湖南220千伏及以上电网规划设计技术导则

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XDHX

湖南省电力行业协会团体标准

T/XDHX003—2022

湖南220千伏及以上电网规划设计技术导

则

Hunan220kVandabovepowernetworkplanningAnddesign

technicalprinciples

（征求意见稿）

在提交反馈意见时，请将您知道的相关专利连同支持性文件一并附上。

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

湖南省电力行业协会  发布

前言

本文件依据GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的要求，

按照《湖南省电力行业协会团体标准管理办法（试行）》的规定起草。

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。

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。

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湖南220kV及以上电网规划设计技术导则

1范围

本文件规定了湖南220kV及以上电网规划设计阶段需遵循的技术标准和要求。

本文件适用于国网湖南省电力有限公司经营区域内220kV及以上电压等级电网的规划设计。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

凡是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。

国务院令第599号《电力安全事故应急处置和调查处理条例》

GB38755电力系统安全稳定导则

GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定

GB38969电力系统技术导则

GB/T19963.1风电场接入电力系统技术规定

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则

GB/T29328重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范

DL/T256城市电网供电安全标准

DL/T5810电化学储能电站接入电网设计规范

DL/T1957电网直流偏磁风险评估与防御导则

DL/T524235kV-220kV变电站无功补偿装置设计技术规定

DL/T5014330kV-750kV变电站无功补偿装置设计技术规定

DL/T1868电力资产全寿命周期管理体系规范

DL/T5554电力系统无功补偿及调压设计技术导则

NB/T10072抽水蓄能电站设计规范

Q/GDW156城市电力网规划设计导则

Q/GDW1480分布式电源接入电网技术规定

Q/GDW10268输电网规划设计内容深度规定

Q/GDW10272大型电厂接入系统设计内容深度规定

Q/GDW11623电气化铁路牵引站接入电网导则

Q/GDW11995电化学储能电站接入系统设计内容深度规定

Q/GDW11986大型风电基地输电系统规划设计内容深度规定

Q/GDW11987大型光伏发电基地输电系统规划设计内容深度规定

Q/GDW11721国家电网有限公司差异化规划设计导则

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

电力系统安全性powersystemsecurity

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电力系统在运行中承受扰动（例如突然失去电力系统的元件或短路故障等）的能力。

[来源：GB38755，2.1]

3.2

电力系统稳定性powersystemstability

电力系统受到扰动后保持稳定运行的能力，主要包括功角稳定、电压稳定和频率稳定。

[来源：GB38755，2.2]

3.3

N-1

正常方式下的电力系统任一元件（如发电机、交流线路、变压器、直流单极线路、直流换流器等，

不含母线）因故障或无故障退出运行。

3.4

N-2

正常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。

3.5

N-1-1

电网任一元件计划检修，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。

3.6

多馈入直流短路比multi-infeedDCshort-circuitratio

直流馈入换流母线的短路容量与考虑其他直流回路影响后的等值直流功率的比值。

[来源：GB38755，2.6]

3.7

三级安全稳定标准threelevelsforsafetyandstabilitystandards

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：GB38755，4.2.1]

3.8

电网差异化规划设计differentialplanninganddesignforpowergrid

在现行电网规划设计的标准基础上，结合电网发展需求和运行经验，采取电网补强措施，适度加强

电网结构；区分重要输电线路、输电线路重要区段、重要变电站、特殊变电站，并适度提高设计标准，

防止极端自然灾害及电网连锁故障情况下发生大面积停电事故。

[来源：Q/GDW11721，2.1]

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4总则

4.1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500kV电网，

优化220kV电网，强化110kV电网互联，差异化发展35kV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。

4.2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3-5年电网发展，避免反复停

电建设。

4.3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，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。

4.4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。

4.5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。

4.6坚持“高效发展”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。

4.7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。

5规划设计的一般技术原则

5.1电网电压等级

直流±500kV及以上，交流1000kV、500kV、220kV。

5.2安全标准

5.2.1电网应满足GB38755规定的三级安全稳定标准要求。

5.2.2对于重要输电通道的同杆并架线路，向重要负荷中心供电的500kV及220kV同塔双回通道，宜满

足“N-2”安全稳定校核不损失负荷。

5.2.3地市核心城区及对外联络薄弱区域电网宜满足N-1-1方式下不发生五级及以上电网安全事件。

5.2.4规划新增项目宜满足N-1方式下不发生五级及以上电网安全事件。

5.3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。

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5.3.3500kV容载比总体宜控制在1.7-1.9之间，220kV容载比宜控制在1.7-2.0之间。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。

5.4电网结构

5.4.1电网规划应按照标准统一、强简有序、协调发展的原则，构建科学合理的网络结构，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

风险预警的规划方案，应专题研究停电方案，评估停电风险，科学制定过渡实施方案。

5.4.3新建变电站应满足地区负荷发展需要和安全可靠供电要求，应避免单线供电，仅有双回线路供

电的变电站应尽量避免同杆架设，无法避免的区域应加强下级电网的转供能力。。

5.5变电站

5.5.1变电站的布点和规模应综合考虑负荷供电范围及近远期发展、电源接入、电网分层分区、目标

网架构建等因素。

5.5.2新建变电站主变规模应按投运后3年不扩建原则考虑。采用GIS配电装置的新建变电站，母线宜

一次建成，本期出线间隔应按满足投运后3年内不扩建的原则建设。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，其出线间隔可以考虑预留5年发展需要，需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，应结合供电区域内的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电网线路加强等外线扩建工程协调。

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。

5.6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，与电网规划及城市规划相协调。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，架空输电线路规划设计可考虑同塔双回或四回线路架设，充分利用走廊资源，增大输电能力。

同塔架设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。

5.6.3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、状态评价情况及电网发展需求论证改造方案。

5.6.4线路杆迁工程应结合近远期电网发展要求、电力设施布局规划及城市规划，论证确定线路回路

数、导线选型和杆塔型式。

5.6.5在资产全寿命周期内、供电存在瓶颈的存量架空线路可根据线路状态评价、使用寿命以及电网

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需求实施动态增容、温升改造或耐热改造等措施来提升线路输电能力。

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。

6特高压电网

6.1特高压交、直流电网发展服从国家统一规划，特高压和500kV主网架应合理衔接，确保区外来电

“落得下，送得出，用得上”。

6.2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。

6.3应根据区外来电起点、电源类型和送电方式，结合电网负荷分布、电源布局和网架情况，科学确

定特高压交流、直流落点。

6.4多回直流落点应保持充分的电气距离，多馈入直流短路比不宜小于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。具体工程应积极研究多端直流和柔性直流等

技术在湖南电网应用的可行性。

7500kV电网

7.1总体要求

7.1.1500kV电网定位为湖南电网的骨干输电网，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。

7.1.2500kV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500kV网架结构和电源接入方式，控制500kV电网短路电流水平不超过63kA。

7.2500kV电网结构

500kV电网宜构建以双环网、环网为主的网架结构。

7.3500kV变电站

7.3.1变压器规模

7.3.1.1新建500kV变电站主变压器终期规模原则上按照4×1000MVA配置，长沙等地市负荷中心

供电的变电站，必要时经专题论证主变压器规模可以采用6×1000MVA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500kV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。

7.3.2变压器型式

7.3.2.1一般采用单相自耦变压器。

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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18%～24%考虑，一般区域高-中

阻抗值按16%~18%考虑。网络密集区现有12%阻抗主变应结合电网需求更换为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。

7.3.3出线规模

7.3.3.1500kV出线：原则上选取8～10回，不应低于6回。

7.3.3.2220kV出线：原则上选取16～18回，特殊情况可适度增加。

7.3.4电气主接线

7.3.4.1500kV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。

7.3.4.2500kV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。

7.3.4.3220kV侧：为限制短路电流和便于分区供电，4台主变布置的500kV变电站220kV母线一般

采用双母线双分段接线，6台主变布置的500kV变电站两侧220kV母线分别采用双母线双分段接线。

7.3.4.4低压侧：采用单母线接线。

7.3.5配电装置

7.3.5.1500kV、220kV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。

7.3.5.2500kV配电装置的短路电流遮断能力按照63kA选择，220kV配电装置的短路电流遮断能力

按照50kA选择，条件允许的情况下经论证可考虑按照63kA选择。

7.3.5.3500kV配电装置设备的额定电流一般按不低于4000A选择，220kV出线间隔设备的额定电流

一般按不低于3150A选择，主变与母联、分段间隔一般按不低于4000A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4～6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10%～25%配置；低压侧容性无功补偿单组容量一般选用

60Mvar。

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60Mvar。

对于长度超过100km以上的500kV输电线路，应开展计算论证，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500kV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500kV变电站，应结合研究论证，考虑配

置500kV串联电抗器或预留场地位置。

7.4500kV线路

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7.4.1导线选型

7.4.1.1新建500kV线路一般采用架空钢芯铝绞线，500kV钢芯铝绞线的导线截面：

电网主干线原则上采用4×630mm2；

电源送出、用户送出线路可单独论证；

特高压送出通道、负荷高度密集区经论证可采用4×800mm2、6×630mm2等线型。

7.4.1.2湖南500kV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500kV线路一般采用单回路架设；廊道紧张地区可采用500kV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500kV线路应尽量避免与其他的500kV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。

8220kV电网

8.1总体要求

8.1.1220kV电网定位为湖南电网的区域输电网，是疏散500kV电网潮流，并向下级电网供电的重要平

台。

8.1.2220kV电网发展以500kV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。

8.1.3220kV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，同时控制短路电流水平不超过50kA。

8.2500/220kV电网分区

8.2.1500/220kV分区应能满足电网安全稳定运行及可靠供电要求。

8.2.2500/220kV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。

8.2.3500/220kV分区原则上应有2座及以上500kV变电站、3台及以上500kV主变，并尽可能在220kV

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500kV

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220kV分区内应接入适当规模的220kV

支撑电源。

8.2.4500/220kV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500/220kV分区的500kV主变容量配置应满足“N-1”校核。当任一台500kV主变发生故障时，

应充分发挥分区内其它500kV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。

8.2.6500/220kV分区之间应保留必要的220kV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。各分区电网宜保证在70%年最大负荷下，当分区内一台500kV

主变检修时，采取电网重构措施，分区内任一台500kV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。

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8.2.7500/220kV分区供电应重视500kV变电站的220kV出线优化，应结合中远期电网分层分区供电要

求，考虑500kV变电站220kV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

220kV出线间隔排列，原则上220kV同一供电片区宜由不同的220kV母线段供电。

8.2.8对于高比例新能源接入的220kV分区，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220kV变电站预留充足的动态无功补偿安装场地。

8.2.9500/220kV电网分层分区时宜选择电气联系相对紧密的500kV变电站在同一个220kV分区合环，

宜避免送端与受端或不同输电通道的500kV变电站合环构成220kV分区，形成500/220kV弱电磁环网。

8.2.10对于规划投产年份220kV母线短路电流控制困难的500kV变电站，应开展专题研究论证在

500kV变电站布置220kV母线串联电抗器、快速开关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。

8.3220kV电网结构

8.3.1220kV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220kV变电站为2座。

8.3.5结构d：双回路链式结构，接入链中的220kV变电站为3座，其中500kV站出口220kV线路应采用

独立廊道。

8.4220kV变电站

8.4.1变压器规模

8.4.1.1新增220kV主变容量序列考虑为：240MVA、180MVA。

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220kV变电站的变压器规模如

下：地级市城区及大型工业园区220kV变电站原则上按照4×240MVA规模设计；县城220kV变电站

原则上按照3×180MVA规模设计，负荷规模较大的地区经论证可按照（3~4）×240MVA规模设计；

农村地区220kV变电站按照3×180MVA规模设计；220kV清洁能源汇集站或存在大量盈余电力上送的

220kV变电站，经论证可按照（3~4）×240MVA规模设计。

8.4.2变压器型式

8.4.2.1新建220kV变电站原则上采用220/110/10kV电压等级，确有需要且经专题论证后，可采用

220/110/35kV电压等级。

8.4.2.2为控制220kV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。

8.4.2.5站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。

8.4.3出线规模

8.4.3.1220kV出线：原则上取6～8回，用户或电源接入较多时可增加到10~12回。

8.4.3.2110kV出线：原则上取12～14回，用户或电源接入较多时可增加到16~18回。

11

8.4.3.310kV出线：每台主变10～14回。

8.4.3.435kV出线：新建220kV变电站低压侧经研究论证可采用35kV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

8.4.4.1220kV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。

8.4.4.2110kV侧：一般采用双母线接线。

8.4.4.310kV侧：一般采用单母线分段接线。

8.4.4.435kV侧：一般采用单母线分段接线。

8.4.5配电装置

8.4.5.1220kV配电装置原则上采用HGIS或户内GIS设备，特殊情况经论证可采用户外GIS，短路

电流水平按照50kA控制。

8.4.5.2110kV配电装置原则上采用HGIS或GIS设备，短路电流水平按照40kA控制。

8.4.5.310kV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31.5kA控制（进线分

段断路器按40kA控制）。

8.4.6无功补偿

8.4.6.1一般按照每台主变预留4～6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10%～25%配置，满足高峰负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。

8.5220kV线路

8.5.1导线选型

8.5.1.1新建220kV架空线路一般采用钢芯铝绞线，220kV钢芯铝绞线的导线截面：

电网主干线原则上采用2×630mm2；

电网末端、电源送出、用户送出线路可单独论证；

大容量500kV变电站出线经论证可采用4×300mm2及以上截面导线。

8.5.1.2湖南220kV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220kV线路一般按单回路架设；廊道紧张地区可采用220kV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。

8.5.2.2220kV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电缆通道

12

9.1电缆通道的建设坚持“立足规划、统筹建设”的原则，按照地区建设规划统一安排、同步实施，

结合轨道交通、公路、市政道路等工程建设同步进行，按照终期规模廊道一次性建设到位。

9.2500kV线路原则上不使用电缆，确需使用的需专题论证。

9.3220kV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2500mm2；220kV电缆通道应

采用电缆隧道、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。

9.4同一变电站的220kV的电缆线路以及来自不同变电站但对同一区域供电的220kV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。

10用户及电源接入

10.1总体要求

10.1.1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。

10.2用户接入

10.2.1重要电力用户供电电源配置应符合GB/T29328的规定。

10.2.2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、

用户报装容量，经过技术经济比较论证后确定。

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

100MW~200MW110kV/220kV

200MW~500MW220kV

500MW~1000MW220kV/500kV

1000MW以上500kV

注：不含电铁牵引站等用户，电铁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。

10.2.3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。

10.2.4新增用户的接入方案不造成区域电网五级及以上电网事故。

10.3常规电源接入

10.3.1常规电厂接入系统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或在电厂母线穿越系统潮流。

10.3.2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，通过技术经济分析比较，综合论证电源的接入系统方案，并对电厂一

次主接线及需要与电网配合的二次措施提出要求。

10.3.3单机容量1000MW机组，一般直接接入500kV电网；单机容量300MW-660MW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

13

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220kV电压等

级。

10.4抽水蓄能接入

10.4.1抽水蓄能电站参照NB/T10072设计，其接入方式参照常规电源接入方式。

10.5新能源接入

10.5.1风电、光伏等新能源场站接入系统应符合国家能源发展战略和政策，与电网规划相协调，并执

行GB/T19963.1等标准的规定。

10.5.2大中型风电、光伏等新能源基地、新能源资源密集区域等，应结合实际条件统筹考虑各场站的

接入，开展所在区域的新能源输电系统规划方案研究论证，并需统筹网架补强方案的研究。

10.5.3新能源场站接入系统方案论证时，应明确新能源参与电力系统惯量支撑、一次调频、高低压穿

越能力、短路容量支撑、调峰及备用的能力，提出对储能、调相机等灵活性调节资源配置的要求，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，相关要求符合GB/T19963.1、GB/T

19964的要求。

10.5.4新能源场站应具备有功功率平滑调节的能力，并参与系统有功功率控制和紧急控制。

10.5.5新能源场站的无功配置容量配置应该结合新能源机组类型、电网实际接入情况开展专题研究，

确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。

10.6新型储能站接入

10.6.1新型储能站接入系统应符合国家能源发展战略和政策，与电网规划相协调，并执行DL/T5810

等标准的规定。

10.6.2新型储能系统接入电网的电压等级应综合考虑储能系统额定功率和当地电网条件确定，可参考

GB/T36547的相关规定。

10.6.3电网侧独立储能电站不应与变电站合建，保持必要的空间隔离。

10.6.4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，可通

过技术经济分析后合理开展电网侧替代性储能建设。

11系统二次

11.1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。

11.1.2系统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。根据国家标准GB/T14285、相关企业标准及反事故措施要求，确定线路保护（含过电压

保护护、远方跳闸保护）、母线保护、断路器保护、自动重合闸装置、故障录波装置、故障测距装置、

保护及故障信息管理功能的配置原则及方案。

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，220kV

及以上电压等级的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道。

11.1.4500kV及以上电压等级的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。

14

11.1.5220kV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500kV变电站，一个半断路器、角行、

桥型接线、线变组形式，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220kV变电站母联（分段）断路器，智能变电站应按断路器双套配置断路器保护（即

母联分段保护），常规变电站应按断路器单套配置断路器保护（即母联分段保护）。

11.2安全稳定控制装置

11.2.1应根据GB38755、DL755定的要求，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，提出安全稳定控制系统的功能方案。

11.3通信网

11.3.1220kV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。

11.3.4220kV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。

11.3.6220kV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、变电站配置OTN设备，省际骨干网核心汇聚站点OTN设备双重化配置，省级

骨干网、地市骨干网站点OTN设备单套配置。变电站配置1套综合接入设备、数据通信网设备、行政交换

IAD设备。

11.3.8地市及以上调度机构（含备调）、500kV及以上变电站应配置两套独立通信电源，220kV变电

站宜采用一体化电源通信DC-DC双套配置，通信电源后备时间不小于4小时，地理位置偏远的无人值班

变电站后备时间不小于8小时。独立通信电源应同步建设动力环境监控系统并接入通信监控主站，一体

化电源通信DC-DC监控信号接入变电站综自系统，并同步接入通信监控主站。

11.4调度自动化

11.4.1调度主站

11.4.1.1省、地级电网调度控制系统物理分布配置、省地纵向协同，分别对本级调度管控范围内厂站

实现直采直控。

15

11.4.1.2省、地级电网调度控制系统配置备用调度控制系统。主备调系统建设、改造与运行管理遵循

同质化原则，技术架构、基础平台及图模标准一致。

11.4.2调度数据网

11.4.2.1湖南电网调度数据网涵盖省级调度数据网接入网、地级调度数据网接入网。省、地级调度数

据网接入网之间物理独立。

11.4.3厂站端

11.4.3.1设为相量采集点的厂站应配置PMU。

11.4.3.2总装机10MW及以上并网水电厂应配置水调自动化系统；燃煤电厂应配置烟气排放监测装

置。

11.4.3.3220kV及以上并网电厂应配置AVC功能。

11.4.3.4总装机容量超过10MW的风电场/光伏电站应配置风电/光伏功率预测系统。

11.5电能计量

11.5.1电能计量装置的配置应符合DL/T448、GB/T50063和Q/GDW10347的要求。

12智能化

12.1新建输电线路均按智慧输电线路建设。现有需要改造的输电线路，按照“安全可靠、经济适用、

统一标准、因地制宜”原则实施改造。

12.2新建变电站均按智能化变电站建设。现有需要改造的变电站，按照“安全可靠、经济适用、统一

标准、因地制宜”原则实施改造。

13环境评价

13.1220kV及以上电网规划的环境影响评价应以改善环境质量和保障生态安全为目标，论证规划方案

的生态环境合理性和环境效益，提出规划优化调整建议。

13.2220kV及以上电网规划应符合生态保护红线管控要求，避让国家公园、自然保护区、风景名胜区、

世界自然和文化遗产地、饮用水水源保护区等环境敏感区。确因自然条件等因素限制无法避让的，应在

满足相应法律法规及管理要求的前提下，对规划方案进行唯一性论证，并采取无害化方式通过。

14差异化规划

14.1一般原则

14.1.1为提高电网抗击严重自然灾害的能力，防止极端自然灾害及电网连锁故障情况下发生大面积停

电事故，电网应实行差异化规划。

14.1.2按照Q/GDW11721划分重要输电线路、输电线路重要区段、重要变电站，进行差异化规划设

计。

14.1.3对重要输电线路及输电线路重要区段采取适当加强措施，提高线路安全水平，防止倒塔、断线、

掉串、舞动等事故，避免发生重大的公共安全和电网安全事故。

14.1.4重要变电站在技术经济合理情况下，应优先选择高可靠性设备。

14.1.5变电站应由电网企业与公安机关按照《电力系统治安反恐防范要求》（GA1800.1）共同确定定

级，采取物防、技防等措施，落实相应等级的防范要求。

16

14.2输电线路抗冰

14.2.1线路路径方案选择应尽量避免通过重冰区，尽量避开横跨垭口、风道和河流水库等容易覆冰地

带。新建线路路径规划时，合理避让重覆冰地区和Ⅱ、Ⅲ级舞动区域，尽量避开相对高耸、风口、垭口、

迎风坡等微地形微气象区段，以及相对高差较大、连续上下山等地段。

14.2.2对于无法避开覆冰区的架空线路应实施差异化设计，通过加强型绝缘子、加强型杆塔等相关技

术手段提升抗冰能力。

14.2.3输电线路应根据冰区分布图及历史覆冰情况核算是否有融冰需求，并按需求预留融冰装置位置。

14.3输电线路防舞动

14.3.1选择路径时尽量避免路径横穿风口、垭口等舞动微气象、微地形地带。

14.3.2通过开阔地带、水库、湖泊等区域的架空线路应实施差异化设计，在1级以上舞动区应严格执

行《架空输电线路防舞设计规范》（Q/GDW1829）。

14.4输电线路防雷

14.4.1架空输电线路的防雷措施按照输电线路在电网中的重要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地

貌及线路结构的不同，进行差异化配置，应结合地闪密度分布图、运行经验等，重点加强重要线路以及

多雷区、强雷区内杆塔和线段的防雷保护。

14.5防火

14.5.1对于220kV及以上输电线路山火发生高风险区段应加装山火监测装置。

14.5.2对于存在线路故障引发森林火灾高风险区段2km范围内应安装山火监测装置。

14.5.3电缆隧道应配置灭火装备，主要依据GB50016、GB50898、GB50838、SZDBZ174等设计规

范执行。

14.6防洪

14.6.1220kV及以上的架空输电线路基础、变电设施应差异化考虑防护等级和防洪标准。

14.7直流偏磁防治

14.7.1220kV及以上主变压器应考虑直流输电线路、轨道交通等产生的直流偏磁危害的防治措施，满

足DL/T1957的要求。

17

T/XDHX003—2022

附录A

（资料性）

220及500kV架空线路持续极限输送容量

表A.1220及500kV架空导线极限输电能力表（环境温度+25℃，cosφ=1）

单位：MVA

导线最高允许温度70℃导线最高允许温度80℃

导线截面（钢芯铝截面）

220kV500kV220kV500kV

400298340

2×240456518

2×300518590

2×400596680

2×500684783

2×630793909

4×30023562681

4×40027093090

4×50031113558

4×63036034133

4×72039494541

6×30035334022

6×63054046199

注：线路极限输送容量计算边界为环境温度+25℃，导体最高允许温度为70℃（80℃）。我国现行架空线路设计规范

中规定，钢芯铝绞线的最高使用温度宜采用70℃，必要时可采用80℃。当实际环境温度变化时，架空线路持续极限输

电容量常用修正系数参照值见下表（默认海拔1000米以下）。

表A.2温度修正系数

实际环境温度

导体最高允许温度

1015202530354045

+70℃1.151.111.0510.940.880.810.74

+80℃1.151.111.0510.940.890.830.76

注：环境温度宜采用最热月每日最高温度的月平均值，取多年平均值。

T/XDHX003—2022

附录B

（规范性）

220kV典型供电模式

典型

电网结构

网架220kV

结构a

结构b

结构c

结构d

T/XDHX003—2022

目次

1范围..............................................................................4

2规范性引用文件....................................................................4

3术语和定义........................................................................4

4总则..............................................................................6

5规划设计的一般技术原则............................................................6

6特高压电网........................................................................8

7500kV电网.........................................................................8

8220kV电网........................................................................10

9电缆通道.........................................................................12

10用户及电源接入..................................................................13

11系统二次........................................................................14

12智能化..........................................................................16

13环