河南电网规划及设计工作近期.docx

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河南电网规划及设计工作近期

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河南电网规划及设计工作近期指导意见

（暂行）

目前河南电网处于大发展时期，面临着500千伏电网快速成网，接入500千伏装机短期内大量增加，短路电流持续升高，500千伏调压手段不足，220千伏电网不断解环等一系列新情况，这些都要求在短期内解决大量过去从未遇到的新问题，同时伴随物权法的实施，线路走廊与站址选择将愈发困难，这些又要求在变电站规模、走廊问题上统筹谋划，适度超前，为电网远期发展预留空间。

为凝聚共识，统一步调，提高效率，确保满足国民经济和社会发展的需要，同时规避风险，适应变化，贯彻“规划从宽、前期从早、开工从严”的理念。

现将《河南电网规划及设计工作近期指导意见（暂行）》予以印发，请在下一步工作中予以参照。

1电网规划

1.1近期电网规划的原则

1.1.1加强主网架和重要输电通道，提高河南电网资源优化配置能力。

1.1.2适度拉大电网框架，合理优化电网，简化网络结构，清晰网架，适应大电网发展要求。

1.1.3限制短路电流，提高电网整体承载能力。

1.1.4电源分层分区并适度分散接入。

1.1.5有序实施电磁环网解环，消除严重影响电网安全稳定的不同电压等级的电磁环网。

1.1.6分层分区平衡无功，厂网共同采取技术措施，限制各电压等级无功大量流动。

1.2电磁环网解环

1.2.1解环原则

1.2.1.1位于电网主干通道（南北全国联网及华中联网通道、省网西电东送通道）上的500/220千伏电磁环网应优先解环运行，不具备解环条件的应加快电网建设，尽快满足开环要求。

1.2.1.2220千伏电网解环宜采取“能解环则解环”的原则；在条件允许的情况下，500/220千伏电网也可保持电磁合环运行，以提高电网供电可靠性。

当短路电流超标或电磁环网存在安全运行隐患时，500/220千伏电网应考虑解环运行。

1.2.2解环条件

1.2.2.1充分条件：

原则上一个220千伏分区内有3台及以上500千伏主变，并与外区有三回及以上500千伏联络线，在正常运行方式（包括正常检修运行方式）下，任一元件（主要是500千伏高压元件）发生单一故障，不造成稳定破坏，则具备解环条件。

1.2.2.2必要条件：

如果一个220千伏分区内只有两台500千伏主变，但根据系统情况需要解环，则必须同时具备以下条件：

（1）该分区220千伏电网需要接有一定容量的电源作为支撑，通过调整机组出力可做到供用基本平衡；

（2）该区域与外区应至少有三回及以上500千伏联络线；

（3）该区域与外区应有2回及以上220千伏联络线具备合环运行条件；

（4）在正常运行方式（含正常检修运行方式）下，任一元件断开，不造成稳定破坏；

1.2.2.3500千伏变电站的220千伏母联、分段一次设备及相应的保护及其它二次设备原则上一期建设时应按最终规模全部建成。

1.2.3解环方式

1.2.3.1解环点原则上设置在220千伏分区联络线。

1.2.3.2解环应优先按行政区域解环，在行政区域内部解环时应坚持以下原则：

（1）网络变化最小原则，尽量保持原有网架的完整性，开断线路条数最少，尽量开断老旧线路；

（2）解环点宜选在功率平衡点，解环后各分区内的降压负荷应与500千伏主变容量相互匹配，负荷尽量均衡分布；

1.2.3.3电磁环网解环后，大区域间（大片区间）220千伏联络线可以另行利用；小区域间（地市区域间）重要220千伏联络线应尽可能予以保留。

1.3短路电流控制

电网中控制短路电流的主要措施有：

简化接线、母线分裂运行、500千伏主变和电厂升压变使用高阻抗变压器以及主变中性点加装小电抗等（具体各项措施见变电设计）。

1.3.1500千伏短路电流控制

1.3.1.1新建变电站500千伏系统短路电流应按63千安设计；系统短路电流按50千安选择的已建成变电站（嵩山、获嘉、牡丹、郑州等）设备（包括断路器、隔离开关、进出线路、光纤等），在不满足短路电流开断条件时应及时更换为抗短路水平63千安的设备。

近期500千伏系统短路电流控制应控制在60千安一下，为下一步发展留有一定的裕度。

1.3.2220千伏短路电流控制：

1.3.2.1220千伏系统短路电流原则上按50千安控制。

个别电源集中区域的500千伏变电站的220千伏设备经技术论证后可以采用63千安设备，但该区域220千伏系统短路电流仍应按50千安控制。

1.3.2.2枢纽或电源密集地区的一座500千伏变电站220千伏及以下系统装机容量应限制在240万千瓦以内；末端的500千伏变电站220千伏及以下系统装机容量应限制在300万千瓦以内。

1.4电源接入系统

1.4.1电源并网方案应以目标网架为指导，以网络最优化为目的。

1.4.2总装机容量400万千瓦及以上的发电厂原则上应具备分厂运行条件。

1.4.3单机容量为60万千瓦的电源以220千伏电压等级接入电网时应综合考虑以下情况：

一是当地220千伏电力平衡情况；二是该区域的220千伏级以下接入系统的电源装机总规模；三是500千伏层面应具有正常检修运行方式下，任一元件发生单一故障时安全可靠供电的能力。

1.4.4发电机组升压变应采用高阻抗变压器。

30～60万千瓦机组升压变的短路阻抗应选用18％及以上；100万千瓦机组升压变短路阻抗应选用20％及以上；位于豫西、焦新、平顶山、郑州四大电源密集地区内接入220千伏及以上电网的机组升压变阻抗应选用20％及以上。

1.4.5当区域电源密集且220千伏短路电流较高时，该区域220千伏电压等级并网机组不宜直接接入500千伏变电站220千伏母线。

1.4.6直接并入一座500千伏变电站500千伏母线的电厂数量不宜超过2座，且接入的机组总容量不宜超过400万千瓦。

1.5无功配置原则

1.5.1500千伏电压等级高压并联电抗器作用除限制工频过电压、降低潜供电流外，目前对于河南电网主要作用应平衡500千伏输电线路充电功率。

各级电网应避免通过输电线路远距离输送无功电力。

1.5.2适当增加高抗补偿原则：

以500千伏调压为主要目的电抗器，宜选用母线可投切高压并联电抗器（低抗对500千伏调压灵敏度较差），以增加灵活调压手段。

1.5.3为平衡500千伏电压等级盈余无功功率，在总装机规模120万千瓦及以上的大容量电厂侧应考虑安装一定容量的高压并联电抗器，增加调压手段。

1.5.4当局部地区500千伏短线路较多时，应根据电网结构在适当地点装设高压并联电抗器。

1.5.5当局部电网500千伏接入的发电厂较多，而电厂没有装设并联电抗时，与之连接的变电站根据需要应配置感性无功补偿设备（配置位置原则上应选在500千伏变电站500千伏母线侧）。

1.5.6500千伏变电站容性补偿容量应按照主变压器容量的10%--20%配置，或经过计算确定。

1.5.7220千伏变电站容性补偿容量按照主变压器容量的10%--25%配置，并满足220千伏主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。

位于受端地区末端的220千伏变电站的容性无功补偿容量应按计算确定容量范围的高限配置。

2变电设计

2.1变电站选址

2.1.1变电站选址应尽量规避基本农田，500千伏变电站应增加有关论述站址用地性质专题章节。

2..1.2变电站选址应尽量规避环境敏感点，满足可持续发展要求。

2.2主变规模及容量选择

2.2.1500千伏变电站主变规模最终宜选用4组，一般情况一期宜按2组建设。

单组主变容量原则上不低于1000兆伏安，变电站主变容量原则上选用1000兆伏安、1200兆伏安。

2.2.2220千伏变电站:

城市（含郊区）变电站主变规模不少于3台，中心城市的核心城区主变最终规模宜按4台考虑，一期宜按两台建设。

城市（含郊区）变电站单台主变容量原则上不低于180兆伏安，核心城区或负荷密度较大的工业区主变单台容量原则上按240兆伏安考虑。

县域变电站主变规模宜按3台考虑，单台容量宜按180兆伏安考虑。

变电站主变容量原则上选用180兆伏安、240兆伏安。

2.2.3110千伏变电站:

城市（含郊区）变电站主变规模原则上不少于3台，单台容量原则上不低于40兆伏安，核心城区主变单台容量原则上不低于50兆伏安；县城（含城郊）变电站主变规模原则上按3台考虑，单台容量不低于40兆伏安；农村变电站主变规模宜按3台考虑，单台容量宜选用40兆伏安。

变电站主变容量原则上选用40兆伏安、50兆伏安、63兆伏安。

2.3主变阻抗选择

2.3.1500千伏主变设计时应考虑满足加装主变中性点小电抗的条件，同时采用高阻抗变压器，I-II绕组阻抗原则上不低于16％，电源密集地区主变I-II绕组阻抗原则上不低于18％。

500千伏变电站应加装或预留主变中性点小电抗位置。

2.3.2220千伏城区变电站主变原则上采用高阻抗变压器（高低绕组）或加装限流电抗器。

2.4电气主接线选择

2.4.1500千伏变电站的500千伏主接线宜采用一个半断路器接线，220千伏主接线原则采用双母线双分段接线。

当最终规模为4台主变且远景规划预期500千伏短路电流超过58千安时，该变电站500千伏母线应预留分段开关位置，并在设计阶段考虑分母运行的配串和潮流。

2.4.2220千伏变电站的220千伏主接线原则采用双母线接线；对双回路出线主供重要负荷的中间变电站和进出线超过10回的变电站原则采用双母线单分段接线；进出线13回及以上时应采用双母双分段接线。

城市中心末端变电站宜采用单元接线。

220千伏变电站的110千伏主接线一般采用双母线接线。

2.4.3110千伏变电站的110千伏主接线应根据变电站在系统中的位置及作用决定。

中间变电站原则采用单母线分段接线，进出线超过7回的可考虑双母线接线；城市终端变电站应尽量简化接线，采用桥式接线或线路－变压器单元及扩大单元接线。

2.5出线规模选择

2.5.1500千伏变电站500千伏出线原则上控制在8回之内，重要枢纽变电站不超过10回，站内220千伏出线根据主变容量和最终规模原则控制在12--16回之内。

2.5.2220千伏变电站220千伏出线原则上控制在8回之内，站内110千伏出线控制在12回之内。

2.6500千伏变电站主接线配串原则

2.6.1基本原则

2.6.1.1电源线路与负荷线路配串。

2.6.1.2两台主变不应配成一串，且主变不宜接入同一侧母线。

2.6.1.3同名回路或同方向线路不宜配成一串。

2.6.2设计原则

2.6.2.1以500千伏变电站双母失去为最严重故障校核原则，最大限度的保持电网结构的完整性。

2.6.2.2主要枢纽通道上的联络线应至少配成一个完整串。

2.6.2.3500千伏双母线同时失去，局部电网与主网之间应至少保持一个通道（至少一台主变与系统线路配串）。

2.6.2.4发电厂出线尽可能有一回与系统线路配串。

2.6.2.5500千伏双母线同时失去，机组的电源线尽可能甩到受电端（含主变）。

2.6.2.6配串方案应远近结合，当近期出线较少时，在兼顾远期的前提下，尽量配成完整串。

2.6.2.7配串方案应结合线路出线最终规划，综合考虑站内、外线路因素，避免变电站内、外线路过多交叉，特别是要避免电网重要枢纽线路间的跨越；一期建设出线时，应一并考虑远期出线发展及扩建施工。

2.7GIS的应用

2.7.1位于e级污秽区的500千伏变电站，500千伏宜采用HGIS，主母线敞开式布置；220千伏也可采用GIS以配合布置，节约占地面积。

2.7.2位于e级以下污秽区的500千伏变电站，若地处城乡结合地区，用地面积受限制，500千伏、220千伏也可分别采用HGIS及GIS；若地处于用地不十分受限的乡村，站址用地的基本农田占用率低于70%时，原则上应采用敞开式配电装置。

2.7.3位于城市规划区、规划部门有要求的区域的220及110千伏变电站，配电装置宜采用GIS。

位于城市中心区的220及110千伏宜采用屋内布置的GIS。

2.7.5位于城市郊区、用地面积受限制的220及110千伏变电站，若处于e级污秽区，可采用GIS；若所处污区等级低于e级，不宜采用GIS。

2.7.6位于e级污秽区的220及110千伏乡村变电站，若用地不十分受限，可优先选用满足e级污秽要求的、成熟、运行良好的外瓷绝缘大爬距敞开式设备；位于e级以下污秽区的220及110千伏乡村变电站，均宜采用敞开式配电装置。

2.8其他

2.8.1变电站设计时应按“两型一化”变电站指导思想进行设计，去除冗余功能。

2.8.2变电站设计时应积极推广采用典型设计。

2.8.3城市核心区220千伏变电站应考虑10千伏直接对外出线。

2.8.4积极开展变电站内悬垂绝缘子、跳线绝缘子、耐张绝缘子采用复合绝缘子的试点。

3线路设计

3.1线路设计温升

新建及改造线路（220千伏及以上电压等级）应按80℃温升设计。

3.2架空线路架设方式

架空线路应采用大容量、多回路的建设方式，提高单位走廊的输送能力。

同一走廊的线路原则上采用同塔双回（多回）架设。

500千伏原则上采用同塔双回（多回）架设，220千伏线路一般应采用同塔双回（多回）架设，部分走廊特别紧张地区可采用及500、220千伏线路混合同塔四回架设。

3.3线路导线截面

3.3.1500千伏新建线路导线截面原则上不低于LGJ－4X630mm2；500千伏紧凑型线路导线截面原则上不低于LGJ－6X400mm2。

3.3.2500千伏变电站220千伏新建送出线路导线截面原则上采用LGJ-2×400mm2、LGJ-2×630mm2；向枢纽变电站送电的220千伏出线可采用LGJ-4×400mm2导线。

220千伏变电站220千伏出线导线截面原则上不低于LGJ-2×300mm2。

3.3.3110千伏新建线路导线截面原则上采用LGJ-300mm2、LGJ-400mm2、LGJ-2×240mm2。

3.3.4小容量电厂并网或用户供电专用线路导线截面经论证，根据系统规划，无其他用途时可按照满足电厂送出及用户供电需要选择导线截面。

3.3.5变电站进线导线截面应与最终规模调整后的变电容量相匹配。

3.4线路防污

新建220千伏及以下电压等级线路宜采用复合绝缘子；新建500千伏线路悬垂绝缘子、跳线绝缘子宜采用复合绝缘子满足防污要求；500千伏耐张绝缘子采用非合成绝缘子时宜优先采用绝缘子加片措施提高防污水平。

3.5线路新技术应用

3.5.1积极推进耐热导线、碳纤维导线等新型导线应用。

3.5.2试点开展盘形瓷或玻璃复合伞裙绝缘子应用。