《河南电网发展技术及装备原则》（最终正式版） .doc

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1、附件河南电网发展技术及装备原则河南省电力公司二九年十二月河南电网发展技术及装备原则编委会主 任：李同智副 主 任：凌绍雄领导小组成员：樊 龙 孟远景 史建庄 于旭东 陈昭功 魏胜民 付红军 刘晓渝 安 军 赵仲民 王红印 张立庆 胡占廷 杨 进 李晓东 杨成兴 程亚平 刘跃新 冯生虎 张居团 练笔战 庞江水 刘韶林 庞 可 倪国平主 审：魏胜民省公司编写人员: 胡玉生 傅光辉 王 松 张 林 武中原 张永斌 李 尊 刘 强各章节编写人员：（按篇章结构顺序）电网规划设计主要原则、电源发展及机组并网技术原则：郭长辉电网一般规定与技术要求、500千伏主网规划设计原则： 李小明城市高压电网规划设计原则

2、： 丁 鹏农网规划设计原则： 付 晓城市中低压配网规划设计原则： 张晓东电网二次规划原则及装备原则： 继电保护及安全自动装置： 吴 非 调度自动化： 陈 波 通信、信息系统： 方精干电网差异化设计： 赵世峰用户供电技术原则： 李 强变电电气装备原则： 孙 萌变电土建装备原则： 徐茂行线路装备原则： 孙才华中低压配网装备原则： 朱 勇河南电网发展新趋势与新技术： 张振安目 录总 则1第一篇 河南电网规划设计原则1第一章 电网规划设计主要原则11基本原则12电网规划方针3第二章 电网一般规定与技术要求41电压等级42电网分类43电网可靠性44开环原则55短路电流控制76变电站出线规划87变电站无人

3、值班98变电所站用变电源引接99中性点接地方式910无功补偿和电压调整1011电网电能质量要求12第三章 500千伏主网规划设计原则131500千伏电网结构132500千伏变电站规划133500千伏变电站144500千伏线路17第四章 城市高压电网规划设计原则181范围182电网分类183容载比184220千伏电网185110千伏电网21第五章 农网规划设计原则291范围292区域分类293电压等级与供电半径294各电压等级发展思路295容载比306220千伏电网307110千伏电网31835千伏电网339中压配网3410调度、通信与自动化34第六章 城市中低压配网规划设计原则371范围372

4、一般原则373中压配电网网络结构384中压线路导线截面选择405中压电缆线路建设原则406无功补偿417低压配电网41第七章 电网二次规划原则431继电保护及安全自动装置规划设计原则432调度自动化473通信604信息系统64第八章 电网差异化设计661总体原则662重要线路划分原则663重要线路设计标准67第九章 电源发展及机组并网技术原则681电源建设指导原则682电厂并网一般原则683常规电厂并网技术条件704核电厂并网原则725分布式电源并网原则736关停火电机组电网适应性原则77第十章 用户供电技术原则781用户分类和负荷分类782用户供电方式783特殊用户供电技术要求804用户无功

5、补偿装置835用户计量846继电保护及安全自动装置847调度自动化和电力通信84第二篇 河南电网设备技术路线86第一章 变电电气861设备选型通用要求862主变压器92873组合电器92894断路器92895隔离开关92896电流互感器92907电压互感器92908避雷器92919无功补偿装置929110站用变929111高压开关柜9212绝缘子（串）9213导体选择92第二章 变电土建931建筑物932构筑物933地基与基础944站用建筑设施945给排水及消防94第三章 线路961架空线路962电缆100第四章 中低压配网1001中压架空线路1002中压电缆线路1013配电变压器1014开关

6、站1025其它配电设备1036低压配电网1047配变监测终端1058直流设备105第五章 电网二次部分1061继电保护及安全自动装置设备1062调度自动化设备1083通信设备1124电气二次118第三篇 河南电网发展新趋势与新技术119第一章 电网发展新趋势1191特高压电网发展1192智能电网建设原则1213电压序列优化124第二章 电网发展新技术1291指导原则1292先进成熟技术1293先进适用技术1314先进试点技术133参考引用文件GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压偏差GB 12326-2008 电能质量 电压波动和闪变GB/T 14549-1993 电能质量 公用电

7、网谐波GB/T 15945-2008 电能质量 电力系统频率偏差GB/T 15543-2008 电能质量 三相电压不平衡GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB 50059-1992 35千伏110千伏变电所设计规范GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范GB 50227-2008 并联电容器装置设计规范GB/T 14285-2006 继电保护及安全自动装置技术规程GB/T 50062-2008 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50054-1995 低压配电设计规范GB/T 12788-2008 核电厂安全级电力系统准则GB/T 13177-2000 核电厂优

8、先电源GB/Z 19963-2005 风电场接入电力系统技术规定GB/T 20320-2006 风力发电机组 电能质量测量和评估方法GB/Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB 50157-2003 地铁设计规范GB 50011-2008 建筑物抗震设计规范GB 50016-2006 建筑设计防火规范GB 50057-2000 建筑物防雷设计规范GB 110750千伏架空输电线路设计规范（报批稿）SD131-1984 电力系统技术导则SD325-1989 电力系统电压和无功技术导则DL 755-2001 电力系统安全稳定

9、导则DL/T 1040-2007 电网运行准则DL/T 599-2005 城市中低压配电网改造技术导则DL/T 5118-2000 农村电力网规划设计导则DL/T 5131-2001 农村电网建设与改造技术导则DL/T 499-2001 农村低压电力技术规程DL/T 5218-2005 220500千伏变电所设计技术规程DL/T 5092-1999 110500千伏 架空送电线路设计技术规程DL/T 5221-2005 城市电力电缆线路设计技术规定DL/T 401-2002 高压电缆选用导则DL/T 5130-2001 架空送电线路钢管杆设计技术规定DL/T 5352-2006 高压配电装置设

10、计技术规程DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规定DL 5014-1992 330500千伏 变电站无功补偿装置设计技术规定DL/T 5056-1996 变电所总布置设计技术规程NDGJ 96-1992 变电所建筑结构设计技术规定DL 5143-2002 变电所给水排水设计规程DL/T 544-94 电力系统通信管理规程DL/T 547-94 电力系统光纤通信运行管理规程DL/T 7802001 配电系统中性点接地电阻器DL/T 重覆冰架空输电线路设计技术规程（报批稿） Q/GDW 156-2006 城市电力网规划设

11、计导则Q/GDW 182-2008 国家电网公司输变电工程典型设计Q/GDW 204-2008 220千伏 变电站通用设计规范Q/GDW 203-2008 110千伏 变电站通用设计规范Q/GDW 179-2008 110750千伏 架空输电线路设计技术规定Q/GDW 212-2008 国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则Q/GDW 161-2007 线路保护及辅助装置标准化设计规程Q/GDW 370-2009 城市配电网技术导则国家电网公司新技术推广纲要2006年4月国家电网公司重点应用新技术目录（第一批）2006年4月国家电网公司科技成果推广目录（第一批）2006年12月国家电网公司重

12、点应用新技术目录（2009 版）国家电网科2009855 号国家电网公司电力生产事故调查规程国家电网安监2005145号国家电网公司十八项电网重大反事故措施国家电网生技2005400号国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求调继2005222号国家电网公司基建类和生产类标准差异协调统一条款（变电部分）办公厅文件办基建200820 号 2008年3月国家电网公司基建类和生产类标准差异协调统一条款（输电线路部分）办公厅文件 办基建20081号 2008年1月国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则国家电网农200335 号国家电网公司输变电工程全寿命周期设计建设指导意见国家电

13、网基建20081241 号国家电网公司220千伏 变电站通用设计标准（征求意见稿） 2008年5月110(66)千伏500千伏 架空线路技术标准国家电网生2004634 号电网差异化规划设计指导意见国家电网发展2008195 号国家电网公司“两型一化”变电站设计建设导则国家电网基建20071109 号国家电网公司“两型三新”线路设计建设导则国家电网基建2008286 号农网完善工程技术要点国家电网农2009378 号国家电网公司风电场接入电网技术规定国家电网发展2009327 号小型电源接入电网技术规定（征求意见稿）发展规二函200980 号国家电网公司电气化铁路供电工程规划建设调研报告200

14、8年12月国家电网公司业扩供电方案编制导则2007年8月关于征求对国家电网公司输变电工程（20千伏 变配电部分）通用设计技术条件、通用设备技术规范索引意见的通知基建技术2009147号电气化铁路牵引站接入电网导则（试行）国家电网发展2009974 号华中电网通信运行管理规程（试行）华中电网调200431号华中电网500千伏系统通信设备配置技术规范（Q/HZDW-1-111(9-2)-2006）华中电网有限公司预防电网调度自动化系统与电力通信网事故措施华中电网调2006华中电网直调系统复用继电保护及安全自动装置的通信设备运行管理规程（Q/HZDW-1-111(9-2)-2006）河南电力大用户接

15、入河南电网必备技术条件豫电计2005760号关于印发河南电网复用继电保护及稳定控制信息的通信设备运行管理规范的通知豫电调2007238号河南省电力公司城市中低压配电网技术导则2007年3月河南省电力公司“两型一化”变电站设计建设实施细则工程20088号河南电网规划及设计工作近期指导意见（暂行）豫电计2008197号河南省电力公司设备选用原则2009年3月广东电网规划设计技术原则 2007年1月北京电网规划设计技术原则 1999年10月北京10千伏及以下配电网设备选用原则（试行）浙江省城市电网规划技术原则 2001年9月福建省电网规划设计指导意见上海浦东配电网技术原则实施细则 2002年4月山东

16、城市电网规划导则 2007年5月福州城市电网主要技术原则 2005年10月南京城市电网规划技术原则苏州城市电网规划的技术原则总 则为使河南电网规划、设计、设备选型规范化和标准化，统一规划、设计、建设、生产、运行技术标准，提升电网规划设计理念，优化电网规划设计技术原则，统一设备技术路线，把握电网发展新趋势，积极稳妥推进新技术应用，提高电网发展效率，提升电网发展品质，提高设备使用寿命，提高电网安全稳定运行水平。把河南电网建设成为“电网坚强、资产优良”具有可持续发展能力的统一坚强智能电网，特制定本原则。本原则以国家、地方及行业的有关法律法规、标准、导则、规程、规范、技术原则为基础，结合河南的实际情况

17、编制。本原则适用于河南电网规划、设计、设备选型以及发电、用电企业接入电网工作，各单位应在电网规划、设计、施工、运行、检修及用电营业等各项工作中参照执行本原则。本原则的解释权属河南省电力公司。第一篇 河南电网规划设计原则第一章 电网规划设计主要原则1基本原则1.1 制定本技术原则的主要依据有：国家制定颁发的相关现行标准；上级部门下发的现行规定、导则等相关文件；省公司下发执行的规定、技术原则等相关文件；电力科学技术方面先进、有效的研究成果；在处理河南电网问题上，行之有效、并被广泛认可的技术措施等。1.2 电网规划的目标：以统一规划、统一标准、统一建设为原则，以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展

18、，具有信息化、自动化，互动化特征的统一坚强智能电网。1.3 电网规划根据国民经济和社会发展的需要制定，并纳入国民经济和社会发展规划。1.4 电网规划必须满足电力市场发展需要，适度超前。1.5 电网规划注重“六协调”：电网规划与电源规划相协调；电网规划与城乡总体规划相协调；各电压等级电网发展相协调；城网与农网相协调；电网二次规划与一次规划相协调；无功补偿与有功负荷相协调。1.6 依托河南独特区位优势，明确河南电网在国家特高压电网发展中的定位，切实承担起在“三华”特高压同步电网中的枢纽责任，加快融入特高压全国统一电网。1.7 贯彻“直流送电、交流成网”的特高压发展理念，促进河南主网与特高压电网有效

19、衔接。1.8 坚持以特高压电网为支撑，加强500千伏主干网架以及重要输电通道建设, 适度拉大电网框架，优化电网结构。1.9 分阶段逐步打开500千伏/220千伏电磁环网，220千伏电网逐步转变为地区性高压输电网，实现分片运行。1.10 明晰110千伏变电站供电范围，简化110千伏电网结构。1.11 规范城市中压配电网络建设，标准化网络配置，提高网络互供能力，明晰供电范围，提高供电可靠性。1.12 以开环后控制系统短路电流、优化各级电网功能、提高电网供电能力为前提条件，宜以“能开则开”为导向，优先打开主干输电通道上的500千伏/220千伏电磁环网，充分考虑开环后电网运行的安全性、灵活性。1.13

20、 采取优化电网结构、打开电磁环网、分散电源接入、新技术应用等多项措施，控制系统短路电流。1.14 无功补偿应按分层分区和就地平衡原则配置，根据电网发展、电源建设、小火电关停、负荷增长，适时动态调整。1.15 建立完善的、技术先进的、稳定可靠的二次系统，提高电网安全可靠供电的能力，增强驾驭电网的能力，为电网安全稳定运行提供强有力的技术支持手段。1.16电网规划应把握新技术发展方向，积极稳妥、适时应用新技术，实现技术升级，确保河南电网技术领先、可持续发展。2电网规划方针2.1 总体方针河南电网规划要服从国家电网发展战略，依托本省区位优势，立足能源分布特点，结合电网现状，根据经济产业发展布局，坚持建

21、设可靠、高效、灵活的统一坚强智能电网，为经济社会可持续发展提供电力能源保障。 2.2 基本原则：加快电网升级、优化电压序列、确保能源安全2.3 主网原则：优先发展网架、地区合理分类、留有发展裕度2.4 城网原则：推广典型网络、容量合理充裕、建设标准规范2.5 农网原则：县域分区明确、供电容量适度、控制35千伏发展2.6 配网原则：明晰供电范围、强化网络建设、确保供电可靠2.7 二次电网原则：紧密配合一次、同步协调发展、建设智能电网2.8 电源接入原则：明确发展导向、规范并网标准、保障系统安全2.9 用户供电原则：分级保障供电、规范重点行业、一次二次并重第二章 电网一般规定与技术要求1电压等级1

22、.1 河南电网标准电压等级特高压交流：1000千伏；特高压直流：800千伏（1000千伏）；超高压：500千伏；高压：220千伏、110千伏、35千伏；中压：10千伏（20千伏）；低压：380220伏。1.2 电压序列优化1.2.1 合理简化电压等级（1）城网应逐步取消35千伏电压等级。（2）农网县城区和工业聚集区限制并逐步取消35千伏电压等级；重要乡镇和农业区可采用35千伏供电。1.2.2 优化电压序列在大城市负荷密度高的新城区试点采用20千伏电压等级。2电网分类（1）主网：500千伏电网。（2）城市高压电网：城市220千伏、110千伏高压电网。（3）农网：县域220千伏及以下各级电网。（4

23、）城市中低压配电网：城市10千伏（含20千伏）及以下电网。3电网可靠性3.1 使用范围适用于电压等级220千伏及以上电力系统，220千伏以下电力系统可参照执行。3.2 基本要求3.2.1 全网必须满足“N-1”供电安全原则，即正常运行方式的电力系统中任一元件(线路、发电机、变压器)无故障或因故障断开，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其它元件不应超过事故过负荷的规定，不损失负荷，电压和频率均在允许的范围内。3.2.2 计划检修方式下（在调整运行方式后），电力系统中任一元件(线路、发电机、变压器)无故障或因故障断开，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其它元件不应超过事故过负荷的规定，不损失负

24、荷，电压和频率均在允许的范围内。3.2.3 同塔双回或多回线路任一回且仅一回线路无故障或因故障断开的情况属于“N-1”运行方式。3.2.4 同塔双回或多回线路同时无故障或因故障断开为严重故障，允许采取切机和切负荷等措施保持电网稳定。3.2.5 过渡期间仅有单回线路或单台变压器时，允许线路或变压器故障时，损失部分负荷；但不得造成220千伏变电站全停或3座及以上110千伏变电站全停。备注：变电站全停指该变电站各级电压母线转供负荷（不包括所用电）均降到零。4开环原则4.1 开环思路4.1.1 500千伏/220千伏开环应提前规划，分步实施，滚动修订。电网目标网架形成过程中，各个发展阶段的开环方案应保

25、持延续性。4.1.2 河南电网500千伏/220千伏电磁环网开环，近期主要是解决电网问题（降低短路电流、避免多级电磁环网）；远期主要是优化电网功能，提高电网供电能力。4.1.3 区域间的开环方式一般应是永久性的；城市电网内部500千伏/220千伏开环方式应具有灵活性，随电网发展可进行必要调整。4.1.4 一个地区只有2台500千伏主变时，500千伏/220千伏开环属于临时过渡方式。4.2 开环原则4.2.1 特高压落点附近的地区间500千伏/220千伏电磁环网应优先开环。4.2.2 位于电网主干通道（全国联网及华中联网通道、省网主干通道）上的500千伏/220千伏电磁环网应优先开环，不具备开环

26、条件的应加快电网建设，尽快满足开环要求。4.2.3 供电区间的500千伏/220千伏电磁环网在满足开环条件时，宜采取“能开环则开环”的原则。4.2.4 供电区内部的500千伏/220千伏电磁环网，在条件允许的情况下，500千伏/220千伏电网可保持电磁合环，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，500千伏/220千伏电网应考虑开环。4.3 开环条件4.3.1 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，

27、则具备开环条件。4.3.2 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开环，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。4.4 开环方式及开环点的选择4.4.1 开环点原则上设置在地区间220千伏联络线、220千伏电网的功率分点、500千伏变电站的220千伏母线分段开关。4.4.2 开环应优先按行政

28、区域开环，在行政区域内部开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）开环点宜选在功率平衡点，开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。4.4.3 500千伏/220千伏电磁环网开环，通常考虑以下几种典型方式：方式一：一座500千伏变电站内有三台或以上主变，单个500千伏变电站独立成片运行。方式二：一座500千伏变电站内有四台主变，单个500千伏变电站独立成片运行，站内220千伏母线分母，通过站外220千伏系统合环运行。方式三：两座或两座以上500千伏站之间通过多回220千伏线路相联，500千伏

29、变电站内220千伏母线分母运行，两座500千伏变电站的3台及以上500千伏主变独立成片，两座500千伏变电站间的220千伏电网合环运行。 4.5 开环联络线的处理4.5.1 大区与大区之间开环，联络线可以不予保留。4.5.2 小区域间及供电区间开环，根据联络线的实际情况决定是否保留：（1）对电网结构及其区域电网发展影响不大的联络线给予保留；（2）若线路过于老化或者影响到区域电网发展，可以考虑取消联络线。4.5.3 城市电网内部开环的重要联络线需要保留，必要时可予以加强。5短路电流控制5.1 短路电流控制水平5.1.1 为取得合理的经济效益，应从网架设计、采用的电压等级、主接线、变压器的容量和阻

30、抗的选择、运行方式等方面，综合控制短路电流，使各电压等级断路器的开断电流及设备的动热稳定电流得到配合。各级电压电网短路电流不应大于下列数值：500千伏电网为63千安。220千伏电网为50千安。110千伏电网为40千安。35千伏电网为25千安。20千伏电网为25千安。10千伏电网为20千安（25千安）。5.1.2 新建变电站，按63千安短路电流水平选择500千伏断路器等设备，按50千安短路电流水平选择220千伏断路器等设备。5.1.3 系统短路电流按50千安选择的已建成变电站（牡丹、白河、邵陵等）500千伏设备（包括断路器、隔离开关、CT、PT、进出线路、地线、光纤等），采取一定的技术措施后，如

31、仍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。5.1.4 近期500千伏系统短路电流应控制在60千安以下，为下一步发展留有一定的裕度。5.1.5 个别变电站要采用抗短路水平63千安的220千伏断路器等设备时，需经过专题论证确定，但该区域220千伏系统短路电流仍应按50千安控制。5.1.6 10千伏电网短路电流水平按20千安控制；对于新城区、规划新区新建的10千伏电网，短路电流水平应按25千安控制。新建（含改造）公用10千伏配网及用户应按25千安短路电流水平选择断路器等设备。5.2 短路电流控制措施（1）发展高一级电压电网，次一级电压电网开环运行；（2）调整电网结构，简化接线

32、，减少变电站进出线回路数；（3）采用高阻抗变压器；（4）主变中性点加装小电抗；（5）变电站变压器、母线分裂运行。（6）其他新技术应用。6变电站出线规划6.1 变电站出线宜结合最终规模，统筹规划，一次完成。6.2 变电站出口线路宜同塔多回架设。6.3 结合远期出线规划，变电站一期建设时应考虑对后期出线走廊的保护。7变电站无人值班7.1 500千伏变电站500千伏变电站按少人值班设计。7.2 220千伏变电站新建、扩建的220千伏变电站应按规划选定为集控站或受控站，操作队原则上应驻守在集控站，集控站应包括运行人员及操作队的工作、生活设施。新建220千伏变电站（除集控站外）应按无人值班设计。7.3

33、110千伏和35千伏变电站均按无人值班设计；城市110千伏变电站应按无人值守设计。7.4 对未实现无人值班的变电站，要逐步改造为无人值班变电站。7.5 无人值班变电站应加装远方视频监视系统，该系统应具备工业电视、环境及设备的状态监测，消防报警、保卫和自动录像等功能。8变电所站用变电源引接8.1 500千伏变电站站用变电源引接8.1.1 初期仅有1台主变时，应采用两台站用变，其中一台站用变电源应从站外引接。8.1.2 有2台或以上主变时，应采用三台站用变，其中一台站用变电源应从站外引接。8.2 220千伏及以下变电站站用变电源引接8.2.1 初期仅有1台主变时，应采用两台站用变，其中一台站用变电

34、源应从站外引接。8.2.2 有2台或以上主变时，应采用两台站用变，站用变电源均从站内引接。9中性点接地方式9.1 110千伏500千伏电网应采用有效接地方式。9.2 10千伏35千伏电网应采用非有效接地方式。9.2.1 35千伏电网：一般采用不接地或经消弧线圈接地方式，单相接地故障电容电流达到10安以上时应采用经消弧线圈接地方式。9.2.2 20千伏、10千伏电网：（1）单相接地故障电容电流在10安及以下，宜采用中性点不接地方式；（2）单相接地故障电容电流在10安150安，宜采用中性点经消弧线圈接地方式；（3）在局部条件成熟的区域，可试用中性点经低电阻接地方式。10无功补偿10.1 无功补偿基

35、本原则10.1.1 电网的无功补偿应按分层分区和就地平衡原则配置，采取用户端分散就地补偿与地区变电站集中补偿相结合的方式，以利于降低电网损耗和有效控制电压质量。10.1.2 无功补偿一般考虑为电容器和电抗器等静态补偿形式，为解决受端系统动态无功不足，保持电网安全稳定运行、防止电压崩溃，经论证后，积极推进在负荷中心、末端电网的220千伏及以上变电站，配置静止无功补偿器等动态补偿装置。10.1.3 220千伏及110千伏变电站，应根据设计计算，配置适当容量的无功补偿装置，并满足在主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95；在低谷负荷时功率因数不应高于0.95，不低于0.92。500千伏变电

36、站的高低压电抗器的容量对于500千伏线路充电功率一般情况应全补偿。10.1.4 一般情况下，220千伏变电站容性补偿容量按主变压器容量的10%25%配置；110千伏及以下变电站容性无功补偿容量按主变压器容量的15%30%配置。机组关停集中地区及电网末端地区新建变电站无功补偿容量宜按高限配置。10.2 各电压等级电网无功补偿具体要求10.2.1 500千伏变电站无功补偿10.2.1.1 500千伏高抗的配置要求（1）500千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。（2）当

37、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母线高压并联电抗器，以无功补偿为主的母线高压并联电抗器应装设断路器。（3）以500千伏调压为主要目的的电抗器，宜选用可投切母线高压并联电抗器，以增加灵活调压手段。（4）为平衡500千伏电压等级盈余无功功率，在总装机规模1200兆瓦及以上的大容量电厂，且并网线路较长时，应考虑在电厂侧安装一定容量的高压并联电抗器，增加调压手段。（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（配置位置宜选在500千伏变电站500千伏母线侧）。10.2.1.2 500千伏低压无功补偿的配置

38、要求（1）500千伏变电站容性补偿容量应按照主变压器容量的10%20%配置，或经计算确定。（2）500千伏变低压侧电容器宜按如下配置：1000兆伏安主变：360兆乏1200兆伏安主变：372兆乏（3）500千伏变低压侧电抗器宜按如下配置：1000兆伏安主变：260兆乏1200兆伏安主变：260兆乏10.2.2 220千伏变电站无功补偿（1）220千伏变低压侧电容器，经调相调压计算后，宜按如下配置：180兆伏安主变：48兆乏240兆伏安主变：49兆乏（2）对进、出线以电缆为主的 220千伏变电站，可根据电缆长度配置相应的感性无功补偿装置。每一台变压器的感性无功补偿装置容量不宜大于主变压器容量的2

39、0%。10.2.3 110千伏变电站无功补偿（1）变电站低压电容器补偿按补偿主变损耗、留足备用的原则，经调相调压计算后，宜按如下配置：40兆伏安主变：2.4兆乏+3.6兆乏50兆伏安主变：3兆乏4.8兆乏63兆伏安主变：24.8兆乏（2）对于电缆出线较多的变电站，应考虑配置适当低压电抗器。10.2.4 35千伏变无功补偿电容器宜按如下配置：6.3兆伏安主变：1.2兆乏10兆伏安主变：1.8兆乏11电网电能质量要求11.1 频率河南电网额定频率为50赫兹，正常运行时系统频率偏差不超过0.2赫兹。11.2 电压为保证各类用户受电端的电压质量，正常方式下，各级电压电网枢纽点允许电压波动的范围如下：5

40、00千伏电网为0%10%220千伏电网为0%10%110千伏电网为-3%7%35千伏电网为-3%7%20千伏电网为-7%7%10千伏电网为-7%7%11.3 谐波对于新建或现有的集中型大谐波源，应按GBT145491993电能质量 公用电网谐波的规定，控制其产生的谐波量，包括谐波电压、电流量，对有关变电站母线配置谐波测试仪进行监测。11.4 三相电压不平衡度电网三相不平衡度必须符合国标电能质量三相电压不平衡（GB/T15543-2008）的要求。11.5 电压波动和闪变任何一个波动负荷用户在电力系统公共连接点产生的电压波动和闪变，必须符合国标电能质量 电压波动和闪变（GB12326-2008）

41、的要求。第三章 500千伏主网规划设计原则1500千伏电网结构1.1 近期以特高压电网为依托，加强完善河南省500千伏“两纵四横”的梯形主网架结构，适应省内电力需求快速增长和特高压电力吸纳。1.2 远期根据省内电源布局和特高压电网发展，加强与特高压电网衔接的河南500千伏送电通道建设，进一步推动河南电网形成以特高压交流变电站为500千伏网架支撑，以特高压直流为电源补充，相邻区域间具备较强支援能力的500千伏目标网架。2500千伏变电站规划2.1 布点原则2.1.1 满足供电，满足向低一级电压电网供电需要。2.1.2 网架优先，满足500千伏电网结构发展、网架结构优化的需要。2.1.3 协调发展

42、，满足吸收特高压电力、适应220千伏电网发展的需要。2.1.4 远近结合，按照地区远期用电规模、电网远期规划合理考虑变电站布局，近期变电站布点时侧重满足地区负荷发展和安全可靠供电，并考虑与远期新增变电站布局上协调。2.2 扩建原则2.2.1 变电站首期投产主变台数根据负荷需要确定，原则上应满足变电站在投产后3年内不扩建主变要求。2.2.2 500千伏变电站是否扩建达到最终规模容量，必须结合当地负荷发展饱和程度慎重考虑，一般情况下扩建变电容量宜按单台考虑。2.2.3 扩建主变单台容量宜与原主变单台容量一致。2.2.4 供电区内有1座及若干座500千伏变电站供电时，应保证该区域内预留有12台500千伏主变扩建余地。相邻供电区有适当备用容量可支援本供电区时，预留主变台数可降低。2.3 容载比2.3.1 500千伏电网容载比年负荷平均增长率小于7%时，500千伏容载比宜控制在1.72.0之间；年负荷平均增长率7%12%时，500千伏容载比宜控制在1.82.1之间；年负荷平均增长率大于12%时，50