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1、 ICS 29.240.30 CCS F20/29 T/XDHX 0032023 湖南 220 千伏及以上电网规划设计技术导则 The guide of planning and design of Hunan 220 kV and above power network 2023-07-05 发布 2023-07-05 实施 湖南省电力行业协会 发 布 团 体 标 准 T/XDHX 0032023 I 目次 前言.II 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.1 4 总则.2 5 规划设计的一般技术原则.3 6 特高压电网.4 7 500 kV 电网.4 8 220kV 电网.
2、6 9 电缆通道.8 10 用户及电源接入.8 11 系统二次.9 12 智能化.11 13 环境评价.11 14 差异化规划.11 附录 A（资料性）220 kV 及 500 kV 架空线路持续极限输送容量.13 附录 B（资料性）220 kV 典型供电模式.14 T/XDHX 0032023 II 前言 本文件按照GB/T 1.12020标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则和湖南省电力行业协会团体标准管理办法（试行）的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由湖南省电力行业协会提出、解释并归口。本文件起起草单位：国网湖南省电
3、力有限公司发展策划部、国网湖南省电力有限公司经济技术研究院、湖南经研电力设计有限公司。本文件主要起草人：张文磊、李梦骄、章德、禹海峰、王灿林、杨高才、朱思睿、张睿琪、苏筱凡、蒋诗谣、王璐、谢宇峥、蒋星、秦旷、周雨桦、贺思婧、文汀、谭祖贶、谭丽平、罗华伟、吴昌龙、傅宇航、贺丽、张惠芳、徐妍芬、李琴、肖雅元。本文件首次发布。本文件在执行过程中的意见或建议反馈至湖南省电力行业协会协会管理部。T/XDHX 0032023 1 湖南 220 千伏及以上电网规划设计技术导则 1 范围 本文件规定了湖南220 kV及以上电网规划设计的主要技术原则。本文件适用于国网湖南省电力有限公司经营区域内220 kV及以
4、上电压等级电网的规划设计。2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 1094.7 电力变压器 第7部分：油浸式电力变压器负载导则 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 19963.1 风电场接入电力系统技术规定 GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB/T 29328 重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范 GB/T 30155 智能变电站技术导则 GB/T 36547 电
5、化学储能系统接入电网技术规定 GB 38755 电力系统安全稳定导则 GB 50016 建筑设计防火规范 GB 50838 城市综合管廊工程技术规范 GB 50898 细水雾灭火系统技术规范 GB/T 50063 电力装置电测量仪表装置设计规范 DL/T 448 电能计量装置技术管理规程 DL/T 572 电力变压器运行规程 DL/T 1957 电网直流偏磁风险评估与防御导则 DL/T 5014 330kV750kV变电站无功补偿装置设计技术规定 DL/T 5242 35kV220kV变电站无功补偿装置设计技术规定 DL/T 5810 电化学储能电站接入电网设计规范 GA 1800.1 电力系
6、统治安反恐防范要求第1部分：电网企业 Q/GDW 383 智能变电站技术导则 Q/GDW 1829 架空输电线路防舞设计规范 Q/GDW 10347 电能计量装置通用设计规范 Q/GDW 10864 电缆通道设计导则 Q/GDW 11623 电气化铁路牵引站接入电网导则 Q/GDW 11721 国家电网有限公司差异化规划设计导则 Q/GDW 11796 智能架空输电线路技术导则 Q/GDW 12330 输变电工程施工停电及过渡方案内容深度规定 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。N-1 停运 N-1 outage 正常运行方式下的电力系统任一元件（如发电机、交流线路、变压器、直流单极线
7、路、直流换流器等，不含母线）因故障或无故障退出运行。T/XDHX 0032023 2 N-2 停运 N-2 outage 正常运行方式下同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功，双回线三相同时跳开，或同杆并架双回线同时无故障断开；直流系统双极闭锁，或两个及以上换流器闭锁（不含同一极的两个换流器）；直流双极线路短路故障。N-1-1 停运 N-1-1 outage 电力系统任一元件计划停运情况下，经过运行方式调整和电网重构后，再发生任一元件（不含母线）因故障或无故障退出运行。三级安全稳定标准 three levels for safety and stability standard
8、s 电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准分为以下三级：a）第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电；b）第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷；c）第三级标准：当系统不能保持稳定运行时，必须尽量防止系统崩溃并减少负荷损失。来源：GB 38755，4.2.1 电网事件 power grid accident 指国家电网有限公司安全事故调查规程（国家电网安监2020820 号）中所列举的一至八级电网事件。注：一级电网事件、二级电网事件、三级电网事件、四级电网事件分别对应电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令 第 599 号）中所规定的特别重大事故、重大事故、较大事故、一般事故。4 总则
9、 湖南电网坚持“强-优-强-简-强”的发展思路，以特高压交直流电网为依托，建强 500 kV 电网，优化 220 kV 电网，强化 110 kV 电网互联，差异化发展 35 kV 电网，实现中低压配网智能可靠，满足电网安全供电，保障清洁能源高效消纳，推动构建清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动的坚强柔性湖南新型电力系统。坚持“适度超前”原则。电网保留一定的供电能力、安全稳定、短路电流裕度，规划建设需适应电力市场建设、电源布局等不确定的因素的影响，工程建设规模适应未来 3 年5 年电网发展，避免反复停电建设。坚持“安全发展”原则。严格贯彻落实国家及国家电网公司对电网安全稳定的各项要求
10、，积极引导电源合理布局，优化电网结构，完善三道防线，夯实电网安全稳定基础，提高电网本质安全水平。坚持“协调发展”原则。坚持电网规划与国民经济和社会发展规划、城乡总体规划相衔接，坚持问题导向与目标导向相协同，坚持“源-网-荷-储”协调发展，坚持输电网和配电网协调发展，坚持系统一次和二次相协调，实现规划、建设、调度、运行、营销等环节的闭环，促进电网整体效能的提升，实现电网与社会经济环境的协调发展。坚持“绿色发展”原则。统筹促进风电、光伏等新能源科学有序开发，加强清洁能源和灵活资源协同发展，推动“新能源+储能”协同发展模式，提高电网优化配置资源能力和市场平台功能，加快建设新能源供给消纳体系。坚持“高
11、效发展”原则。坚持精准投资，统筹考虑电网安全可靠和清洁低碳转型，贯彻资产全寿命周期理念，统筹近期与远景发展，坚持建设与改造相结合，不断提高电网发展质量和效益。坚持“创新发展”原则。积极探索电网新技术的应用，不断推进先进信息通讯技术、智能感知技术、控制技术与先进能源技术深度融合应用，持续提升电网数字化、自动化、智能化水平，推动电网向能源互联网转型升级。T/XDHX 0032023 3 5 规划设计的一般技术原则 电压等级 直流500 kV及以上，交流1000 kV、500 kV、220 kV。安全标准 5.2.1 在电网规划设计阶段，应考虑电力系统安全稳定问题，开展安全稳定计算校核。电网规划设计
12、应满足 GB 38755 规定的三级安全稳定标准要求。5.2.2 向重要负荷中心供电的 500 kV 及 220 kV 同杆并架双回线，宜满足 N-2 停运下不损失负荷。5.2.3 电网规划新增项目宜避免 N-1 停运下发生五级及以上电网事件的风险。5.2.4 地市核心城区及对外联络薄弱区域电网规划设计宜避免 N-1-1 停运下发生五级及以上电网事件的风险。容载比 5.3.1 容载比应按电压等级分层计算，统计公用变电站下网容量和相应下网负荷，上网公用变电站的容量和对应负荷不纳入计算。5.3.2 容载比计算一般以地市行政区划作为最小统计分析范围。容载比不宜用于单一变电站、电源汇集外送分析。5.3
13、.3 500 kV 电网容载比总体宜控制在 1.71.9，220 kV 电网容载比宜控制在 1.72.0。对处于负荷发展初期或负荷快速发展阶段的规划区域以及负荷分散程度较高的规划区域，可适当提高容载比取值。对于变电站内主变台数配置较多、下级电网转移能力较强的区域，容载比可取建议值的下限；反之容载比可取建议值的上限。5.3.4 在满足用电需求、安全可靠要求的前提下，应通过加强和改善网络结构逐步优化容载比，提高电网发展的效率效益。电网结构 5.4.1 电网规划设计应构建科学合理的网络结构，实现标准统一、强简有序、协调发展，充分发挥电网结构在本质安全中的核心作用。5.4.2 应统筹考虑电网规划建设各
14、环节之间的相互影响，尽量减少因电网建设引起的停电影响及安全风险。对于需跨（穿）越多条线路、涉及多个设备停电、牵涉到电网运行方式较大调整或导致电网重大风险预警的规划设计方案，应按照 Q/GDW 12330 要求，专题研究施工停电及过渡方案。5.4.3 为满足地区负荷发展需要和安全可靠供电要求，新建变电站应避免单线供电，仅有双回线路供电的变电站宜避免同杆架设。变电站 5.5.1 变电站的布点和规模应综合考虑负荷供电、电源接入、电网分层分区、目标网架构建等因素。5.5.2 新建变电站本期主变规模应满足投运后 3 年内不扩建的要求。采用户内 GIS 配电装置的新建变电站，母线宜一次建成，本期出线间隔应
15、满足投运后 3 年内不扩建的要求。对停电过渡复杂及中低压供带重要用户且转供确有困难的变电站，本期出线间隔可考虑预留 5 年发展需要，尽量避免扩建过程中全站停电。5.5.3 变电站改扩建工程的主变及出线规模，应结合供区内负荷发展及电网规划统筹考虑，并优化改扩建的时序，尽量使改扩建工程与网架加强的外线扩建工程协调。5.5.4 运行年限超过 30 年的主变，可根据设备状态评价情况考虑退运。运行年限在 30 年以内的主变，应严格落实资产全寿命周期理念，统筹考虑基建及运维措施，对确有安全隐患需退运或更换的主变应经专题论证。5.5.5 对于变电站增容工程中被更换的主变，其运行年限在 20 年以内的，应结合
16、设备使用寿命、状态评价情况及电网实际需求，论证基建利旧使用方案。T/XDHX 0032023 4 线路 5.6.1 架空线路路径的确定应综合考虑近、远期电网发展要求，与电网规划相协调。线路路径应充分考虑工程建设施工和设备运维的难度，根据地形地貌特点和城市规划道路要求，尽量减少与高速公路、铁路、河流以及其它架空线路的交叉跨（穿）越。5.6.2 为充分利用走廊资源，减少电网建设与城市发展的矛盾，在确保电网安全稳定符合相关规定的条件下，架空线路可考虑同塔双回或四回线路架设。5.6.3 同塔架设线路必须考虑各线路不同时停电检修的安全距离和同时停电检修对电网运行安全及稳定性的影响。5.6.4 线路杆迁工
17、程应结合近远期电网发展要求，论证确定线路回路数、导线选型和杆塔型式。5.6.5 存量的架空线路可根据状态评价、使用寿命以及电网需求实施动态增容、温升改造或耐热改造等措施提升线路输电能力。5.6.6 线路相关的断路器、隔离开关、电流互感器、引流线、跳线及其他辅助设备应不低于导线的输电能力。5.6.7 同一输电走廊有多回线路时，在路径选择上应避免形成密集输电通道，现有密集输电通道上不再新增线路。5.6.8 运行年限超过 30 年的线路，可根据设备实际运行状况、状态评价情况考虑退运或者重建。运行年限在 30 年以内的线路，可结合设备实际运行状况、状态评价情况论证改造方案。6 特高压电网 特高压电网发
18、展应服从国家统一规划，特高压和 500 kV 主网架应合理衔接，确保区外来电“落得下，送得出，用得上”。特高压电网规划应遵循交直流协调发展的原则，着力构建“强交强直”的特高压受端网架，提高电网在直流闭锁等严重故障后的电力平衡能力、潮流转移能力和负荷响应能力，提升电网抗风险水平。应根据区外来电起点、电源类型和送电方式，结合负荷分布、电源布局和电网网架情况，科学确定特高压交流、直流落点。多回直流落点应保持充分的电气距离，多馈入直流短路比宜不小于 3，应最大限度降低多回直流间的相互影响，避免交流系统扰动连锁影响多回直流运行。7 500 kV 电网 总体要求 7.1.1 500 kV 电网定位为湖南电
19、网的骨干输电网，是承接特高压来电、疏散大型电源、满足区间潮流交换、适应市场需求的电力支撑平台。7.1.2 500 kV 电网应构建以特高压交直流为核心的大受端、强结构、高灵活的目标电网，形成适应湖南电网“南北分片、立体多环”网架格局，适应资源大范围优化配置需要。7.1.3 应通过优化 500 kV 网架结构和电源接入方式，控制 500 kV 电网短路电流水平不超过 63 kA。500 kV 电网结构 500 kV电网宜构建以双环网、环网为主的网架结构。500 kV 变电站 7.3.1 变压器规模 7.3.1.1 新建 500 kV 变电站主变压器终期规模原则上按照 41000 MVA 配置，长
20、沙等地市负荷中心供电的变电站，必要时经专题论证主变压器规模可以采用 61000 MVA 设计，改扩建工程可按实际需求论证主变压器容量。7.3.1.2 大型新能源基地汇集站主变压器规模需结合新能源资源及开发情况论证后确定。7.3.1.3 对已达到主变压器终期规模的 500 kV 变电站，可通过优化站内布置、扩大占地面积等方式进行扩建或增容改造。T/XDHX 0032023 5 7.3.2 变压器型式 7.3.2.1 一般采用单相自耦变压器。7.3.2.2 为控制短路电流水平，网络密集区主变高-中阻抗参数宜按 1824考虑，一般区域高-中阻抗值按 1618考虑。网络密集区现有 12阻抗主变应结合电
21、网需求更换为 18及以上高阻抗变压器，原主变逐步搬迁至网络末端地区。7.3.2.3 新建及扩建变电站主变原则上应配置或预留中性点小电抗装置。7.3.2.4 站址附近有直流接地极或地铁轨道等引起直流偏磁电流区域时，应开展仿真分析计算及预测，必要时配置或预留隔直装置。7.3.2.5 新增 500 kV 变压器具备的过负荷能力应满足 GB/T 1094.7、DL/T 572 等标准要求；在运变压器允许过负荷能力，以设备部门提供的数据为准。7.3.3 出线规模 7.3.3.1 500 kV 出线：原则上选取 8 回10 回，不应低于 6 回。7.3.3.2 220 kV 出线：原则上选取 16 回18
22、 回，特殊情况可适度增加。7.3.4 电气主接线 7.3.4.1 500kV 侧：一般采用“3/2”接线，部分区域因系统潮流控制、限制短路电流、分区运行等需要，或变压器规模为 6 台，经研究论证可采用“3/2”+母线双分段接线。7.3.4.2 500 kV 变电站配串：变电站主变压器宜按进串设计考虑，电源回路与负荷回路宜配对成串，重要通道宜配对成串，同名回路应布置在不同串上。7.3.4.3 220 kV 侧：为限制短路电流和便于分区供电，4 台主变布置的 500 kV 变电站 220 kV 母线一般采用双母线双分段接线，6 台主变布置的 500 kV 变电站两侧 220 kV 母线分别采用双母
23、线双分段接线。7.3.4.4 低压侧：采用单母线接线。7.3.5 配电装置 7.3.5.1 500 kV、220 kV 配电装置原则上采用户外 HGIS 设备，特殊情况经论证可以考虑采用 GIS 设备；35kV 配电装置原则上采用户外敞开式常规设备或 HGIS 设备。7.3.5.2 500 kV 配电装置的短路电流遮断能力按照 63 kA 选择；220 kV 配电装置的短路电流遮断能力按照 50 kA 选择，条件允许的情况下经论证可考虑按照 63 kA 选择。7.3.5.3 500 kV 配电装置设备的额定电流一般按不低于 4000 A 选择；220 kV 出线间隔设备的额定电流一般按不低于
24、3150 A 选择；主变与母联、分段间隔一般按不低于 4000 A 选择，且不应小于变压器额定容量对应电流的 1.3 倍。7.3.6 无功补偿 7.3.6.1 一般按照每组主变预留 4 组6 组低压无功补偿装置位置。7.3.6.2 低压侧容性无功补偿：容性无功补偿容量应按照主变压器实际参数，结合线路及负荷侧无功缺额预测综合考虑，一般按照主变压器容量的 1025配置；低压侧容性无功补偿单组容量一般选用 60 Mvar。7.3.6.3 感性无功补偿：低压侧感性无功补偿应根据线路充电功率配置，单组容量一般选用 60 Mvar。对于长度超过 100 km 以上的 500 kV 输电线路，应开展计算论证
25、，考虑是否需要加装高压并联电抗器及中性点小电抗，以控制过电压、减少潜供电流。7.3.6.4 动态无功补偿：对有直流馈入、新能源大规模集中接入、有电压稳定要求等地区，应结合研究论证，考虑在相关 500 kV 变电站配置 STATCOM、调相机等动态无功补偿装置或预留场地位置。7.3.6.5 高压串联电抗器：对短路电流水平控制困难区域的 500 kV 变电站，应结合研究论证，考虑配置 500 kV 串联电抗器或预留场地位置。500 kV 线路 7.4.1 导线选型 T/XDHX 0032023 6 7.4.1.1 新建 500 kV 线路一般采用架空钢芯铝绞线，500 kV 钢芯铝绞线的导线截面：
26、a)电网主干线原则上采用 4630 mm2；b)电源送出、用户送出线路可单独论证；c)特高压送出通道、负荷高度密集区经论证可采用 4800 mm2、6630 mm2等线型。7.4.1.2 湖南 500 kV 线路运行最高允许温度应按 80设计，输送能力按功率因数 0.95 校核。钢芯铝绞线对应的极限输送能力如附录 A 所示。7.4.2 杆塔型式 7.4.2.1 新建 500 kV 线路一般采用单回路架设；廊道紧张地区可采用 500 kV 同塔双回，并尽量创造条件实现不同输电通道线路交叉共杆；廊道特别紧张地区，经安全性、经济性详细论证后，可采用同塔多回架设。7.4.2.2 新建 500 kV 线
27、路应尽量避免与其他的 500 kV 及以上电压等级线路交叉跨越，如因受制于线路走廊的因素必须进行交叉跨越的，需经安全性详细论证，应尽量避免同时故障不发生一般及以上电网事故。8 220kV 电网 总体要求 8.1.1 220 kV 电网定位为湖南电网的区域输电网，是疏散 500 kV 电网潮流，并向下级电网供电的重要平台。8.1.2 220 kV 电网发展以 500 kV 电网为支撑，按照“分区供电、区内成环”的原则，实现分层分区运行，形成“分区清晰、结构典型、运行灵活”的供电格局。8.1.3 220 kV 电网应通过合理构建分区、优化网架结构和电源接入方式，尽可能提高分区供电能力及规模，同时控
28、制短路电流水平不超过 50 kA。50 0kV/220 kV 电网分区 8.2.1 500 kV/220 kV 分区应能满足电网安全稳定运行及可靠供电要求。8.2.2 500 kV/220 kV 分区要统筹规划、远近结合，不同发展阶段的分区方案能够合理衔接、便于过渡。8.2.3 500 kV/220 kV 分区原则上应有 2 座及以上 500 kV 变电站、3 台及以上 500 kV 主变，并尽可能在 220 kV 层面接入一定规模的支撑电源。局部地区确因短路电流控制需要，过渡年份经论证可以采用 1 座 500 kV 变电站形成独立供区，但主变台数原则上应达到 3 台及以上，或 220 kV
29、分区内应接入适当规模的 220 kV 支撑电源。8.2.4 500 kV/220 kV 分区应采用合理的短路控制措施，保证合理的分区规模，尽可能提高供电能力，充分发挥电网的规模效益。8.2.5 各 500 kV/220 kV 分区的 500 kV 主变容量配置应满足“N-1”校核。当任一台 500 kV 主变发生故障时，应充分发挥分区内其它 500 kV 主变和 220kV 联络通道转移负荷能力，事故后可以快速、安全、有效、灵活转移负荷。8.2.6 500 kV/220 kV 分区之间应保留必要的 220 kV 备用联络通道，备用联络线应有足够的输送容量，确保正常及事故或检修方式下的供电可靠性
30、。各分区电网宜保证在 70年最大负荷下，当分区内一台 500 kV 主变检修时，采取电网重构措施，分区内任一台 500 kV 主变或发电机组再发生故障（N-1-1），电网能够安全稳定运行且不损失负荷。8.2.7 500 kV/220 kV 分区供电应重视 500 kV 变电站的 220 kV 出线优化，应结合中远期电网分层分区供电要求，考虑 500 kV 变电站 220 kV 母线检修、母线故障等严重方式对分区供电安全的影响及应对措施，优化 220 kV 出线间隔排列，原则上 220 kV 同一供电片区宜由不同的 220 kV 母线段供电。8.2.8 对于高比例新能源接入的 220 kV 分区
31、，应留取下级电网新能源大发潮流倒送时的主变、线路输送容量裕度，并在分区内 220 kV 变电站预留充足的动态无功补偿安装场地。8.2.9 500 kV/220 kV 电网分层分区时宜选择电气联系相对紧密的 500 kV 变电站在同一个 220 kV 分区合环，宜避免送端与受端或不同输电通道的 500 kV 变电站合环构成 220 kV 分区，形成 500 kV/220 T/XDHX 0032023 7 kV 弱电磁环网。8.2.10 对于规划投产年份 220 kV 母线短路电流控制困难的 500 kV 变电站，应开展专题研究论证在500 kV 变电站布置 220 kV 母线串联电抗器、快速开关
32、等短路电流抑制设备的必要性，并在变电站设计时按需预留安装场地。220 kV 电网结构 8.3.1 220 kV 电网主要采用双回路环网、双回路链式形成典型网架结构，如附录 B 所示。8.3.2 结构 a：双回路环网结构，接入环网中的 220kV 变电站一般为 3 座，过渡期间不宜超过 4 座。8.3.3 结构 b：双回路“日”字型环网结构，接入环网中的 220kV 变电站一般为 5 座，过渡期间不宜超过 6 座。8.3.4 结构 c：双回路链式结构，接入链中的 220 kV 变电站为 2 座。8.3.5 结构 d：双回路链式结构，接入链中的 220 kV 变电站为 3 座，其中 500 kV
33、站出口 220 kV 线路应采用独立廊道。220 kV 变电站 8.4.1 变压器规模 8.4.1.1 新增 220 kV 主变容量序列考虑为：240 MVA、180 MVA。8.4.1.2 根据区域发展定位、负荷水平和负荷分布情况，各类供电区域 220 kV 变电站的变压器规模如下：地级市城区及大型工业园区 220 kV 变电站原则上按照 4240 MVA 规模设计；县城 220 kV 变电站原则上按照 3180 MVA 规模设计，负荷规模较大的地区经论证可按照 3240 MVA4240 MVA 规模设计；农村地区 220kV 变电站按照 3180 MVA 规模设计；220kV 清洁能源汇集
34、站或存在大量盈余电力上送的 220kV 变电站，经论证可按照 3240 MVA4240 MVA 规模设计。8.4.2 变压器型式 8.4.2.1 新建 220 kV 变电站原则上采用 220 kV/110 kV/10 kV 电压等级，确有需要且经专题论证后，可采用 220 kV/110 kV/35 kV 电压等级。8.4.2.2 为控制 220 kV 变电站低压侧短路电流水平，可选用高阻抗变压器。8.4.2.3 扩建变电站主变的额定电压、阻抗、接线组别、容量比应与原有主变一致，特殊情况应专题论证。8.4.2.4 低压侧电缆出线应核算电缆电容电流，并按需配置消弧装置或小电阻等。8.4.2.5 站
35、址附近有直流接地极或者地铁轨道引起直流偏磁电流区域时，应开展仿真分析计算及预测，必要时配置或预留隔直装置。8.4.2.6 新增 220 kV 变压器具备的过负荷能力应满足 GB/T 1094.7、DL/T 572 等标准要求；在运变压器允许过负荷能力，以设备部门提供的数据为准。8.4.3 出线规模 8.4.3.1 220 kV 出线：原则上取 6 回8 回，用户或电源接入较多时可增加到 10 回12 回。8.4.3.2 110 kV 出线：原则上取 12 回14 回，用户或电源接入较多时可增加到 16 回18 回。8.4.3.3 10 kV 出线：180 MVA 主变每台不低于 12 回出线，
36、240 MVA 主变每台不低于 14 回出线。8.4.3.4 35 kV 出线：新建 220kV 变电站低压侧经研究论证可采用 35 kV 出线，宜根据实际需求论证确定出线回路数。8.4.4 电气主接线 8.4.4.1 220 kV 侧：一般采用双母线单分段接线，经系统论证确有需要的，可采用双母线双分段接线。8.4.4.2 110 kV 侧：一般采用双母线接线。8.4.4.3 10 kV 侧：一般采用单母线分段接线。8.4.4.4 35 kV 侧：一般采用单母线分段接线。8.4.5 配电装置 T/XDHX 0032023 8 8.4.5.1 220 kV 配电装置原则上采用 HGIS 或户内
37、GIS 设备，特殊情况经论证可采用户外 GIS，短路电流水平按照 50 kA 控制。8.4.5.2 110 kV 配电装置原则上采用 HGIS 或 GIS 设备，短路电流水平按照 40 kA 控制。8.4.5.3 10 kV 配电装置原则上采用户内金属封闭开关设备，短路电流水平按照 31.5 kA 控制（进线分段断路器按 40 kA 控制）。8.4.6 无功补偿 8.4.6.1 一般按照每台主变预留 4 组6 组低压无功补偿装置位置。8.4.6.2 低压侧容性无功补偿：容性无功补偿容量应按照主变压器实际参数，结合线路及负荷侧无功缺额预测综合考虑，一般按照主变压器容量的 1025配置，满足高峰负
38、荷时高压侧功率因数不低于 0.95 的要求。8.4.6.3 低压侧感性无功补偿：应计算近期及远期系统充电功率，确定低压并联电抗器容量及规模。对于电缆出线较多、充电功率较大以及清洁能源集中上送的变电站，如采用低压并联电抗器补偿能力不足，应专题分析论证，必要时可考虑采用装设 STATCOM 等措施。8.4.6.4 220 kV 变电站无功补偿装置的设计，具体可参照 DL/T 5242 执行。220kV 线路 8.5.1 导线选型 8.5.1.1 新建 220 kV 架空线路一般采用钢芯铝绞线，导线截面一般选择如下：a)电网主干线原则上采用 2630 mm2；b)电网末端、电源送出、用户送出线路可单
39、独论证；c)大容量 500 kV 变电站出线经论证可采用 4300 mm2及以上截面导线。8.5.1.2 湖南 220 kV 线路运行最高允许温度应按 80设计，输送能力按功率因数 0.95 校核。不同截面钢芯铝绞线对应的极限输送能力如附录 A 所示。8.5.2 杆塔型式 8.5.2.1 新建 220 kV 线路一般按单回路架设；廊道紧张地区可采用 220 kV 同塔双回，并尽量创造条件实现不同输电通道线路交叉共杆；廊道特别紧张地区，经安全性、经济性详细论证后，可采用同塔多回架设。8.5.2.2 220 kV原则上采用架空线路，架空线路确实无法穿越的中心城区或其他特殊区域可采用电缆。9 电缆通
40、道 电缆通道应坚持“立足规划、统筹建设”的原则，结合轨道交通、公路、市政道路等工程建设统一安排、同步实施，按照终期规模一次性建设到位。500 kV 线路原则上不使用电缆，确需使用的应专题论证。220 kV 电力电缆一般采用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，导体截面宜选用 2500 mm2；220 kV 电缆通道应采用隧道、综合管廊等敷设方式，应确保电缆输电能力不低于同等情况下的架空线路输电能力。同一变电站的 220 kV 电缆线路以及来自不同变电站但对同一区域供电的 220 kV 电缆，宜选用不同的通道路径，若同通道敷设时应两侧布置且应满足防火、防水、防腐蚀等要求。电缆通道设计具体可参照 Q/GDW 1
41、0864 执行。10 用户及电源接入 总体要求 用户及电源接入应符合国家和行业标准及国家相关政策，并满足电网的安全运行和电能质量要求。用户接入 10.2.1 用户的供电电压等级应根据当地电网条件、供电可靠性要求、供电安全要求、最大用电负荷、T/XDHX 0032023 9 用户报装容量，经过技术经济比较论证后确定，见表 1。表1 常规用户接入电网电压推荐等级表（MW）规模 接入电压等级 100 MW200 MW 110 kV/220 kV 200 MW500 MW 220 kV 500 MW1000 MW 220 kV/500 kV 1000 MW 500 kV 注：不含电铁牵引站等用户，电铁
42、牵引站除供电负荷外还应结合电能质量、当地电网条件统筹考虑接入电压等级。10.2.2 电铁的牵引站应由两路电源供电，当任一电源故障时，另一路电源应正常供电。牵引站的两路电源宜取自不同电源点的两座变电站。如牵引站的电源取自同一变电站，原则上应同时满足以下条件：a)两路电源取自不同段母线；b)接入变电站应至少有两路电源进线，同时应考虑在接入的变电站扩建或检修情况下对牵引站供电的影响及应采取的措施。10.2.3 新增用户的接入方案应避免发生五级及以上电网事件的风险。常规电源接入 10.3.1 应结合电源在系统中的地位和作用、送电距离、最终和分期规模、单机容量、电网运行要求和承受能力、近区负荷情况等因素
43、，通过技术经济分析比较，综合论证电源接入系统方案，并对发电厂一次主接线及需要与电网配合的二次措施提出要求。10.3.2 常规发电厂接入电网电压等级不宜超过两级。以两级电压接入电网的发电厂内原则上不应设联络变压器，避免形成高低压间电磁环网。10.3.3 单机容量 1000 MW 机组，宜直接接入 500 kV 电网；单机容量 300 MW660 MW 级机组，应根据电厂总装机规模、周边负荷、电源情况以及送电距离确定其接入电网的电压等级，对于接入负荷中心的电源，应重点考虑对接入点及近区短路电流的影响，在短路电流可控的情况下，优先接入 220 kV 电网。新能源接入 10.4.1 风电、光伏发电等新
44、能源场站接入系统应符合国家能源发展战略和政策，与电网发展规划相协调，并执行 GB/T 19963.1、GB/T 19964 等标准的规定。10.4.2 大中型新能源基地以及新能源密集区域等，应统筹开展新能源输电系统规划方案研究论证，重点研究 220 kV 及以上新能源汇集站建设方案及接入方案，并同步研究电网网架补强方案。10.4.3 新能源场站接入系统方案论证时，应明确新能源惯量支撑、短路容量支撑、功率调节、一次调频、高低压穿越、调峰及备用等能力，明确新能源场站在不同运行状态下的功率因数运行范围及控制策略。10.4.4 新能源场站的无功容量配置应该结合机组类型、电网实际接入情况开展专题研究，确
45、定无功补偿装置类型、容量范围，必要时可加装同步调相机等装置。新型储能站接入 10.5.1 新型储能系统接入电网应符合国家能源发展战略和政策，与电网发展规划相协调，并执行 GB/T 36547、DL/T 5810 等标准的规定。10.5.2 新型储能系统接入电网的电压等级应综合考虑储能电站额定功率和当地电网条件确定，接入电压等级可参考 GB/T 36547 的相关规定。10.5.3 电网侧独立电化学储能电站不应与变电站合建，保持必要的安全距离。10.5.4 在电网延伸困难、站址和走廊资源紧张、电网供电能力不足、应急保障要求较高等地区，经技术经济分析后可合理开展电网侧替代性储能建设。11 系统二次
46、 继电保护及安全自动装置 11.1.1 继电保护的配置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。T/XDHX 0032023 10 11.1.2 继电保护的配置应综合考虑电网结构特点、运行要求、设备的扩展性以及技术方案的经济性等相关因素。根据 GB/T 14285、相关企业标准及反事故措施要求，确定线路保护（含过电压保护、远方跳闸保护）、母线保护、断路器保护、变压器保护等配置原则及方案。11.1.3 根据线路的电压等级、电气特性、通道条件、运行要求等因素确定线路保护的配置方案，220 kV 及以上交流线路应配置双套能反映各种类型的、独立的全线速动主保护和完善的后备保护，每套线路保护应采用双通
47、道。11.1.4 500 kV 及以上交流线路应装设过电压保护，过电压保护宜集成在线路保护装置中。11.1.5 220 kV及以上变电站应根据变电站的主接线形式确定母线保护配置方案。对于一个半断路器、双母双分段接线形式，母线应配置四套母线保护；对于单母线、单母分段、双母线、双母单分段接线形式，母线应配置双套母线保护。11.1.6 应根据变电站主接线形式确定断路器保护配置方案。对于 500 kV 变电站，采用一个半断路器、角形、桥形、线变组接线形式的，智能变电站应按断路器双套配置断路器保护，常规变电站应按断路器单套配置断路器保护。对于 220 kV 变电站母联（分段）断路器，智能变电站应按断路器
48、双套配置断路器保护，常规变电站应按断路器单套配置断路器保护。安全稳定控制系统 11.2.1 应根据 GB 38755 的要求，设置电网系统稳定运行三道防线，并对各道防线的控制措施进行整体优化协调。11.2.2 在电力系统规划工作中，应考虑电力系统的安全稳定问题，研究建设结构合理的电源和电网及相应的继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，计算分析远景系统的稳定性能，在确定输电线路或输电断面的送电能力时，应计算其稳定水平，并留有一定裕度。11.2.3 在电力系统设计及大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究工作中，应对电力系统的稳定开展计算，研究存在的问题并提出解决措施，提出
49、安全稳定控制系统的功能方案。通信 11.3.1 220 kV 及以上电力通信网包括省际骨干网、省级骨干网、地市骨干网三个层级。11.3.2 电网规划应同步开展通信网规划，明确通信网建设内容，包括通信通道建设、通信设备配置、建设时序与投资等。11.3.3 架空线路应采用光纤复合架空地线（OPGW）光缆，高寒山区风电送出等重覆冰区线路可采用光纤复合相线（OPPC）光缆，电缆沟（管）道或直埋线路宜敷设非金属阻燃光缆。11.3.4 220 kV 及以上架空线路应建设 2 根 OPGW 光缆，一般情况下每根光缆芯数不少于 72 芯，对于一次线路走廊是多路由的 220kV 及以上电厂、重要用户每回线路应建
50、设不少于 1 根光缆。11.3.5 多级通信网共用光缆区段及中心站出口光缆、过江大跨越光缆等，应适度增加光缆纤芯裕量。11.3.6 220 kV 及以上变电站光缆应具备至少 2 个独立路由，具备 2 条及以上独立敷设通道。地市及以上调度机构（含备调）所在地的入城光缆应不少于 3 个独立路由，且不能同一沟道同一竖井敷设，光缆芯数不应少于 72 芯。11.3.7 省际骨干网、省级骨干网站点 SDH 设备双重化配置，地市骨干网核心汇聚站点 SDH 设备双重化配置，单台设备承载继电保护类业务不宜超过 8 套。国（分）调、省调、省通信第二汇聚点、数据中心、地调、地市通信第二汇聚点、所属县公司、业务汇聚节