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电力系统技术导则


电力系统技术导则

在总结电网发展及运行经验的基础上,我部于一九八一年曾正式颁发了《电力 系统安全稳定导则》 ,为电力系统的规划、设计及运行工作制定了统一的系统稳 定标准。实践说明,这一导则对电力网络的合理建设与改造,对提高系统安全稳 定水平、大幅度地减少系统稳定破坏事故起了重要的指导作用。 近年来, 我部再次对正在建设的 500kV 电网进行了系统的调查,感到在《电 力系统安全稳定导则》外,有必要制订一个《电力系统技术导则》 ,以适应电力 系统的迅速发展,并适应高一级电压的大电网、大机组、大区联网、高压直流输 电等逐步出现的新情况。 《电力系统技术导则》是根据近十多年电力系统发展趋势及当前发展中的问 题,有针对性地提出技术处理原则,并经反复调查研究而制定的。最近又根据各 单位对原征求意见稿的意见作了修改,现正式颁发试行。各单位在试行中如发现 问题,请随时报部,以便今后作进一步修改时参考。 本导则提出的技术原则,现有运行的电力系统达不到要求的,应创造条件、 通过有计划的开展技术改造而逐步实现。新规划、设计的电力系统,应结合各地 区发展的实际情况, 按本导则原则作进一步的分析研究工作,以求得最佳的综合 技术经济效益。 一九八四年十二月二十 四日

电力系统技术导则 1 总则 1.1 电力系统包括发电、送电、变电、配电以及相应的通信、安全自动、继电保 护、调度自动化等设施。电力系统规划、设计与运行的根本任务,是在国家发展 计划的统筹规划下,合理开发利用动力资源,用最少的支出(含投资和运行成本) 为国民经济各部门与人民生活提供充足、可靠和质量合格的电能。 1.2 为了协调电力系统有关各部门与各专业间的工作,使电力系统规划、设计和 运行相互配合,实现上述根本任务,特制定本导则,各部门应共同遵守。 1.3 科研、试验部门应当分析研究各种可行的提高电力系统安全、经济和质量 的技术措施,经过试验并试点取得经验后,在电力系统中推广采用。 2 对电力系统的基本要求 2.1 规划、设计的电力系统,应满足经济性、可靠性与灵活性的基本要求,包 括: a.正确处理近期需要与今后发展,基本建设与生产运行,经济与安全,一次系统 (发、送、变、配)与二次系统(自动化、通信、安全自动、继电保护)的配套建设
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和协调发展等主要关系,以求得最佳的综合经济效益。 b.电力系统应当具有《电力系统安全稳定导则》所规定的抗扰动能力,防止发生 灾害性的大面积停电。 c.设计与计划部门在设计与安排大型工程项目时,应力求使其建设过程中的每个 阶段能与既有的电力系统相适应, 并能为电力系统安全与经济运行提供必要的灵 活性。 2.2 规划设计与运行的电力系统,均应备有必要的有功功率储备。在规划、设 计中应进行可靠性分析,计算电力系统在未来年度的电力不足概率。 2.3 规划设计的电网,包括受端系统、电源的接入、联络线等,应从全面着眼、 统筹考虑、合理布局,贯彻“分层分区”原则,逐步形成以加强受端系统为主的 区域电网。主力电厂一般应直接接入相应的电压电网(详见 5.1),远方大容量电 厂一般宜直接接入受端系统。 在出现高一级电压电网的过渡期间,若在同一路径 建设较低一级电压线路时,应考虑与下一步发展相结合。 2.4 电网的安全标准,按不同组成部分,分别提出如下要求: a.对于受端系统网络,当失去任一元件时,应保持系统稳定和正常供电(详见 4)。 b.电源接入系统的送电回路失去一回时,一般应能保持正常送电;对长距离的超 高压重负荷送电回路,必要时允许采用措施以保证事故后的系统稳定(详见 5)。 c.对于系统间的联络线,应按规定的不同任务区别对待(详见 6)。 2.5 电网的无功功率应基本上按电压分层控制和分区就地平衡(详见 7.1、7.2)。 2.6 随着高一级电压电网的出现和发展,应该有计划地逐步简化和改造较低一级 电压网络,实现分片供电,限制电网短路容量,尽可能避免高低压电磁环网,简 化保护。 2.7 合理的电网结构和保证安全稳定的技术措施应该相互协调配合并应同步设 计,同步建设,以提高电网的安全稳定水平,并使电网的建设和发展在技术经济 上更为合理。 2.8 根据电力系统的发展规划,应制订调度系统的自动化规划(包括厂站自动 化),并逐步予以实现,要按电网的分层分区及分级调度的原则,建立发电自动 控制与分层安全监控系统等, 为各级调度提供相应的调度自动化功能。大区间联 络线的负荷应能自动控制; 新建发电厂及变电所设备及装备的性能,应能满足调 度自动化规划的要求。 2.9 在规划设计电力系统时,应规划设计电力系统的通信(通信、继电保护、自动 化、数据等信息)通道系统,并与一次系统配套投入运行。 2.10 应加强电力系统运行经验的总结,特别注意对重大电力系统事故的及时总 结分析,反馈给规划、设计部门进行改进,并据以在必要时修订补充本导则的有 关内容。 3 有功电源安排 3.1 电源规划设计是电力系统规划设计的核心,根据国家的能源政策,以提高 技术经济效益为前提,对各类电源建设方案进行优化。对建设条件优越、经济指 标好的水电厂,应优先开发。 3.2 在优先考虑扩建工程的同时,每个大区电力系统要重点规划建设若干大型 骨干火电厂,以保证国民经济发展对电力供应的需求。 3.3 电源的建设,应根据规划规定的任务,明确区分为全网性的主力电厂或地 区性的电厂。在电力系统规划、设计中,应研究每个时期担负调峰、调频、腰荷、 基荷的电厂的安排,以满足电力系统安全、经济、质量的预计或规定要求。
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3.4 调峰电源应作为电力系统规划设计的一个重要内容,在每一个发展阶段应 有具体安排,在技术经济合理的前提下,应优先发挥水电的调峰能力。对具有调 节性能的水电厂,应充分考虑其在调峰和运行备用(负荷备用和事故备用)方面发 挥主要作用; 合理扩大这些水电厂的装机容量或预留扩建余地;对现有这类水电 厂,也应进行扩建可行性的研究。此外,应安排火电调峰;对缺乏水电调节的系 统,还要采用其他调峰电源,如抽水蓄能机组等。 3.5 在经济合理与建设条件可行的前提下,应注意在负荷中心附近建设一些较 大容量的主力电厂。 3.6 规划、设计和运行的电力系统,均应备有有功功率备用容量,以保持系统 经常在额定频率下运行。备用容量包括: a.负荷备用容量*负荷备用容量,是指接于母线且立即可以带负荷的旋转备用容 量,用以平衡瞬间负荷波动与负荷预计误差。为最大发电负荷的 2%~5%,低 值适用于大系统,高值适用于小系统。 b.事故备用容量**事故备用容量,是指在规定时间内(例如 10min 内),可供调用 的备用容量。 其中至少有一部分(例如 50%)是在系统频率下降时能自动投入工作 的备用容量。为最大发电负荷的 10%左右,但不小于系统一台最大机组的容量。 c.检修备用容量一般应结合系统负荷特点,水火电比重,设备质量,检修水平等 情况确定, 以满足可以周期性地检修所有运行机组的要求,一般宜为最大发电负 荷的 8%~15%。 4 受端系统建设 4.1 电力系统规划、设计中,要加强和逐步扩大相邻主要负荷集中地区(包括电 源)内部和他们间的网络连接,以最终形成坚强的受端系统。受端系统在各种正 常与检修条件下,应满足如下要求: a.受端系统内发生任何严重单一故障(包括线路及母线三相短路)时,应能可靠地 快速切除,以保持系统稳定。 b.突然失去任一元件(线路或变压器)时, 不得使其他元件超过事故过负荷的规定。 在正常运行方式下,应同时保持正常供电;在正常检修方式下,也要满足下述两 项要求,但允许采取必要的措施(如切机、切负荷等)。 4.2 为保持电力系统具有较高的稳定水平,应力求减少受端系统的电源阻抗。 使受端系统主网的电压母线维持一定的短路容量水平, 在振荡时该母线电压不过 低; 如受端系统缺乏直接接入主网电压的地区主力电源,经技术经济论证对保证 全系统稳定确有较大效果时,可装设适当容量的大型调相机。 4.3 电力系统应有无功功率事故补偿能力,当大容量送电电源线路突然切去一 回,或当地区电厂最大容量的一台调相机(或发电机)组突然切除时,应保持受端 枢纽变电所高压母线事故后的电压下降不超过正常值的 5%~10%(设计时选用 低值),以保证地区负荷不间断供电。特殊的系统情况下,可以联锁切负荷、压 机组出力或切机。 4.4 大城市负荷中心的枢纽变电所容量不宜过于集中。 a.当任一变电所全停时,不致引起受电地区全停,同时应采取自动措施,以保证 重要负荷的安全供电。 b.有利于简化低一级电压网络,实现分片供电。 5 电源的接入 5.1 发电厂出线最高电压的选定,应从电网的全局着眼,注意如下因素: 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
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用。 b.简化电厂接线,减少出线电压等级及回路数。 c.调度运行与事故处理的灵活性。 d.断路器不超过现实可行的最大断路容量数值。 e.对提高全电网稳定的作用。 一定规模的电厂或机组, 应直接接入相应一级的电压电网。在负荷中心建设的主 力电厂宜直接接入相应的高压主网。 单机容量为 500MW 及以上机组, 一般宜直接接入 500kV 电压电网。 200~300MW 左右的机组,应结合电厂的规划容量,考虑本条所列因素,经技术经济论证以确 定直接接入 220~500kV 中哪一级电压的电网。 单机容量为 100MW 左右的机组, 一般宜直接接入 220kV 电压电网。 5.2 为简化电网结构,提高系统安全稳定水平,节约投资,主力电厂应研究不 设高压母线,而采用发电机—变压器—线路的单元方式直接接入枢纽变电所。 5.3 对于带部分地区负荷而主要向远方送电的主力电厂,必要时可以出两级电 压(不超过两级)。直接接入地区电压电网的机组,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,在满足 4.2 要求的条件下,也可以有部分机组接入 地区电压电网,但出线的电压不应超过两级。当受端系统联系比较紧密时,即使 这两级电压设有母线,在电厂内一般也不宜设联络变,以简化电网结构,避免电 磁环网。如采用联络变,则应经过技术经济论证。 5.4 规划设计电网结构时,应注意发生严重事故(考虑实际可能的多重故障)时, 防止因负荷转移引起恶性连锁反应。还应注意避免一组送电回路*一组送电回路 指在送、 受电端皆直接相联的两回或多回线路,例如两个以上电厂相联通过一组 送电回路向受端系统送电; 一个或两个大容量电厂通过一组送电回路向受端系统 送电。的输送容量过于集中,在发生严重事故时,因失去电源容量过多而引起受 端系统崩溃。 a.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。 b.每一组送电回路的最大输送功率所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来决定。 c.除共用一组送电回路的电源外,应避免远方的大电源与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,如技术经济效益较大, 需要在其送端或中途连在一起时,必须能在严重事故时将其可靠快速解列。 d.送到不同方向的几组送电回路,如在送端连在一起必须考虑在事故时具备快速 解列或切机等措施,以防止由于负荷转移而扩大事故。 5.5 机组较多的特大容量电厂的主接线,应结合所接入系统的具体条件,考虑 有分组运行的可能性。 5.6 水电厂的送电回路的传输能力,应能适应大发水电和调峰的需要。为利用 季节性电能专门架设长距离的线路,可在进行技术经济论证后确定。 5.7 电源接入系统的送电回路,在正常情况下突然失去一回时,除必须保持系 统稳定外,一般还应能保持继续正常送电。 在建设 500kV 电网初期,只要送电功率占受端系统容量不过大,主力电厂可先 用单回线接入系统, 但失去这回线时,应有保持受端系统电压与频率稳定性的措 施。 对采用两回及多回超高压(500kV)长距离重负荷线路的接入系统设计,可以考虑
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在严重事故情况下, 采用远方和就地切除水电机组或快速压火电机组出力等技术 措施,以保证电网安全稳定,但需同步设计与建设可靠的遥控通道。 6 系统间联络线 6.1 系统间建设联络线要进行可行性研究,确定其性质与作用,并具体分析联 网的技术经济效益,包括: a.可增大的电网总的供电能力。 b.可减少的电源备用(装机容量)。 c.可提高的可靠性指标。 d.可得到的错峰效益与调峰效益。 e.可提高的有功功率经济交换的效益,包括水火电综合利用,跨流域的水电补偿 效益等。 f.建设联络线的送变电及有关设施的投资及运行费用。 6.2 系统间建设联络线时,要认真考虑在电网运行上带来的复杂性,以及由于 事故连锁反应带来的问题。在规划、设计时应研究安排相应的措施,作为联网的 必要条件。 a.联网应具备相应的通信、远动信息及合理的自动调频和联络线自动负荷控制手 段。 b.当两个系统通过联络线发生失步或任一侧系统事故造成电压崩溃或造成联络 线过负荷时,都应有相应措施,以防止由于连锁反应而扩大事故。 6.3 系统间联络线的传输能力,包括输电方式、电压等级及回路数,应结合电 网的具体条件,按规划确定的性质和作用进行考虑。 a.联络线的电压等级一般宜与主网最高一级电压相一致。 b.对于要求输送较大电力,并在正常情况下作经济功率交换的交流或直流联络 线, 要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,而与受电侧系 统备用容量及有关措施相适应, 同时在联络线故障中断时,要保持各自系统的安 全稳定运行。 c.对于为相邻系统担负规定(按合同)事故支援任务的联络线,当两侧系统中任一 侧系统失去大电源或发生严重单一故障时,该联络线应保持稳定运行;并不应超 过事故过负荷的规定。 d.系统间有两回(或两回以上)交流联络线,不宜构成弱联系的大环网,并要考虑 其中一回断开时,其余联络线应保持稳定运行并可传送规定的最大电力。 e.对交流直流混合的联络线, 当直流线路单极故障时, 在不采取稳定措施条件下, 应能保持交流系统稳定运行; 当直流线路双极故障时,也应能保持交流系统稳定 运行,但可采取适当的稳定措施。 7 无功电源与电压控制 7.1 无功功率电源的安排应有规划,并留有适当裕度,以保证系统各枢纽点的 电压,在正常和事故后均能满足规定的要求。 7.2 电网的无功补偿应基本上按分层分区和就地平衡原则考虑, 并应能随负荷(或 电压)进行调整,避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。 无功补偿设备应以采用可投切的并联电容器组为主, 电缆或超高压线路的充电功 率可采用并联电抗器补偿。当 220~500kV 受端系统短路容量不足和当长距离送 电线路中点缺乏电压支持,为提高输送容量和稳定水平,经技术经济比较,可采 用调相机。 7.3 500kV(330kV)线路的充电功率基本上予以补偿,从最小负荷至满负荷的情
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况下,由送端到降压变压器出口(包括所连接的补偿设备)的无功功率均能基本平 衡,发电机的运行功率因数则应保持在规定范围内。 500kV(330kV)线路应按下列条件考虑装设高压并联电抗器: a. 在 500kV(330kV)电网各发展阶段中,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闸时,必须采取措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 及 1.4 倍额定值以下时。 b.为保证线路瞬时性单相故障时单相重合成功,经过比较,如认为需要采用高压 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。 c.发电厂为无功平衡需要,而又无法装设低压电抗器时。 d.系统运行操作(如同期并列)需要时。 7.4 设置变压器带负荷调压的原则如下: a.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(例如 接于出力变化大的电厂或接于时而为送端、时而为受端的母线等),可采用带负 荷调压方式。 b.除上款外,其他 220kV 及以上变压器,一般不宜采用带负荷调压方式。 c.对 110kV 及以下的变压器, 宜考虑至少有一级电压的变压器采用带负荷调压方 式。 7.5 发电机及同步调相机均应经常带自动调节励磁(包括强行励磁)运行, 并保持 其运行稳定性。 8 继电保护与安全自动 8.1 对于 220kV 及以上电压的线路,如果系统稳定有要求,则其近故障点侧与 远故障点侧的故障切除时间, 从故障发生开始到断路器断开故障为止,应分别不 大于 0.1s 与 0.1~0.15s。 8.2 所有较低一级电压线路及母线的故障切除时间,必须满足高一级电压电网 稳定要求。 8.3 500kV 线路一般应采用单相重合闸方式,其重合时间按系统稳定需要并保 持重合能成功的条件决定。330、220kV 线路应按系统具体条件考虑重合闸方式, 但应避免装设大机组电厂的出线三相重合于永久性相间故障的方式。 例如可采用 系统侧先重合,电厂侧检查同期重合的三相重合闸方式。 为了使 330~500kV 线路采用单相重合闸时能重合成功,对一定长度以上的线路 需采取解决潜供电流的措施。 8.4 按频率降低自动减负荷装置的整定及其所切除负荷容量的配置,应针对可 能的有功功率缺额情况, 结合系统与频率继电器的动态特性综合选定,并考虑与 发电机组的低频保护和其他低频解列装置相配合。 开始减负荷的第一级频率一般 不宜低于 49Hz,同时还应制订手动减负荷规程,作为自动减负荷措施的必要补 充。 8.5 在无功缺额地区,应有按电压下降紧急切负荷的具体措施,以防止系统电 压崩溃。 8.6 解列点的设置,应满足解列后各地区各自同步运行与供需基本平衡的要求。 解列的断路器不宜过多。 一般在下列情况下,应能实现自动解列: a.电力系统间的弱联络线。 b.主要由电网供电的带地区电源的终端变电所或在地区电源与主网联络的适当 地点。
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c.事故时专带厂用电的机组。 d.暂时未解环的高低压电磁环网。 8.7 水电厂的备用机组,应能实现低频自起动与调相自动改发电等方式。 9 调度自动化与通信 9.1 各级调度中心,有关发电厂及变电所的设备和装备及其技术性能,应能满 足按调度系统自动化规划的要求实现自动发电控制与安全监控。 9.2 必须保持经常的向调度员提供反映系统现状的足够信息,以保持正常情况 下电网的可靠和经济运行, 在事故时能采取有效处理措施和在事故后保证正确地 恢复系统的完整性。 a.为电网运行情况的安全监控提供精确而可靠的信息,包括有关的负荷与发电情 况,输电线路的负荷情况,电压、有功及无功潮流,稳定极限,系统频率等。 b.当电网运行条件出现重要偏差时, 及时自动告警, 并指明或同时起动纠偏措施。 c.当电网解列时,给出显示,并指出解列处所。 9.3 电网必须具有充分而可靠的通信通道手段。 a.各级调度中心控制室(有调度操作指挥关系时)和直接调度的主要发电厂与重要 变电所间至少应有两个独立的通信通道。 b.所有新建的发、送、变电工程的计划与设计,必须包括相应的通信通道部分, 并与有关工程配套投入运行。 通信通道不健全的新建发电厂和变电所不具备投入 运行的条件。 c.通信网规划建设应综合考虑作为通信、调度自动化、远动、计算信息、继电保 护及安全自动装置的通道。 为充分发挥微波干线的作用,并保证通道运行的可靠 性,在规划设计微波干线时,应考虑在 500kV(330kV)发电厂、变电所和必要的 220kV 发电厂、变电所内落点。 d.如某些特定通道中断会影响电网的可靠运行,则必须从规划设计与运行上及早 安排事故备用的通道或其他措施。 e.通信设备应有可靠的电源以及自动投入的事故备用电源,其容量应满足电源中 断时间的要求。

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