750kV电网简介 PPT

1、750电网系统调试及规划2、电网新技术3、特高压输电技术简介4、畅想智能电网750kV电网系统调试及规划焦莉2016.12各国750kV电网建设状况一、750kV示范工程系统情况简介二、750kV示范工程系统调试简介三、750kV电网规划750kV示范工程系统接线一、750kV示范工程系统情况简介二、750kV示范工程系统调试简介三、750kV电网规划1、示范工程调试试验系统计算2、75示范工程系统调试试验简介3、试验中发现的问题简介1、试验系统简介2、自励磁计算3、变压器短路升流试验计算4、零起升压试验5、工频过电压计算6、潜供电流的计算7、试验系统事故预想计算分析750kV示范工程试验系统接线750kV试验系统需进行以下分析计算：（1）单机带空载长线路的自励磁计算；（2）各变压器分接头位置的计算；（3）试验系统无功平衡计算；（4）零起升流和零起升压试验过程中各电气量的计算；（5）试验系统工频过电压计算；（6）试验系统单相接地故障时的短路电流和潜供电流计算。1、试验系统简介2、自励磁计算3、变压器短路升流试验计算4、零起升压试验5、工频过电压计算6、潜供电流的计算7、试验系统事故预想计算分析自励磁的定义：同步发电机带空载高压长线路运行时，由于空载高压长线路存在很大的充电功率，同步发电机送出的容性电流将使发电机产生助磁性的电枢反映，发生定子电流、电压幅值自发增大的现象，这种现象称作同步发电机的自励磁。为什么要进行自励磁计算：由于零起升压试验是由单台发电机带空载线路来进行的，而单机带空载长线路相当于发电机定子回路接入了一个大电容，当同步发电机的电感L的值与外接电容C和电阻R的值达到一定比例时，则系统发生谐振，即系统发生自励磁现象。此时，发电机电流与电压将不受励磁电流控制而迅速增长，电流和电压增长的幅度主要取决于同步发电机的参数、系统频率及线路参数。因此，需要对试验系统进行自励磁计算，选取合理可行的试验，以确保系统试验能够安全正常进行。自励磁校核方法：1、等值阻抗法。2、《EMTP》计算程序模拟仿真试验系统动态运行的情况，对等值阻抗判别法的计算结果进行校核。等值阻抗法自励磁判据：判据1:同步自励磁（如图1区）XqXcXd；R(Xd-Xq)/2判据2:异步自励磁（如图2区）XdXcXq；R(Xq-Xd)/2判据3:异步自励磁（如图3区）XcXd式中:Xc—由发电机机端至线路末端的总电抗值；Xd—发电机的纵轴同步电抗；Xq—发电机的横轴同步电抗；Xd—发电机的暂态电抗。由公伯峡电厂带750kV线路的自励磁计算各运行方式下发电机机端到线路末端的等值阻抗单位：pu 运行方式 等值R 等值Xc 方式1：公伯峡—官亭 0.000997 3.53070 方式2：公伯峡—官亭—兰州东，不投电抗器 0.002394 0.16103 方式3：公伯峡—官亭—兰州东，投高抗 0.002699 0.61526 方式4：公伯峡—官亭—兰州东，投高、低抗 0.035814 4.71626 方式5：公伯峡—官亭—兰州东，投低抗 0.002440 0.24191 方式6：公伯峡—官亭—兰州东，投330电抗 0.002419 0.21197 方式7：公伯峡—官亭—兰州东，投330电抗及高抗 0.005502 1.61476 方式8：公伯峡—官亭—兰州东，投330电抗及低抗 0.002543 0.34808 方式9：公伯峡—官亭—兰州东，三个电抗全投 等值电抗为感性如果试验系统的发电机机端到线路末端的等值阻抗为感性，则系统不发生自励磁；如果线路等值电抗为容性，需根据自励磁判据，来判别系统是否会发生自励磁。结论：（1）不投任何电抗器，只投330kV高压电抗器，只投66kV低压电抗器，试验系统都会发生自励磁；（2）只要投运750kV线路高压电抗器，试验系统就不会发生自励磁；方式2：系统会发生异步自励磁；方式5：系统会发生同步自励磁；方式8：线路等值电抗为容性，且有Xc>Xd，但由于Xc只比Xd大0.038，可能存在发生自励磁现象的情况。试验方式2：公伯峡电厂1号发电机机端电压的变化曲线试验方式5：公伯峡电厂1号发电机机端电压的变化曲线试验方式8：公伯峡电厂1号发电机机端电压的变化曲线是否发生自励磁现象还与系统频率的大小有关，在工频状态下不发生自励磁现象的系统，当系统频率升高时将有可能发生自励磁。例：试验系统带750kV官亭变—兰州东变线路的零起升压试验，如果仅投运750kV高压电抗器，当系统频率升高到57Hz时，Xc<Xd，且R(Xd-Xq)/2,此时系统将发生自励磁。为了保证试验系统的安全运行，如果仅投运750kV高压电抗器，试验时应将系统频率控制在54Hz以下。1、试验系统简介2、自励磁计算3、变压器短路升流试验计算4、零起升压试验5、工频过电压计算6、潜供电流的计算7、试验系统事故预想计算分析官亭变零起升流试验750kV变压器的额定电流为1.132kA，试验系统中电厂的一台发电机和一条330kV线路不能提供这么大的电流，因此零起升流试验所加的电流最大只能达到一台发电机的额定电流值。公伯峡电厂1号机：视在功率为334MVA，额定电压为18kV，额定电流为：10.71kA。公伯峡电厂主变高压侧抽头位置放在3档，官亭变可调抽头侧中压侧档位放在5档，在官亭变的高压绕组和低压绕组侧分别短路进行零起升流试验。官亭变750kV高压绕组短路零起升流时系统各点的电压、电流及发电机功率 零起升流档位 0.3In 0.5In 0.8In 1.0In 发电机机端电压（kV） 1.10 1.83 2.93 3.66 发电机定子电流（kA） 3.21 5.36 8.57 10.71 公伯峡主变330kV侧电流（A） 159.36 265.59 424.95 531.19 官亭主变750kV侧电流（A） 68.33 113.89 182.22 250 官亭主变330kV侧电压（kV） 2.78 4.63 7.41 9.26 官亭主变330kV侧电流（A） 160.04 266.73 426.76 533.45 官亭主变63kV侧电压（kV） 0.59 0.99 1.58 1.97 机组有功出力（MW） 0.24 0.68 1.74 2.72 机组无功出力（Mvar） 6.11 16.99 43.48 67.94官亭变66kV低压绕组短路零起升流时系统各点的电压、电流及发电机功率 零起升流档位 0.3In 0.5In 0.8In 1.0In 发电机机端电压（kV） 1.29 2.15 3.43 4.29 发电机定子电流（kA） 3.21 5.36 8.57 10.71 公伯峡主变330kV侧电流（A） 159.32 265.54 424.86 531.07 官亭主变63kV侧电流（A） 904.10 1506.84 2410.94 3000 官亭变330kV电压（kV） 6.57 10.95 17.51 21.89 官亭主变330kV侧电流（A） 160.45 267.42 427.87 534.84 官亭主变750kV侧电压（kV） 16.03 26.72 42.75 53.44 机组有功出力（MW） 0.25 0.71 1.80 2.82 机组无功出力（Mvar） 7.16 19.89 50.91 79.551、试验系统简介2、自励磁计算3、变压器短路升流试验计算4、零起升压试验5、工频过电压计算6、潜供电流的计算7、试验系统事故预想计算分析零起升压试验：(1)带750kV变压器零起升压变压器零起升压试验最高试验电压取变压器伏安特性所要求的1.1Un，（Un为变压器高压侧额定电压，即765kV），即841.kV。(2)同时带750kV变压器及线路零起升压带变压器及750kV线路进行零起升压的最高试验电压值取1.05倍额定电压，即800.kV升压试验过程中对试验系统的要求：试验系统电压升到较高的电压值时，其线路的充电功率较大，要求发电机有一定的进相能力；试验系统中有一定数量的电抗器投入运行时，要求发电机能够提供系统所需的无功功率。官亭变零起升压试验（1）系统无功平衡计算及变压器抽头位置的确定:公伯峡主变高压侧抽头位置放在3档和官亭变主变中压侧抽头位置放在5档时:系统电压及功率单位：kV/MW/Mvar(2)官亭变零起升压试验计算官亭变零起升压计算结果单位：kV/MW/Mvar经官亭变带750kV线路零起升压试验(1)功率平衡计算功率平衡计算结果单位：kV/MW/Mvar(2)经官亭变带750kV线路零起升压计算只投运750kV高压电抗器同时投运750kV高压电抗器和66kV低压电抗器仅投官亭变750kV线路高压电抗器时750kV线路零起升压计算结果单位：kV/MW/Mvar 官亭变750kV母线 公伯峡机端 线路末端750kV 公伯峡330kV 官亭变330kV 官亭变63kV 发电机有功功率 发电机无功功率 229.50(0.3Un) 4.46 232.21 95.55 97.44 18.71 0.04197 -9.7532 306.00（0.4Un） 5.95 309.61 127.41 129.93 24.95 0.07461 -17.3390 382.50（0.5Un） 7.44 387.01 159.26 162.41 31.19 0.11657 -27.0920 459.00（0.6Un） 8.93 464.41 191.11 194.89 37.42 0.16787 -39.0127 535.50（0.7Un） 10.42 541.81 222.96 227.37 43.66 0.22848 -53.101 612.00（0.8Un） 11.91 619.22 254.81 259.85 49.90 0.29843 -69.3557 688.50（0.9Un） 13.39 696.62 286.66 292.33 56.14 0.37777 -87.7785 726.75（0.95Un） 14.14 735.32 302.59 308.57 59.26 0.42083 -97.8025 765.00（1.0Un） 14.88 774.02 318.51 324.82 62.38 0.46629 -108.3686 800.00（1.05Un） 15.63 812.73 334.44 341.06 65.49 0.51410 -119.4790投官亭变750kV高压电抗器及63kV低压电抗器时750kV线路零起升压计算结果单位：kV/MW/Mvar 官亭变750kV母线 公伯峡机端 线路末端750kV 公伯峡330kV 官亭变330kV 官亭变63kV 发电机有功功率 发电机无功功率 229.50（0.3Un） 4.83 232.18 97.48 97.33 18.21 0.01131 -0.2599 306.00（0.4Un） 6.44 309.57 129.97 129.77 24.28 0.02010 -0.4620 382.50（0.5Un） 8.04 386.97 162.46 162.22 30.35 0.03141 -0.7219 459.00（0.6Un） 9.65 464.36 194.96 194.66 36.42 0.04523 -1.0396 535.50（0.7Un） 11.26 541.75 227.45 227.10 42.49 0.06157 -1.4149 612.00（0.8Un） 12.87 619.13 259.93 259.54 48.56 0.08041 -1.8480 688.50（0.9Un） 14.48 696.54 292.44 291.99 54.63 0.10177 -2.3390 726.75（0.95Un） 15.29 735.24 308.68 308.21 57.66 0.11339 -2.6061 765.00（1.0Un） 16.09 774.02 324.96 324.47 60.71 0.12567 -2.8883 800.00（1.05Un） 16.89 812.64 341.18 340.66 63.74 0.13852 -3.18391、试验系统简介2、自励磁计算3、变压器短路升流试验计算4、零起升压试验5、工频过电压计算6、潜供电流的计算7、试验系统事故预想计算分析工频过电压包括：空载线路末端电压升高、非对称短路时电压升高、突然甩负荷引起的工频电压升高。32公伯峡电厂作电源750kV线路单相接地时系统的工频过电压 故障地点 750kV官—东线官亭侧 故障类型 A相接地 健全相电压 官亭B相 官亭C相 兰州东B相 兰州东C相 综合程序计算结果 0.9816 0.9807 0.9942 0.9984 EMTP程序计算结果 0.9825 0.9818 0.9943 0.9984 故障地点 750kV官—东线兰州东侧 故障类型 A相接地 健全相电压 官亭B相 官亭C相 兰州东B相 兰州东C相 综合程序计算结果 0.8913 0.9066 0.8959 0.9458 EMTP程序计算结果 0.8759 0.8907 0.8802 0.9293表36兰州东变甩负荷295+j143MVA时试验系统工频过电压情况 母线名称 甩负荷前电压 甩负荷后最高电压 甩负荷后稳态电压 综合程序计算结果 EMTP程序计算结果 综合程序计算结果（0.1秒） EMTP程序计算结果 综合程序计算结果（7秒） EMTP程序计算结果 官亭750kV 0.9983 0.99939 1.3939 1.5731 1.2057 1.2923 官亭330kV 0.9474 \ 1.3043 \ 1.1282 \ 兰州东750kV 1.0000 1.0016 1.4103 1.6027 1.2199 1.2350 兰州东330kV 0.9322 \ 1.3316 \ 1.1518 \ 机端 0.9914 \ 1.2053 \ 1.0425 \1、试验系统简介2、自励磁计算3、变压器短路升流试验计算4、零起升压试验5、工频过电压计算6、潜供电流的计算7、试验系统事故预想计算分析什么是潜供电流？当输电线路发生单相接地故障时，故障相两端的断路器跳开后，其余两非故障相仍保持正常运行的状况下，故障点流过的电流称为潜供电流。潜供电流由容性和感性两部分组成：容性潜供电流；感性供电流。潜供电流的危害：当线路发生单相瞬时故障时，继电保护装置动作单切除故障相，由于故障相和非故障相存在电感和电容的耦合从而引起潜供电流，即使故障相已与运行系统隔离，故障处的电弧仍不能迅速熄灭，导致单向重合闸不能成功，最后引起线路三相跳闸。潜供电流的容性分量是与输电线路的运行电压和线路长度成正比的。为了限制工频过电压，在超高压线路上都装有高压并联电抗器，在高压并联电抗器中性点安装小电抗，可以减小潜供电流的容性分量。采用良导体地线可以减小潜供电流的感性分量。官亭变750kV高抗中性点小电抗的阻抗为530±10%Ώ，一般安全补偿考虑电抗值，但存在设计计算误差、产品系列化等问题，一般要实测潜供电流大小，整定自动重合闸时间。正常运行方式下线路单相接地的潜供电流 公伯峡电厂开机台数 运行方式 短路地点 750kV线路功率及流向（MW，Mvar） 短路电流(kA) 潜供电流(A) 综合程序计算结果 EMTP程序计算结果 4 夏大 兰州东变750kV线路出口单相接地 官亭→兰州东293.92-37.933 6.27 0.70 0.71 5 夏大 兰州东变750kV线路出口单相接地 官亭→兰州东329.151-43.379 6.28 0.71 0.72 4 夏大 官亭变750kV线路出口单相接地 官亭→兰州东293.92-37.933 6.53 1.30 1.71 5 夏大 官亭变750kV线路出口单相接地 官亭→兰州东329.151-43.379 6.55 1.41 1.78 1 冬大 兰州东变750kV线路出口单相接地 兰州东→官亭31.647-92.627 6.11 0.60 0.55 1 冬大 官亭变750kV线路出口单相接地 兰州东→官亭31.647-92.627 6.37 0.49 0.44 1 冬小 兰州东变750kV线路出线单相接地 兰州东→官亭17.722-89.199 5.88 0.60 0.55 1 冬小 官亭变750kV线路出口单相接地 兰州东→官亭17.722-89.199 5.92 0.50 0.445 4 夏小 兰州东变750kV线路出口单相接地 官亭→兰州东259.19-38.175 6.12 0.69 0.70 4 夏小 官亭变750kV线路出口单相接地 官亭→兰州东259.19-38.175 6.28 1.18 1.631、试验系统简介2、自励磁计算3、变压器短路升流试验计算4、零起升压试验5、工频过电压计算6、潜供电流的计算7、试验系统事故预想计算分析1、带750kV线路进行零起升压时低压电抗器因故突然跳开由公伯峡电厂1号机组经官亭变带750kV线路进行各项试验时，在线路电压升到800kV时，若官亭变66kV低压电抗器因故三相突然跳开，试验系统各母线电压都将突然升高。公伯峡电厂带750kV线路试验时官亭变66kV电抗器三相跳开前后各母线电压及机组功率变化情况 时间(秒) 公伯峡机端 公伯峡330kV母线 官亭变750kV母线 官亭变330kV母线 官亭变66kV母线 兰州东变750kV母线 机组有功功率 机组无功功率 0 0.9347 0.9360 1.0000 0.9345 1.0075 1.0117 0.0013 -0.0325 1 0.9347 0.9360 1.0000 0.9345 1.0075 1.0117 0.0014 -0.0317 1.01 1.0417 1.1054 1.2047 1.1273 1.2473 1.2189 0.0074 -1.7204 1.09 1.0523 1.1167 1.2170 1.1388 1.2601 1.2314 0.0075 -1.7553 1.5 1.0083 1.0700 1.1661 1.1359 1.2568 1.1799 0.0069 -1.6114 2 0.9741 1.0337 1.1266 1.0542 1.1664 1.1398 0.0064 -1.5040 3 0.9585 1.0171 1.1085 1.0373 1.1477 1.1216 0.0062 -1.4562 5 0.9566 1.0152 1.1063 1.0352 1.1455 1.1194 0.0061 -1.450566kV低压电抗器突然跳开后，要求发电机进相能力最大达到176Mvar，稳态时进相能力达到145Mvar，若发电机进相能力达不到要求值，应将发电机组低励限制整定到发电机的最大允许进相值。国网公司企业《750kV系统用主变压器技术规范》中规定，750kV电压等级电力变压器对于额定电压的短时工频电压升高倍数的持续时间应符合下表的要求： 工频电压升高倍数 相—相 1.1 1.25 1.50 1.58 相—地 1.1 1.25 1.90 2.00 持续时间 20min 20s 1s 0.1s国网公司企业标准《750kV系统用油浸式并联电抗器技术规范》中规定，750kV电抗器在额定频率下的过电压允许时间见下表： 过电压倍数 1.15 1.2 1.25 1.3 1.4 1.5 额定运行下允许时间 20min 3min 1min 20s 8s 1s公伯峡电厂带750kV线路试验时官亭变66kV电抗器三相跳开前后750kV变压器各侧和750kV高压电抗器的过电压倍数 时间(秒) 官亭变750kV侧 官亭变330kV侧 官亭变66kV侧 750kV高压电抗器 0 1.0458 0.9833 0.9617 1.0000 1 1.0458 0.9833 0.9617 1.0000 1.01 1.2598 1.1861 1.1906 1.2047 1.09 1.2727 1.1982 1.2028 1.2170 1.5 1.2194 1.1952 1.1997 1.1661 2 1.1781 1.1092 1.1134 1.1266 3 1.1592 1.0914 1.0955 1.1085 5 1.1569 1.0892 1.0934 1.1063比较结果表明：公伯峡电厂1号机组经官亭变带750kV线路进行各项试验时，在线路电压升到800kV时，官亭变66kV低压电抗器因故三相突然跳开，官亭变各侧及750kV高压电抗器的过电压倍数都在规程规定的范围之内。2、零起升流试验时线路突然断开情况（1）根据励磁特性曲线判断发电机组的机端电压（2）用EMTP程序仿真计算发电机机端电压的暂态状况（1）根据励磁特性曲线判断发电机组的机端电压公伯峡：短路电流为10.85kA时，励磁电流为951.76A励磁电流为951.76A时，发电机的机端电压为0.97Un；根据公伯峡电厂1号机组发电机空载特性气隙线（不饱和曲线），励磁电流为951.76A时，发电机的机端电压为1.14Un。（2）用EMTP程序仿真计算发电机机端电压的暂态状况公伯峡：官亭变零起升流试验中，当发电机定子电流升至发电机额定电流10.71kA时，考虑最严重的故障情况，发电机出口开关误跳，公伯峡电厂1号发电机机端相电压峰值最高升至1.399Un/1.732。行业标准(DL/T684-1999)《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》中规定，对于采用可控硅励磁的水轮发电机定子的过电压保护整定值为1.3Un。综合以上各种情况，在进行变压器零起升流试验时，线路突然开断，发电机机端电压不会超过发电机保护整定值。规程规定：运行在20年及以下的机组每相最高耐受电压为1.5Un；试验系统进行零起升流试验时，当发电机定子电流升至发电机额定电流时，系统突然开路，发电机机端的过电压值均在最高耐受电压之内。3、零起升压试验时线路突然短路的情况公伯峡电厂1号机带官亭变零起升压及官亭变和750kV线路零起升压，官亭变母线电压升到800kV，试验系统750kV及330kV各母线分别发生三相短路、单相接地短路、两相短路、两相接地短路故障。公伯峡电厂1号发电机的额定电流：10.71kA公伯峡电厂1号发电机长期允许通过的负序电流：1.071kA计算结果表明：在推荐的各种试验方式中，当试验电压升到800kV时，各母线分别发生三相短路时，流过发电机定子的短路电流都超过了其额定电流值；发生非对称短路时，流过发电机定子的负序电流都超过了发电机定子长期允许通过的负序电流。计算临界电压由于短路电流的大小在系统接线确定的情况下取决于试验系统机组机端电压的高低，因此，在零起升压试验过程中，当电压升到一定值时，系统发生三相短路，流过发电机定子的电流将达到额定电流；系统发生两相短路时，发电机定子流过的负序电流将达到长期允许通过的负序电流。计算结果表明：当零起升压从开0.3Un(230kV)开始升压时，若发生不对称短路，流过发电机定子的负序电流已超过负序长期允许通过电流;当零起升压至约0.4Un(306kV)时，某些母线发生三相短路，流过发电机定子的短路电流已达到发电机定子的额定电流。计算结果还给出：在零起升压试验的各项试验中，当750kV电压升至0.3Un及0.4Un时，发生各种短路后，流过故障点及发电机定子的各序短路电流;4、750kV线路非对称接地短路时线路高抗中性点小电抗过流问题由公伯峡电厂1号机或刘家峡电厂5号机作试验电源带750kV变压器及线路升压到800kV，在750kV官亭变—兰州东变线路两侧分别发生非对称短路接地故障时，流过750kV高压电抗器中性点小电抗的电流见下表。流过750kV高压电抗器中性点小电抗的电流单位：A 试验方式 故障点 流过中性点小电抗的电流 单相接地 公伯峡电厂1号机带750kV线路 官亭侧 35.4 兰州东侧 17.1根据《750kV系统用油浸式并联电抗器技术规范》，750kV高抗中性点小电抗允许通过额定连续电流为30A，额定短时电流为300A，持续时间10s。1、示范工程调试试验系统计算2、75示范工程系统调试试验简介3、试验中发现的问题简介系统调试试验时间：2005年9月7日—9月18日系统调试项目共计15大类、26项试验，并完成了20大项测试工作。750kV主变零起升流试验；750kV主变零起升压试验；投切750kV空载变压器试验；投切750kV空载线路试验；750kV线路解、合环试验；投切低压电抗器试验；人工短路接地试验；二次系统抗干扰试验；系统动态扰动试验；750kV线路带900MW负荷试验；投切750kV主变66kV侧站用变试验等。零起升流和零起升压试验是在从正常运行系统中隔离出的一个试验系统中进行的；其他试验是在750kV设备并入正常运行的大系统后进行的。750kV示范工程试验系统接线1、官亭变零起升流2、官亭变零起升压试验3、官亭—兰州东750kV线路及兰州东变零起升压试验公伯峡电厂3号发电机组带750kV官亭变，进行零起升流试验。官亭变750kV侧短路零起升流试验:计算结果:发电机升至额定电流10.7kA对应750kV侧短路电流为250A在主变750kV套管外侧安装(2X120)mm软铜线短接变压器750kV侧，可承受500A电流。试验结果:发电机升至额定电流10.4kA对应750kV侧短路电流为233.3A官亭变66kV侧短路零起升流试验:计算结果:发电机升至约额定电流10.7kA对应66kV侧短路电流为3kA在变压器66kV侧安装2X(10X100)mm短路铜母排，可承受4kA电流。试验结果:发电机升至约额定电流10.3kA对应66kV侧短路电流为2.8kA1、官亭变零起升流2、官亭变零起升压试验3、官亭—兰州东750kV线路及兰州东变零起升压试验公伯峡电厂3号发电机组带750kV官亭变，进行零起升压试验。官亭变主变750kV侧电压从0升至804kV，其间进行相关试验和测试。这时公伯峡发电厂机端电压为18.6kV。1、官亭变零起升流2、官亭变零起升压试验3、官亭—兰州东750kV线路及兰州东变零起升压试验公伯峡电厂3号发电机组带750kV官亭变、官亭—兰州东750kV线路及兰州东变，进行零起升压试验。在兰州东主变电压升至765kV时，分别两站进行投切主变66kV侧低压电抗器试验。主变750kV侧电压从0升至805kV，后稳定至800kV，其间进行相关试验和测试。这时公伯峡发电厂机端电压为17.04kV。1、示范工程调试试验系统计算2、75示范工程系统调试试验简介3、试验中发现的问题简介750kV官亭变零起升流试验中发现的问题：1、公伯峡3号发电机定子电流升到1.0p.u.时，66kV侧A相CT由于入口引线段接触不良引起发热。2、66kV三相开关断口引线由于接触不良引起发热，最高温度达到60C。750kV兰州东变零起升流试验中发现的问题：由于66kV开关侧CT端子的固定螺丝与外壳接触，引起分流导致B相电流较A、C两相电流相差200A，且B相引线段发热严重，温度已升至90C。一、750kV示范工程系统情况简介二、750kV示范工程系统调试简介三、750kV电网规划甘肃电网陕西电网宁夏电网青海电网官亭750兰州东7506回330线路1回750线路固原330西峰3304回330线路4回330线路2005-06年西北750及330主网架2006年西北750kV及330kV主网架张掖330嘉峪关330凉州330永登330陕西330网宁夏330网哈密安西开张掖750永登750西宁750官亭750兰州东750银川东750送华北直流300万2007年西北750kV网架2X30陕北煤电3X360百万伏电网宁东煤电1甘肃330网2008年西北750kV系统接线示意图_1258263896.vsd���������兰州东330kV等值机银川东330kV等值机3×60Mvar2×60Mvar370km300Mvar银川东300Mvar官亭330kV等值机400Ω300Mvar官亭兰州东400Ω300Mvar400Ω141km陕西电网第一座750kV变电站*陕西750kV电网*陕西750kV电网*2010年，西北电网750kV网架已初具规模，A字型750kV网架基本成形，有了直接上750kV的电厂－－拉西瓦电厂300万kW。图13.2.2-12020年陕甘青宁750kV电网接线示意图陕西电网内多个外送项目*750kV官亭变电站全景官亭变电站主变压器官亭变电站高压电抗器兰州东变全封闭组合电器官亭变隔离开关兰州东电容式电压互感器官亭变金属氧化物避雷器谢谢大家！****