电力系统设计技术规程

中华人民共和国电力行业标准

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》SDJ 161—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、对系统安全稳定水平的影响；

五、对各种因素变化的适应性。

第3.2.5条 发电厂接入系统的电压不宜超过两种。

容量为100～125MW的机组，当系统有稳定要求时应直接升压至220kV电 压；容量为500MW 及以上的机组宜直接升压至330kV或500kV电压；其它容 量的机组直接升压至哪一级电压应进行论证。

第3.2.6条 每一组送电回路　

*的最大输送功率占其受端总负荷的比例不宜过大，具体比例可结合受端系 统具体条件确定。

送端电厂之间及向同一方向输电的几组送电回路之间连接与否应进行论证， 在技术经济指标相差不大的情况下，应优先推荐不连接的方案。

核电厂送出线仅向一个受端系统送电时，受端不得仅接于一座变电所。

* 容易同时故障跳开的几回输电线路(如同一走廊)称为一组送电回路。

第3.2.7条 对区域型电厂应研究不设高压母线而采用发电机—变压器—线路 单元制接入附近枢纽变电所或开关站的方案。

若大型电厂处于网络结构比较紧密的负荷中心，出二级电压时，厂内是否设 联络变压器应进行论证。在技术经济指标相差不大的情况下，应优先推荐不设联 络变压器的方案。

第3.2.8条 系统需要解环、解列运行时应对有关的发电厂、变电所主接线方 式提出要求。

第3节 系 统 互 联

第3.3.1条 系统间互联应进行可行性研究，必须明确联络线的作用和技术经 济效益。 分析互联的技术经济效益必须考虑以下方面：

一、错峰与调峰效益；

二、减少系统总备用容量；

三、引起电源布局，电厂规模及单机容量等变化的效益；

四、提高系统经济运行效益，包括跨流域水电厂间补偿调节、水火电厂间配 合运行及火电大机组经济运行等；

五、互联及其引起现有网络改造所需的输变电工程以及有关设施(如通信、调 度自动化等)

的投资和年运行费用。

第3.3.2条 系统间联络线的输电容量、输电方式(交流、直流或混合)、电压等 级及回路数，应按联络线的性质、作用及安全稳定的要求论证确定。

两大网的主干联络线的电压等级宜采用主网最高一级，如采用更高一级电压 时应进行详细论证。

第3.3.3条 在以下情况时可考虑直流输电方案：

一、输电距离和容量超过交直流输电的经济分界点；

二、系统调度管理方便的需要；

三、系统稳度的需要；

四、较长距离的跨海联网或输电。

第4节 变电设备及导线截面选择

第3.4.1条 降压变电所变压器的容量、台数、相数、绕组数及阻抗等主要规 范的选择，应根据电力负荷发展及潮流变化，结合系统短路电流、系统稳定、系 统继电保护、对通信线路的危险影响、调相调压、设备制造及运输等具体条件进 行。

在上述条件允许时优先采用自耦变压器。

论证500kV降压变电所的变压器相数(包括备用相)时，应考虑一台变压器突 然故障时或停电检修时对供电安全性及系统工频过电压的影响。

220或330kV降压变电所若不受运输限制应采用三相变压器，其总台数不宜 超过三台。500kV 降压变电所采用单相变压器组时，其总组数不宜超过三组；采 用三相变压器时，其总台数应论证。

第3.4.2条 同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多，应从全网出 发，推行系列化、标准化。

第3.4.3条 中性点直接接地的网络，变压器中性点接地台数和地点的选择应 根据系统内过电压的倍数，系统继电保护及对通信线路危险影响等要求进行。

在编制远景水平年的系统单相接地短路电流计算阻抗图时，可按下列原则考 虑：

一、设备绝缘水平要求中性点接地的变压器，其中性点必需接地；

二、中低压侧有电源的变电所或枢纽变电所应有一台变压器中性点接地，当 需要限制系统单相接地短路电流，且系统继电保护允许时，则该变电所的变压器 中性点可不接地，但网络中任一点的综合零序电抗不得大于综合正序电抗的三倍；

三、发电厂有多台升压变压器时，应有1～2台变压器中性点接地。

第3.4.4条 超高压网络中选择高压并联电抗器的容量、台数及装设地点(包括 中性点小电抗)等，应考虑限制工频过电压、限制潜供电流、防止自励磁、系统并 列及无功补偿等多方面的要求，进行综合技术经济论证。

第3.4.5条 架空线路的导线截面可按下列条件进行初步选择：

一、正常运行方式下的最大输电容量符合经济电流密度要求，经济电流密度 可参考附录二；

二、导线(包括大跨越段)的长期允许载流量应大于事故运行方式下的最大输电 容量；

三、同级电压网络的导线型号不宜太多，各级电压的导线截面(短距离大容量 线路及具有串联电容补偿的线路例外)可参考附录三；

四、对海拔超过1000m的地区的超高压线路，技术经济论证时应计及电晕损 耗；

五、导线直径应大于按电晕要求的最小直径，海拔小于1000m的地区电晕要 求的最小直径如附录四所示。

第四章 潮流计算及无功补偿

第1节 潮 流 计 算

第4.1.1条 潮流计算的目的是为检验网络结构，选择导线截面和变电设备的 主要规范，选择调压装置、无功补偿设备及其配置等提供依据。

第4.1.2条 应对设计水平年有代表性的正常最大、最小运行方式，检修运行 方式，以及事故运行方式进行潮流计算。若调峰引起网络潮流变化较大时，还应 计算调峰后的运行方式。 对过渡年应进行潮流计算。

有水电的系统应对各种水文年的运行方式进行分析，选择有代表性的季节进 行潮流计算。 第4.1.3条 潮流计算中系统备用容量的分配应体现合理利用能源和系统安全 经济运行。 第4.1.4条 发电机运行的最高功率因数及进相能力应根据系统稳定情况及制 造厂资料或试验资料确定，但必须留有裕度。无资料时应按《发电机运行规程》 执行。

第2节 无功补偿和调压

第4.2.1条 无功补偿应满足系统各种正常及事故运行方式下电压水平的需 要，达到经济的效果，原则上应使无功就地分区分电压基本平衡。

第4.2.2条 无功补偿一般应选用分组投切的电容器和电抗器，当系统稳定有 特殊要求时，应研究装设调相机或静止无功补偿装置。

第4.2.3条 应在无功平衡的基础上选择调压装置，满足本规程电压质量标准 。

经调相调压计算，在系统各种运行方式下变电所母线的运行电压不符合电压 质量标准时，应研究增加无功补偿设备满足电压质量标准，在增加无功补偿设备 无效果或不经济时，可选用有载调压变压器，除上述情况外不宜采用有载调压变 压器。

自耦变压器需有载调压时，宜采用中压侧线端调压。

选择变压器的额定抽头及分抽头时，应考虑系统远景发展潮流变化的需要。

第五章 系统稳定和短路电流计算

第1节 稳定计算的目的和内容

第5.1.1条 系统稳定计算的目的是验算网络结构是否满足系统稳定运行的要 求，以及是否需要改进网络结构或提出其它提高稳定的措施。

第5.1.2条 一般应进行静态和暂态稳定计算，但根据系统特点能判别那类稳 定起控制作用时，则可只进行这类稳定计算。必要时进行动态稳定计算。

第5.1.3条 静态和暂态稳定计算采用的正常运行方式应为网络正常但潮流最 大的运行方式，静态稳定计算采用的事故后运行方式应是以正常运行方式为基础 只考虑潮流较大的一回线路退出后的运行方式。

第5.1.4条 暂态稳定计算采用的故障型式应为：

一、单回线输电网络发生单相瞬时接地故障重合成功；

二、同级电压多回线和环网发生单相永久接地故障重合不成功及无故障断开 不重合(对于水电厂的直接送出线，必要时可采用切机措施)；

三、主干线路各侧变电所同级电压的相邻线路发生单相永久接地故障重合不 成功及无故障断开不重合；

四、核电厂送出线出口及已形成多回路网络结构的受端主干网络发生三相短 路不重合；

五、任一台发电机组(除占系统容量比例过大者外)跳闸或失磁；

六、系统中任一大负荷突然变化(如冲击负荷或大负荷突然退出)。

以上故障时网络结构必须满足系统稳定运行和正常供电。

还应核算以下故障型式：

一、单回线输电网络发生单相永久接地故障重合不成功；

二、同级电压多回线、环网及网络低一级电压线路发生三相短路不重合。

以上故障时可采取措施保持系统稳定运行，但允许损失部分负荷。

第5.1.5条 静态和暂态稳定计算中，发电机用暂态电动势′E d 恒定和暂态电 抗代表，考虑负荷特性，不考虑调节器的作用。

′E d 第5.1.6条 暂态稳定计算的故障切除时间应与继电保护动作时间和断路器全 开时间相适应：对220kV及以上电压的系统近故障点采用0.1s，远故障点采用 0.1～0.15s；对于500kV的系统若上述故障切除时间不能满足暂态稳定要求时， 则可采用快速继电保护和快速断路器，此时，近故障点切除时间可采用0.08s。

第2节 提高稳定的措施

第5.2.1条 采用合理的网络结构，尽可能地减小系统阻抗(如将区域性电厂一 次升压直接接入主网等)，采用快速继电保护、单相自动重合闸和快速断路器，是 保证系统稳定的基本措施，应在系统设计中优先考虑。

第5.2.2条 根据稳定计算的结果，不能满足稳定要求时，应采取提高稳定的 措施，如设中间开关站(包括变电所)、串联电容补偿、调相机、静止无功补偿装置 和快速投入电容器组、以及电气制动、送端切机、快关汽门和受端切负荷等。

第3节 短路电流计算

第5.3.1条 短路电流计算的主要目的是选择新增断路器的额定断流容量，提 出今后发展新型断路器的额定断流容量，以及研究限制系统短路电流水平的措施( 包括提高变压器中性点绝缘水平)。

第5.3.2条 系统设计应按远景水平年计算短路电流，选择新增断路器时应按 设备投运后10年左右的系统发展计算，对现有断路器进行更换时还应按过渡年计 算。

第5.3.3条 应计算三相和单相短路电流。

当短路电流水平过大而需要大量更换现有断路器时，则应研究限制短路电流 的措施。

第六章 工频过电压及潜供电流计算

第1节 工频过电压

第6.1.1条 330～500kV网络的工频过电压水平，线路断路器的变电所侧及 线路侧应分别不超过网络最高相电压(有效值，kV)的1.3及1.4倍。

第6.1.2条 工频过电压计算应以正常运行方式为基础，加上一重非正常运行 方式及一重故障型式。

正常运行方式包括过渡年发电厂单机运行，网络解环运行等，非正常运行方 式包括联络变压器退出运行，中间变电所的一台主变压器退出运行，故障时局部 系统解列等，但单相变压器组有备用相时，可不考虑该变压器组退出运行。

故障型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。 第6.1.3条 工频过电压计算中，发电机用暂态电动势′E d 恒定和暂态电抗 代表，负荷用恒定阻抗代表。

′X d 第6.1.4条 超高压线路采用高压并联电抗器补偿时应装设小电抗，并验算谐 振过电压。 第6.1.5条 当发电厂单机带空载长线时，必须核算自励磁过电压问题。

不发生自励磁的判据为

W *Q X H c > d C (6.1.5-1)

式中 W ——发电机额定容量(MVA)；

H ——线路充电功率(Mvar);

Q c ——发电机等值同步电抗(包括升压变压器，以发电机容量为基准) 标么值。

X d * 当发电机容量小于上值时，可采取以下措施： 一、避免单机带空载长线； 二、装设并联电抗器，使发电机同步电抗

小于线路等值容抗(包括 升压变压器及电抗器)即

X d X C (6.1.5-2)　

｜｜＜｜｜X X d 第6.1.6条 当线路可能带空载变压器时，应校验在线路非全相状态下发生谐 振的可能及其避免措施。

注：如网络中采用氧化锌避雷器，其工频过电压的计算参见本规程“编制说

明”第六章第6.1.1条。

第2节 潜供电流计算

第6.2.1条 潜供电流的允许值取决于潜供电弧的自灭时间的要求，潜供电流 的自灭时间等于单相自动重合闸无电流间隙时间减去弧道去游离时间，单相自动 重合闸无电流间隙时间由系统稳定计算决定，弧道去游离时间可取0.1～0.15s， 并考虑一定裕度。

第6.2.2条 计算潜供电流及恢复电压应考虑系统暂态过程中二相运行期间系 统摇摆情况，并以摇摆期间潜供电流最大值作为设计依据。

第6.2.3条 选用高压并联电抗器中性点接小电抗、快速单相接地开关或良导 体架空地线作为限制潜供电流的措施，应根据系统特点结合其它方面的需要进行 论证。

第七章 方案经济比较

第7.0.1条 方案经济比较的其它准则和计算方法应按照《电力工程经济分析 暂行条例》执行。 第7.0.2条 系统设计方案经济比较的目的，是从国民经济整体利益出发，通 过科学的计算和分析，使电力建设获得最大的经济效益。

第7.0.3条 方案经济比较中，建设期的投资和运行期的年运行费用都应考虑 时间因素。 衡量经济效益的准则是：工程建设期内的逐年投资及工程经济使用期内的逐 年年运行费用折算到某一年的总费用(或折算到使用期内每年等值的年计算费用)为 最小。

第7.0.4条 交通运输部门的费用计算，可按下列三种情况考虑：

一、当交通运输能力有裕度，电厂燃煤运输所增加的货运量不大，运输部门 不需要改建或增建运输设备时，可不计运输投资，运费按运价率计算；

二、当交通运输已无剩余能力，而预计的货运量又增长较快，其中电厂燃煤 运输量占一定比例，运输部门近期内已有改建或扩建的计划时，则投资计算应按 增加货运量的比例分摊运输投资，运费按运输成本计算；

三、当交通运输能力在相当长时期内不能适应货运量的要求，但只是由于电 厂燃煤运输量的增加而引起运输部门增加改建或扩建工程，且其能力仅为满足电 厂燃煤运输量时，则投资计算应计入全部运输投资，运费按运输成本计算。

第7.0.5条 在方案经济比较中，必要时应对影响方案经济性较大的因素，例 如投资利润率(若用贷款则为贷款利率)、工期、燃料价格、电价、重大设备价格( 特别是采用国外设备)等，

根据可能变化的情况设一个变动幅度进行计算，做敏感 性分析。

第7.0.6条 经济指标是选择方案的重要因素，但不是唯一的决定因素。应在 经济指标的基础上，考虑下列因素对各方案进行全面的、综合的分析后选择方案 ：

一、对国民经济其它部门的影响；

二、国家能源政策；

三、国家资源(如土地、劳力、矿藏等)利用政策；

四、国家物资、设备的平衡；

五、环境保护和生态平衡；

六、工程规模和措施是否与现有技术水平相适应；

七、缩短建设工期和改善技术经济指标的可能性和必要性；

八、建设条件和运行条件；

九、对人民生活条件的影响；

十、对远景发展的适应情况等。

附录一 水电厂设计保证率表

附录二 导线经济电流密度表

附录三 导线(铝)截面参考表

附录四 铝导线的电晕最小直径表

附录五 本规程用词说明

本规程的格式、编排及用词执行国家1980年颁发的《工程建设标准规范管理 法》。

对本规程条文执行严格程度的用词，采用以下写法：

一、表示很严格，非这样作不可的用词：

正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。

二、表示严格，在正常情况下均应这样作的用词：

正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。

三、表示允许稍有选择，在条件许可时，首先应这样作的用词：

正面词采用“宜”或“可”，反面词采用“不宜”。

本规程主要编制者：胡炳荣(第一、二、三章及汇总)、范本鑫(第四、五章)、 陈冠南(第六、七章)。