T-CEPPEA 5080-2025-T-CNAEC 0103-2025多能互补电源基地输电规划研究报告编制指南

Guidelinesforthepreparationoftransmissionplanningstudyreportfor2025-11-10发布2025-11-10实施中国电力规划设计协会I前言 Ⅲ引言 V 12规范性引用文件 13术语和定义 14总体原则和总体要求 25研究基础 25.2研究原则 5.3研究范围 25.4研究水平年 6多能互补电源基地概述 36.1概况 6.2主要技术经济指标 37.1电力系统现状 7.2电力需求预测 4 47.4储能发展规划 47.5电网发展规划 48多能互补电源基地电能消纳方案研究 4 48.2电能消纳方案研究 59多能互补电源基地输电规划研究 59.1输电方案研究 59.2送受端站接入电网研究 69.3对多能互补电源项目要求 610规划选站选线 610.1规划选站 610.2规划选线 611投资估算及综合评价 611.1投资估算 611.2综合评价 7Ⅱ12结论与建议 7 7 7 8Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国工程咨询协会和中国电力规划设计协会联合提出并归口。为规范多能互补电源基地输电规划研究报告的编制工作，明确多能互补电源基地输电规划研究报告的工作内容及深度要求，制定本文件。本文件以常规大型电源基地输电规划的工作内容和深度要求为基础，结合多能互补电源基地的特——电源互补特性分析；——电源组织与储能配置方案优化；——电能消纳方案研究方法；——输电规划方案电气计算校核。达峰碳中和”目标对电力系统建设的要求。1多能互补电源基地输电规划研究报告编制指南1范围本文件提供了多能互补电源基地输电规划研究报告编制的总体原则、研究基础、电源基地概述、电力系统现状及发展规划、电源基地系统配置方案与输电规划研究、规划选站选线、投资估算及综合评价等方面的指导。本文件适用于220kV及以上电压等级输送的多能互补电源基地输电规划研究报告的编制。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB38755电力系统安全稳定导则GB/T38969电力系统技术导则3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。多能互补电源基地integratedmulti-energypowerbases通过整合多种能源电源类型，发挥各类电源的互补特性，形成协同供应的电源基地。火电替代率thermalreplacementrate在保障电力系统等效供电可靠性或充裕度的前提下，经电力电量平衡计算基地的装机容量(新能源通过一定的容量置信度折算)可替代的火电装机容量，占基地电源总装机容量的百分比，其计算见公式(1):式中：R,——火电替代率；Cn——可替代火电装机容量，单位为兆瓦(MW);C,——多能互补电源基地装机容量，单位为兆瓦(MW)。电源基地年送电量除以电源基地外送通道能力，其计算见公式(2):2H₆——电源基地外送通道利用小时数，单位为时(h);P.——电源基地外送通道送电能力，单位为兆瓦(MW)。4总体原则和总体要求地条件，优化电源结构及布局，推动新能源、传统能源及储能协调发展，提升新能源源的充分利用。4.3多能互补电源基地输电规划宜根据电源结构与特性，潜在受端用电需求和特性，选择合适的送电4.4多能互补电源基地输电规划宜结合电源基地投产前相关系统的电网发展总体规划，从技术性、经4.5多能互补电源基地输电规划一般在基地开发规划审定之后开展，也可与电源项目初步(预)可行性研究同步开展。经评审的多能互补电源基地输电规划需达到能指导电源接入系统设计的要求，并为相关输电网规划研究提供依据。4.6多能互补电源基地输电规划研究报告必要时可针对影响输电规划的重要问题另列专题研究。5研究基础5.1研究依据5.1.2说明开展研究的基础资料，包括电力工业规划、电网规划设计、多能互补电源基地规划和审定的电力系统设计等。5.1.3列出与多能互补电源基地有关的其他重要文件。5.2.1明确研究采用的主要边界条件选取原则。5.2.2叙述电力规划、输电网规划、电源规划等与本项目有关的原则问题。5.2.3政策文件明确了多能互补电源基地开发相关要求，如新能源利用率、输电通道可再生能源电量占比等指标要求。5.3.1说明研究需包括的内容和范围。5.3.2研究范围需包括多能互补电源基地所涉及的电网区域及输电通道送受端电网。5.4研究水平年5.4.1根据多能互补电源基地建设进度合理选择规划水平年及远景展望年。35.4.2必要时可选择规划水平年前后过渡年份进行分析。6多能互补电源基地概述6.1.1简述多能互补电源基地所在地区能源资源的储量、分布、可开发利用条件、开发现状等。包括风电、光伏发电项目需简述所在地区风能、太阳能开发规划主要结论。6.1.2简述所在地区新能源政策要求及开发规划主要结论。包括电源项目、建设地点、规划容量、分期建设情况、前期工作进展情况。6.1.3简述多能互补电源基地规划主要结论。包括功能定位和供电(消纳)方向初步结论。6.2主要技术经济指标6.2.1包含水电的多能互补电源基地，需说明各水电机组台数和单机容量、保证出力、多年平均发电量、水库调节性能、单位造价以及不同代表水文年的月平均出力预想出力、强迫出力等。6.2.2包含火电的多能互补电源基地，需对所在区域燃料供应相关情况进行分析。煤电宜说明厂址规划容量、单机容量、机组主要性能参数、设计年发电利用小时数、燃料供应前期工作进展情况及主要技术经济指标等。燃气发电、生物质能发电参照煤电相关要求。6.2.3说明规划风电、太阳能项目装机规模、机组台数、单机容量、年发电利出力概率分布、全年逐月平均出力曲线、各月典型日出力曲线、有效容量、置——对于太阳能项目，需介绍太阳总辐射年总量、日照时数、太阳能资源等级等。对于光热发电项——对于风电项目，需介绍风资源情况、拟选风电机组类型及特性等。对于海上风电项目，还需说明海上风电汇集情况、登陆点情况、海缆路由及长度。6.2.4包含抽水蓄能电站的多能互补电源基地，需说明抽水蓄能装机规模、机组台数、单机容量、综合6.2.5包含新型储能电站的多能互补电源基地，需说明储能的类型、装6.2.6说明电源间互补特性及互补运行分析结论。7电力系统现状及发展规划7.1电力系统现状7.1.2负荷现状包括全社会(或统调)最高负荷、用电量及负荷特性等。7.1.3电源现状包括全社会(或统调)发电设备装机容量、发电量、各类发电设备装机容量、发电量及其比例关系、年利用小时数、新能源利用情况和煤电灵活性改造情况等。7.1.4储能现状包括全社会(或统调)储能设备分布、类型、装机规模、年充放电量、年型储能对应的储能时长情况等。7.1.5说明跨省跨区域电网间电力、电量交换情况。7.1.6电网现状包括电网覆盖范围及主要特点，主网架结构及与周边电网的联系、各电压等级输变电设备总规模等。47.1.7说明电力系统存在的主要问题，包括电力供需7.2电力需求预测7.2.1整理分析相关区域电力、电量及其增长率的历史资料。7.2.2概述相关区域电力规划或电网规划电力需求预测结果。7.2.3根据输电规划研究任务，分析提出采用的电力需求预测水平。必要时可根据目前经济发展形势、用电负荷增长情况变化和电力需求侧管理对负荷水平的影响，对电力需求预测结果进行调整。7.2.4说明电力负荷特性。7.3电源发展规划7.3.1列出规划期内相关区域电网的电源装机安排，包括电源名称、类型、装机容量、投产进度和机组退役计划等。7.3.2对相关区域电源规划进行分析，包括各类电源规模、结构、布定因素及煤电灵活性改造等，提出所采用的电源规划方案。7.4储能发展规划7.4.1列出规划期内相关区域电网的储能装机安排，7.4.2分析相关区域储能规划，包括各类储能规模、结等提出所采用的储能规划方案。7.5.1简述相关区域电网主网架规划。7.5.1简述相关区域电网主网架规划。7.5.2列出规划期内相关区域电网间送受电计划，包括正在执行的送受电协议，在建和已纳入规划的跨省跨区输电和联网工程送电计划等。7.5.3说明多能互补电源基地近区电网发展规划，提出所采用的电网规划方案。8多能互补电源基地电能消纳方案研究8.1电源组织与储能配置方案优化研究8.1.1电源组织与储能配置方案研究一般是在审定的电源基地开发规划基础上进行分析论证。从保证电力供应稳定性和促进清洁能源消纳等方面，对基地电源和储能配置方案进行优化。对于电源容量和结构确定的电源基地，可不进行电源组织方案研究。8.1.2根据基地电源类型、规划容量、出力特性、建设条件和电网送出条件等，提出2个及以上电源组织与储能配置优化方案，进行技术经济比较，并结合发电生产模拟比选，宜包括下列内容：——送电电力、电量及利用小时数；——发电利用小时数与新能源利用率；——电力保供能力与调节能力；——基地综合上网电价；——基地外送通道新能源比例。8.1.3结合技术经济综合比较，提出电源组织方案的推荐意见。推荐意见需包含各类型电源的装机容量及配比、分期实施情况、电源基地对系统的调峰支撑能力、电源基地典型日各电源出力曲线、电源出5力互补措施等。8.1.4电源组织方案需与电能消纳方案、输电方案相适应，必要时可根据电能消纳方案或输电方案推荐意见，对电源组织方案进行调整。8.1.5对于新能源比重较大的电源基地(新能源装机占比超过40%),还需提出对调节性电源或储能设备的配置要求。8.2电能消纳方案研究8.2.1明确电能消纳方案研究的边界条件和相关原则。8.2.2根据供电区域电力系统发展规划，对供电区域各设计水平年、远景年进行全年逐月的电力电量平衡计算。8.2.3根据资源禀赋特点和电源特性开展互补能力分析，宜包括以下内容：——分析年、月、日不同时间尺度风电与光伏时空互补特性；——分析年、月不同时间尺度风电、光伏与水电之间的互补特性；——分析无储能情况下基地电源总出力与潜在受端区域电力负荷的互补特性，并据此计算基地无储能(或其他灵活调节资源)情况下有效容量，或提出对灵活调节资源选型、容量配置需求。8.2.4根据潜在送电区域的电力电量平衡结果，分析各受电区域电力市场空间，提出可能的供电方向，拟定多能互补电源基地电能消纳方案。8.2.5对拟定的电能消纳方案进行必要的电力、电量与调峰平衡，计算弃电量、受端电网火电替代率、火电可变成本等，分析电源基地新能源的利用率。8.2.6对拟定的电能消纳方案进行技术经济综合比较，提出电源基地推荐消纳方案，明确电源基地的送电方向和消纳范围，以及送电容量、送电时序和送电曲线。必要时可对电能消纳方案存在的不确定因素进行适应性分析。9多能互补电源基地输电规划研究9.1输电方案研究9.1.1对送受端系统进行分区电力平衡计算，根据分区电力流拟定输电方案起落点(含中间落点)。9.1.2结合电源基地投产前相关系统的电网发展总体规划、送端电源配比和受端消纳能力，从技术性、经济性、可实施性等方面，对输电方式、输电容量、电压等级和落点数量进行初步论证，提出2个及以上输电方案参与比选。性、环境影响等方面对输电方案进行综合比较，提出推荐方案。9.1.4对推荐方案进行电气校核计算，并符合下列规定：——对水电比重较大的系统，需选择有代表性的季节进行计算；——对新能源比重较大的系统，需结合新能源出力特性，选择各种受控方式进行计算；开展详细负荷分析及系统稳定性计算，提出互补控制策略；——调峰引起电网潮流变化较大时，需对电网主要断面最大、最小潮流运行方式进行计算；——对跨省跨区交、直流输电方案，需分析交、直——推荐方案的安全稳定水平符合GB38755、GB/T38969的有关规定；——短路电流水平计算需包括送受端系统的直流短路比、多馈入直流短路比及新能源场站短路比等。9.1.5针对校核计算发现的问题，可从系统角度提出初步的解决方案，必要时需提出开展专题研究的69.1.6综合分析输电方案的技术经济性，对输电规模、输电方式、输电电压等序等提出初步意见。9.1.7对采用电网新技术的输电方案，需从提高电网调节能力和稳定水平、节约用地、节能降耗、推动电网技术升级等方面，分析电网新技术应用的必要性。9.2送受端站接入电网研究9.2.1结合电源基地装机容量、送受端电网规划及输电方案，对送受端站接入系统的电压等级提出初步意见。9.2.2结合送受端规划选站情况，提出送受端站接入电网比选方案。9.2.3对拟定的送受端站接入电网方案需进行必要的潮流、稳定、短路电流等电气计算和分析，进行综合技术经济比较，提出推荐意见。必要时可对过渡年份的接入电网方案进行适应性分析。9.3.1提出电源项目的出线电压等级、规划出线回路数、电源组织方案及储能配置需求。9.3.2可对电源项目投产时序提出建议。10规划选站选线10.1规划选站10.1.1宜简述系统对规划选站的要求，包括基地输电方案，送受端站工程建设规模、选站区域范围等。10.1.2宜列出规划选站需遵循的主要原则，采取图上作业以及必要的现场踏勘，提出2个及以上的站址方案。10.1.4宜对站址进行综合择优排序，说明存在的主要问题。10.2规划选线10.2.1规划选线包括输电线路、送受端站接入电网线路、电源汇集线路等。10.2.2宜简述系统对规划选线的要求，包括路径方案的拟定原则、线路起落点(含中间落点)位置、电压等级、回路数、各站址近远期进出线条件10.2.3原则上规划选线以图上作业为主，宜简要说明路径方案，包括线路以及主要敏感点、路径的主要制约因素。必要时需对影响路径方案成立的重点地段进行踏勘，并对是否形成密集通道进行预判；对敏感点进行现场踏勘时，需保证方案避开颠覆性影响因素；对于跨省区线路宜根据实际情况提前开展专题研究。10.2.4对线路路径方案进行多方案比较，宜从路径长度、曲折系数、重要交叉跨越、沿线村庄密集情况、环境敏感点、对地方发展影响等方面进行综合比较，提出规划选线方案建议。11投资估算及综合评价11.1投资估算11.1.1列出基地输电方案在设计水平年内逐年投产的输变电工程项目及其建设规模。711.1.2说明估算编制的主要原则，采用的造价指标以及主要设备、材料价格等。参考限额设计指标，采用综合造价对输变电工程投资进行估算。11.1.3列出输变电工程项目总投资以及分年度投资表。11.2综合评价11.2.1依据现行输电价格定价办法，说明测算原则及采用的基本