电力系统设计技术规程

电力系统设计技术规程(试行)SDJ161—85中华人民共和国水利电力部关于颁发《电力系统设计技术规程》SDJ161—85(试行)的通知(85)水电电规字第63号电力系统设计是在国家计划经济指导下，在审议后的中期、长期电力规划的基础上，从电力系统整体出发，进一步研究并提出电力系统具体发展方案。批准的电力系统设计，为编制和审批工程设计任务书、工程初步设计、近期计划及下一轮电力规划提供依据。为了加强宏观决策工作，使电力系统设计的编制和审批有章可循，我部电力规划设计院组织东北、华东和西北电力设计院编制电力系统设计(一次部分)技术规程。经过多年的努力，编写组进行了大量调查研究工作，电力规划设计院和科技司组织征求科研、计划、规划、生产运行和设计等有关单位的意见，以及多次讨论，并与《电力系统技术导则》(试行)等进行了协调，于一九八五年七月至九月期间召开审查会，进行了审查。现正式颁发试行。编号：SDJ161—85。各单位在试行中如发现问题请告我部科技司和电力规划设计院。一九八五年九月二十四日第一章总则第1.0.1条本规程适用于220kV及以上电压的电力系统一次部分设计(以下简称“系统设计”)，包括电厂接入系统设计，电力系统专题设计，发、输、变电工程可行性研究及初步设计的系统部分。第1.0.2条系统设计应在国家计划经济指导下，在审议后的中期、长期电力规划的基础上，从电力系统整体出发，进一步研究并提出系统的具体发展方案；合理利用能源，节约能源；合理布局电源和网络，使发、输、变电及无功建设配套协调，并为系统继电保护设计、系统安全自动装置设计及下一级电压的系统设计等创造条件；设计方案应技术先进，过渡方便，运行灵活，切实可行，以经济、可靠、质量合格和充足的电能满足国民经济各部门与人民生活不断增长的需要。第1.0.3条批准的系统设计应为编制和审批工程设计任务书，工程初步设计，近期计划及下一轮电力规划提供依据。第1.0.4条系统设计必须执行国家经济建设方针和各项技术经济政策，从系统实际出发考虑远景发展，远近结合，进行多方案技术经济论证，求得最优方案。第1.0.5条系统设计的具体任务是：一、分析并核算电力负荷和电量的水平、分布、组成及其特性，必要时分析某些负荷可能变化的幅度；二、进行电力、电量平衡，进一步论证系统的合理供电范围和相应的联网方案、电源建设方案及系统调峰方案；三、论证网络建设方案，包括电压等级、网络结构及过渡措施；四、进行无功平衡和电气计算，提出保证电压质量、系统安全稳定的技术措施，包括无功补偿设备、调压装置及提高稳定的设施等；五、计算各类电厂的燃料需要量，对新增火电的燃料来源提出建议；六、安排发、输、变电工程及无功补偿项目的投产时间，提出主要设备数量及主要规范，估算总投资和发、供电成本；七、提出远景年所需发电工程的可行性研究，现有网络改造，以及其它需进一步研究的任务。上述任务可根据具体情况，在统筹全局的基础上有针对性地分阶段进行。第1.0.6条系统设计的设计水平年可为今后第5至第10年的某一年，并应对过渡年进行研究(5年内应逐年研究)，远景水平年可为今后第10至第15年的某一年，且宜与国民经济计划(及规划)的年份相一致。系统设计经审查后2～3年宜再行编制，但有重大变化时应及时修改。第二章电源方案设计第1节一般规定第2.1.1条电源方案设计应对水电厂、火电厂、核电厂各类组合方案及其规模和单机容量进行论证。论证应包括具有以下内容的技术经济比较：一、电厂和网络的投资及年运行费用的差别，包括厂用电、煤矿投资、交通运输费用、无功补偿及网损等方面；二、水电调峰、水电综合利用效益及系统经济运行等差别；三、燃料、三材、有色金属消耗量、土石方量，占用或淹没土地和迁移人口等方面的差别。第2.1.2条论证火电厂规模和单机容量应考虑系统可调度的容量、电力负荷增长速度、网络结构(包括联络线容量)、降低投资与成本、厂址条件以及设备供货情况等因素，并应积极创造条件进行可靠性分析，计算系统电源的电力不足概率。第2.1.3条在安排扩建电厂的同时，应安排新建区域型电厂，设计水平年前的在建规模应使远景年逐年有投产容量。新建区域型电厂宜按规划容量一次或分两期建成。第2.1.4条设计年投产的发电厂应有审查过的可行性研究报告，远景年投产的发电厂应有审查过的初步可行性研究报告(或流域规划报告)。第2.1.5条应优先推荐建设条件优越、经济指标好的水电厂。对调节性能差、季节性电能大的水电厂，必须研究可利用电能和季节性电能的合理利用问题。第2.1.6条对燃料来源和运输条件应进一步调查，电源方案的电量输送方向宜与发电燃料运输方向一致。各电源方案技术经济指标相差不大时，宜优先推荐系统安全稳定水平较高的电源方案，如在负荷中心建设火电厂。第2.1.7条在经济基础较好，但能源比较缺乏，交通运输负荷过重，且具有核电厂址的地区，可考虑建设核电厂。第2.1.8条对中小型机组的改造，用户自备电厂、地方自筹电厂及热电厂等的建设，可根据已审查的可行性研究报告或设计任务书研究安排。第2节电力电量平衡第2.2.1条通过电力电量平衡，明确系统需要的装机容量、调峰容量、电源的送电方向，为拟定电源方案、调峰方案、网络方案及计算燃料需要量等提供依据。第2.2.2条有水电的系统一般应编制枯水年的电力平衡和平水年的电量平衡。必要时还应编制丰水年和特枯水年的电力电量平衡。枯水年的电力平衡应根据系统情况按设计年逐年控制月份的最大负荷和水电厂设计枯水年的月平均出力编制，或按月按旬编制；远景水平年可编制概略的电力平衡。第2.2.3条电力平衡中计算水电厂的工作容量，应计及预想出力变化的影响。第2.2.4条水电厂的设计保证率可按《水力发电厂水能设计规程》选用，见附录一。第2.2.5条系统的总备用容量不得低于系统最大发电负荷的20%，并应满足下列要求：一、负荷备用为2%～5%，低值适用于大系统，高值适用于小系统；二、事故备用为10%左右，但不小于系统一台最大的单机容量；三、计划检修备用应按有关规程要求及系统情况安排的年检修计划确定。初步计算时可取8%～15%，具体数值应根据系统情况确定。第2.2.6条水火电厂担任系统事故备用容量的大小可按水、火电厂所担负系统工作容量的比例求得，但应考虑以下几点：一、水电厂担任系统事故备用的容量应有专用的备用库容作保证，其大小宜满足事故备用连续工作10天，当所需备用库容小于水库有效库容的5%时，可不设专用的备用库容；二、水电厂的空闲容量不应作为系统的事故备用，但可作为该水电厂的事故备用或检修备用；三、火电厂担任系统事故备用容量的大小还应满足以下条件：1.宜使担任事故备用的火电机组长期在经济出力范围内运行；2.在事故消除后的10天内，保证恢复水电厂所消落的备用库容。第3节系统调峰第2.3.1条应研究系统调峰方案，使系统调峰容量满足设计年不同季节系统调峰的需要，提出典型日的调峰方式，并对不同的系统调峰方案(新建水电厂，扩大现有水电厂的装机容量，新增火电调峰机组，与调峰能力有余的系统联网，建设抽水蓄能电厂等)进行论证，并明确调峰电厂及其担任调峰的能力。火电厂的调峰容量应为机组的可调节容量(指在额定参数下运行的可变化容量、滑参数运行的变化容量及利用机组起停调峰的容量之和)扣除其所担任的负荷备用及旋转事故备用容量。第2.3.2条应优先安排调节性能好的水电厂担任系统调峰，研究其增加装机容量及预留扩建的可行性；对远距离的水电厂，应论证其担任系统调峰容量的经济性。第2.3.3条各水电厂间的调峰容量应合理分配，需综合考虑的因素有：一、充分利用水电装机容量；二、系统经济运行和降低网损；三、因调峰要求加强网络的经济合理性。第三章网络方案设计第1节一般规定第3.1.1条网络方案设计应从全网出发，合理布局，消除薄弱环节，加强受端主干网络，增强抗事故干扰的能力，贯彻“分层分区”原则，简化网络结构，降低网损，并满足以下基本要求：一、网络发展应与电源发展配套，与下一级电压网络相协调，适应各地区电力负荷发展的需要，并对电源和负荷的变化有一定的适应能力；二、电压质量应符合标准；三、系统运行应安全稳定，调度灵活；四、网络的过电压水平应不超过允许值；五、不超过允许的短路电流水平；六、节省投资和年运行费用，使年计算费用最小，并考虑分期建设和过渡的方便。第3.1.2条网络的输电容量必须满足各种正常和事故运行方式的输电需要。发电机组计划检修及水电厂因水文变化引起的出力变化均属于正常运行方式；事故运行方式是在正常运行方式的基础上，考虑线路、变压器或发电机组单一故障。确定线路的输电容量至少应考虑线路投入运行后5～10年的发展，对线路走廊十分困难的地区应考虑更远的发展，留有较大的裕度，必要时可提前按双回线同塔建设或高一级电压建设初期降压运行。水电厂的输电线路容量应满足水电满发的需要，但为利用季节性电能而专门架设长距离的线路应进行论证。第3.1.3条网络应满足以下供电安全的要求：一、同级电压网络内任一元件(变压器、线路、母线)事故时，其它元件不应超过事故过负荷的规定；二、向无电源或电源很小的终端地区供电的同级电压网络二回及以上线路中任一回线路事故停运后，应分别保证地区负荷的70%及80%；三、电厂送出线路有二回及以上时，任一回线路事故停运后，若事故后静稳定能力小于正常输电容量，应按事故后静稳定能力输电。否则，应按正常输电容量输电；四、核电厂的送出线路中任一回检修停运，另一回又突然故障，应按维持机组安全运行的出力输电；五、受端主干网络(已形成多回路结构)中任一回线路事故停运后，应保持正常供电；有多座变电所供电的地区，在一台(组)变压器事故停运后应保证正常供电，但初期地区内只有1～2座变电所，每座变电所只有一台(组)变压器时，允许损失部分负荷；六、装有二台(组)及以上变压器的变电所，其中一台(组)事故停运后，其余主变压器的容量应保证该所全部负荷的70%。第3.1.4条220kV及以上网络的电压质量应符合以下标准：一、枢纽变电所二次侧母线的运行电压控制水平应根据枢纽变电所的位置及网络的电压降而定，可为网络额定电压的1～1.1倍，在日最大、最小负荷情况下其运行电压控制水平的波动范围应不超过10%，事故后不应低于网络额定电压的0.95倍。二、网络任一点的运行电压，在任何情况下严禁超过网络最高运行电压；变电所一次侧母线的运行电压正常情况下不应低于网络额定电压的0.95～1.0倍，处于网络受电终端的变电所取低值。第3.1.5条网络结构必须满足《电力系统安全稳定导则》中保持稳定运行的标准。对核电厂送出线路出口还应满足发生三相短路不重合时保持稳定运行和网络正常供电。对受端主干网络应满足发生三相短路不重合时保持系统稳定运行和网络正常供电，但初期受端主干网络尚未形成多回路网络结构时允许采取切机措施和损失部分负荷。系统间有多回联络线时，交流一回线或直流单极故障，应保持稳定运行并不损失负荷。第3.1.6条对网络中的不平衡电流、谐波电流应按照《电力工业技术管理法规》、《电力系统谐波管理暂行规定》(SD126—84)及《城市电力网规划设计导则》有关规定执行。第2节电压等级及网络结构第3.2.1条选择电压等级应符合国家电压标准。我国已确定的220kV及以上的网络额定电压标准为：220、330、500、750kV。第3.2.2条选择电压等级应根据网络现状，今后10～15年的输电容量，输电距离的发展进行论证。各方案应既能满足远景发展的需要，又能适应近期过渡的可能性，在技术经济指标相差不大的情况下，应优先推荐电压等级较高的方案，必要时可考虑初期降压运行过渡。第3.2.3条在主干网络上不应有“｜”接的变电所，不得设置由用户管辖的变电所，不宜有短线成串、成环等使系统继电保护困难的网络结构。第3.2.4条发电厂的接入系统方式、出线电压等级及回路数的选定，应考虑以下因素：一、发电厂的规划容量，单机容量，输电方向、容量和距离及其在系统中的地位与作用；二、简化网络结构及电厂主接线，减少电压等级及出线回路数，降低网损，调度运行及事故处理灵活；三、断路器的断流容量对限制系统短路水平的要求；四、对系统安全