特高压样机（精选九篇）
特高压样机 篇1
DPS-3000直流输电控制保护系统是许继集团基于高压直流输电领域长期的技术积累和工程经验,融合国内外先进技术,自主开发的新一代成套直流控制保护系统。DPS-3000系统针对±1100k V特高压直流、多端直流以及柔性直流等工程应用的更高技术要求开发,与原有技术相比具有更为强大的运算能力和整体性能,可以用于构建各种类型的直流输电工程的控制保护系统,并具备向其他高端工业控制领域应用扩展的能力。该系统2011年11月27日通过了国家能源局产品技术鉴定。
DPS-3000控制保护系统已成功应用于溪洛渡左岸浙江金华±800k V特高压直流输电工程,工程已于2014年7月3日成功实现双极投运。这是DPS-3000系统首次应用于±800k V特高压直流输电工程,为便于更进一步研究系统的功能和动态性能,并分析解决现场出现的运行故障,需要在实验室搭建一套DPS-3000特高压控制保护仿真样机系统。
1 系统组成
考虑成本和规模,实验室仿真系统无需与工程实际一样完全冗余配置,在不影响功能和性能的前提下,可以考虑适当简单化。
1.1 整流站
两极极控均单重化配置;
极1高低端阀组控制均双重化冗余配置,极2高低端阀组控制均单重化配置;
两极极保护均单重化配置;
极1高端阀组保护三重化配置,其余阀组保护单重化配置;
站控单重化配置;
直流测量接口单重化配置,用于接RTDS模拟量采集并以TDM总线形式发送至控制保护;
现场层模拟器1套,用于模拟现场层开关刀闸等设备;
运行人员工作站1台。
1.2 逆变站
两极极控均单重化配置;
极1高低端阀组控制均双重化冗余配置,极2高低端阀组控制均单重化配置;
两极极保护均单重化配置;
两极阀组保护均单重化配置;
站控单重化配置;
直流测量接口单重化配置,用于接RTDS模拟量采集并以TDM总线形式发送至控制保护;
现场层模拟器1套,用于模拟现场层开关刀闸等设备;
运行人员工作站1台。
1.3 公共部分
配置一台工作站,实现两站工程师工作站和故障录波显示功能。
1.4硬件配置列表
硬件配置如下表所示。
2 系统结构图
系统结构如下图所示。
3 结束语
特高压线路维护人员先进事迹 篇2
守护特高压线路西电东送特高压线路±800kV复奉线和锦苏线途径8省市，为跨区电网重点线路，输送容量大，因此线路安全稳定运行尤其重要，特高压运维组担负着江苏境内近63公里的特高压线路的运行、维护、检修等任务。他们经常在深山、高杆、高空的条件下工作，巡视线路，山高路陡，林深草密，风里来雨里去，冬天寒风吹，夏天迎着烈日晒。但是他们却深深爱上了这一行，哪里需要他们，哪里就有他们的身影。他们把特高压线路管理得井井有条，为了特高压跨区电网的安全稳定运行而默默的守护着……3月21日，±800kV复奉线停电综合检修，对跳线管母连接处进行外接电源手持电钻钻孔安装固定销来改造处理。郭斌和吴伟等5人来到3582#杆塔的作业现场，他们二人携带传递绳和滑车登杆，使用软梯、速差器下到跳线管母上。按照要求，先对管母上的40几个螺栓进行了紧固，其中有个螺栓往里面紧固了3圈半，正准备开始进行固定销的安装，这时天气突变，下起了大雨，雨水滴落在他们身上，滴在安全帽上哗哗的响，塔下的工作监护人赶忙找来一个塑料袋将电源插排包裹起来，驾驶员也赶紧从车上拿出了油布盖在了汽油发电机上，保护好设备。
《走进特高压》的价值 篇3
“特高压”是国家电网公司正在积极推进的一项重大工程。古清生、黄传会的长篇报告文学《走进特高压》,以实录手法再现了此事。
作品描写的对象——“特高压”是一个新事物,在世界范围内都是新鲜事物。因为它是中国具有独立知识产权和科学发明创新价值的东西。特高压离我们的生活似乎很遥远,事实上却又很近。正如作者所指出的,在我们这样一个幅员辽阔、能源分布不均衡的国家,常常需要跨大区域输送电力能源,这就必须采用远距离、大容量、低损耗的特高压技术。作品开篇即为我们描述了中国能源在东西、南北分布上的不均衡。写到了西部的滚滚乌金——煤炭资源,高原水塔巨大的势能,西北不竭的风能;写到了中东部、南部工业和经济发达地区历来所饱受的能源缺乏之苦之累之害;进而提出了国家能源战略和能源安全问题,提出了长距离能源传送的迫切需要,为中国特高压技术的发展、取得重大突破埋下了伏笔。这样的写法和谋篇布局可谓水到渠成,毫无突兀之感。
作品真实记录了特高压核心技术开发和应用的过程。特高压是一项尖端技术。在研发过程中,无法准确计数的人们付出了艰辛的努力,最终,中国终于掌握了这项技术的核心。作品特别强调了这项核心技术研发过程中国家电网人团结协作、勇于并敢于开拓创新的精神风貌。这种精神风貌正是我们宝贵的民族精神和时代精神的体现。
应该说,特高压核心技术也是符合科学发展观的一项技术创新和突破,是时代所需要的,也是符合科学发展要求的。在这项技术转化成实际生产力的进程中,国家电网人追求完美、精细施工,取得了许多项具有电力发展历史性突破意义的成就。这些事例是振奋人心的,闪耀着时代的精神光芒,值得深入开掘。
记录体或实录式报告文学更多地注重记事,给人留下较深印象的也往往是事件、事情、事迹和事例本身。《走进特高压》亦是如此。在这部作品中,写人是放到记事中来实现的,人物更多凸显出来的是群像、群体式登场。就像书后附录的特高压工程大事记和先进集体、功勋个人、突出贡献单位和个人名单一样,作品似乎过于在乎罗列和反映众多的人物,比较生动、深入细致,而在富于个性的人物刻画与塑造方面似显薄弱。
作为一部报告文学,《走进特高压》明显区别于此前出版的商泽军的长诗《大地飞虹》。诗歌,更多的是诗人主观的抒发与感叹。他可以由电联想到火,联想到光明,女娲补天、夸父逐日、普罗米修斯盗火等等。想象可以天马行空,漫无边际。而报告文学则主要是对事件本身的关照与描写,它允许文学想象,但不能天马行空、无边无际。它是“戴着镣铐的舞蹈”,必须双脚落到实地。报告文学作为一份历史文献、事件记录,它的史志价值是毋庸置疑的,也是诗歌所不具备和无法匹敌的。由此,笔者觉得国家电网公司在组织诗人歌吟特高压的同时,又组织报告文学作家来纪实和实录,有着某种互补效果的考虑。
当然,如果作品的可读性、文学性、艺术性能再加强一些,这部作品所具有的价值定会深远和广泛得多。
特高压样机 篇4
在日本1000kV输电工程中, 率先采用GIS, 这是世界上第一个将GIS推向额定电压1100kV的国家, 但该线路后来降压到500kV运行。
为了实现1000kV输电, 日本东芝、日立和三菱公司相继于1994～1995年研制出1100kVGIS, 并已于1996年春季送往东京电力公司新榛名特高压试验站, 作为2年的长期带电实验。
日本在开发1100kV SF6断路器和GIS方面分两步走。首先, 日本东芝、日立和三菱公司于1992年和1993年相继开发出550kV 63/50kA单断口SF6断路器。紧接着, 3个公司于1994～1995年几乎同时开发出1100kV50kA双断口SF6断路器、GIS及550kV单断口和1100kV双断口SF6断路器, 使日本的SF6断路器迈向单断口、高电压、大电流。
2 550kV 63/50kA单断口SF6断路器
550kV 63/50kA单断口SF6断路器的开发, 为开发1100kV GIS奠定了基础。因此, 有必要对550kV 63/50kA单断口SF6断路器做一个介绍。
日本三菱、东芝、日立公司均开发出自己的550k V63/50kA单断口SF6断路器产品, 且各有特色。
三菱公司的单断口落地罐式SF6断路器, 其额定电压为550kV, 额定电流为8000A, 额定断路开断电流为63kA, 额定开断时间为3周波, 采用液压操动机构, 操作压力为32MPa (油压) , SF6断路器额定压力为0.6MPa (20℃时) 。新型单断口断路器采用新型快速压气灭弧室, 使之达到高性能、小型化和高可靠性。
2.1 三菱公司产品特点
(1) 采用新型快速压气灭弧室。在设计此灭弧室时, 分析了开断时电弧现象, 采用高分析技术研究了新开发灭弧室的热气流, 使压力室到绝缘喷嘴的气流通道适合超音速流通, 提高了开断速度。
(2) 采用新的液压操动机构。
(3) 采用新材料, 其绝缘强度比过去提高1.5倍;开发了小型高效新式陶瓷电容器, 提高了元件的绝缘裕度, 改善了极间电场;采用新型喷嘴, 提高了开断63kA电流时的喷嘴耐弧性能和减少了烧损。
2.2 东芝公司产品特点
东芝公司于1992年完成550kV 63/50kA单断口SF6断路器。该断路器在2年前已试制出, 现已通过各种试验。断路器参数达到:额定电压为550kV, 雷电冲击耐受电压为1800kV, 额定电流为4000A、6000A、8000A。额定短路开断电流为63/50kA, 采用液压机构。
该断路器的研制, 利用了最新实验数据和将计算机模拟技术用于开断现象。
该断路器的特点是利用新型操动机构, 它不仅驱动动触头而且驱动一般断路器静止侧的触头, 使之沿动触头的反向运动。这样, 大大缩短了开断时间。
该断路器的另一个特点是采用混合灭弧方式, 即在压气基础上, 利用电弧能量加热SF6气体, 增加压力室的压力, 形成强烈的双向吹弧。
东芝公司新开发的550kV单断口SF6断路器具有如下特点:
(1) 优化灭弧室设计, 利用电弧能量增强灭弧效能。压气室内的压力升高, 由机械压气和自能吹弧组成。它比纯机械压气的压力约高1.3～1.5倍。
(2) 对主灭弧室和合闸电阻开关采用独特的双向操作系统, 减少操作功、缩短开断时间。双向操作系统与单向操作系统操作功之比为1∶1.6。
(3) 进行了开断、绝缘、温升和机械寿命的试验, 取得了良好的效果。
(4) 由于采用单断口断路器, 大大减小了550kV GIS的尺寸, 可使GIS占地面积和体积缩小至普通式的60%。
2.3 日立公司产品特点
(1) 根据气流解析和电场解析及对开断特性使用模拟技术, 开发出新型喷嘴, 使之从小的线路充电电流的开断到短路时大电流的开断, 均具有较高的绝缘恢复特性, 大大提高了开断特性。
(2) 采用双向同步压气效果, 使之能胜任近区故障的开断。
(3) 设计的自冷式热气冷却器将大电流电弧加热的热气在空的容积内加以冷却, 从而提高了大电流开断时的对地绝缘能力。
总之, 单断口断路器的研制成功带来巨大的技术经济效益, 使断路器的尺寸、充气量大大减小和零件数大大减少。以东芝产品为例, 若以双断口断路器为100%, 则单断口将充气量、零件数分别减至约70%。
单断口断路器用于GIS, 也给GIS带来一系列优点, 使之面积、体积和重量大大减小。以东芝公司产品为例, 若断路器灭弧室在GIS内纵向布置, 则双断口时高度为7.5m, 单断口仅为5.4m。GIS的面积、体积和重量相对双断口横向布置时分别减至约60%。
3 1100kV GIS
日本首先制定出1100kV GIS及其元件的技术规范, 然后各制造公司按此规范制作GIS及其元件。
1100kV GIS主要特点之一是将它用于紧凑性线路, 并使变电站设备的绝缘配合比500kV电力系统更为先进。虽然运行电压比500kV电力系统增加一倍, 但新型GIS的雷电冲击耐受水平 (LIWV) 仅约为1.5倍。这就必要开发更高性能的ZnO元件, 同时高性能避雷器, 将LIWV降至2250kV, 并对断路器采用700Ω分、合闸电阻, 将输电线路的操作过电压降至1.7 (p.u.) 以下。
对于断路器, 开发出双断口结构。为了开断电阻, 配置了与主触头分开的电阻触头操动机构;为了将重击穿时的高频过电压限制至1.3 (p.u.) 以下, 开发出配有500Ω电阻的新型隔离开关。
为了使断路器能快速合闸, 开发出快速接地开关 (HSGS) , 用它快速熄灭输电线路的二次电弧。
表1示出GIS的主要额定值, 图1示出避雷器降低绝缘的效力。
以下介绍新开发的1100kV GIS中断路器、隔离开关及快速隔离开关等主要元件。
3.1 断路器
断路器的基本技术规范见表2, 选择双断口结构, 因为550kV 63kA单断口断路器已在日本使用, 它的开发本来就考虑到用于1000kV电力系统中。
为了将线路局部放电抑制到低水平, 采用8分裂导线。这样可增加线路电感/电阻的比率, 并使短路电流中直流分量时间常数上升到远高于IEC标准规定的45ms, 因此, 选取150ms作为标准值。
为了抑制操作过电压, 除原来合闸电阻外又加分闸电阻;为了将输电线路中间点的操作过电压水平降至1.7 (p.u.) 以下, 将变电站周围的操作过电压降至1.6 (p.u.) 以下, 选取电阻值700Ω。此外, 为了尽可能简化其结构, 断路器配置一个电阻组件共用于分、合闸。
3.2 隔离开关
表3示出隔离开关技术规范。GIS中隔离开关的打开会产生重击穿过电压, 如果不采取措施控制这种过电压, 则过电压可能高达2.8 (p.u.) , 超过LIWV。在一个典型的10间隔双母线GIS中, 选取电阻值500Ω作为电阻与操作过电压的关系的规范值。用此电阻能将最大可能重击穿电压1700kV下的触头间最大操作过电压限制至1.3 (p.u.) 。
3.3 快速接地开关
表4给出快速接地开关 (HSGS) 开断感应电流的技术条件。当断路器切断输电线上的单相接地故障之后, HSGS熄灭来自健全相和其他线路上的感应电流, 从而可使断路器进行快速重合闸。普通的线路接地开关是在断路器开断了全部有关线路之后操作的, 而HSGS是在线路其他相带电情况下操作的, 这使它开断感应电流的任务更加严酷。
HSGS的任务取决于线路长度。从分析的结果中, 确定200km和40km作为标准规范。在开断线路长200km的静电感应电流时, 瞬态恢复电压 (TRV) 峰值为900kV, 而且要求此时不得出现复燃和重击穿。因而HSGS的功能类似于断路器的功能, 断路器的重合时间定为1s。在这1s内, HSGS必须进行合、分操作, 而且合、分之间的时间间隔规定为0.5s。因之, 快速机构操作, 就像对断路器要求的那样。
特高压样机 篇5
随着输电网络规模的不断扩大, 输电线路走廊资源越来越紧缺。交流输电线路与特高压直流输电线路平行架设会提高走廊利用率[1,2,3]。
交流输电线路通过电磁耦合会在平行架设的直流输电线路中产生工频感应电压和电流[4,5,6,7,8]。而工频电流通过直流输电线路进入两端换流站后, 在换流器的作用下会在换流变压器阀侧产生直流偏磁电流[9,10,11,12,13]。直流偏磁电流进入换流变压器后, 会影响变压器铁心的磁化曲线, 使磁化曲线产生偏移零坐标轴的偏移量。若变压器处在直流偏磁工作状态, 将导致变压器的损耗、温升及噪音增大, 甚至影响使用寿命[14,15]。
根据云广±800 k V特高压直流线路参数, 采用EMTDC程序[16]建立交/直流输电系统的仿真模型。对不同平行架设长度、不同接近距离 (文中接近距离为线路杆塔中心之间的距离) 、不同交直流线路换位方式以及交流线路单相接地故障下, 特高压直流线路上的感应电压、电流以及换流变阀侧的直流偏磁电流进行了仿真计算。此外, 还对比分析了平行架设时单回和同塔双回线路, 超/特高压交流线路对特高压直流线路的电磁影响。
1 系统概况及线路参数
以图1所示的1 000 k V特高压交流输电线路和云广±800 k V特高压直流输电线路并行为例, 分析特高压交流线路对平行架设特高压直流线路的工频电磁感应影响。云广特高压直流线路全长1 446 km, 双极输送功率为5 000 MW。特高压交流线路的输送功率维持在5 000 MW。交/直流线路参数和杆塔布置见表1、表2和图1。
2 交流线路对并行直流线路电磁感应的影响因素
2.1 交/直流线路平行长度和接近距离
2.1.1 平行长度
接近距离S=50 m, 不同平行架设长度下特高压直流线路上感应工频电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流, 如图2、图3。
由图2、图3可见, 特高压交流线路在平行架设特高压直流线路上感应出较大的工频电压、电流, 在特高压直流线路换流变阀侧会产生明显的直流偏磁电流。
工频感应电压、电流以及换流变阀侧直流偏磁电流随着交/直流线路平行架设长度的增加而增大, 两者基本呈线性关系。
2.1.2 接近距离
平行架设长度L=100 km, 不同接近距离下特高压直流线路上感应工频电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流, 如图4、图5。
由图4、图5可见, 工频感应电压、电流随着交直流线路接近距离的增加而减小, 当交直流线路接近距离较近时, 工频感应分量随着距离的增大衰减地很快, 但当接近距离大于80 m时, 工频感应分量的衰减幅度越来越小。
从图3、图5可知, 整流站与逆变站的换流变阀侧直流偏磁电流随着平行长度的增大而基本呈线性增加, 随着接近距离的增大而越来越小。根据规程要求, 换流变阀侧长期承受的直流偏磁电流不小于30 A。为了维护换流变的安全运行, 阀侧直流偏磁电流应尽量控制在30 A以内。因此, 交直流线路的平行长度和接近距离会受到换流变所承受的最大直流偏磁电流的制约。通过仿真计算, 为了满足规程要求, 不同间距下交直流线路的最大平行长度如表3示, 不同平行长度下交直流线路的最小接近距离如表4所示。
2.2 换位方式 (图6)
设定交/直流输电线路接近距离为50 m, 探讨平行长度分别为100 km、200 km条件下换位方式对电磁耦合的影响。
2.2.1 交流线路换位
分别考虑特高压交流线路并行段不换位、等距换位一次、等距换位二次的换位方式下, 计算分析平行架设的特高压直流线路上的感应电压、电流以及换流变阀侧直流偏磁电流, 见表5。
可以看出, 交流线路换位后, 直流线路上的工频感应电压、电流以及换流变阀侧直流偏磁电流明显减小。并行段交流线路等距换位一次时, 直流线路上的整流侧和逆变侧感应电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流减小为未换位时的50%左右。当交流线路在并行段内实现全换位 (等距离换位2次) 后, 直流线路整流侧感应电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流减小为未换位时的5%左右, 逆变侧感应电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流减小为未换位时的7%左右。平行段交流线路全换位后, 直流线路感应电压、电流以及换流变直流偏磁电流明显减小至较低水平。
交流线路换位可以有效平衡交流线路三相电磁耦合作用。因此, 并行段交流线路导线换位可以有效地减小交流线路对平行架设直流线路的电磁耦合影响, 换位次数越多减小效果越明显。
2.2.2 直流线路换位
在减小交流线路对直流线路的电磁耦合影响方面, 直流线路换位的效果见表6。
由表6可知, 并行段直流线路换位后, 直流线路正极感应参量明显减小, 负极感应参量明显增加, 直流线路正极与负极感应参量之间的差距较换位前明显减小。这是因为平行架设段直流线路换位改变了直流线路正、负极与交流线路之间的接近距离, 换位均衡电磁耦合在两极线路中的作用, 使得正、负极的电磁影响变得基本相同。
3 特高压交流线路发生单相接地故障时对平行架设的特高压直流线路的影响
平行架设的交流线路发生单相接地故障时, 直流线路上的电磁感应参量波形波动剧烈, 但持续时间很短, 随后达到另一稳态。表7为单相接地故障未切除情况下接地故障分别发生在平行线路始端、中间或末端时, 交流系统达到另一稳态时交流线路在直流线路上的电磁影响。
从表7中可以看出, A、B、C三相中, C相接地故障时, 对直流系统的电磁影响最大。这是因为C相线路距离直流线路最近, 发生单相短路时, C相短路电流急剧增加, 从而加大了对直流线路的电磁感应影响。如图7所示, 当故障发生在平行架设段线路首端或者末端时, 短路电流是单向的, 不会发生抵消;而当故障发生在平行架设段中间, 两侧的短路电流在直流线路上的地磁耦合影响会削弱。因此, 在平行段交流线路的两端发生单相接地故障比线路中间发生单相接地故障时对直流系统的电磁影响要大很多。
4 特高压单回和同塔双回交流线路对特高压直流线路的影响
1 000 k V交流同塔双回线路与单回线路输送功率均为5 000 MW。表8为1 000 k V交流同塔双回线路的导、地线参数, 图8为同塔双回线路杆塔导线布置。在平行长度为100 km、接近距离为50 m时, 特高压单回和同塔双回输电线路在特高压直流线路的电磁耦合影响对比见表9。
注: (1) 单回三角排列线路 (2) 双回同向序 (3) 双回逆向序 (4) 双回逆向序I回停运 (5) 双回逆向序II回停运。
由表9可见, 在输送功率相同的条件下, 同塔双回输电线路 (垂直排列) 比单回线路 (三角排列) 对直流系统的电磁影响要小。同塔双回线路逆向序排列比同相序排列对直流系统的电磁影响小。双回逆向序线路I回停运时的电磁影响比双回逆向序线路严重得多。II回线路停运时的影响要比I回停运小很多, 主要是因为II回线路更要靠近特高压直流线路。
5 特高压直流线路与超/特高压交流输电线路平行架设对比分析
超高压紧凑型线路和常规线路的导线布置以及导线参数如图9、表10所示。超高压常规线路的导线和地线参数如表11所示。
特高压输送功率一般比超高压线路大很多, 仿真计算时将特高压单回线路输送功率控制在3 000MW, 超高压常规线路的输送功率控制在1 000MW。由于紧凑型线路自然功率大, 将其输送功率控制在1 500 MW。那么, 直流线路上的感应参量见表12。
由计算结果可知, 超高压交流线路比特高压交流线路对特高压直流线路的电磁耦合影响小得多。相比常规线路, 由于紧凑型线路减小了交流三相线路对直流线路电磁耦合影响的不平衡, 交流紧凑型线路对特高压直流线路的电磁影响明显减小。
注: (1) 特高压单回输电线路 (2) 超高压紧凑型线路 (3) 超高压常规线路
6 结论
1) 交/直流平行架设后, 特高压直流线路电压、电流中的工频分量明显增加。特高压交流线路会在平行架设特高压直流线路产生较大的工频感应电压、电流。特高压直流线路换流变阀侧产生了明显的直流偏磁电流。
2) 工频感应电压、电流随着交/直流线路平行架设长度的增加而增大, 两者基本呈线性关系。工频感应电压、电流随着交直流线路接近距离的增加而减小。换流变阀侧直流偏磁电流随着平行长度的增大而基本呈线性增加, 而随着接近距离的增大而越来越小, 两者呈非线性关系。
并行段交流线路导线换位可以有效地减小交流线路对平行架设直流线路的电磁耦合影响, 换位次数越多减小效果越明显。并行段直流线路换位可以均衡电磁耦合在两极线路中的作用, 使得正、负极的电磁影响变得基本相同。
平行架设交流线路A、B、C三相中, C相接地故障时, 对直流系统的电磁影响最大。平行段交流线路的两端发生单相接地故障比线路中间发生单相接地故障时对直流系统的电磁影响要大得多。
3) 在输送功率相同的条件下, 同塔双回输电线路 (导线逆向序垂直排列) 比单回线 (三角排列) 对直流系统的电磁影响要小。同塔双回线路逆向序排列比同相序排列对直流系统的电磁影响小。双回逆向序线路I回停运时的电磁影响比双回逆向序线路严重得多。
特高压直流试验线段正式带电投运 篇6
近日,国家电网公司昆明特高压试验研究基地直流试验线段全线带电,一次性成功升压至±1 000 kV并稳定运行,直流场与试验线段场内的噪声水平均低于国家环境噪声限值。至此,昆明特高压试验研究基地直流试验线段顺利完成安装调试,正式投运。
直流试验线段的正式带电投运是昆明特高压试验研究基地建设的里程碑,标志着我国在高海拔、强紫外线环境下的特高压输变电技术开发和设备研制具有国家级自主创新支撑平台,填补了我国该项产业关键共性技术研究的空白,为云广特高压直流输电工程的顺利实施提供了有力的技术支撑。
特高压试验基地直流试验线段是目前世界上高海拔、双极直流电压等级最高的直流试验线段。该试验线段全长800 m,主要功能有:对所选择的±800 kV直流输变电工程在高海拔、强紫外线环境下电磁环境的全天候试验研究要求;进行特高压直流、交流和叠加电磁环境下生态对比试验研究;满足±800 kV直流系统电网设备在高海拔、强紫外线环境下带电运行考核试验的要求。
1000kV特高压线路保护特点 篇7
特高压输电线继电保护的任务,首先是保证不产生危及设备和绝缘子的过电压,其次才是保证系统稳定。特高压输电线上发生任何故障时都必须以最短时间从两端同时切除故障,不允许两端保护相继动作切除故障。对于特高压输电线要求有2套不同原理的快速切除各种故障的主保护,另有1套能通过通道传送跳闸信号或允许跳闸信号的后备保护,以保证在任何故障情况下两端切断的时间差约为40~50ms。同时,在特高压线路上线路末端发生故障时,相邻线路上的远后备保护往往不能满足灵敏度的要求,可能使故障不能切除,因此特高压输电线不能依靠远后备保护。
其次,特高压输电线一般距离很长,分布电容很大,为吸收容性无功功率、防止过电压,装设了容量很大的并联电抗或可调无功补偿装置,在故障时会引起电感电容谐振和各种高频分量。电抗器不能补偿暂态电容电流,增加并联电抗器后,差动保护在区外故障时仍可能误动作。现在采用的相量补偿方法难以满足超高压线路保护快速性的要求,因此有必要寻找一种适合的电容电流补偿方法以满足超高压长线电流差动保护要求。
2 1000k V长治-南阳-荆门线路保护配置
2.1 特高压线路继电保护配置原则
对特高压输电线继电保护配置的基本要求是:保证在任何运行状态下,被保护线路上发生任何故障时都有1套快速保护从线路两端同时快速切除故障,以避免发生过电压、破坏系统稳定或损坏设备等事故。
2.2 1000k V长治-南阳-荆门线路保护配置及其特点
(1)主保护。特高压输电线一般距离很长,分布电容很大,加之故障类型复杂,过渡电阻多变,而各种保护原理都有一定的弱点。为保证线路无论发生何种故障时,无论电流、电压的幅值、波形如何变化,主保护都可以灵敏启动、精确计算并正确动作,特高压试验示范工程输电线路选用2套不同原理的、完整独立的主保护,分别为分相电流差动纵联保护和光纤距离保护。分相电流差动保护,不受系统振荡和运行方式的影响,受过渡电阻的影响较小,具有较高的选择性。光纤距离保护作为线路的另一套主保护,可以兼作主保护和下一级线路的远后备保护,能灵敏和快速地反应各种对称和不对称故障。保护范围基本固定,基本不受系统运行方式变化影响,可以采用各种不同的动作特性。
(2)后备保护。特高压输电线路的后备保护,采用三段式相间和接地距离,以及反时限和定时限的零序方向过流。1000k V特高压输电线路两端的距离保护Ⅰ段有相互交叉的区域,线路保护可充分利用通信通道提高保护动作的可靠性和快速性。例如在线路上任一点上发生故障时,至少有一端的距离保护Ⅰ段能可靠动作,发远方跳闸信号或允许信号加速对端保护;而当一端开关偷跳或保护误动时,发信号闭锁对端保护。而零序方向过流则可作为高电阻接地故障的后备保护。
(3)重合闸。自动重合闸与保护的配合方式对保护配置的整体性能有很大影响。对于特高压输电线,为了防止操作过电压,应将两端断路器切除的时间差限制在40~50ms以下,而重合闸也要有一定的时间差,输电线的投入和切除都应该是半自动的。例如投入时从一端手动投入,同时通过通道自动启动对端的同期并列装置进行同期投入;在手动切除时也应是从一端手动切除,同时通过通道传送跳闸信号切除另一端。在故障跳闸后的自动重合闸和重合闸不成功时的二次跳闸,也应按一定的顺序进行。自动重合闸应按断路器配置,自动重合闸与各个保护之间的配合关系应周密考虑,避免各保护对重合闸的控制不协调。
3 1000k V长南Ⅰ线线路保护的特点
3.1 保护通道
每套主保护均配备2个2Mb/s通信接口,正常运行分相电流差动纵联保护采用直达光纤通信电路。光纤距离保护采用迂回光纤通信电路,远跳通道采用线路保护内置的直跳通道,2套主保护通道原则上采用手动切换。
(1)RCS-931G-U保护装置采用2个2048kbit/s高速通讯接口同时工作,可以根据通讯网络情况采用不同的路由方式,实现2套差动保护功能。也可以通过控制字设定实现任意一个单通道差动保护的功能。
(2)CSC-101S纵联保护采用光纤通道传送允许式保护信号。在这种方式下,采用光纤直联或各种复用接口设备时,每侧都只接收对侧传来的命令信号。在保护判为正方向故障时,发允许信号,允许对侧跳闸。本侧接收到对侧允许信号,在本侧也判为正方向的情况下,延时确认后跳闸。其它保护发信和三跳位置发信等功能均可由保护完成。
3.2 采用暂态电容电流补偿的差动保护
对特高压长距离输电线路而言,电容电流的影响不容忽略。由于电容电流的存在,输电线路中电流、电压的大小和相位都产生严重的畸变,当线路的负荷电流或短路电流较小时,这种影响更为明显。
在特高压长线路中,必定存在串联电容补偿,当线路发生故障时,由于电容中的电压无法突变,将产生具有衰减性质的低频分量。该低频分量幅值较大,持续时间较长,且在任意短路时刻都不会为零。这些都将对电流差动保护的可靠动作以及灵敏度产生严重影响。传统的电容电流补偿法只能补偿稳态电容电流,在空载合闸、区外故障切除等暂态过程中,线路暂态电容电流很大,稳态补偿就不能对此时的电容电流进行补偿。
对于不带并联电抗器的输电线路,其π型等效电路如图1所示。图1中各个电容电流对于正常运行、空载合闸和区外故障切除等情况下的电容电流稳态分量和暂态分量都能给予较好的补偿,提高了差动保护的灵敏度。对于安装有并联电抗器的输电线路,由于并联电抗器已经补偿了部分电容电流,因此需补偿的电容电流为原电容电流减去并联电抗器电流。特别应该注意的是,对于较短的输电线路,电容电流很小,差动保护无需电容电流补偿功能即可满足灵敏度的要求。可通过控制字“投电容电流补偿”将电容电流补偿功能退出。
3.3 联跳功能
特高压交流试验示范工程线路具有送电距离远,充电功率大的特点。为确保试验示范工程系统和1000k V设备的安全和稳定运行,除了装设过电压控制装置以预防系统发生稳态过电压之外,线路保护中特别增加了联跳三相的功能。
与常规接线方式不同,1000k V南阳开关站目前的接线中为1个不完整串(如图2所示),长南Ⅰ线和南荆Ⅰ线的线路保护共同作用于这个不完整串的2台断路器。当2条线路同时发生不同相故障时,如长南Ⅰ线发生AN单相接地故障,南荆Ⅰ线发生BN单相接地故障,此时,长南Ⅰ线线路保护会跳开长治侧和南阳侧的A相断路器,而南荆Ⅰ线线路保护会跳开荆门侧和南阳侧B相断路器。这样就形成位于中间的南阳开关站跳开两相,而两侧断路器单跳的状况。因此,要求保护此时南阳侧的线路保护直接发送联跳命令,将对侧断路器三相跳开。
针对本工程南阳变为不完整串的接线情况,其特高压线路保护特有的联跳功能的动作逻辑为:
(1)当一侧断路器保护单相跳闸,同一断路器因另一回线路故障造成其它两相断开时,发联跳三相命令给对侧使对侧三相跳闸。
(2)当一侧保护三相跳闸时发联跳三相命令给对侧使对侧三相跳闸。
(3)当接收到对侧的联跳三相命令时,本侧中止发送联跳三相命令。
(4)接收到联跳三相命令且本侧保护在启动后,整组复归前有保护动作时,强制性三跳并闭锁重合闸。
特高压初期的电磁环网影响分析 篇8
高低压电磁环网,是指2组不同电压等级运行的线路通过两端变压器磁回路并联运行。电磁环网形成的客观原因,是由于电力系统发展和传输负荷增大,在同一地区出现了新的更高一级电压的输电线路[1,2]。
经过二十多年的努力,我国对电网发展中形成的500 kV/220 k V电磁环网开展了大量的解环工作,但是由于电网结构及调度管理等因素的制约,高低压电磁环网在某些大区电网至今仍有存在。随着特高压电网的发展,未来我国电网将会出现1000 kV/500 k V电磁环网,甚至可能出现1 000 kV/500 kV/220 kV多级电磁环网,给系统的安全稳定运行带来严重的隐患。
目前,高低压电磁环网问题的研究主要是针对500 kV/220 kV两级电压的电磁环网[3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]。本文对1 000 kV/500 kV/220 kV多级电磁环网作了一定的理论分析,以2010年华北—华中特高压同步电网内电磁环网的计算分析为例,说明了高低压电磁环网存在的弊端和隐患,并对系统开、合环运行方式进行了模糊综合评价。
1 多级电磁环网运行中存在的问题
高低压电磁环网是一种过渡阶段的电网结构。在高一级电压发展初期,高低压电磁环网通过的潮流不大,它的存在可以提高电网供电的可靠性。但是,随着高一级电压的发展,传输负荷的不断增大,电磁环网运行方式就产生了一些问题。
1.1 功率转移问题
1.1.1 易造成系统稳定性破坏
如果在受端负荷中心用高低压电磁环网供电而又带重负荷时,当高一级电压线路断开后,原来所带负荷将通过低一级电压线路送出,容易出现超过导线热稳定电流的问题,影响系统的安全稳定运行。如果高低压电磁环网联接的是两侧系统,一旦高电压等级线路断开,系统间的联络阻抗突然显著增大,联络线的输电能力急剧减小。高电压等级线路断开引起的功率转移,则很可能超过联络线的稳定极限传输功率,引起两侧系统间的功率振荡,甚至造成事故扩大。
1.1.2 易造成系统电压水平下降
多级电磁环网运行方式下,特高压线路与超高压线路、超高压线路与高压线路之间的功率传输能力相差很大[13]。当特高压线路断开后,输送功率转移到并列运行的500 kV线路上,超过了其自然功率,从而使系统无功功率损耗增大,引起500 kV线路末端电压下降。如果500 kV线路超过其极限传输功率而断开,大量的输送功率转移到220 kV线路上,由于缺乏足够的无功电源支持,220 kV线路末端电压水平显著下降,甚至造成电压稳定性的破坏。
1.2 短路电流问题
限制短路电流要求最迫切的时候往往出现在高低压电磁环网运行时期[3]。因为在这个过渡阶段,原有电压等级的电网已经接近其传输负荷能力的极限,接有更大容量机组的高压线路的投入运行使该地区电网容量更大,联系更紧密,从而使短路电流问题更突出。
建设特高压电网的重要作用之一是限制短路电流水平,避免因短路电流水平超标而大量更换开关等电气设备[14]。但是随之形成的1000 kV/500 kV/220 kV多级电磁环网,其综合阻抗小,短路容量大,容易使系统的短路电流水平超过断路器的额定遮断电流,给电网的安全稳定运行带来严重隐患。
2 多级电磁环网简单算例分析
如图1所示,1000 kV、500 kV和220 kV线路在功率输送断面上共同构成了3级电压的电磁环网。
对于图1(a)所示的系统1,1 000 kV线路断开后,输送功率转移到多回500 kV线路上。由于多条输电通道的分摊,因而不易造成线路过载。这种情况下,多级电磁环网对系统运行的安全隐患并不突出。此时的开环多是考虑系统调度管理的方便。对于图1(b)所示的系统2,1 000 kV线路断开后,其上的功率转移到单回500 kV线路上,很容易造成500 kV线路过载。如果超过其极限传输功率而产生各种问题,则要断开500 kV线路。大量的输送功率转移到220 kV线路上,远远超过其极限传输功率,从而导致系统安全稳定性破坏。从系统安全全局的角度考虑,开环是一种合适的做法。
负荷中心地区电网结构日趋紧密,系统联系阻抗急剧减小,使得原有500 kV/220 kV电磁环网的短路电流快速增长。随着1000 kV/500 kV/220 kV多级电磁环网的形成,电网综合阻抗进一步减小,系统短路电流水平显著增高。通过高低压电磁环网的开环可以实现电力系统的分层分区运行。分层是使不同电压等级的电网使用不同等级的开关等电气设备,以配合不同等级的短路电流水平;分区是使单个系统容量减小,从而降低短路电流水平。因此,从限制短路电流的角度看,高低压电磁环网开环是一种理想的选择。
多级电磁环网的存在使系统网络结构复杂,潮流分布不合理,短路电流水平增高,运行调度管理不便,容易造成系统稳定破坏,扩大事故影响范围。应当针对系统开、合环运行方式进行综合评价,及时解开高低压电磁环网,特别是500 kV/220 kV电磁环网。
3 多级电磁环网实例分析
根据2010年特高压同步电网规划[15],山西南部和河北南部电网结构如图2所示。山西南部富余煤电一部分通过晋东南特高压变电站上网向石家庄、京津唐地区输送功率,另一部分通过晋城—临汾、榆社—晋中、邯郸—邢台500 kV线路输向河北电网,从而形成晋东南—石家庄特高压线路和山西—河北断面上多回500 kV线路的1 000 kV/500 kV电磁环网。
河北电网的500 kV/220 kV电磁环网于2007年基本实现开环运行,220 kV电网以各自区域内的500 kV变电站为依托分区运行。但是河北南网邯郸—邢台地区的220 kV电网由于各种因素的制约尚未实现与500 kV电网开环运行,500 kV/220 kV电磁环网依然存在。其与晋东南—长治—潞城—邯郸—邢台500 kV输电线路及晋东南—石家庄特高压输电线路构成了1000 kV/500 kV/220 kV 3级电压的电磁环网。邯郸—邢台地区电网结构见图3。
3.1 基本运行方式下多级电磁环网分析
2010年夏大运行方式,潮流计算结果如表1所示。多级电磁环网的各母线三相短路电流水平较高,邯郸—邢台地区部分母线三相短路电流接近500 kV断路器的额定遮断电流60 kA。晋东南—石家庄特高压输电线路无故障跳线后,河北南网部分母线电压较预想事故前降低10 kV左右。与预想事故前潮流数据相比,邯郸—邢台地区500 kV线路输送功率有不同程度的增加,但尚未达到稳定极限传输功率。
山西—河北断面由多回500 kV线路相连,该电网500 k V输电系统发展成熟。断开晋东南—石家庄特高压输电线路后,其输送功率由多条500 kV输电通道共同分担。因而邯郸—邢台地区500 kV线路输送功率仅有较小幅度的增加,尚未达到稳定极限传输功率。可见,基本运行方式下,1000 kV/500 kV/220 kV电磁环网对系统运行的安全隐患并不突出。
3.2 特殊运行方式下多级电磁环网分析
考虑在图2中断开邯郸—安阳双回500 kV联络线,山西南网晋城—临汾、榆社—晋中500 kV线路处于检修状态。由于晋城—临汾、榆社—晋中500 kV线路断开,山西南部富余煤电只能通过晋东南—石家庄特高压输电线路和晋东南—长治—潞城—邯郸—邢台500 kV输电线路2条通道向河北电网送电。
潮流计算结果如表2所示。与基本运行方式下潮流数据相比,邯郸—邢台地区500 kV线路输送功率有不同程度的增加。晋东南—石家庄特高压输电线路无故障跳线后,河北南网部分母线电压较预想事故前降低15 k V左右。邯郸—邢台断面输送功率3 204.14 MW,已超过该500 kV断面暂稳极限传输功率。
当一条线路被切除后,与此线路两端相连的所有线路的保护均存在发生隐性故障的可能[16,17]。晋东南—石家庄特高压输电线路被切除后,考虑继电保护隐性故障导致晋东南—长治一回线路跳开。由于邯郸—邢台500 kV联络线输送功率已超过其断面暂稳极限传输功率,假设联络线连锁切机装置拒动,晋东南—长治一回线路跳开后,联络线两侧系统发生振荡。500 kV线路被迫跳开,大量的输送功率转移到邯郸—邢台地区220 kV线路上。由于220 kV线路的极限传输功率限制,造成输送功率较大缺额,随之发生振荡,以系统解列和甩掉大量负荷而告终。可见,特殊运行方式下,1000 kV/500 kV/220 kV电磁环网存在较严重的安全隐患。
4 高低压电磁环网开环方案评价
文献[4]用层次分析法建立了模糊综合评价模型的指标体系,对该体系指标层的因素分别引入行为指标,包括线路或变压器过负荷指标λP、母线电压越限指标λU、最大发电机功角差指标λθ、短路电流水平指标λI以及系统网损指标λloss。模糊综合评价的优先度综合考虑了各种因素的影响,对高低压电磁环网开环方案作出了定量、全面、综合的评价。在此基础上,针对特高压电磁环网的特点,考虑静态安全性和短路电流水平的主导权重作用,计算系统开、合环运行方式的优先度。
4.1 1 000 kV/500 kV/220kV电磁环网开环分析
多级电磁环网运行方式下,考虑在图3中断开曲周—威县、康庄—广宗、康庄—王都及中广—羊范220 kV线路,实现邯郸—邢台地区500 kV/220 kV电磁环网开环运行。各行为指标的计算结果见表3。
由表3可知,开、合环运行方式下,λP、λθ和λloss的计算结果相差不大。合环方式λU比开环方式小,说明合环方式下系统的电压质量优于开环方式;开环方式λI比合环方式小,说明开环方式下系统的短路电流水平低于合环方式。经模糊综合评价后,电磁环网合环方式和开环方式的优先度分别为0.440 6和0.470 1,开环方式比合环方式更有利于该电网的安全稳定运行,邯郸—邢台地区500 kV/220 kV电磁环网应开环运行。
打开500 kV/220 kV电磁环网后,考虑在图2中断开邯郸—邢台、邯郸—邢东及邯西—邢台500 kV线路,实现河北南网1000 kV/500 kV电磁环网开环运行。经模糊综合评价后,电磁环网合环方式和开环方式的优先度分别为0.6133和0.3924,综合评价优先度差别较大,河北南网1000 kV/500 kV电磁环网不宜开环运行。
4.2 1 000 kV/500 kV电磁环网开环分析
根据2010年特高压同步电网规划,华北—华中电网通过晋东南—南阳双回1 000 kV线路和邯郸—安阳双回500 kV线路相连接,从而形成了华北—华中之间巨大的1 000 kV/500 kV电磁环网。考虑在图2中断开邯郸—安阳双回500 kV线路,实现华北—华中电磁环网的开环运行。各行为指标的计算结果如表4所示。
由表4可知,开、合环运行方式下,λθ、λI和λloss的计算结果相差不大。合环方式λP比开环方式小,说明合环方式下线路和变压器越限情况好于开环方式;开环方式λU比合环方式小,说明开环方式下系统的电压质量优于合环方式。经模糊综合评价后,电磁环网合环方式和开环方式的优先度分别为0.4253和0.575 5,开环方式比合环方式更有利于该电网的安全稳定运行,华北—华中1000 kV/500 kV电磁环网应开环运行。
由上可知,在高低压电磁环网开环方案评价中,静态安全性和短路电流水平是各影响因素中最重要的。因此,各方案的线路或变压器过负荷指标λP、母线电压越限指标λU和短路电流水平指标λI评价值越小,即系统的静态安全性水平越高,短路电流水平越低,该方案模糊综合评价的优先度就有可能越大。以上模糊综合评价的结果与工程规划人员的实际分析与判断基本吻合。
5 结论
我国特高压电网建设初期将形成1 000kV/500kV电磁环网,甚至可能出现1 000 kV/500 kV/220 kV多级电磁环网。分析了高电压等级线路断开引起功率转移和系统短路电流水平超标对系统安全稳定运行的影响。
2010年华北—华中特高压同步电网的计算分析结果表明,1 000 k V/500 kV/220 kV电磁环网的形成,将给系统的安全稳定运行带来严重的事故隐患。应当通过综合评价,及时解开500 kV/220 kV电磁环网,避免形成1000 kV/500 kV/220 kV多级电磁环网,适时解开1000 kV/500 kV电磁环网。
浅析特高压输电线路工程投资控制 篇9
关键词：特高压,输电线路,投资,控制
1 特高压输电线路工程特征
对于特高压输电线路来说, 通常情况下是指交流电压等级超过1000k V以上的输电线路或者直流电压等级超过±800k V的输电线路。对于特高压输电来说, 其发展通常是以超高压输电为基础的, 其输电能力在一定程度上得到大幅度的提升, 使大功率中、远距离输电成为可能, 同时远距离电力系统的互联在一定程度上得以实现, 使电力系统进行联合。特高压输电线路的优势通常情况下主要表现在:线路损耗低、电压高、输送容量大、距离远。根据相关资料统计, 1000k V线路与500k V线路相比, 在自然输送功率方面, 前者约为后者的4~5倍;在输送功率和导线截面积相同的条件下, 在电阻损耗方面, 前者是后者的1/4, 在单位输送容量走廊宽度方面, 1000k V线路仅为500k V线路的1/3, 在单位输送容量综合造价方面, 1000k V线路不足500k V输电方案的3/4。通过分析特高压输电线路的性能, 可知, 标准高、要求严、施工难度高、投资巨大等这是特高压输电线路工程的主要特征, 另外, 在项目建设过程中, 由于没有标准进行约束和制约, 在一定程度上使项目管理具有较大的创新空间。
2 控制好前期策划
针对特高压工程施工难度大、投资规模大的特点, 因此, 投资控制监理师在施工前, 提前分析施工中可能产生的问题, 在一定程度上对其进行前期策划。通常情况下, 对于前期策划来说, 其主要内容主要包括:编制费用计划、对工程可能出现的变更制定对策、正确分析招标文件和投标报价预算等。
2.1 编制费用计划
编制费用计划是顺利实现投资目标的重要前提。在建设特高压的过程中, 相关部门的投资控制监理师需要编制相应的费用使用计划, 进而在一定程度对投资控制的总目标、分目标, 以及各详细目标值等进行科学合理的判定。对于特高压输电线路来说, 通常情况下, 总价承包部分费用和单价承包部分费用共同构成施工投资费用。在施工过程中, 按照定额和各种相关费用对单位工程实施一次性包死, 并且在后期施工中不再增加任何费用, 这种承包方式称为总价承包。总价承包部分费用在特高压建设中, 通常情况下包括本体费用和其他费用, 对于本体费用来说, 通常情况下主要包括土石方、基础、铁塔等;对于其他费用主要包括永久性征地、房屋拆迁及赔偿等。单价承包作为另外一种承包方式, 依据工程单价对工程项目进行承包, 在特高压建设中, 基础工程和铁塔组建费用共同构成该承包方式总的承包费用。在特高压建设中, 投资控制监理师需要制定年度、季度与月度计划, 对总价承包与单价承包的费用进行管理, 进而在一定程度上对目标进行分析与控制。
2.2 对工程可能出现的变更做好应对措施
在工程项目施工过程中, 所谓工程变更就是根据合同约定的程序, 在材料、工艺、功能、构造、尺寸等方面进行部分或全部的改变。对于工程的投资与控制来说, 在一定程度上受到工程变更的影响和制约, 所以对工程变更, 在投资控制方面需要加大管理的力度, 进而在一定程度上对工程造价进行控制, 进一步提高经济效益。因此, 投资控制监理师在建设特高压工程前, 需要对特高压施工合同进行研究和分析, 预测工程施工中可能出现的工程变更, 制定相应的措施, 对投资进行控制。同时, 研究分析施工单位的投资计划, 以及相应的投资合同, 进而对投资费用在一定程度上进行控制, 在工程建设的过程中, 高度关注重大设计与合同的变更等, 同时做好相应的索赔准备。此外, 投资监理工程师为了对工程进度进一步加强管理, 使工程投资与进度保持同步, 进而在一定程度上加大应用P3软件系统的力度。
2.3 分析预算招标文件和投标报价
对于工程单位来说, 其投标文件的准备, 以及投标、评价等都是依据招标文件进行展开的, 并且在一定程度上为签订合同提供参考依据。投标报价通常情况下都是依据招标文件中的工程量进行总报价。科学、合理的投标报价, 能够对报价的主动权进行准确地把握, 进而在一定程度上有效地控制投资的支出。因此, 对于招标文件与投标报价等, 在工程施工前, 投资控制监理师需要对其进行预算和分析。
3 把握好施工阶段的投资控制
对于工程监理工作来说, 在施工阶段其主要内容就是对施工阶段的投资进行控制。通常情况下, 施工阶段工期越长, 投入费用就越高, 设计发生变更的概率就越大, 进而在一定程度上影响造价。
3.1 加大建设项目投资的跟踪控制
在施工过程中, 随着对特高压输电线路工程的投资规模的不断扩大, 使得投资结构的复杂性在一定程度上大大增加, 作为投资控制监理师需要为此加大跟踪的力度, 同时实施动态监控。对施工进度与投资进度, 按照“分段销售, 多次结算”的原则, 进行科学合理的控制, 并在一定程度上使两者进行结合。一是对投资结构根据工程进度进行合理调整, 确保资金使用的科学性、合理性, 同时对施工中使用的各种材料的市场价格及其变动情况进行准确的掌握;二是根据工程量对施工进度计划进行优化, 在工程建设过程中, 对投资进行有效控制, 确保各个阶段按要求完工。
3.2 增强工程建设的计量控制
对于已经完成的工程量, 根据合同条款, 以及技术规范的相关规定, 按照符合要求的工程量, 对其进行测量、计算、核查等, 该过程被称为工程计量。工程造价控制的过程中, 计量是核心环节, 通常情况下是控制质量的重要举措, 在一定程度上奠定了控制进度的基础, 同时业主和承包人的合法利益在一定程度上能够得到保证。因此, 按照合同原则, 结合公正、时效、程序性等原则, 在工程项目的计量与复核方面, 要求施工单位做好工作。一是按照设计图纸和合同的规定, 对于计量的内容与程序给予明确, 在一定程度上加强计量控制;二是对垫层、钢筋量等隐蔽性计量, 需要提前做好计划, 必要的情况下深入施工现场进行核实测量;三是在计量的过程中, 对于存在争议计量的工程量, 根据施工单位的相关文件, 进行研究分析后作出评定。
3.3 严格合同变更管理
在执行施工合同的过程中, 在地质、水文、不可抗拒的灾害以及其它无法预料因素的影响和制约下, 引发一些建设项目发生变化, 对于特高压工程建设来说, 其示范性内容比较多, 进而在一定程度上导致设计与工程产生更多的变更, 进一步导致工期与投资发生变化, 甚至引起索赔。所以, 施工单位相关造价师以合同及合同文件为依据, 及时解决工程变更中出现的各种问题。
3.4 完善内部计划价格制度
在企业经营管理过程中, 由企业管理人员创造, 审计人员进行总结, 在实践过程中进行不断完善的制度体系构成内部计划价格制度。内部计划价格制度在一定程度上为实现经营目标奠定基础, 提供保证, 同时建立和完善控制制度和体系。
大电网、大机组、高电压、高自动化这是我国电网发展的主流, 为此, 我国需要发展特高压输电电网, 并进一步进行推广和使用。但是, 涉及特高压输电线路工程投资控制的问题比较多, 而且施工存在一定的难度, 并且投资规模大。电力部门需要结合实际情况, 控制前期策划和施工阶段的投资, 在实践过程中进行不断总结、积累经验, 进而在一定程度上促进特高压工程的发展。
参考文献
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