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书书书犐犆犛２９．０２０犉２１中华人民共和国国家标准犌犅／犜３８９６９—２０２０电力系统技术导则犌狌犻犱犲狅狀狋犲犮犺狀狅犾狅犵狔犳狅狉狆狅狑犲狉狊狔狊狋犲犿２０２００６０２发布２０２００７０１实施国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会发布书书书目 次前言Ⅲ…………………………………………………………………………………………………………引言Ⅳ…………………………………………………………………………………………………………１ 范围１………………………………………………………………………………………………………２ 规范性引用文件１…………………………………………………………………………………………３ 术语和定义１………………………………………………………………………………………………４ 电力系统的基本要求２……………………………………………………………………………………５ 电源安排３…………………………………………………………………………………………………６ 电源的接入３………………………………………………………………………………………………７ 系统间联络线４……………………………………………………………………………………………８ 直流输电系统５……………………………………………………………………………………………９ 送受端系统５………………………………………………………………………………………………１０ 无功补偿与电压控制６……………………………………………………………………………………１１ 电力系统全停后的恢复６…………………………………………………………………………………１２ 继电保护７…………………………………………………………………………………………………１３ 安全自动装置７……………………………………………………………………………………………１４ 调度自动化８………………………………………………………………………………………………１５ 电力通信系统８……………………………………………………………………………………………Ⅰ犌犅／犜３８９６９—２０２０前 言 本标准按照ＧＢ／Ｔ１．１—２００９给出的规则起草。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由全国电网运行与控制标准化技术委员会（ＳＡＣ／ＴＣ４４６）归口。本标准起草单位：国家电力调度通信中心、国家电网有限公司、国网经济技术研究院有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国电力科学研究院有限公司、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院、内蒙古电力（集团）有限责任公司、国家能源投资集团有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国广核集团有限公司、国网电力科学研究院有限公司、中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司、中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司、中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司、中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司、中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司、中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司。本标准主要起草人：张智刚、陈国平、刘映尚、张正陵、李明节、韩丰、杜忠明、汤涌、孙华东、李癉、王小海、陈旭、赵良、李尹、刘建琴、孙珂、曹阳、李晖、申洪明、于昊洋、王丹、韩晓男、顾盼、刘颖、厉璇、陈天一、刘栋、佟宇梁、金广祥、张祥龙、江瞡、李疆生、许涛、冷喜武、郭强，张健，张彦涛，覃琴、张剑云、叶俭、于钊、贺静波、何飞、刘明松、王轶禹、冯长有、武力、胡超凡、姚伟锋、吕鹏飞、杨军、徐玲铃、李丹、张晓明、励刚、黄志龙、王斌、邵广惠、牛栓保、李勇、庞晓艳、唐卓尧、苏寅生、周红阳、刘正超、吴琛、洪潮、程兰芬、戴剑锋、刘世宇、苏辛一、王爽、邱健、陶彦峰、刘国阳、郭向伟、齐军、秦惠敏、杨文超、马晋辉、姚谦、周海波、王葵、王华广、李磊、成和祥、方勇杰、李威、吴敬坤、张忠华、王绍德、冯艳虹、吴利军、康义、马怡晴、李彬、刘汉伟、陈志刚。Ⅲ犌犅／犜３８９６９—２０２０引 言 电力系统的安全可靠、经济高效运行，对于保障国家能源安全、促进经济社会可持续发展具有重要的意义。为指导电力系统科学发展，促进规划、设计、运行等专业相互协调，在总结原行业标准《电力系统技术导则》经验的基础上，在本次同步修编《电力系统安全稳定导则》工作的同时，结合未来能源战略转型发展趋势，编制完成《电力系统技术导则》。本标准明确了电力系统发展应遵循的主要技术原则和方法，从电源安排及接入、系统间联络线、直流输电系统、送受端系统、无功补偿与电压控制、电力系统全停后的恢复、继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信系统等方面提出了技术要求。Ⅳ犌犅／犜３８９６９—２０２０电力系统技术导则１ 范围本标准规定了电力系统基本技术要求以及电源安排、电源的接入、系统间联络线、直流输电系统、送受端系统、无功补偿与电压控制、电力系统全停后的恢复、继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信系统等要求。本标准适用于电压等级为２２０ｋＶ及以上的电力系统。２２０ｋＶ以下的电力系统（含分布式电源）可参照执行。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。ＧＢ／Ｔ２６３９９ 电力系统安全稳定控制技术导则ＧＢ／Ｔ３４１２２ ２２０ｋＶ～７５０ｋＶ电网继电保护和安全自动装置配置技术规范ＧＢ３８７５５—２０１９ 电力系统安全稳定导则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 狆狅狑犲狉狊狔狊狋犲犿由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设备以及为保障其正常运行所需的继电保护和安全自动装置、调度自动化、电力通信等二次设备构成的统一整体。３．２ 新能源场站 狀犲狑犲狀犲狉犵狔狊狋犪狋犻狅狀集中接入电力系统的风电场或太阳能电站并网点以下所有设备。注：包括变压器、母线、线路、变流器、风电机组、太阳能发电系统、储能及辅助设备等。３．３ 负荷备用容量 犾狅犪犱狉犲狊犲狉狏犲接于母线且立即可以带负荷的系统备用容量，用以平衡瞬间负荷或新能源引起的功率波动与预计之间的偏差。３．４ 事故备用容量 犪犮犮犻犱犲狀狋狉犲狊犲狉狏犲电力系统发生事故后在规定时间内可供调用的电源容量。３．５ 检修备用容量 犿犪犻狀狋犲狀犪狀犮犲狉犲狊犲狉狏犲为保证系统内的发电设备进行定期检修而不致影响供电，根据系统水电、火电、核电配合及年负荷变化等情况设置的作为发电设备进行定期检修时的备用容量。１犌犅／犜３８９６９—２０２０３．６ 并网 犮狅狀狀犲犮狋犻狅狀发电厂（机组）与电网之间或电力用户的用电设备与电网之间的物理连接。３．７ 直流输电系统犇犆 狋狉犪狀狊犿犻狊狊犻狅狀狊狔狊狋犲犿将交流电力经整流器变换成直流电输送至受电端，再用逆变器将直流电变换成交流电送到受端交流电网的输电系统。注：由整流站、逆变站、直流输电线路、电力滤波器、无功补偿装置以及相关的保护控制装置等构成。３．８ 系统间联络线 犻狀狋犲狉犮狅狀狀犲犮狋犻狅狀犾犻狀犲省电网间或大区电网间的输电线路。注：大区电网是几个省电网互联形成的电网。３．９ 枢纽变电站 狆犻狏狅狋犪犾狊狌犫狊狋犪狋犻狅狀３３０ｋＶ及以上电压等级的变电站。注１：不包括单回线路供电的３３０ｋＶ终端变电站。注２：对电网安全运行影响重大的２２０ｋＶ变电站是否为枢纽变电站，由所属电网企业根据电网结构确定。３．１０ 涉网保护 犵狉犻犱狉犲犾犪狋犲犱犵犲狀犲狉犪狋狅狉狆狉狅狋犲犮狋犻狅狀在发电机组（含新能源）及同步调相机、静止同步补偿器等无功调节设备的保护和控制装置中，动作行为和参数设置与电网运行方式相关或需要与电网侧安全自动装置相协调的部分。４ 电力系统的基本要求４．１ 电力系统应满足安全可靠、经济高效、灵活调节的基本原则，包括以下要求：ａ） 满足安全稳定运行要求，保障电力供应的充裕可靠；电力系统应满足ＧＢ３８７５５—２０１９所规定的安全标准；ｂ）充分利用已有设备资源，提高整体利用效率效益。统筹发展需求、建设投资、运行成本等因素，通过多方案比选确定技术经济指标较优的规划设计方案；ｃ）适应电源结构、负荷特性、运行条件等变化，满足新能源和各类用电负荷的接入。４．２ 电网结构应按照电压等级和供电范围分层分区，控制短路电流，各电压等级及交直流系统之间应相互协调。４．３ 应在重要负荷中心配置一定规模的具有支撑和调节能力的电源。各类电源装机应根据其功能定位，确定适当的配置比例，保证合理电源结构和布局。４．４ 电力系统无功功率应满足电压分层控制和分区就地平衡。４．５ 电力系统二次设备和一次设备应相互协调配合并同步设计、同步建设、同步投运。４．６ 继电保护装置应满足可靠性、选择性、速动性、灵敏性要求；新设备在电力系统中首次应用时，应开展相关继电保护对新设备并网的适应性研究。４．７ 应根据电网结构、运行特点、通信通道等条件配置必要的安全自动装置。并应具备开放、智能、安全、共享的调度自动化系统以及充足、安全、可靠的电力专用通信资源。４．８ 对于经论证可提升安全稳定性和经济性的电力新技术，应积极稳妥推广应用。２犌犅／犜３８９６９—２０２０５ 电源安排５．１ 建设规划５．１．１ 燃煤电站宜建设高效清洁机组；燃气电站应在经济效益好的地区建设。５．１．２ 水电站建设应选择水利资源条件好的流域，并结合资源条件优先建设大型水电机组。５．１．３ 抽水蓄能电站应在建设条件优越、经济性突出、调峰需求强的地区建设。５．１．４ 核电建设应在确保安全性的前提下开展。５．１．５ 风电、太阳能发电等新能源装机应结合资源条件积极发展建设，并优先利用其发电量。５．１．６ 大容量储能设备可根据需要因地制宜积极推广建设。５．２ 调节能力５．２．１ 应加强电力系统调节能力建设，常规电源（火电、水电、核电等）应具备足够的调节能力，在系统中应配置必要的调峰气电、抽水蓄能等灵活调节电源以及储能设备，新能源场站应提高调节能力。５．２．２ 应充分利用电力市场机制，调动各类电源及用户参与电力系统调节。５．２．３ 应在重要负荷中心建设一定规模的常规电源（火电、水电、核电等），满足系统安全稳定和供电需求。５．２．４ 应统筹系统承载能力、电网安全风险，确定新能源并网规模。５．３ 备用容量５．３．１ 电力系统应具备有功功率备用容量，并充分考虑跨省跨区支援能力及新能源利用，统筹安排备用容量，包括负荷备用、事故备用、检修备用。５．３．２ 负荷备用容量为最大发电负荷的２％～５％。５．３．３ 风电、太阳能发电等新能源装机较多的地区，需结合新能源出力特性和参与平衡的比例，额外设置一定的负荷备用容量。５．３．４ 事故备用容量为最大发电负荷的１０％左右，但不小于系统一台最大机组或馈入最大容量直流的单极容量。５．３．５ 检修备用容量应结合电源结构、负荷特性、设备质量、检修水平等情况确定，检修备用容量的选取应确保周期性地检修所有运行机组。５．４ 新能源参与电力电量平衡５．４．１ 应充分考虑新能源装机出力的随机性、间歇性特征，结合新能源功率预测，以安全可靠、经济高效为基本原则，将新能源装机纳入电力电量平衡。５．４．２ 新能源发电量宜按照设计利用小时数参与电量平衡计算，新能源发电出力宜按适当比例参与电力平衡计算。注：运行中新能源发电量可按不小于预测值的９５％考虑。６ 电源的接入６．１ 接入原则６．１．１ 应考虑以下因素选定火电、水电、核电等常规电厂的出线电压：ａ） 发电厂的规划容量、单机容量、送电距离和送电容量及其在系统中的地位与作用；３犌犅／犜３８９６９—２０２０ｂ）电厂接线结构的简单性：电厂出线电压等级数及回路数应尽可能少；ｃ）调度运行与事故处理的灵活性；ｄ）短路电流控制：电厂母线短路电流不超过断路器最大开断能力；ｅ）对提高系统稳定性的作用。６．１．２ 主力电源宜接入最高电压等级。单机容量为６００ＭＷ及以上机组，可直接接入５００ｋＶ及以上电压等级电网，也可根据需要，经技术经济论