3.0.1电力系统现况主要阐述电网覆盖区域范围内的社会经济 发展状况，电力负荷水平及特性，电源和输电网的发展状况及存在 的主要问题。

3.0.2电力系统现况数据信息应来自国家有关部门及相关单位 的正式统计资料，统计口径不一致时应进行分析后取用。 3.0.3输电网现况存在的主要问题应从电网结构、传输能力、安

3.0.2电力系统现况数据信息应来自国家有关部门及相关单位

厂房标准规范范本全稳定、短路水平、设备状况、工程建设环境等方面进行分析

4.1.1 应根据输电网规划设计任务，分析采用合理的电力需习 水平。

4.1.2电力需求水平宜采用相关电力规划、专题研究、政府主管

4.2.1规划设计的电源建设安排应以电力发展规划为基础。 4.2.2电源建设安排应包括规划区域内设计水平年和远景年新增 的电源项目、装机容量、建设投产进度以及现有机组的退役计划。 4.2.3.电源发展规划应包括已明确或已有送受电协议、意向的跨 区送受电项目。

4.2.5规划电源方案应满足全网电力平衡的要求

方案的输变电工程项目为基础。 4.3.2应调研分析规划期内已明确输变电工程项目的前期工作 进展情况，落实项目具体建设规模和投产时间，确定输电网规划设 计各水平年的基础网架。

4.3.2应调研分析规划期内已明确输变电工程项目的前期工作

5.1.1主网架方案应符合现行国家标准《电力系统安全稳定导 则》GB38755的规定。

则》GB38755的规定。

系统近、远期发展过渡的要求，并对电网各种运行方式具备一 适应性。

5.1.3主网架方案应节约电网建设投资和年运行费。

5.1.4应考虑国土空间规划对主网架规划设计的影响

5.2分区电力平衡及电力流分析

5.2.1应通过分区电力平衡来分析输电网各主要断面的电力流。 5.2.2分区电力平衡计算的负荷与电源应统一口径，并合理考虑 负荷同时率和电源备用容量。 5.2.3应结合电网的负荷特性、电源结构和出力特性，在分区电 力平衡的基础上，考虑不同季节和时段的运行方式，提出电力流的 变化趋势及范围

5.3.1应根据电源规模及其在电力系统中的地位和作用，按照分 层平衡的原则确定电源接入电压等级；电源接入系统的电压不宜 超过两级，出两级电压时，电厂内不宜装设联络变压器；按照分区 平衡的原则分散、均匀地直接接入相应电压网络不同节点，减轻主 网架间的潮流转移。 5.3.2大容量远距离受电区域内的主力电源宜直接接受端系

5.3.2大容量远距离受电区域内的主力电源宜直接接入受端系

统较高电压网络，以增加受端电压支撑和提高系统安全稳定水平。 5.3.3就地消纳的电源宜结合当地可靠供电需要，本着简化系统 结构、节约线路走廊和投资的原则设计接人系统方案。 5.3.4宜简化电源接线，电源间不宜互联；距离接入点较近的电 源，可采用发变线路组的方式接人系统。

5.4分层电力平衡及变电布点

1分区受电变电容量总规模宜根据分区电力平衡和容载比 进行测算，负荷采用分区内最负荷，电源采用接入或拟接入本级 及以下电压等级的电源并扣除相应的备用； 2区域内最高电压的降压总规模宜根据受电总规模和容载 比进行测算； 3城市电网容载比宜符合现行国家标准《城市电力规划规 范》GB/T50293的规定，乡村电网容载比可适当降低

5.4.2变电站布点应符合下列规定：

1应结合地区经济发展、负荷分布、电源接入及电网结构要 求、国土空间规划等，统筹分析变电站的合理布局和选址要求，提 出变电站新建或扩建方案； 2宜充分发挥变电站在网架结构中的功能和作用，枢纽变电 站应考虑布点在电网中便于汇集、分配电力的位置；区域变电站既 要考虑向本地电网供电，又要便于电力向其他地区转送；交、直流 合建站或不同电压等级合建站应统筹接入系统方案及出线回 路数； 3应统筹考虑各电压等级电网的协调发展，实现各电压等级 电网变电站布点的衔接和匹配。

5.4.3变电站规模选择应符合下列规定：

1应根据各分区各电压层规划变电容量需求，结合现有变电 站改扩建条件，经综合技术经济比较，确定地区需新建变电站的个

数、规模及变压器容量；应根据变电站在电力系统中的地位和作用 合理确定变压器台数，220kV及以上降压变电站变压器总台数宜 为2台～4台，超过4台时母线应分段； 2确定变电站规模时，应统筹考虑变电站与周边现有和规划 变电站之间如何分配负荷、实现分区供电的需要，且应满足上一级 电压等级电网与下一级电压等级电网间的潮流交换需求，变电站 同一电压网络内任意1台变压器事故停运时，其他元件不应超过 规定事故过负荷能力的要求； 3各电压等级电网变电站容量和规模应衔接和匹配，保证电 力的合理疏散和消纳；变电站主变压器规划容量规模宜按远期10 年～20年的负荷发展需求确定，本期主变容量宜满足建成后3年 内负荷发展需求； 4变压器容量应标准化、系列化，同一地区、同一电压等级的 变压器容量级别不宜超过2种～3种，同一变电站的变压器宜采 用相同容量。

5.5.1规划的主网架方案应结构清晰、安全可靠、经济合理、运行 灵活，宜形成环网、多环网或形成以骨干电源为支撑的双回链式 结构。

.5.2主网架规划设计应符合下死

1应着重研究合理的电网结构，并对不同的电源布局有较好 的适应性，应满足各种典型运行方式下潮流变化的需要，具有一定 的灵活性，能适应系统发展的要求： 2应有较大的抗扰动能力，符合现行国家标准《电力系统安 全稳定导则》GB38755中规定的各项安全稳定标准； 3短路电流应控制在合理水平，当短路电流超标时，应从优 化电网结构出发，研究合理的短路电流控制措施； 4应为高低压电磁环网解环创造条件。

5.5.3受端系统的外受电宜经相对独立的送电回路分散接人受 端电网，避免送电回路落点过于集中，并与电网目标网架规划相衔 接；对于接受外部电力容量较大，且单一通道输送功率超过最大发 电负荷10%的受端系统，应对系统各种典型运行方式进行全面的 安全稳定性能分析，必要时提出相关安全稳定控制措施

5.4加强受端系统建设应符合下

1应加强受端系统内部最高一级电压的网络联系； 2受端电网枢纽变电站的规模和直流换流站的容量应同受 端系统相适应； 3受端系统应有足够的无功补偿容量，直流落点与负荷集中 地区应合理配置动态无功调节设备。

5.6.1对拟订的主网架方案应进行技术经济综合比较，包括潮流 分布、稳定水平、短路电流限制措施、电网结构及发展的适应性、方 案实施难易程度、经济性等方面。

5.6.1对拟订的主网架方案应进行技术经济综合比较，包括潮流 分布、稳定水平、短路电流限制措施、电网结构及发展的适应性、方 案实施难易程度、经济性等方面。 5.6.2方案经济性分析应合理选择经济比较的范围，可仅对各方 案之间的不同部分进行比较；方案经济比较宜采用年费用法，必要 时还应对一些影响较大的因素进行灵敏度分析。 5.6.3在技术、经济分析比较的基础上，推荐主网架方案。技术 差别不大时，应推荐经济性较好的方案；经济上差别不大时，宜推

差别不大时，应推荐经济性较好的方案；经济上差别不大时，宜推 荐技术上较好的方案

6.1.1应在电网总体规划的指导下，远近结合，论证天型电源送 出规划。

6.1.2应结合大型电源装机容量和机组建设时序，研究确定大型

6.1.4大型新能源场站送出规划中最大设计送出电力应计及最 大同时率。

6.1.5大型电源送出规划设计完成后，若设计边界条件发生较大

6.2电能消纳方案研究

6.2.1大型电源的电能消纳应符合能源合理流向，宜结合送受端 地区近远期电力市场空间、各受端地区与电源的距离及其电价承 受能力等因素，由近及远筛选出可供选择的电能消纳地区。 6.2.2当大型电源的电能无法在一个受端地区完全消纳时，应研 究由多个地区或多个省份共同消纳其电能的方案。 6.2.3应对拟订的电能消纳方案进行技术经济比较，综合考虑输 电成本、替代容量效益等因素，选择电力流向合理、系统整体经济 性较优、远期适应性强的方案作为推荐电能消纳方案。

6.2.3应对拟订的电能消纳方案进行技术经济比较，综合

6.3.1应根据推荐的电能消纳方案，结合输送容量和输送距

应根据推荐的电能消纳方案，结合输送容量和输送距离的

需求，分析提出该大型电源送出工程合理可行的输电方式和输电 电压等级，远距离电源送出工程宜采用直流输电方式。

6.3.2输电通道起落点的选择应符合下列规定

1输电通道起落点的选择应与送受端地区的电网规划相协 调，有利于优化电网结构，提高输电能力，降低网损，满足工程可实 施性要求； 2输电通道起点选择应方便电源就近接入，并与电源送出方 向相符，对集中送电的大容量送端系统，应在送端适当分组，避免 同时失去大量电源，威胁电网安全； 3输电通道落点选择应根据受端系统分区电力平衡结果，结 合规划选站选线工作成果，接近负荷中心地区，便于电能就近 消纳； 4应综合考虑输变电工程送受端接入系统方案、对电力系统 安全稳定运行的影响、建设实施难度、建设费用等因素，对输电通 道的起落点方案进行比选，通过技术经济比较确定推荐的起落点 方案。：

1交流输电方案的输电电压等级宜结合电源送出输电规模 需求、电源接入系统设计电压等级选择、现有电网的最高电压等级 以及远景电网发展规划等因素，从标准电压序列中选取，纳入输电 方案比选的电压等级不宜超过两种； 2：采用交流输电方案时，可考虑采用串补、紧凑型导线等先 进输电技术以提高电源外送通道的输电能力： 3直流输电方案的输电电压等级宜结合输电规模、输电距 离、直流工程站极址条件以及输电走廊条件，并参考已有直流输电 工程项目进行选取； 4为解决交流电网电压支撑能力不足问题，可考采用柔性 直流输电技术；当存在多个电源区域外送或多个负荷中心受电时， 可考虑采用多端直流输电技术。

6.3.4输电方案的比选与推荐应符合下列规定：

1各输电方案的技术比较可从输电能力、潮流分布、网损、短 路电流水平、过渡方案的适应性、工程建设实施难易程度等方面 进行； 2各输电方案的经济比较宜采用年费用比较法，其中工程建 设投资估算应包括输电通道建设投资以及送受端接入系统配套工 程的建设投资； 3．宜选择潮流分布合理、网损小、系统安全稳定水平高、短路 电流水平合理、方案过渡方便、工程建设实施难度小、系统整体经 济性优的方案作为推荐的大型电源外送输电方案

7.1.1系统互联规划设计应分析联网效益，论证联网的必要性：

7.1.1系统互联规划设计应分析联网效益，论证联网的必要性， 确定合理的联网规模，研究联网方案，包括联网方式、电压等级及 回路数。

7.2.1联网的必要性可从容量效益和电量效益两方面进行论证， 其中容量效益包括错峰效益、调峰效益、降低备用容量效益、事故 支援能力效益及跨流域补偿效益；电量效益包括送电效益，减少弃 水、弃风、弃光电量及降低运行经营成本等效益。 7.2.2错峰与调峰效益应结合联网系统特点及资源互补特性，分 析降低系统总装机容量的效益。 7.2.3降低备用容量和提高事故支援能力效益，应结合联网规 模，分析减小系统备用容量的效益。 7.2.4联网电量效益应根据联网系统的能源资源特点及电力发 展规划，分时段测算联网系统的电力电量盈亏规模，结合联网规模 和交换电量，分析减少弃电量，降低运行成本的效益。

7.3.1联网规模选择宜结合联网工程的作用和定位、互联

7.3.1联网规模选择宜结合联网工程的作用和定位、互联系统间 电力电量交换需求以及互联系统的承受能力等因素，拟订两个及 以上可能的方案进行技术经济比较，经综合分析后确定。

7.3.2提出的规划期内联网规模应与远景系统发展规划

7.4.1联网方式可选择同步联网或异步联网，其中同步联网包括 交流联网或交直流混合联网，异步联网为采用直流方式的联网。 联网方式的选择应根据联网性质、联网规模、距离及互联系统的特 点，拟订联网方案，进行技术经济比较后确定。

7.4.1联网方式可选择同步联网或异步联网，其中向步联网包括

7.4.2交流联网工程的电压等级应结合联网规模、联网

短、互联系统已有电压等级、远期发展需要等因素，从标准电压系 列中选取，宜采用主网最高一级电压。如需采用更高一级电压联 网，应进行详细论证。

力、实际工程经验等因素综合选择。通过初步分析无法确定时，应 进行技术经济比较，纳人比选的电压等级不宜超过两种

7.4.4对于要求输送较大电力的交流或直流联络线，应考虑联络 线输送电力所占受电侧系统负荷的比重不宜过大，且与受电侧系 统备用容量及有关措施相适应，同时在联络线故障中断时，应能保 持各自系统的安全稳定运行。

7.4.5系统间的交流联络线不宜构成弱联系的大环网，且应考虑

其中一回联络线断开时，其余联络线可保持稳定运行，并能转送规 定的最大电力。

7.4.7宜选择技术可行、适应性强、经济性优、便于建设实施的联

网方案，各项指标不能兼顾时，应进行综合考虑，权衡利弊后予以 推荐。

8.1.1应开展电气计算，以评价和比选规划设计方案，校核系统 安全稳定水平，研究限制短路电流的措施。 8.1.2电气计算应符合相关内容深度规定，满足现行行业标准 《电力系统电气计算设计规程》DL/T5553的要求。输电网方案 比选宜进行潮流、稳定、短路电流计算，校核和评价推荐方案还宜 进行无功补偿和调压计算、工频过电压和潜供电流计算。 8.1.3电气计算应详细说明采用的基础条件、计算方法以及结果 分析的判据。

8.1.4规划电网方案应符合现行国家标准《电力系统安全稳定

8.1.4规划电网方案应符合现行国家标准《电力系统安全稳定导 则》GB38755中规定的各项安全稳定标准，规划方案应满足现行 行业标准《电力系统电压和无功电力技术导则》DL/T1773中对 电压和无功的要求。

8.2.1应对设计水平年有代表性的正常最大、最小运行方式进行 潮流计算，对过渡年和远景年有代表性的运行方式进行计算。 8.2.2水电比重比较大的系统应对各种水文年有代表性季节的 最大、最小方式进行计算；风电、光伏发电等具有随机波动特性电 源比重比较大的系统，应对电源最大、最小出力的运行方式进行 计算，

8.2.3潮流计算的结果分析应包括潮流分布、网损、电压水

8.3.1应根据系统特点选择进行静态和暂态稳定计算，必要时进 行动态稳定计算

8.3.2稳定计算分析应采用合理的模型及参数，计算数据中已技

8.3.3应根据计算目的和校验对象，针对实际运行可能出现的情 况，从正常运行方式、事故后运行方式中选取有代表性的方式和对 系统较不利的方式进行计算。

则》GB38755中第一级安全稳定标准规定的故障形式为主，必要

8.4.1输电网规划设计阶段的短路电流计算应针对近期和远景 电网方案开展，可进行简化或近似计算，其计算条件应符合下列 规定： 1短路电流扫描计算应在实际运行可能的正常方式全接线 全开机条件下采用不基于潮流的方法进行； 2短路故障形式应分别考虑三相短路和单相接地短路，应考 虑金属性短路； 3对于风、光等新能源集中、规模较大的电网，应考虑新能源 接入后提供短路电流对电网方案的影响； 4计算最大短路电流时，母线电压取标称电压的1.1倍，但 不应超过设备的最高运行电压；计算最小短路电流时，母线电压应 取标称电压。 8.4.2短路电流安全校核的判据是母线短路电流水平不应超过

8.5无功平衡和调压计算

8.5.1应对推荐的电网方案进行无功补偿和调压计算，校验系统 不同运行方式下的电压、无功平衡是否满足标准要求，发现电压无 功薄弱环节，为选择调压装置、无功补偿设备及其配置等提供 依据。

依店。 8.5.2在系统各种运行方式下，变电站母线的运行电压不符合电 压质量标准时，应研究选用有载调压变压器或增加无功补偿设备 以满足电压质量标准。

8.5.2在系统各种运行方式下,变电站母线的运行由压不符合由

压质量标准时，应研究选用有载调压变压器或增加无功补偿设备 以满足电压质量标准，

无功损耗、补偿输电线路的无功缺额、补偿周边电网的无功缺额和 为周边主要设备事故与检修提供无功备用，其容性无功补偿总容 量应通过无功平衡和调压计算确定，不宜超过主变压器容量 的30%。

的原则配置高、低压并联电抗器，以补偿线路的充电功率。当局部 地区330kV及以上电压等级短线路较多时，可根据电网结构，在 适当地点装设高压并联电抗器集中补偿。

8.6工频过电压和潜供电流计算

8.6.1工频过电压计算方式的选择应以正常运行方式为基础，加 上一重非正常运行方式及一重故障形式，故障形式可取线路一侧 发生单相接地、三相断开或仅发生无故障三相断开两种情况。 8.6.2330kV及以上电压电网的工频过电压水平，线路断路器的 变电站侧不宜超过电网最高相电压（有效值，kV)的1.3倍；线路断 路器的线路侧不宜超过电网最高相电压（有效值，kV)的1.4倍。

8.6.3潜供电流计算方式的选择应以正常运行方式为基础.选

8.6.4潜供电流的允许值与系统稳定需要的单相自动重合闸时 间和潜供电弧的自灭时间相关。当潜供电流计算值接近或超过现 行行业标准《电力系统电气计算设计规程》DL/T5553一2019第 8.3.4条规定的允许值时，应研究提出限制措施。

9.1.1系统继电保护的配置应综合考虑电网结构特点

.1.I系统继电保护的配置应综合考虑电网结构特点、运行要 求、设备的扩展性以及技术方案的经济性等相关因素。 9.1.2应根据现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规 程》GB/T14285等有关标准和电网公司继电保护配置规定及反 事故措施要求，确定线路保护（含过电压保护、远方跳闸保护）、母 线保护、断路器保护、自动重合闸装置、故障录波装置、故障测距装 置、保护及故障录波信息管理功能模块的配置原则及方案。

技术方案应适于变电站整体建设方案，并满足系统继电保护规范 和调度运行管理的要求

9.1.5应基于现有技术管理规定，结合新技术发展，确定继电保 护技术的发展方向。

9.2.1应根据线路的电压等级、电气特性、通道条件、运行要求等 因素确定线路保护配置方案。 9.2.2220kV及以上电压等级的交流线路应配置两套能反映各 种类型故障的、独立的全线速动主保护和完善的后备保护。 9.2.3每回线路的两套线路保护应各自采用独立的通信通道传 输保护信号，优先采用光纤数字通道。保护复用光纤通道方式时， 应优先采用2Mbit/s通道。

等级的交流线路上装设过电压保护，过电压保护双重化配置，宜集 成在线路保护装置中

9.2.5远方跳闻及就地故障判别应双重化配置，宜集成在线路保 护装置中。

9.3.1 应根据变电站（换流站）主接线形式确定母线保护配置 方案。

9.3.1应根据变电站（换流站）主接线形式确定母线保护配置 方案。 9.3.2对一个半断路器接线形式，每组母线应配置两套高速、灵 敏的母线差动保护。

9.3.3对双母线接线形式，母线应配置两套高速、灵敏

9.4.1 应根据变电站（换流站）主接线形式确定断路器保护配置 方案。

方案。 9.4.2对一个半断路器、角形、桥形接线形式，每台断路器应配置 一套断路器保护和一套操作箱，断路器保护中应包含断路器失灵 保护、三相不一致保护、充电保护、死区保护等功能。 9.4.3对双母线接线形式，应采用母线保护装置中集成的断路器 失灵保护功能，失灵保护与母线保护共用出口。 9.4.4母联（分段）断路器应配置独立的保护装置，包含充电保 护、三相不一致保护功能

9.5.1架空线路及电缆与架空混合线路应配置自动重合闸装置， 可实现三相重合、单相重合、禁止重合和重合停用方式。 9.5.2·对一个半断路器、角形、外桥接线形式，重合闸应按断路器配 置。对单、双母线，内桥接线形式，重合闸宜包含于线路保护装置内。

9.6.1故障录波装置应根据变电站（换流站）实际接入的模拟量 和开关量规模进行配置，宜按照电压等级及继电器小室分别配置 独立的故障录波装置。 9.6.2对一个半断路器接线形式，宜每两串设置一台故障录波 出

站（换流头际接大的模拟量

9.6.2对一个半断路器接线形式，宜每两串设置一台故障录波

9.6.3主变压器单独配置故障录波装置，宜每两台变压器

9.6.4根据需要可设置专用的母线故障录

9.7.1对距离天于80km或跨越复杂地形、不便巡检的线路，应 设置独立的故障测距装置。

设直独立的故障测距装置。 9.7.2故障测距宜选用双端测距原理的装置，两端数据交换宜采 用2Mbit/s通道

9.7.2故障测距宜选用双端测距原理的装置，两端数据交

3保护及故障录波信息管理功能

9.8.1变电站（换流站）应配置保护及故障录波信息管理功能模 块，与保护装置通信，采集全站交、直流保护和故障录波信息。 9.8.2保护及故障录波信息管理功能模块配置应与全站计算机

块，与保护装置通信，采集全站交、直流保护和故障录波信息。

9.8.2保护及故障录波信息管理功能模块配置应与全站

监控系统统一考虑，应通过调度数据网与调度端主站通信

10.1.1：应针对电力系统主要运行方式进行系统安全稳定计算， 并根据计算结果提出相应的安全稳定控制措施安全标准，配置必要的安全 稳定控制系统。 10.1.2电力系统安全稳定计算和安全稳定控制系统配置方案应 符合现行国家标准《电力系统安全稳定导则》GB38755、《电力系 统安全稳定控制技术导则》GB/T26399的规定。

10.1.1：应针对电力系统主要运行方式进行系统安全稳定计算， 并根据计算结果提出相应的安全稳定控制措施，配置必要的安全 稳定控制系统。

10.1.2电力系统安全稳定计算和安全稳定控制系统配置方案应

10.2.1电力系统安全稳定计算应以规划设计水平年正常运行方 式（含计划检修方式）为基础，根据电网特性和调控需求确定计算 内容，内容可包括系统热稳定、静态稳定、暂态稳定、动态稳定、电 压稳定、频率稳定计算。 10.2.2电力系统安全稳定计算应考虑电网第二级安全稳定标 准，必要时可采取切机和切负荷、直流紧急功率控制、主动解列等 稳定控制措施，

10.2.2电力系统安全稳定计算应考虑电网第二级安全稳定标 准，必要时可采取切机和切负荷、直流紧急功率控制、主动解列等 稳定控制措施

10.3.1：根据电力系统安全稳定计算结果，确定是否需采取切机 和切负荷、直流紧急功率控制、主动解列等稳定控制措施以及所需 的控制措施量。对于过于复杂的安全稳定控制措施，宜通过调整 系统运行方式等手段进行简化。 10.3.2确定切机或切负荷量时，应留有必要的裕度，并综合考虑 油切对免的重面租度和进淤的可操作性

被切对象的重要程度和措施的可操作性

10.3.3选择直流紧急功率控制时，应考虑直流功率提升的能力 和相关电力系统的承受能力建筑技术交底，