HB 2007 380V-500kV电网建设与改造技术导则

Q/ED ××××-2007 目 次 II前 言 11 总则 32 500kV电网 33 220kV电网 44 城市110kV电网 55 城市中低压配电网络 66 农村电网 87 继电保护、通信、调度自动化 108 无功补偿 119 电能计量 1410 变电站计算机监控系统 1511 主要电气设备 2212 主网设备技术改造原则 前 言 为规范湖北省电力公司输、变、配、用电工程的建设及改造技术工作，提高电网设备装备水平，保证电网安全、优质、经济运行，特制定本标准。 本标准根据国家和行业有关法律、法规、规程和规范，并结合湖北省380V—500kV电网目前的发展水平、运行经验和管理要求而提出，适用于湖北省电力公司380V—500kV电网的建设与改造工作。 本标准由湖北省电力公司提出。 本标准由湖北省电力公司科技信息部归口管理。 本标准由湖北省电力试验研究院负责起草，省公司生产技术部、发展策划部、安全监察部、科技信息部、基建部、营销部、农电工作部、调度中心、信通中心参与有关章节编写工作。 本标准起草人：宋伶俐、汪涛、刘建华、杜治、陈宏、忻俊慧、胡惠然、林志伟、梁新建、代伟、周想凌、胡刚、殷建刚、董永德、陈隽、陈国强、潘小兵、苏昊。 本标准审核人：周世平、杨勇、胡波、梁志斌、刘世琦、詹必川、谭文林、吴耀文、蔡敏、傅军、李小平、涂琦、王力军、方毅、周友斌、靖小平、涂明、彭世建、刘启德、金涛、王金槐、戴堂云、喻子易、程建翼、施通勤、詹智红、许萍、杜江、季斌、田华、李松山、胡传禄、罗志娟。 本标准由湖北省电力公司批准。 本标准由湖北省电力试验研究院负责解释。 380V—500kV电网建设与改造技术导则 1　 总则 1.1　 范围 1.1.1　 本导则规定了湖北省电力公司管辖的地市电网的建设与改造应遵循的主要技术原则和技术要求。 1.1.2　 本导则适用于湖北省电力公司管辖的380V—500kV电网的建设与改造工作。接入湖北电网的独立发电厂、企业自备电厂、热电联供、综合利用发电厂以及以各种电压等级接入湖北电网的大用户应参照执行。 1.2　 规范性引用文件 下列标准的条文通过本导则的引用而构成本技术导则的条款。本导则发布时，所示版本均为有效，在被引用标准被修订后，应重新探讨使用下列标准最新版本的可能性。 Q/GDW156—2006 城市电力网规划导则 DL755-2001 电力系统安全稳定导则 DL/T 599－2005 城市中低压配电网改造技术导则 DL/T 5218-2005 220kV -500kV 变电所设计技术规程 DL/T 5103-1999 35kV-110kV无人值班变电所设计规程 DL/Z 713-2000 500kV变电所保护和控制设备抗扰度要求 DL/T 5136-2001  火力发电厂、变电站二次线设计技术规定 DL/T 5149-2001 220kV-500kV 变电所计算机监控设计技术规程 DL 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规定 电监会5号令 电力二次系统安全防护规定 DL/T448-2000 电能计量装置技术管理规程 DL/T5202-2004 电能量计量系统设计技术规程 国家电网公司颁布 国家电网公司500kV变电站典型设计 国家电网公司颁布 国家电网公司220kV变电站典型设计 国家电网公司颁布 国家电网公司110kV变电站典型设计 国网生技[2005]400号 国家电网公司十八项电网重大反事故措施 国网生技[2006]51号 国家电网公司输变电设备技术改造指导意见 鄂电司生技[2007]15号 湖北电网继电保护复用通道技术及管理规定 1.3　 电网建设的基本原则 1.3.1　 湖北电网采用以下标准电压等级： 超高压输电： 500kV; 高压输电： 220kV； 高压配电： 220kV 、110kV、35kV； 中压配电： 35kV 、20 kV、10kV； 低压配电： 380V/220V。 1.3.2　 湖北电网应满足《电力系统安全稳定导则》中规定的各项安全稳定标准，全面贯彻分层分区原则，简化网络接线，防止发生大面积停电事故；满足《城市电力网规划设计导则》中对安全供电的要求；满足国家及行业对电能质量的要求。 1.3.3　 湖北电网应加强受端系统内部最高一级电压的网络联系，加强受端系统的电压支撑和运行的灵活性，在受端系统应接有足够容量的电厂。 1.3.4　 各电压等级电网的短路容量应该从网络结构、电压等级、变压器容量及其阻抗选择、运行方式等方面进行控制，各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流应与安装处的短路容量配合。在变电站内的系统节点，一般不超过表1数值。 表1各电压等级的短路容量限定值 电压等级 短路电流 500kV 50kA，63kA 220kV 40kA，50kA 110kV 31.5kA，40kA 35kV 25kA 10kV 16(31.5)kA 1.3.5　 各级电压网络短路电流控制的原则及采取的措施如下： 1.3.5.1　 电网最高一级电压母线的短路电流在不超过表1规定值的基础上，应维持一定的短路容量，以减小受端系统的电源阻抗，即使系统发生振荡，也能维持各级电压不过低，高一级电压不致发生过大的波动。 1.3.5.2　 电网其它电压等级网络的短路电流应在技术经济合理的基础上采取限制措施： a）网络分片，开环，母线分段运行； b）适当选择变压器的容量、接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器； c）在变压器低压侧加装电抗器或分裂电抗器，或在出线断路器出口侧加装电抗器等。设计采用此措施前需进行短路电流计算校核并确定阻抗值。 1.3.6　 根据经济增长和城市社会发展的不同阶段，可将电网负荷增长速度分为较慢、中等、较快三种情况，对应的各电压等级电网的容载比选择如表2所示。 表2 各电压等级容载比选择范围 电网负荷增长情况 较慢增长 中等增长 较快增长 年负荷平均增长率(建议值) 小于7% 7%～12% 大于12% 500kV及以上 1.5～1.8 1.6～1.9 1.7～2.0 220kV 1.6～1.9 1.7～2.0 1.8～2.1 35kV～110kV 1.8～2.0 1.9～2.1 2.0～2.2 注：容载比是某一供电区域，变电设备总容量与对应的总负荷的比值。 1.3.7　 电网的无功补偿应以分层分区和就地平衡为原则，并应随负荷（或电压）变化进行调整，避免经长距离线路或多级变 压器传送无功功率。无功补偿设备应采用可分组自动投切的并联电容器、电抗器为主。为保证受端系统发生突然失去一回重载线路或一台大容量机组（包括发电机失磁）等事故时保持电压稳定和正常供电，不致出现电压崩溃，受端系统中应有足够的动态无功备用容量。 1.3.8　 随着高一级电压电网的建设与完善，下级电压电网应实现分片供电，并应逐步解开高低压电磁环网。 1.3.9　 电网建设应遵循简化电压等级、减少变压层次的原则，在进行技术经济比较后有条件的地方可以考虑采用20kV电压等级供电方式。 1.3.10　 电网规划应尽量按饱和负荷选定新的电力通道及变、配电站站址，并纳入城市规划，超前预留。电网建设应充分利用现有电力通道资源，提高通道的输电能力。 1.3.11　 电网建设应遵循一次系统、二次系统同时设计、同时建设、同时投运原则。 1.3.12　 城市电网应积极推广应用小型化、无油化、经济化、少维护、节能型、智能型设备，应采用品牌产品，提高设备装备水平。 1.3.13　 电网建设应采用成熟适用的先进技术。积极推广应用建设占地少、维护少与自然环境协调兼容的输变电设备技术、环保技术。 1.3.14　 新建变电站、输电线路应严格执行典型设计要求，变电站按照“资源节约型、环境友好型、工业化”的要求进行建设。 1.3.15　 新建变电站必须统一授时，全站应配置标准时钟授时设备。220kV及以上变电站授时设备宜按双套冗余配置。 1.3.16　 110kV及以上变电站应配置输变电生产管理系统。 1.3.17　 220kV及以上变电站应配置远程视频稽查系统。 1.4　 输变电设备选用基本原则 1.4.1　 输变电设备的设计选型应满足湖北电网规划设计的要求，并与其在电网中的重要性、地区的负荷密度、周边环境、经济发展水平相适应。 1.4.2　 输变电设备的设计选型，在易发生气候灾害的微气象区域内应适当提高设计标准，以提高输变电设备抵御恶劣天气及环境影响的能力。 1.4.3　 输变电设备的选型应使用性能优良、稳定可靠、型号统一、符合国家及行业有关标准、获得了国家相关产品质量检验部门认可的设备，通过技术经济比较积极采用新技术和新设备。 1.5　 其它 随着技术进步和本省电力系统的发展，本导则每隔二至三年进行必要的修订。本导则解释权属湖北省电力公司。 2　 500kV电网 2.1　 500kV电网结构 500kV电网是湖北省电力系统的骨干网络，结构应简单，具备很高的安全性、可靠性和灵活性。 a）500kV电网结构一般可采用单环网、双环网、日字形、梯子形、U形等网络结构。 b）外部电源宜经相对独立的送电回路接入受端系统，尽量避免电源或送端系统之间的直接联络和送电回路落点过于集中。每一组送电回路的最大输送功率所占受端系统总负荷的比例不宜过大。 c）建设坚强的鄂东500kV受端环网和中部框架电网结构以及保证鄂西、鄂西北电网丰水期通道畅通，枯水期供电充足，是湖北电网安全稳定运行的基础。 2.2　 500kV变电站 a）负荷中心地区500kV变电站终期规模应按照3 组及以上主变压器选择，单组容量为1000MVA及以上，其它地区可视负荷大小选择合适容量的变压器。 b）500kV侧一般采用3／2断路器接线，采用其它接线需经技术经济论证。220kV侧一般采用双母线、双母线单分段、双母双分段接线。35kV侧一般采用单母线接线。 2.3　 电源接入系统 单机容量600MW级机组，根据电网的具体情况可考虑接入500kV或220kV电网，负荷中心的600MW级机组一般应接入220kV电网；单机容量900MW～1000MW及以上机组原则上应接入500kV电网；300MW级及以下机组就近接入220kV及以下电网。 3　 220kV电网 3.1　 220kV电网结构 3.1.1　 220kV电网应实现以500kV变电站为核心的分片供电网络，网架为环网结构，尽量减少电磁环网。 3.1.2　 城市中心区220kV电缆辐射供电线路允许T接变压器；一条线路T接变压器数目一般不宜超过2台；当一条线路T接2台以上变压器时，应形成链式接线，具备两侧电源，正常情况下一侧开关断开运行。 3.1.3　 其它地区220kV电网可采用双回放射式接线，但不宜多级串供。 3.1.4　 湖北境内的发电厂接入电网贯彻一厂（机组电气关联）上一网的原则，即一座发电厂只能接入一个以500kV变电站为中心的分片电网。 3.2　 220kV变电站 变电站优先选用容量为180MVA～240MVA的变压器。负荷中心或负荷增长较快的地方首期考虑一次投产2台变压器。母线接线方式按最终规模一次建成。 3.2.1　 220kV中心变电站 指直接从500kV变电站或220kV主力电厂受电并向其他220kV变电站转供电力的220kV变电站，最终规模具有6回及以上出线，交换功率较大。220kV中心站可采用双母线接线。 3.2.2　 220kV中间变电站 指全部或部分从其他220kV变电站受电，并向少量220kV终端站供电的220kV变电站，可采用双母线接线。 3.2.3　 220kV终端变电站 指不向其他220kV变电站转供电力的220kV变电站。终端站一般不设220kV母线，采用带有断路器的线路（电缆）变压器组接线。 3.3　 220kV大用户接入系统方式 3.3.1　 以220kV电压等级接入电网的大电力用户项目装接容量应为120MVA及以上，其供电（含一次和二次系统）必须符合湖北省电力公司编制的电网规划，并需经湖北省电力公司审批。 3.3.2　 部分大用户（特别是对于电弧炉项目、化工整流项目、电气化铁路、地铁等非线性用户）接入电网之前，应由用户委托有资质的单位进行专题论证，并经湖北省电力公司审查。用户应根据审查意见采取必要措施将影响控制在国家标准规定的范围内，并在公共接入点装设电能质量监测装置。 3.3.3　 电铁用户应采用110kV电压等级供电，对于电压偏差不满足要求的地区，经专题研究后也可接入220kV电网，相关的滤波措施应同步投运，用户应采取措施减少三相负荷不平衡的影响。 4　 城市110kV电网 4.1　 网络结构 4.1.1　 城市110kV电网网架应简化，并逐步向规范化、标准化的模式过渡。 4.1.2　 城市110kV电网内部供电区的划分，应按照城市的地理分布及远景规划的用电负荷密度确定，分区的种类有A、B、C三种，具体可参照表3执行。 表3城市供电分区表 分区类别 A类供电区 B类供电区 C类供电区 远景负荷密度 大于30MW/km² （10～30）MW/km² 小于10MW/km² 4.1.3　 城市110kV电网应满足变电站“双电源”供电的要求。“双电源”有以下两种形式： a）电源来自两个相对独立的电源点（电源点可为发电厂或其它变电站）；电力线路相互独立，但在变电站进出线走廊段允许共用通道和同杆（塔）架设； b）电源来自同一座变电站的两个不同母线；电力线路为同（杆）塔架设或共用同一通道架设的两条线路（电缆）。 4.1.4　 110kV电网的结构应根据各地城网的具体特点与负荷密度确定，各类供电区110kV电网宜采用下述接线： A类供电区：“三T”或双回链接线。 B类供电区：“三T”、双回链或双回辐射接线。 C类供电区：“双T”、双回辐射或双回环网接线。 4.2　 变电站终期规模 4.2.1　 变电站主变终期规模宜按以下原则确定： 110kV变电站 A类供电区采用3台主变压器，单台容量宜为50MVA及以上。 B类供电区采用2～3台主变压器，单台容量宜为40MVA、50MVA。 C类供电区采用1～2台主变压器，单台容量宜为31.5MVA、40MVA。 4.2.2　 变电站首期投产主变的台数应满足2年内不需扩建主变；A、B类供电区变电站首期投产主变台数一般不少于2台。 4.2.3　 变电站终期出线规模宜按以下原则确定： 110kV出线：2～4回。有电厂接入的变电站根据需要可增加到6回。 10kV出线： 每台50MVA主变配10～12回出线 每台31.5MVA、40MVA主变配6～8回出线。 4.3　 变电站电气主接线 变电站主接线应满足可靠性、灵活性和经济性的基本原则, 应根据变电站性质、建设规模和站址周围环境确定。母线接线方式按最终规模一次建成。主接线力求简单、清晰，便于操作维护。各类变电站的电气主接线宜按以下原则确定。 110kV变电站 A、B类供电区：110kV侧采用线路变压器单元、单母断路器分段接线； 10kV侧采用单母4分段6断路器接线。 C类供电区：110kV侧采用内桥、单母断路器（刀闸）分段接线； 10kV侧采用单母分段接线。 4.4　 用户接入方式 4.4.1　 用户报装容量超过20MVA时，宜采用110kV供电。当用户报装容量小于20MVA距离电源点大于5km需要110kV供电时，需经过专题论证和技术经济比较。 根据用电负荷性质，其接入方式可选用以下两种： a）双路110kV供电方式，两路专线或一路专线、一路T接。 b）一路专线供电方式，另提供35kV或10kV作为保安电源，其容量应满足用户的保安负荷。 4.4.2　 非线性大用户的接入参照3.3.2执行。 4.5　 电厂接入系统 4.5.1　 地方发电厂装机总容量为25MW～100MW时应采用110kV电压接入系统，应由相应资质的单位完成接入系统设计并由省电力公司审批。超过100MW的调峰机组也可直接接入110kV 系统。 4.5.2　 电厂接入系统一般应接入220kV变电站的110kV母线，如距离较远，亦可就近接入条件适合的110kV变电站。 4.5.3　 适当选择电厂上网点，应避免电厂接入点过多、上网线路潮流大量迂回和形成多角环网。 4.5.4　 电厂接入系统的电压等级不宜超过两级，当电厂以两级电压接入系统时，不得形成高低压电磁环网。 5　 城市中低压配电网络 5.1　 一般要求 5.1.1　 城市中低压配电网是由城市10kV及以下的架空线路、电缆线路、开闭所（环网站）、柱上开关、配电室（含箱式变压器）、柱上变压器、低压线路等组成。 5.1.2　 配电网的建设必须坚持统一规划的原则，与高压电力网的规划建设、业扩报装工程、配电网的改造、市政工程相结合。 5.1.3　 配网中性点运行方式一般规定为： a）10kV采用不接地或经消弧线圈接地，或经低电阻接地； b）380V／220V直接接地。 5.1.4　 供电半径 A类区域中压配电线路供电半径不宜超过2km，B类区域中压配电线路供电半径不宜超过4km，C类区域应控制在6km范围内。 低压供电半径：A类区域低压供电半径一般应控制在150m内，超过250m时应进行电压质量校核。B类区域低压供电半径不宜超过250m，C类区域不宜超过400m。 5.2　 城市中压配电网的接线 5.2.1　 中压架空线路系统接线一般采用单放射、多分段；环网接线、开环运行；多分段、多联络三种方式。 5.2.2　 电缆线路的接线 公用电缆网的结构形式可采用单环网式结构。 5.3　 用户接入系统 当用户的报装容量在1MVA～7MVA时，宜从开闭所设专线供电；当用户的报装容量在7MVA～20MVA时，宜从变电所出单路或多路专线供电。双电源用户可从变电所、开闭所各出一路供电。双电源应最终来自不同的变电所或同一变电所的不同母线。 5.4　 用户供电规定 10kV高压用电用户，必须满足本导则的要求。 对双电源供电的用户，其电源可以从变电站、一级开闭所各出一路供电，但电源最终来源于不同的上一级变电站所，也可取自同一变电所的两段母线，用户应对两回路之间采取可靠的联锁措施。重要用户应自备保安电源，并与系统电源之间采取可靠的联锁措施。 新建小区和增容的居民用户其住宅供电线路一般每户负荷按4kW～10kW设计和施工。 新建住宅小区宜采用电缆线路、户内开闭所和配电室方式供电。 七层及以上的多、高层建筑，应预留中低压线路通道。并应有第二回电源，作为消防、电梯、供水等的备用电源。商用综合楼（含高层建筑）的供电应结合建筑物结构和当地配网条件综合考虑建设开闭所（配电室）。 设置在高层建筑内的配电室宜采用干式变压器和无油开关的配电装置。贴附在高层建筑外侧的配电室宜采用无油开关和干式变压器，如采用充油变压器时必须设置在专用房间内。高层建筑物的配电室、变压器室、低压配电室等，必须有火灾报警装置和自动灭火装置。 6　 农村电网 6.1　 总体要求 6.1.1　 农村电网规划与建设应根据当地的经济发展水平、负荷密度、负荷性质与分布等因素，因地制宜地进行方案的优化组合，在保障安全可靠的前提下考虑与行政区划相结合。 6.1.2　 农网建设与改造必须选用经国家认可的检测机构检测合格的产品，并符合国家产业政策和技术要求。禁止使用国家明令淘汰及不合格的产品。 6.1.3　 在保证电网安全、经济、可靠运行的前提下，农网建设与改造应因地制宜地采用新技术、新设备、新材料、新工艺。 6.1.4　 农网的功率因数应达到： a）变电所10kV侧不低于0.95； b）变压器容量为100kVA以上的电力用户不低于0.9； c）农村公用变压器不低于0.85。 6.1.5　 变电所和线路的设计宜采用典型。线路路径和变电所所址应按相关设计规程来确定，并应考虑抗洪、抗灾的能力。 6.2　 电网网络结构 在220kV变电所周边，用电容量在2MVA～30MVA时，考虑建设35kV变电所（可供容量随距离变化），其双电源可来自220kV变电所的不同母线，也可一路由220kV变电所主供，另一路来自相邻变电所；用电容量在10MVA～60MVA时，考虑建设110kV变电所，其双电源可来自220kV变电所的不同母线，也可一路由220kV变电所主供，另一路由区外电源供给。 变电所双电源接线可根据负荷的性质、大小、电网条件、地理位置等选用双线双变、三线两变、四线三变等不同组合方式。 6.3　 变电所布点及要求 6.3.1　 乡镇变电所的布点应综合考虑与上级电源点的距离、负荷大小、负荷密度、负荷性质、变电站的标高因素并兼顾周边现有电力资源等因素，通过经济技术比较，选用合理方案。 6.3.2　 当乡镇负荷超过2MW时，考虑35kV变电所布点；当负荷超过10MW时，考虑110kV布点；当负荷超过60MW且增长速度较快时，应通过技术经济比较选择建设第二个110kV变电站或220kV变电站布点。 6.3.3　 乡镇负荷低于2MW，但供电距离较长，电压和线损不能满足要求时亦可考虑35kV变电所布点。 6.3.4　 乡镇负荷低于10MW，但供电距离较长，电压和线损不能满足要求时亦可考虑110kV变电所布点。 6.3.5　 乡镇各级变电所初期建设应预留第二电源，一期工程低压侧应有备用电源，以保证重要负荷和变电站检修用电。 6.3.6　 乡镇110kV变电所应根据本地区负荷性质、周边地区负荷需求，结合电网结构和规划，采用双圈变压器或三圈变压器。 6.3.7　 新建及改建110kV变电所主变压器应采用节能型有载调压变压器。主变压器应按两台同容量设计，或采取不同容量的组合方案，可根据负荷增长需要分期实施。 6.4　 供电线路 6.4.1　 供电半径应考虑负荷大小、负荷密度、供电电压等级。 a）农村110kV供电线路一般不大于100km； b）35kV供电半径一般不大于40km； c）10kV供电半径一般不大于15km； d）380V供电半径一般不大于0.5km。 6.4.2　 10kV及以下农网线路应以水泥杆为主。其中10kV线路转角处及主要跨越处可使用铁塔；个别经济发展较快乡镇障碍物多、电力通道拥挤时，可适量使用铁塔或钢管杆塔。 6.4.3　 外绝缘水平按污秽等级区配置，个别污秽有可能上升区域应留有一定余地，污秽较重地区可采用复合绝缘子。 6.5　 中压配电网 6.5.1　 农村配电变压器配置的基本原则为：小容量、多布点、延伸中压、缩短低压，配电变压器应选用节能型。 6.5.2　 配变选型应采用S11及以上型号、DYn11接线方式，全密封节能型。容量应根据负荷密度、负荷大小选择，一般为30kVA～630kVA。 6.5.3　 配变低压侧应装置综合低压配电箱。低压配电箱应根据负荷要求，装设单相或三相自动空气开关、熔断器、补偿电容、计量设备、表计、避雷器、剩余电流动作保护器等，其内部铜排、导线不得裸露。低压配电箱应有良好的防腐、防水、防盗性能，内部元器件应按功能分区布置，方便运行管理。 6.5.4　 乡镇所在地集中住宅小区达一定规模时亦可使用箱变、低压配电箱、低压电缆组合供电方式。 6.5.5　 城镇10kV配电网宜采用环网接线，开环运行；农村10kV配电网以单辐射式为主，较长的主干线或分支线应装设分段或分支开关设备。宜采用自动重合器和自动分段器。 6.6　 配电低压台区 6.6.1　 农村380V/220V线路一般采用三相四线制供电，使用放射状馈供方式，配电变压器应装设在低压负荷中心。负荷分散、无三相负荷需求时可采用单相变压器供电。 6.6.2　 低压配电线路建设应兼顾单相负荷与三相负荷。 6.6.3　 低压线路可与同一电源的中压线路同杆架设，导线截面根据负荷大小选择，但不得小于25mm2，零线应与相线等截面，低压分支线采用绝缘线。铜铝导体连接时应使用铜铝过渡接头。 6.6.4　 接户线的相线、中性线或保护线应从同一电杆下引下，档距不应大于25m，超过时，应加装接户杆。 6.6.5　 每户供电线路按不小于4kW设计，接户线应采用绝缘线，铝芯线的导线截面不应小于6mm2，铜芯线的导线截面不应小于2.5mm2。进户线必须与通信线、广播线分开进户。进户线穿墙时应装硬质绝缘管，并在户外做滴水弯。用户应加装自动空气开关（或刀闸）和家用剩余电流动作保护器。 7　 继电保护、通信、调度自动化 7.1　 继电保护 7.1.1　 继电保护和安全自动装置的配置应满足《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285-2006的要求。 7.1.2　 同一地（市）供电公司或同一厂站内的继电保护和安全自动装置的型式、品种不宜过多。低频减载和继电保护装置应实现一体化。 7.1.3　 对于具有光纤通道的输电线路，应优先配置分相电流差动保护。 7.1.4　 对于超短220kV线路（10km及以下），应随线路建设OPGW光缆，并至少配置一套分相电流差动保护。 7.1.5　 对于双回输电的220kV线路，应架设光纤通道，并至少配置一套分相电流差动保护。 7.1.6　 新建的220kV变电站，应按双重化配置母线保护。 7.1.7　 新建的220kV变电站应配置继电保护及故障信息管理子站。 7.1.8　 对于双回输电的110kV线路，应配置全线快速保护，优先采用光纤差动保护，其下一级110kV变电站（受电端）应配置母线保护。 7.1.9　 新建的110kV变电站应配置故障录波器。 7.1.10　 电网稳定控制装置应采用微机型，并优先采用光纤通道。 7.2　 通信 7.2.1　 湖北电力通信传输网络分为省、地、县三级网络，三级网络规划之间要统筹协调，分级建设，分层管理，避免重复建设。 7.2.2　 网络建设以光纤通信方式为主，同时兼顾各级通信网的要求，做到光缆共享和资源互补。 7.2.3　 光纤通信应优先采用架空地线复合光缆（OPGW）或非金属自承式光缆（ADSS）。新建或改建的220kV及以上输电线路应以OPGW为主（站内引入光缆一定要采用非金属制式），110kV线路可采用OPGW或ADSS光缆，35kV线路可采用ADSS光缆或普通架空光缆，10kV线路采用普通架空光缆，在城区的电力沟道或管道内采用凯装光缆。 7.2.4　 220kV及以上变电站原则上不少于2条独立光纤路由接入；110kV变电站原则上不少于1条独立光纤路由接入，并根据实际情况选择其他通信方式作为备用通道；35kV无人值守变电站根据具体工程项目，进行经济效益、工程施工等多方面评估后选择合适通信接入方式。对于“营配合一”的35kV变电站原则上优先考虑光纤方式接入。 7.2.5　 光缆纤芯类型的选择应充分考虑今后光纤网络发展的需要，省—地骨干层光纤路由宜选择16B1+8B4光纤。地（市）—县汇聚层光纤路由宜选择24B1光纤，县级接入层光纤路由宜选择16B1光纤。 7.2.6　 各级光纤传输网络应根据网络资源情况和实际需求选择网络保护方式。网络保护宜采用自愈环与子网保护相结合的原则，充分利用网络自愈迂回保护的特点，发挥网络整体优势。 7.2.7　 新接入的通信设备应与运行的通信网络设备采用一致的技术体制，应能利用原通信网工程配置的通信网络管理系统。 7.2.8　 在新建110kV及以上变电站的通信系统中，应具备动力环境及通信设备监控系统，监控与管理系统对通信设备的接入尽量采用转换的方式，主要实现告警数据、性能数据、配置数据的获取。 7.2.9　 220kV及以上变电站的调度电话接入应采用2个不同路由的数字或模拟电话就近接入调度交换网，另设一部行政电话和一部公网电话；110kV及以下无人值守变电站，应接入1部三网合一电话（调度、行政、公网）。 7.2.10　 变电站通信系统应配置的其他业务通道 a）远动信息通道。 b）接入生产管理系统的IP业务端口。 c）调度数据专网通道。 d）视频传输通道。 7.2.11　 对于城网光纤通信升级，应采用在现有的光纤环网的基础上，选取适当节点增加新的2.5G容量的设备，形成新的光纤环网，将部分老环上的通信业务转移到新环上，达到增容的目的。 7.2.12　 调度交换及行政交换组网信令应采用Q-SIG信令。 7.3　 调度自动化 7.3.1　 凡并入电网的变电站、发电厂必须按照电网相关技术要求安装相应的自动化设施，包括RTU或监控系统、电量计量采集装置、调度数据网、安全防护设备、GPS或统一授时系统或相量测量装置（PMU）。 7.3.2　 自动化信息采集原则 调度自动化信息采集分直采和转发两种模式，实现分层管理、信息共享。原则上谁调度，谁直采。220kV自动化信息应具有独立的模拟量测量回路，单独组屏。 7.3.3　 通信规约 RTU或监控系统与相关调度机构EMS系统通信应同时具备IEC-60870-5-101（2002）和IEC-60870-5-104通信规约；电量计量装置与TMR系统通信应采用IEC60670-5-102通信规约。 7.3.4　 传输通道 新建110kV厂站应满足“双网”或“一专一网”双通道要求。 7.3.5　 电源与防雷 厂站自动化设备必须具备双电源供电方式，应有可靠的接地和防雷装置。 7.4　 电网二次综合应用技术 7.4.1　 强化调度数据专网在变电站第二调度电话方面的应用，减少单独采用PCM设备形成第二调度电话造成的浪费。 7.4.2　 调度数据专网应传输电网行波测距信号、雷电定位系统信号、厂站综合自动化信号、广域测量信号等信号。 7.4.3　 积极采用MSTP技术，避免信息系统单一采用专用纤芯而造成的纤芯与设备的浪费。 7.4.4　 复用2M时，每套保护宜具备一主一备不同方向的2M通道，主备2M通道切换由继电保护装置完成, 通信设备不负责主备2M通道的切换。 7.4.5　 在光纤环网上传输的继电保护信号，要求2M信号路由清晰固定。不得采用IP网络和其他类似的网络组织继电保护信号使用的2M通道。 7.4.6　 复用继电保护及安全自动装置信号的光通信设备，应采用2M接口。每套设备应配置不少于2块2M接口板。 7.4.7　 不得采用SDH类光设备单独传送继电保护信号；继电保护复用2M通道必须专用，不得复用其他信号。 7.4.8　 当光纤电路形成环形网络拓扑结构，光电路自愈环保护方式应采用二纤双向通道保护环，不应采用复用段保护光纤环。（满足正常情况下和故障切换情况下的收发同路由，以及继电保护设备切换2M信号码流的要求）。采用复用光纤电路传送保护信号需指定其2M通道且不保护。 7.4.9　 有光纤纤芯富余且无SDH光通信设备（级联迂回通道无法实现），线路长度小于10公里时，可采用专用光纤芯的通信方式传输继电保护信号。 7.4.10　 远跳通道应独立于主保护通道，在条件允许时可以按双重化原则配置。 7.4.11　 新建全线同杆并架的出线应建设双OPGW光缆。在迂回光纤通道不满足时延要求时，应随线建设2根OPGW光缆。在迂回光纤通道满足时延要求时，应随线建设1根OPGW光缆，同时构建迂回级联通道。 7.4.12　 新建220kV电力电缆线路、电缆与架空混合线路时，应使用光通信设备传输继电保护信号（含直达与迂回级联通道）。 8　 无功补偿 8.1　 无功补偿原则 8.1.1　 电力系统配置的无功补偿装置应能保证在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，分（电压）层和分（供电）区的无功平衡。各级电网应避免通过输电线路远距离输送无功电力，各级电网与下一级电网之间不应有大量的无功电力交换，电力用户不应向电网反送无功电力。 8.1.2　 无功补偿配置应根据电网情况，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，满足降损和调压的需要。 8.1.3　 各电压等级的变电站应结合电网规划和电源建设，合理配置适当规模、类型的无功补偿装置。新投无功补偿装置应考虑谐波设计，所装设的无功补偿装置应不引起系统谐波明显放大，串联电抗器必须按实际需要来配置，充分利用电容器的无功容量，并应避免大量的无功电力穿越变压器。 8.1.4　 35kV～220kV变电站，在主变最大负荷时，其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数应不高于0.97。 8.1.5　 对于大量采用10kV～220kV电缆线路的城市电网，在新建110kV及以上电压等级的变电站时，应根据电缆出线情况在相关变电站分散配置适当容量的感性无功补偿装置。 8.1.6　 并联电容器组和并联电抗器组宜采用自动投切方式，并应保证自动投切装置投入运行。 8.2　 500kV变电站无功补偿 8.2.1　 500kV电压等级变电站容性无功补偿的主要作用是补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额。容性无功补偿容量应按照主变压器容量的10%～20%配置，或经过计算后确定。 8.2.2　 500kV电压等级高压并联电抗器（包括中性点小电抗）的主要作用是限制工频过电压和降低潜供电流、恢复电压以及平衡超高压输电线路的充电功率，高压并联电抗器的容量应根据上述要求确定。主变压器低压侧并联电抗器组的作用主要是补偿超高压输电线路的剩余充电功率，其容量应根据电网结构和运行的需要而确定。 8.2.3　 当局部地区500kV电压等级短线路较多时，应根据电网结构，在适当地点装设高压并联电抗器，进行无功补偿。以无功补偿为主的高压并联电抗器应装设断路器。 8.2.4　 500kV电压等级变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。 8.3　 220kV变电站无功补偿 8.3.1　 220kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主， 补偿容量按照主变压器容量的10%～25%配置，当无功补偿装置所接入母线无直配负荷或变压器各侧出线以电缆为主时，容性无功补偿容量可按下限配置。 8.3.2　 对进、出线以电缆为主的220kV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20%。 8.3.3　 220kV变电站最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。一般情况下无功补偿装置接于10kV电压等级时单组投切容量不宜大于8 Mvar。 8.4　 35kV ～110kV变电站无功补偿 8.4.1　 35kV ～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～20%配置。 8.4.2　 110kV变电站无功补偿装置的单组投切容量不宜大于6Mvar(农网变电站一般不宜大于4Mvar)，35kV变电站无功补偿装置的单组投切容量不宜大于3Mvar（农网变电站一般不宜大于2Mvar）。 8.4.3　 新建和改扩建110kV变电站时，应根据电缆出线情况配置适当容量的感性无功补偿装置。 8.5　 配电网无功补偿 8.5.1　 配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。配电变压器的无功补偿装置容量可按照变压器容量的10％～20％进行配置，应考虑分组投切，要避免由于单组容量过大时低压无功补偿装置频繁投切而造成设备损坏。 8.5.2　 配电变压器的电容器组宜装设以电压为约束条件，根据无功功率（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。 8.5.3　 10kV配电线路补偿一般遵循“三分之二”原则，即补偿位置应在配电线路距首端三分之二处，补偿容量为平均无功负荷的三分之二。当最小无功负荷小于平均无功负荷的三分之二时，考虑到无功不应倒送，可固定安装补偿装置，按最小无功负荷确定补偿容量。当线路上有大的无功负荷点，补偿位置可选择在大的无功负荷点。 8.6　 用户无功补偿 100kVA及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95；其它电力用户，功率因数不宜低于0.90。 8.7　 区域无功优化控制 8.7.1　 AVC系统应采用地—县联调的方式，通过地调主站、县调子站合理配合，实现电网无功、电压集中计算分层控制。 8.7.2　 参与区域无功优化控制的变电站应具备主变遥调及电容器组遥控功能。电容器若采用刀闸分组，不满足AVC系统控制要求，应进行开关分组改造。 8.7.3　 参与区域无功优化控制的调度自动化系统应进行网络安全分区。 8.7.4　 AVC系统从地调SCADA系统采集全网实时数据进行在线拓扑分析计算，从全网角度进行无功电压优化，并综合县调提供的无功调节能力，给县调下达合理的期望指标。 8.7.5　 县调SCADA系统接收到实时数据进行在线拓扑分析计算，在考虑地调下达的指标情况下从全网角度进行无功电压优化，并根据县调当前电网情况，给地调上传县调的无功电压调节能力。 8.7.6　 在地调主站与各县调通讯出现异常的情况下，该系统由全电网无功电压优化控制功能自动切换到本地优化的模式下，启动各县调独立计算优化功能，在各县调自行接受数据，计算并控制。 8.7.7　 省对地无功界面关口启动“功率因数控制条件”；地对县无功界面关口原则上不启动“功率因数控制条件”，以无功就地平衡为主。对于由于地县网络存在安全防护问题，地县不能联网运行的，可暂时启动“功率因数控制条件”。 9　 电能计量 9.1　 计量点的划分和设置原则 9.1.1　 电能计量装置按其所计电能量多少和计量对象的重要程度分五类（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ）。根据电力市场运营实际情况分为关口、电力客户计费和电网企业内部考核电能计量装置。关口、电力客户计费计量点原则上设在电力设施产权分界处，用于贸易结算的应在协议中明确，供电关口点由上一级电网企业以文件或工作单方式明确。供电考核点应装设电能计量装置。 9.1.2　 电厂与电网之间的贸易结算点，对电厂而言，是上网关口点，对电网而言，是购电关口点，一般设在电厂出线侧或出线对侧；按发电机确定产权的发电厂，关口计量点可设在发电厂升压变压器高压侧（含高压启备变）。 9.1.3　 不同电网经营企业之间的贸易结算点，一般设在联络线的送电侧，另一侧可设为计量的备用点。直流输电线路关口点设在交流电源侧。独立电网与主网之间关口点宜设在主网侧。 9.1.4　 供电关口点分为省对地、地对县、县对所关口点。省对地关口点一般设在220kV变电所主变压器高压侧，220kV终端变电所、110kV及以下省对地关口点设在供电线路送电侧。地对县、县对所关口点设置原则参照省对地关口点。 9.2　 电能计量装置（含电能量计量系统）的配置 9.2.1　 电能计量装置的配置原则 a）电能计量装置的配置必须符合DL/T448-2000的有关要求。设计、改造方案包括但不限于以下内容：计量点、计量方式（接线方式、计量器具型号、规格、准确度等级、装设套数）、互感器二次回路及负载特性、防窃电措施、电能计量柜(箱)、用电现场（负荷）管理系统、配变监测系统、低压集抄系统以及预付费装置的选用。 b）客户侧技术设备应用，如IC卡装置、反窃电装置、失压失流记录装置、用电现场（负荷）管理装置等，应统筹规划，避免重复配置，采用集主开关、用电现场（负荷）管理终端、互感器、多功能电能表等一体的计量装置。 c）对于Ⅰ类电能计量装置，原则上配置准确度等级、型号、规格相同的主、副电能表，主、副电能表应有明确标志，相关合同或协议应明确规定主副电能表的位置及属性，运行中主副电能表不得随意调换。 d）容量在100kVA及以上用电客户应接入用电现场（负荷）管理系统。 e）具有较大谐波源的用电客户，应装设谐波电能表。 f）应配置专用电压、电流互感器或者具有计量专用二次绕组的互感器，并不得与保护、测量回路共用。当计量、测量、保护和自动装置共用电压互感器时，应采用多二次绕组的电压互感器，并设置独立的计量专用二次绕组。计量专用互感器或专用计量二次绕组的实际二次负荷应在25%～100%额定二次负荷范围内，电压互感器满足规定准确度等级的最低二次负荷下限为2.5VA，电流互感器满足规定准确度等级的最低二次负荷下限为：二次额定电流5A时2.5VA，1A时0.5VA。当多绕组电压互感器达不到要求时，应装设计量专用电压互感器。 110kV及以下电压等级宜选用低磁密电磁式电压互感器；220kV电压等级可选用低磁密电磁式电压互感器或电容式电压互感器，需要综合考虑安全性、计量准确性以及产品价格等因素，进行技术经济比较；500kV电压等级宜选用电容式电压互感器。 g）互感器二次回路不得接入与电能计量无关的设备，不得任意改变互感器实际二次负荷，严禁加装二次回路压降补偿器。 h）电能表工作电源可选择辅助电源或三相供电方式，当采用辅助电源供电时，供电系统应可靠供电。厂、站端电能表不宜以电压互感器二次输出回路供电，应由现场提供交流220V（或直流220V）电源供电。 i）有效接地系统计量 接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线接线方式，接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线接线方式。 接入中性点绝缘系统的3台电压互感器，35kV及以上采用Y/y方式接线；35kV以下采用V/v方式接线。接入非中性点绝缘系统的3台电压互感器，采用Y0/y0方式接线。其一次侧接地方式和系统接地方式应一致。 对三相三线制接线的电能计量装置，其2台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用四线连接。对三相四线制连接的电能计量装置，其3台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用六线连接。 9.2.2　 关口计量 关口电能计量装置是指电力系统间用于电量交换和结算必须的电能计量装置。 电能表应使用具有远红外通信口和至少两个独立的RS485 通信口的三相多功能电子式电能表，能计量正向和反向有功电能以及四象限无功电能，其通信规约应能满足湖北电网电能量计量系统的要求。 9.2.3　 电能量计量系统 a）电能量计量系统的建设按照应用层面分为省公司级、地市公司级和县公司级三级，各级按分层分区的原则采集所属关口电能表数据，并实现本地应用功能。 b）支持不同类型电能表和电能量采集终端的接入。 c）能够与上、下级电能量计量系统主站互联。 d）能够与EMS、OMS、GIS、供电节能管理系统、用电现场管理系统、配变监测系统、线损分析系统以及其它相关系统进行信息交换。 9.2.4　 高压用电客户计量 电能表应使用具有远红外通信口和至少两个独立的RS485 通信口的三相多功能电子式电能表。 9.2.5　 有源客户计量 电能表应使用具有远红外通信口和至少两个独立的RS485 通信口的三相多功能电子式电能表，能计量正向和反向有功电能以及四象限无功电能。 9.2.6　 双电源或多电源用电客户计量 对于双电源或多电源供电的用电客户，每路电源进线均应装设与备用容量相对应的电能计量装置，其电能表和计量回路设计应保证主备电源电能表始终处于可读抄状态。对于经常改变运行方式的双电源或多电源用电客户，应保证电能计量点在任何方式下都正确计量。 电能表应使用具有远红外通信口和至少两个独立的RS485 通信口的三相多功能电子式电能表，能计量正向和反向有功电能以及四象限无功电能。 9.2.7　 考核用电能计量装置 a）电网企业内部考核电能计量装置是指电网经营企业内部用于考核线损、变损和母线平衡电量等的电能计量装置。 供电企业内部用于承包考核的计量点、用于考核有功电量平衡的110 kV及以上送电线路的电能计量装置按Ⅲ类电能计量装置配置。 供电企业内部用于经济技术指标分析和考核的电能计量装置按Ⅳ类电能计量装置配置。 b）公变台区计量装置均采用高供低计方式，应充分考虑配变监测、10kV线损考核、台区低压线损考核、低压集抄、计量装置监测等配变管理及营销管理的需要。新装、业扩、升级改造等必须使用电能表（计量）与无线通信模块于一体配变设备监测终端。 9.2.8　 低压用电客户计量 电流互感器安装在计量柜、配电柜、计量箱或箱变内，当负荷电流大于50A时，电能表经电流互感器接入；小于或等于50A时，直接接入电能表。二次电流回路连接导线截面积应按TA额定二次负荷计算确定，并不小于4mm2，电压回路连接导线的截面积应按允许的电压降计算确定，至少不小于2.5mm2。二次回路导线应采用单芯铜导线，多雷区应采用屏蔽线。 城乡居民客户的计量点应设置在产权分界点。分户导线载流量应根据容量进行选择。电能表进、出线采用铜芯绝缘导线，农村电能表进、出线的截面积不低于4mm2，城市不低于10mm2。 新建住宅小区或计量改造可采用技术成熟、可靠性高的集中抄表系统，系统建设必须严格按省公司统一标准和技术条件进行，应选择技术成熟、性价比高、可靠性好、有发展前景的通讯信道。具有与湖北省电力公司营销信息系统接口功能，实现电量数据自动转入到营销信息系统中实现营业收费。 10　 变电站计算机监控系统 变电站监控系统应采用计算机监控网络，按无人值班考虑。监控系统应按变电站终期建设的监控规模，集中设置一次建成。 计算机监控系统及其智能电子设备的寿命周期与质量保证，应符合DL/T 860.4（IEC61850-4）的要求。监控系统设备布置应符合DL/T 5149的规定，二次接线应符合DL/T 5136的规定，系统及二次接线的接地与抗干扰满足DL/T 860.3（IEC61850-3）和DL/T 5136的要求。 10.1　 监控系统构成 10.1.1　 变电站计算机监控系统应采用分层、分布、开放式网络结构。新站建设和整站改造的监控系统网络，宜采用符合DL/T860（IEC61850）对变电站自动化系统要求的三层结构（变电站层、间隔层和过程层），也可采用二层结构（变电站层和间隔层）。 10.1.2　 监控系统的变电站层网络，应使用符合IEEE标准要求的以太网，可采用总线形或环形拓扑结构。220kV及以上变电站按双重化配置变电站层网络，应采用负荷平衡、互为热备用方式；110kV枢纽变电站宜按双重化配置；110kV及以下可采用单网络结构。 10.1.3　 220kV及以上监控系统的变电站层能与调度通信，并完成全站设备的运行监视、控制操作以及培训管理等功能。110kV及以下变电站站控层，可不考虑操作培训功能。 10.1.4　 变电站间隔层完成面向单元设备的监测、控制等功能。间隔层网络可与站控层统一，也可采用现场总线通信。220kV及以上变电站间隔层网络按双重化配置。间隔层网络节点数过多应设子网或总线分段。间隔层与变电站层宜直接连接，也可通过前置层设备连接。 10.1.5　 变电站过程层完成面向与各电压等级一次设备相关的信号采集和控制命令发送等功能。过程层与间隔层之间可使用并行电缆连接，也可采取基于以太网的过程总线方式连接。 10.2　 变电站计算机监控系统设备 10.2.1　 硬件设备应选用先进、成熟、可靠的工业级产品，设备应具有较好的可维护性、可扩充性，电磁抗干扰性能应满足DL/T 860.3（IEC61850-3）和DL/Z 713的规定。 10.2.2　 变电站计算机监控系统的硬件设备由以下几部分组成： a）变电站层设备：包括主机或/及操作员站、工程师站、远动通信设备、电能计量设备接口，以及公用接口等。110kV及以下变电站的工程师站功能，可合并在主机/操作员站中。 b）间隔层设备：包括I/O单元、控制单