目錄第一章系統(tǒng)概第二章一次設(shè)特高壓直流中性母線沖擊電容器的作用是什么簡述云廣特高壓直流工程的高速直流斷路器（每個站）特高壓直流換流站的主要雷害來源有哪幾個方面第三章控制系金屬—直流站控執(zhí)行的二進(jìn)制命令（包括雙極層的命令）第四章保護(hù)系第五章減小換流站無線電干擾可以采取哪些措施特高壓直流輸電換流站電力線載波噪聲主要來源是什么特高壓直流輸電系統(tǒng)極控軟件有哪些故障監(jiān)視功能第六章第七章閥廳及閥如何定義特高壓直流的閥單元（閥段）空氣絕緣—第八章運(yùn)行方雙12雙12脈動特高壓直流系統(tǒng)，單極大地（單極金屬）同一極雙閥組同時解鎖對旁路回路有什么要求一極雙閥組運(yùn)行時，手動閉鎖第一個閥組、閉鎖第二個閥組、同時閉鎖兩個閥組，對本閥組旁路斷路器分別有什么要求第一章系統(tǒng)概述國際電氣與電子工程師協(xié)會（）和國際大電網(wǎng)會議（）均在20世紀(jì)80年代末得出結(jié)論：根據(jù)已有技術(shù)和運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，800k是流設(shè)備的研制能力，將800k確定為中國特高壓直流輸電的標(biāo)稱電壓。楚穗直流是世界上第一個800k特高壓直流輸電工程。答：（1）年電能損失小。直流架空輸電線只用兩根，導(dǎo)線電阻損耗比交流輸電??；沒有感抗和容抗的無功損耗；沒有集膚效應(yīng)，導(dǎo)線的截面利用充分。另外，直流架空線路的空間電荷效應(yīng)行費(fèi)用上均比交流輸電經(jīng)濟(jì)。為：P=E1E2sinδ/X∑，式中：E1、E2分別為受送端交流系統(tǒng)的等值電動勢；X∑為線路、發(fā)電機(jī)、變壓器的等值電抗；δ大電網(wǎng)之間通過直流輸電互聯(lián)（如背靠背方式），表1-1我國高壓直流輸電系統(tǒng)基本情況表（截至2011年底注表中序號上方加“*”答：（1）云南—廣東800k特高壓直流輸電系統(tǒng)示范工程，額定容量5000，線路全長1373k，2009年單極投運(yùn)，2010年6運(yùn)。向家壩—上海800k特高壓直流輸電系統(tǒng)工程，額定容量6400，線路全長1907k，2009年12月26日升壓成功，2010年7運(yùn)。答：多個晶閘管元件組成了一個閥（也稱為橋臂），閥又構(gòu)成了閥組，單個或多個閥組又構(gòu)成了一個換流器，兩個6脈動的換流器構(gòu)成了一個12系統(tǒng)、直流保護(hù)系統(tǒng)、直流監(jiān)測系統(tǒng)構(gòu)成了特高壓直流輸電系統(tǒng)。圖11是特高壓直流輸電系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)關(guān)系邏輯圖。圖1-1圖1-2±800kV圖1-3每極1組12圖1-4每極2組12圖1-5每極2組12圖1-6圖1-7表1-2答：換流站總平面布置的優(yōu)化措施主要有：①研究高低壓閥廳面對面布置的特點(diǎn)，并結(jié)合換流變壓器到貨計(jì)劃，優(yōu)化安裝程序，對換流變壓器組裝場地進(jìn)行優(yōu)化。優(yōu)化后每個換流站可以節(jié)約1萬2以上土地，并減少工程建設(shè)進(jìn)度。②對各交流濾波器布置進(jìn)行優(yōu)化布置，結(jié)合大組調(diào)諧特性組合特點(diǎn)，每大組濾波器集中呈田字形布置。圖1-8±800kV換流站的直流側(cè)接線與±500kV經(jīng)濟(jì)性方面，與戶外直流場相比，戶內(nèi)直流場增加了以下設(shè)備及設(shè)施的投資：①2只800k直流穿墻套管；②4只400k穿墻套管；③暖通設(shè)備；④消防設(shè)備；⑤建筑物。節(jié)省了以下設(shè)備及設(shè)施的投資：①戶外直流場用于懸吊直流濾波器的直流場可以采用較低爬電距離的設(shè)備，降低了設(shè)備的開發(fā)費(fèi)用和試驗(yàn)費(fèi)用；③征地費(fèi)用小。答：直流輸電和交流輸電對于電壓等級的定義是不一樣的。對于交流輸電，一般將220k以上的電壓等級稱為高壓，330～800k高壓，1000k及以上的稱為特高壓。對于直流輸電，100k以上的統(tǒng)稱為高壓，500k和600k一般稱為超高壓，超過600k的稱為特高壓。單極計(jì)劃停運(yùn)次數(shù)（monopolescheduledoutagetimes，MSOT）：雙極計(jì)劃停運(yùn)次數(shù)（bipolescheduledoutagetimes，BSOT）：單極強(qiáng)迫停運(yùn)次數(shù)（monopoleforcedoutagetimes，MFOT）：雙極強(qiáng)迫停運(yùn)次數(shù)（bipoleforcedoutagetimes，BFOT）：系統(tǒng)運(yùn)行率（servicerateofsystem，SR）：系統(tǒng)雙極運(yùn)行率（bipoleservicerateofsystem，BSR）：答：800k特高壓直流輸電工程，其主接線方式和我國已有的500k直流工程不同，每極采用兩個12脈動換流器串聯(lián)。如果出現(xiàn)一個12水平較高的直流輸電系統(tǒng)的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，對采用每極雙換流器串聯(lián)的特高壓直流輸電系統(tǒng)，推薦其可以接受的可靠性指標(biāo)如表13所示。表1-3設(shè)計(jì)階段。采用靈活、可靠的主接線方案。當(dāng)設(shè)備受運(yùn)輸和制造能力限制，而晶閘管通流容量滿足要求，宜采用每極212脈動閥組串聯(lián)接線，整流和逆變側(cè)均采用212脈動閥組接線；對每極212波電抗器等主要設(shè)備設(shè)置備用；工程無特殊要求，對每極212脈動閥組串聯(lián)接線，高低端閥組電壓宜相同。由于高壓直流輸電二次系統(tǒng)故障造成的停運(yùn)所占的比例很高，并且雙極故障停運(yùn)也多由控制系統(tǒng)故障所致，因此，減少二次系統(tǒng)的低能量不可用率。所有提高常規(guī)直流輸電可靠性的措施對于提高特高壓直流輸電的可靠性依然有效，并且要進(jìn)一步予以加強(qiáng)。主要包括：降低元部件加強(qiáng)設(shè)備狀態(tài)監(jiān)視和設(shè)備自檢功能等。針對常規(guī)直流工程中存在的問題，如曾經(jīng)導(dǎo)致直流系統(tǒng)單極或者雙極停運(yùn)的站用電系統(tǒng)、換流變壓器本體保護(hù)繼電器、直流保護(hù)系備用。答：云廣特高壓直流輸電工程是世界上第一個800k州祿豐縣，東至廣東增城市，橫跨云南、貴州、廣西和廣東四省。云南的小灣水電廠裝機(jī)4.2，附近的金安橋水電廠裝機(jī)2.4。云廣直流工程為適應(yīng)這2座水電站的電力外送，于2009年單極投運(yùn)，2010年雙極投運(yùn)。工程額定電壓為800k，額定容量為5，額定電流為3125，送電距離為1374k。25項(xiàng)，申請或獲權(quán)專利106項(xiàng)，登記軟件著作權(quán)8答：為掌握云南—廣東800k污穢試驗(yàn)提供數(shù)據(jù)和依據(jù)，南方電網(wǎng)技術(shù)研究中心與云南電力試驗(yàn)研究院合作，在云廣工程的送端建設(shè)了祿豐直流自然積污試驗(yàn)站。其功能包括：答：為滿足特高壓直流輸變電工程的需要、促進(jìn)800k地包括如下功能：①電磁環(huán)境研究，其主要包括直流輸電線路的空間電場、靜電感應(yīng)、離子流、線路電暈特性、電暈損失、可聽噪聲和無線電干擾等。②絕緣特性研究，其主要包括空氣間隙與絕緣子沿面放電特性、帶電作業(yè)技術(shù)；高海拔、污穢、覆冰、強(qiáng)輻射等嚴(yán)酷條件下的外絕緣特性及復(fù)合絕緣子的運(yùn)行可靠性；過電壓絕緣配合等。③新的輸電技術(shù)研究，其主要包括特高壓相同電壓等級或不同電壓等級、多回直流輸電究，其主要包括直流設(shè)備（如電抗器、套管、避雷器、分壓器、合成支柱絕緣子等）功能試驗(yàn)（FPT）答：功能試驗(yàn)（functionalperformancetests，F(xiàn)PT）對直流輸電控制保護(hù)、操作與監(jiān)視系統(tǒng)（包括接口設(shè)備）進(jìn)行檢驗(yàn)。FPT的目的和作動態(tài)性能試驗(yàn)（DPT）答：動態(tài)性能試驗(yàn)（dynamicperformancetests，DPT）主要對直流輸電系統(tǒng)在暫態(tài)過程、動態(tài)過程中的特性以及在電網(wǎng)穩(wěn)定控制方面的作掏挖偏心基礎(chǔ)施工?？紤]特高壓工程鐵塔質(zhì)量大，為改善基礎(chǔ)受力情況，使應(yīng)力分布更加趨于合理，在云廣特高壓直流工程中設(shè)計(jì)了原狀土掏挖基礎(chǔ)，該型式屬首創(chuàng)設(shè)計(jì)。基礎(chǔ)斷面、深度、鋼筋規(guī)格、混凝土強(qiáng)度較一般500k輸電線路工程有所增大，鋼筋混凝土本體沒有式插入角鋼連接。第二章一次設(shè)備答：①直流穿墻套管；②直流旁路斷路器；③直流旁路（及轉(zhuǎn)換母線等）閥避雷器的配置原則與常規(guī)超高壓直流輸電工程類似，需要注意的有2個工程問題：①頂端避雷器能量問題。在對應(yīng)閥閉鎖期間，高壓換流器換流變壓器閥側(cè)對地閃絡(luò)，直流濾波器和直流線路通過平波電抗器向頂端閥避雷器放電，引起該避雷器（對應(yīng)圖21中的1）顯著大于其他閥避雷器。對于特高壓直流輸電工程，由于采用2個換流器串聯(lián)，因此這種能量增大現(xiàn)象更為明顯。②在發(fā)生上述情況期間，對應(yīng)的閥觸發(fā)成功，將避雷器中通過的電流迅速轉(zhuǎn)移到閥中，因此換流閥的設(shè)計(jì)需要考慮這種工況。圖2-1答：（1）通過/和/?連接換流變壓器并聯(lián)接入交流系統(tǒng)。換流變壓器為這兩個6脈動換流器提供相位差30°的交流電壓，從而形成12脈動換流器結(jié)構(gòu)簡述±800kV云廣特高壓800k換流變壓器與500k換流變壓器相比，體積更加龐大、重量更重，在繞組設(shè)計(jì)、外觀尺寸、絕緣水平、出線方式等方面均存在著較大的差異。例如：單臺換流變壓器長26.65、寬6.405，每相含油重量達(dá)519.5；換流變壓器閥側(cè)套管均采用6簡述±800kV答：800k換流變壓器器身絕緣為多柱（2個或3個）并聯(lián)結(jié)構(gòu)，每一相所開發(fā)的主絕緣繞組排列方式為鐵芯—調(diào)壓繞組—網(wǎng)側(cè)繞組—繞組—油箱。借鑒500k角環(huán)、紙筒和紙圈的數(shù)量來保證油紙系統(tǒng)的合理配合，以滿足對變壓器全域進(jìn)行交流、直流和極性翻轉(zhuǎn)場計(jì)算的要求?？刂萍埌?、油隙和油紙交界面處的電場強(qiáng)度，保證在各種試驗(yàn)工況下均無起始局部放電，并具有不低于500k緊結(jié)構(gòu)，所有繞組分別套在多個（2個或3個）主柱上。采用層壓紙板材料制作分瓣連接片。絕緣筒采用數(shù)層1厚的絕緣紙板對接。閥側(cè)繞組為全絕緣結(jié)構(gòu)，上下端分別采用了成型角環(huán)絕緣件。網(wǎng)側(cè)繞組首端為500k端出線結(jié)構(gòu)，首末端也采用了適量的成型角環(huán)。器身整體再利用上下夾件的定位裝置分別與箱蓋和箱底用樹脂澆注成一個整體，從而有效地固定器身，實(shí)現(xiàn)了六向定位，保證器身在運(yùn)輸過程中不發(fā)生相對位移。采用先進(jìn)的套裝和壓裝工藝，使整個器身緊固可靠，有效地提高了產(chǎn)品的抗短路能力。應(yīng)用計(jì)算機(jī)程序?qū)@組間主絕緣結(jié)構(gòu)、端部絕緣結(jié)構(gòu)進(jìn)行電場計(jì)算和優(yōu)化處理，避免局部場強(qiáng)集中，降低局部放電量，使各個部件均具有足夠的絕緣強(qiáng)度和可靠的絕緣裕度。答：（1）電阻率的影響，而絕緣材料的電阻率又受溫度、濕度、電場強(qiáng)度及加壓時間等諸多因素的影響，因此準(zhǔn)確計(jì)算絕緣介質(zhì)中的工作場強(qiáng)比較困難，這也增加了換流變壓器的絕緣設(shè)計(jì)與制造的難度。請列舉ABB與Siemens請列舉ABB與Siemens答：（1）圖2-2Siemens圖2-3ABB請就ABB與Siemens請就ABB與Siemens答：ABB例行檢修：定期在現(xiàn)場對設(shè)備進(jìn)行的各種簡單保養(yǎng)和維修，如清掃、螺栓緊固、防腐處理、自備表計(jì)校驗(yàn)、易損件更換、功能確認(rèn)油位、引線及金具連接等。③6氣體絕緣套管：外觀、滲油、清潔、6壓力不得低于350k的絕對壓力（額定壓力370k）等。④呼吸器：設(shè)備大修：對設(shè)備核心部件或者主體進(jìn)行的檢查或（和）答：（1）直流電壓的極性可能迅速反轉(zhuǎn)，這些問題使得它的內(nèi)絕緣電位分布和普通電力變壓器有很大的差別。在不同絕緣材料電壓分配中，電阻率的比率。假定分接選擇器的轉(zhuǎn)換選擇器觸點(diǎn)位置不變，且分接開關(guān)擋位編號與分接選擇器觸頭組標(biāo)號一致，分接開關(guān)擋位要從一個奇數(shù)擋位上升到一個偶數(shù)擋位1，其切換的初始狀態(tài)是：分接選擇器單數(shù)觸頭組在擋，分接選擇器偶數(shù)觸頭組在1擋，切換開關(guān)接線端n對應(yīng)的主回路導(dǎo)通，轉(zhuǎn)換回路（1和3連接）與、（2和4連接）與均連接接線端n并導(dǎo)通。其動作步驟是：①分接選擇器偶數(shù)觸頭組轉(zhuǎn)至1擋；②接線端n主回路觸點(diǎn)斷開，接線端n經(jīng)、形成通路，電流較大，幾乎與流過主繞組的電流相等，分接開關(guān)擋位沒有改變；觸點(diǎn)發(fā)生變化（2和4連接），轉(zhuǎn)連接線端n1；⑤合上，1擋和擋分接開關(guān)經(jīng)、、過渡電阻和、形成了一個閉環(huán)回路，產(chǎn)生一個環(huán)流，如圖24狀態(tài)所示，其中接線端n1與接線端n的電位差約為3.7k，此時電流圖2-4 LMPRD20psi，動作壓力是1.38×105Pa。另外，在本體頂部箱蓋上配置有一個突發(fā)壓力繼電器，用于油箱內(nèi)壓力增長過快時發(fā)出報警信號；在圖2-5簡述特高壓換流變壓器的OLTC答：當(dāng)OLTC到副儲油柜的油流速達(dá)到該保護(hù)繼電器動作整定值時，就發(fā)跳閘信號。具體情況是：油流速到一定值時，flapvalve被油流推動到reedswitch上，使得該保護(hù)繼電器由“service”位變化到“off”位，跳閘回路接通。換流站地電位升高。當(dāng)直流輸電系統(tǒng)在以大地作為電流返回路徑的方式下運(yùn)行時（直流單極大地回路運(yùn)行方式），將有很大的直流流電流通過中性點(diǎn)地線注入變壓器是直流偏磁產(chǎn)生的主要原因。此外，太陽耀斑和地磁場相互作用產(chǎn)生極光電噴，使地磁場產(chǎn)生暫態(tài)波動，當(dāng)這種現(xiàn)象足夠嚴(yán)重時，就稱為地磁暴。大地是一個導(dǎo)地磁暴較嚴(yán)重時，其數(shù)值可達(dá)1.2～6k的變壓器中性點(diǎn)直流電流最大可達(dá)300。電容隔直法。在變壓器中性點(diǎn)串入電容器，利用電容器隔直通交的特性使得直流無法流入。該方法在理論上是可行的，利用電容器隔直通交特性，并改變了系統(tǒng)的零序參數(shù)，在出現(xiàn)不對稱接地故障時繼電保護(hù)將受到影響，需評估該方法對繼電保護(hù)動作行為的影響。小電阻限流法。在變壓器中性點(diǎn)串接一個小阻值的電阻，增加交流電位直流通路的電阻，抑制直流電流。中性點(diǎn)串入電阻法原理簡計(jì)算、整定。另外，電阻法靈活性比較差，當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行方式等參數(shù)改變時，需重新選取串入電阻值。為消除故障情況下在中性點(diǎn)上產(chǎn)生的高壓，需要為電阻設(shè)置旁路或間隙保護(hù)回路，由于間隙放電受環(huán)境因素影響較大，放電電壓誤差也較大，很難保證其動作的可靠性。變壓器中性點(diǎn)注入反向電流法。在變壓器中性點(diǎn)注入反方向的直流電流。該法無須改變變壓器中性點(diǎn)接線，借助有源注入方式直接接地且主變壓器連接不同出線間隔時補(bǔ)償效果不理想。此外裝置電流源容量大，注入地網(wǎng)的電流增加了廠站地網(wǎng)的負(fù)擔(dān)。電位補(bǔ)償法。利用串接在變壓器中性點(diǎn)與地網(wǎng)之間由雙向可變直流電流源和小電阻構(gòu)成的電位補(bǔ)償元件，部分或全額補(bǔ)償?shù)刂须娏髁?qiáng)。但目前尚無實(shí)際裝置掛網(wǎng)試運(yùn)行，使用該方法有較高的技術(shù)風(fēng)險?？蛰d損耗和空載電流測量；⑦負(fù)載損耗測量和短路阻抗（主分接和最大、最小分接）；⑧諧波損耗試驗(yàn)；⑨溫升試驗(yàn)；⑩絕緣油試驗(yàn)；雷電沖擊全波試驗(yàn)；操作沖擊試驗(yàn)；包括局部放電量測量的外施直流耐受試驗(yàn)；套管試驗(yàn)；包括局部放電量測量的極性反轉(zhuǎn)試驗(yàn)；包括答：根據(jù)DL/T273—2012《±800kV特高壓直流設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》，特高壓換流變壓器預(yù)防性試驗(yàn)項(xiàng)目、周期和標(biāo)準(zhǔn)見表2-1表2-1表2-2答：根據(jù)國家電網(wǎng)公司W(wǎng)111—200《直流換流站高壓直流電氣設(shè)備交接試驗(yàn)規(guī)程》和W147—2006《高壓直流輸電用800kV級換流變壓器通用技術(shù)規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)，換流變壓器現(xiàn)場交接試驗(yàn)需進(jìn)行以下驗(yàn)收項(xiàng)目：①繞組連同套管的直流電阻測量；②電壓比檢查；③引出線的極性檢查；④繞組連同套管的絕緣電阻、吸收比或極化指數(shù)測量；⑤繞組連同套管介質(zhì)損耗因數(shù)n測量；⑥繞組連同套管的直流泄漏電流測量；⑦長時感應(yīng)耐壓及局部放電測量；⑧鐵芯及夾件的絕緣電阻測量；⑨非純瓷套管的試驗(yàn)；⑩絕緣油試驗(yàn)；有載分接開關(guān)的檢查和試驗(yàn)；額定電壓下的沖擊合閘試驗(yàn)；相位檢查；噪聲測量；箱殼表面溫度分布測量；）繞組頻率響應(yīng)特性測量；油箱密封試驗(yàn)。簡述換流變壓器閥側(cè)繞組施加直流耐壓試驗(yàn)及局部放電量測量的目的、步驟及結(jié)果分析。試驗(yàn)結(jié)果的判定，在進(jìn)行直流耐壓試驗(yàn)的同時，進(jìn)行局部放電的測試，并記錄大于2000p視在放電量的脈沖次數(shù)，要求最后30應(yīng)不超過30個，最后10脈沖數(shù)不超過10個。如果放電不滿足以上要求，試驗(yàn)應(yīng)延長30n，在延長30內(nèi)，局部脈沖數(shù)不超過30個，且最后10的放電不超過10個，則認(rèn)為換流變壓器合格，延長的試驗(yàn)僅允許進(jìn)行一次。主要技術(shù)參數(shù)：①真空凈油機(jī)標(biāo)稱流量應(yīng)達(dá)到6000h。②真空凈油機(jī)具有兩級真空功能，真空泵額定抽氣速率1500定抽氣速率2803，運(yùn)行真空67a。③一級過濾芯（半精過濾）采用精度為5級過濾芯，過濾效果不低于99.5%；二級過濾芯（精過濾）精度為1，過濾效率不低于99.98。④進(jìn)出口油的溫升為35。⑤通過凈油機(jī)三個過程處理后，變壓器油指標(biāo)應(yīng)達(dá)到以下指標(biāo)（凈油機(jī)出口油凈化設(shè)備功能和構(gòu)成要求：①同時具備真空凈化、過濾、注油和對變壓器進(jìn)行熱油循環(huán)的功能。②進(jìn)油泵、排油泵的流量和揚(yáng)程必須與油凈化設(shè)備凈油能力和過濾系統(tǒng)的阻力（或通過壓力）相匹配。③具有全自動運(yùn)行功能，適應(yīng)長期連續(xù)不間斷運(yùn)轉(zhuǎn)要求，凈油系統(tǒng)須有過壓安全保護(hù)，以免損傷重要部件，并配有壓力顯示和設(shè)置功能；設(shè)備進(jìn)出口須有溫度顯示和控制功能，并配有超溫停機(jī)并報警裝置。④加熱器采用電加熱方式，配置安全壓力閥和溫度控制器，實(shí)現(xiàn)過壓釋放，較低溫度（油溫）電加熱自動打開加熱，較高自動關(guān)閉（溫度控制器在任設(shè)高、低兩點(diǎn)）。必須采取有效保護(hù)措施，以防止局部過熱等現(xiàn)象出現(xiàn)。⑤采用自動跟蹤調(diào)速變流技術(shù)。為避免油泵或供油電磁閥的頻繁啟停造成斷流與過沖、油泵頻繁供油不足、摩擦加劇、局部過熱而產(chǎn)生乙炔和過急的油流產(chǎn)生的流動帶電現(xiàn)象，凈油機(jī)的自動油路不應(yīng)再采用全開全關(guān)的泵或閥。⑥凈油機(jī)應(yīng)有再循環(huán)閥，以方便調(diào)節(jié)注油流速和提升注油壓力。⑦油凈化系統(tǒng)所有管路、閥門及罐體均采用碳鋼材料。答：（1）加強(qiáng)現(xiàn)場安裝和內(nèi)部檢查過程的清潔度管理，實(shí)行全過程防塵管理，要特別注意施工現(xiàn)場周圍環(huán)境的潔凈，在設(shè)備周圍采取鋪設(shè)砂礫、灑水、搭設(shè)防塵圍欄（高度高于變壓器本體）埃、雜質(zhì)等污染物進(jìn)入油液和設(shè)備內(nèi)部，把塵?？刂圃谧钚?shù)量。答：以±800kV穗東換流站為例，換流變壓器上閥側(cè)使用的套管是HSP公司產(chǎn)品，型號為GSETFt1430/432-3600。其分壓測量結(jié)構(gòu)的原理圖其中點(diǎn)為主導(dǎo)體，點(diǎn)是末屏小套管，為套管主電容，Z為測量用分壓電容，1為電阻器，1與2為兩個350避雷器，用于保護(hù)測量分壓電容器及采用此電壓的二次回路、二次設(shè)備。通過分壓電容Z與電容分壓，這樣就能夠由末屏點(diǎn)的電壓測得套管主導(dǎo)體點(diǎn)的電壓，因而此類套管的作用類似于電容式電壓互感器，其額定電壓比為165.59/kV：110/V。因正常運(yùn)行時末屏小套管與地之間的電壓較低，圖2-6在測量套管的主電容時，先將末屏點(diǎn)引出線懸空，在套管主導(dǎo)體點(diǎn)接西林電橋的高壓端，末屏點(diǎn)接西林電橋的低壓回收線。這樣，就通過正接法測量電容的電容及介質(zhì)損耗角正切值n絕緣套管和電容型6氣體絕緣套管是相同的。需要注意的是，套管的主電容是絕緣的主體，其電容值和介損值對于套管絕緣檢測十分重要，表2-3絕緣。干式空心平波電抗器主絕緣只簡單地由支柱絕緣子提供，提高了主絕緣的可靠性；但縱向絕緣只有線圈承擔(dān)，絕緣水平較難提高；本體只有套管存在外絕緣問題，較容易解決。在閥廳內(nèi)發(fā)生接地故障的情況下，極母線上的50%將每極平波電抗器的電感值平均分成兩半的缺點(diǎn)是：低壓12簡述設(shè)計(jì)開發(fā)云廣特高壓直流工程±800kV±800kV答：（1）支撐絕緣子直流電壓濕耐受試驗(yàn)。當(dāng)干式平波電抗器安裝在戶外使用時，淋雨條件下應(yīng)能正常工作，要求對支撐絕緣子濕耐受電壓進(jìn)行試驗(yàn)。外施直流電壓耐受濕試驗(yàn)電壓為廠家所保證的電壓值施加于支撐絕緣子上，并為正極性。按60060子，試驗(yàn)開始前至少應(yīng)淋雨30，且在試驗(yàn)電壓施加期間保持淋雨。試驗(yàn)電壓應(yīng)在1n內(nèi)升至規(guī)定的水平并保持60后，在1n內(nèi)降低至0操作波沖擊試驗(yàn)（端對地）。端對地試驗(yàn)主要是考核支撐絕緣子的強(qiáng)度，且按照現(xiàn)場運(yùn)行情況將平波電抗器組裝在支撐絕緣子上的方法有待研究。正、負(fù)極性的操作沖擊電壓應(yīng)各施加60次，試驗(yàn)順序應(yīng)為50%、100（15次）。試驗(yàn)中不得有2次以上的貫穿性擊穿；同時，要記錄電壓和電流瞬變波形圖，判斷絕緣狀況。雷電沖擊全波試驗(yàn)（端對地）雷電沖擊截波試驗(yàn)（端子間）。試驗(yàn)時，將平波電抗器放在絕緣平臺上，依次對平波電抗器的每個端子施加雷電沖擊截波，另一端子直接接地。截波電壓的波形應(yīng)為負(fù)極性，沖擊試驗(yàn)至少3次，且試驗(yàn)順序應(yīng)為50%、100（2次）錄電壓和電流瞬變波形圖，判斷絕緣耐壓試驗(yàn)狀況。試驗(yàn)時，注意截波沖擊試驗(yàn)裝置盡量靠近試品，以減少端子和試驗(yàn)連線的阻抗，保證截波電壓波形的要求。請列舉±800kV表2-4楚雄換流站采用斜撐式干式平波電抗器，其主體結(jié)構(gòu)由兩部分組成：電抗器本體和支柱絕緣子。支撐電抗器的支柱絕緣子為斜撐式結(jié)構(gòu)，共有12根，按圓周對稱分布，絕緣子軸向和水平面成75角。此外還包括母線支柱絕緣子、電抗器均壓環(huán)、消聲器均壓環(huán)、防雨帽均壓環(huán)、支絕緣子均壓環(huán)、支柱絕緣子支架等。電抗器本體質(zhì)量約45，高約6.0，單根絕緣子質(zhì)量約2.1，高約12.5 ，總結(jié)構(gòu)高度達(dá)20，如圖27示。圖2-7圖2-8圖2-9答：（1）答：（1）答：（1）總的諧波畸變率不大于1.75%答：楚雄換流站配置是4大組共18個小組的交流濾波器，考慮到云廣特高壓孤島運(yùn)行情況，配置了2的交流濾波器，其中型濾波器4組，型濾波器4組，型濾波器2組，補(bǔ)償電容器7組，每組濾波器的容量是187vr，總共3179v。楚雄換流站交流濾波器配置如圖210所示，布置結(jié)構(gòu)圖如圖21所示。圖2-10圖2-11穗東換流站配置4大組共15小組的交流濾波器，其中A型濾波器（雙調(diào)諧濾波器DT11/24）4組，B型濾波器（雙調(diào)諧濾波器DT13/36）3組，補(bǔ)償電容器ShuntC（C型）8組。其中每組濾波器的容量是190Mvar，每個補(bǔ)償電容器組的容量是210Mvar，一共是3010Mvar。具體配置如表2-5圖2-12圖2-13答：（1）答：（1）圖2-14±800kV用直流斷路器與±500kV答：（1）12簡述云廣特高壓直流工程的高速直流斷路器（每個站）答：高速直流斷路器是實(shí)現(xiàn)特高壓工程77種運(yùn)行方式之間相互倒換的關(guān)鍵設(shè)備，它包括4臺（閥組旁路斷路器）、1臺（金屬回路轉(zhuǎn)換斷路器）、1臺（金屬回路斷路器）和2臺（高速中性母線斷路器）、1臺（高速接地斷路器）。在云廣特高壓工程中，由于電流較大，所以9臺斷路器均采用2臺兩斷口的斷路器組成了1臺四斷口的斷路器，它們都帶有過零振蕩裝置。圖2-15圖2-16器）]路器由于分閘時需要釋放巨大的能量，直流斷路器不能像交流斷路器一樣分合頻繁，一般高速斷路器每年動作次數(shù)為20～30次，且在每次動作后必須現(xiàn)場仔細(xì)檢查。±800kV答：圖217是800k特高壓直流換流站的換流器及直流側(cè)避雷器配置，圖218為直流濾波器的避雷器配置。閥兩端的型避雷器直接保護(hù)閥組，同時與其他類型避雷器并聯(lián)保護(hù)換流變壓器閥側(cè)繞組。型避雷器裝于閥廳，用于保護(hù)換流閥。1和主要用于保護(hù)直流母線、旁通斷路器、隔離開關(guān)和穿墻套管。型避雷器主要用于保護(hù)直流線路，型避雷器主要用于保護(hù)直流母線，還用于直流開關(guān)場雷電和操作波的保護(hù)。型避雷器主要用于保護(hù)平波電抗器，型避雷器用于保護(hù)平波電抗器靠閥側(cè)的設(shè)備，屬于高能量避雷器，d低壓側(cè)元件。圖2-17圖2-18簡述±800kV表2-6簡述±800kV表2-7圖2-19答：目前國內(nèi)外特高壓直流避雷器產(chǎn)品均處于研制開發(fā)階段，針對800k究，包括：①直流避雷器與系統(tǒng)的絕緣配合及其保護(hù)特性研究。由于特高壓工程對電氣設(shè)備提出了更高的要求，按照以往的設(shè)計(jì)有些設(shè)備制造能力無法滿足工程需要，通過系統(tǒng)的絕緣配合及其保護(hù)特性研究，提出合理的保護(hù)水平，從而降低工程造價，減小設(shè)備制造難度。②高性能、大容量直流電阻片配方和工藝研究。氧化鋅電阻片是直流避雷器的核心元件，直流閥片電氣性能的好壞直接關(guān)系到避雷器的保護(hù)水平，通過對直流電阻片的配方和工藝研究，在減小電阻片的規(guī)格尺寸的同時提高電阻片的通流容量、電位梯度等指標(biāo)。③避雷器污穢特性研究。避雷器在直流電場下的積污能力遠(yuǎn)高于交流電場，為此在產(chǎn)品設(shè)計(jì)上可通過增大爬距的方法來提高防污閃水平，通過對避雷器污穢特性研究為避雷器設(shè)計(jì)和試驗(yàn)提供依據(jù)。④避雷器能量分配和并聯(lián)技術(shù)研究。為滿足高壓直流換流站對避雷器高吸收能量的要求，以及降低被保護(hù)設(shè)備的絕緣水平，很多高壓直流換流站用避雷器必須設(shè)計(jì)成多柱并聯(lián)結(jié)構(gòu)。由于采用多柱并聯(lián)，能量在各柱之間的分配是多柱并聯(lián)結(jié)構(gòu)避雷器穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵問題之一。⑤絕緣材料在直流電場下的老化問題研究。絕緣材料在直流電場下存在離子遷移的問題，離子遷移的程度與絕緣材料中的鉀、鈉等堿金屬離子的含量有關(guān)。隨著運(yùn)行時間的增加，其會影響到材料的絕緣性能。為了解和驗(yàn)證絕緣材料在直流電場下的劣化情況，對所用絕緣材料進(jìn)行離子遷移試驗(yàn)。通過對試驗(yàn)數(shù)據(jù)的分析和研究，確定避雷器所用的絕緣材料。⑥避雷器的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)和優(yōu)化。在直流工程中由于避雷器種類多，在外套選取上有瓷外套避雷器、復(fù)合外套避雷器，在安裝方式上有懸掛安裝、座式安裝，在并聯(lián)結(jié)構(gòu)上有外并聯(lián)、內(nèi)并聯(lián)。因此，針對不同位置的避雷器需綜合考慮各種因素后對其結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。與常規(guī)500kV直流換流站相比，特高壓換流站直流避雷器設(shè)計(jì)的特殊性體現(xiàn)在哪些方面？閥避雷器由于位置的不同可分為1、2、和4四種，在對應(yīng)閥閉鎖期間，若高壓換流器y變壓器閥側(cè)對地閃絡(luò)，直流濾波器和直流線路通過平波電抗器向放電，這時對該避雷器能量沖擊就會顯著大于其他閥避雷器（2、3和4）用2個換流器串聯(lián)導(dǎo)致故障時能量沖擊進(jìn)一步增大。此時如果對應(yīng)的閥觸發(fā)導(dǎo)通，避雷器中通過的電流將會流入換流閥中，因此換流閥設(shè)計(jì)時應(yīng)考慮這種工況。與高壓直流換流站不同，云廣800k變壓器閥側(cè)出口增加配置一組直接對地的避雷器，稱為換流變壓器閥側(cè)避雷器（1）。該避雷器直接安裝在高壓端的y變壓器閥側(cè)三相出線上，從而抑制交流過電壓通過換流變壓器傳遞到最高電位換流變壓器閥側(cè)，同時降低換流器避雷器（2）的保護(hù)水平。特高壓直流輸電工程中增加干式平波電抗器可以減少換流站多個位置的對地諧波電壓等作用，平波電抗器端對端雷電過電壓在直流理選擇避雷器額定值使得操作過電壓產(chǎn)生的能量很小。該避雷器在設(shè)計(jì)時采用合成外套，以便減輕重量，易于布置。直流極母線避雷器（）安裝在直流線路上，其持續(xù)運(yùn)行電壓為824k，考慮采用硅橡膠材料代替瓷材料既可以降低避雷器重量、片所經(jīng)受的最苛刻的運(yùn)行條件，所以要考慮長期荷電老化特性。換流站電壓等級高，避雷器通流容量大。需要采用多柱式避雷器或分立避雷器并聯(lián)連接方式（多用于操作沖擊過電壓所致的放電電流的限制），很高，也加大了避雷器的制造難度。答：在交流側(cè)產(chǎn)生的過電壓應(yīng)能用交流側(cè)的避雷器加以限制；在直流側(cè)產(chǎn)生的過電壓應(yīng)由直流線路避雷器、直流母線避雷器和中性母線避雷器等加以限制；重點(diǎn)保護(hù)的關(guān)鍵設(shè)備應(yīng)由緊靠它的避雷器直接保護(hù)，如換流閥、交流和直流濾波器設(shè)備等。在遵循上述原則和保證設(shè)備的安全性基礎(chǔ)上，應(yīng)盡可能簡化避雷器配置。最終規(guī)定的避雷器配合電流和能量要求需高于仿真研究計(jì)算出的電流和能量。設(shè)備的雷電沖擊和操作沖擊耐受電壓與相應(yīng)的避雷器保護(hù)水平應(yīng)滿足國家標(biāo)準(zhǔn)T311.3—2007《絕緣配合第3合系數(shù)要求。答：換流閥避雷器的配置原則與常規(guī)超高壓直流輸電工程類似，另外需要注意的有2個工程問題：①頂端避雷器能量問題。在對應(yīng)閥閉鎖期間，雷器。對于特高壓直流輸電工程，由于采用2個換流器串聯(lián)，因此這種能量增大現(xiàn)象更為明顯。②在發(fā)生上述情況期間，對應(yīng)的閥觸發(fā)成功，將避雷器中通過的電流迅速轉(zhuǎn)移到閥中，因此換流閥的設(shè)計(jì)需要考慮這種工況。簡述典型±800kV也與其基本類似。但特高壓直流因極線運(yùn)行電壓的升高而導(dǎo)致12

圖2-20±800kV流母線避雷器；CB2—上1動單元換流器直流母線避雷器；T—上12脈動單元換流變壓器閥側(cè)避雷器；E2、E11、E12—中性母線小能量避雷器；EM—EL—接地極線路處避雷器；DR—與平波電抗器并聯(lián)的避雷器；A—交流母線避雷器云廣特高壓直流工程換流站的避雷器配置方案如圖221所示，包括的避雷器主要有：為閥避雷器；為極線避雷器；、2為中性母線避雷器；2為上12脈波橋避雷器；1為12脈波橋避雷器；為12脈波橋中點(diǎn)母線避雷器；2為換流變壓器閥側(cè)避雷器；為極母線平波電抗器跨接避雷器。圖2-21云廣特高壓直流工程換流站的避雷器配置方案（一極綜合考慮安裝位置（戶內(nèi)、戶外）、持續(xù)運(yùn)行電壓波形峰值、直流電壓分量、污穢對避雷器瓷或硅橡膠外套電位分布的影響等因素。具體而言，型避雷器在交流一周期中閥不導(dǎo)通時才承受一次換相電壓，因此換相電壓下的平均一周期泄漏電流產(chǎn)生的熱量很小，選荷電率近100%；2避雷器在交流一周期中閥導(dǎo)通時才承受一次較高的電壓，電壓從600k躍變至800k，高電壓持續(xù)時間為10s，因而也可像型避雷器一樣，選較高荷電率（約95%）；、1和1避雷器上為直流電壓疊加12脈動諧波電壓，諧波電壓產(chǎn)生的電流部分通過避雷器電容泄放，尤其是換相過沖，在避雷器閥片上產(chǎn)生的熱量較直流分量小，且這些避雷器裝在閥廳內(nèi)，可不考慮污穢和環(huán)境溫度的影響，也可選較高的荷電率穗東換流站設(shè)有1臺50010k自耦站用變壓器和2臺11010kV站用變壓器作為全站交直流設(shè)備的公用電源。全站設(shè)10臺10k400器，其中每閥組設(shè)2臺10k400干式變壓器作為交流電源，設(shè)2臺10k400干式變壓器作為交直流場設(shè)備的電源。簡述±800kV圖2-22圖2-23圖2-24表2-8答：高壓直流換流站的閥廳是一個全封閉的大尺度屏蔽室，通常具有高達(dá)40d關(guān)斷產(chǎn)生的輻射電磁場被限制在閥廳內(nèi)部，而不造成對閥廳外部敏感設(shè)備的電磁干擾。高壓換流站直流側(cè)的平波電抗器、直流高壓極導(dǎo)線和交流側(cè)換流變壓器交流相導(dǎo)線將分別通過穿墻套管進(jìn)入并與閥廳內(nèi)的換流系統(tǒng)連接。為了確保因穿墻套管通過閥廳而不造成閥廳內(nèi)部的輻射電磁場的外泄，需要在穿墻套管與閥廳金屬板或含屏蔽網(wǎng)的混凝土墻體之間填加封堵材料。封堵材料具有兩個基本功能：①能夠提供滿足要求的電磁屏蔽效能；②具有一定的機(jī)械強(qiáng)度以支撐穿墻套管。由于穿墻套管內(nèi)的導(dǎo)線攜帶相當(dāng)大的工頻電流以及諧波電流，因此，除了要求封堵材料具有良好的屏蔽效能和機(jī)械強(qiáng)度外，還不能因工頻電流和諧波電流產(chǎn)生的渦流損耗過大而產(chǎn)生過熱。③瓷芯支柱復(fù)合絕緣子，即傘裙采用硅橡膠，芯棒選用瓷質(zhì)絕緣子；④瓷絕緣子上涂覆室溫硫化硅橡膠（roomtemperaturevulcanizedsilicon±800kV生。如：瓷質(zhì)絕緣子從掛網(wǎng)運(yùn)行開始，應(yīng)按要求進(jìn)行測零和清掃，運(yùn)行時間超過20年應(yīng)考慮全線進(jìn)行更換；有機(jī)復(fù)合絕緣子掛網(wǎng)運(yùn)行5年后，應(yīng)每2年進(jìn)行抽檢，進(jìn)行機(jī)械強(qiáng)度和憎水性等方面的試驗(yàn)，時間超過10年后的應(yīng)考慮全線更換；玻璃絕緣子在掛網(wǎng)運(yùn)行的2及時更換零值自爆的絕緣子，在污穢較高的地區(qū)應(yīng)定期清掃等。最高污穢等級為級的地區(qū)，設(shè)計(jì)時一般會選擇瓷質(zhì)絕緣子，減少工程造價，但實(shí)際還應(yīng)考慮其海拔高度、運(yùn)行維護(hù)的困難程度等，自然環(huán)境事故。所以，在這類地區(qū)應(yīng)該選擇玻璃絕緣子比較合理，因?yàn)椴ＡЫ^緣子發(fā)生雷擊時不容易掉串，同時，由于級的污穢區(qū)，基本上可以不進(jìn)圖2-25±800kV圖2-26±800kV圖2-27±800kV答：各種高壓絕緣介質(zhì)的一個重要特性是：隨著電極間距離的增加，放電或擊穿電壓的增加呈飽和趨勢。換言之，要保持同樣的絕緣裕度，絕緣尺寸的增大必須超過耐受電壓的增加。在特高壓領(lǐng)域內(nèi)，這一問題更為突出。例如大多數(shù)已建500k直流工程換流變壓器高壓閥側(cè)的操作和雷電沖擊耐受水平分別為1300k和1550k，若800k直流要達(dá)到同樣倍數(shù)（額定電壓的提高倍數(shù)，即8005001.）的絕緣水平，則必須分別達(dá)到2000k和2400k以上的數(shù)值。如此高的絕緣水平將使設(shè)備制造和工程建設(shè)在技術(shù)上遇到極大的困難，在經(jīng)濟(jì)上也不合理。因此，隨著額定電壓的提高，必須相對降低絕緣水平，而云廣直流工程為800k直流，電壓等級為世界直流之最，也需相對降低絕緣水平。便在測量裝置故障時將可能的輸出信號限制在2k之內(nèi)。測量裝置的二次側(cè)電路應(yīng)配備充分的非熔絲類保護(hù)，測量裝置應(yīng)能承受1短路故障電壓。（閥廳內(nèi)）直流電壓比率試驗(yàn)。應(yīng)在額定電壓和0.1絕緣試驗(yàn)。應(yīng)對裝配完整的分壓器進(jìn)行下列絕緣試驗(yàn)：①雷電沖擊耐受電壓試驗(yàn)；②操作沖擊耐受電壓試驗(yàn)；③直流干驗(yàn)；④極性反轉(zhuǎn)及局部放電測量；⑤絕緣試驗(yàn)，雷電沖擊和操作沖擊試驗(yàn)，試驗(yàn)電壓按設(shè)備參數(shù)表選擇，以2.5k工頻試驗(yàn)電壓對低壓側(cè)電路的絕緣進(jìn)行1加壓試驗(yàn)。答：根據(jù)DL/T273—2012《±800kV特高壓直流設(shè)備預(yù)防性試驗(yàn)規(guī)程》，特高壓直流輸電直流電流測量裝置包括油浸式直流電流互感器和表2-9表2-10答：按照GB/T26216.1—2010《高壓直流輸電系統(tǒng)直流電流測量裝置第1部分：電子式直流電流測量裝置》，對于電子式電流測量裝置，d）o）按照GB/T26216.2—2010《高壓直流輸電系統(tǒng)直流電流測量裝置第2部分：電磁式直流電流測量裝置》，電磁式直流電流測量裝置由一次d）h）第三章控制系統(tǒng)答：特高壓直流輸電控制系統(tǒng)滿足IEC60633—1998對直流控制系統(tǒng)的分層結(jié)構(gòu)的定義，即直流控制系統(tǒng)功能可分為AC/DC系統(tǒng)層、區(qū)域圖3-1表3-1±800kV降功能：主要應(yīng)用于整流側(cè)交流系統(tǒng)損失發(fā)電功率或逆變側(cè)交流系統(tǒng)甩負(fù)荷的情況，通過降低系統(tǒng)傳輸功率來最大程度的平衡交流系統(tǒng)的負(fù)荷變化，使交流系統(tǒng)趨于穩(wěn)定答：云廣直流控制系統(tǒng)采用 （workstation）、直流站控（DCSC）、極控（PC）、組控（GC）、交流站控（ACSC）、間隔控制單元（localcontrolinterface）、遠(yuǎn)動控制接站間通信分別由極控（telecontrolcommucation）和直流站控（interstationcommucation）完成。采用選擇輸入邏輯來實(shí)現(xiàn)三個控制器的協(xié)調(diào)配合。三個控制器合用一個調(diào)節(jié)器。整流運(yùn)行時，選取和中的最小值作為調(diào)節(jié)器的輸入。逆變運(yùn)行時，選擇、和中的最大值作為調(diào)節(jié)器的輸入。通過共用同一個調(diào)節(jié)器的方式，當(dāng)有效控制器在電流電壓熄弧角調(diào)節(jié)器之間發(fā)生變化時，這種變化過程是平穩(wěn)的，不會引起觸發(fā)角指令的突變，也不會使輸送的功率產(chǎn)生波動。簡述±800kV答：±800kV云廣特高壓直流輸電系統(tǒng)中，無功功率控制（reactivepowercontrol，RPC）是直流站控系統(tǒng)通過控制交流濾波器自動投退實(shí)現(xiàn)按濾除諧波的最優(yōu)效果進(jìn)行交流濾波器最優(yōu)組合投入。因?yàn)閾Q流器交流側(cè)的電壓和電流均非正弦波，故它們都含有多種諧波分量。波器，以達(dá)到濾除諧波最優(yōu)的效果。保持全站無功功率在規(guī)定范圍之內(nèi)。當(dāng)與交流系統(tǒng)交換的無功扣除下一組預(yù)投入的濾波器無功以及無功裕度（Qsys-Qnext_filter-答：為了實(shí)現(xiàn)直流系統(tǒng)狀態(tài)之間的平穩(wěn)轉(zhuǎn)換及每種狀態(tài)下安全地手動或自動控制，特高壓直流輸電的換流站設(shè)計(jì)有順序控制和聯(lián)鎖系統(tǒng)。順序控制和聯(lián)鎖系統(tǒng)的目標(biāo)是平穩(wěn)地起動和停運(yùn)直流輸電系統(tǒng)以及在各種控制模式和運(yùn)行方式下安全可靠地轉(zhuǎn)換。特高壓直流輸電換流站的順序控制，包括有：①閥組層極的解鎖需要極控系統(tǒng)與閥組控制系統(tǒng)的配合。③雙極層的順序控制，雙極層的順序包括功率翻轉(zhuǎn)順序和直流濾波器的投的控制功能已在直流站控中實(shí)現(xiàn)，因而如上的順序也在直流站控中完成。④站層的順序控制，由直流站控系統(tǒng)完成。OLT等）在極控系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)。換流器層的順序控制在各閥組控制系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn)。直流場的順序控制（如極的連接/隔離等）由直流站控實(shí)現(xiàn)。n極控系統(tǒng)采用切換技術(shù)，2套極控系統(tǒng)中任何時候均只有1后有效信號，與一套極控系統(tǒng)接口；但安全穩(wěn)定裝置輸出的直流調(diào)制信號需對應(yīng)極1和極2的、系統(tǒng)，共4套系統(tǒng)。如圖32所示。天廣直流工程和貴廣直流工程中，安全穩(wěn)定裝置與n直流極控系統(tǒng)接口均采用此方式。圖3-2ABB極控系統(tǒng)未設(shè)切換邏輯，任何時候均只有有效系統(tǒng)對外輸出信號；極控系統(tǒng)還配置了雙極控制子系統(tǒng)（BFTA/BFTB）。因此，安全圖3-3圖3-4（HSNBS）外，為何還需要拉開該極的極線隔離開關(guān)后，會合上高速接地開關(guān)。這種情況下仍然運(yùn)行的健全極也會被保護(hù)76效應(yīng)對健全極的影響，需要同時由保護(hù)拉開高壓線路隔離開關(guān)9。實(shí)際上，該情況在貴廣工程中曾經(jīng)出現(xiàn)過，所以也按同樣的考慮進(jìn)行了修改。不同的是，貴廣工程中拉開9是由直流站控完成的。金屬—大地轉(zhuǎn)換過程中為什么一直要保證有可靠的接地點(diǎn)？在轉(zhuǎn)換過程中應(yīng)該注意什么問題？ABB與Siemens流電壓控制；QPC控制；Gammakick控制。從硬件實(shí)現(xiàn)上，ABB的無功控制在極控系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)，無獨(dú)立的直流站控系統(tǒng)屏；Siemens則由獨(dú)立的從功能上說，的絕對最小濾波器功能對應(yīng)ng，最小濾波器功能對應(yīng)諧波性能，對應(yīng)過電壓控制功能?？刂苾烧呋鞠嗤?。的功能限制換流器與交流系統(tǒng)的無功交換量不超過允許值，通過增大減小點(diǎn)火角熄弧角實(shí)現(xiàn)，類似n的低負(fù)荷無功優(yōu)化功能。的kk功能通過投切濾波器時瞬時增大減小點(diǎn)火角熄弧角控制交流電壓變化量不超過允許值，由于為瞬態(tài)響應(yīng)，對響應(yīng)速度的要求高，的無功控制與極控在一起，實(shí)現(xiàn)起來無困難。n也預(yù)留了該功能的接口，但是由于功能在不同的機(jī)箱實(shí)現(xiàn)，所以該功能實(shí)現(xiàn)相對困難，目前的工程中都未使用。無功控制U當(dāng)直流解鎖運(yùn)行時，如果投入的某小組交流濾波器被保護(hù)跳閘時，RPC如何響應(yīng)？云廣直流站控系統(tǒng)是如何判斷不同的降壓模式的？相比貴廣II答：云廣工程中，在70降壓模式和80降壓模式下有不同的無功配置方案。從控制總線接收的兩個極的電壓如果都大于98n，則認(rèn)為是全壓模式；如果都在（78～82）n內(nèi)，則認(rèn)為是80降壓模式；如果有一極電壓在（68～72）n內(nèi)，則認(rèn)為是70降壓模式。當(dāng)電壓在（82～98）n內(nèi)時，計(jì)算的功率用于無功配置時需要按如下的公式進(jìn)行修正：答：貴廣工程中，采用C 5作為交直流站控系統(tǒng)的平臺。下掛的現(xiàn)場總線從站有400、666和（僅直流站控）。5在與從站通信時，其發(fā)送與接收報文的處理均采用數(shù)據(jù)塊的形式存放，通過站號和固定的偏移很容易地能取到需要的從站的數(shù)據(jù)。由于400和666的報文格式不一樣，如果把400和666放到1段總線上，一塊讀取數(shù)據(jù)，則勢必在功能塊的設(shè)計(jì)上要考慮不同類型站號的偏移，使得功能塊不具有通用性，程序的設(shè)計(jì)也困難很多。但是把400和666分開為兩段，雖然增加了設(shè)備，但是程序的設(shè)計(jì)變得簡單，也更可靠。直流正常運(yùn)行時，如果因?yàn)槟撤N情況濾波器大組失電，為什么此時RPC功能執(zhí)行切除該大組仍在投入位置的小組命令仍起作用？當(dāng)、型交流濾波器小組無功計(jì)算值不在110～270v范圍內(nèi)或型交流濾波器小組無功計(jì)算值不在120～300v范圍內(nèi)，且該小45002計(jì)算得到的結(jié)果代替。4為第四大組交流母線電壓，為小組濾波器額定值。當(dāng)?shù)谒拇蠼M母線電壓故障時，計(jì)算電壓依次選取第三大組＞第二大組＞第一大組母線電壓。正常情況下，交流濾波器的大組母線電壓通過SIMATICTDCIM5模塊傳送至直流站控CPU551模塊。當(dāng)IM5模塊出現(xiàn)測量故障當(dāng)兩套直流站控系統(tǒng)與所有的小組交流濾波器間隔控制單元666連接的現(xiàn)場總線通信故障，或兩套直流站控系統(tǒng)均故障時，將激活后備控制功能，極控接口屏將投入的濾波器組數(shù)上傳至極控，由極控根據(jù)投入的濾波器組數(shù)決定當(dāng)前的電流限制，并開始計(jì)時2h電流限制到最小功率（額定功率的10）。在系統(tǒng)層從主站（楚雄）執(zhí)行極2的金屬返順序時，穗東站有相應(yīng)的MR命令的事件，但是無任何斷路器動作的信息，也無順序故障的事件，是什么原因？備，以達(dá)到確定的狀態(tài)。如果某個斷路器有故障，則順序會停在該處，同時有相應(yīng)的事件提示。因?yàn)楫?dāng)時19在就地，則認(rèn)為這兩個斷路器不可用，所以順序允許位的條件所有斷路器都可用不滿足，從而順序無允許位，該順序就不會執(zhí)行。直流站控執(zhí)行的二進(jìn)制命令（包括雙極層的命令）對穗東站而言，當(dāng)極2單閥組功率在750MW的水平運(yùn)行時，應(yīng)該投入1A+1B就滿足要求，但是實(shí)際情況下經(jīng)常會有2A+1B投入，這是什么原因？答：對于來說，750是個臨界點(diǎn)，此時會出現(xiàn)21的工況，與無功配置表中的標(biāo)準(zhǔn)配置不一致，原因如下：假設(shè)換流器消耗的無功60450v（實(shí)際可能還只有49左右），那么yonv45021021030（）。而ngnnx= 控制位置的選擇遵循什么邏輯？優(yōu)先級如何？在什么情況下，系統(tǒng)層的控制位置會自動切到站層？為什么交流場斷路器的防跳功能在分系統(tǒng)試驗(yàn)階段發(fā)現(xiàn)不起作用？有什么解決辦法？答：500k交流場串上的斷路器與濾波器小組的斷路器存在同樣的問題。查看斷路器的原理接線圖，發(fā)現(xiàn)斷路器操作回路的正電源經(jīng)過來自666的連鎖（）接點(diǎn)后接到防跳繼電器上。試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)666的連鎖接點(diǎn)存在暫時的返回現(xiàn)象是防跳回路不起作用的根本原因。經(jīng)過檢查，666的軟件中，其的輸出判斷邏輯除關(guān)聯(lián)了正常的連鎖條件（該條件在試驗(yàn)中一直滿足）外，還關(guān)聯(lián)斷路器過程中，繼電器一直失磁，造成防跳繼電器不起作用。斷路器操作到位后則重新勵磁。考慮到交流場的斷路器合閘時間不超過30，所以把的輸出增加一個40的延時邏輯應(yīng)該能躲過斷路器的中間狀態(tài)。經(jīng)過驗(yàn)證，證明修改是合理和可靠的，目前防跳功能已經(jīng)正常。穗東站P2G2連到第2串的C間隔，當(dāng)執(zhí)行停運(yùn)→備用的順序時，斷路器的操作順序如何？備用→停運(yùn)的順序又會如何？穗東站P2G2連到第2串的C間隔，當(dāng)執(zhí)行備用→閉鎖的順序時，斷路器的操作順序如何？閉鎖→備用的順序又會如何？與完整串相比，不完整串間隔的控制與處理是如何考慮的？目前的設(shè)計(jì)有何優(yōu)點(diǎn)？答：穗東站500k交流場共有3個不完整間隔：2002.，2003.，2008.。以2002.為例，其間隔的斷路器0、隔離開關(guān)61及接地開關(guān)51，間隔的隔離開關(guān)6、接地開關(guān)52與53均為將來的設(shè)備。在硬件設(shè)計(jì)上，考慮對應(yīng)原則，把間隔的51的狀態(tài)就地信號連到本間隔的5253和間隔的51作為其狀態(tài)指示；間隔的斷路器0的狀態(tài)就地信號連到間隔的斷路器作為其狀態(tài)指示；間隔的隔離開關(guān)1的狀態(tài)就地信號連到6及間隔的61作為其狀態(tài)指示。但是，其命令的接線不同，間隔的1、51和0的命令懸空，而把間隔的61、51和的命令送到間隔的對應(yīng)設(shè)備。這種設(shè)計(jì)保證將來擴(kuò)展時方便簡單，不需要對帶電間隔停電，而且交流站控的開關(guān)連鎖邏輯、_nb邏輯均不用修改，只是需要設(shè)置一個軟開關(guān)，當(dāng)其擴(kuò)建前打到0，同時間隔開關(guān)設(shè)備的連鎖允許位等送間隔開關(guān)的對應(yīng)字，其他邏輯無須任何修改。對極1高端閥組和極1低端閥組而言，其交流側(cè)原邊均有2個接地開關(guān)Q53和Q54，那么交流側(cè)接地和不接地的邏輯分別是如何考慮的？與6MD66中的邏輯是否相同？在執(zhí)行接地←→停運(yùn)的順序操作的操作順序如何？答：交直流站控系統(tǒng)均為冗余的系統(tǒng)，通過每個屏上安裝的模塊來進(jìn)行主從系統(tǒng)的切換。可以自動切換，也可以通過屏上的手動切換按鈕來手動切換。自動切換由軟件來判斷，切換遵循一定的原則，即系統(tǒng)軟件考慮把檢測到的系統(tǒng)故障按輕別比主系統(tǒng)輕微的從系統(tǒng)去。就地控制裝置6MD就地控制裝置6MD就地控制裝置6MD就地控制裝置6MD答：3路電流、4路電壓、2云廣工程穗東站中，所有6MD共組建了幾個IRC（也叫IDC）網(wǎng)絡(luò)？分別是哪些屏柜上的6MD？云廣工程中，直流場就地控制裝置6MD的兩個現(xiàn)場總線接口與交流場的有什么不同？就地控制裝置6MD當(dāng)直流站控的兩套系統(tǒng)都不能和交流濾波器就地控制裝置6MD通信時，在后臺能否看到交流濾波器場的狀態(tài)？原因是什么？就地控制裝置6MD簡述某開入信號在從6MD到SER路的狀態(tài)變化答：某一開入信號在就地控制裝置6中配置為低電平有效，送做邏輯處理，同時也當(dāng)做事件上送。當(dāng)該信號有高電平時，在裝置前面板的開入列表中可以看到對應(yīng)該信號有一個叉號（叉號表示有高電位，沒有叉號表示低電位）；在中該信號的狀態(tài)為0（1、0態(tài)）；在后臺會有該事件O的狀態(tài)產(chǎn)生。就地控制裝置6MD裝置液晶面板中可以查看自身記錄的事件，那么6MD裝置可以保存多少條事件？如果超過事件的上限，應(yīng)如何處理？就地控制裝置6MD裝置的前面板上有14個LED燈，分別可配置給不同的信號，那么第2、3、4、5、6號燈分別代表什么含義？答：2就地控制裝置6MD當(dāng)6MD在6MD裝置的前面板上有一些功能鍵和數(shù)字鍵，可以實(shí)現(xiàn)一些快捷操作。那么，要從面板上看開入的狀態(tài)的快捷操作是什么組合？富。該硬件平臺采用64位底板總線，64位RISCCPU模板，通用機(jī)架集成電源（可更換，具有冷卻及監(jiān)控功能），共21個插槽，可滿足多達(dá)圖3-5云廣特高壓直流輸電極控系統(tǒng)按功能可以分為哪幾層，各層的主要功能是什么，每層間主要交換什么信號？答：各閥組都可單獨(dú)選擇解鎖閉鎖運(yùn)行方式，但要確保兩站的解鎖路中隔離出來。當(dāng)換流站的一極中只有一個閥組準(zhǔn)備解鎖時，相鄰閥組的旁路斷路器或旁路隔離開關(guān)必須先閉合；如果極的兩個閥組都要解鎖，兩閥組的旁路斷路器和旁路隔離開關(guān)都必須先斷開。圖3-6答：在云廣工程中，投入第二個閥組的控制順序如下：運(yùn)行人員在I工作站上操作，將要投入的閥組由備用狀態(tài)帶到閉鎖狀態(tài)；若閥組順序控制在自動模式下，閥組控制系統(tǒng)會自動合上隔離隔離開關(guān)1、2和旁路斷路器9，并拉開旁路隔離開關(guān)3，將直流電流轉(zhuǎn)移至93在的支路上；整流側(cè)先于逆變側(cè)解鎖，閥控系統(tǒng)在收到解鎖命令后，立即發(fā)出打開高速旁路斷路器93的命令，隨后高速旁路斷路器觸點(diǎn)開始分離，30s左右時向閥控系統(tǒng)發(fā)送回檢信號，閥控系統(tǒng)在收到回檢信號后，經(jīng)過10s延時發(fā)出釋放觸發(fā)脈沖信號，并將觸發(fā)角限制在70約6s，之后取消觸發(fā)角限制，整流側(cè)轉(zhuǎn)為定電流控制，電流控制器起作用。逆變側(cè)在整流側(cè)解鎖后10s向閥控系統(tǒng)發(fā)出解鎖命令，此后的控制建議解鎖第二個閥組。答：云廣工程切除第一個閥組的控制順序如下：在收到閉鎖信號后，逆變側(cè)預(yù)選擇待切除的閥組先將觸發(fā)角移至90，使直流電壓迅速下降，若沒有禁止投旁通對信號，20s后將旁通對投入，待直流電壓下降至0.1（標(biāo)幺值）后發(fā)閉合高速旁路斷路器命令，在要切除的閥組被旁路后封觸發(fā)脈沖。在逆變側(cè)動作10s后整流側(cè)將觸發(fā)角移至90閉鎖信號無法送往對站，對站只能靠直流低電壓保護(hù)跳相應(yīng)閥組。站控級通信正常時，一極的雙閥組、第一個閥組、第二個閥組在整流側(cè)和逆變側(cè)的解鎖順序是怎樣的？站控級通信異常時，一極的第一個閥組、第二個閥組在整流側(cè)和逆變側(cè)的解鎖順序是怎樣的？通信正常時，一極的雙閥組、第一個閥組、第二個閥組在整流側(cè)和逆變側(cè)的順序閉鎖是怎樣的？通信異常時，一極的雙閥組、第一個閥組、第二個閥組在整流側(cè)和逆變側(cè)的順序閉鎖是怎么樣？答：（1）簡述云廣特高壓直流工程的緊急停運(yùn)（ESOF）整流站和逆變站閥組控制策略的不同之處：整流站在跳進(jìn)線斷路器的同時投入閥組旁通對、發(fā)出合旁路斷路器的指令；逆變站跳進(jìn)線斷路器的同時發(fā)請求信號給整流站，延時20s后投入旁通對，直流電壓降到10發(fā)出合旁路斷路器的指令。延時20s云廣特高壓直流輸電系統(tǒng)的緊急停運(yùn)（ESOF）順序的啟動可以分為哪幾種情況？由直流極閥組保護(hù)系統(tǒng)、換流變保護(hù)系統(tǒng)、系統(tǒng)、閥冷系統(tǒng)、火災(zāi)系統(tǒng)、運(yùn)行人員緊急停機(jī)按鈕等啟動的緊急停運(yùn)，這些系統(tǒng)閥組控制系統(tǒng)啟動順序。此時控制系統(tǒng)不需要發(fā)出進(jìn)線斷路器跳閘指令。圖3-7答：閥組控制系統(tǒng)對高速旁路斷路器93的分合操作有兩種控制途徑：①接收到運(yùn)行人員在人機(jī)界面下發(fā)的分合指令后，閥組控制系統(tǒng)通過現(xiàn)場總線驅(qū)動就地接口裝置執(zhí)行。②在閥組的解鎖和停運(yùn)順序中通過控制回路直接控制其分合?？刂苹芈啡鐖D37所示，9的合閘回路包括由兩個繼電器（見圖中411D、421）動斷觸點(diǎn)串聯(lián)后的出口回路，這兩個繼電器分別由兩套冗余的控制系統(tǒng)切換邏輯（）模塊的O信號驅(qū)動。當(dāng)兩套控制系統(tǒng)均故障，或模塊處于手動模式且主系統(tǒng)發(fā)生故障時，O”93的合閘回路接通。這種設(shè)計(jì)保證了閥組控制系統(tǒng)軟硬件故障導(dǎo)致本閥組失去控制時能夠可靠的合上旁路斷路器，隔離故障閥組，降低停運(yùn)健康閥組的風(fēng)險。答：閥組在備用、停運(yùn)或接地狀態(tài)，且同極另一閥組為解鎖或空載加壓試驗(yàn)（openlinetests，OTL）旁通對與旁通路有什么區(qū)別電流平衡控制（CBC）答：電流平衡控制功能（currentbalancecontrol，CBC）利用兩極間電流差信號去控制每極電流，使兩極電流相等，使接地極電流為零，它特高壓直流輸電控制系統(tǒng)低壓限流（VDCL）角度控制是一種標(biāo)準(zhǔn)的分接頭控制模式，整流側(cè)為控制，逆變側(cè)為控制。當(dāng)極解鎖后，如果運(yùn)行人員選擇了角度控制，則該控制起作用。整流側(cè)a控制使觸發(fā)角在12.5～17.5之間，逆變側(cè)控制使熄弧角在12.5～21.5作。為了避免快速響應(yīng)，實(shí)際測量到的角度要經(jīng)過500s的平滑濾波。圖3-8角＞17.5，發(fā)出升分接開關(guān)擋位命令來降低換流變壓器閥側(cè)電壓；如果觸發(fā)角＜12.5，發(fā)出降分接開關(guān)擋位命令用以提高換流變壓器閥側(cè)電壓。當(dāng)穗東換流站分接開關(guān)處于角度控制模式時，如果熄弧角＞21.5，發(fā)出升分接開關(guān)擋位命令來降低換流變壓器閥側(cè)電壓；如果熄弧角＜17.5了避免快速響應(yīng)，實(shí)際測量到的觸發(fā)角或熄弧角要經(jīng)過500s的平滑濾波。答：極控系統(tǒng)需要考慮各種電流限制條件，并根據(jù)允許的最大電流值計(jì)算極的功率傳輸能力。電流限制主要是根據(jù)主設(shè)備的過負(fù)荷能力計(jì)算最大允許電流值，并與對站最大電流進(jìn)行協(xié)調(diào)計(jì)算。極電流限制就是從系統(tǒng)主設(shè)備的過負(fù)荷能力、可用交流濾波器數(shù)計(jì)算的電流限制值、穩(wěn)定控制中的功率限制計(jì)算的電流限制值、直流保護(hù)請求的電流限制值、（thofqune）順序電流限制值、降壓運(yùn)行的電流限制值、功率反轉(zhuǎn)的電流限制值、站間通信失敗后的電流限制值、解鎖閉鎖過程中的電流限制值、運(yùn)行人員設(shè)定的電流限制值、對站的電流限制值中選取的最小電流值。用來限制極控系統(tǒng)中控制用的電流參考值。圖3-9特高壓直流的極間功率轉(zhuǎn)移（PPT）當(dāng)一個極運(yùn)行于雙極功率控制模式而另一極運(yùn)行于電流控制模式時，由于運(yùn)行于電流控制模式的極的電流參考值和運(yùn)行于功率控制一極送過來的功率值后除以本極直流電壓轉(zhuǎn)換成電流指令后加到本極根據(jù)功率參考值計(jì)算的電流指令上。運(yùn)行人員可以啟動和停止空載升壓電壓的上升和下降，可以選擇降壓運(yùn)行的電壓等級標(biāo)幺值為0.7或0.8。單閥組運(yùn)行沒有降壓模式。電壓參考值主要用于解鎖，空載升壓，直流線路故障恢復(fù)和低負(fù)荷無功優(yōu)化功能控制。對于整流側(cè)電壓參考值，機(jī)箱上電后就會以固定的斜率上升到設(shè)定的電壓參考值，對于逆變側(cè)電壓參考值，是快速2%，極解鎖后以很快的速度上升到參考值。電壓公共路N600兩點(diǎn)接地有什么危害答：《電力系統(tǒng)繼電保護(hù)及安全自動裝置反事故措施要點(diǎn)》中有規(guī)定：經(jīng)控制室零相小母線（600）應(yīng)在控制室將600一點(diǎn)接地，各電壓互感器（）二次中性點(diǎn)在開關(guān)場接地點(diǎn)應(yīng)斷開；為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的斷路器或接觸器等。電壓公共路N600兩點(diǎn)接地有哪些查找方法電流法在第一種方法的基礎(chǔ)上確認(rèn)有兩點(diǎn)接地后，可用電流法來排除接地點(diǎn)具體在哪條支路上。一般地，600公共回路在列屏上將各電壓等級聯(lián)結(jié)起來，因此，可用高精度鉗形表在切換并列屏上查看600各支路的電流，若哪條支路的電流等于600的接地電流時，可初步確定該支路有另一個600接地點(diǎn)。簡述±800kV圖3-10閥組定義狀態(tài)間的轉(zhuǎn)換關(guān)系表3-2閥組運(yùn)行狀態(tài)的定義注1—符合/投入/合上/運(yùn)行；0—不符合/退出/斷開/停運(yùn)；X—解鎖時按最小濾波器配置，即首先投入11型交流濾波器小組（雙極雙脈動標(biāo)幺值為0.7和0.8電壓模式下首先投入111），接下來根據(jù)不同模式下的直流負(fù)荷水平投——濾波器（不一定在、全部投完再投），、、三種類型濾波器全部投完后，最后再投型濾波器。先投后退（在退出一組濾波器之前應(yīng)先投入一組，以免濾波器不夠而限致功率）表3-3擊，有可能導(dǎo)致保護(hù)裝置誤動作，給設(shè)備和系統(tǒng)帶來很大危害。分合閘控制（pointonwave，POW）裝置作為合閘角控制裝置，主要用于控制第四章保護(hù)系統(tǒng)云廣直流工程中，直流保護(hù)系統(tǒng)與極控系統(tǒng)之間怎樣進(jìn)行數(shù)據(jù)傳輸？與貴廣直流工答：I總線可以實(shí)現(xiàn)直流保護(hù)與極控系統(tǒng)之間循環(huán)的、點(diǎn)對點(diǎn)的數(shù)據(jù)傳輸，同時對數(shù)據(jù)傳輸過程進(jìn)行監(jiān)視。每塊有4個雙向傳輸光纖通道，每個光纖通道最多可傳送25516位的數(shù)據(jù)量。云廣直流中，除現(xiàn)場總線外，直流保護(hù)與極控系統(tǒng)之間的數(shù)據(jù)大多通過總線進(jìn)行交換，僅有少量數(shù)據(jù)通過電纜硬接線的方式傳輸；貴廣直流中，直流保護(hù)與極控系統(tǒng)之間除現(xiàn)場總線外，其余數(shù)據(jù)均通過硬接線傳輸。如下：若單個測量值偏離正常值且超過保護(hù)定值，保護(hù)功能模塊中的跳閘計(jì)數(shù)器開始計(jì)數(shù)。在跳閘出口前的可調(diào)時間內(nèi)（如3），保護(hù)功能切換至備用總線。切換至備用總線后，直流保護(hù)系統(tǒng)將保持在備用總線上運(yùn)行至少5，5后若優(yōu)先總線無故障，則保護(hù)系統(tǒng)切換回優(yōu)先總線。如果在10內(nèi)預(yù)告警再次發(fā)生，保護(hù)系統(tǒng)將再次切換至備用總線，此時優(yōu)先總線將被定義為故障總線。特高壓直流保護(hù)動作策略有哪些？與±500kV直流系統(tǒng)再啟動。為了減少直流系統(tǒng)停運(yùn)次數(shù)，在直流線路發(fā)生閃絡(luò)故障時，直流線路保護(hù)動作，啟動直流系統(tǒng)再啟動程序：將整流器觸發(fā)角迅速增大到120～150短路弧道去游離后，再將整流器的觸發(fā)角按一定速率迅速減小，使直流系統(tǒng)恢復(fù)正常運(yùn)行。簡述特高壓直流保護(hù)系統(tǒng)SIMATICTDC答：云廣特高壓直流保護(hù)系統(tǒng)SIMATICTDC裝置由機(jī)架、CPU單元、信號模塊SM500、通信模塊CP50M1/CP51M1、程序存儲卡、接口卡通信模塊CP50M1帶有2個PROFIBUSDP/MPI接口，并具有通信緩存功能；CP51M1模塊提供一個工業(yè)以太網(wǎng)接口，具有通信緩存功CPU接口卡SM128V提供兩路光通道，主要用于暫態(tài)故障錄波（TFR），TFRODMICH以及多功能接口模塊MFI云廣直流TDC請說明云廣直流后備差動保護(hù)（87DCB）圖4-1直流后備差動保護(hù)（87DCB）山東科匯21輸電線路行波測距裝置。整個系統(tǒng)為雙端測距系統(tǒng)：在直流線路的兩端各安裝了一臺同步時鐘，一臺21測距裝置及機(jī)。21輸電線路行波測距裝置由一塊板、一塊板、四塊板及電源板等組成，采用插件式結(jié)構(gòu)，其中M插件做功能擴(kuò)展時使用，24路電流變換器置入裝置內(nèi)部。控制按鍵、顯示器、指示燈裝于裝置的前面板上；2路開關(guān)量輸入、2路開關(guān)量輸出、24路電流輸入端子排以及與機(jī)、S同步時鐘的接口插座等置于裝置的后面板上。計(jì)數(shù)2次，段告警；累計(jì)計(jì)數(shù)11次，前兩段保護(hù)啟動告警音響、事件記錄。段根據(jù)電流值大小分兩種不同的動作后果，當(dāng)＜100時拉開直流濾波器的高壓側(cè)隔離開關(guān)，當(dāng)＞100時啟動極、跳開交流開關(guān)、拉開直流濾波器高壓隔離開關(guān)，事故音響、事件記錄、故障錄波。檢查保護(hù)連接片投退是否正確（尤其是OUTreleasetoPGC連接片正常均應(yīng)投入）答：（1）硬件配置的區(qū)別：貴廣直流采用的是SIMADYND系統(tǒng)，云廣直流采用的是更為先進(jìn)的SIMATICTDC系統(tǒng)，功能更為強(qiáng)大，運(yùn)保護(hù)屏柜配置不同：貴廣直流采用的SIMADYND系統(tǒng)相對于SIMATICTDC如何判斷直流保護(hù)系統(tǒng)中TDM閃爍，光通信子單元直流保護(hù)系統(tǒng)中MFI同一直流保護(hù)屏內(nèi)極保護(hù)的TDM總線發(fā)生切換時，直流濾波器保護(hù)的TDM總線是否同時切換？答：在護(hù)監(jiān)測到極保護(hù)使用的采樣值異常時，直流極保護(hù)的總線發(fā)生切換，直流濾波器保護(hù)的總線因采樣值無異常不切換。只有當(dāng)直流濾波器保護(hù)監(jiān)測到其所使用的采樣值異常時，總線才發(fā)生切換。簡述TDC裝置CPU板卡的LED5X7所有35顯示為被標(biāo)記，則該任務(wù)會被重新開始；無數(shù)據(jù)緩沖空間，任務(wù)被旁路（屏蔽）；軟件狗，如果基準(zhǔn)采樣時間連續(xù)4次未執(zhí)行，則基準(zhǔn)采樣周期會被初始化。與貴廣直流相比，云廣直流在直流保護(hù)邏輯中更多采用了浮動定值與門檻定值相結(jié)合的方式，這樣做有什么優(yōu)缺點(diǎn)？答：①大差動保護(hù)（87）；②小差動保護(hù)（87）；③引線差動保護(hù)（87）；④零序差動保護(hù)（87）；⑤阻抗保護(hù)（21）；⑥引線過電流保護(hù)（50）；⑦引線零流保護(hù)（50）；⑧引線過電壓保護(hù)（59）；⑨換流變壓器過電流保護(hù)（50）；⑩過負(fù)荷保護(hù)；零序過電流保護(hù)（50）；零序過電壓保護(hù)（59）過勵磁保護(hù)（24）零序差動保護(hù)（87）繞組差動保護(hù)（87）。換流器斷路器保護(hù)（角側(cè)）87CSD和換流器斷路器保護(hù)（星側(cè)）87CSY保護(hù)對于整流側(cè)和逆變側(cè)分別主要針對哪些故障？簡述直流線路電流產(chǎn)生100Hz簡述直流線路100Hz保護(hù)81DC-100Hz答：對于異常導(dǎo)致的閥觸發(fā)異常，可以通過切換極控系統(tǒng)消除。切換極控系統(tǒng)后若仍有100分量，則排除故障的可能性，100z第段動作，降低直流輸送功率，利于直流系統(tǒng)恢復(fù)。若降低功率后100分量仍然存在，為了保護(hù)直流設(shè)備及交流系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，需要閉鎖直流。南方電網(wǎng)改進(jìn)后的直流100保護(hù)主要作為交流故障的后備保護(hù)，與交流系統(tǒng)的距離段的動作時間配合，動作延時延長到3s，同時取消降功率段。請說明云廣直流保護(hù)“TESTMODE”答：“TESTMODE”切換把手用來將保護(hù)系統(tǒng)退出運(yùn)行，進(jìn)入測試模式。直流保護(hù)系統(tǒng)分為系統(tǒng)1、系統(tǒng)2、系統(tǒng)3，3套系統(tǒng)共用兩套“三取二”單元（分別位于系統(tǒng)1和系統(tǒng)2），當(dāng)其中一套系統(tǒng)切至“TESTMODE”，該系統(tǒng)退出運(yùn)行，進(jìn)入測試模式，系統(tǒng)可以單獨(dú)出口，以方便進(jìn)行保護(hù)測試。另外兩套系統(tǒng)正常運(yùn)行，并自動轉(zhuǎn)為“二取一”。同時當(dāng)切換把手切至“TESTMODE”，給極控系統(tǒng)發(fā)送該系統(tǒng)異常信號，啟動SER信高壓直流線路行波保護(hù)WFPDL檢測到這一狀態(tài)。如果電壓的變化率（電壓的變化量掃描時間）以及電壓的變化幅度（電壓的變化量在大于掃描時間的一個固定時間間隔）線路接地故障。答：云廣直流大組濾波器連線保護(hù)采用完全冗余的配置方案，皆有兩套保護(hù)系統(tǒng)，分別配置了差動保護(hù)、過電流保護(hù)和過電壓保護(hù)。其中差動保護(hù)所用電氣量由大組母線上兩個也取自大組母線上兩個交流濾波器組、并聯(lián)電容器組造成損壞的嚴(yán)重的交流持續(xù)過電壓。保護(hù)只設(shè)一段，并出口跳閘。答：正常運(yùn)行時旁通閥不導(dǎo)通，當(dāng)發(fā)生故障時，旁通閥導(dǎo)通，起保護(hù)主閥的作用；目前普遍采用由晶閘管構(gòu)成的換流器，用接在交流端同一相的上下兩閥同時觸發(fā)導(dǎo)通來代替旁通閥，稱為旁通對，1和4，3和6，2和5到旁通對，盡量減少故障閥中流過直流故障電流的時間。逆變器發(fā)生換相失敗會形成直流母線暫時短路，引起直流電流上升，整流側(cè)電流調(diào)節(jié)器增大觸發(fā)角以限制直流電流，此時整流器將無功消耗也為零，結(jié)果使濾波器和無功補(bǔ)償裝置發(fā)出的無功功率流入交流系統(tǒng)，導(dǎo)致交流系統(tǒng)電壓升高。圖4-2云廣特高壓極保護(hù)開出命令路是如何構(gòu)成的答：云廣工程每個閥組均配置有獨(dú)立的閥組保護(hù)、閥組控制、極保護(hù)和極控系統(tǒng)。每個閥組均配置有一面閥組保護(hù)接口屏用來完成外部信號匯總、保護(hù)動作信號與直流開關(guān)、隔離開關(guān)跳合閘回路連接。極保護(hù)動作后，通過閥組保護(hù)接口屏的硬件回路將命令傳送至現(xiàn)場操作箱，完成一次設(shè)備的操作。目前，云廣工程中每個極的極保護(hù)只能通過低端閥組保護(hù)接口屏的硬件回來實(shí)現(xiàn)中性母線開關(guān)開關(guān)、高壓直流線路隔離開關(guān)及直流濾波器高壓隔離開關(guān)控制，而高端閥組保護(hù)接口屏中不具備對上述直流場開關(guān)控制回路。云廣特高壓直流測量系統(tǒng)傳輸路是如何構(gòu)成的每極冗余配置了極測量系統(tǒng)，用于測量d、d、d1、d2、d、d_op、d_op、d_op、d、、、等直流量的測量。通過總線送至極控系統(tǒng)和極保護(hù)系統(tǒng)。高壓直流輸電線路對地短路后整流側(cè)和逆變側(cè)直流電壓和直流電流變化有什么特點(diǎn)？組緊急停運(yùn)（）。類似的，當(dāng)交流場系統(tǒng)只有一條線路與換流站閥組交換功率時，該線路在交流站控中被判為最后線路，最后線路發(fā)生跳閘將觸發(fā)雙極四閥組緊急停運(yùn)（）。第五章監(jiān)測計(jì)量與通信系統(tǒng)請列舉云廣特高壓直流穗東站的LAN答：穗東站內(nèi)LAN網(wǎng)分為LAN1、LAN2、LAN3和XJLAN1、XJLAN2五個網(wǎng)段，其中LAN1、LAN2為冗余配置。LAN1、LAN2是主監(jiān)控系統(tǒng)的通信網(wǎng)段，LAN3是輔助監(jiān)控系統(tǒng)的通信網(wǎng)段，XJLAN1、XJLAN2是配合許繼集團(tuán)監(jiān)視工作站使用的網(wǎng)段。站與站、站與調(diào)度之間802.3的CSMA/CD（carriersensemultipleaccess/collisiondetection，具有沖突檢測的載波監(jiān)聽多路訪問）介質(zhì)訪問控制協(xié)議進(jìn)行通信，所有節(jié)點(diǎn)內(nèi)的時鐘信號分配器SICLOCKTC400、脈沖轉(zhuǎn)換器等設(shè)備；③輔控樓1樓和各個繼保室等接收通信屏主時鐘信號需要的光電轉(zhuǎn)換器。時鐘系統(tǒng)2給LAN2送時鐘信號；如果時鐘系統(tǒng)1的時鐘信號分配器SICLOCKTC400不能從它所連的GPS接收天線裝置獲取信號，它就會停止發(fā)送分鐘脈沖、DCF77報文和SNTP幀信號，此時主時鐘系統(tǒng)2負(fù)責(zé)同步功能；如果主時鐘系統(tǒng)2的時鐘信號分配器SICLOCKTC40也不能接收GPS表5-1GPS答：現(xiàn)場總線是一種應(yīng)用于生產(chǎn)現(xiàn)場，在現(xiàn)場設(shè)備之間、現(xiàn)場設(shè)備與控制裝置之間實(shí)行雙向、串行、多節(jié)點(diǎn)數(shù)字通信的技術(shù)。穗東換流站的各部分現(xiàn)場總線系統(tǒng)均為單主站的主從通信結(jié)構(gòu)的總線。穗東站有9個冗余的總線系統(tǒng)：每極極控有一套冗余系統(tǒng)；每個高、低端閥組有一套冗余系統(tǒng)；交流站控一套冗余系統(tǒng)，直流站控有兩套冗余系統(tǒng)。通過從站上的看門狗定時器進(jìn)行監(jiān)視（主站和傳輸線路故障）通過混合介質(zhì)進(jìn)行數(shù)據(jù)交換（光電傳輸技術(shù)）答：（1）系統(tǒng)1和系統(tǒng)2主站分別接到兩條現(xiàn)場總線，兩條總線不分主次。每個從站模塊有兩個現(xiàn)場總線接口分別接到兩條現(xiàn)場總線。系統(tǒng)1和系統(tǒng)2系統(tǒng)1和系統(tǒng)2答：穗東站采用20202000型系統(tǒng)調(diào)度電話程控交換機(jī)實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)度通信和站內(nèi)通信，其經(jīng)3個1接口和相應(yīng)光纖電路與系統(tǒng)組網(wǎng)，與花都變電站調(diào)度交換機(jī)采用2中繼相連，經(jīng)傳輸網(wǎng)南網(wǎng)主干網(wǎng)網(wǎng)傳輸，與廣東中調(diào)調(diào)度交換機(jī)采用2M中繼相連，經(jīng)廣東省骨干網(wǎng)傳輸，與超高壓廣州局行政交換機(jī)采用2中繼相連，經(jīng)南網(wǎng)主干網(wǎng)網(wǎng)傳輸。20202000交換機(jī)是一個全功能數(shù)字交換平臺，提供一整套功能如前轉(zhuǎn)、呼叫等待、回叫、會議、免打擾、轉(zhuǎn)移等，除常規(guī)的功能外，2020 2000還提供自己獨(dú)特功能，如增強(qiáng)512方會議能力、光接口遠(yuǎn)端模塊、計(jì)算機(jī)電話集成（）鏈路等能；2020混合了多種技術(shù)，例如脈沖編碼調(diào)制（），時分復(fù)用（）交換和完全無阻塞，并且支持北美u律和律編碼。程控交換設(shè)備連接圖如圖51所示。圖5-1簡述云廣特高壓直流穗東站遠(yuǎn)動裝置RCI答：遠(yuǎn)動裝置（oeonolne）屬于整個南網(wǎng)直調(diào)系統(tǒng)的一個終端，是實(shí)現(xiàn)穗東站控制保護(hù)系統(tǒng)與上級調(diào)度能量管理系統(tǒng)之間信息傳遞的接口設(shè)備，其主要功能就是預(yù)處理來自站內(nèi)和站外的數(shù)據(jù)，提供內(nèi)外通信協(xié)議和數(shù)據(jù)格式的轉(zhuǎn)換，協(xié)助南網(wǎng)總調(diào)或南網(wǎng)備調(diào)實(shí)現(xiàn)對穗東站的監(jiān)視和控制功能，以及廣東省調(diào)對穗東站的監(jiān)視功能。RCI答：RCI串口通信采用IEC60870-5-101（遠(yuǎn)動設(shè)備及系統(tǒng)第5-101部分）協(xié)議。串口通信是通過MODEM連接到總調(diào)，系統(tǒng)圖如圖5-2電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)采用IEC60870-5-104（遠(yuǎn)動設(shè)備及系統(tǒng)第5-104部分）協(xié)議。通過路由器連接到總調(diào)，系統(tǒng)圖如圖5-3圖5-2IEC60870-5-101圖5-3IEC60870-5-104站間保護(hù)和直流站控分別獨(dú)立配置冗余的通信通道。兩站極控和直流保護(hù)設(shè)備之間均按極交換信息，兩站換流器層的控制保護(hù)之間不設(shè)獨(dú)立的站間通信。DUST直流線路差動保護(hù)功能（后備功能）云廣工程中的6MD66內(nèi)部繼電器通信（IRC）IRC網(wǎng)絡(luò)中用到的光電轉(zhuǎn)換模塊為什么不能用光纖鏈接模塊（OLM）?當(dāng)前的設(shè)計(jì)還存在哪些需要改進(jìn)的地方？答：交流濾波器和直流場的網(wǎng)絡(luò)是光電混合式網(wǎng)絡(luò)，分系統(tǒng)調(diào)試期間發(fā)現(xiàn)交流濾波器場的網(wǎng)絡(luò)一直不通，檢查連接沒有問題。后來發(fā)現(xiàn)光電轉(zhuǎn)換的模塊用的是，它用于pobu總線網(wǎng)絡(luò)的光電轉(zhuǎn)換，采用的是協(xié)議；而通信采用的是普通的485通信協(xié)議，所以導(dǎo)致整個網(wǎng)絡(luò)的故障。經(jīng)過選擇，應(yīng)該采用485轉(zhuǎn)換模塊75661，更換后交流濾波器和直流場的網(wǎng)絡(luò)均正常。主/輔控樓的站用電接口屏與SER屏的現(xiàn)場總線通信的原連接在調(diào)試階段進(jìn)行了優(yōu)化修改，是基于什么考慮？維護(hù)中應(yīng)注意的問題？答：主控樓：原來的設(shè)計(jì)是從交流站控屏的p：171出發(fā)，先連接極1低端設(shè)備