电力系统规划通用规范（征求意见稿）.pdf

电力系统规划通用规范电力系统规划通用规范 （征求意见稿征求意见稿）1 目目 次次 1 总 则.1 2 基 本 规 定.2 3 电 力 需 求 预 测.4 4 电 源 规 划.5 5 输 电 网 规 划.7 6 配 电 网 规 划.9 7 电 力 二 次 系 统 规 划.13 8 起 草 说 明.15 1 1 总总 则则 1.0.1 为贯彻执行国民经济规划、能源电力的有关法规和方针政策，提高电力系统规划的科学性、经济性和规范性，满足电力系统供电安全、保护生态环境及节约资源等规划目标，统一电力系统规划的基本技术要求，强化政府监管，制定本规范。1.0.2 电力系统规划应涵盖发电、输电、变电、配电、二次系统等各个环节规划设计。1.0.3 电力系统规划必须遵守国家环境保护的法律、法规，执行国家能源与环境方针政策，满足国家和地方政府环境保护规划的要求。1.0.4 电力系统规划应在能源发展总体规划框架下，遵循电源与电网、输电网与配电网、一次与二次系统的协调统一的原则，统筹衔接水电、煤电、气电、核电、新能源发电、输配电网等规划，支持非化石能源优先利用和分布式能源发展，实现电力系统安全可靠、经济合理、清洁环保、灵活高效。1.0.5 电力系统规划应与城市总体规划相协调，城市电网的建设与改造规划，应当纳入城市总体规划，城市总体规划应合理安排电力设施用地、输电线路走廊和电缆通道。1.0.6 本规范是适用于电力系统规划工作设计过程中技术和管理的基本要求。当电力系统规划设计的技术措施与本规范不一致或本规范无相关要求时，必须采取合规性的规定。2 2 基基 本本 规规 定定 2.0.1 三相交流系统及相关设备的标准电压应从表 2.0.1 中选择。表 2.0.1 三相交流系统标准电压 设备最高电压 系统标称电压 220V/380V 380V/660V 1000V（1140V）3.6kV 3(3.3)kV*7.2kV 6kV*12 kV 10kV 24 kV 20kV 40.5 kV 35kV 72.5 kV 66kV 126 kV(123 kV)110kV 252 kV(245 kV)220kV 363 kV 330kV 550 kV 500 kV 800 kV 750 kV 1100 kV 1000 kV 注 1：圆括号中的数值仅限于某些行业内部系统使用或用户有要求时使用。注 2：表中同一组数据中较低数值是相电压，较高数值是线电压；只有一个数值者均为线电压。注 3：*不得用于公用配电系统。2.0.2 电力负荷应根据对供电可靠性的要求及中断供电在对人身安全、经济损失上所造成的影响程度进行分级，并应符合下列规定：1 符合下列情况之一时，应视为一级负荷。1)中断供电将造成人身伤害时。2)中断供电将在经济上造成重大损失时。3)中断供电将影响重要用电单位的正常工作。3 2 在一级负荷中，当中断供电将造成人员伤亡或重大设备损坏或发生中毒、爆炸和火灾等情况的负荷，以及特别重要场所的不允许中断供电的负荷，应视为一级负荷中特别重要的负荷。3 符合下列情况之一时，应视为二级负荷。1)中断供电将在经济上造成较大损失时。2)中断供电将影响较重要用电单位的正常工作。4 不属于一级和二级负荷者应为三级负荷。2.0.3 全国电力规划应重点提出规划期内大型水电（含抽水蓄能）、核电规模及项目建设安排（含投产与开工），风电、光伏（光热）等新能源发电建设规模，煤电基地开发规模，跨省跨区电网项目建设安排（含投产与开工），省内 500kV及以上电网项目建设安排（含投产与开工），以及省内自用煤电、气电规模。2.0.4 省级电力规划应重点明确所属地区的大中型水电（含抽水蓄能）、煤电、气电、核电等项目建设安排（含投产与开工），进一步明确新能源发电的建设规模和布局，提出 110kV（66kV）及以上电网项目建设安排（含投产和开工）和35kV 及以下电网建设规模。2.0.5 电力系统设计应以国家或省（市）有关部门审议过的行业规划（包括电力负荷预测、电源规划和电网规划或目标网架规划）和国家批准建设或已通过评估项目的文件为依据。2.0.6 电力系统应满足三道防线总体要求。2.0.7 电力系统任一元件无故障断开，应能保持电力系统的稳定运行，并且不致使其他元件超过规定的事故过负荷和电压允许偏差的要求。2.0.8 正常运行方式（含计划检修方式）下，电力系统中任一元件（发电机、线路、变压器、母线）发生单一故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃。2.0.9 电力二次系统包括继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力信息等。电力二次系统规划应与电网发展水平相适应，与电力一次系统同步规划，适度超前、先进实用、安全可靠、经济高效。4 3 电电 力力 需需 求求 预预 测测 3.0.1 电力需求预测应把握电力市场发展趋势，应提出需电量和电力负荷的预测水平。3.0.2 电力需求的预测水平年限应与规划年限一致，并适当展望。3.0.3 电力需求预测应提出多种预测水平，高、低预测结果应在规划年限内具有充分的包容性和适应性，在出现重大边界改变时应进行滚动调整。5 4 电电 源源 规规 划划 4.0.1 电源规划应全面考虑所在区域的能源资源、电力发展现状、环境保护、跨区域送受电等条件，对各类电源总量、结构及布局进行论证。4.0.2 电源规划应以满足规划期内电力平衡、电量平衡和调峰平衡为目标。4.0.3 电力电量平衡应在电力需求预测的基础上，考虑合理的备用容量和各类型电源的出力特性，提出需要的电源总量和合理的火电机组利用小时数。4.0.4 系统的负荷备用和事故备用应满足下面要求：1 负荷备用为 2%-5%，2 事故备用为 8%-10%，但不小于系统一台最大的单机容量。4.0.5 电源规划方案应满足国家规定的可再生能源电力总量消纳责任权重、非水电可再生能源电力消纳责任权重等要求。4.0.6 电源方案设计应鼓励开发清洁和可再生能源。4.0.7 火电电源规划应满足国家和地方的污染物排放标准。4.0.8 电源规划应进行方案技术经济比较，提出多个可供选择的电源建设方案、各年合理的在建规模、需要新开工的规模及投资估算等。4.0.9 电源布局应满足能源流向合理、系统安全可靠、经济合理、保护生态、节约能源和减少污染的要求。4.0.10 发电机(包括汽轮发电机、水轮发电机和抽水蓄能发电机)额定功率因数（迟相）值，应根据电力系统的要求决定：1 直接接入 330kV 及以上电网的发电机功率因数在 0.850.9 之间选择。2 接入 220kV 及以下电网的发电机功率因数在 0.80.85 之间选择。4.0.11 发电机（包括汽轮发电机、水轮发电机和抽水蓄能发电机）吸收无功电力的能力：1 新装机组均应具备在有功功率为额定值时，功率因数进相 0.95 运行的能力。2 对已投入运行的发电机，应进行吸收无功电力能力试验，根据试验结果予以应用。4.0.12 新能源机组的无功能力应满足如下要求：6 1 风电机组应满足功率因数在超前 0.95滞后 0.95 的范围内动态可调。当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。2 光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95滞后 0.95 的范围内动态可调。当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在光伏发电站集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。3 通过逆变器接入电网的储能系统，功率因数应在超前 0.95滞后 0.95 范围内可调。4.0.13 接入 220kV 及以上电压等级的新能源（含风电、光伏、储能等）电源应具有低电压和高电压穿越能力。7 5 输输 电电 网网 规规 划划 5.0.1 输电网规划应在保证电力系统安全稳定运行的基础上，应符合以下规定：1 遵循“统筹考虑、合理布局”的思路，贯彻“规模合理、分层分区、安全可控”的原则。2 满足经济性、可靠性、灵活性与技术先进性及一次系统和二次系统协调发展的要求。5.0.2 输电网规划应包括：1 电网各主要输电电压等级的选择。2 各主要电源点与电网连接方式的研究。3 与相邻电网联网方案的研究。4 变电站布点、规模、变压器台数、容量的研究。5 受端主网架方案研究。6 必要的电气计算。7 关键输电断面输电能力的分析和评估。8 保证系统安全稳定运行的相关措施研究。9 分析影响方案实施的因素并提出建议采取的措施。10 提出设计水平年内投产的输变电项目及规模。5.0.3 输电网规划方案应进行多方案的技术经济比较，提出推荐方案、输变电建设项目和投资估算。5.0.4 系统间互联应进行必要性论证，明确联络线的作用和技术经济效益。5.0.5 输电网规划方案应保证电力系统正常运行时，能供应全部负荷并保持充裕性和安全性。系统元件负载不超过其允许值，系统频率和母线电压处于正常水平，有足够的稳定储备。5.0.6 合理规划电源接入点，应保证失去任一输电通道时不影响电网安全运行和受端系统可靠供电。规划电网结构时，应避免发生严重事故时引起恶性连锁反应。并应避免一组送电回路的输送容量过于集中，在发生严重事故时引起受端系统崩溃。5.0.7 低一级电压电网中的任何元件（如发电机、交流线路、变压器、母线、直流单极线路、直流换流器等）发生各种类型的单一故障，均不得影响高一级电压8 电网的稳定运行。5.0.8 电力系统的无功电源与无功负荷，应采用分层分区、就地平衡的原则进行配置和运行，并应具有灵活的无功电力调节能力。5.0.9 330kV及以上母线的最高运行电压不应超过系统标称电压的1.1倍（750kV母线最高运行电压不超过 800kV）；最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。5.0.10 500kV 及以上系统变压器中性点应直接接地或经低阻抗接地。5.0.11 发电机组的参数选择必须与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。5.0.12 发电厂经长距离线路向受端系统送电，当采用串联电容器缩短线路的电气距离时，其补偿度应满足不发生次同步谐振的要求。5.0.13 当发电厂单机单变带空载长线路时，必须核算发电机自励磁过电压问题。5.0.14 直流输电系统不应与邻近的发电机产生次同步谐振。5.0.15 换流站任何无功小组的投切都不应引起换相失败。5.0.16 换流站任意一个无功大组因断路器误动或保护动作切除，都不应引起直流单极或双极闭锁。9 6 配配 电电 网网 规规 划划 6.0.1 配电网规划应结合国民经济和社会发展规划以及上一级电网规划进行编制，合理预留变电站、开关站、电力线路等供电设施的位置和用地。6.0.2 配电网应优化配置电压序列，简化变压层次，避免重复降压。电网的电压等级序列，应根据本地区实际情况和远景发展确定。规划目标电压等级序列以外的电压等级，应限制发展、逐步改造。6.0.3 配电网应进行分区供电，各分区应有明确的供电范围，并避免交叉、重叠。当有电源及负荷发生变化时，应对原有供电分区进行相应调整。对于供电可靠性要求较高的区域，应在分区间构建负荷转移通道。6.0.4 一级负荷应由双重电源供电，当一电源发生故障时，另一电源不应同时受到损坏。一级负荷中特别重要的负荷供电，应符合下列要求：1 除应由双重电源供电外，尚应增设应急电源，并严禁将其他负荷接入应急供电系统。2 设备的供电电源的切换时间，应满足设备允许中断供电的要求。6.0.5 备用电源的负荷严禁接入应急供电系统。6.0.6 重要电力用户供电电源配置原则，应符合下列要求：1 供电系统应当简单可靠，简化电压层级。供电电源应采用多电源、双电源或双回路供电。当任何一路或一路以上电源发生故障时，至少仍有一路电源应能对保安负荷持续供电。2 特别重要电力用户应采用多电源供电；一级重要电力用户至少应采用双电源供电；二级重要电力用户至少应采用双回路供电。6.0.7 重要电力用户应自行配置自备应急电源，电源容量至少应满足全部保安负荷正常启动和带载运行的要求；同时应具备外部应急电源接入条件。6.0.8 配电网规划应按照无功就地平衡原则配置无功补偿设备，保证分层分区的无功平衡。高压变电站和中压配电站内电容器应保证高峰负荷时变压器高压侧功率因数达到 0.95 及以上。用户在电网高峰负荷时的功率因数应满足下列要求：1 100 千伏安及以上高压供电的用户功率因数为 0.90 以上。2 其他电力用户和大、中型电力排灌站、趸购转售电企业，功率因数为 0.85以上。10 3 农业用电，功率因数为 0.80 以上。6.0.9 装有两台及以上主变压器的 35-110kV 变电站，断开一台主变压器时，其余主变压器的容量(包括过负荷能力)应满足全部一、二级负荷用电的要求。6.0.10 高压配电网线路导线截面应与电网结构、变压器容量和台数相匹配。配电网线路导线截面选择与校核时，任一元件 N-1 故障方式（相关线路、主变、母线）下线路输送容量应不大于线路的持续极限输送容量。6.0.11 配置电容补偿装置时，应采取措施合理配置串联电抗器的容量。电容器分组装置在不同组合方式下投切时，不得引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大。6.0.12 110kV 高压配电网应采用有效接地方式，主变压器中性点应经隔离开关接地。6.0.13 在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，并对接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核。6.0.14 分布式电源的接地方式应和配网侧的接地方式相协调，并应满足人身设备安全和保护配合的要求。6.0.15 在系统正常运行条件下，配电网供电电压偏差应符合下列要求：1 110kV35kV 供电电压正负偏差的绝对值之和不超过标称电压的 10%。2 10(20)kV 及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的 7%。3 220V 单相供电电压允许偏差为标称电压的+7%与-10%。6.0.16 在系统正常运行条件下，由波动负荷引起的公共连接点的电压波动应符合表 6.0.16 要求。表 6.0.16 电压波动限值 r/(次/h)d/%35kV 及以下 66110kV r1 4 3 1r10 3*2.5*10r100 2 1.5 100r1000 1.25 1 注 1：很少的变动频度（每日少于 1 次），电压变动限值 d 还可以放宽。注 2：对于随机性不规则的电压波动，如电弧炉负荷引起的电压波动，表中标有*值的为其11 限值。6.0.17 在系统正常运行的较小方式下，以一周（168h）为测量周期，公共连接点所有长时间闪变值 P1t 都应满足表 6.0.17 闪变限值的要求。表 6.0.19 闪变限值 P1t 110kV 110kV 1 0.8 6.0.18 在系统正常运行条件下，公共连接点的谐波电压限值（相电压）应符合表 6.0.18 要求。表 6.0.18 公用配电系统谐波电压（相电压）的允许值 标称电压 kV 电压总谐波畸变率%各次谐波电压含有率%奇次 偶次 0.38 5.0 4.0 2.0 6 4.0 3.2 1.6 10（20）35 3.0 2.4 1.2 66 110 2.0 1.6 0.8 注：20kV 参照 10kV 标准执行，当国家标准有规定时，按国家标准执行。6.0.19 在系统正常运行条件下，公共连接点的全部用户向该点注入的谐波电流分量不应超过表 6.0.19 中规定的允许值。表 6.0.19 注入公共连接点的谐波电流允许值 标称电压(kV)基准短路容量(MVA)谐波次数及谐波电流允许值(A)2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 0.38 10 78 62 39 62 26 44 19 21 16 28 13 24 6 100 43 34 21 34 14 24 11 11 8.5 16 7.1 13 10 100 26 20 13 20 8.5 15 6.4 6.8 5.1 9.3 4.3 7.9 35 250 15 12 7.7 12 5.1 8.8 3.8 4.1 3.1 5.6 2.6 4.7 66 500 16 13 8.1 13 5.4 9.3 4.1 4.3 3.3 5.9 2.7 5.0 110 750 12 9.6 6.0 9.6 4.0 6.8 3.0 3.2 2.4 4.3 2.0 3.7 标称电压(kV)基准短路容量(MVA)谐波次数及谐波电流允许值(A)14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 0.38 10 11 12 9.7 18 8.6 16 7.8 8.9 7.1 14 6.5 12 12 6 100 6.1 6.8 5.3 10 4.7 9.0 4.3 4.9 3.9 7.4 3.6 6.8 10 100 3.7 4.1 3.2 6.0 2.8 5.4 2.6 2.9 2.3 4.5 2.1 4.1 35 250 2.2 2.5 1.9 3.6 1.7 3.2 1.5 1.8 1.4 2.7 1.3 2.5 66 500 2.3 2.6 2.0 3.8 1.8 3.4 1.6 1.9 1.5 2.8 1.4 2.6 110 750 1.7 1.9 1.5 2.8 1.3 2.5 1.2 1.4 1.1 2.1 1.0 1.9 注：20kV 参照 10kV 标准执行，当国家标准有规定时，按国家标准执行。13 7 电电 力力 二二 次次 系系 统统 规规 划划 7.0.1 电力二次系统应统一规划、统一设计，并与电力一次系统同步规划、同步设计、同步建设、同步投运，避免因电力二次系统配置不合理而影响系统安全稳定运行。7.0.2 电力监控系统应坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，积极推进由“边界监视”向“纵深防御”的转变，提高电力监控系统的安全防护水平。7.0.3 电力系统应配备性能完善的继电保护装置和适当的安全稳定控制措施，与电力一次系统配合，建立起保障电力系统安全稳定运行的可靠的三道防线。7.0.4 电力系统继电保护和安全自动装置的规划、设计、选型应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。7.0.5 电力系统应装设反映电力设备和线路短路故障和异常运行的保护装置。220kV 及以上电压等级的重要输变电设备和线路应双重化配置保护装置，直流输电系统的保护装置应双重化或三重化配置。7.0.6 在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的设计阶段，应根据电力系统稳定计算的结果开展必要的安全稳定控制系统专题研究，提出安全稳定控制措施方案，同步设计必要的安全稳定控制系统，并对原有的相关安全稳定控制系统进行校核，必要时应提出相应的改进措施。7.0.7 应按照统一调度、分级管理的原则配置调度自动化系统，满足电力系统发展建设和运行控制的要求。省级及以上调度应配置异地备用调度自动化系统。7.0.8 调度自动化调度端系统的核心设备应冗余配置。7.0.9 调度自动化系统应采用标准化的接口、统一的模型和高效的数据传输手段。7.0.10 调度自动化调度端系统应采用专用的、冗余配置的不间断电源（UPS）供电，交流供电电源应来自两路不同的电源点。7.0.11 电力系统应建设电力通信网，电力通信网应满足生产调度和生产管理系统对通信通道的要求。7.0.12 电力通信网应架构合理、接口规范，支持通用标准与协议，实现电网内部业务系统无缝接入，具备与外部通信网络互联互通、安全管控的能力。14 7.0.13 电力调度机构与其调度范围内的下级调度机构、220kV 及以上电压等级厂站之间应具有可靠通信方式，满足“双设备、双路由、双电源”的要求。7.0.14 电力通信网应配备必要的网络监测管理手段。7.0.15 电力系统应建立应急通信保障体系。7.0.16 配网通信和配电自动化规划应与配电网规划相适应，并配置相应的配网通信设施和配电自动化系统。7.0.17 电力系统应建设开放与共享的信息系统。15 起起 草草 说说 明明 一、一、起草过程起草过程 根据国务院深化标准化工作改革方案（国发201513 号）要求，2016 年住房城乡建设部印发了关于深化工程建设标准化工作改革的意见（建标2016166 号），并在此基础上，全面启动了构建强制性标准体系、研编工程规范工作。2017 年 11 月，工作组在收到住房城乡建设部下达计划后，按照发挥各参与单位技术优势的原则，确定了参编单位。2018 年 1 月，对研编内容进行了初步研讨和分工；2018 年 8 月，完成国内外法规、标准资料梳理；2018 年 11 月，完成研编大纲审查会；2019 年 5 月，完成课题中期评估；2019 年 12 月，形成规范草案结题稿，完成结题验收。2020 年 6 月，形成规范征求意见稿。二二、起草单位、起草人员起草单位、起草人员 （一）起草单位 第一起草单位：电力规划设计总院 参编单位：东北电力设计院、华北电力设计院、西北电力设计院、中南电力设计院、华东电力设计院、西南电力设计院、广东省电力设计研究院、江苏省电力设计院、天津电力设计院、上海电力设计院（二）起草人员：杜忠明、戴剑锋、李娟萍、王雪松、邱健、贾岩、吴婧、熊煌、16 徐林、李悝、赵娟、刘建伟、郑兰、唐勇俊、武云霞、袁薏子、刘代刚、肖景良、刘天慧、缪怡宁、刘泽鑫、黄盛、吉小恒、曾雪松、吴敬昆、余熙、杨攀峰、王绍德、叶幼君、康义、陈志刚、张忠华、徐兵、张诗滔、冯艳虹、傅旭、张昉熠、孙浩、蔡东升、付浩、王明、张玉侠、牛伟、李文帆、钟杰峰、伍文城、陈谦、解文艳、张嵩、廖劲波、张斌 三、术语三、术语 低电压穿越低电压穿越 当电力系统事故或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，风电、光伏、储能机组能够保证不脱网连续运行。高电压穿越高电压穿越 当电力系统事故或扰动引起并网点电压升高时，在一定的电压升高范围和时间间隔内，风电、光伏、储能机组能够保证不脱网连续运行。无功分组无功分组 接入换流站交流母线的容性无功补偿装置可分为若干个无功大组，每一大组包括若干个无功小组。无功小组指通过断路器接入换流站交流母线的最小可投切的交流滤波器、并联电容器；无功大组指通过一台断路器接到换流站交流母线上的无功小组的组合。次同步谐振次同步谐振 当交流系统的功率发生扰动时，在汽轮发电机组轴系可能引起振17 荡，通常这种振荡频率低于 50Hz，在次同步范围内，称为次同步谐振（SSR），由直流输电引起的汽轮发电机组的次同步振荡现象称为次同步振荡（SSO）。电力系统继电保护规划电力系统继电保护规划 对电力系统继电保护进行规划，提出配置原则、配置方案和投资匡算，指明新技术发展方向，满足未来 5-10 年电网发展需要。电力系统安全稳定控制系统电力系统安全稳定控制系统规划规划 对电力系统安全稳定控制系统进行规划，通过分析计算，提出配置原则、配置方案和投资匡算，指明新技术发展方向，满足未来 5-10年电网发展需要。三三、条文说明条文说明 为便于政府有关管理部门和电力系统规划、设计等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，规范起草组按照条、款顺序编制了本规范的条文说明。但本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考。18 1.1.总总 则则 1.0.1：（编制目的）本条源于中华人民共和国标准化法第十条的规定，结合与电力系统规划相关的技术标准的总则，提出了通用规范的总体性目标和要求。通用规范的编制，旨在结合电力工业及电力规划面临的新形势、新任务、新问题，建立健全电力规划标准体系，对推动电力系统规划工作标准化进程具有重大意义。1.0.2：（适用范围）本条规定了本标准的适用范围，规定了电力系统规划应达到的通用性要求及应采用的通用技术措施。根据国能局科技200952 号文，电力系统规划体系主要分为系统一次规划体系和系统二次规划体系，系统二次规划体系包括保护与安全控制、自动化、通信和信息。按照系统一次标准的内容，系统一次规划可分为电力需求预测、电源规划和输电网规划、配电网规划。1.0.3：【新增】本条文源自电计1997730 号 电力发展规划编制原则8.1 条。根据国内外规划工作经验和我国环保管理要求，电力发展规划工作中需要贯彻落实可持续发展战略，满足国家和地方政府环境保护规划的要求。1.0.4：【新增】本条文全文引用电力规划管理办法（国能电力2016139 号）第六条。条文规定电力系统规划在能源发展总体规划框架下应遵循的原则。1.0.5：【新增】本条文在 城市电力规划规范（GB/T 50293-2014）19 3.0.1、6.1.4 条以及结合实电网建设的实际经验总结、修改和提炼而来。电力规划是城市规划的重要组成部分，地区电力系统是城市重要的电源，是确定城网规模、布局的依据。另一方面，电力供应是带有一定垄断性的社会公益性事业，电力供应设施是城市的重要基础设施之一。因此，城市供电设施的规划、建设应与城市规划建设同步配套，合理发展，做到优质服务，保证供电；同时，城市规划也应为城市电力建设创造条件，在规划阶段，根据建设需要，合理预留供电设施用地，保证其规划建设的空间环境。1.0.6 本规范是国家工程建设控制性底线要求，具有法规强制效力，必须严格遵守。在此基础上，国务院有关行政管理部门、各地省级行政管理部门可根据实际情况，补充、细化和提高本规范相关规定和要求。20 2 2.基基 本本 规规 定定 2.0.1【新增】本条引用GB/T 156-2017 标准电压第 3.1条、第 3.3 条、第 3.4 条、第 3.5 条和第 3.7 条。交流三相系统及相关设备的标准电压序列进行了规定。统一的交流系统标准电压序列对电力系统研究及电气设备制造具有重要意义。目前我国已形成较为完整的交流系统标准电压序列，现有的电压序列可以满足我国电力系统发展的需要，没有必要再出现新的交流系统标准电压序列。2.0.2【强条】本条引用供配电系统设计规范GB 50052-2009第第 3.0.1 条和城市电力规划规范GB 50293-2014 第 4.1.1 条、第 4.1.2 条。在国际电工委员会规定、美国电气法规等国家标准中，均针对不同的用电负荷性质制定相应的供电规定。供配电系统设计规范根据对供电可靠性的要求及中断供电在政治、经济上所造成损失及影响，将电力负荷分为三个等级。凡中断供电将造成人身伤亡，或将在政治、经济上造成重大损失，或将影响有重大政治、经济意义的用电单位的正常工作时，定为一级负荷。当中断供电将在政治、经济上造成较大损失，或将影响重要用电负荷的正常工作时，定为二级负荷。其余情况为三级负荷。用电负荷分级的意义，在于正确地反映不同负荷对供电可靠性要求的界限，以便恰当地选择符合实际水平的供电方式，提高投资的经济效益，保护人员生命安全。负荷分级主要是从安全和经济损失两个方面来确定。安全包括了人身生命安全和生产过程、生产装备的安全。确定负荷分级的目的是为了确定其供电方21 案，在市场经济的大环境下，对于停电造成的经济损失的评价主要取决于用户所能接受的能力，而政府应对涉及人身和生产安全的问题采取强制性的规定，这也是负荷分级作为强制性条文的原因。例如，在生产连续性较高行业，当生产装置工作电源突然中断时，为确保安全停车，避免引起爆炸、火灾、中毒、人员伤亡，而必须保证的负荷应为特别重要负荷，包括大型锅炉给水泵，大型压缩机的润滑油泵等；或者事故一旦发生能够保障事故及时处理，保证工作人员抢救和撤离的负荷也是特别重要负荷，包括处理安全停产所需的应急照明、通信系统、自动控制装置、大型金融中心的关键电子计算机系统等。对类似上述的重要负荷作出相应的供电最低要求，并强制执行，对于保障人身生命安全以及生产安全具有至关重要的作用。2.0.3 【新增】本条文全文引用电力规划管理办法（国能电力2016139 号）第十九条。条文规定了全国电力规划应重点研究的内容。2.0.4 【新增】本条文全文引用电力规划管理办法（国能电力2016139 号）第二十条。条文规定了省级电力规划应重点研究的内容。2.0.5 【新增】本条主要引用电力系统涉及内容深度规定（DL/T5444-2010）第 3.0.2 条。对于已经审定的行业规划、电网规划或者目标网架规划应作为电力系统规划依据。2.0.6 【新增】本条明确了电力系统应满足三道防线的要求。三道防线是我国电力系统规划、设计、建设、运行的基础，在确保电22 力系统安全稳定运行、防止大面积停电事故等各方面工作具有重要的指导意义。保障电力系统安全稳定的各项工作必须严格遵循三道防线的要求。对于三道防线的具体描述及详细要求建议在电力系统安全稳定相关标准中进行进一步阐述。2.0.7【新增】本条文引用DL 755-2001 电力系统安全稳定导则第 2.1.2 条，即电力系统“N-1”原则。该原则为我国电力系统在规划设计和调度运行中普遍需要满足的要求，是指导我国电力系统建设和运行的基本原则。在规划设计阶段，此条要求用于判断电网结构是否合理、输变电容量是否满足要求、电力系统是否满足安全稳定运行要求等，是电力系统规划设计的基础，应严格遵循。2.0.8 【新增】本条文引用DL 755-2001 电力系统安全稳定导则第 2.1.3 条，是我国电力系统承受大扰动能力的安全稳定三级标准中的第一级标准。电力系统安全稳定运行是保障人民生命财产安全、保证经济社会正常运转的基本需要。在电力系统规划设计阶段，规划电网在正常运行方式下发生单一故障后，保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，需要保持电网安全稳定运行。此条是校核规划电网是否合理的基本要求。电力系统正常运行方式包括计划检修方式和按照负荷曲线以及季节变化出现的水电大发、新能源电力大发、火电大发、最大或最小负荷、最小开机和抽水蓄能运行工况等可能出现的运行方式。计划检修方式为电力系统中的设备按计划进行检修时的运行方式，计划检修方式下应合理安排电力系统运行，以保证该方式下电力系统满足第一23 级安全稳定标准的要求。单一故障包括：a)任何线路单相瞬时接地故障重合成功；b)同级电压的双回线或多回线和环网，任一回线单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不重合；c)同级电压的双回线或多回线和环网，任一回线三相故障断开不重合；d)任一发电机跳闸或失磁；e)受端系统任一台变压器故障退出运行；f)任一大负荷突然变化；g)任一回交流联络线故障或无故障断开不重合；h)直流输电线路单极故障。但对于发电厂的交流送出线路三相故障，发电厂的直流送出线路单极故障，两级电压的电磁环网中单回高一级电压线路故障或无故障断开，必要时可采取切机或快速降低发电机组出力的措施。2.0.9【新增】本条界定了电力二次系统包括的专业范围，同时指出了电力二次系统规划的重要性。即在电力一次系统规划的同时应开展电力二次系统规划，电力二次系统既要采用新方法、新技术，又要注重实际，不能与生产运行脱节，在确保电力系统安全可靠运行的基础上，注意经济性和投资效率。24 3 3 电力需求预测电力需求预测 3.0.1 【新增】本条文参考了配电网规划设计技术导则DL/T 5729-2016 第 5.1.1 条、第 5.1.5 条，农村电力网规划设计导则DL/T 5118-2010 第 5.1.2 条。本条文对电力需求预测的基本要求和基本内容进行了规定。电力需求预测应建立在科学、详细、充分的电力市场调查及分析的基础上，深入研究国民经济、社会发展及其他相关因素对电力市场发展的影响，把握市场发展趋势，提高预测质量。需电量和电力负荷预测是电力需求预测的基本内容，是电源规划和电网规划的基础。3.0.2 【新增】本条文参考了农村电力网规划设计导则DL/T 5118-2010 第 5.1.3，对电力需求预测的水平年限提出要求。电力需求预测是电力系统规划设计的重要组成部分，是规划设计的基础，其预测结果为合理安排电源和电网建设进度提供决策依据，因此，电力需求预测的水平年限应与规划的年限一致。3.0.3【新增】本条文参考了电力系统设计技术规程DL/T5429-2009 第 4.0.3 条。本条对电力需求预测的结果和预测结果的调整进行规定。电力需求预测是从已知的经济、社会发展和电力需求情况出发，通过对历史数据的分析和研究，推测出规划水平年的电力需求结果。电力需求的发展受多因素影响，其发展存在很多的不确定因素，应尽可能多地考虑相关因素，从而使预测结果能够比较全面地反映未来负荷的发展规律，还应考虑未来电力需求发展的不可预见的因素，留有一定裕度，提出不同的预测水平，以提高预测结果具有25 一定的适应性；当电力需求预测的基础和重要影响因素，如经济、社会发展和相关产业政策等发生重大变化的情况下，应根据各影响因素的发展情况，适时滚动调整负荷预测结果，以期能更好地指导电力系统规划工作。26 4 4 电电 源源 规规 划划 4.0.1【新增】本条文参考了DL/T 5429-2009 电力系统设计技术规程5.1.1 条、电力规划管理办法（国能电力2016139 号）第四章 编制与衔接 第十九条、第二十条，城市电力规划规范 GB/T 50293-2014 3.0.3 条。电源规划是要统筹考虑区域内各项条件的综合性资源优化过程，一是要综合考虑约束条件，不仅要从电力供需角度考虑，还要兼顾能源资源、环境保护等外部因素，二是要远近结合，不但要考虑规划所在区域内的情况，还要注意与外部区域之间送受电规划的关系，三是要有全面性和前瞻性，要充分考虑可能的电源类型，既要有现行应用的也要有潜在新增的电源型式。因此，虽然该条文表述的主体是电源方案设计，但是对于整体电源规划也适用，是电源规划的总体性要求。4.0.2 【新增】本条文参考了电力发展规划编制原则电计1997730 号 5.1 条、5.6 条，电力系统技术导则（试行）SD 131-84 第 3.4 条、电力系统设计技术规程 DL/T 5429-2009 第 5.3.1、5.3.2条。电力电量平衡是电源规划首先必须满足的条件，即电源规划的主要约束条件。电力电量平衡是用以表达电力系统中电力电量供需关系的一种常用手段。用于电源规划的有电力平衡、电量平衡和调峰平衡，分别表示电力系统在时序上电源容量与负荷需求、电源可发电量与系统需发电量、电源调峰能力与系统调峰需求之间的平衡情况。通过电力电量平衡，可以从宏观上把握系统中关于装机总量、系统备用率、燃煤发电厂的发电设备利用小时和应有的调峰幅度，进而决定是否加27 快装机进度，是否需要改善电源构成等重大问题。这些正是电源规划的任务。电力电量平衡是电力系统分析计算的基础，可以使一系列复杂的电力系统计算分析处在规划设计者的掌控之中。总体而言，电力、电量平衡是电力、电量供应与需求之间的平衡，电源规划的基本要求和出发点是满足用户需求、保障供应稳定，各项平衡可以作为是否满足这些要求的判断标准。调峰平衡是电源规划所要实现的主要目标之一，所涉及的电源方案不仅要满足总量和结构的要求，也要适应系统运行的调峰需要，因此应根据系统中各类电源的可利用容量、调峰能力、经济性等因素，设计经济合理的调峰方案，并提出承担调峰职责的电源及其定位等。这里就开展电源规划要考虑调峰方案的必要性提出要求，对于保障电力供应安全，提高电源方案的适应性和系统运行灵活性有重要作用。4.0.3 【新增】本条文参考了电力发展规划编制原则电计1997730 号 5.4 条、城市电力规划规范GB/T 50293-2014 5.2.1条、火力发电厂可行性研究报告内容深度规定DL/T 5375-2008 第4.2.3 条、火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定DL/T 5374-2008 第 3.2.2 条。电源规划的首要内容是确定电源总量，而电力平衡是确定电源总量的核心方法，是电源规划的主要约束条件。电力电量不仅可以从宏观上把握系统中关于装机总量、系统备用率、燃煤发电厂设备利用小时，进而决定是否加快装机进度，是否需要改善电源构成等重大问题。在电力系统中，为保证电力系统运行的稳定性，维持电网频率、电压的正常水平，必须有充足的有功备用容量。目前28 风电、光伏、储能等新型电源已逐步规模化发展，火电供热特性以及灵活性改造新技术的应用，都会对电源需求总量产生较大的影响。因此采纳