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DLT 5610-2021 输电网规划设计规程.pdf8.2.1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江苏财经学院附楼施工组织设计，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，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，
10.4安全稳定控制系统配置
10.4.1应基于安全稳定控制系统现况，初步确定安全稳定控制 装置配置方案及功能要求，估列需要新增以及改造安全稳定控制 装置的站点，根据需要提出下一阶段开展安全稳定控制专题研究 的建议。 10.4.2应按照分层分区、简单有效的原则配置安全稳定控制系 统，优化安全稳定控制系统的控制措施和装置布点。 10.4.3安全稳定控制装置宜按双重化原则配置。两套装置的通 信通道及通道接口设备（含通信光端设备、接口设备的电源）应相 互独立，并尽量采用不同的通道路由。安全稳定控制装置宜通过 调度数据网与调度端管理主站通信。
11.1.1应结合电网自动化系统现状和自动化技术的发展进行必 要的需求分析，确定自动化系统的总体目标和框架，提出调度端和 变电站（换流站）端自动化系统配置方案，提出电力调度数据网配 置方案。
要的需求分析，确定自动化系统的总体目标和框架，提出调度端和 变电站（换流站）端自动化系统配置方案，提出电力调度数据网配 置方案。 11.1.2调度自动化系统的功能及技术要求应满足现行行业标准 《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003的要求。调度自动 化信息传输应满足相关调控中心和运行维护单位的系统运行管理 规定要求。
《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003的要求。调度自动 化信息传输应满足相关调控中心和运行维护单位的系统运行管理 规定要求。
11.1.3电力调度数据网技术要求应符合现行行业标准《电力调
11.2.1调度端自动化系统方案应全面满足调控中心及运行维护 单位在电网运行监视、控制、分析等方面的业务需求，满足调度技 术管理体制的要求。
11.2.1调度端自动化系统方案应全面满足调控中心及运行维护 单位在电网运行监视、控制、分析等方面的业务需求，满足调度技 术管理体制的要求。 11.2.2调度端自动化系统各功能模块宜基于统一的公共信息模 型和标准化的信息接口，实现应用间高效的数据和服务共享。 11.2.3调度端自动化系统应能提供完整的基础平台功能，并应 能全面满足电网调度管理所需的电网运行监测、电网运行控制、电 网计算分析、电网运行计划、智能辅助决策、系统仿真及运行人员 培训、电网运行管理等各类业务需求。
11.2.2调度端自动化系统各功能模块宜基于统一的公共信息模
二环线道路工程施工组织设计能全面满足电网调度管理所需的电网运行监测、电网运行控制、电 网计算分析、电网运行计划、智能辅助决策、系统仿真及运行人员 培训、电网运行管理等各类业务需求。
一次设备、二次设备、相关气象环境的在线监测和分析功
11.2.5调度端自动化系统功能可分为必选模块和可选模块。具
11.2.5调度端自动化系统功能可分为必选模块和可选模块。具 体功能模块划分应满足现行行业标准《电力系统调度自动化设计 规程》DL/T5003的相关要求。
GB／T 35766-2017标准下载11.3变电站（换流站）端自动化系统
11.3.1应根据调度端自动化系统功能要求，确定变电站（换流 站）端自动化系统配置方案。变电站（换流站）端自动化系统主要 包括计算机监控系统（含远动网关）、关口电能表和电能量远方终 端、相量测量装置（PMU）、信息在线监测采集装置等。 11.3.2计算机监控系统应能与多个调度端进行数据通信，实现 调度端所需信息的采集和处理功能及遥控、遥调功能。信息采集 应满足现行行业标准《电力系统调度自动化设计规程》DL/T5003 的相关要求。远动网关应采用余配置，与站内计算机监控系统 统一考虑，计算机监控系统主机故障不应影响远动系统的功能 实现。 11.3.3应根据产权分界情况、营销管理规定以及运行管理要求， 确定计量关口点和考核点位置，提出关口电能表和电能量远方终 端的配置方案，装置配置应符合现行行业标准《电能量计量系统设 计技术规程》DL/T5202的规定。 11.3.4应根据调度管理规定，提出同步相量测量装置（PMU)配 置方案，装置配置应符合现行行业标准《电力系统同步相量测量装 置通用技术条件》DL/T280的规定。 11.3.5应根据生产运行需要，配置输变电一次设备、二次设备、 气象环境相关信息在线监测采集装置
11.3.1应根据调度端自动化系统功能要求，确定变电站（换流 站）端自动化系统配置方案。变电站（换流站）端自动化系统主要 包括计算机监控系统（含远动网关）、关口电能表和电能量远方终 端、相量测量装置（PMU）、信息在线监测采集装置等