2020年6月2日，國家標準GB 38969-2020《電力系統技術導則》正式發布。該標準由中國電力企業聯合會提出，委託全國電網運行與控制標委會(SAC/TC446)組織編制完成，起草單位包括：國家電網、南方電網、內蒙古電力，五大發電集團等發電企業，電力規劃總院等規劃設計單位、科研院校等22個單位。
主要起草人員包括：張智剛 陳國平 劉映尚 張正陵 李明節 韓 豐 杜忠明 湯 涌 孫華東 李 昇 王小海 冷喜武等。
基本介紹
- 中文名：電力系統技術導則
- 外文名： Guide on technical for power system
- 實施時間：2020年7月1日
目錄,引言,範圍,電力系統的基本要求,電源安排,建設規劃, 調節能力, 備用容量,新能源參與電力電量平衡,電源的接入, 接入原則,安全要求,系統間聯絡線,可行性研究, 建設要求,配套措施,直流輸電系統,基本要求,換流站的接入,送受端系統,無功補償與電壓控制, 基本原則,５００kV及以上線路高壓並聯電抗器的裝設,帶負荷調壓變壓器,電力系統全停後的恢復,總體要求,恢復步驟,繼電保護,安全自動裝置,調度自動化,電力通信系統,
目錄
前言 2
引言 3
1 範圍 4
2 規範性引用檔案 4
3 術語及定義 4
4 對電力系統的基本要求 5
5 電源安排 6
6 電源的接入 7
7 系統間聯絡線 8
8 直流輸電系統 8
9 送受端系統 9
10 無功補償與電壓控制 9
11 電力系統全停後的恢復 10
12 繼電保護 10
13 安全自動裝置 11
14 調度自動化 11
15 電力通信系統 12
引言
電力系統的安全可靠、經濟高效運行，對於保障國家能源安全、促進經濟社會可持續發展具有重要的意義。為指導電力系統科學發展，促進規劃、設計、運行等專業相互協調，在總結《電力系統技術導則（試行）》（SD131-84）經驗的基礎上，在本次同步修編《電力系統安全穩定導則》工作的同時，結合未來能源戰略轉型發展趨勢，編制完成《電力系統技術導則》。本標準明確了電力系統發展應遵循的主要技術原則和方法，從電源安排及接入、系統間聯絡線、直流輸電系統、送受端系統、無功補償與電壓控制、電力系統全停後的恢復、繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、電力通信系統等方面提出了技術要求。
範圍
本標準規定了電力系統基本技術要求以及電源安排、電源的接入、系統間聯絡線、直流輸電系統、送受端系統、無功補償與電壓控制、電力系統全停後的恢復、繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、電力通信系統等要求。
本標準適用於電壓等級為２２０ｋＶ及以上的電力系統。２２０ｋＶ以下的電力系統（含分散式電源）可參照執行。
電力系統的基本要求
電力系統應滿足安全可靠、經濟高效、靈活調節的基本原則，包括以下要求：
ａ） 滿足安全穩定運行要求，保障電力供應的充裕可靠；電力系統應滿足 ＧＢ３８７５５—２０１９所規定的安全標準；
ｂ） 充分利用已有設備資源，提高整體利用效率效益。統籌發展需求、建設投資、運行成本等因素，通過多方案比選確定技術經濟指標較優的規劃設計方案；
ｃ） 適應電源結構、負荷特性、運行條件等變化，滿足新能源和各類用電負荷的接入。
電源安排
建設規劃
燃煤電站宜建設高效清潔機組；燃氣電站應在經濟效益好的地區建設。
水電站建設應選擇水利資源條件好的流域，並結合資源條件優先建設大型水電機組。
抽水蓄能電站應在建設條件優越、經濟性突出、調峰需求強的地區建設。
核電建設應在確保全全性的前提下開展。
風電、太陽能發電等新能源裝機應結合資源條件積極發展建設，並優先利用其發電量。
大容量儲能設備可根據需要因地制宜積極推廣建設。
調節能力
應加強電力系統調節能力建設，常規電源（火電、水電、核電等）應具備足夠的調節能力，在系統中應配置必要的調峰氣電、抽水蓄能等靈活調節電源以及儲能設備，新能源場站應提高調節能力。
備用容量
電力系統應具備有功功率備用容量，並充分考慮跨省跨區支援能力及新能源利用，統籌安排備用容量，包括負荷備用、事故備用、檢修備用。
新能源參與電力電量平衡
應充分考慮新能源裝機出力的隨機性、間歇性特徵，結合新能源功率預測，以安全可靠、經濟高效為基本原則，將新能源裝機納入電力電量平衡。
電源的接入
接入原則
應考慮以下因素選定火電、水電、核電等常規電廠的出線電壓：
ａ） 發電廠的規劃容量、單機容量、送電距離和送電容量及其在系統中的地位與作用；
ｂ） 電廠接線結構的簡單性：電廠出線電壓等級數及迴路數應儘可能少；
ｃ） 調度運行與事故處理的靈活性；
ｄ） 短路電流控制：電廠母線短路電流不超過斷路器最大開斷能力；
ｅ） 對提高系統穩定性的作用。
安全要求
設計電源接入系統時，應防止發生嚴重故障時，因負荷轉移引起惡性連鎖反應。應避免一組送電迴路的輸送容量過於集中，在發生嚴重故障時，因失去電源容量過多而引起受端系統崩潰。
系統間聯絡線
可行性研究
建設系統間聯絡線應充分論證其必要性。宜從以下方面進行分析：
ａ） 可得到的錯峰效益與調峰效益；
ｂ） 可提高的電網安全性效益：包括運行水平、可靠性指標、緊急故障支援等；
ｃ） 送電效益；
ｄ） 可提高的有功功率交換、減少電源備用的經濟效益，包括水火電綜合利用、清潔能源互補效益等；
ｅ） 對清潔能源利用、環境保護和經濟社會發展的影響及其效益。
建設要求
應依據交直流技術特性、功能定位、套用範圍選擇聯絡方式。遠距離大容量輸電、非同步系統互聯等，宜採用直流技術；主網架構建、提高安全穩定水平等，宜採用交流技術。
配套措施
應分析系統間聯絡線建設帶來的電網運行複雜性以及可能的故障連鎖反應問題，結合對電網調度運行和故障處理的影響，確定相應的配套措施。
直流輸電系統
基本要求
直流輸電系統的規劃、設計，應根據性質作用、功能定位、系統需求確定技術路線、輸電容量、電壓等級。
換流站的接入
接入系統應能滿足直流額定容量電力的匯集或疏散。
應儘量選擇短路比（多饋入短路比）較高接入點。
送受端系統
應最佳化送受端系統內部最高一級電壓的網架結構，形成結構清晰、安全可靠、經濟合理、運行靈活的主幹網架。
送受端系統應進行科學分層分區，並注重各電壓等級、交直流、源網荷統籌協調發展。
送受端系統的無功電源安排應留有適當裕度，以保證系統各廠站的電壓在正常和事故後均能滿足運行要求。
無功補償與電壓控制
基本原則
應按分層分區和就地平衡原則配置無功補償裝置。
５００kV及以上線路高壓並聯電抗器的裝設
如在正常及檢修（送變電單一元件）運行方式下發生故障或任一處無故障三相跳閘時，需採取措施限制母線側及線路側的工頻過電壓在最高運行電壓的１．３倍及１．４倍額定值以下，應裝設高壓並聯電抗器。
帶負荷調壓變壓器
在電網電壓可能有較大變化的２２０ｋＶ及以上的降壓變壓器及聯絡變壓器，可採用帶負荷調壓方式。
電力系統全停後的恢復
總體要求
電力系統全停後應具備兩個恢復啟動路徑，優先考慮通過本地區內電源或外部系統幫助全停地區恢復供電。當不可能時，應儘快執行系統黑啟動方案。
應提前制定黑啟動技術方案，開展過電壓、自勵磁等分析，確定合理的啟動路徑。
恢復步驟
全停系統黑啟動分為準備階段、電源黑啟動階段、網架重構階段、負荷恢復階段。
在準備階段，應儘快確定黑啟動的目標系統狀態，選擇網架重構策略，確定系統分區方案、黑啟動電源、啟動無黑啟動能力機組的送電路徑、對緊急負荷的供電路徑等。
在電源黑啟動階段，應儘量選擇調節性能好、啟動速度快、具備進相運行能力的機組作為黑啟動電源（優先選用直調電廠作為啟動電源）。每個黑啟動電源應有獨立的黑啟動路徑，應便於分區目標網架的快速恢復。
在網架重構階段，每個黑啟動分區均應明確目標網架，包括分區內的黑啟動電源、黑啟動路徑、第二批啟動電源、關鍵變電站、線路和適量負荷等。在合適的條件下，將不同黑啟動分區的目標網架逐步進行互聯，完成網架重構。
在負荷恢復階段，應在主力電廠均啟動併網、網架重構完成後，再進行大規模的負荷投入操作，並控制系統頻率和電壓在允許範圍內。應根據全停地區負荷重要性分類，優先恢復重要性等級高的用電負荷。
繼電保護
對於２２０ｋＶ及以上電壓的線路，為保障系統穩定運行，故障切除時間應滿足以下要求：
ａ） ２２０ｋＶ線路近遠端故障切除時間不大於０．１２ｓ；
ｂ） ３３０ｋＶ線路近遠端故障切除時間不大於０．１ｓ；
ｃ） ５００ｋＶ及以上電壓等級線路近端故障切除時間不大於０．０９ｓ、遠端故障不大於０．１ｓ；
ｄ） 母線、變壓器的故障切除時間應按同電壓等級的近端故障切除時間考慮。
安全自動裝置
應根據電網結構和電力系統穩定計算分析結果，在適當位置裝設安全穩定控制裝置，組成安全穩定控制系統。安全穩定控制系統宜按分層分區原則配置，各類穩定控制措施及控制系統之間應相互協調配合。
調度自動化
調度機構的電網調度控制系統應滿足電網實時監控與預警、調度計畫與安全校核、調度管理等方面的業務需求。根據電網特點和實際運行需求，還可具備水調自動化、新能源監測與調度、電力市場等功能。
電力通信系統
電力系統生產運行場所均應具備電力通信專用網路。用於傳送電網控制信息的通信通道應利用電力通信專用網路承載，生產控制信息大區業務與管理信息大區業務的通信通道間應進行物理隔離。
