变换成直流电，再由直流输送电路将电流送至受电的一端，并在最后通过换流器再将其变为交流电的过程 1.我国实施特高压直流输电技术的必要性分析 据有关调查结果显示，已经发现的煤炭有2/3部分在我国北部地区，有2/3的水电在我国西南地区，但是我国能源需求量最大的地区既不是西南地区也不是北部地区，而是在东南部的经济较为发达的地区。据测量，能源产地和需求地区间的距离大约在1000km～2500km 之间。一次能源的分布情况和能源需求明显存在很大的差异性，正因为这样，一定要探索出一种新型的能源需求方式，进而不断提高对能源的输送效率。于此同时，随着近年来雾霾给人们生活带来的影响越来越大的情况下，加快特高压输电技术是解决雾霾问题的首要措施。 2.我国实施特高压直流输电技术的可行性分析 为了找到对这一问题进行解决的良好措施，中国的电力企业正在积极规划对电网和电源的有关建设，并随着能源以及需求中心距离不断加大的趋势影响下，这种安全性高、节能环保的特高压直流输电技术逐渐走进了人们的视野之中。在我国特高压技术研究的不断推动之下，特高压输电技术在20世纪80年代的时候研究的热度又一次进行了升温，受到了越来越多人的关注。 20世纪80年代的时候，在我国对±800kV直流输电设备的研究基础之上，国内外的一些研究机构逐渐在特高压直流输电技术领域内的研究内容越来越深入化和科技化，经一些研究成果表明，目前已有一些制造的厂家研究成功了特高压直流输电设备。 3.我国特高压直流输电工程中的建设 依据我国特高压直流输电设备市场的需求分析，我国在未来要建设有以下
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
±800KV特高压直流输电系统全电压启动过电压研究 黄源辉，王钢，李海锋，汪隆君 （华南理工大学电力学院，广东广州510640） 摘要：全电压启动过电压是直流输电中直流侧最严重的过电压情况。本文以PSCAD/EMTDC为工具，以正在建设的云广±800kV特高压直流输电系统参数为依据，建立全电压启动过电压仿真计算模型。对各种全电压启动情况进行了仿真计算，讨论了各种因素对全电压启动的影响，并与±500KV HVDC系统的全电压启动过电压作了比较，获得了一些具有实用价值的结论。 关键词：±800KV；特高压直流输电；全电压启动；过电压 0引言 为满足未来持续增长的电力需求，实现更大范围的资源优化配置，中国南方电网公司和国家电网公司提出了加快建设特高压电网的战略方针[1]。随着输电系统电压等级的升高，绝缘费用在整个系统建设投资中所占比重越来越大。对于±800KV特高压直流输电系统，确定直流线路和换流站设备的绝缘水平成为建设时遇到的基本问题之一。在种类繁多的直流系统内部过电压中，全电压误启动多因为的过电压是其中最严重和最重要的一种。它的幅值最大，造成的危害最大，在选择直流设备绝缘水平和制订过电压保护方案时往往以此为条件[2]。因此，对特高压直流系统的全电压启动过电压进行研究和分析具有很大的实际意义。 为降低启动过程的过电压及减小启动时对两端交流系统的冲击，直流输电的正常启动应严格按照一定的顺序进行[3]。正常情况下，在回路完好、交直流开关设备全部投入且交流滤波器投入适量等条件满足后（α≥90°），先解锁逆变器，后解锁整流器，按照逆变侧定电压调节或定息弧角调节规律的要求，由调节器逐步升高直流电压至额定值，即所谓的“软启动”。然而由于某些原因（如控制系统异常），两端解锁过程紊乱，逆变侧换流器尚未解锁而整流侧却全部解锁，此时若以较小的触发角启动，全电压突然对直流线路充电，由此直流侧会产生非常严重的过电压。 1云广直流系统简介 南方电网正在建设的云南-广东特高压直流系统双极输送功率5000MW，电压等级为±800kV，直流线路长度约1438km，导线截面为6×630mm2，两极线路同杆并架。送端楚雄换流站通过2回500kV 线路与云南主网的昆西北变电站相连，西部的小湾水电站（装机容量4200MW，计划2009年9月首台机组投产，2011年全部建成）和西北部的金安桥水电站（总装机2400MW，计划2009年12月首台机组投产，2011年全部建成）均以2回500kV线路接入楚雄换流站。受端穗东换流站位于广东省增城东部，500kV交流出线6回，分别以2回500kV线路接入增城、横沥和水乡站[4]。楚雄换流站接入系统如图1所示。 图1 楚雄换流站接入系统 云南-广东特高压直流系统交流母线额定电压为525kV，整流侧无功补偿总容量为3000MV Ar，逆变侧无功补偿总容量为3040MV Ar。平波电抗器电感值为300mH，平波电抗器按极母线和中性母线平衡布置，各为150mH。直流滤波器采用12/24双调谐方式。避雷器使用金属氧化物模型。每极换流单元采用2个12脉动换流器串联组成。 2云广直流系统模型 本文以PSCAD/EMTDC为工具，以南方电网建设中的云南-广东±800kV特高压直流系统参数为依据，建立了全电压启动过电压仿真计算模型。换流站内的单极配置如图1所示。
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
三大特高压直流输电线路背景资料 一、特高压直流线路基本情况 ±800kV复奉直流线路四川段起于复龙换流站，止于377#塔位，投运时间2009年12月，长度187.275km，铁塔378基，途径四川省宜宾市宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共8个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所35个。接地极线路79公里，铁塔189基。±800kV 复奉线输送容量6400MW。 ±800kV锦苏直流线路四川段起于锦屏换流站，止于987#塔位，投运时间2012年12月，长度484.034km，铁塔988基，自复龙换流站起与复奉线同一通道走线，途径四川省凉山州西昌市、普格县、昭觉县、美姑县、雷波县、云南省昭通市绥江县、水富县、宜宾市屏山县、宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共16个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路处于公司供区长度268.297公里、铁塔563基，途径地市公司供电所44个；另有0036#-0344#、0474#-0493#区段（长度153.268公里、铁塔320基）处于地方电力供区，0494#-0598#区段（长度62.469公里、铁塔105基）处于南方电网供区。接地极线路74公里，铁塔207基。±800kV锦苏线输送容量7200MW。
±800kV宾金直流线路工程四川段起于宜宾换流站，止于365#塔位，试运行时间2014年03月，长度182.703km，铁塔366基，途径四川省宜宾市宜宾县、珙县、兴文县、泸州市叙永县、古蔺县共5个区县，在古蔺县出境进入贵州境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所22个。接地极线路101公里，铁塔292基。±800kV宾金线输送容量8000MW。 线路名称线路长度 （km） 杆塔数量投运时间 途径区县数 量 途径属地公 司供电所 ±800kV 复奉直流 187.275 378 2009.12 8 35 复龙换流站 接地极线路 79.106 189 ±800kV 锦苏直流 484.034 988 2012.12 16 44 锦屏换流站 接地极线路 74.147 207 ±800kV 宾金直流 182.703 366 2014.03（试 运行）5 22 宜宾换流站 接地极线路 101.174 292
1000kV特高压试验示范工程输电线路 （山西段）运行情况分析 曹明德 （山西省电力公司超（特）高压输变电分公司，山西省 太原市 030006） 摘要:本文对1000kV特高压试验示范工程输电线路（山西段）运行情况进行了分析,提出了相应保证安全运行的对策措施和建议,对今后1000kV特高压输电线路的设计和运行起到了一定的参考作用。 关键词：特高压；试验示范工程；运行情况 1 引言 晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压交流试验示范工程是目前世界上运行电压最高、代表国际输变电技术最高水平的交流输变电工程。特高压交流试验示范工程的成功投运和安全稳定运行，标志着我国在特高压输电领域从理论到实践的跨越，在远距离、大容量、低损耗的特高压核心技术和设备国产化上取得重大突破。持续做好特高压运行管理工作，对保障国家能源安全、促进能源工业科学发展具有重要意义[1-5]。 特高压交流试验示范工程输电线路途径山西、河南、湖北三省九地市，包括1000kV长南一线、南荆一线，全长644.61公里。2007年6月开工建设，2009年1月6日正式投入运行。 1000kV长南一线（山西段）途经长子县、沁水县、泽州县3个县级行政区，长116.17公里；铁塔229基，直线塔（酒杯型）192基，耐张塔（干字型）37基，平均塔高70米；全线采用八分裂导线，型号为LGJ-500/35及LGJ-630/45，地线一侧为良导体，型号JLB20A-170，另一侧为光纤复合架空地线（OPGW）；绝缘配置悬垂串中相为V串，边相为I串，耐张串为四联串，I、II级污区采用双伞盘形绝缘子，Ⅲ、Ⅳ级污区采用复合绝缘子。 长南一线（山西段）是试验示范工程地形最差、风速最高、污秽最重、穿越采空区最长、跨越林区最多、雷电活动强烈重叠区域[6]。1000kV特高压输电线路在前苏联和日本虽然有一定的运行经验，但由于环境差异，运行特性和运行风险也存在差异，需要认真分析，做到可控、能控、在控。 本文对长南一线（山西段）运行情况进行了详细的分析,提出了相应保证安全运行的对策措施和建议,对今后1000kV特高压输电线路的设计和运行起到了一定的参考作用。 2 运行情况 2.1 运行情况 截止4月18日，长南一线（山西段）运行良好，经受了特高压大负荷试验和2月初晋东南地区冰雪天气的考验。组织设计、制造、施工、运行、科研等方面专家，开展了多方协同专家巡线，运行中未发现影响线路安全运行的缺陷。 2.2 设备评价 为掌握长南一线（山西段）各个阶段状况，进行了以线路健康水平为重点的设备评价，分基础、杆塔、导地线、绝缘子、金具、接地装置、附属设施、通道环境等八个单元，涵盖线路投运前性能评价、线路试运行情况评价、线路运行维护情况评价、线路技术监督情况评价、线路技术改造计划制定、执行及效果情况评价六方面，总体评价为“完好”。 3 运行情况分析 3.1 运行环境特点 运行环境直接影响输电线路安全运行，长南一线（山西段）是试验示范工程地形最差、风速最高、污秽最重、穿越采空区最长、跨越林区最多、雷电活动强烈重叠区域。 1）高山大岭多，长南一线（山西段）全线高山占60.7%，山地占36.7%，丘陵占2.6%，海拔最高1327米，地形条件相对较差。 2）气象条件复杂，晋东南盆地位于太行山、太岳山之间，属于典型的大陆性气候，太行山山区地势陡峭，海洋性暖湿气流输入过程中被高山阻挡，使气流抬升，多发生历时短、强度高、伴随大风的局部性特大暴雨；冬末春初，暧湿气流北上或
特高压直流输电线路基本情况介绍 问：直流输电线路有哪些基本类型？ 答：就其基本结构而言，直流输电线路可分为架空线路、电缆线路以及架空——电缆混合线路三种类型。直流架空线路因其结构简单、线路造价低、走廊利用率高、运行损耗小、维护便利以及满足大容量、长距离输电要求的特点，在电网建设中得到越来越多运用。因此直流输电线路通常采用直流架空线路，只有在架空线线路受到限制的场合才考虑采用电缆线路。 问：建设特高压直流输电线路需要研究哪些关键技术问题？ 答：直流架空线路与交流架空线路相比，在机械结构的设计和计算方面，并没有显著差别。但在电气方面，则具有许多不同的特点，需要进行专门研究。对于特高压直流输电线路的建设，尤其需要重视以下三个方面的研究： 1. 电晕效应。直流输电线路在正常运行情况下允许导线发生一定程度的电晕放电，由此将会产生电晕损失、电场效应、无线电干扰和可听噪声等，导致直流输电的运行损耗和环境影响。特高压工程由于电压高，如果设计不当，其电晕效应可能会比超高压工程的更大。通过对特高压直流电晕特性的研究，合理选择导线型式和绝缘子串、金具组装型式，降低电晕效应，减少运行损耗和对环境的影响。 2. 绝缘配合。直流输电工程的绝缘配合对工程的投资和运行水平有极大影响。由于直流输电的“静电吸尘效应”，绝缘子的积污和污闪特性与交流的有很大不同，由此引起的污秽放电比交流的更为严重，合理选择直流线路的绝缘配合对于提高运行水平非常重要。由于特高压直流输电在世界上尚属首例，国内外现有的试验数据和研究成果十分有限，因此有必要对特高压直流输电的绝缘配合问题进行深入的研究。 3. 电磁环境影响。采用特高压直流输电，对于实现更大范围的资源优化配置，提高输电走廊的利用率和保护环境，无疑具有十分重要的意义。但与超高压工程相比，特高压直流输电工程具有电压高、导线大、铁塔高、单回线路走廊宽等特点，其电磁环境与±500千伏直流线路的有一定差别，由此带来的环境影响必然受到社会各界的关注。同时，特高压直流工程的电磁环境与导线型式、架线高度等密切相关。因此，认真研究特高压直流输电的电磁
世界特高压交流输电技术工程一览（图） 关键词: 特高压交流输电输电工程 北极星智能电网在线讯:美国、前苏联、日本和意大利都曾建成交流特高压试验线路，进行了大量的交流特高压输电技术研究和试验，最终只有前苏联和日本建设了交流特高压线路。 一、前苏联1150kV工程 前苏联1000kV级交流系统的额定电压(标称电压)1150kV，最高电压1200kV，是世界上已有工程中最高者。 1、工程概况 20世纪70年代，前苏联开始1000kV特高压交流输变电技术的研究工作，1985年8月建成了埃基巴斯图兹—科克切塔夫线路(497km)以及2座1 150kV变电站(升压站)，并按照系统额定电压1150kV投人工业运行。1988年8月建成了科克切塔夫～库斯坦奈线路(410km)以及1座1150kV变电站，该线路也按1150kV投入工业运行。一直到1990年为止，前苏联有907km长的1150kV输电线路和2座1150kV变电站、1座1150V升压站按1150kV电压运行了5年之久。 之后，前苏联又分别建设了库斯坦奈～恰尔连滨斯克线路(328km)以及1座1150kV变电
站;埃基巴斯图兹～巴尔纽尔～依塔特线路1115km和1座1150kV变电站。 综上所述，前苏联从1985年8月至今共建成2350km 1150kV输电线路和4座1150kV变电站(其中1座为升压站)。其中有907km线路和3座150kV变电站(其中1座为升压站)从1985年～1990年按系统额定电压1150kV运行了5年之久。之后由于前苏联经济上的解体和政治原因，卡札克斯坦中央调度局将全线降压为500kV电压等级运行，在整个运行期间，过电压保护系统的设计并不需要进行修改，至今运行情况良好。 2、1150kV变电站 (1)建设规模 前苏联已建成4座1150kV变电站，其中有代表性的是科克切塔夫1150kV变电站，包括1150kV和500kV两级电压等级，1150kV部分建规模为：2回1150kV出线、2回备用出线;2组1150/500kV 200MVA主变压器;2组900Mvar1150/kV并联电抗器。 该变电站1985年8月建成后按系统额定电压1150kV运行了5年之久，1990年以后降压为500kV运行至今，为以后建设的1150kV变电站积累了很多施工、设备调试以及运行的经验，并进行了大量的试验和测试工作。日常运行和紧急事故模拟试验研究结果表明，在绝大多数情况下电系统实际的操作过电压水平不会超过1.6p.u.，因此前苏联后期1150kV系统的过电压设计，从原来操作过电压1.8p.u.降到1.6p.u.。 (2)电气主接线 1150kV配电装置采用一种新型的双母线双断路器电气主接线，即每个出线回路采用双断路器，主变压进线回路不装断路器直接接人母线。这种主接线主要是考虑输电线路的故障率大于主变压器故障率，尽管主变压器回路不装断路器，如果主变压器故障相当于母线故障，但是苏联1150 kV主变压器十分可靠(查波罗什变压器厂生产19台单相667MVA 1150kV主变压器运行了185台年，故障率为0)，发生上述这种情况的概率是很小的。而在故障率相对高一些的出线回路安装2台断路器分别接人两条主母线可以提高运行的灵活性和可靠性。同时由于2个主变压器进线回路不装断路器，应尽在出线回路安装2台断路器，但是整个1150kV配电装置的断路器数量并没有增加(本期工程)。因此前苏联通过技术经济比较在1150kV不采用一个半断路器接线，而要用新型的双母线双断路器接线，这种做法值得我们在国内1000kV 交流变电站设计时借鉴。 (3)主要电气设备 前苏联4个1150kV变电站的1150kV配电装置都采用屋外中型布置方案，安装了常规敞开瓷柱式1150kV电气设备，包括4柱8断口空气断路器、双柱垂直开启或隔离开关等各种电气设备。 1988年秋动工建设1000千伏特高压线路。1992年4月28日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138公里线路，1993年10月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中49公里的特高压线路部分，两段特高压线路全长187公里，目前均以500千伏电压
特高压直流输电的技术 随着国民经济的持续、高速增长，电力需求日益旺盛，电力工业的发展速度加快。2004年新增发电装机容量50 5GW，全国发电总装机容量达到440GW；2005年新增发电装机容量约70GW，全国发电总装机容量突破500GW；预计到2010年、2020年，全国发电总装机容量将分别达到700GW和1200GW。 新增电力装机有很大数量在西部大水电基地和北部的火电基地。这些集中的大电站群装机容量大，距离负荷中心远。如金沙江的溪洛渡、向家坝水电厂，总装机容量达到18.6GW，计划送电到距电厂1000～2000km的华中、华东地区；云南的水电有约20GW容量要送到1500km外的广东；筹划中的陕西、山西、宁夏、内蒙古的大火电基地将送电到华北、华中和华东的负荷中心，距离近的约1000km，远的超过2000km。 在这种背景下，要求输电工程具有更高的输电能力和输电效率，实现安全可靠、经济合理的大容量、远距离送电。特高压直流输电是满足这种要求的关键技术之一。 1 特高压直流输电的技术特点 特高压直流输电的电压等级概念与交流输电不一样。对于交流输电来说，一般将220kV 及以下的电压等级称为高压，330～750kV的称为超高压,1000kV及以上的称为特高压。直流输电则稍有不同，±100kV以上的统称为高压；±500kV和±600kV仍称为高压，一般不称为超高压；而超过±600kV的则称为特高压。 对于单项直流输电工程而言，通常根据其送电容量、送电距离等因素进行技术、经济方面的综合比较，对工程进行个性化设计而确定相应的直流电压等级。我国对特高压直流输电的电压等级进行研究和论证时，考虑到我国对直流输电技术的研发水平和直流设备的研制能力，认为确定一个特高压直流电压水平是必要的，并把±800kV确定为我国特高压直流输电的标称电压。这有利于我国特高压直流输电技术和设备制造的标准化、规范化、系列化开发，有利于进行我国特高压直流输电工程的规划、设计、实施和管理。 特高压直流输电技术不仅具有高压直流输电技术的所有特点，而且能将直流输电技术的优点更加充分发挥。直流输电的优点和特点主要有［1］：①输送容量大。现在世界上已建成多项送电3GW的高压直流输电工程。②送电距离远。世界上已有输送距离达1700km的高压直流输电工程。我国的葛南（葛洲坝—上海南桥）直流输电工程输送距离为1052km，天广（天生桥—广东）、三常（三峡—常州）、三广（三峡—广东）、贵广（贵州—广东）等直流输电工程输送距离都接近1000km。③输送功率的大小和方向可以快速控制和调节。④直流输电的接入不会增加原有电力系统的短路电流容量，也不受系统稳定极限的限制。⑤直流输电可以充分利用线路走廊资源，其线路走廊宽度约为交流输电线路的一半，且送电容量大，单位走廊宽度的送电功率约为交流的4倍。如直流±500kV线路走廊宽度约为30m，送电容量达3GW；而交流500kV线路走廊宽度为55m，送电容量却只有1GW。⑥直流电缆线路不受交流电缆线路那样的电容电流困扰，没有磁感应损耗和介质损耗，基本上只有芯线电阻损耗，绝缘水平相对较低。⑦直流输电工程的一个极发生故障时，另一个极能继续运行，并通过发挥过负荷能力，可保持输送功率或减少输送功率的损失。⑧直流系统本身配有调制功能，可以根据系统的要求做出反应，对机电振荡产生阻尼，阻尼低频振荡，提高电力系统暂态稳定水平。⑨能够通过换流站配置的无功功率控制进行系统的交流电压调节。⑩大电网之间通过直流输电互联（如背靠背方式），2个电网之间不会互相干扰和影响，必要时可以迅速进行功率交换。 特高压直流输电的特点：①电压高，高达±800kV。对与电压有关的设备，如高压端（±
Converter Valve Design and Valve Testing for Xiangjiaba – Shanghai ±800kV 6400MW UHVDC Power Transmission Project Baoliang Sheng,Jonatan Danielsson, Yanny Fu and Zehong Liu Abstract — Thyristor valve design merits are inherited and new developed high power rating thyristors are used in the valve design. The thyristor control unit (TCU) and snubber circuit are optimized for a high reliability and low loss of thyristor valves. Two 12-pulse converters are connected in series as one converter per pole. The converters use a double valve MVU structure. A careful designed rigorous type test program has been followed to verify the valve and converter design. A single valve is comprehensively dielectric type tested and operational type tested. High voltage valve hanging structure, low voltage valve hanging structure and MVU, plus the series connected valve simulator, are valve supporting structure dielectric tested and MVU dielectric tested. The test results indict that the valve voltage and converter design and protection are proper and there is a substantial margin in operation since, for most of the operational tests, the test parameters were globally more severe than specified. Index Terms ?Xiangjiaba – Shanghai ±800kV UHVDC, HVDC converter, thyristor valve design, thyristor valve dielectric test, thyristor valve operational test I.I NTRODUCTION BB was granted to design and manufacture the converters used in the inverter station, Fengxia substation, for the first ±800kV 6400MW bulk power transmission project. Converter in this project comprises of two 12-pulse thyristor valves in series connection per pole. Those two 12-pulse thyristor valves are installed in a low voltage (0 – 400kV d.c.) valve hall and a high voltage (400kV – 800kV d.c.) valve hall respectively to build up the 800kV pole d.c. voltage. A double valve MVU structure is used to mount those valves in the valve halls. There are four MVUs in series connection per pole and phase with two of them located in the high voltage valve hall and the other two located in the low voltage valve hall. For a better transient over-voltage control on those MVUs surge arresters are connected from the top terminal of each 6-pulse bridge to ground, Figure 1. Baoliang Sheng and Jonatan Danielsson are with ABB AB, HVDC, 77180 Ludvika, Sweden (e-mails: baoliang.sheng@https://www.doczj.com/doc/774267239.html, and jonatan.danielsson@https://www.doczj.com/doc/774267239.html,) Yanny Fu is with KEMA B.V., 6800 ET Arnhem, the Netherlands (e-mails: yanny.fu@https://www.doczj.com/doc/774267239.html,) Zehong Liu is with SGCC, Beijing 100031, China (e-mails: zehong- liu@https://www.doczj.com/doc/774267239.html,) The design of 800kV thyristor valves uses all the state-of- the-art technologies in HVDC thyristor valve design, including high power rating 8.5kV 6” electrically triggered thyristors [1], thyristor module with compact design, and individual thyristor local over-voltage protection. A comprehensive test program based on IEC 60700-1 [2] and client’s specification was followed in the valve design verification type test. A single valve exposed to the d.c. voltage test, a.c. voltage test, impulse voltage tests and non- periodic firing test in STRI’s high voltage laboratory. The thyristor modules in this single valve were operational type tested afterwards in ABB’s high power test plant in a 6-pulse Back-to-Back based synthetic test circuit. Both high voltage (HV) MVU hanging structure and low voltage (LV) MVU were completely dielectric tested. Figure 1 Converter valves and valve over-voltage protection scheme The MVU dielectric test focused on the verification of voltage withstand capability to surroundings and the partial discharge levels being within specified limits. A pole potential MVU, together with a series connected valve simulator, was dielectric tested to verify the insulation of high potential 12- pulse converter in the HV valve hall and, the high potential MVU in the LV valve hall was dielectric tested with the same A