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1.0.1为贯彻执行国民经济规划、能源电力的有关法规和方针政策,提高电力系统规划的科学性、经济性和规范性,满足电力系统供电安全、保护生态环境及节约资源等规划目标,统一电力系统规划的基本技术要求,强化政府监管,制定本规范。
1.0.2电力系统规划应涵盖发电、输电、变电、配电、二次系统等各个环节规划设计。
1.0.3电力系统规划必须遵守国家环境保护的法律、法规,执行国家能源与环境方针政策,满足国家和地方政府环境保护规划的要求。
1.0.4电力系统规划应在能源发展总体规划框架下,遵循电源与电网、输电网与配电网、一次与二次系统的协调统一的原则,统筹衔接水电、煤电、气电、核电、新能源发电、输配电网等规划,支持非化石能源优先利用和分布式能源发展,实现电力系统安全可靠、经济合理、清洁环保、灵活高效。
1.0.5电力系统规划应与城市总体规划相协调,城市电网的建设与改造规划,应当纳入城市总体规划,城市总体规划应合理安排电力设施用地、输电线路走廊和电缆通道。
1.0.6本规范是适用于电力系统规划工作设计过程中技术和管理的基本要求。当电力系统规划设计的技术措施与本规范不一致或本规范无相关要求时,必须采取合规性的规定。
2.0.2电力负荷应根据对供电可靠性的要求及中断供电在对人身安全、经济损失上所造成的影响程度进行分级,并应符合下列规定,
2在一级负荷中,当中断供电将造成人员伤亡或重大设备损坏或发生中毒、爆炸和火灾等情况的负荷,以及特别重要场所的不允许中断供电的负荷,应视为一级负荷中特别重要的负荷。
2.0.3全国电力规划应重点提出规划期内大型水电,含抽水蓄能,、核电规模及项目建设安排,含投产与开工,,风电、光伏,光热,等新能源发电建设规模,煤电基地开发规模,跨省跨区电网项目建设安排,含投产与开工,,省内500kV及以上电网项目建设安排,含投产与开工,,以及省内自用煤电、气电规模。
2.0.4省级电力规划应重点明确所属地区的大中型水电,含抽水蓄能,、煤电、气电、核电等项目建设安排,含投产与开工,,进一步明确新能源发电的建设规模和布局,提出110kV(66kV)及以上电网项目建设安排,含投产和开工,和35kV及以下电网建设规模。
2.0.5电力系统设计应以国家或省,市,有关部门审议过的行业规划,包括电力负荷预测、电源规划和电网规划或目标网架规划,和国家批准建设或已通过评估项目的文件为依据。
2.0.6 电力系统应满足三道防线 电力系统任一元件无故障断开,应能保持电力系统的稳定运行,并且不致使其他元件超过规定的事故过负荷和电压允许偏差的要求。
2.0.8 正常运行方式,含计划检修方式,下, 电力系统中任一元件,发电机、线路、变压器、母线,发生单一故障时,不应导致主系统非同步运行,不应发生频率崩溃和电压崩溃。
2.0.9 电力二次系统包括继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力信息等。电力二次系统规划应与电网发展水平相适应,与电力一次系统同步规划,适度超前、先进实用、安全可靠、经济高效。
3.0.1 电力需求预测应把握电力市场发展趋势,应提出需电量和电力负荷的预测水平。
3.0.3 电力需求预测应提出多种预测水平,高、低预测结果应在规划年限内具有充分的包容性和适应性,在出现重大边界改变时应进行滚动调整。
4.0.1 电源规划应全面考虑所在区域的能源资源、电力发展现状、环境保护、跨区域送受电等条件,对各类电源总量、结构及布局进行论证。
4.0.2 电源规划应以满足规划期内电力平衡、 电量平衡和调峰平衡为目标。
4.0.3 电力电量平衡应在电力需求预测的基础上,考虑合理的备用容量和各类型电源的出力特性,提出需要的电源总量和合理的火电机组利用小时数。
4.0.5 电源规划方案应满足国家规定的可再生能源电力总量消纳责任权重、非水电可再生能源电力消纳责任权重等要求。
4.0.8 电源规划应进行方案技术经济比较,提出多个可供选择的电源建设方案、各年合理的在建规模、需要新开工的规模及投资估算等。
4.0.9 电源布局应满足能源流向合理、系统安全可靠、经济合理、保护生态、节
4.0.10 发电机(包括汽轮发电机、水轮发电机和抽水蓄能发电机)额定功率因数
1直接接入330kV及以上电网的发电机功率因数在0.85,0.9之间选择。
4.0.11 发电机,包括汽轮发电机、水轮发电机和抽水蓄能发电机,吸收无功电力的能力,
1新装机组均应具备在有功功率为额定值时,功率因数进相0.95运行的能力。
1风电机组应满足功率因数在超前0.95,滞后0.95的范围内动态可调。当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时,应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置,必要时加装动态无功补偿装置。
0.95,滞后0.95的范围内动态可调。当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时,应在光伏发电站集中加装适当容量的无功补偿装置,必要时加装动态无
3通过逆变器接入电网的储能系统,功率因数应在超前0.95,滞后0.95范围内可调。
4.0.13 接入220kV及以上电压等级的新能源,含风电、光伏、储能等,电源应具有低电压和高电压穿越能力。
5.0.1 输电网规划应在保证电力系统安全稳定运行的基础上,应符合以下规定,
1 遵循“统筹考虑、合理布局”的思路,贯彻“规模合理、分层分区、安全可控”的原则。
2 满足经济性、可靠性、灵活性与技术先进性及一次系统和二次系统协调发展的要求。
5.0.3 输电网规划方案应进行多方案的技术经济比较,提出推荐方案、输变电建设项目和投资估算。
5.0.4 系统间互联应进行必要性论证, 明确联络线的作用和技术经济效益。
5.0.5 输电网规划方案应保证电力系统正常运行时,能供应全部负荷并保持充裕性和安全性。系统元件负载不超过其允许值,系统频率和母线电压处于正常水平,有足够的稳定储备。
5.0.6 合理规划电源接入点,应保证失去任一输电通道时不影响电网安全运行和受端系统可靠供电。规划电网结构时,应避免发生严重事故时引起恶性连锁反应。并应避免一组送电回路的输送容量过于集中,在发生严重事故时引起受端系统崩溃。
5.0.7 低一级电压电网中的任何元件,如发电机、交流线路、变压器、母线、直流单极线路、直流换流器等,发生各种类型的单一故障,均不得影响高一级电压
5.0.8 电力系统的无功电源与无功负荷,应采用分层分区、就地平衡的原则进行配置和运行,并应具有灵活的无功电力调节能力。
5.0.9 330kV及以上母线的最高运行电压不应超过系统标称电压的1.1倍,750kV 母线kV,,最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
5.0.10 500kV及以上系统变压器中性点应直接接地或经低阻抗接地。
5.0.11 发电机组的参数选择必须与电力系统相协调,保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。
5.0.12 发电厂经长距离线路向受端系统送电, 当采用串联电容器缩短线路的电气距离时,其补偿度应满足不发生次同步谐振的要求。
5.0.13 当发电厂单机单变带空载长线路时,必须核算发电机自励磁过电压问题。
5.0.16 换流站任意一个无功大组因断路器误动或保护动作切除,都不应引起直流单极或双极闭锁。
6.0.1 配电网规划应结合国民经济和社会发展规划以及上一级电网规划进行编制,合理预留变电站、开关站、 电力线路等供电设施的位置和用地。
6.0.2 配电网应优化配置电压序列,简化变压层次,避免重复降压。电网的电压等级序列,应根据本地区实际情况和远景发展确定。规划目标电压等级序列以外的电压等级,应限制发展、逐步改造。
6.0.3 配电网应进行分区供电,各分区应有明确的供电范围,并避免交叉、重叠。当有电源及负荷发生变化时,应对原有供电分区进行相应调整。对于供电可靠性要求较高的区域,应在分区间构建负荷转移通道。
6.0.4 一级负荷应由双重电源供电,当一电源发生故障时,另一电源不应同时受到损坏。一级负荷中特别重要的负荷供电,应符合下列要求,
1除应由双重电源供电外,尚应增设应急电源,并严禁将其他负荷接入应急供电系统。
1供电系统应当简单可靠,简化电压层级。供电电源应采用多电源、双电源或双回路供电。当任何一路或一路以上电源发生故障时,至少仍有一路电源应能对保安负荷持续供电。
2特别重要电力用户应采用多电源供电,一级重要电力用户至少应采用双电源供电,二级重要电力用户至少应采用双回路供电。
6.0.7 重要电力用户应自行配置自备应急电源,电源容量至少应满足全部保安负荷正常启动和带载运行的要求, 同时应具备外部应急电源接入条件。
6.0.8 配电网规划应按照无功就地平衡原则配置无功补偿设备,保证分层分区的无功平衡。高压变电站和中压配电站内电容器应保证高峰负荷时变压器高压侧功率因数达到0.95及以上。用户在电网高峰负荷时的功率因数应满足下列要求,
2 其他电力用户和大、中型电力排灌站、趸购转售电企业,功率因数为0.85
6.0.9 装有两台及以上主变压器的35-110kV变电站,断开一台主变压器时,其余主变压器的容量(包括过负荷能力)应满足全部一、二级负荷用电的要求。
6.0.10高压配电网线路导线截面应与电网结构、变压器容量和台数相匹配。配电网线路导线截面选择与校核时,任一元件N-1故障方式,相关线路、主变、母线,下线路输送容量应不大于线路的持续极限输送容量。
6.0.11 配置电容补偿装置时,应采取措施合理配置串联电抗器的容量。 电容器分组装置在不同组合方式下投切时,不得引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大。
6.0.12 110kV高压配电网应采用有效接地方式,主变压器中性点应经隔离开关接地。
6.0.13 在分布式电源接入前,应对接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核,并对接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核。
6.0.14分布式电源的接地方式应和配网侧的接地方式相协调,并应满足人身设备安全和保护配合的要求。
1 110kV,35 kV供电电压正负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。
6.0.16 在系统正常运行条件下, 由波动负荷引起的公共连接点的电压波动应符合表6.0.16要求。
6.0.17 在系统正常运行的较小方式下, 以一周(168h)为测量周期,公共连接点所有长时间闪变值P1t都应满足表6.0.17闪变限值的要求。
6.0.18 在系统正常运行条件下,公共连接点的谐波电压限值,相电压,应符合表6.0.18要求。
6.0.19 在系统正常运行条件下,公共连接点的全部用户向该点注入的谐波电流分量不应超过表6.0.19中规定的允许值。
7.0.1 电力二次系统应统一规划、统一设计,并与电力一次系统同步规划、同步设计、同步建设、同步投运,避免因电力二次系统配置不合理而影响系统安全稳
7.0.2 电力监控系统应坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则,积极推进由“边界监视”向“纵深防御”的转变,提高电力监控系统的安全防护水平。
7.0.3 电力系统应配备性能完善的继电保护装置和适当的安全稳定控制措施,与电力一次系统配合,建立起保障电力系统安全稳定运行的可靠的三道防线 电力系统继电保护和安全自动装置的规划、设计、选型应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
7.0.5 电力系统应装设反映电力设备和线路短路故障和异常运行的保护装置。220kV及以上电压等级的重要输变电设备和线路应双重化配置保护装置,直流输电系统的保护装置应双重化或三重化配置。
7.0.6 在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的设计阶段,应根据电力系统稳定计算的结果开展必要的安全稳定控制系统专题研究,提出安全稳定控制措施方案,同步设计必要的安全稳定控制系统,并对原有的相关安全稳定控制系统进行校核,必要时应提出相应的改进措施。
7.0.7 应按照统一调度、分级管理的原则配置调度自动化系统,满足电力系统发展建设和运行控制的要求。省级及以上调度应配置异地备用调度自动化系统。
7.0.9 调度自动化系统应采用标准化的接口、统一的模型和高效的数据传输手段。
7.0.10 调度自动化调度端系统应采用专用的、冗余配置的不间断电源(UPS)供电,交流供电电源应来自两路不同的电源点。
7.0.11 电力系统应建设电力通信网, 电力通信网应满足生产调度和生产管理系统对通信通道的要求。
7.0.12 电力通信网应架构合理、接口规范,支持通用标准与协议,实现电网内部业务系统无缝接入,具备与外部通信网络互联互通、安全管控的能力。
7.0.13 电力调度机构与其调度范围内的下级调度机构、 220kV及以上电压等级厂站之间应具有可靠通信方式,满足“双设备、双路由、双电源”的要求。
7.0.16 配网通信和配电自动化规划应与配电网规划相适应,并配置相应的配网通信设施和配电自动化系统。