.1应考虑以下因系选定火电、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；

GB/T 389692020

b）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主力电源宜接人最高电压等级。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，经技术经济论证，接人低一级电压电网；单机容量为200MW～300MW 级的机组，按6.1.1的因素，经技术经济论证，接入220kV~500kV电压等级电网 6.1.3新能源场站应根据场站容量、机组特性等，可根据6.1.2确定适当的接入电压等级。新能源场站 妾人应满足相关惯量、短路容量、功率调节、电压控制、穿越能力、电能质量等要求 6.1.4对于兼顾本地负荷与远方送电的电厂，必要时可以两级电压等级接人电网。直接接人地区电网 的机组，应与当地负荷相适应，以避免不适当的二次升压；对于受端系统内的主力电厂，也可以有部分机 组就近接入低一级电压电网，但出线的电压等级不应超过两级 6.1.5在电厂内不宜设两

6.2.1设计电源接入系统时，应防止发生严重故障时，因负荷转移引起恶性连锁反应。应避免一组送 电回路的输送容量过于集中，在发生严重故障时沥青路面标准规范范本，因失去电源容量过多而引起受端系统崩溃。 6.2.2每一组送电回路的输送能力应保证送出所接入的电源容量。 6.2.3每一组送电回路的最大输送功率占受端总负荷的比例不宜过大，具体比例可结合受端系统的具 体条件确定。 6.2.4除共用一组送电回路的电源外，应避免大电源在送端连在一起，送到同一方向的几组送电回路 不宜在送端连在一起，经论证需要在送端或中途连在一起时，应能在严重故障时可靠快速解列。 6.2.5送到不同方向的几组送电回路，如在送端连在一起，应考虑在故障时具备快速解列或切机等措 施，以防止由于负荷转移而扩大故障。

6.2.7电源出口同杆并架的线路，设计标准应相应提高，采用耐张段距离应相应缩短。

7.1.1建设系统间联络线应充分论证其必要性。宜从以下方面进行分析：

a）可得到的错峰效益与调峰效益： b）可提高的电网安全性效益：包括运行水平、可靠性指标、紧急故障支援等； C） 送电效益； 可提高的有功功率交换、减少电源备用的经济效益，包括水火电综合利用、清洁能源互补效 益等； 对清洁能源利用、环境保护和经济社会发展的影响及其效益。 7.1.2应分析建设联络线及有关设施的投资、运行费用等，统筹考虑技术经济效益确定系统间联络线 建设的可行性

GB/T389692020

联等，宜采用直流技术；主网架构建、提高安全稳定水平等，宜采用交流技术。 7.2.2互联容量应根据系统需求确定。对于输电功能，应统筹送端电力外送需求及受端市场空间进行 确定；对于联网功能，应结合电力系统稳定要求、资源配置及互济需要、紧急故障支援等需求确定。 7.2.3应以标准电压等级序列为依据，根据输电能力、经济送电距离进行分析论证，确定联络电压等 级。交流联络线的电压等级宜不低于主网最高电压等级。 7.2.4联络线输送电力占受端系统最大负荷的比重不宜过大，具体比例可结合受端系统的具体条件来 定。 7.2.5变电站出口同杆并架的线路，设计标准应相应提高，采用耐张段距离应相应缩短，

7.3.1应分析系统间联络线建设带来的电网运行复杂性以及可能的故障连锁反应问题，结合对电网调 变运行和故障处理的影响，确定相应的配套措施。 7.3.2系统间联络线应具备相应的通信、远动信息及合理的自动调频和联络线自动负荷控制手段 7.3.3当两个系统通过联络线发生失步或任一侧系统故障造成电压崩溃或联络线过负荷时，都应有相 应措施，以防止由于连锁反应而扩大故障

.3.1应分析系统间联络线建设带来的电网运行复杂性以及可能的故障连锁反应问题，结合对电网调 度运行和故障处理的影响，确定相应的配套措施。 .3.2系统间联络线应具备相应的通信、远动信息及合理的自动调频和联络线自动负荷控制手段 .3.3当两个系统通过联络线发生失步或任一侧系统故障造成电压崩溃或联络线过负荷时，都应有相 应措施，以防止由于连锁反应而扩大故障

8.1.1直流输电系统的规划、设计，应根据性质作用、功能定位、系统需求确定技术路线、输电容量、电 压等级。 注：直流输电系统从结构上可分为两端、多端和背靠背直流，从换流原理上可分为基于电压源换流器的直流输电 （柔性直流）和基于电网换相型换流器的直流输电（常规直流）， 8.1.2在直流输电系统设计中，应重点分析交流线路短路故障引起的单回直流连续换相失败或多回直 流同时发生换相失败现象，提出必要的解决措施， 8.1.3直流输电系统应配置功率控制、调制功能和无功补偿与控制策略

3.2.1接人系统应能满足直流额定容量电力的汇集或疏散， 8.2.2应尽量选择短路比（多馈入短路比）较高接人点。 8.2.3换流站接人电网电压等级不应超过两级。 8.2.4对于多馈人直流受端系统，应尽量分散落点，完善落点近区交流主网架

3.2.1接人系统应能满足直流额定容量电力的汇集或疏散 8.2.2应尽量选择短路比（多馈入短路比）较高接人点。 8.2.3换流站接人电网电压等级不应超过两级， 8.2.4对于多馈人直流受端系统，应尽量分散落点，完善落点近区交流主网架。

9.1应优化送受端系统内部最高一级电压的网架结构，形成结构清晰、安全可靠、经济合理、运行灵活 的主干网架。 9.2送受端系统应进行科学分层分区，并注重各电压等级、交直流、源网荷统筹协调发展， 9.3送受端系统的无功电源安排应留有适当裕度，以保证系统各厂站的电压在正常和事故后均能满足 运行要求。 9.4大城市负荷中心枢纽变电站的布局和建设规模需统筹站点功能、地位、供电负荷性质等因素，分布 不宜过于集中。应满足如下要求： a）任一变电站全停时.不致引起受电地区全停.同时应采取自动措施，以保证重要负荷的安全

9.1应优化送受端系统内部最高一级电压的网架结构，形成结构清晰、安全可靠、经济合理、运行灵活 的主干网架。 9.2送受端系统应进行科学分层分区，并注重各电压等级、交直流、源网荷统筹协调发展 9.3送受端系统的无功电源安排应留有适当裕度，以保证系统各厂站的电压在正常和事故后均能满足 运行要求。 9.4大城市负荷中心枢纽变电站的布局和建设规模需统筹站点功能、地位、供电负荷性质等因素，分布 不宜过于集中。应满足如下要求： a）任一变电站全停时，不致引起受电地区全停，同时应采取自动措施，以保证重要负荷的安全

GB/T 389692020

供电； b）有利于简化低一级电压网络，实现分片供电； C 对于重要城市或重要地区，可结合实际情况设置应急保安电源点 9.5应解开或避免形成严重影响电网安全稳定的电磁环网

供电； b）有利于简化低一级电压网络，实现分片供电； c）对于重要城市或重要地区，可结合实际情况设置应急保安电源点。 9.5应解开或避免形成严重影响电网安全稳定的电磁环网

10无功补偿与电压控制

10.1.1应按分层分区和就地平衡原则配置无功补偿装置。 10.1.2常规厂站的无功补偿装置宜采用可投切的并联电容器、电抗器，必要时配置高压电抗器 10.1.3对于电压稳定问题突出的直流送受端换流站，经技术经济论证，可采用动态无功补偿装置。 10.1.4对于负荷密度高、本地电源缺乏、动态无功支撑能力不足的交流系统，经技术经济论证，可采用 动态无功补偿装置 10.1.5对于新能源场站并网点的无功功率和电压调节能力不能满足相关标准要求的，应加装动态无 补偿装置。 10.1.6500kV(330kV)及以上线路的充电功率应基本予以补偿，应满足从最小负荷至最大负荷的所 有工况下，由送端到降压变压器出口（包括所连接的补偿设备）的无功功率均能平衡。220kV电缆线路 的充电功率应通过配置并联电抗器等手段基本予以补偿。 10.1.7发电机及同步调相机均应带自动调节励磁（包括强行励磁）运行.并保持其运行稳定性

10.2500kV(330kV)及以上线路高压并联电抗器的装设

10.2.1如在正常及检修（送变电单一元件）运行方式下发生故障或任一处无故障三相跳闻时，需采取 昔施限制母线侧及线路侧的工频过电压在最高运行电压的1.3倍及1.4倍额定值以下，应装设高压并联 电抗器。 10.2.2为保证线路瞬时性单相故障时单相重合成功，如需采用高压并联电抗器并带中性点小电抗作 为解决潜供电流的措施时，应装设高压并联电抗器 10.2.3系统运行操作需要时应装设高压并联电抗器。 注：如同期并列操作 10.2.4电缆出线较多的母线，经技术经济论证认为有必要时应装设高压并联电抗器， 10.2.5系统无功平衡需要.而又

10.3带负荷调压变压器

10.3.1在电网电压可能有较大变化的220kV及以上的降压变压器及联络变压器，可采用带负荷调压 方式。 注：如接于出力变化大的电厂或接于时而为送端、时而为受端的站点的母线。 10.3.2电网中的各级主变压器，宜按照至少有一级电压的变压器采用带负荷调压方式设置

11电力系统全停后的恢复

1.1电力系统全停后应具备两个恢复启动路径，优先考虑通过本地区内电源或外部系统帮助全 区恢复供电。当不可能时，应尽快执行系统黑启动方案，

11.1.2应提前制定黑启动技术方案，开展过电压、自励磁等分析.确定合理的启动路径

11.2.1全停系统黑启动分为准备阶段、电源黑启动阶段、网架重构阶段、负荷恢复阶段。 11.2.2在准备阶段，应尽快确定黑启动的目标系统状态，选择网架重构策略，确定系统分区方案、黑启 动电源、启动无黑启动能力机组的送电路径、对紧急负荷的供电路径等。 11.2.3在电源黑启动阶段，应尽量选择调节性能好、启动速度快、具备进相运行能力的机组作为黑启 动电源（优先选用直调电厂作为启动电源）。每个黑启动电源应有独立的黑启动路径，应便于分区目标 网架的快速恢复。 11.2.4在网架重构阶段，每个黑启动分区均应明确目标网架，包括分区内的黑启动电源、黑启动路径、 第二批启动电源、关键变电站、线路和适量负荷等。在合适的条件下，将不同黑启动分区的目标网架逐 步进行互联，完成网架重构。 11.2.5在负荷恢复阶段海洋标准，应在主力电厂均启动并网、网架重构完成后，再进行大规模的负荷投人操作， 并控制系统频率和电压在允许范围内。应根据全停地区负荷重要性分类，优先恢复重要性等级高的用 电负荷。

12.1对于220kV及以上电压的线路，为保障系统稳定运行，故障切除时间应满足以下要求： a）220kV线路近远端故障切除时间不大于0.12s； b）330kV线路近远端故障切除时间不大于0.1S； c）500kV及以上电压等级线路近端故障切除时间不大于0.09s、远端故障不大于0.1s； d）母线、变压器的故障切除时间应按同电压等级的近端故障切除时间考虑。 12.2220kV及以上线路应按系统具体条件考虑重合闸方式，重合闸方式及重合时间应同时满足系统稳 定运行和电网设备安全运行的要求，不应导致事故范围的扩大。当一定长度以上的330kV～1000kV线 路采用单相重合闻时，为了使重合闻成功，如有需要时应考虑潜供电流抑制措施 12.3直流输电系统并网，应校核相关接入系统继电保护的配置方案和性能，分析直流控制保护系统与 相关交流继电保护的协调配合是否满足系统稳定运行要求。 2.4电源侧和用户侧的保护配置方案应满足系统稳定和运行管理要求。电源侧的继电保护的配置与 整定应与电网相协调；电铁、钢厂等用户侧的保护配置需满足GB/T34122相关内容要求。 注：电源侧的继电保护包括涉网保护、线路保护

12.1对于220kV及以上电压的线路，为保障系统稳定运行，故障切除时间应满足以下要求： a）220kV线路近远端故障切除时间不大于0.12s； b）330kV线路近远端故障切除时间不大于0.1s； c）500kV及以上电压等级线路近端故障切除时间不大于0.09s、远端故障不大于0.1s； d）母线、变压器的故障切除时间应按同电压等级的近端故障切除时间考虑。 12.2220kV及以上线路应按系统具体条件考虑重合闸方式，重合闸方式及重合时间应同时满足系统稳 定运行和电网设备安全运行的要求，不应导致事故范围的扩大。当一定长度以上的330kV～1000kV线 路采用单相重合闻时，为了使重合闻成功，如有需要时应考虑潜供电流抑制措施 12.3直流输电系统并网，应校核相关接入系统继电保护的配置方案和性能，分析直流控制保护系统与 相关交流继电保护的协调配合是否满足系统稳定运行要求。 2.4电源侧和用户侧的保护配置方案应满足系统稳定和运行管理要求。电源侧的继电保护的配置与 整定应与电网相协调；电铁、钢厂等用户侧的保护配置需满足GB/T34122相关内容要求。 注：电源侧的继电保护包涉网保护、线路保护

定控制系统。安全稳定控制系统宜按分层分区原则配置，各类稳定控制措施及控制系统之间应相互协 周配合。 13.2当电力系统受到GB38755一2019中第二级安全稳定标准中较严重故障扰动时，应采取切机、切 负荷（含集中切负荷、精准切负荷）、直流功率紧急控制等控制措施，防止系统稳定破坏。 13.3直流系统发生故障后应将换流器重启、直流功率转带等与系统稳定运行有关的控制信号传送至 相关的安全自动装置。 13.4低频低压自动减负荷装置应能在系统发生有功功率和无功功率缺额的情况下，按照计划切除相 应的部分负荷，使运行系统的频率、电压恢复到允许的偏差范围内。低频自动减负荷的动作频率和时间

的整定，应与系统内机组（含核电、新能源）的频率保护等相配合，避免出现机组大量无序脱网；过频（高 周）切机装置的设置应防止在过剩功率不大时切除大容量机组引起的过切情况。 13.5应在保证电力系统稳定基础上，统筹考虑经济性和相关政策要求，以确定系统内机组的切除顺 序，宜优先选择切除水电机组、处于发电状态的蓄能机组、新能源机组及较小容量的火电机组。 13.6应根据GB/T26399相关规定设置解列点，解列后各地区应满足各自同步运行与供需基本平衡 的要求。 13.7当单回线或同塔线路失压造成厂站全站或一段母线失压时，应配置备用电源自动投人装置

4.1调度机构的电网调度控制系统应满足电网实时监控与预警、调度计划与安全校核、调度管理等方 面的业务需求。根据电网特点和实际运行需求，还可具备水调自动化、新能源监测与调度、电力市场等 能。 14.2地区级及以上调度宜与电网调度控制系统同期建设电网备用调度控制系统，备调系统的功能和 运行管理应与主调系统协调，满足电网运行控制和调度生产指挥连续性的要求。 14.3电源侧、变电站及用户侧应配置完善的自动化系统和设备，应全面支撑电网调度控制系统的可靠 运行。直调（控）厂站的远动信息上送范围应满足相关规定，信息采集应采用直调直采、直采直送的 方式。 14.4风电场和光伏电站的自动化系统应具备新能源预测功能，应向所属电网调度机构上报长期电量 预测、中期功率预测、短期功率预测和超短期功率预测数据。 14.5参与电网调频和调压的风电场和光伏电站，应具备与相关调度端配合的有功功率控制和无功电 玉控制功能。 14.6500kV(330kV)及以上厂站、220kV枢纽变电站、大电源、电网薄弱点、通过35kV及以上电压 等级线路并网且装机容量40MW及以上的风电场及光伏电站均应配置同步相量测量装置，具备电力 系统连续的动态安全稳定监视能力。 14.7电力监控系统网络安全防护应按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体原则，同步 纳人电力系统的规划、设计、建设和运行，并应依据国家和行业的相关标准开展网络安全等级保护测评 和安全防护评估

5.8通信设备应有可靠的电源以 当通信电源的输入交流电源中断时园林造价，枢纽变电站通信蓄电池组供电时间应不小于4h，地理位置偏远的 无人值班变电站不小于8h