ICS29.020

CCSF21

團體標準

T/CSTE0499—2023

T/CECA-G0272—2023

質量分級及“領跑者”評價要求

新型電力系統

Assessmentrequirementsforqualitygradingandforerunner—

Newpowersystem

2023-12-18發布2023-12-19實施

中國技術經濟學會

發布

中國節能協會

T/CSTE0499—2023

T/CECA-G0272—2023

質量分級及“領跑者”評價要求新型電力系統

1范圍

本文件規定了新型電力系統企業標準水平的基本要求、評價指標及要求、評價方法及等級劃分。

本文件適用于區域（省）級、市（縣）級、園區（居民區）級新型電力系統企業標準水平評價。相關

機構開展質量分級和企業標準水平評價、“領跑者”產品評價以及相關認證或評價時可參照使用，相關企

業在制定企業標準時也可參照本文件。

2規范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文

件。

GB/T2900.49電工術語電力系統保護

GB/T2900.50電工術語發電、輸電及配電通用術語

GB/T2900.52電工術語發電、輸電及配電發電

GB/T2900.57電工術語發電、輸電及配電運行

GB/T2900.58電工術語發電、輸電及配電電力系統規劃和管理

GB/T2900.59電工術語發電、輸電及配電變電站

GB/T2900.87電工術語電力市場

GB/T12325電能質量供電電壓偏差

GB/T19001質量管理體系要求

GB/T23331能源管理體系要求及使用指南

GB/T24001環境管理體系要求及使用指南

GB/T31464電網運行準則

GB/T32507電能質量術語

GB/T33589微電網接入電力系統技術規定

GB/T33593分布式電源并網技術要求

GB38755—2019電力系統安全穩定導則

GB/Z41237能源互聯網系統術語

GB/T42313電力儲能系統術語

GB/T45001職業健康安全管理體系要求及使用指南

DL/T2473.1可調節負荷并網運行與控制技術規范第1部分：資源接入

DL/T5729—2016配電網規劃設計技術導則

T/CSTE0421/T/CAS703質量分級及“領跑者”標識

1

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3術語和定義

GB/T2900.49、GB/T2900.50、GB/T2900.52、GB/T2900.57、GB/T2900.58、GB/T2900.59、GB/T2900.87、

GB/T12325、GB/T31464、GB/T32507、GB/T33589、GB/T33593、GB38755—2019、GB/Z41237、GB/T

42313、DL/T2473.1界定的以及下列術語和定義適用于本文件。

3.1

新型電力系統newpowersystem

具備清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能基本特征的電力系統。

3.2

靈活性煤電機組flexiblethermalgenerator

純凝工況下最小發電出力不高于35%額定負荷，或在供熱工況下通過熱電解耦實現單日6h最小發電

出力不高于40%額定負荷的煤電機組。

3.3

主動支撐型新能源activelysupportingnewenergy

外特性模擬同步發電機特性，可以支撐電力系統電壓、頻率穩定并提供備用容量的新能源。

3.4

車網互動electricvehicle-powergridinteraction

電動汽車通過充電樁與電網進行能量和信息的互動，按能量流向分為有序充電和雙向充放電。

4基本要求

4.1近三年，企業無較大及以上質量、環境、安全等事故。

4.2企業未列入國家信用信息嚴重失信主體相關名錄。

4.3企業可根據GB/T19001、GB/T23331、GB/T24001、GB/T45001建立并運行相應質量、能源、環境和

職業健康安全等管理體系，鼓勵企業根據自身運營情況建立其他高水平的相關管理體系。

4.4新型電力系統應滿足國家強制性標準規定的要求。

5評價指標及要求

5.1評價指標分類

5.1.1新型電力系統評價指標體系包括基礎指標、核心指標和創新指標。

5.1.2基礎指標包括電力系統安全穩定性。

5.1.3核心指標一級指標包括清潔低碳水平、安全充裕水平、經濟高效水平、供需協同水平、靈活智能水

平，二級指標包括度電碳排放量、清潔能源發電比重、終端電氣化率、平均供電可靠率、綜合電壓合格率、

綜合線損率、靈活性煤電機組容量占比、可調節負荷資源占比、儲能配置比例、市場化交易電量占比、數

字化發展指數；核心指標分為三個等級，包括領跑者水平，相當于企業標準排行榜中5星級水平；優質水

平，相當于企業標準排行榜中4星級水平；達標水平，相當于企業標準排行榜中3星級水平。

5.1.4創新指標包括新能源發電量占比、分布式電源滲透率、綠電交易電量占比、新能源出力預測水平、

主動支撐型新能源裝機容量占比、儲能平抑新能源波動程度、新能源有效利用率、微電網與輸配電網年交

換電量占比、車網互動充電設備占比、電網智能化水平。

2

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5.2評價指標體系框架

5.2.1新型電力系統評價指標體系框架符合表1的規定。

表1新型電力系統評價指標體系框架

指評價指標指標水平分級

序標

指標來源判定依據/方法

號類領跑者水平優質水平達標水平

一級指標二級指標

型（5星級）（4星級）（3星級）

基

礎GB38755—滿足國標GB38755—2019相關要求，見

1電力系統安全穩定性附錄A

指2019附錄A

標

2度電碳排放量kgCO2/kWh附錄B.1≤0.4562≤0.5703≤0.6844附錄B.1

清潔低碳

3清潔能源發電比重%附錄B.2≥40≥34≥25附錄B.2

水平

4終端電氣化率%附錄B.3≥30≥26.9≥20附錄B.3

5平均供電可靠率%附錄B.4≥99.964≥99.896≥99.726附錄B.4

安全充裕

水平

6綜合電壓合格率%附錄B.5≥99.99≥99.86≥97附錄B.5

核

心經濟高效

7綜合線損率%附錄B.6≤4.5≤4.84≤6附錄B.6

指水平

標

8靈活性煤電機組容量占比%附錄B.7≥16.2≥9≥6附錄B.7

供需協同

9可調節負荷資源占比%附錄B.8≥5≥3≥1附錄B.8

水平

10儲能配置比例%附錄B.9≥3≥2≥1附錄B.9

11市場化交易電量占比%附錄B.10≥60≥55≥45附錄B.10

靈活智能

水平

12數字化發展指數%附錄B.11≥65≥63≥55附錄B.11

13新能源發電量占比%附錄B.12≥14附錄B.12

14分布式電源滲透率%附錄B.13≥12.2附錄B.13

15綠電交易電量占比%附錄B.14≥0.36附錄B.14

創

新

16新能源出力預測水平%附錄B.15≥92.5附錄B.15

指

標

17主動支撐型新能源裝機容量占比%附錄B.16≥1附錄B.16

18儲能平抑新能源波動程度%附錄B.17≥5附錄B.17

19新能源有效利用率%附錄B.18≥97.3附錄B.18

3

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20微電網與輸配電網年交換電量占比%附錄B.19≤50附錄B.19

21車網互動充電設備占比%附錄B.20≥10附錄B.20

22電網智能化水平%附錄B.21≥85附錄B.21

6評價方法及等級劃分

6.1對新型電力系統企業標準的全部指標進行綜合評價，評價結果劃分為領跑者水平、優質水平、達標水

平，劃分依據見表2。

6.2綜合評價滿足表2中領跑者水平的企業標準為“領跑者”標準，符合表2中領跑者水平的新型電力系

統為“領跑者”新型電力系統，自我聲明標識可使用T/CSTE0421/T/CAS703中4.4圖4-1自我聲明“領

跑者”標識，認證標識可使用T/CSTE0421/T/CAS703中4.5圖5-1“領跑者”認證標識。

6.3綜合評價滿足表2中優質水平的企業標準為“優質”標準，符合表2中優質水平的新型電力系統為“優

質”新型電力系統，自我聲明標識可使用T/CSTE0421/T/CAS703中4.4圖4-2自我聲明“優質”標識，

認證標識可使用T/CSTE0421/T/CAS703中4.5圖5-2“優質”認證標識。

6.4綜合評價滿足表2中達標水平的企業標準為“達標”標準，符合表2中達標水平的新型電力系統為“達

標”新型電力系統，自我聲明標識可使用T/CSTE0421/T/CAS703中4.4圖4-3自我聲明“達標”標識，

認證標識可使用T/CSTE0421/T/CAS703中4.5圖5-3“達標”認證標識。

表2指標評價要求及等級劃分

標準等級滿足條件

領跑者水平核心指標領跑者水平（5星級）要求創新指標其中1項達到要求

優質水平基本要求基礎指標要求核心指標優質水平（4星級）要求及以上—

達標水平核心指標達標水平（3星級）要求及以上—

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附錄A

（資料性）

GB38755—2019中電力系統安全穩定性相關要求

A.1保證電力系統安全穩定運行的基本要求

A.1.1總體要求

（1）為保證電力系統運行的穩定性，維持電力系統頻率、電壓的正常水平，系統應有足夠的靜態穩定儲

備和有功功率、無功功率備用容量。備用容量應分配合理，并有必要的調節手段。在正常負荷及電源波動

和調整有功、無功潮流時，均不應發生自發振蕩。

（2）合理的電網結構和電源結構是電力系統安全穩定運行的基礎。在電力系統的規劃設計階段，應統籌

考慮，合理布局；在運行階段，運行方式安排也應注重電網結構和電源開機的合理性。合理的電網結構和

電源結構應滿足如下基本要求：

a）能夠滿足各種運行方式下潮流變化的需要，具有一定的靈活性，并能適應系統發展的要求；

b）任一元件無故障斷開，應能保持電力系統的穩定運行，且不致使其他元件超過規定的事故過負荷

能力和電壓、頻率允許偏差的要求；

c）應有較大的抗擾動能力，并滿足標準GB38755-2019中規定的有關各項安全穩定標準；

d）滿足分層和分區原則；

e）合理控制系統短路電流；

f）交、直流相互適應，協調發展；

g）電源裝機的類型、規模和布局合理，具有一定的靈活調節能力。

（3）在正常運行方式（含計劃檢修方式，下同）下,所有設備均應不過負荷、電壓與頻率不越限，系統中

任一元件發生單一故障時，應能保持系統安全穩定運行。

（4）在故障后經調整的運行方式下，電力系統仍應有規定的靜態穩定儲備，并滿足再次發生任一元件故

障后的穩定和其他元件不超過規定事故過負荷能力的要求。

（5）電力系統發生穩定破壞時，必須有預定的措施，以防止事故范圍擴大，減少事故損失。（6）低一級

電壓等級電網中的任何元件（如發電機、交流線路、變壓器、母線、直流單極線路、直流換流器等）發生

各種類型的單一故障，均不應影響高一級電壓等級電網的穩定運行。

（7）電力系統的二次設備（包括繼電保護裝置、安全自動裝置、自動化設備、通信設備等）的參數設定

及耐受能力應與一次設備相適應。

（8）送受端系統的直流短路比、多饋入直流短路比以及新能源場站短路比應達到合理的水平。

A.1.2電網結構

（1）受端系統的建設

受端系統是整個電力系統的重要組成部分，應作為實現合理電網結構的一個關鍵環節予以加強。從以

下方面加強受端系統安全穩定水平：

a）加強受端系統內部最高一級電壓的網絡聯系；

b）加強受端系統的電壓支撐和運行的靈活性，應接有足夠容量的具有支撐能力和調節能力的電廠；

c）受端系統應有足夠的無功補償容量，直流落點與負荷集中地區應合理配置動態無功調節設備；

d）樞紐變電站的規模和換流站的容量應同受端系統相適應；

e）受端系統發電廠運行方式改變，不應影響正常受電；

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f）對于直流饋入受端系統，應優化直流落點，完善近區網架，提高系統對直流的支撐能力，多饋入直流

（兩回及以上）總體規模應和受端系統相適應。

（2）電源接入

1）根據電源在系統中的地位和作用，不同規模的電源應分別接入相應的電壓等級網絡；在經濟合理

與建設條件可行的前提下，應在受端系統內建設一些具有支撐和調節能力的主力電源；最高一級電壓等級

電網應直接接入必要的主力電源。

2）外部電源需經相對獨立的送電回路接入受端系統，避免電源或送端系統之間的直接聯絡以及送電

回路落點和輸電走廊過于集中。當電源或送端系統需要直接聯絡時，應進行必要的技術經濟比較。每一組

送電回路的最大輸送功率所占受端系統總負荷的比例不應過大，具體比例應結合受端系統的具體條件來決

定。

（3）負荷接入

1）負荷的諧波、沖擊等特性對所接入電力系統電能質量和安全穩定的影響不應超過該系統的承受能

力。

2）負荷應具備一定的故障擾動耐受能力，在確保用電設備安全的前提下，應設置合理的負荷保護定

值，在系統電壓、頻率波動時避免不必要的負荷損失和故障范圍的擴大。

3）可中斷負荷、提供頻率響應的負荷，優先列入保障電力系統安全穩定運行的負荷側技術措施。重

要負荷（用戶）應優先確保其供電可靠性。

（4）電網分層分區

1）應按照電網電壓等級和供電區域合理分層、分區。合理分層，將不同規模的電源和負荷接到相適

應的電壓等級網絡上；合理分區，以受端系統為核心，將外部電源連接到受端系統，形成一個供需基本平

衡的區域，并經聯絡線與相鄰區域相連。

2）隨著高一級電壓等級電網的建設，下級電壓等級電網應逐步實現分區運行，相鄰分區之間保持互

為備用。應避免和消除嚴重影響電力系統安全穩定的不同電壓等級的電磁環網，電源不應裝設構成電磁環

網的聯絡變壓器。

3）分區電網應盡可能簡化，以有效限制短路電流和簡化繼電保護的配置。

（5）電力系統間的互聯

1）電力系統采用交流或直流方式互聯應進行技術經濟比較。

2）交流聯絡線的電壓等級應與主網最高一級電壓等級相一致。

3）互聯的電力系統在任一側失去大電源或發生嚴重單一故障時，聯絡線應保持穩定運行，并不應超

過事故過負荷能力。

4）在聯絡線因故障斷開后，應保持各自系統的安全穩定運行。

5）系統間的交流聯絡線不應構成弱聯系的大環網，并應考慮其中一回斷開時，其余聯絡線應保持穩

定運行，并可轉送規定的最大電力。

6）對交流弱聯網方案，應詳細研究對電力系統安全穩定的影響，經技術經濟論證合理后方可采用。

7）采用直流輸電聯網時，直流輸電的容量應與送受端系統的容量匹配，直流短路比（含多饋入直流

短路比）應滿足要求，并聯交流通道應能夠承擔直流閉鎖后的轉移功率。

A.1.3電源結構

（1）應根據各類電源在電力系統中的功能定位，結合一次能源供應可靠性，合理配置不同類型電源的裝

機規模和布局，滿足電力系統電力電量平衡和安全穩定運行的需求，為系統提供必要的慣量、短路容量、

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有功和無功支撐。

（2）電力系統應統籌建設足夠的調節能力，常規電廠（火電、水電、核電等）應具備必需的調峰、調頻

和調壓能力，新能源場站應提高調節能力，必要時應配置燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能電站等靈活調節

資源及調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備。

A.1.4無功平衡及補償

（1）無功功率電源的配置應留有適當裕度，以保證系統各中樞點的電壓在正常和故障后均能滿足規定的

要求。

（2）電網的無功補償應以分層分區和就地平衡為原則，并應隨負荷（或電壓）變化進行調整，避免經長

距離線路或多級變壓器傳送無功功率。330kV及以上等級架空線路、220kV及以上等級電纜線路的充電功

率應基本予以補償。

（3）同步發電機或同步調相機應帶自動調節勵磁（包括強行勵磁）運行，具備充足的進相和遲相能力，

并保持其運行的穩定性。

（4）新能源場站應具備無功功率調節能力和自動電壓控制功能，并保持其運行的穩定性。

（5）為保證受端系統發生突然失去一回線路、失去直流單極或失去一臺大容量機組（包括發電機失磁）

等故障時，保持電壓穩定和正常供電，不致出現電壓崩潰，受端系統中應有足夠的動態無功功率備用容量。

A.1.5網源協調

（1）電源及動態無功功率調節設備的參數選擇必須與電力系統相協調，保證其性能滿足電力系統穩定運

行的要求。

注:B.1.5所述電源指接入35kV及以上電壓等級電力系統的火電、水電、核電、燃氣輪機發電、光熱發電、抽水蓄能、

風力發電、光伏發電及儲能電站等。

（2）電源側的繼電保護（涉網保護、線路保護）和自動裝置（自動勵磁調節器、電力系統穩定器、調速

器、穩定控制裝置、自動發電控制裝置等）的配置和整定應與發電設備相互配合，并應與電力系統相協調.

保證其性能滿足電力系統穩定運行的要求。

（3）電源均應具備一次調頻、快速調壓、調峰能力，且應滿足相關標準要求。存在頻率振蕩風險的電力

系統，系統內水電機組調速系統應具備相應的控制措施。

（4）電源及動態無功調節設備對于系統電壓、頻率的波動應具有一定的耐受能力。新能源場站以及分布

式電源的電壓和頻率耐受能力原則上與同步發電機組的電壓和頻率耐受能力一致。

（5）存在次同步振蕩風險的常規電廠及送出工程，應根據評估結果采取抑制、保護和監測措施。存在次

同步振蕩或超同步振蕩風險的新能源場站及送出工程，應采取抑制和監測措施。

（6）電力系統應具備基本的慣量和短路容量支持能力，在新能源并網發電比重較高的地區，新能源場站

應提供必要慣量與短路容量支撐。

A.1.6防止電力系統崩潰

（1）規劃電網結構應實現合理的分層分區。電力系統應在適當地點設置解列點，并裝設自動解列裝置，

當系統發生穩定破壞時，能夠將系統解列為各自盡可能保持同步運行的兩個或幾個部分，防止系統長時間

不能拉入同步或造成系統頻率和電壓崩潰，擴大事故。

（2）電力系統應考慮可能發生的最嚴重故障情況，并配合解列點的設置，合理安排自動低頻減負荷的順

序和所切負荷數值。當整個系統或解列后的局部出現功率缺額時，能夠有計劃地按頻率下降情況自動減去

足夠數量的負荷，以保證重要用戶的不間斷供電。發電廠應有可靠的保證廠用電供電的措施，防止因失去

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廠用電導致全廠停電。

（3）在負荷集中地區，應考慮當運行電壓降低時，自動或手動切除部分負荷，或有計劃解列，以防止發

生電壓崩潰。

A.1.7電力系統全停后的恢復

（1）電力系統全停后的恢復應首先確定停電系統的地區、范圍和狀況，然后依次確定本區內電源或外部

系統幫助恢復供電的可能性。當不可能時，應盡快執行系統黑啟動方案。

（2）制定黑啟動方案應根據電網結構的特點合理劃分區域，各區域須至少安排1~2臺具備黑啟動能力的

機組，確保機組容量和分布合理。

（3）系統全停后的恢復方案（包括黑啟動方案），應適合本系統的實際情況，以便能快速有序地實現系

統和用戶的恢復。恢復方案中應包括恢復步驟和恢復過程中應注意的問題其保護、通信、遠動、開關及安

全自動裝置均應滿足自啟動和逐步恢復其他線路和負荷供電的特殊要求。

（4）在恢復啟動過程中應注意有功功率、無功功率平衡，防止發生自勵磁和電壓失控及頻率的大幅度波

動。必須考慮系統恢復過程中的穩定問題，合理投入繼電保護和安全自動裝置，防止保護誤動而中斷或延

誤系統恢復。

A.2電力系統的安全穩定標準

A.2.1電力系統的靜態穩定儲備標準

（1）在正常運行方式下,電力系統按功角判據計算的靜態穩定儲備系數（KP）應滿足15%~20%，按無功

電壓判據計算的靜態穩定儲備系數（KV）應滿足10%~15%。

（2）在故障后運行方式和特殊運行方式下，KP不得低于10%，KV不得低于8%。

（3）水電廠送出線路下列情況下允許只按靜態穩定儲備送電，但應有防止事故擴大的相應措施：

a）如發生穩定破壞但不影響主系統的穩定運行時，允許只按正常靜態穩定儲備送電；

b）在故障后運行方式下，允許只按故障后靜態穩定儲備送電。

A.2.2電力系統承受大擾動能力的安全穩定標準

（1）安全穩定標準分級

為保證電力系統安全性，電力系統承受大擾動能力的安全穩定標準分為以下三級：

a）第一級標準：保持穩定運行和電網的正常供電；

b）第二級標準：保持穩定運行，但允許損失部分負荷；

c）第三級標準：當系統不能保持穩定運行時，必須盡量防止系統崩潰并減少負荷損失。

（2）第一級安全穩定標準

正常運行方式下的電力系統受到下述單一故障擾動后，保護、開關及重合閘正確動作，不采取穩定控

制措施，應能保持電力系統穩定運行和電網的正常供電，其他元件不超過規定的事故過負荷能力，不發生

連鎖跳閘：

a）任何線路單相瞬時接地故障重合成功；

b）同級電壓的雙回或多回線和環網，任一回線單相永久故障重合不成功及無故障三相斷開不重合；

c）同級電壓的雙回或多回線和環網，任一回線三相故障斷開；

d）任一發電機跳閘或失磁，任一新能源場站或儲能電站脫網；

8

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e）任一臺變壓器故障退出運行（輻射型結構的單臺變壓器除外）；

f）任一大負荷突然變化；

g）任一回交流系統間聯絡線故障或無故障斷開不重合；

h）直流系統單極閉鎖，或單換流器閉鎖；

i）直流單極線路短路故障。

對于電源（包括常規電廠和新能源場站）的交流送出線路三相故障、電源的送出直流單極故障、兩級

電壓的電磁環網中單回高一級電壓線路故障或無故障斷開，必要時允許采用切機或快速降低電源出力等措

施。

（3）第二級安全穩定標準

正常運行方式下的電力系統受到下述較嚴重的故障擾動后，保護、開關及重合閘正確動作。應能保持

穩定運行，必要時允許采取切機和切負荷、直流緊急功率控制、抽水蓄能電站切泵等穩定控制措施：

a）單回線或單臺變壓器（輻射型結構）故障或無故障三相斷開；

b）任一段母線故障；

c）同桿并架雙回線的異名兩相同時發生單相接地故障重合不成功，雙回線三相同時跳開，或同桿并

架雙回線同時無故障斷開；

d）直流系統雙極閉鎖，或兩個及以上換流器閉鎖（不含同一極的兩個換流器）；

e）直流雙極線路短路故障。

在發電廠或變電站出線、進線同桿架設的桿塔基數合計不超過20基，且同桿架設的線路長度不超過

該線路全長10%的情況下，允許c）規定的故障不作為第二級標準，而歸入第三級標準。

（4）第三級安全穩定標準

電力系統因下列情況導致穩定破壞時，必須采取失步/快速解列、低頻/低壓減載、高頻切機等措施，

避免造成長時間大面積停電和對重要用戶（包括廠用電）的災害性停電，使負荷損失盡可能減少到最小，

電力系統應盡快恢復正常運行：

a）故障時開關拒動；

b）故障時繼電保護、自動裝置誤動或拒動；

c）自動調節裝置失靈；

d）多重故障；

e）失去大容量發電廠；

f）新能源大規模脫網；

g）其他偶然因素。

第三級安全穩定標準涉及的情況難以全部枚舉，且故障設防的代價大，對各個故障可以不逐一采取穩

定控制措施，而應在電力系統中預先設定統一的措施。

A.2.3特殊情況要求

（1）向特別重要受端系統送電的雙回及以上線路中的任意兩回線同時無故障或故障斷開，導致兩條線路

退出運行，應采取措施保證電力系統穩定運行和對重要負荷的正常供電，其他線路不發生連鎖跳閘。

（2）在電力系統中出現高一級電壓的初期，發生線路（變壓器）單相永久故障，允許采取切機措施；當

發生線路（變壓器）三相短路故障時，允許采取切機和切負荷措施，保證電力系統的穩定運行。

（3）任一線路、母線主保護停運時，發生單相永久接地故障，應采取措施保證電力系統的穩定運行。

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（4）直流自身故障或異常引起直流連續換相失敗或直流功率速降，且沖擊超過系統承受能力時，運行中

允許采取切機、閉鎖直流等穩定控制措施。

A.3電力系統安全穩定工作管理

A.3.1在電力系統規劃工作中，應考慮電力系統的安全穩定問題，研究建設結構合理的電源和電網及相應

的繼電保護、穩定控制、通信、自動化等二次系統，計算分析遠景系統的穩定性能，在確定輸電線路或輸

電斷面的送電能力時，應計算其穩定水平，并留有一定裕度。

A.3.2在電力系統設計以及大型輸變電工程、大型電源接入系統、直流輸電工程的可行性研究工作中，應

對電力系統的穩定開展計算，做好電源與電網、直流與交流、輸電與變電工程的合理銜接，研究工程對整

個互聯系統的影響，并針對存在的問題開展專題研究，明確所需采取的措施，提出安全穩定控制系統的功

能方案。在進行年度建設項目設計時，應按工程分期對所設計的電力系統的主要運行方式進行安全穩定性

能分析，提出安全穩定措施，在工程設計的同時，應設計有關的安全穩定措施，對原有電力系統有關安全

穩定措施及故障切除時間等進行校核，必要時應提出改進措施。

A.3.3在電力系統建設工作中，規劃周期內的電力系統建設應按照確定的系統規劃方案執行，落實與電力

系統安全穩定有關的基建計劃，并按設計要求施工。當一次設備投人系統運行時，相應的繼電保護安全自

動裝置、穩定控制措施、通信、自動化與網絡安全防護等二次設備應同步投入運行。

A.3.4電力系統運行工作中，應按年、季、月全面分析電力系統的特點，考慮運行方式變化對系統穩定運

行的影響，提出穩定運行限額，并審核繼電保護、安全穩定措施、通信、自動化系統等是否滿足要求，應

特別注意在總結電力系統運行經驗和事故教訓的基礎上，做好事故預案，對全網各主干線和局部地區穩定

情況予以計算分析，提出改進電力系統安全穩定的具體措施（包括事故處理）。當下一年度新建發送、變

電項目明確后，也應對下一年度的各種運行條件下的系統穩定情況進行計算，并提出在運行方面保證穩定

的措施。應參與電力系統規劃設計相關工作。

A.3.5在電力系統生產技術工作中，應組織落實有關電力系統安全穩定的具體措施和相關設備參數試驗，

定期核定設備過負荷的能力，認真分析與電力系統安全穩定運行有關的事故，及時總結經驗，吸取教訓，

提出并組織落實反事故措施。

A.3.6在電力系統科研試驗工作中，應根據電力系統的發展和需要，研究優化電源與電網結構、改善與提

高電力系統安全穩定的技術措施，并協助實現；改進與完善安全穩定計算分析方法；協助分析電力系統事

故及異常情況。

A.3.7電力系統應配備連續的動態安全穩定監視與故障錄波，并能按要求將時間上同步的數據送到電網調

度機構，實現故障信息的自動傳輸和集中處理，以確定故障起因和擾動特性，并為電力系統事故仿真分析

提供依據。

A.3.8電力企業、電力用戶及電力市場相關參與單位應向電網調度機構、規劃設計和科研單位提供有關安

全穩定分析所必需的技術資料和參數，如發電機、變壓器、勵磁調節器和電力系統穩定器、調速器和原動

機、直流、靈活交流輸電系統、同步調相機、新能源機組和場站、負荷等的技術資料和實測模型參數，并

按電力系統安全穩定運行的要求配備保護與自動控制裝置，落實安全穩定措施。對影響電力系統穩定運行

的參數定值設置必須經電網調度機構的審核。

A.3.9電網調度機構、發電企業應在管理部門指導下建立網源協調管理體系，開展網源協調管理工作。

A.3.10電網企業、發電企業、電力用戶及電力市場相關參與單位應加強電力監控系統網絡安全防護滿足

國家信息安全等級保護及相關標準要求。

A.3.11根據電力系統安全需要,用戶應配合落實事故限負荷、穩定控制集中切負荷、低頻減負荷、低壓減

負相關措施。重要用戶應配置保安電源和應急電源,在電力系統停電期間保證自身持續供電。

A.3.12在電力系統實際運行中，鼓勵盡職免責，失職問責，激勵運行人員敢于履職盡責。電網企業、發

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電企業、電力用戶、電力規劃和勘測設計、科研及電力市場相關參與單位和有關管理部門，均應遵守和執

行本標準，按照職責落實相關運行要求和安全穩定控制措施。是否遵循本標準作為事故責任認定（劃分）

依據之一。

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附錄B

（規范性）

指標釋義及計算方法

B.1度電碳排放量

計量單位：kgCO2/kWh

指標釋義：每消費1度電所對應的溫室氣體排放量。

計算方法：

1）基于電網拓撲結構和電網調度運行數據，通過潮流計算確定電網在時段t的潮流分布；2）根據所

述潮流分布計算基于空間尺度確定的電力系統節點在時段t的電量和碳排放量；3）根據所述電量和碳排放

量計算不考慮綠電時所述電力系統節點在所述時段t的節點初始供電排放因子；4）當電網中存在購買綠電

的電力用戶時，根據設置的修正模型計算節點最終供電排放因子；5）當電網中不存在購買綠電的電力用

戶時，所述節點初始供電排放因子為節點最終供電排放因子。計算流程見圖B.1。

圖B.1計算流程圖

其中，根據所述電量和碳排放量計算不考慮綠電時所述電力系統節點在所述時段t的節點初始供電排

放因子的計算公式為：

t

Em(t)dt

Emn

n,t=0

EFn,tt（B-1）

En,t

En(t)dt

0

式中：

EFn,t——t時段內節點n的初始供電排放因子，kgCO2/kWh；

En,t——t時段內流入節點n的電量，MWh；

Emn,t——t時段內轉移至節點n的間接碳排放量，tCO2；

Emn(t)——轉移至節點n的間接碳排放量的時間函數；

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En(t)——流入節點n的電量的時間函數。

當存在購買綠電的電力用戶時，根據所述節點初始供電排放因子、購買綠電的電力用戶的綠電購買量

和用電量計算綠電用戶級排放因子，計算公式為：

（-）

EFm,t,jEj,tEj,t,Green

EFj,t（B-2）

Ej,t

式中：

EFj,t——t時段內綠電用戶j排放因子，kgCO2/kWh；

EFm,t,j——t時段內向綠電用戶j供電的節點m初始供電排放因子，kgCO2/kWh；

Ej,t——t時段內用戶j的總用電電量，MWh；

Ej,t,Green——t時段內用戶j購買的綠電電量，MWh。

當電網中存在購買綠電的電力用戶時，根據設置的修正模型計算節點最終供電排放因子，當設置的修

正模型為電力系統節點按比例分配碳排放量時，計算最終供電排放因子，計算公式為：

N

Emn,tJEFm,t,jEj,t,GreenEn,tEn,t

n1（B-3）

EFn,t

En,t

式中：

EFn,t——t時段內節點n供電排放因子，kgCO2/kWh；

Emn,t——不考慮綠電交易時，t時段內轉移至節點n的間接碳排放量，tCO2;

J——t時段內購買綠電的用戶個數；

N——電力系統節點個數；

EFm,t,j——t時段內向購買綠電的用戶j供電的節點m初始供電排放因子，kgCO2/kWh；

Ej,t,Green——t時段內用戶j購買的綠電電量，MWh。

B.2清潔能源發電比重

計量單位：%

指標釋義：清潔能源發電量占區域總發電量的百分比。

計算方法：

Eclean

Rclean=100%（B-4）

Esum

式中：

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Rclean——清潔能源發電比重，%；

Eclean——清潔能源發電量，億千瓦時；

Esum——區域總發電量，億千瓦時。

B.3終端電氣化率

計量單位：%

指標釋義：電能占終端能源消費的百分比。

計算方式：

WE

RE100%（B-5）

Wsum

式中：

RE——終端電氣化率，%；

WE——終端電能消費量，億千瓦時；

Wsum——終端能源總消費量，億千瓦時。

B.4平均供電可靠率

計量單位：%

指標釋義：在統計期間內，對用戶有效供電時間小時數與統計期間小時數的比值。

計算方法：

SAIDI

ASAI1（B-6）

Nhour

式中：

ASAI——配電網年（季、月）度平均供電可靠率，%；

SAIDI——系統平均停電時間，小時/戶；

Nhour——統計期間時間，小時。

B.5綜合電壓合格率

計量單位：%。

指標釋義：實際運行電壓偏差在限值范圍內累計運行時間與對應的總運行統計時間的百分比。

計算方法：綜合電壓合格率應按式（B-7）計算，監測點電壓合格率應按式（B-8）計算。

VVV

V0.5V0.5BCD（B-7）

A3

tt

V(1uplow)100%（B-8）

it

式中：

V——綜合電壓合格率，%；

VA——A類監測點合格率，%；

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VB——B類監測點合格率，%；

VC——C類監測點合格率，%；

VD——D類監測點合格率，%；

Vi——監測點電壓合格率，分為A、B、C、D四類監測點，%；

tup——電壓超上限時間，h；

tlow——電壓超下限時間，h；

t——總運行統計時間，h。

B.6綜合線損率

計量單位：%

指標釋義：區域內損失電量占供電量的百分比。

計算方法：

ESU-ESA

RLOSS=100%（B-9）

ESU

式中：

RLOSS——綜合線損率，%；

ESU——供電量，億千瓦時；

ESA——售電量，億千瓦時。

B.7靈活性煤電機組容量占比

計量單位：%

指標釋義：靈活性煤電機組容量占區域內所有煤電機組容量的百分比。

計算方法：

Pflexible

Rflexible=100%（B-10）

Pthermal

式中：

Rflexible——靈活性煤電機組容量占比，%；

Pflexible——靈活性煤電機組裝機容量，MW；

Pthermal——區域內所有煤電機組裝機容量，MW。

注：根據《國家發展改革委國家能源局關于開展全國煤電機組改造升級的通知》（發改運行〔2021〕1519

號）的附件《全國煤電機組改造升級實施方案》，靈活性煤電機組需滿足在純凝工況下最小發電出力不高

于35%額定負荷，或采暖熱電機組在供熱期運行時單日6h最小發電出力不高于40%額定負荷。

B.8可調節負荷資源占比

計量單位：%

指標釋義：可調節負荷資源總量占區域年最大負荷的百分比。

計算方法：

15

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T/CECA-G0272—2023

Pload

Rload100%（B-11）

Pmax

式中：

Rload——可調節負荷資源占比，%；

Pload——可調節負荷資源總量，MW；

Pmax——區域年最大負荷，MW。

B.9儲能配置比例

計量單位：%

指標釋義：電力儲能功率總值（含抽水蓄能）占區域總發電裝機容量中的百分比。

計算方法：

PES

RES100%（B-12）

Psum

式中：

RES——儲能配置比例，%；

PES——電力儲能功率總值（含抽水蓄能），MW；

Psum——區域總發電裝機容量，MW。

B.10市場化交易電量占比

計量單位：%

指標釋義：評估期內區域內部進行市場化交易的電量占區域該時期全社會用電量的百分比。

計算方法：

SQ

SPc100%（B-13）

SQ

式中：

SP——市場化交易電量占比，%；

SQc——評估周期內參與市場競爭交易的電量，億千瓦時；

SQ——評估周期內區域全社會用電量，億千瓦時。

B.11數字化發展指數

計量單位：%

指標釋義：電力企業設備聯網率、產業數字化率、數字產業化率、產業帶動系數的綜合平均值，反映企業

通過數字化技術與電網安全生產、公司運營管理和客戶優質服務深度融合，發揮數據核心生產要素作用，

推進管理精益、促進新興業務升級、推動生態共贏的發展程度。

計算方法：

Indexdigital(Cinfrastructure0.25Rindustrial0.25Rdigital0.25Cdriving0.25)100%（B-14）

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式中：

Indexdigital——數字化發展指數，%；

Cinfrastructure——設備聯網率（已聯網設備數量占企業在運設備數量的比重），%；

Rindustrial——產業數字化率（線上化業務流程數量占企業業務流程數量總數的比重），%；

Rdigital——數字產業化率（企業數字產業利潤占總利潤的比重），%；

Cdriving——產業帶動系數（企業生態上下游企業創造的數字經濟產業規模總值與企業數字經濟產業規模總

值的比重），%。

B.12新能源發電量占比

計量單位：%

指標釋義：新能源發電量占區域總發電量的百分比。

計算方法：

EN

RN=100%（B-15）

Esum

式中：

RN——新能源發電量占比，%；

EN——新能源發電量，億千瓦時；

Esum——區域總發電量，億千瓦時。

B.13分布式電源滲透率

計量單位：%

指標釋義：分布式電源裝機容量占區域年最大負荷的百分比。

計算方法：

Pdistributed

Rdistributed=100%（B-16）

Pmax

式中：

Rdistributed——分布式電源滲透率，%；

Pdistributed——分布式電源裝機容量，MW；

Pmax——區域年最大負荷，MW。

B.14綠電交易電量占比

計量單位：%

指標釋義：評估期內區域內部參與綠電交易的電量占區域該時期市場化交易電量的百分比。

計算方法：

SQgreen

SPgreen100%（B-17）