国家电网智能化规划总报告 （修订稿） 国家电网公司 2010年3月 前言 当前，世界各国为应对气候变化、保障能源安全，日益重视发展清洁能源和提高能源利用效率，世界能源发展呈现出清洁化、低碳化、高效化的新趋势。欧美等发达国家普遍加快了新能源、新材料、信息网络技术、节能环保等高新技术研究和新兴产业的发展。作为实现低碳电力的基础与前提，智能电网技术近年来在很多国家得到快速发展，并有力促进了电网的智能化。智能电网已成为未来电网发展趋势。 我国电力工业也面临着新的形势，能源发展格局、电力供需状况、电力发展方式正在发生着深刻变化。面对新形势和新挑战，国家电网公司深入贯彻落实科学发展观，认真贯彻落实中央的有关决策部署，提出加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网，努力实现我国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网的升级和跨越，积极促进清洁能源发展，为实现经济社会又好又快发展提供强大支撑。 根据国家电网公司统一部署，公司智能电网部组织国网能源研究院和各网省公司，在公司有关业务部门的协作配合下，按照“统筹安排、统一规范、自上而下、同步推进”的原则，从2009年7月开始，组织开展了国家电网智能化规划研究与编制工作。 I 国家电网智能化规划的编制以《坚强智能电网综合研究报告》、《坚强智能电网发展规划纲要》等研究成果为指导，以《国家电网总体规划设计》、《坚强智能电网第一阶段重点项目实施方案综合报告》、《智能电网技术标准体系研究及制定规划》、《智能电网关键设备（系统）研制规划》和 “十二五”电网规划设计、“十二五”配电网规划等研究成果为基础，按照《国家电网智能化规划编制工作大纲》、《网省电网智能化规划编制规范》等有关文件要求，开展专项研究报告和网省公司规划分报告的编制工作，并以此为基础，研究形成《国家电网智能化规划总报告》。 规划总报告在分析智能电网发展基础和形势的基础上，明确了国家电网智能化规划的指导思想和发展目标，重点从发电、输电、变电、配电、用电、调度、通信信息七个方面提出电网智能化的规划目标、发展路线、技术标准、关键技术、重点项目、估算投资，分析建设坚强智能电网的社会经济效益以及对公司经营管理的影响，提出规划实施的保障措施及政策建议。 II 目录 前言...........................................................................................................I 1智能电网发展基础...............................................................................1 电网发展总体情况........................................................................1 电网现状.................................................................................1 存在的问题.............................................................................2 电网智能化发展现状....................................................................3 发电环节.................................................................................5 输电环节.................................................................................7 变电环节.................................................................................8 配电环节.................................................................................9 用电环节...............................................................................10 调度环节...............................................................................12 通信信息平台.......................................................................13 2 智能电网发展面临的形势................................................................16 国内外智能电网研究和发展概述.............................................16 国外智能电网发展概述......................................................16 国内智能电网发展概述......................................................22 1 国内外发展智能电网的对比分析......................................25 电力需求分析..............................................................................26 国民经济发展预测..............................................................26 电力需求预测及展望...........................................................27 发展形势与需求..........................................................................31 3 指导思想和发展目标........................................................................34 坚强智能电网的定义..................................................................34 指导思想......................................................................................36 规划原则......................................................................................36 总体目标及分阶段目标..............................................................38 坚强智能电网总体目标......................................................38 电网智能化分阶段发展目标..............................................40 4 分环节发展重点................................................................................47 发电环节......................................................................................47 规划目标和发展路线..........................................................47 技术标准..............................................................................52 关键设备（系统）..............................................................54 重点项目..............................................................................57 输电环节......................................................................................71 规划目标和发展路线..........................................................71 2 技术标准..............................................................................74 关键设备（系统）..............................................................76 重点项目..............................................................................80 变电环节......................................................................................88 规划目标和发展路线..........................................................88 技术标准..............................................................................92 关键设备（系统）..............................................................93 重点项目...............................................................................97 配电环节....................................................................................105 规划目标和发展路线.........................................................105 技术标准............................................................................110 关键设备（系统）............................................................112 重点项目............................................................................116 用电环节....................................................................................127 规划目标和发展路线.........................................................128 技术标准............................................................................132 关键设备（系统）............................................................134 重点项目............................................................................139 调度环节....................................................................................147 规划目标和发展路线........................................................147 3 技术标准.............................................................................155 关键设备（系统）............................................................156 重点项目............................................................................158 通信信息平台............................................................................176 规划目标和发展路线........................................................177 技术标准............................................................................182 关键设备（系统）............................................................185 重点项目............................................................................190 其他............................................................................................199 技术标准............................................................................199 重点项目.............................................................................201 5投资估算及预期实施效果分析.......................................................215 投资分析....................................................................................215 电网总投资与智能化投资.................................................215 分环节智能化投资.............................................................216 分区域智能化投资.............................................................217 社会效益分析............................................................................218 发电环节效益....................................................................218 电网环节效益....................................................................219 用户环节效益....................................................................220 4 环境效益............................................................................221 其他社会效益....................................................................224 政策需求分析............................................................................232 6 对公司管理模式的影响分析..........................................................239 公司管理模式现状....................................................................239 电网智能化对公司经营管理影响............................................241 建立适应智能电网发展的管理模式........................................245 7 保障措施和政策建议......................................................................248 附件1 主要名词术语解释.................................................................252 附件2 英文缩写对照表.....................................................................257 附件3 标准体系及规划汇总表.........................................................259 附件4 关键设备（系统）研制汇总表.............................................265 5 1智能电网发展基础 电网发展总体情况 电网现状 公司经营区域内五个区域电网，西北电网初步形成750/330kV主网架，其它区域电网基本形成500/220kV主网架。截至2009年底，公司经营区域110kV及以上输电线路长度约万km，变电容量亿kVA。 特高压交流试验示范工程于2009年1月初建成投运，已安全运行超过一周年。向家坝～上海特高压直流示范工程2009年底成功实现800kV全线带电，锦屏～苏南特高压直流工程开工建设。西北750kV骨干网架工程750kV兰州东至平凉至乾县输变电工程竣工投产，西北750kV主网架初步形成。宝鸡～德阳直流工程单极投运，呼辽直流、宁东～山东等重要跨区跨省电网项目加快建设。一批500kV输变电工程建成投产，网架结构得到加强。 截至2009年底，全国装机容量达到亿kW。其中，水电、火电、核电、新能源及其它装机分别达到18412、65438、885、1429万kW。 2009年全国全社会用电量达到万亿kWh，同比增长%，其中，公司经营区域全社会用电量万亿kWh，同比增长%。公司经营区域内网省间电量交换达3595亿kWh，其中公司经营范围内区间交换740亿kWh，与经营区域外交换593亿kWh，经营区 1 域内省间交换2262亿kWh。 存在的问题 我国电力工业取得巨大成就的同时，电力发展仍面临以下几方面问题： （1）更大范围优化资源配置能力亟待提高 我国一次能源分布及区域经济发展的不均衡性，决定了资源大规模跨区域调配、全国范围优化配置的必然性。随着我国经济的高速发展，电力需求持续快速增长，就地平衡的电力发展方式与我国资源和生产力布局不均衡的矛盾日益突出。近年来，电煤价格大幅上涨，全国性的煤电运持续紧张，部分电厂缺煤停机，导致一些地区出现拉闸限电。与此同时，西北、东北等地区电力富余容量较大。目前我国特高压电网建设尚处于起步阶段，跨区联网的强度较弱，区域间输送及交换能力不足，电力资源配置范围和配置效率受到很大限制，更大范围优化资源配置能力亟待提高。 （2）电网建设仍需进一步加强 一是电网结构薄弱。部分断面输电能力不足，电磁环网等问题仍然存在，短路电流超标问题比较突出，电网抵御事故的能力不强，发生大面积停电的风险尚未消除。二是城乡配电网建设与改造要进一步加强，以满足负荷快速增长和清洁能源发电接入的要求。未来将有大量的分布式清洁能源发电及其他形式发电接入电网，要求配电网具备灵活重构、潮流优化、清洁能源接纳能力。 2 （3）电网技术和装备水平需要提升 “十五”以来，先进适用技术应用取得进展，但应用程度仍较低，需要进一步加大推广力度。随着电网规模的扩大，线路走廊、站址、极址资源日益紧张，水电基地、煤电基地与负荷中心的距离越来越远，仅靠发展500kV电网已不适应电力需求增长的要求，客观上要求提升电压等级。我国在输变电关键技术与设备领域的自主开发和设计制造能力还不强，需要依托重点工程，加快输变电设备制造业自主创新和产业升级。在电网技术和装备水平的提升上要更加注重应用先进的网络信息和自动控制等技术。 （4）现有电力系统难以适应清洁能源跨越式发展和用户互动的发展需要 随着清洁能源发电装机总量的快速增加，清洁能源并网将对电网的安全性、适应性、资源配置能力等提出新的要求，如电网应具有更强的输电能力、调峰调频能力、电压控制能力等。另外，未来随着用户侧、配网侧分布式电源增多，特别是随着屋顶太阳能发电、电动汽车大量使用，电网中电力流和信息流的双向互动会逐步增多，对电网运行和管理将产生重大影响。 电网智能化发展现状 近年来，国家电网公司深入开展电网现代化建设和运行管理技术的相关研究和实践工作，部分项目已进入试点阶段，大量科研成 3 果已转化并广泛应用到实际工程中，部分电网技术和装备已处于国际领先水平，为建设坚强智能电网提供了坚实的技术支撑和设备保障，并积累了较丰富的工程实践经验。 在大电网运行控制方面，我国具有“统一调度”的体制优势和深厚的运行技术积累，调度技术装备水平达到国际一流，自主研发的调度自动化系统和继电保护装置广泛应用；广域相量测量、在线安全稳定分析等新技术的研究与应用居世界领先地位。 在通信信息平台建设方面，我国建成“三纵四横”的电力通信主干网络，形成了以光纤通信为主，微波、载波等多种通信方式并存的通信网络格局；以“SG186”工程为代表的国家电网信息系统集成开发整合工作已于2009年底基本完成，各项功能得到广泛应用。 在研究能力方面，我国形成了目前世界上试验能力最强、技术水平最高的特高压试验研究体系，具备了世界上最高参数的高电压、强电流试验条件，特高压试验研究能力达到国际领先水平。同时，电网防灾减灾、输电线路状态检修及在线监测、超导输电技术、数字化变电站、配电自动化等领域的试验研究能力已达到国际先进水平。 在关键设备研制和技术标准体系建设方面，公司组织力量针对智能电网建设内容和技术领域需求，分别制定了《智能电网关键设 4 备（系统）研制规划》和《智能电网技术标准体系研究及制定规划》。设备研制规划提出了关键设备的研制目标，并制定了关键设备的研制计划和实施方案；制定的技术标准体系用于指导智能电网标准的制定和实施，增强我国在智能电网国际标准制定中的话语权，为加快建设坚强智能电网提供强有力的技术支撑。 在清洁能源并网及大容量储能方面，公司深入开展了风电、光伏发电监控及并网控制等关键技术研究，建立了风电接入电网仿真分析平台，制定了风电场接入电网技术规定、光伏电站接入电网技术规定等相关标准，开展了大容量电化学储能等前沿课题基础性研究工作。 发电环节 （1）现状 近年来，我国发电装机规模快速增长，发电设备装备水平明显改善，电源类型呈现多元化趋势，清洁能源发电迅速发展。火电、水电、核电保持了较快增长，风力发电、太阳能发电等间歇性清洁能源迅猛发展。 常规电源实现了发电机励磁、调速系统、分散控制系统（DCS）等装备的信息化、自动化；控制参数基本满足可观测和在线可调的要求，但国产化水平有待提高；在部分网省公司已完成常规电源发电机励磁系统参数实测和电力系统稳定器（PSS）的参数配置工作，实现机组自动发电控制（AGC）和一次调频的全过程监控，并试点 5 推进自动电压控制（AVC）功能；启动了风能、太阳能发电研究检测中心建设和河北张北地区风光储输示范项目；深入开展了网厂协调技术研究，并对大规模清洁能源发电运行控制、发电出力预测、电网接纳能力、对电网安全稳定影响等关键技术开展了大量研究；风电、光伏发电等间歇性、不确定性清洁能源并网技术新标准的制定工作已经取得了初步成果并逐步开展推广试行；开发了风电功率预测示范系统，掌握了钠硫电池制造的核心技术，建成了多种电池的试验工程。 （2）存在的不足 我国电源结构以火电为主，由于地理条件和资源禀赋限制，水电、抽水蓄能、燃气发电等快速调节电源配置结构不甚合理。随着间歇性、不确定性清洁能源的迅猛发展，电网调峰调频的矛盾愈加突出，亟需研究间歇性、不确定性清洁能源与电网的网厂协调技术；亟需补充制定风电场低电压穿越能力、风力发电功率预测、光伏发电系统并网等方面的标准；对大容量机组和直流输电、特高压输电的相互影响研究尚不充分；随着点对网输电方式及直流换流站增多，次同步谐振问题日益突出；抑制电力系统低频振荡、发电机次同步振荡及谐振的技术需要进一步研究；AGC控制调节有待进一步优化；涉网设备监测、控制能力仍需进一步提升；水电优化调度和控制缺乏技术平台的高层次应用；风电运行控制技术尚不能满足大规 6 模接入电网要求；光伏发电控制及并网技术处于起步阶段；抽水蓄能规模总量偏小；大容量储能技术研究尚处于起步阶段。 输电环节 （1）现状 近年来，公司加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网，在输电线路建设和生产管理方面取得了一系列重大技术成果，并得到广泛应用。 全面掌握了特高压输电核心技术，研制了代表世界最高水平的特高压交流设备，特高压交流试验示范工程成功投运；特高压交流、直流、杆塔、西藏高海拔试验基地和国家电网仿真中心全面建成，形成了目前世界上试验能力最强、技术水平最高的特高压试验研究体系；成功开展1000kV交流特高压输电线路带电作业；常规直流输电技术广泛应用，向家坝～上海±800kV特高压直流输电示范工程于2009年12月带电；发布了特高压技术交直流标准125项；持续加大电网建设和改造，有效提升了电网的安全性和输送能力；电网防灾减灾科技攻关取得突破，融冰装置投入运行并发挥作用；加快实施输电线路标准化建设，推广“两型三新”（资源节约型、环境友好型，新技术、新材料、新工艺）输电线路应用；开展输电线路状态检修、在线监测等重大技术研究，提升线路安全运行水平；积极推进超导输电技术试验段工程前期工作；积极采用大截面导线、钢管塔等新技术、新材料、新工艺；可控串补（TCSC）、静止无功 7 补偿器（SVC）等柔性交流输电技术（FACTS）开展示范应用。 （2）存在的不足 技术标准方面，补充制定在线监测、状态检修、故障预测等方面的通用技术要求和规程规范；与国外先进水平相比，我国电网结构仍然薄弱，资源大范围优化配置能力不强等问题依然突出；我国输电线路规划、设计、建设、运行等全过程技术和管理标准化程度不一；运行维护与设备管理较为粗放，线路巡视检测、评估诊断与辅助决策的技术手段和模型不够完善；线路运行状态、气象与环境监测相关工作有待深入；750kV及以上电压等级的柔性交流输电技术有待突破；输电线路状态监测系统相关设备和柔性交流、柔性直流输电关键装备研制工作亟待突破；特高压直流设备有待实现全面国产化。 变电环节 （1）现状 公司全面开展了电网技术改造、设备状态检修、变电站综合自动化建设。变电站自动化领域已居国际先进水平，具有自主知识产权的变电站自动化系统和设备完全实现了国产化；变电站自动化技术标准比较成熟；新建站均配备了变电站综合自动化系统，大部分老站通过技改进行了变电站综合自动化改造；数字化变电站技术在工程化和实用化方面走在世界前列，已在200多座变电站开展试验示范工作；设备状态监测覆盖面逐步增大，可靠性水平和检修效率 8 显著提高，初步构建资产全寿命周期管理体系；主要变电设备的技术水平明显提高，公司系统1000kV、750kV设备运行稳定，500kV等级1000MVA、1200MVA大容量变压器大量使用；国内110（66）kV及以上变电站基本实现了遥测、遥信、遥控、遥调“四遥”功能。 （2）存在的不足 技术标准方面，亟需补充完善智能变电站、变电设备在线监测系统方面的标准；目前变电站自动化系统信息共享程度较低，综合利用效能还未充分发挥；状态检修尚未全面推广，需要加快由定期检修向状态检修的设备检修模式过渡；设备的状态检测和评价等技术存在不足；一次装备的智能化技术水平有待提高；智能变电站缺乏检测与评估体系；需要对750kV智能变电站中的一次设备智能化方式、电子互感器的工程应用方案等进行研究探讨；部分老式变电站目前仍在采用RTU装置，亟需进行改造；电网保护微机化率虽然达到了较高水平，但微机保护应具有的智能及联网优势并未充分发挥；变电站运行管理模式需要转变，变电站运行维护管理集约化建设需要加快；缺乏能够实现智能分析决策的变电站信息系统。 配电环节 （1）现状 公司持续加强配电网网架建设，统筹城乡电网发展，加快新农村电网和城乡配电网的建设与改造，加大重点城市及地、县级电网建设改造，加强和完善地区配电网网架，逐步消除供电“瓶颈”，不 9 断提升供电能力和供电可靠性；配电自动化技术研究较为深入并得到初步应用，配电自动化水平逐步提高；配电网侧分布式发电与清洁能源接入技术研究取得较为显著的成果；部分城市配电管理系统已经涵盖了地理信息系统（GIS）、生产管理系统（PMS）、故障管理系统（OMS）和工作管理系统（WMS），并实现了与配电监控系统（DSCADA）、客户管理系统（CMS）、企业资源规划（ERP）等系统的接口，初步建成了配电生产业务高效处理的公共支撑平台。 （2）存在的不足 技术标准方面，亟需补充制定智能配电网运行、调度、智能控制终端等方面的标准；与国外先进国家相比，我国配电网整体供电能力和可靠性水平偏低，管理手段相对落后；配电自动化系统覆盖范围不到9%，远远低于先进国家水平；由于技术不成熟、网架结构调整频繁、运行维护力量不足等原因，配电自动化实用化水平较低，部分装置处于闲置状态；配电侧、用户侧通信信息网络仍处在研究摸索阶段，数据传输通道存在明显不足；部分地区城市配电变压器经济运行水平不高，配网节能降耗技术应用不足；农村配电网负荷分散、点多面广、运行环境差、发展不平衡、用电需求差异明显，关键技术研发应用投入不足；配电网相关技术和管理制度欠缺，亟待完善；分布式发电与微网的研究、应用不足。 用电环节 （1）现状 10 近年来，公司统筹规划，逐步构建集约化营销管理模式、标准化的营销业务组织模式，统一开发了营销业务应用系统，初步构建了营销自动化系统，实现了营销业务标准化的应用，开展了供电客户服务标准化体系研究和应用，95598客户服务系统建设和完善工作开展顺利。用电信息采集系统研究全面开展，部分地区开展了集中抄表系统等类似用电信息采集系统的建设与试点，目前大用户负荷管理和低压集中抄表系统已安装使用约900万户（其中10kV专变大用户万户，已建设万户，覆盖率达%，电量比例为%）；初步形成了较为完善的技术方案和技术标准体系；全面推进需求侧管理工作，取得了可观的节能效果；开展了相关标准、规程、规范的制定工作，初步形成了以现代电力和信息技术为基础的电力营销技术支持系统和多渠道服务接入系统；启动了电动汽车充电等关键技术的研究，编制了相应的标准与规范，为实现用电环节智能化奠定了坚实基础。 （2）存在的不足 公司智能双向互动服务平台还没有建立，与电力用户的双向互动服务还没有开展；用电信息采集系统、智能用能服务系统等技术支持系统有待建设与完善；智能用电小区/楼宇、用户侧分布式电源及储能等关键技术需要深入研究；智能化计量装置的检测与管理、新兴智能用电设备的检测还没有开展；智能用电相关标准体系有待 11 完善。 调度环节 （1）现状 我国调度系统技术和装备目前已居国际先进水平。在继电保护和安自装置、广域相量测量、在线稳定分析与预警、电力二次系统安全防护等方面有着深厚积累和明显技术优势。截至2009年12月公司系统五级调度现有SCADA/EMS约1500套，地级以上调度覆盖率为100％；PMU装置695套，500kV及以上厂站覆盖率达到80％；220kV及以上保护微机化率达到96％；通信光缆总长度逾40万公里，形成了以光纤为主的电力通信网络。 公司在数字电网关键技术、电网调度自动化技术、电力系统在线稳定分析、电网控制技术、电网可视化和数据整合、电力调度数据网络、监控系统的标准化建设等方面开展了大量的研究和应用工作。国产能量管理系统（EMS）总体技术达到国际先进水平，广域相量测量系统（WAMS）得到成功应用，部分省级以上调度机构建设了电网动态稳定监测预警系统；建成了电力二次系统安全防护体系，有效保障了调度信息安全；建成了以光纤环网为骨干网架的电力通信专网，电网运行信息化水平进一步提升；自动化系统的国产化已经达到相当高的程度，电网动态稳定监测预警系统、WAMS、调度计划系统、OMS、LLS等主站系统和厂站PMU设备，国产化率均达到100％，继电保护和安稳控制装置的国产化水平已经很高， 12 电力通信设备的国产化率近几年提高很快，但还相对较低。 （2）存在的不足 技术标准方面，亟需补充制定大规模分布式电源接入和特高压电网运行特征的电力系统安全稳定分析与控制方面的标准。相对于特高压大电网和大型能源基地的建设发展，电网调度技术水平还不能完全满足未来电网运行的需要，主要表现在：电网在线安全分析、控制手段需要进一步完善提高；保护、安自装置数字化、集成化、信息化需要提高；对大容量风电、太阳能等间歇性电源的出力预测和调控能力不足，节能环保调度工作需进一步提高；次日和实时电力市场相关调度技术尚处在起步阶段；调度技术支持系统技术标准不统一、建设不规范；电力通信网络结构仍需强化和完善；需要深入研究“三华”同步电网统一计算、分析和管理的机制和方法，进一步提升大受端电网的安全分析水平和控制手段。 通信信息平台 （1）现状 通信信息平台是智能电网的重要支持系统，是贯穿六大应用环节的基础。经过多年建设，各环节均已建立较成熟的业务信息系统，在电网信息模型融合、统一信息平台等方面已开展了大量研究与应用工作。截至2009年底，公司全面建成了SG186工程，并按照建设坚强智能电网和人财物集约化管理的要求，正积极推进国家电网资源计划系统（SG-ERP）建设。ERP、营销、生产等业务应用系统 13 已完成大规模推广建设，正在开展资产全寿命周期管理、用户用电信息采集、企业全面风险管理等企业级应用研究与试点建设。已建成先进可靠的电力通信网络，形成了以光纤通信为主，微波、载波、卫星等多种通信方式并存，分层分级自愈环网为主要特征的电力专用通信网络体系架构。截至2009年底，公司系统通信光缆总长度达到40万公里，主干网络已100％数字化，传输媒介光纤化，业务承载网络化，运行监视和管理正在逐步实现自动化和信息化。在配电、用电领域，利用230MHz专用频率和电力线通信（PLC）技术，实现自动抄表、配电管理、用户服务双向通信。 （2）存在的不足 技术标准方面，亟需补充制定通信业务系统、骨干传输网、一体化信息模型、电力系统安全防护等级要求等标准。目前通信信息支撑体系还存在以下问题：信息化发展不平衡；信息资源的集成和电力通信信息资源优化整合需要进一步加强；信息系统的应用深度和实用化水平有待提高；网络信任体系不健全，无线安全体系待建立、主动防御能力还不强，数据标准、平台技术标准欠缺；配电侧和面向用户侧的通信网络资源不足，电力通信传输网络结构需要进一步优化，骨干传输网络支撑能力有待提升；综合数据网建设严重滞后，新业务接入能力有待提高；一体化信息平台建设需要进一步完善，系统间的数据共享能力有待提高；数据质量和分析水平需要 14 继续提高，实时决策分析能力需要增强；部分区段光缆资源紧张，受外力破坏严重。 15 2 智能电网发展面临的形势 2009年底，哥本哈根会议在经历了曲折之后，以大会决定的形式发表《哥本哈根协议》，进一步明确了发达国家和发展中国家根据“共同但有区别的责任”原则，分别应当承担的义务和采取的行动，表达了国际社会在应对气候变化长期目标、资金、技术和行动透明度等问题上的共识。 应当看到，为了应对全球气候变化，降低对化石能源的依赖程度，实现能源产业的可持续发展，世界能源发展格局正发生着重大而深刻的变化，新一轮的世界能源变革的序幕已经拉开。本轮能源变革的目标是通过科技创新，实现以低碳能源为核心的低碳经济。目前电力工业是全球最主要的二氧化碳排放源（45%的二氧化碳来自电力生产）。因此，实现电力减排和清洁生产，降低电力输送损耗，全面优化电力生产、输送、消费全过程，将有助于推动低碳电力、低碳能源乃至低碳经济的发展。在此过程中，智能电网在推动电力清洁生产，促进电力高效利用以及保障可靠电力供应等方面将发挥重要作用，已经成为世界电网发展的必然趋势。因此，世界主要发达国家纷纷把发展智能电网作为抢占未来低碳经济制高点的一项重要战略措施，掀起了一场全球范围的智能电网建设热潮。 国内外智能电网研究和发展概述 国外智能电网发展概述 （1）国外智能电网发展动因 16 解决能源安全与环保问题，应对气候变化，是国外发展智能电网最主要的共性动因。大力发展清洁能源和电气化交通是各发达国家实现能源独立、保证能源安全和保护环境、应对气候变化的重要途径。 抢占产业制高点，创造新的经济增长点与就业岗位，是国外主要发达国家发展智能电网的共性经济动因。美国的高尔文电力行动计划有关研究指出，推广智能电网技术能够创造众多新的经济增长点，仅是大规模部署应用分布式发电和储能技术就有望在2020年之前为美国带来100亿美元/年的经济增长（按照2020年分布式发电装机占总装机的10%估计）。荷兰跨国咨询机构KEMA预测，2009～2012年间，智能电网项目将在美国国内直接创造约28万个工作岗位。 由于国情不同，各国发展智能电网的基础和侧重点有所不同。就各国发展智能电网的基础来看，美国和欧洲部分国家的电网设施陈旧，需要通过电网升级改造，提高系统可靠性，避免美加大停电和欧洲大停电等类似事故再次发生；对日本而言，其电力系统的自动化水平较高，可靠性和效率已经达到了较高水平。就各国发展智能电网近中期侧重解决的问题来看，美国主要侧重于加大现有网络基础设施的投入，积极发展清洁能源，推广可插电式混合动力汽车，实现分布式电源和储能的并网运行；欧洲主要侧重于研 17 究和解决电网对风电，尤其是大规模海上风电的消纳、分布式能源并网、需求侧管理等问题；日本主要侧重于研究和解决分布式光伏发电和风能发电的大规模并网问题，以及电动汽车和电网的互动问题。 （2）国外智能电网发展战略框架制定 美国的战略框架 2007年12月，美国国会颁布了“能源独立与安全法案”，其中的第13号法令为智能电网法令，该法案用法律形式确立了智能电网的国策地位，并就定期报告、组织形式、技术研究、示范工程、政府资助、协调合作框架、各州职责、私有线路法案影响、以及智能电网安全性等问题进行了详细和明确的规定。 2009年2月，美国国会颁布了“复苏与再投资法案”，确定投资45亿美元用于智能电网项目资助、标准制定、人员培养、能源资源评估、需求预测与电网分析等，并将智能电网项目配套资金的资助力度由2007年的20%提高到50%。 2009年7月，美国能源部向国会递交了第一部“智能电网系统报告”，制定了由20项指标组成的评价指标体系，对美国智能电网的发展现状进行了评价，并总结了发展过程中遇到的技术、商业以及财政等方面的挑战。 欧洲的战略框架 18 2006～2008年，欧盟依次发布了“欧洲未来电网的愿景与战略”、“战略性研究计划”、“战略部署文件”等三份战略性文件，构成了欧盟的智能电网发展战略框架。就其主要成员国来看，英国2009年依次发布了“英国可再生能源发展战略”和“英国低碳转型计划”两份战略性文件。德国2009年发布了名为“新思路、新能源——2020年能源政策路线图”的战略性文件。 日韩的战略框架 日本于2009年4月公布了“日本发展战略与经济增长计划”，其中包括了太阳能发电并网、未来日本智能电网实证试验、电动汽车快速充电装置等与智能电网密切相关的内容。日本电气事业联合会在2009年7月表示，将全面开发“日本版智能电网”。韩国在2008年发布了“绿色能源工业策略”，推出了“韩国版智能电网”设想。 （3）政府激励措施和企业参与 美国的政府激励措施和企业参与 根据美国“复苏与再投资法案”，美国政府将在未来两三年向电力传输部门投资110亿美元，其中能源部所属电力传输与能源可靠性办公室（OE）获得45亿美元，主要用于推动智能电网发展；能源部的BPA电力局和WAPA电力局各获得亿美元的国库借款权，主要用于加强电网基础设施，尤其是新建线路，以适应清洁能源并网的要求。 19 OE的45亿美元中，有34亿美元用于智能电网项目资助计划，亿美元用于示范工程建设。奥巴马总统于2009年10月底正式批准了获得资助的项目，共有100个机构将获得政府资助，带动的私有机构投资将超过47亿美元。示范工程方面，共有32项示范工程入选，带动的私有机构投资超过10亿美元。总体上来看，美国政府的投资有效地带动了相关行业的参与和投资，已经确立了一大批智能电网待建项目，预计总投资将超过100亿美元。 美国能源部还多次组织由政府、产业界和科研院所广泛参与的研讨会，就智能电网的特征和评价指标体系达成了共识。众多风险投资公司也纷纷支持智能电网项目建设，2002～2007年美国与智能电网产业相关的风险投资金额年均增长率为27%，2007年达到近2亿美元。 欧洲的政府激励措施和企业参与 英国监管机构Ofgem在2009年8月宣布了新的智能电网建设计划，将在5年内投资5亿英镑建设4个“智能城市”。 德国政府由环境、自然保护与核安全部（BMU）和经济与技术部（BMWI）在2008年联合启动了“E-Energy”示范工程计划，目前已确定6个“灯塔示范项目”，分别由6个技术联盟负责实施，政府投入6千万欧元，另外8千万欧元由技术联盟自筹。 丹麦启动了EDISON示范项目，主要研究集成大规模分布式风 20 电和电动汽车的智能电网，丹麦电网公司Energinet对项目进行了资助，IBM与西门子公司也参与了项目建设。 欧洲其他国家，如荷兰、意大利、法国、西班牙等国也在智能电表，风电与太阳能并网等方面开展了大量工作。 日韩的政府激励措施和企业参与 日本经济产业省（METI）积极引导日本企业参与国内外的智能电网建设。METI与美国新墨西哥州签订了合作协议，日方将参与该州智能电网示范工程的投资与建设；对内启动了日本国内的智能电网工程，由九州电力公司和冲绳电力公司在十个独立的岛屿上建设示范项目，项目整体预算为90亿日元，其中政府将资助60亿日元。 韩国知识经济部决定在2009～2012年间，投入2547亿韩元推进智能电网技术的商用化。韩国电力公司计划花费6500万美元在2011年完成济州岛智能电网示范项目，并在其承担的菲律宾电力项目中采用了智能电网技术。 （4）国外技术标准的制定 美国标准与技术研究院（NIST）提出将分三个阶段建立智能电网标准。在2009年9月，美国商务部长骆家辉在GridWeek大会上宣布了NIST在第一阶段的最新进展报告，选取了近80项现有标准，用于指导和支撑当前智能电网发展，明确了14个需要优先研究和解 21 决的方面，并特别分析了信息安全方面的标准。 国际电工委员会（IEC， International Electro technical Commission）的标准化管理委员会（SMB，Standardization Management Board）组织成立了第三战略工作组——智能电网国际战略工作组。该工作组明确了智能电网战略工作组的职责范围，其主要任务是在对智能电网的标准进行系统的分析的基础上，研究并提出标准修订和新标准制定的建议，包括应优先建立的、满足设备和系统互操作的规约和模型的标准化建议。 美国GE公司发起了电动汽车插头标准制定工作，并得到业内其他公司的积极响应和支持。其设计的标准插头有5个触头，可以支持最高240伏电压和70安培电流，还能够支持电力载波通信。 日本东京电力公司、富士集团以及三菱公司联合制定了电动汽车接入电网标准，为电动汽车接入电网打下了良好基础。 国内智能电网发展概述 2008 年以来，公司非常注重对世界电网智能化发展趋势的关注和跟踪。2009年5 月，在北京召开的“2009 特高压输电国际会议”上，公司发布了我国坚强智能电网发展战略，发展特高压技术、建设坚强智能电网在会上达成广泛共识。 总的来看，在特高压取得重大突破的基础上，公司准确把握国内外形势，从保障我国能源安全、优化能源结构、促进节能减排和提高公司服务水平的要求出发，提出了建设坚强智能电网的战略部 22 署，在国内外引起了积极反响和高度认可，引领和推动了国内智能电网发展，并在理论创新、工程实践、关键设备研制、科研和标准体系建设等方面积极开展工作。 理论创新获得广泛认可。公司提出的坚强智能电网，得到了国内外有关电力组织、权威机构和专家们的支持，起到了引领作用。2009年7月，美国能源部长与商务部长在访华期间，专程到公司考察我国特高压工程和坚强智能电网工作。此后不久，美国政府提出建设可实现电力在美国东西海岸传输的更坚强、更智能的电网。 公司在开展了大量前期研究和调研基础上，已经形成了《坚强智能电网综合研究报告》以及发电、输电、变电、配电、用电、调度六个环节和通信信息平台等七个专项研究分报告，对坚强智能电网总体和各环节的发展目标、特征与内涵、基本架构以及发展技术路线进行了系统梳理和分析，为相关实践工作的高效、有序开展提供了有效的指导。 工程实践扎实有效推进。晋东南-南阳-荆门1000kV特高压交流试验示范工程自2009年初成功投运以来，一直保持安全稳定运行；向家坝-上海特高压直流示范工程已于2009年底带电。公司已经建成“四基地两中心”，形成了目前世界上试验能力最强、手段最完善、技术水平最高的特高压研究体系，建立了系统的特高压技术标准体系。 23 公司在世界各大电网企业中率先组建了智能电网部，统一组织、协调公司的智能电网工作；制定了《坚强智能电网第一阶段重点项目实施方案》，提出了包括电网智能化规划、试点工程、基础建设、重点专项研究等内容在内的第一阶段重点项目实施方案，有关工作正在有条不紊地开展。 关键设备（系统）研制进展顺利。公司在国际上首次提出了基于智能组件的一次设备智能化技术方案。750kV及以上电压等级FACTS前期技术研究工作基本完成，关键设备研制和示范工程应用取得重要进展，大容量高压直流换流阀和柔性直流输电关键技术研究取得重要成果。新型碳纤维复合芯导线研制成功。提出了输电线路状态监测系统建设方案。智能电网调度技术支持系统研发取得阶段性成果，完成了总体建设框架、总体设计、支撑平台以及高级应用的功能规范编制，承担的基础平台和基础应用功能开发基本完成，应用软件开发全面启动。完成用电信息采集系统相关产品研发，并开展试点应用。完成电网应急指挥信息平台开发并推广应用。公司还组织编制了《智能电网关键设备（系统）研制规划》，指导智能设备的研制工作。 科研和标准制定工作成效显著。公司已经初步完成坚强智能电网的研究框架和重点科研布局，形成技术发展路线图，为整体推进坚强智能电网的科研工作奠定了基础。已初步提出坚强智能电网技 24 术标准体系框架，并制定了智能电网标准制定规划。《风电场接入电网技术规定》、《配电自动化技术导则》、《智能变电站技术导则》、《智能电能表功能规范》（12项）、《用电信息采集系统技术标准》（24项）等智能化标准已作为企业标准或技术文件印发，《智能变电站设计与改造技术规范》等100余项标准已经完成编制。向国际电工委员会（IEC）提出了15项关于IEC智能电网标准体系框架的修改建议，受到该组织智能电网战略组的高度重视，为在智能电网国际标准中增加中国元素创造了条件。 国内外发展智能电网的对比分析 从发展阶段来看，国内外的智能电网发展都处于起步阶段。国外发达国家对智能电网的研究起步时间相对稍早，但是真正开展实质性的大规模投资和建设也只是近一两年的事情，因此，在以智能电网为核心的新一代电网技术革命中，我国和国外发达国家处于同一起跑线上。这将有助于我国电网实现跨越式发展，建成有世界一流电网。 从发展动因来看，我国和国外发达国家存在显著的不同，主要表现在：一是我国能源资源与需求逆向分布的国情要求显著提高电网大范围资源优化配置能力，必须建设以特高压为骨干网架的坚强电网；二是我国以煤为主的能源结构与清洁发展之间的矛盾；三是我国电力需求的快速增长要求电力企业高效运营和创新发展；四是电网自身发展要求处理好网架等基础设施建设与信息化、自动化、 25 互动化等先进技术应用之间的关系。因此，我国的智能电网建设任务更加艰巨，面临的技术、经济、政策问题也更为复杂。 从推进方式来看，国外发达国家主要是采用政府为主导的推进方式，部分国家已经形成了较为系统的政策和法规框架，并通过政府投资和补助等方式激励有关行业积极参与智能电网建设。截至2009年底，我国以政府为主导的智能电网推进方式尚未形成，有关政策和法规框架尚未有效建立，对有关行业参与智能电网建设的激励政策和配套措施尚未出台。因此，尽快研究适合中国国情的智能电网推进方式，从政府层面出台有关政策和法规，制定相关激励政策和配套措施是我国目前亟待解决的问题。 电力需求分析 国民经济发展预测 2009年，在全球空前一致的财政和货币政策刺激下，金融危机带来的负面影响似已见底，世界经济初显稳定迹象。2010年世界经济增长预期虽然仍低于3%，但将明显好于2009年。为抵御金融危机对我国的不利影响，防止国民经济深度下滑，我国政府强力启动了一系列经济刺激计划，实施积极的财政政策和适度宽松的货币政策，扩大国内需求。经济刺激计划的实施有效遏制了经济增速快速下滑的势头，宏观经济呈现企稳向好的积极变化。预计“十一五”期间我国GDP年均增长%左右。 1 《发展坚强智能电网的社会经济效益及对公司经营管理的影响分析》报告 26 从中长期看，国际金融危机并没有改变我国经济增长的基本面，在世界经济不断恢复、我国经济增长不断回升的情况下，我国经济有望进入新一轮上升周期，同时经济结构的不断调整将为经济增长打下更为坚实牢固的基础，我国工业化和城市化水平将继续加快。到2015年前后，工业化将逐渐摆脱对国外的高度依赖，进入重工业与装备制造业共同繁荣发展的阶段，城市化及相应产业向中西部地区扩散，经济规模化、效益化水平不断提高，我国经济发展逐渐走向成熟，预计“十二五”期间我国经济年均增长%左右。“十三五”期间，我国经济年均增长%左右。2020年在优化结构、提高效益、降低消耗、保护环境的基础上，实现人均国内生产总值比2000年翻两番，我国将实现全面建设小康社会的奋斗目标。 表2-1 2005～2020年GDP预测表 经济（亿元，2005年价格） 增速（%） 2005 2008 2010 2015 2020 十一五十二五 十三五高方案 183085 252741 302195 485517 697022 中方案 183085 252741 301098 463869 635541 低方案 183085 252741 300001 436486 570470 电力需求预测及展望 坚强智能电网的建设一方面有助于加大清洁能源开发，提高电能占终端能源比重，扩大电能使用范围，促进电力需求的增长；另一方面促进了电网与用户的灵活互动，提高电能利用效率，减少部分电力需求。 1）从发电环节来看，坚强智能电网的建设，将使大规模清洁能源接 27 入电网成为可能，促进分布式能源得到较快发展，使得更多的清洁能源转换为电力使用，促进用电量的增长。智能电网的建设将使更多的储能设备接入电网。在2020年前，储能设施主要以抽水蓄能电站为主。与传统电网相比，智能电网发展情景下抽水蓄能装机规模增大1080万kW。按照抽水蓄能电站效率为75％计算，将增加用电36亿kWh。 另一方面，火电厂在运行中，由于电力系统存在峰谷差，必须改变运行曲线，满足电力需求的变化，火电厂在调峰将造成发电煤耗上升。智能电网在满足电力用户多样化需求和提供增值服务的同时，可以通过“需求侧响应”机制，引导用户将高峰时段的用电负荷转移到低谷时段，从而可以降低高峰负荷，提高用电负荷率，提升机组利用率，进而稳定发电机组出力，降低火电机组发电煤耗，电厂耗煤量将大大降低，电厂厂用电率也将趋于下降，这将减少部分用电量。按照坚强智能电网比传统电网厂用电率下降个百分点测算，预计2020年因负荷率的提高将使电厂厂用电下降约77亿kWh。 2）从电网环节来看，智能电网的建设有助于提高电网输送效率，提升电网负荷率，减少输变电容量，降低相应的设备制造、安装和运行用电量。智能电网调度技术支持系统和灵活输电技术在实现智能站点的智能控制、电力用户的实时双向交互以及优化系统的潮流分布、提高输电网络的输送效率、降低输电网线损率等方面具有重要作用。同时，随着坚强智能电网建设的推进，配电网线损也将呈下降趋势。按照坚强智能 28 电网比传统电网线损率下降个百分点测算，预计2020年因坚强智能电网的发展将减少线损电量约72亿kWh。 3）从用户环节来看，坚强智能电网的建设，有助于用户和电网的互动，用户使用电能更加灵活方便，将有助于促进电能替代，增加电力消费。据国网能源研究院研究报告《电能替代其他能源途径及评价模型研究》中对10大用电行业的分析测算，2020年我国电能替代潜力超过2850亿kWh（不含电动汽车），假定其中有20%为智能电网效果，则可增加用电量约562亿kWh。 但另一方面，智能电网一个重要的特征就是可以通过创新营销策略实现电网与电力用户的双向互动，引导用户主动参与市场竞争，实现有效的“需求侧响应”。用户可以根据自己的用电习惯、电价水平以及用电环境，给各种用电设备设定参数，自动优化其用电方式，以期达到最佳的用电效果，进而提高用电设备的电能利用效率，实现节电。预计2020年第二产业用电量比重较目前有所下降，2020年第一产业、第二产业、第三产业和居民生活用电比重分别为1%：73%：12%：14%。考虑到三次产业和居民生活用电负荷特性的不同，预计第三产业和居民生活用电设备因智能电网的建设效率提高5%左右，第二产业用电设备因智能电网的建设效率提高1%左右。由于用电设备效率提高将相应减少用电量约1567亿kWh。全社会最大用电负荷将下降4900万kW左右（2020年），下降%左右。 29 汽车是我国能耗大户，目前我国石油进口依存度已经超过50%，随着汽车保有量的不断上升，耗油量还将上升，给我国能源安全带来巨大的隐患；汽车尾气排放也成为城市大气污染的重要来源。电动汽车是指以电能为动力的汽车，一般采用高效率充电电池、或燃料电池为动力源。从能源利用效率方面来讲，燃油为交通工具提供动力的能源转换效率在15%～20%之间，很难再大幅度提升。而电能转换动能的效率可达90%，加之蓄电池充电效率在90%，所以从电到动力的效率超过80%。天然气全部转换电能的效率在55%～58%，石油转换电能效率50%～55%，煤炭转换电能效率40%～45%。所以，电动汽车的能源利用效率在32%～47%，较燃油汽车提高1～2倍以上。坚强智能电网的建设将大大促进电动汽车的发展。根据2009年国家正式公布的《汽车产业调整和振兴规划》要求，到2011年，全国形成50万辆纯电动汽车、充电式混合动力和普通型混合动力等新能源汽车产能。2020年，假定全国电动汽车保有量达到3000万辆，按照每辆车年行驶1万公里，小型电动汽车每百公里耗电20kWh计算，电动汽车将增加用电量约600亿kWh。 总体来看，坚强智能电网的建设将使全社会用电量和最大负荷增速趋缓，其中对负荷的影响大于对电量的影响。综合坚强智能电网、低碳经济的发展影响，预计2010年全国用电量需求将达到4万亿kWh，“十一五”期间年均增长%左右。2015年全国用电 30 量需求将达到6万亿kWh，“十二五”期间年均增长%左右。2020年全国用电量需求将达到万亿kWh，“十三五”期间年均用电量增长%左右。 表2-2 全国全社会用电量预测表 单位：亿kWh 2005年 2008年 2010年 2015年 2020年坚强智能电网模式24781 34380 40034 59700 76700 传统电网模式 24781 34380 40034 59939 77217 预计2010年，全国最大负荷达到亿kW，“十五”期间年均增长%左右；2015年，全国最大负荷将达到亿kW，“十一五”期间年均增长%左右；2020年最大负荷达到亿kW，“十三五”年均增长%左右。 表2-3 全国最大负荷预测表 单位：万kW 2005年 2008年 2010年 2015年 2020年 坚强智能电网模式 38467 51348 64111 98901 127399 传统电网模式 38467 51348 64111 100882 132303 发展形势与需求 从国际形势来看，智能电网建设尽管处于起步阶段，但其发展代表了未来电力工业发展的趋势，是新的能源科技革命的重要组成部分。哪个国家能够掌握智能电网的核心技术，就有可能成为世界电力工业新的领导者，就有可能在未来的全球竞争中占据有利地位。因此，智能电网的发展为我国电力工业实现跨越式发展，建设世界 31 一流电网提供了历史机遇。 从国内形势来看，我国能源工业发展面临的安全、效率与环境问题变得日益突出，需要通过建设坚强智能电网以推动电网发展方式的转变，进而推动能源开发、输送和利用方式的转变，从而实现能源工业的可持续发展。初步估算，到2020 年，通过发展坚强智能电网，提高电网输电效率和电能终端使用效率，推动水电、风能及太阳能等清洁能源开发利用，可节约标煤 亿吨，减排二氧化碳 亿吨。此外，坚强智能电网建设对于拉动经济增长，解决社会劳动就业也将发挥重大作用。 因此，纵观国内外发展形势，我国对于智能电网的需求主要体现在以下几个方面： （1）满足我国电力工业抢占未来低碳经济战略制高点的需求。智能电网是未来电网的发展方向，国内外基本处于同一起跑线上。这是我国电力工业实现跨越式发展，达到世界先进水平的重要战略机遇，也是我国电力工业抢占未来低碳经济战略制高点所必须面对的挑战。 （2）提高我国电网资源优化配置能力的需要。我国能源资源与需求呈逆向分布，发展坚强智能电网有利于提高电网的资源优化配置能力和实现资源的集约式开发，从而满足我国快速增长的能源需求，保障能源安全。 32 （3）应对全球气候变化，推进能源工业可持续发展的需要。我国能源资源结构不均衡，环境压力日益加大。发展坚强智能电网能够积极推动水电、核电、风能及太阳能等清洁能源开发利用，推进能源工业可持续发展，应对全球气候变暖。坚强智能电网还能够促进电气化交通的推广，提高电能在终端能源消费中的比例，实现节能减排。 （4）提升电网性能和多样化服务的需要。我国需要提升电网的运行效率、安全性和提供多样化用电服务。发展坚强智能电网可以利用先进的信息技术、控制技术和储能技术，实现电网中各个环节之间的互动，实现集中式电源和分布式电源的协调运行，从而全面提升电网的性能和多样化服务。 （5）推动我国经济发展方式转变的需要。我国经济需要转变发展方式，发展智能电网能创造新的经济增长点，带动相关行业发展，促进就业，具有良好的经济效益和社会效益。 33 3 指导思想和发展目标 立足我国能源及需求分布和我国电力工业发展的实际，适应并促进新一轮能源变革，建设包含电力系统各个环节、覆盖所有电压等级的坚强智能电网已成为我国电网发展的新趋势。在总结分析已有电网发展成果的基础上，系统全面地规划电网智能化发展方向、主要目标和建设重点，对于规范有序地建设坚强智能电网具有重要意义。 公司以高度的社会责任感和历史使命感，在认真分析世界电网发展新趋势和我国国情的基础上，提出了新形势下我国电网建设的发展目标，即以统一规划、统一标准、统一建设为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征，自主创新、国际领先的坚强智能电网。 坚强智能电网的定义 坚强智能电网是以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强网架为基础，以通信信息平台为支撑，具有信息化、自动化、互动化特征，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合的现代电网。 “坚强”与“智能”是现代电网的两个基本发展要求。“坚强”是基础，“智能”是关键。强调坚强网架与电网智能化的高度融合， 34 是以整体性、系统性的方法来客观描述现代电网发展的基本特征。电网的“坚强”与“智能”本身也相互交叉，不可拆分。 图3-1 坚强智能电网体系架构示意图 坚强智能电网是坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放和友好互动的电网。坚强可靠，指具有坚强的网架结构、强大的电力输送能力和安全可靠的电力供应；经济高效，指提高电网运行和输送效率，降低运营成本，促进能源资源和电力资产的高效利用；清洁环保，指促进清洁能源发展与利用，降低能源消耗和污染物排放，提高清洁电能在终端能源消费中的比重；透明开放，指电网、电源和用户的信息透明共享，电网无歧视开放；友好互动，指实现电网 35 运行方式的灵活调整，友好兼容各类电源和用户接入，促进发电企业和用户主动参与电网运行调节。 指导思想 国家电网智能化规划的指导思想是：深入贯彻落实科学发展观，以国家能源发展战略为指导，以现有电网发展成果为基础，以实现电网的信息化、自动化和互动化特征为目标，以先进适用技术为支撑，以满足多元化电力服务需求为目的，立足国情，统筹规划，实现电网 “智能”与“坚强”高度融合，实现电网智能化各环节的协调发展。 规划原则 （一）符合国家能源发展战略的原则 国家电网智能化规划必须以国家整体能源发展战略为基础，以适应并促进风能、太阳能等清洁能源的开发利用为基本目标之一，为清洁能源开发利用提供坚强的电网支撑；提升电网运行效率，促进电网节能减排潜力的发挥，同时提高用户需求侧的电能使用效率、促进节能减排，实现我国电力及能源工业的可持续发展。 （二）遵循统筹兼顾、协调发展的原则 国家电网智能化规划必须以实体电网为基础，与国家电网总体规划、配电网规划、通信规划等协调统一。坚持上级规划指导下级规划、以国家电网总体规划为指导，统筹发电、输电、变电、配电、 36 用电和调度及通信信息各个环节，实现电网各环节之间的协调发展。 （三）坚持电网坚强与智能化高度融合的原则 坚强智能电网是包括发电、输电、变电、配电、用电、调度等各个环节和各电压等级的有机整体，是一个完整的智能电力系统。坚强网架与智能化的高度融合是我国电网发展的方向。坚持智能化与主网架发展相协调的原则是我国电网发展的内在要求。 （四）坚持技术领先的原则 智能电网建设将带动以电力工业为代表的新型材料研发、设备制造、技术革新等整个产业链。在迅速吸收和消化国外先进技术的基础上，坚持自主创新，掌握智能电网的核心技术，占据世界技术制高点，并以此带动相关产业的发展，成为我国智能电网战略的重要内容。 （五）坚持经济合理的原则 坚强智能电网建设必须遵循我国电网发展的客观规律，充分利用已有的电网发展成果，以需求为导向，适度超前，实现技术先进性和经济性的统一，避免产能过剩和重复建设。注重投入产出分析，注重企业效益与社会综合效益的统一，以电网基础设施的综合效益最大化为导向，节约社会资源。 （六）坚持因地制宜规划原则 坚强智能电网建设必须在各地电网设施建设具体情况的基础 37 上，根据不同地区的资源、技术及市场特点，深入分析电力供给和消费的实际需求，形成能够适应并推动当地经济社会发展的电网智能化规划。 总体目标及分阶段目标 坚强智能电网总体目标 坚强智能电网的总体发展目标是：建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，以信息化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的现代电网。 （1）具备强大的资源优化配置能力。智能电网建成后，将形成结构坚强的受端电网和送端电网，电力承载能力显著加强，形成“强交、强直”特高压输电网络，实现大水电、大煤电、大核电、大可再生能源的跨区域、远距离、大容量、低损耗、高效率输送，区域间电力交换能力明显提升，有效缓解我国能源资源和生产力分布不平衡的矛盾。 （2）具备良好的安全稳定运行水平。坚强智能电网的安全稳定性和供电可靠性将进一步提升，电网运行将更好的满足系统安全稳定的相关规程要求，各级防线之间紧密协调，具备抵御突发性事件和严重故障的能力，有效避免大范围联锁故障的发生，显著提高用户供电可靠率。 （3）适应并促进清洁能源发展。坚强智能电网建成后，将在风电功率预测和动态建模、低电压穿越和有功无功控制、常规机组 38 快速调节等技术领域取得突破，大容量储能技术等得到推广应用，清洁能源发电及其并网运行控制能力显著提升，满足能源消费结构调整的国家战略要求，实现集中与分散开发模式并存的清洁能源大规模开发利用，使清洁能源成为更加经济、高效、可靠的能源。 （4）实现高度智能化的电网调度。坚强智能电网将全面建成横向集成、纵向贯通的智能电网调度技术支持系统，满足各级电网调度和集中监控的要求，实现大电网联锁事件条件下的在线智能分析、预警、决策，各类新型发输电技术设备的高效调控和特高压交直流混合电网的精益化控制，实现智能电网的调度一体化运行。 （5）满足电动汽车等新型电力用户的电力服务要求。坚强智能电网包括建成完善的电动汽车配套充放电基础设施网络，形成科学合理的电动汽车充放电站布局，充放电站基础设施满足电动汽车行业发展和消费者的需要，电动汽车与电网的高效互动得到全面应用。分布式储能技术得到广泛应用。 （6）实现电网管理信息化和精益化。将建成贯通发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节的通信骨干传输网、配用电通信网、通信支撑网等坚强通信网络体系，实现电网主数据管理、海量实时数据管理、信息运维综合监管、电网空间信息服务、生产和调度应用集成等功能，完全实现电网管理的信息化。建成电网资产全寿命周期管理体系、财务管控体系、成本考核体系，建立资产全寿 39 命周期管理模式，实现电网资产智能规划、投资优化辅助决策、供应商关系管理等高级应用，形成与电网资产全寿命周期管理相适应的管理流程和工作机制，实现电网设施全寿命周期内的统筹管理，通过智能调度和需求侧管理，大幅提升电网资产利用小时数和公司资产利用效率，实现电网的精益化管理。 （7）实现电力用户与电网之间的便捷互动。坚强智能电网将建成智能用电互动平台，通过营销技术支持平台，实现信息发布及查询服务、在线费用支付、电力故障报修的在线全过程服务等基础服务功能；实现用户分类和信用等级评价，为用户提供个性化智能用电管理服务，满足不同情况下用户对用电的不同需求；通过建立完善需求侧管理、分布式电源综合利用管理系统等，为配网、调度相关系统提供数据信息，满足合理调配用户充电时段、统计分析客户充电等需求，实现客户有序充放电、平衡电网负荷等应用，提高设备利用率。 （8）发挥电网基础设置的增值服务潜力。实现电力光纤到户，为用户提供互联网、IPTV、语音等集成服务，为供水、热力、燃气等行业的信息化、互动化提供平台支持，拓展及提升电网基础设施增值服务的范围和能力。 电网智能化分阶段发展目标 为实现我国智能电网的健康可持续发展，需分阶段稳步推进电网智能化建设，分别是规划试点阶段、全面建设阶段和引领提升阶 40 段。 第一阶段：规划试点阶段（2009～2010年） 本阶段的主要目标是：就智能电网所包含的各个环节智能化建设内容，开展关键性、基础性、共用性技术研究工作，加强基础能力建设，进行技术和应用试点，全面积累实践经验，为下一阶段建设奠定基础；开展坚强智能电网战略、政策及机制研究，制定国家电网智能化规划；结合试点工程建设，加快技术标准制定和关键设备研制工作，完成对已有标准的全面梳理以及部分急需标准的制定；全面开展智能电网关键技术设备研究，重点保证试点工程顺利开展，并初步满足后续建设的需求。 开展智能电网综合示范工程试点建设，形成窗口效应。完成上海世博园和中新天津生态城试点在本阶段的建设任务，尤其是保证上海世博园综合示范工程高质量如期完工，利用上海世博会的契机，向全世界展示公司坚强智能电网的众多研究成果，传播坚强智能电网的建设理念，彰显公司在世界电力科技创新方面的贡献和实力。 广泛开展覆盖智能电网各环节的试点工作。包括风光储输联合示范工程、输变电设备状态监测系统、智能变电站、配电自动化、用户用电信息采集系统、电动汽车配套基础设施、电力光纤到户、智能用电小区、智能电网调度技术支持系统等覆盖智能电网各个环节的试点工程。结合试点工程建设的需要，完成配套通信和信息平 41 台的建设工作和试点应用。 结合试点工程的全面开展，逐步建立起较为系统和全面的电网智能化技术标准体系，促进关键设备（系统）的研制和完善，全面推进国家太阳能发电、国家风力发电和智能用电技术研究检测中心建设。积极开展试点工程的后评估工作，总结实践经验，在试点工程基础上形成综合效益明显、经济技术可行的典型设计与建设方案，推进标准化建设工作的开展；深化公司运行和管理模式改革，提出适应智能电网发展的可行措施，推进公司集约化发展。 第二阶段：全面建设阶段（2011-2015年） 本阶段的主要目标是：在跟踪发展需要、技术进步和进行试点评估的基础上，滚动修订完善电网智能化规划和建设标准，全面推进坚强智能电网建设，实现电网各环节智能化建设的协调有序快速推进；技术标准体系基本完善，基础能力实现大幅度提升，在关键技术和设备上实现重大突破和广泛应用，电网运行和管理体制改革持续深化，基本满足智能电网大规模建设和运行的需要，“十二五”末电网智能化达到较高水平。 （1）发电和调度智能化建设 风能、太阳能等清洁能源发电并网及协调控制技术全面推广，配套大容量储能设施得到较大规模应用，抽水蓄能容量达到2900万kW。国家太阳能发电、国家风力发电研究检测中心的研究能力 42 和水平达到国际一流。 分阶段推进智能调度技术支持系统建设，在2015年前公司系统省级以上调度机构调度技术支持系统全面改造和升级为智能电网调度技术支持系统。 网厂协调、节能调度等优化运行技术得到全面推广应用，100%完成机组励磁、调速等参数实测，AGC和AVC等优化控制方案得到较大规模实际应用。 到2015年，实现接入风电规模超过6000万kW、光伏发电超过480万kW；大电网的安全性和电力系统整体运行效率与系统可靠性指标有较大幅度提高，系统的峰谷特性的调节能力显著加强。 （2）输变电智能化建设 柔性输电技术全面推广应用，关键技术和装备达到国际领先水平；特高压串联补偿器和静止同步串联补偿器关键技术实现示范应用。 全面建成覆盖全网范围的总部和各网省公司的输变电设备状态监测系统。 新建变电站全部按照智能变电站技术标准建设；贯彻全寿命周期管理理念，重点对投运年限较长的变电站、以及定位由终端站转变为枢纽及中心站进行智能化改造。 继续深化变电运维集约化管理，优化维护检修管理模式，进一 43 步提升电网资产管理效率和经营效益，设备寿命接近国际水平。 （3）配用电智能化建设 分阶段在重点城市和部分条件成熟市县的核心区域开展配电自动化建设，同步推广配网调控一体化智能技术支持系统。 扩展和完善配用电相关应用系统功能，促进配用电管理和服务的集约化发展。 开展分布式电源/储能及微网接入与协调控制试点，形成典型模式和标准体系，实现标准化建设和规范化并网。 积极开展电动汽车配套基础设施、智能用电小区/楼宇建设，满足各种新型的用电需求。智能用电技术研究检测中心的研究能力和水平达到国际一流。 到2015年，城市配电网线损率进一步下降到6%；农网综合线损率低于%、供电可靠率高于%、综合供电电压合格率高于%；电能占终端能源消费比重提高到%。 （4）通信信息平台建设 结合各个环节智能化建设对于通信的需求，形成公司坚强智能电网的通信体系架构，建立智能电网通信标准体系。建成满足“三华”同步电网需求的安全可靠的电力广域同步网；结合各环节智能化建设开展有关通信技术研究和通信系统建设；基本建成电力通信网综合监测、管理、预警系统。 44 实现电力光纤到户的技术突破和推广应用，为用户提供社区广告、IPTV、语音等集成服务，为供水、热力、燃气等行业的信息化、互动化提供平台支持，拓展及提升电网基础设施增值服务的范围和能力，创新运营模式，相关市场和产业链初步形成。 基本建成SG-ERP系统，主要业务应用达到国际领先水平，初步实现各环节集成共享、流程互动的智能应用集成功能；一体化企业级信息模型和有关数据管理平台得到推广应用，系统规范性和性能进一步完善；信息安全主动防御和预警与应急防御等安全机制建立和完善，能够满足系统对于安全性的要求。 第三阶段：引领提升阶段（2016～2020年） 在全面建设的基础上，评估建设绩效，结合应用需求和技术发展，进一步完善和提升智能电网的综合水平，引领国际智能电网的技术发展。到2020年，基本建成坚强智能电网，国家电网智能化水平达到国际领先。 清洁能源并网与协调控制技术进一步完善和提高，大容量储能技术实现突破并得到大规模应用，电网接纳可再生能源发电的能力大幅度提高，到2020年实现全国电网接入风电规模超过1亿kW、光伏发电2000万kW，电网优化配置资源能力超过4亿kW。 智能化关键技术和设备得到广泛应用，通信和信息平台全面建成，输电、变电、配电、用电以及调度环节基本实现全面智能化， 45 国家电网整体智能化水平国际领先，有效促进电力系统运行效率、电网可靠性和电能质量的全面提升，到2020年，线损率下降到％、电能占终端能源消费比重达到26%。 电动汽车配套基础设施、智能用电小区/楼宇以及电网基础设施增值服务等新型用电服务全面展开，关键技术和设备不断得以完善与创新，新型商业模式得以建立并被广泛接受，产业链趋于完整，形成巨大的市场空间。 46 4 分环节发展重点 发电环节 发电环节智能化主要包括常规电源网厂协调关键技术（参数实测、常规机组快速调节技术以及常规电源调峰技术等）研究及应用，风电场、太阳能发电站的建模、系统仿真、功率预测和并网运行控制等先进技术的研发、关键设备的研制及推广应用，大容量储能设备的研发和应用等方面。 规划目标和发展路线 总体目标： 优化电源结构，强化网厂协调，提高电力系统安全运行水平；研究和应用常规机组快速调节技术；依托国家风电和太阳能发电研究检测中心等重点工程，加快清洁能源发电及其并网运行控制技术研究，重点开展风电功率预测和风电场多时间尺度建模、低电压穿越和有功无功控制等问题研究，促进大规模清洁能源科学合理利用；开展风光储输联合示范工程，为清洁能源大规模并网运行提供技术保障和工程示范；推动大容量储能技术研究，适应间歇性电源快速发展需要。 分阶段目标： 第一阶段（2009～2010年） 广泛开展机组励磁、调速、电力系统稳定器（PSS）等参数实测工作，完成100MW及以上的火电机组和50MW及以上的水电机 47 组的参数实测，完善电力系统稳定计算的数学模型及参数，开展抑制次同步谐振的技术研究。 建立国家风电和太阳能发电研究检测中心，对不同类型风电机组、风电场和光伏电站建模的机理、方法和实践进行研究，建立计算分析所需相关模型。开展风光储输联合示范工程，为清洁能源大规模并网运行提供技术保障和工程示范。 加强风电和太阳能发电功率预测技术研究与开发，制定风电、太阳能发电接入与运行相关技术规定，规范清洁能源的接入与运行调度。 科学合理规划抽水蓄能电站发展，开发出具有自主知识产权的抽蓄关键技术；完成大容量电池设备的关键技术研究。 第二阶段（2011～2015年） 100%完成机组励磁、调速等参数实测；实现重要常规机组主要设备工况在线监测，实现调度端一次调频实时监控功能。 完成AGC和AVC综合协调优化控制理论、模型、算法及控制策略研究。 依据网厂协调相关技术成果和技术标准，研制出达到国际领先水平的大型发电机组励磁调速等控制系统和保护系统并推广应用，研制出次同步谐振抑制装置并重点应用。 风电功率预测在西北、东北、华北等大型风电基地得到全面应 48 用。建立风电和太阳能发电功率预测和管理控制系统，满足电网对间歇性电源接入调峰和自动发电要求；电网接入风电超过6000万kW、光伏发电超过480万kW、抽水蓄能建成2900 万kW。 开发和试点应用兆瓦级与清洁能源配套的大容量储能设备。 第三阶段（2016～2020年） 进一步完善AGC优化控制策略；广泛应用常规机组快速调节和深度调峰等灵活运行技术，提升运行灵活性和经济性；次同步谐振抑制技术得到推广应用，电力系统安全稳定水平得到进一步提升。 全面应用风电预测和管理控制系统，部分太阳能发电集中地区应用太阳能发电预测和管理控制系统，实现风电、太阳能发电的科学合理利用；电网接入风电超过1亿kW、光伏发电超过2000万kW、抽水蓄能达到5000 万kW。 推广应用10兆瓦级大容量储能设备。 发展路线： 常规电源网厂协调关键技术应用。深入研究火电、水电、燃气机组等电源的运行控制特性，研究和应用抑制电力系统低频振荡、发电机次同步振荡/谐振的技术，加强机组控制系统参数实测和辅助服务能力，优化机组经济和环保性能，提高机组可靠性水平和故障预警能力，支持电网可靠运行。 （1）开展发电机、励磁系统、调速系统、电力系统稳定器（PSS） 49 的参数实测工作，提高仿真模型和计算的精度以及大机组运行的可控性，改善电网的调峰能力。 （2）常规机组快速调节技术研究与应用，主要包括：火电机组AGC和AVC的调节速率、调节范围和控制精度等控制性能改善技术；调度EMS系统与火电机组AGC和AVC系统间协调运行提高技术；基于火电机组AGC和AVC考核指标的火电机组AGC和AVC控制系统优化技术等。 （3）常规电源调峰技术研究，主要包括：用电负荷特性研究；低谷负荷下运行安全性分析；本地电源结构和调峰能力研究；调峰技术分析及价格补偿机制研究；各类燃气轮机联合循环机组启停调峰能力分析；各类机组变负荷煤耗对比等。 清洁能源发电的并网、运行控制。进一步加强清洁能源发电及其并网运行控制技术研究，开发和应用风电和太阳能发电（包括光伏发电和太阳能热发电）功率预测系统，推动大容量储能技术研究与应用。优化电源结构，促进清洁能源的开发利用，保障电力工业的节能、环保、协调和可持续发展。 （1）风能、太阳能等间歇性电源的并网运行控制技术研究。重点解决有功出力波动性、无功电压支撑、多种电源协调控制、电能质量等问题。开发风电场运行调度控制系统，根据电网的实时运行情况给出辅助决策，使风电场具有调压、调峰、调频、潮流调整等 50 功能，提高风电场运行与电网运行的协调性，降低风电功率波动对电网的影响，增强电网运行的稳定性及调节能力。 深入研究风电机组运行特性及控制技术，加快风电场的信息化、自动化技术的研究开发。研究大规模风电并网和远距离输送的问题，特别是快速调节和深度调峰性能；研究风电的调度机制和控制策略；研究风电的机网协调关键技术，如含有大规模风电场的电网二次调频技术，常规水火电厂AGC 与风电场的智能协调技术等。 （2）风电和太阳能发电功率预测系统开发和应用。采用数值天气预报对风电场和太阳能电站的输出功率进行预测。建立不同类型风电机组、风场和太阳能电站的计算分析模型，根据各区域特点，因地制宜开发和积极推广风电和太阳能发电功率预测系统，保证发电计划制定的科学性和电网运行的经济性，实现风电和太阳能发电的有效调度和科学管理。 大容量储能技术研究。研究大规模储能对电网安全稳定运行、削峰填谷、间歇性能源柔性接入、提高供电可靠性和电能质量等方面的综合性技术经济问题具有重要意义。发电环节中提到的大容量储能设备一般与电压等级110（66）kV及以上输电线路连接。开发大容量化学电池模块化集成系统、大容量化学电池储能系统能量转换设备、大容量高温超导储能设备、大容量飞轮储能设备、大型压缩空气储能设备等，研究大规模储能设施规划、建设、运行以及管 51 理中存在的问题。 技术标准 发电环节的技术标准主要包括常规电源网厂协调、新能源发电并网、大容量储能系统并网等几个方面。目前国内在网厂协调方面的标准已初步完善，新能源发电并网方面的标准和规程的制定工作刚刚起步，新能源发电接入电网系列技术规定、并网特性测试、运行控制、监控系统系列功能规范及监控设备等方面的标准亟需补充制定。同时，大容量储能系统接入电网的技术标准和规程规范需要进一步增补和修订，以促进智能电网与电源的协调发展，保证电网的安全、稳定、经济运行，提高供电质量。 表4-1 发电环节技术标准制定规划 计划完成 标准名称 制定状态 时间(年)常规电源网厂协调技术条件系列标准 已有 常规电源网厂协调 常规电源网厂协调试验系列标准 已有 部分已有,部新能源发电接入电网系列技术规定 2014 分在制定 部分在制定，新能源发电并网特性测试系列标准 2014 部分待制定 新能源发新能源发电并网运行控制系列标准 待制定 2014 电并网 新能源发电监控系统系列功能规范 待制定 2014 新能源发电监控设备系列标准 待制定 2014 大容量储大容量储能系统接入电力系统技术规定 待制定 2013 能系统并 52 计划完成 标准名称 制定状态 时间(年)网 大容量储能系统并网特性测试系列标准 待制定 2014 大容量储能系统并网运行控制系列标准 待制定 2013 大容量储能系统监控系统系列功能规范 待制定 2013 大容量储能系统监控设备系列标准 待制定 2013 图4-1 发电专业标准制定技术路线图 53 关键设备（系统） 发电环节关键设备包括常规机组快速调节和深度调峰、清洁能源有序并网发电、大容量化学电池储能等方面的设备。目前，我国常规发电网厂协调设备智能化程度不高，风电、光伏发电等间歇性电源功率预测系统还是空白，大规模风电、光伏发电的运行特性不满足并网要求，大容量储能设备研究刚刚起步。 （1）常规发电关键设备 常规发电方面关键设备包括发电厂快速并入高压网装置、梯级水电站群经济运行优化调度控制平台、水电机组设备状态监测与故障分析系统、次同步振荡抑制装置等设备和系统，提高机、网保护协调整定水平，提高电力系统安全稳定水平，减小大停电事故发生。 发电厂快速并入高压网装置、梯级水电站群经济运行优化调度控制平台、水电机组设备状态监测与故障分析系统在第一阶段（2009-2010年）投入研究，在第二阶段（2011-2015年）完成研制工作。次同步振荡抑制装置在第二阶段（2011-2015年）投入研制并完成。 （2）大规模可再生能源关键设备 大规模清洁能源方面的关键设备包括大规模间歇性电源接入的有功/无功功率控制系统、风光储联合电站一体化智能监控系统、兆瓦级光伏并网逆变器、间歇性电源发电功率预测与协调控制系统、风电场/风电机组故障穿越控制装置、风电机组控制系统并网符合性 54 检测平台、大规模间歇性电源接入网厂协调控制系统、兆瓦级垂直轴风力发电机组控制系统等设备和系统。 大规模间歇性电源接入的有功/无功功率控制系统、风光储联合电站一体化智能监控系统、兆瓦级光伏并网逆变器、间歇性电源发电功率预测与协调控制系统以及大规模间歇性电源接入网厂协调控制系统在第一阶段（2009-2010年）投入研究，在第二阶段（2011-2015年）完成研制工作。 风电场/风电机组故障穿越控制装置、风电机组控制系统并网符合性检测平台以及兆瓦级垂直轴风力发电机组控制系统在第二阶段（2011-2015年）投入研制并完成。 （3）大规模储能关键设备 大规模储能方面的关键设备包括大型抽水蓄能电站智能调度运行控制系统、大容量化学电池模块化集成系统、大容量化学电池储能装置综合能量管理系统、集成储能的间歇性能源功率平滑调节装置、大容量化学电池储能系统能量转换装置和管理系统等。 大型抽水蓄能电站智能调度运行控制系统、大容量化学电池模块化集成系统、大容量化学电池储能装置综合能量管理系统、大容量化学电池储能系统能量转换装置和管理系统在第一阶段（2009-2010年）投入研究，在第二阶段（2011-2015年）完成研制工作。集成储能的间歇性能源功率平滑调节装置在第二阶段 55 （2011-2015年）投入研制并完成。 图4-2 发电环节关键设备研制计划图 56 重点项目 常规电源网厂协调关键技术应用 随着电力工业快速发展，大机组不断增多，电网规模不断扩大，电网运行特性日益复杂，对机组与电网之间协调配合的要求也越来越高，及时准确地获取发电机组详细模型和实测参数已成为建设坚强智能电网的重要基础工程。我国现有电源以火电为主，电网调节手段和调峰能力不足，因此，开展常规电源网厂协调工作，促进网厂协调运行，对于提高大电网安全稳定水平，降低大停电事故风险有重要意义。 火电机组运行控制特性以及机组控制保护系统与电网安全稳定控制系统之间的协调配合问题是网厂协调方面的研究重点。网厂协调技术主要包括：电厂发电机/励磁系统/调速系统/涉网保护和控制系统相关参数的统一管理和实测建模；涉网数据分析、动态模型校核和统一转换；一次调频、AGC、AVC的管理、评估与协调控制技术；发电厂特殊保护与控制的协调；广域PSS协调控制技术；各类机组接入电网的协调控制技术；大机组涉网参数在线管理；提高发电机组功率因数、进相运行能力、黑启动能力的研究。 第一阶段（2009～2010年） （1）深入开展机组励磁、电力系统稳定器（PSS）、调速系统等参数实测工作。以接入华北、华东500kV电网的部分机组为网厂 57 协调试点对象，包括京津唐大唐托克托电厂八台600MW机组（＃1～8机）、山西大唐塔山电厂两台600MW机组（＃1、2机）、上海华能石洞口二厂两台600MW机组（＃1、2机）以及浙江华能玉环电厂四台1000MW机组（＃1～4机），合计11200MW（其中华北电网6000MW、华东电网5200MW）。围绕以上试点，开展以PSS参数配置为重点的机网协调参数适应性研究，推动机组涉网参数在线管理工作，制定调速系统参数实测与建模、PSS、一次调频等标准。 （2）研究提高AGC优化控制策略；完善电力系统稳定计算的数学模型及参数；深入开展发变组涉网保护与电网保护的协调整定研究，提高机、网保护协调整定水平；开展多种抑制次同步谐振/振荡技术的研究与应用。 （3）研究实际系统中核电机组的发电机、励磁系统、调速系统、锅炉、反应堆的仿真模型。 第二阶段（2011～2015年） （1）100%完成涉网机组励磁、调速的参数实测，优化配置电力系统稳定器（PSS）；在2012年前，建立初步覆盖国网、网、省三级电网的大机组涉网在线监视、控制和性能评估系统，初步实现网厂协调有功、无功优化控制；在2015年前，初步建立大规模集中接入的可再生能源发电网厂协调控制系统，提升网厂协调智能化水 58 平；推广常规机组快速调节和深度调峰等灵活运行技术；大型发电机组励磁调速等控制系统和保护系统达到国际领先水平，并推广应用；在区域电网有需求和机组条件具备时，机组能够在电网故障的情况下不停机，并立即转为带厂用电的孤岛运行方式（FCB功能）。 （2）完成涉网机组励磁（含PSS）与调速系统的协调控制优化理论、模型及控制策略方案研究；完成AGC和AVC综合协调优化控制理论、模型、算法及控制策略方案研究；在保证设备安全前提下，提高发电机组在电网异常时对电网频率、电压的支撑能力；深入开展机组深度调峰能力研究，如北方供热机组深度调峰关键技术研究，扩大机组AGC出力调整范围和升降负荷速率，完成抑制次同步谐振技术的重点应用。 （3）在电力系统分析软件中实现核电机组各个环节的仿真模型；研究核电机组控制系统参数实测方法，并对核电厂进行参数实测；研究核电机组参与系统调频的控制规律和仿真模型。 第三阶段（2016～2020年） 进一步完善AGC优化控制策略；常规机组快速调节和深度调峰等灵活运行技术得到广泛应用，运行灵活性显著提升，次同步谐振抑制技术得到推广应用，电力系统安全稳定水平得到进一步提升；进一步完善和提高发电机控制系统、保护系统与电网之间的协调性，促进网厂协调与智能电网同步发展；进行核电机组仿真工具的实用 59 化研究，进行核电机组参与系统调频的实用化研究，并推广应用；在600MW及以上机组全面完成，在300MW机组基本实现电网安全约束下网损及全网总煤耗最小为目标的节能发电调度方式，同时考虑机组污染物排放水平。 清洁能源发电的并网、运行控制 风能、太阳能等清洁能源具有很大的间歇性和不确定性，大规模风电和太阳能发电的并网会影响电网的安全性和可靠性，并对电网的经济运行带来困难。通过开展风电机组、风电场以及太阳能电站并网检测工作，测量风电场和太阳能电站对电网的影响，为评价风电机组、风电场和太阳能电站的性能提供技术依据，为风电和太阳能发电并网标准规定的执行提供技术手段。通过对风电和太阳能发电功率预测，电网调度部门可以合理安排发电计划，提高电网运行的经济性和可靠性。 第一阶段（2009～2010年） （1）按照电网运行分析计算的需要，对不同类型风电机组和风电场建模的机理、方法和实践进行研究，建立计算分析用相关模型，建立风电机组和风电场的基础数据库； 结合智能电网调度支持系统的建设，实现吉林、江苏、西北、东北、宁夏、辽宁、黑龙江、新疆等网省公司调度端日前风电功率预测功能，部分有条件的地区实现0h～4h超短期预测，预测均方根误差控制在15%以内。 60 在西北电网公司和吉林公司开展大规模风电运行控制应用试点工程。西北公司侧重开展风电场运行状态监视系统、电网调度技术支持系统的风电场运行控制模块、基于风电功率预测的风电调度优化计划模块的工程建设。吉林公司侧重开展基于测风信息、数值气象信息等的年度、月度、日前、实时风电功率预测以及风电优化调度计划模块的工程建设。 在甘肃酒泉风电基地建设具有自主产权的集测风网络、风电监测、风电功率预测及控制为一体风电自动化试点工程。 （2）开展风电场智能化控制技术应用研究，使风电场具备有功、无功调节能力，以及电网调压、调频及调峰的能力，提高风电场与电网的互动化水平，保障电网安全稳定运行。 根据各地电网具体情况，研究风电对电网的影响。甘肃针对河西地区电铁和风电场距离较近，完成大规模风电与高速重载电铁相互影响研究。 研究大型光伏发电系统高性能变流技术、储能技术、综合智能监控技术、集成技术等应用，深入分析大规模光伏发电接入对电网的有功、无功、电压、系统稳定、电能质量、调峰、调频等影响；结合上海世博园和张北风光储输示范工程，开展光伏发电功率预测研究与开发。 第二阶段（2011～2015年） 61 （1）开展风电模型标准化研究及参数实测工作，制定相关技术规范；在装机容量3万kW及以上的风电场建立风电功率预测和运行监控系统，与调度技术支持系统实现互联；实现各主要风电区域的日前预测和超短期预测，同时实现风电场端风电功率预测功能，预测均方根误差控制在10%；研究风力发电的变流器、变桨控制、主控及风电场综合监控技术、低电压穿越技术的应用；研究开发风电调度管理系统，推广应用风电运行控制系统，在线优化风电调度，降低电网运行成本，增加风电利用小时数，提高电网安全水平；应用超短期预测结果，结合电网的AGC系统，合理控制和调节常规电厂和风电场的出力，解决大规模清洁能源接入电网安全性问题，实现电网对满足并网标准的清洁能源发电的消纳；开发出具有自主知识产权的风电运行、控制、保护系统并进行产业化推广应用。 （2）开展大规模太阳能发电接入电网的影响及应对措施研究；开展光伏发电模型标准化研究及参数实测工作，制定相关技术标准；在青海、宁夏等光伏发电较快的地区开展光伏发电功率预测示范应用。 （3）积极推进“三北”地区（东北、西北、华北）、东南沿海及附近岛屿的风电开发，以及西藏、青海、新疆、甘肃、内蒙古等西部和北部地区太阳能资源的开发，推广采用风火、风水等不同电源组合汇集的打捆输送方式，实现能源间的互补均衡，提升清洁能 62 源的可用性。 第三阶段（2016～2020年） 全面推广风电、光伏发电标准化模型，并跟踪发电技术的进步，不断丰富、完善模型库；使用风电场实时监测数据，完善风电功率预测系统，预测均方根误差控制在6%以内；所有并网风电场全部实现风电功率自动预测；在光伏发电较集中的西北等地区实现光伏发电功率预测；完善风电和太阳能发电控制技术。 国家风电和太阳能发电研究检测中心 （1）国家风电研究检测中心将建成“两室一中心一基地”，即建立风电仿真研究室、风电预测和调度研究室、风电检测中心和风电试验基地。该中心具有风电仿真研究、风能资源数值模拟分析、风电功率预测和风电调度控制研究的风电技术研究平台；建立满足风电机组认证和风电并网检测要求的检测机构；建设世界领先的风电试验基地，具有常规风电场无法进行的风电机组电压频率适应性检测、风电机组抗干扰能力检测、风电机组模型参数检测和验证、风电机组关键电气零部件检测等功能。国家风电研究检测中心计划2010年6月交付使用。 （2）国家太阳能发电研究检测中心包括太阳能发电系统并网技术研究室、太阳能发电设备关键技术研究室、太阳能发电检验测试技术及标准研究室、光伏发电技术实验室、光伏发电系统产品检测 63 认证中心和光伏发电系统并网许可认证中心。该中心将建成完善的太阳能发电接入电网基础研究能力；建成完善的光伏系统并网试验检测环境，包括防孤岛、低电压耐受性能等逆变器并网性能检测能力以及光伏逆变器通用技术条件检测能力；建成光伏电站进行现场检测的移动检测能力，包括对具备BIPV光伏电站并网性能全系列检测能力以及对大规模光伏电站并网关键性能指标检测能力。国家太阳能发电研究检测中心计划2010年6月交付使用。 风光储输示范工程 在我国风能资源和光能资源丰富的河北张家口地区，建设集成风电、光伏发电、储能和输电先进技术的风光储输示范工程，依据清洁能源并网相关技术标准和制度，实现风电单独、光伏发电单独、风电+储能、光伏发电+储能、风+光+储联合送出多种组态的运行方式的友好并网，实现准确功率预测、智能调度控制功能，为下一阶段清洁能源大规模并网运行提供技术保障和工程示范。 风光储输示范项目总规模为：风电300～500MW，光伏发电100MW，储能70～110MW。其中一期工程包括：风电100MW，光伏发电50MW，储能20MW，全部采用国产化设备。张北风光储输示范工程一期将于2010年进入施工阶段，2011年6月进入示范运行阶段，开展后评价、总结经验。 64 大容量储能设备和技术的研发和应用 随着风电、太阳能发电等间歇性、不确定性可再生能源发电装机比例的提高，将给电网的安全稳定运行造成越来越大的影响。一方面，有功、无功出力变化对电网而言是一个扰动；另一方面，有功出力的大幅频繁波动也会对电网的调频调峰能力提出更高的要求。为风电场和太阳能电站配套大规模储能设施，可以在一定程度上缓解上述问题。 第一阶段（2009～2010年） （1）掌握主要储能方式包括化学电池模块化集成系统、大容量化学电池储能系统能量转换设备、大容量高温超导储能设备、大容量飞轮储能设备等原理及应用方式和范围；制定储能设备的运行标准，明确电网与电源在储能设备建设和运行中的分工与职责；研究储能设备在电网中的布局。完成钠硫电池、液流电池、锂离子电池储能系统关键技术的研究，完成兆瓦级钠硫和液流储能技术在电网削峰填谷、间歇性能源柔性接入电网以及100kW级锂离子电池储能技术在电动汽车和分散式储能装置中的试点应用。 上海市电力公司与中国科学院上海硅酸盐研究所联合开展大容量钠硫单体储能电池的合作攻关，推动钠硫储能电池的产业化。 在2010年上海世博会期间，公司将在上海展示漕溪能源转换综合展示基地100kW钠硫、磷酸铁锂和镍氢电池储能设备以及崇明前 65 卫村清洁能源储能试验园区10kW液流电池储能设备的实际应用，实现对两地储能系统的远方监视与控制。 对国内两家锂电池产品进行测试，尝试利用较为经济的锂电池组成大规模储能系统的可能性，开发大容量储能能量转换系统。 公司与GE签订了开展战略合作的谅解备忘录，储能技术的联合开发是4个近期重点合作项目之一，中国电科院负责大容量储能能量转换系统的开发，GE负责氯化镍电池研制。 （2）结合国内核电、风电、水电的大发展，“三华”特高压交流同步电网的建设，以及我国水资源分布状况，科学合理的规划抽水蓄能电站发展；开发出具有自主知识产权的抽蓄关键技术，满足大电网需求的大型抽水蓄能电站成套主设备并投入示范应用，提高蓄能机组的负荷调节速度、无功调压性能、抑制电网低频振荡能力等。 第二阶段（2011～2015年） （1）开展储能设备与清洁能源发电协调运行的关键技术研究，初步实现储能技术在智能电网中的应用基础；研究大容量储能设备与间歇性电源尤其是风电的协调配合原则；完成10兆瓦级储能装置在电力调峰和清洁能源大规模接入中的研究和试验示范应用。 在中新天津生态城建设可统一控制的总容量为20MW的储能设备。 66 （2）开展抽水蓄能电站调度运行控制一体化、智能化成套主设备的推广应用；建立科学、合理、实用、适用的抽水蓄能电站设备综合评估体系和管理体系。 第三阶段（2016～2020年） （1）完善10兆瓦级以上储能设备的应用，在全面建设的基础上，评估建设效果；制定大容量储能设备与风电配备原则，重点在东北、西北、华北等风电场推广应用大容量储能设备。 进一步扩建中新天津生态城储能设备的规模，建设总容量30MW的清洁能源发电配套储能设施。 （2）加强抽水蓄能电站调度运行控制智能化、实用化技术研究，通过抽水蓄能电站规划、设计、建设、运维、技改水平的综合提升，全面、协调、可持续地支撑智能电网的发展。 67 表4-2 发电环节重点项目及分阶段实施计划 重点工程重点工程名第一阶段 第二阶段 第三阶段 领域 称 完成100MW以100%完成励磁上火电和50MW和调速系统实以上水电的励磁测，实现对主力进行核电机组仿系统实测；围绕常规电厂的大真工具的实用化试点，开展以机型机组主要设研究，进行核电参数实测 网协调参数适应常规电源备工况在线监机组参与系统调性研究，推动机网厂协调 测；在仿真软件频的实用化研组涉网参数在线中实现核电机究，并推广应用 管理工作；研究组各个环节的实际系统中核电仿真模型 机组的仿真模型研究AGC优化扩大机组AGC进一步完善AGCAGC策略 控制策略 出力调整范围 优化控制策略 开发应用风电高性能变流器、变桨系统、主控系统、综合监控开展风电场智能系统、风电接入化控制技术应用电网稳定分析研究，使风电场控制系统；把风具备有功、无功电的接入、运行调节能力，以及与控制技术应电网调压、调频用在大型风电清洁能源风电的接入、及调峰的能力，场和新建风电完善风电控制技并网 运行与控制 提高风电场与电场以及省级调术 网的互动化水度；积极推进平；在西北电网“三北”地区公司和吉林电网（东北、西北、公司开展大规模华北）、东南沿风电运行控制应海及附近岛屿用试点工程 的风电开发，推广采用风火、风水等不同电源组合汇集的打捆输送方式 风电机组和建设国家风电研开展风电模型全面推广风电标风电场建模究检测中心；针标准化研究及准化模型；风电 68 重点工程重点工程名第一阶段 第二阶段 第三阶段 领域 称 和风电功率对大规模风场建参数实测工作；功率预测系统应预测系统研立风电机组和风风电功率预测用在所有风电场 发 场的模型和参数系统应用在装数据库；研究开机容量3万kW发风电功率预测及以上的风电系统；在甘肃酒场 泉风电基地建设建设超短期功率预测系统建设试点工程。 建设国家太阳能研究大规模太发电研究检测中阳能发电接入心，研究各类太电网的影响及阳能电站建模；应对措施；开展研究大型光伏发光伏发电模型电系统高性能变标准化研究及完善太阳能发电光伏发电的流技术、储能技参数实测工作，控制技术；推广建模、接入和术、综合智能监制定相关技术应用光伏发电预运行 控技术、集成技标准；在青海、测系统 术等应用，深入宁夏等光伏发分析大规模光伏电较快的地区发电接入对电网开展光伏发电的影响；开展光功率预测示范伏发电功率预测应用 研究与开发 风光储输张北风光储风电100MW，光联合示范输联合示范伏50MW，储能 工程 工程 20MW 大容量储能设备和技术的研 上海世博园和中研究储能设备完善10MW 及发和应用 新天津生态城开与清洁能源发以上储能设备的展试点；掌握主电协调运行的应用，评估建设要储能方式的原关键技术； 研效果；制定大容理及应用方式和究大容量储能量储能设备与风范围；制定储能设备与间歇性、电配备原则，重设备的运行标不确定性电源点在东北、西北、准；研究储能设尤其是风电的华北等风电场推 69备在电网中的布协调配合原则；广应用大容量储局；完成100kW完成10兆瓦级能设备 级钠硫电池、锂储能装置在电 重点工程重点工程名第一阶段 第二阶段 第三阶段 领域 称 离子电池、镍氢力调峰和清洁电池和10kW液能源大规模接流电池储能设备入中的研究和的研制和示范应试验示范应用。用 加强抽水蓄能科学合理规划抽电站调度运行加强抽水蓄能电水蓄能电站发控制技术研究；站调度运行控制抽水蓄能 展，开发出具有建立抽水蓄能智能化、实用化自主知识产权的电站设备综合技术研究 抽蓄关键技术 评估体系和管理体系。 70 输电环节 输电环节智能化有助于充分利用现有电网资源，大幅度提高输电线路输送能力，降低输电成本；优化输电网络运行条件，充分发挥现有输电线路的效率；提高电力系统稳定水平，促进智能电网的发展和互联；实现状态评估、故障诊断、状态检修和风险预警，实现对线路运行状态的可控、能控和在控。 输电线路是电力输送的物理通道，同时也是电力通讯保障的重要载体。输电环节智能化体现在FACTS技术的应用、输电线路运行状态监测、输电线路智能化巡检、输电线路运维管理集约化等方面。以通信、信息与控制技术为支撑，以卫星定位、智能监测与先进巡检技术为手段，实现输电线路信息化、自动化的自主创新；开展分析评估诊断与决策技术研究，实现输电线路状态评估的智能化；加强输电线路状态检修、全寿命周期管理和智能防灾技术研究应用，实现输电线路智能化技术的高级应用。 规划目标和发展路线 总体发展目标 在以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网的基础上，集成应用新技术、新材料、新工艺，实现勘测数字化、设计模块化、运行状态化、信息标准化和应用网络化。全面实施输电线路状态检修和全寿命周期管理；建设输电设备状态监测系统，实 71 现对特高压线路、直流工程、三峡输变电工程等跨区电网以及重要输电走廊、大跨越、灾害多发区的环境参数和运行状态参数的集中实时监测和灾害预警；广泛采用柔性交流输电技术，提高线路输送能力和电压、潮流控制的灵活性，技术和装备全面达到国际领先水平。 第一阶段（2009～2010年） 在充分研究我国国情和发展阶段的基础上，形成顶层设计，编制我国坚强智能电网输电环节的整体规划，建立输电环节相关标准体系。 在加强输电线路建设的同时，开展关键性、基础性、共用性技术研究，并依托工程建设，开展相应试点工作。 到2010年，初步建成总部和部分网省公司输电设备状态监测系统，具备雷电监测、污区监测、通道气象环境监测、特高压线路和大跨越状态监测、覆冰观测等主要功能。 输电环节关键技术试点工作全面启动，开展柔性输电技术研究，开展直升机/无人机智能巡检，特高压直流输电核心技术及装备制造达到国际领先水平。 第二阶段（2011～2015年） 在全面总结试点经验的基础上，完善建设和运维标准，规范建设和运维要求；跟踪发展需要、技术进步并进行建设评估，滚动修 72 订发展规划，坚强智能电网输电环节建设全面铺开。 到2015年，坚强智能输电网基本建成，全面建成覆盖全网范围的总部和各网省公司输电设备状态监测系统。 柔性输电技术全面推广应用，关键技术和装备达到国际领先水平；特高压串联补偿器和静止同步串联补偿器（SSSC）关键技术实现示范应用；具有完全自主知识产权的特高压直流输电设备实现推广应用。 推广直升机/无人机智能巡检，全面实施线路状态检修和全寿命周期管理。 形成坚强智能电网输电环节的技术标准与管理规范。 第三阶段（2016～2020年） 在全面建设的基础上，评估建设绩效，结合应用需求和技术进步，进一步完善和提升我国坚强智能电网输电环节的综合水平，引领国际智能电网的输电技术发展。 特高压及FACTS技术和装备全面达到国际领先水平；统一潮流控制器（UPFC）关键技术实现示范应用。 发展路线： （1）研究应用FACTS技术，提高线路输电能力和控制灵活性。FACTS技术在传统交流输电系统的基础上，应用电力电子技术的最新成就以及现代控制技术，实现对交流输电系统参数以及网络结构 73 的灵活快速控制，具有响应速度快、无机械运行部件等优点，可以充分利用现有电网资源，大幅度提高输电线路输送能力，改善输电网运行条件，提高电力系统稳定水平，降低输电成本，促进输电网的发展和互联。 （2）通过线路巡检、在线监测和试验手段，进行线路状态评价、风险评估、故障诊断，实现线路运行状态的可控、能控和在控，提高输电网安全稳定运行水平。 （3）研究制定技术标准和管理规范。制定输电线路状态监测的技术规范、雷电监测系统技术条件，探索相关技术应用和管理模式的适用性。 （4）关键技术研究方面，重点开展输电线路智能监测装置和智能巡检技术研究，智能评估诊断与状态检修技术研究，智能防灾与仿真技术研究，标准化与全寿命周期管理技术研究，柔性输电关键技术研究。 技术标准 输电环节的技术标准主要包括电气一次设备、输电设备的可靠性管理、输电设备的监测等方面，涉及到输电电气一次设备本身的通用要求及其相关的测试、试验、监测、故障诊断、故障预测、安全管理、可靠性管理、风险管理等内容。 有关输电设备的在线监测、状态检修、故障预测等方面的通用技术要求和规程规范仍然不完善，亟需补充制定。有关输电设备的 74 可靠性管理、风险管理等方面的标准需要进一步增补和修订，以满足智能电网对输电设备互操作性、开放性和信息共享的要求，达到降低电网运行维护费用、增加电力系统的运行可靠性、优化输电设备的运行状态的目的。 表4-3 输电环节技术标准制定规划 制定状态 计划完成 标准名称 时间 待制定 2010柔性直流输电技术系列导则待制定 2013 柔性直流输电建设系列标准柔性直流输电柔性直流输电运行控制系列技术待制定 2014 标准 部分已有，部分在制定，2014 部分待制定 柔性直流输电设备系列标准待制定 2010 柔性交流输电技术系列导则待制定 2013 柔性交流输电柔性交流输电建设系列标准技术 柔性交流输电运行控制系列待制定 2014 标准 部分已有，部分在制定，2014 柔性交流输电设备系列标准部分待制定 待制定 2011 线路状态与运行环境监测系统建设系列标准 线路状态与运待制定 2013 线路状态与运行环境监测系行环境监测 统运行管理系列标准 在制定 2011 线路状态与运行环境监测设备系列标准 75 图4-3 输电专业标准制定技术路线图 关键设备（系统） 输电线路是电力输送的物理通道，是坚强智能电网的基本保证和重要组成部分，需要采用智能化手段，保障输电线路的坚强性、安全性、可靠性和环境友好性。同时，为满足坚强智能电网运行管理要求，必须实现输电线路全寿命周期管理和高效、低成本运行。 目前国内已投运多种输电线路监测装置及监测系统，但装置的 76 统一性、系统功能、信息共享程度尚需提高；FACTS装置无论电压等级还是通断容量均与国外先进水平基本保持同步；柔性直流关键设备研究尚处于起步阶段。 为保障智能电网建设，尤其是保证输电线路状态监测系统试点工程顺利实施，输电环节必须加快研制和完善输电线路状态监测系统相关设备和柔性交流、直流输电等方面的关键装备。 输电环节关键设备包括“输电线路状态监测装置”、“输电线路状态监测系统”、“柔性交流输电”、“柔性直流输电”、“高压直流输电”五个方面。 （1）输电线路状态监测装置关键设备 包括输电线路运行状态集成监测装置、输电线路气象在线监测装置、输电线路视频/图像监控装置、输电线路杆塔集成监测装置、输电线路电磁环境智能监测系统、电缆状态监测装置等关键设备。 （2）输电线路状态监测系统关键设备 输电线路状态监测系统对重要输电线路、灾害多发区的环境参数和运行状态进行集中监测，实现重要输电线路的安全预警。输电线路状态监测系统关键设备主要包括输电线路状态监测、故障诊断、在线预警、辅助决策、状态检修、仿真培训、与国家电网生产管理系统（PMS）及雷电定位系统信息集成、输电线路运行状态可视化展示等。 77 （3）柔性交流输电关键设备 柔性交流输电可以显著提高输电网的暂态和动态性能，有利于实现动态电压支撑、解决电网的电压稳定问题；提高大规模清洁能源接纳能力；提高电网输送能力，改善功率振荡阻尼，实现电网潮流优化控制；解决电网互联所可能带来的短路电流超标问题，提高电网安全运行水平。柔性交流输电关键设备主要包括静止无功补偿器、静止同步补偿器、可控并联电抗器、串补/可控串补、静止同步串联补偿器、统一潮流控制器和故障电流限制器等。 （4）柔性直流输电关键设备 柔性直流输电技术关键设备主要包括柔性直流输电换流阀、柔性直流输电换流站、柔性直流输电用电缆、多端柔性直流输电网控制系统。许多核心技术我国尚未掌握。此外，近年来挤压聚乙烯电缆已经应用于国外的柔性直流输电工程，具有明显的技术优势，我国也必须掌握其制造技术。 （5）高压直流输电关键设备 高压直流输电换流阀是直流装备中最为复杂的设备之一，其核心技术长期为国外公司垄断，已经成为制约我国直流输电产业发展的技术瓶颈之一。高压直流输电关键设备主要包括高压直流输电换流阀、直流场关键设备（直流调压器、直流断路器、光电式电流互感器等）等。 78 图4-4 输电环节关键设备研制计划图 79 重点项目 FACTS技术应用 开展特高压可控电抗器等关键技术研发并示范应用。完成750/1000kV串补、750kV/1000kV可控电抗器（CSR）、500kV电网短路电流限制器（FCL）、移动式百兆乏级静止同步补偿器（STATCOM）研究和工程示范。推广应用串补、静止无功补偿器（SVC）等先进适用输电技术。建成适应智能化FACTS设备通用控制保护平台，并应用于示范工程。完成特高压串联补偿器统一潮流控制器（UPFC）的关键技术开发和示范应用。 第一阶段（2009～2010年） 开展智能化柔性输电的智能调度、智能运行、关键设备的智能监测和控制等的基础理论研究，依托有代表性的工程，开展研究和应用验证。 在宁夏吉宏变扩建工程、四川龙泉500kV变电站、石门220kV变电站等工程应用静止无功补偿器；在浙江500kV双龙变直流融冰兼动态补偿系统中采用可控整流器型静止无功补偿器，实现动态无功补偿兼直流融冰功能；在东北阿拉坦～科尔沁～沙岭等工程中应用串补技术。 第二阶段（2011～2015年） 推广实施静止无功补偿器(SVC)、静止同步补偿器(STATCOM)、 80 可控串补（TCSC）应用，特高压串联补偿器和静止同步串联补偿器（SSSC）关键技术实现示范应用。 结合风电场、电铁以及大型高耗能用户供电工程的建设实施，在送电通道重要的枢纽变电站、电压薄弱节点、振荡中心、大容量风电场汇集接入点应用静止无功补偿器等补偿设备，提高受端电网的电压调控水平和电压稳定性。在四川德阳II500kV变电站、山西220kV运城金鑫变电站、河北沧州渤海新区临港工业区内的渤海220kV站、保定白石山220kV变电站、邢台特高压或周边500kV站等工程推广应用静止无功补偿器和静止无功发生器（SVG）技术，在上海、苏南和浙江负荷中心推广应用静止无功补偿器动态无功补偿装置。 在长距离、大容量输电线路中采用串补和可控串补技术，提高线路输送能力、增强系统稳定性、改善电力系统的运行电压及无功平衡条件，实现对线路潮流分布的灵活调节、抑制阻尼功率摇摆和低频振荡、降低次同步谐振的风险。在四川的锦屏二级～南天线路、西昌～沐川线路、四川大杠～蜀州线路，东北电网的青山～巴林、通榆～梨树、巴林～阜新、科尔沁～新民、向阳～长春南等输电线路加装串补。 在特高压重要变电站加装可控高抗装置（CSR），灵活调节输出的无功容量，实现降低网损、提升线路输送能力、抑制工频过电压 81 和潜供电流、提高系统稳定性等功能。在河北冀南特高压站、甘肃的安西～酒泉～金昌～永登750kV双回线路、750kV安西变、山西长治500kV久安变电站等工程加装可控高抗。 第三阶段（2016～2020年） 结合电网实际情况，推广实施静止无功补偿器(SVC)、静止同步补偿器(STATCOM)、可控串补（TCSC）应用，统一潮流控制器（UPFC）关键技术实现示范应用。 柔性直流输电 第一阶段（2009～2010年） 开展柔性直流输电关键技术研究。在上海公司开展柔性直流输电示范工程建设。建设两侧±30kV南汇风电场换流站和书柔换流站，敷设电缆、架空混合线路的输电通道，并进行两侧交流系统相关调整和改造。依托示范工程建设，研究柔性直流输电关键技术，研制柔性直流输电关键设备。开展百兆瓦级柔性直流输电系统及其核心设备的关键技术研究；开展大功率IGBT关键技术科技攻关，掌握各项重要制造工艺。 第二阶段（2011～2015年） 基于IGBT串联技术和模块化多电平换流器两条技术路线，开展适用于电力系统的大功率变流器技术的研发；研制百兆瓦级柔性直流输电换流阀样机；开展柔性直流输电换流阀成套设计技术及关 82 键设备研制，完成可关断器件试验能力建设；完成国内首个±300kV/550MW柔性直流输电科技示范工程。 在总结试点工程经验的基础上，在海上、陆上风电送出项目推广应用柔性直流输电技术。 第三阶段（2016～2020年） 柔性直流输电技术在海上、陆上风电送出等项目得到广泛推广应用，关键技术装备达到国际领先水平。 输电线路智能化巡检 在输电线路实时数据监测的基础上，开展直升机智能巡检、无人机巡检、智能机器人巡检等技术的研究和应用，探索应用现代通讯新技术和交互式、可视化巡检设备开展智能化巡检。实现巡检设备自动定位、跟踪、巡检全过程数字化记录、在线智能诊断缺陷等功能，达到线路巡检技术的智能化，提高巡检质量和效率。解决偏远山区及超高杆塔巡视盲点问题和巡检信息的三维化畅通问题。形成面向智能电网的巡检技术、项目和技术规范体系。 第一阶段（2009～2010年） 开展智能巡检技术研究，研究线路先进高效的智能巡检关键技术，依托试点工程，开展直升机巡检、无人机巡检、三维巡检、智能机器人应用研究，开发线路先进巡线系统并进行试点应用。 （1）开展输电线路智能巡检技术研究。应用目前最新的计算机 83 技术和无线传输技术，结合最先进的计算机移动智能终端，对输电线路智能巡检技术的可行性进行探讨，结合PMS系统，开发输电线路智能巡视系统平台。该平台用于线路勘测、线路对地安全距离的监测，达到选线、建立线路微机台帐和防止树枝碰线等目的；对线路故障进行大范围的快速检查和局部的细致性检查，迅速确定故障点位置、故障性质及严重程度，为事故抢修、抢险的组织及指挥提供可靠的决策依据。 （2）输电线路直升机智能巡检试点工程 在华北、浙江公司开展直升机智能巡检工程试点。以浙江公司直升机智能巡检科研成果为基础，开发小型化、通用化机载智能巡检系统，用机载智能巡检系统替代人工操作，高压输电线路进行直升机智能巡检工程应用。 研究先进高效的输电线路智能巡检关键技术，开发智能线路巡线系统，采用先进的输电线路巡检技术手段，提升直升机巡线的自动化程度及安全性、经济性和智能化水平，提高巡线效率。通过试点工程应用，为更大范围的推广直升机智能巡线积累经验。预计2011年完成工程试点。 （3）输电线路无人机智能巡检试点工程 在山东、辽宁公司开展无人机智能巡检工程试点。以山东、辽宁公司无人机巡线技术研究科研成果为基础，选择无人机平台，进 84 行导航技术研究、通讯系统设计，进行线路巡检实时数据分析诊断系统的设计与开发，建立无人机巡线专用的技术标准和管理指南，在500kV高压输电线路进行无人机智能巡检工程应用。 研究先进高效的输电线路智能巡检关键技术，开发智能线路巡线系统，提升无人机巡线的自动化程度及安全性、经济性和智能化水平，降低巡线成本。通过试点工程应用，为更大范围的推广无人机智能巡线积累经验。预计2011年完成工程试点。 第二阶段（2011～2015年） （1）开展输电线路直升机巡检的工程应用，对特高压线路、跨区长距离输电线路及人工巡检较困难的地区实现直升机或无人机智能巡检。实现直升机巡视和检测、带电检修、施工和事故抢修，提高线路巡检效率和质量，降低线路运行维护成本。 （2）研究输电线路缺陷自动定位技术和记录等智能巡检技术。 （3）完成220kV及以上电压等级输电线路智能巡视基础数据的采集工作。 第三阶段（2016～2020年） 根据前两个阶段的经验积累，进一步完善智能巡检设备和技术水平。 （1）全面实现直升机巡检、可视监控系统的产业化、实用化。实现重点地段、重点杆塔、不易到达的杆塔实现全天侯可视监控。 85 应用直升机机载仪器设备，如自动测距仪、导线断股检测仪、污秽度测量仪等智能巡检仪器设备；应用输电线路缺陷自动定位技术和记录等智能巡检技术。 （2）进一步完善直升机巡检系统的研究与应用，针对不同电压等级、设备本体和地理环境，设计和投入使用直升机进行输电线路巡检。 （3）实现输电线路巡检装置与输电线路生产管理和状态检修辅助决策系统的结合，根据实验数据、设备参数实现输电线路的信息化管理。 输电线路状态评估和状态检修 第一阶段（2009～2010年） 研究对输电线路杆塔结构、导地线、绝缘子、金具、基础等部件和通道环境的安全评估技术，在此基础上，开展输电线路系统的安全风险评价、可靠性评估、寿命预测和经济性评价等全面智能评估。初步实现输电线路系统的安全风险评价、可靠性评估、寿命预测和经济性评价。 第二阶段（2011～2015年） 全面实施状态检修。在输电线路状态评估的基础上，研究与状态检修密切相关、能直接提高状态检修工作质量的理论与技术，包括设备寿命管理与预测技术、设备可靠性分析技术、设备故障诊断 86 技术和信息管理与决策技术等，开发输电线路状态评估、状态检修所需的参数库。完善输电线路系统的安全风险评价、可靠性评估、寿命预测和经济性评价等智能评估。在输电线路状态评估的基础上，完成状态检修的关键技术研究。 第三阶段（2016～2020年） 在输电线路状态评估、状态检修及全寿命周期管理系统工程基础上，进一步完善及扩充输电线路全寿命周期管理系统的功能。 表4-4 输电环节重点项目及分阶段实施计划 重点项目 第一阶段 第二阶段 第三阶段 无功补偿、可控高无功补偿、串补、抗、特高压串联补可控高抗应用、统FACTS技术应用 无功补偿、串补应用偿器和静止同步一潮流控制器示串联补偿器示范范应用 应用 完成国内首个±开展关键技术研究；300kV/500MW科推广应用，形成规柔性直流输电 开展上海南汇示范工技示范工程；在海模化产业 程建设 上、陆上风电送出项目推广应用 在华北、浙江公司开特高压线路、跨区220kV及以上重展直升机智能巡检工长距离输电线路要输电线路及偏输电线路智能化巡检 程试点，在山东、辽及偏远山区、超高远山区、超高杆塔宁公司开展无人机智杆塔等人工巡检等人工巡检较困能巡检工程试点 困难的地区 难的地区 初步实现输电线路系进一步完善及扩输电线路状态评估和统的安全风险评价、全面实施状态检充状态检修相应状态检修 可靠性评估、寿命预修 功能 测和经济性评价 87 变电环节 变电环节智能化可以显著提高电网稳定性和可靠性、输送能力、以及设备健康水平；加强智能化设备对电网优化调度和运行管理的信息支撑功能，为电网的智能调度和设备的运行管理等提供优化和决策依据；提升变电站资产管理和运营水平。 变电环节智能化内容主要包括智能变电站自动化关键技术与装备、设备在线监测一体化和自诊断、变电一次设备智能化的关键技术与设备研制与应用、智能变电站监测装置和自动化装置的检测检定、技术标准体系、运行环境监测、运维管理集约化等。 规划目标和发展路线 总体发展目标 实现电网运行数据的全面采集和实时共享，支撑电网实时控制、智能调节和各类高级应用。实现变电设备信息和运行维护策略与电力调度全面互动。实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化。 2011年起新建的变电站按照智能变电站技术标准建设；贯彻全寿命周期管理理念，重点对枢纽及中心变电站进行智能化改造。 第一阶段（2009～2010年） 完成智能变电站相关标准研究与制定。制定智能变电站的技术导则，编制智能变电站建设设计规范和改造技术指导原则。 88 研发智能单元，实现变压器、断路器、隔离开关等一次设备智能化。制定一次设备智能化技术条件，探索相应技术应用和管理模式的适用性。 完成智能变电站新建和改造试点工程，大力推广先进技术和管理理念，深入探索智能变电站系统设计、设备研制、工程建设、运行维护等方面的关键技术，为后续智能变电站建设提供技术支持。2010年，公司经营区域110（66）kV及以上电压等级建成和在建智能变电站超过70座，占变电站总座数的%。 在现有的设备在线监测基础上，实现对设备状态信息在线监测的综合集成，以实现对设备状态信息的采集和对设备评估诊断的分析。 初步形成基于变电设备故障诊断和自诊断评估体系的风险控制检修体系，优化设备检修模式，探索智能变电站集约化运行模式、关键技术，初步建立智能变电站全寿命周期管理体系，提升变电站资产管理和运营水平。 第二阶段（2011～2015年） 新建变电站按照智能变电站技术标准建设；贯彻全寿命周期管理理念，重点对枢纽及中心变电站进行智能化改造。新建110（66）kV及以上电压等级智能变电站超过8000座，变电容量超过20亿kVA。2015年，公司经营区域110（66）kV以上电压等级智能变电 89 站占变电站总座数的40%以上。 继续深化变电运行集约化管理，进一步优化设备检修策略，提升电网资产管理效率和经营效益，设备使用寿命接近国际水平。 智能设备的功能进一步提升，初步实现变电站站间、区域内、跨区域实时信息集成共享以及与电网运行管理的互动，强化智能化设备对电网优化调度和运行管理的信息支撑功能。 第三阶段（2016～2020年） 新建变电站全部建设成为智能变电站，按照全寿命周期管理的理念，全面完成对投运年限较长的变电站、以及定位由终端站转变为枢纽及中心站的智能化改造。对变电站内具有相互关联的设备实现智能化运行，全面实现智能变电站的功能。 建立面向智能电网的设备运行管理体系，基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式。 发展路线 （1）通过智能变电站建设与改造，使变电站在整体层次上协调电网、设备运行，保证电网安全、可靠、灵活，适应发电、用电等各方面变化要求，提升生产管理效率和效益。 （2）通过智能设备研发及设备智能化改造，建设设备状态自诊断系统，实现自动监测包括变压器油温测量数据等检测仪表读数，并通过在传统检测仪器仪表基础上增设实时监测和数据采集装置， 90 提取设备自身故障模式的典型特征参量并进行智能化处理、分析，给出设备的运行状态、可靠性水平、典型故障风险水平、寿命曲线等信息。为电网的智能调度和设备的运行管理等提供优化和决策依据。根据自诊断结果对设备的运行方式给出建议，如满负荷运行、减负荷运行、立即停止运行等。 （3）建设变电站状态监测系统，智能变电站通过状态监测单元实现变压器油色谱、组合电器局部放电、避雷器全电流等主要设备、重要参数的在线监测，为电网设备管理提供基础数据支撑。实时状态信息通过专家系统分析处理后可作出初步决策，实现站内智能设备自诊断功能。 （4）制定智能变电站及设备标准规范。提出智能变电站的架构和技术体系，制定相应的标准和规范，指导智能变电站建设和改造，规范设计、建设、验收、运行维护和试验。提出符合智能电网技术要求的智能化设备的技术标准体系，规范智能化设备的研究开发和常规设备的智能化改造工作。 （5）通过设备的自我检测、自我诊断功能以及开关设备的智能操作，为电网运行提供实时的设备可靠性数据，服务于电网的智能调度，实现电网灵活优化控制，降低电网的事故风险，提高电网的运行可靠性。通过基于智能设备的检修优化策略以及全寿命周期成本管理，实现针对变电设备状态的智能化监测检测、设备的控制与 91 调整、设备状态的自诊断功能。 技术标准 变电环节的技术标准主要涉及系统接口、变电站信息模型、信息交互与通信体系、网络安全与信息安全、广域相量测量、电能计量等方面。 目前国内在智能变电站、智能化设备、输变电设备在线监测系统方面的标准和规程亟需补充制定。智能变电站之间、智能变电站与调度中心之间、智能变电站与新能源发电之间的信息交互及通信等方面的系列标准需要进一步增补和修订，以支撑和推动我国智能变电站的建设。 表4-5 变电环节技术标准制定规划 计划完成时间 标准名称 制定状态 (年) 已有智能变电站技术导则 智能变电站建设系列标准 已有 部分已有、部分待制2011年 智能变电智能变电站运行控制系列标准定 站 智能变电站自动化系统系列功部分在制定、部分待2012年 能规范 制定 部分已有、部分待制2011年 智能变电站设备系列标准 定 92 图4-5 变电专业标准制定技术路线图 关键设备（系统） 智能变电站是坚强智能电网的重要支撑节点。高可靠性的设备是变电站安全、可靠运行的坚强基础，综合分析、自动协同控制是变电站智能化的关键，设备信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、检修状态化、运维高效化是变电站智能化的发展方向。 目前，国内已经能够自主提供全电压等级、全系列成套变电装备，变电站自动化技术和装备处于国际领先水平，但高压设备的智能化程度不高，数字化/智能变电站的检测、测试、调试、试验等设备尚不完善。 为保障坚强智能电网建设，尤其是保证智能变电站试点工程顺利实施，必须加快对智能变电站设备层测量、控制、保护、计量、检测、调试、试验等系列设备的研制；加大实现高压设备智能化的 93 智能组件研制力度；加强实现系统层一体化监控保护系统所需相关设备的研制。 根据智能变电站建设的设备需求以及智能变电设备类别，变电环节关键设备包括过程层和间隔层设备、站控层设备和建设运行技术支持关键设备。 （1）过程层和间隔层关键设备 根据智能变电站的技术要求和现有变电站各类设备的现状，设备层关键设备包括断路器状态监测、特/超高压油气套管及配套智能监测装置、变压器智能组件电子式互感器、合并单元、测控装置、保护测控一体化装置、数字式保护装置、间隙性能源发电接入保护装置、GIS/HGIS智能组件等。 （2）站控层关键设备 根据功能要求、实现方法和设备状态，站控层关键设备包括基于统一信息平台的一体化监控系统、远动终端、时间同步系统、网络安全和网络在线监视设备、数据和事件记录装置、站域控制和广域控制、基于广域信息的电网故障定位系统等。其中，基于统一信息平台的一体化监控系统将数据采集和监视控制、操作闭锁、同步相量采集、电能量采集、备自投、低压/低频解列、故障录波、保护信息管理等各项功能高度集成一体化，是站控层设备中最关键的装备。 94 （3）建设运行技术支持关键设备 包括组态和系统调试工具、多态遥视、巡检和消防系统、变电设备状态监测及状态检修系统、变电站数字化装置调试试验设备和变电站数字化装置测试检验评估设备等。 95 图4-6 变电环节关键设备研制计划图 96 重点项目 智能变电站新建和改造 开展变电站智能化改造和智能变电站建设工作，实现变电站设备的远程监控、电网运行状态的监视、智能设备间的协调运行、网络故障后的自动重构以及与调度中心信息的灵活交互。与传统变电站相比，智能变电站结构设计紧凑、二次设备集中，布局更加合理，占地面积小；原来的电缆布线用质量轻、价格低的光纤替代，节省了有色金属使用量，更加有利于环保和节能；智能变电站对全站运行设备进行全寿命周期管理，有利于延长设备使用寿命，提高运行维护水平及安全可靠性，节约社会资源。 实现全站信息数字化：实现一、二次设备的灵活控制，且具备双向通信功能，能够通过信息网进行管理，满足全站信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化。通信平台网络化：采用基于IEC61850的标准化网络通信体系。信息共享标准化：形成基于同一断面的唯一性、一致性基础信息，统一标准化信息模型，通过统一标准、统一建模来实现变电站内外的信息交互和信息共享。高级应用互动化：实现各种站内/外高级应用系统相关对象间的互动，全面满足智能电网运行、控制要求。 第一阶段（2009～2010年） （1）提出智能变电站的架构和技术体系，制定相应的标准和规 97 范，指导智能变电站建设和改造，规范设计、建设、验收、运行维护和试验。2009年完成《智能变电站技术导则》、《智能变电站设计规范》、《变电站智能化改造技术原则》等标准编制。 （2）新建智能变电站试点 新建智能变电站46座。新建延安、天水2座750kV智能变电站；长春南、昌黎、苏州东、常熟南、吴宁(东阳)、笠里(福州西)、巩义变电站7座500kV智能变电站；户县、永靖变电站2座330kV智能变电站；西泾、承德市区南、菜市口、东兴、武邑苏正等21座220kV智能变电站；上海世博园蒙自变、长沙金南、湘潭道、临漳贾口、绛县开发区等14座110（66）kV智能变电站。 （3）在运变电站智能化改造试点 在运变电站智能化改造28座。改造兰溪、繁昌、岗市、包家4座500kV变电站，改造金昌、延安2座330kV变电站，青岛午山、郭家屯、勤俭道等11座在运220kV变电站，河南金谷园、李家、东郊等11座在运110（66）kV变电站，66kV大连南山变电站的智能化改造。 第二阶段（2011～2015年） 加大智能变电站的新建和改造力度，全面启动智能变电站建设和变电站智能化改造。 （1）新建智能变电站 98 2015年，国家特高压电网建成48座特高压交流变电站（含3座开关站），变电容量亿kVA。其中，三华特高压同步电网建成42座特高压交流变电站（含3座开关站），变电容量亿kVA。东北电网建成6座特高压变电站，变电容量2100万kVA。 2011年～2015年，新增 750kV变电站25座，变电容量2800万kVA；新增 500kV变电站240座，变电容量亿kVA；新增 330kV变电站70座，变电容量3400万kVA；新增 220kV变电站1300座，变电容量亿kVA；新增 110kV变电站2700座，变电容量亿kVA。 2011年起新建110kV及以上变电站全部按照智能变电站标准建设，预计至2015年，新建智能变电站超过8000座，变电容量超过20亿kVA。 （2）在运变电站智能化改造 按照设备全寿命周期管理的理念，对于投运年限较长的变电站、以及定位由终端站转变为枢纽及中心站的变电站，进行智能化改造。 华北公司通过广泛应用电子式互感器、智能化终端和以光纤网络通信取代电缆硬连接等技术，对6座500kV、24座220kV常规变电站进行智能化改造，使其满足智能变电站技术规范要求。 华中公司初步确定对湖北双河、凤凰山、玉贤；河南郑州、白河、江西梦山、重庆长寿等7个变电站进行局部智能化改造。主要 99 内容包括：局部采用智能化开关设备、光互感器设备等；初步应用IEC61850标准；全面建设设备在线监测系统，实施状态检修；部分变电站实现少人值守，集中监控等。 东北公司完成合心变、梨树变、东丰变等13座500kV变电站智能化改造工作，更换智能化设备。 第三阶段（2016～2020年） （1）新建智能变电站 2020年，国家特高压电网建成60座特高压交流变电站（含3座开关站），变电容量亿kVA。其中，三华特高压同步电网建成50座特高压交流变电站（含2座开关站），变电容量亿kVA。东北电网建成10座特高压变电站（含1座开关站），变电容量6900万kVA。 2016年～2020年，实现新建变电站智能化率100%。新增 750kV变电站20座，变电容量2700万kVA；新增 500kV变电站200座，变电容量3亿kVA；新增 330kV变电站60座，变电容量3000万kVA；新增 220kV变电站1000座，变电容量亿kVA；新增 110kV变电站2300座，变电容量亿kVA。 预计至2020年，新建智能变电站超过7700座，变电容量超过26亿kVA。 （2）在运变电站智能化改造 100 贯彻设备全寿命周期的理念，对于投运年限较长的变电站、以及定位由终端站转变为枢纽及中心站的变电站进行智能化改造，完成对原有枢纽及中心变电站智能化改造。原有枢纽及中心变电站智能化改造率达到100%。 华北公司完成11座500kV、17座220kV常规变电站的智能化改造，实现网内220kV及以上电压等级变电站的智能化率％。 东北公司完成林海变、鞍山变、朝阳变等13座500kV变电站智能化改造工作。 西北公司完成750kV兰州东、乾县和宝鸡三座重点变电站智能化改造。 智能变电站运维集约化 智能变电站与常规变电站在设计、运行、维护、管理等各方面都有很大的不同，传统的变电站运行维护管理体系已不能满足智能电网和智能变电站的需要，无法充分发挥智能变电站的优点。大量智能变电站的新建与改造，迫切需要与之配套、完整的运维体系作为技术和管理支撑。 运维集约化主要包括基于企业绩效的设备检修。通过运维集约化，推动和实现变电站运行方式和变电设备状态检修方式的发展和变革，实现以企业绩效为核心的绩效检修模式，对降低设备故障率、提高设备运行可靠性水平、节约检修费用、提高企业绩效发挥重要 101 作用。 第一阶段（2009～2010年） 在公司系统全面推广状态检修，完成基于风险管理的检修模式试点，推广风险检修管理模式；提高变电站运行管理的集约化、精益化水平。 （1）推进变电站集中监控标准化建设。加快变电站综合自动化改造，实现变电站无人值班或少人值守、在一个地市建立一个监控中心和若干个运维操作站，制定相应的管理规范和技术功能规范，统一开发和配置技术支持系统，鼓励有条件的单位，从“监控中心＋运维操作站” 模式向调控合一，即“调控中心＋运维操作站”的模式转变。 （2）在公司系统全面推广状态检修，完成基于风险管理的检修模式试点，推广风险检修管理模式。全面推广状态检修，初步建立智能变电站全寿命周期管理体系，提升变电站资产管理和运营水平。探索适合装有智能设备的智能变电站的设备检修模式、管理模式，探索调度人员参考智能设备的自诊断结果、安排系统运行的工作方式。 （3）开展基于风险控制检修模式研究。进一步考虑安全、风险、成本绩效等因素，深化检修策略优化研究，进一步提高检修工作的效率和效益。建立基于风险控制的设备检修模式，进一步研究风险 102 管理在检修策略中的应用，建立精益化的风险评估模型，组织工作试点，进一步提高检修工作的针对性和效益。 （4）加强数据采集通道建设，完善分类报警功能，推进集控站仿真培训系统建设，为深入应用集中控制模式进行技术和管理上的准备。 第二阶段（2011～2015年） 改进变电运行管理方式，深化专业化检修管理。开展高压变电站集中监控标准化建设，集约化检修组织形式，深化专业化检修管理工作，建立风险评估模型，形成基于风险控制的检修优化策略；改进变电运行管理方式；在90%以上的地市供电公司完成“调控中心+运维操作站”的标准化建设任务，500kV及以下变电站实现无人值班并接入调控中心。开展环境监控系统、远程图像监控及报警系统、电力数据多级互联系统等的开发研制工作。研究建设750kV变电站集中监控中心实现无人值班方案，并进行试点建设。 第三阶段（2016～2020年） 基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式，公司安全水平、经营水平、管理水平达到国际先进。 建立新的的设备运行管理体系，基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式。智能管理设备实现对变电站内具有相互关联的设备的智能化诊断。2020年智能变电站设备故障率降低30%、检修工作 103 量下降50%左右，综合检修费用减少30～50%左右；主要设备平均使用寿命较目前增长60～100%。100%地市供电公司完成“调控中心+运维操作站”的标准化建设任务。建设750kV变电站集中监控中心，实现西北750kV变电站无人值班或少人值班。 表4-6 变电环节重点项目及分阶段实施计划 重点领域 重点项目 第一阶段 第二阶段 第三阶段 新建智能变电站46新建110kV及新建110kV及以座：750kV 2座、500kV 以上变电站全新建智能上变电站全部按7座、330kV 2座、部按照智能变变电站 照智能变电站技220kV 21座、110（66）电站技术标准术标准建设 kV 14座、66kV 2座 建设 按照设备全寿命智能变电站新周期管理的理建和改造 在运变电站智能化改念，对于投运年原有枢纽及中在运变电造28座： 500kV 4座、限较长的变电心变电站智能站智能化330kV 2座、220kV 11站、定位由终端化改造率达到改造 座、110（66）kV 11站转变为枢纽及100% 座 中心站的变电站进行智能化改造 建设省级、地区级电网开展高压变电站基本实现基于智能变电站运运行监控中心； 集中监控标准化企业绩效管理 维集约化 在公司系统全面推广建设，集约化检大设备检修模状态检修 修组织形式 式 104 配电环节 配电环节智能化有助于提高电网供电可靠性、系统运行效率以及终端电能质量；有助于实现分布式发电、储能与微网的并网与协调优化运行，实现高效互动的需求侧管理；有助于结合先进的现代管理理念，构建集成与优化的配电资产运维与管理系统。 配电环节智能化内容是在加强坚强配电网架建设的基础上，积极推进配电自动化系统和配网调控一体化智能技术支持系统建设，实现对配电网的灵活调控与优化运行，提高配电网的可靠性水平与电能质量；加强配电网生产指挥与运维管理的信息化系统建设，为配电网规划、运行维护和管理提供全面支撑，并实现各类应用系统的有机整合以及与调度、用电等环节的双向互动；加强对分布式发电/储能及微网接入与统一协调控制技术的研究与推广，充分发挥这些技术在提高供电可靠性和系统削峰填谷方面的作用。 规划目标和发展路线 总体目标 根据坚强智能电网总体发展目标，充分利用现代管理理念，采用先进的计算机技术、电力电子技术、数字系统控制技术、灵活高效的通信技术和传感器技术，实现配电网电力流、信息流、业务流的双向运作与高度整合，构建具备集成、互动、自愈、兼容、优化等特征的智能配电系统，配电网网架坚强、网络智能。 在建设坚强配电网的基础上，加强关键设备研制攻关，加快技 105 术标准体系建设，开展配电环节智能化示范工程项目建设；在总结试点经验的基础上，全面开展配电环节智能化建设。到2020年，完成配电自动化和配网调控一体化智能技术支持系统的全面建设，全面提升对于现代配电网的驾驭能力，确保配网可靠、高效、灵活运行；完成配电生产指挥与运维管理的信息化系统建设，实现各类应用功能之间的有机整合以及与调度、用电等环节的双向互动；提高配电网对分布式发电/储能与微网的接纳能力，实现分布式发电/储能及微网的灵活接入与统一控制，充分发挥其在提高供电可靠性和系统削峰填谷中的作用。 到2020年，基本建成网架坚强、网络智能的配电网络，配网可靠性、运行效率、供电质量和主要技术装备达到国际先进水平。 第一阶段（2009～2010年） 本阶段配电环节智能化的主要目标是：高质量完成配电环节智能化试点建设任务，在部分急需的关键设备和技术标准方面取得突破，为后续建设积累宝贵经验，打好基础。 全力做好试点项目建设。做好试点城市的配电自动化与配网调控一体化智能技术支持系统建设工作，按时完成建设方案编制和有关建设任务。完成陕西蒲城、天津静海、浙江鄞州三个农网营配调管理模式优化试点中的配电环节建设任务。结合河南省“金太阳工程”的安排，在河南开展分布式光伏发电接入及微网运行控制试点。 106 积极开展配电环节的关键设备研制，尤其要保证用于试点建设的关键设备研制进度；加快推进标准制定工作，结合试点工程建设，完成一批和配电环节智能化建设紧密相关的标准制定工作；设备研制和标准制定取得突破，基本满足后续建设的需求。 第二阶段（2011～2015年） 本阶段配电环节智能化的主要目标是：实现配电自动化和配网调控一体化智能技术支持系统建设对重点城市的覆盖，使覆盖区域内的供电可靠性、电网运行效率和电能质量得到全面提升；配电信息化系统功能得到进一步拓展和完善，并实现大范围应用，有效提高配电网运维管理集约化水平；在试点基础上，分布式发电/储能和微网系统得到较大规模应用，初步发挥出其对提高供电可靠性和帮助系统削峰填谷等方面的作用；配电智能化关键设备取得全面突破，得到广泛应用，产品质量和国产化率稳步提高；技术标准体系初步完善，有效推动和规范配电环节智能化建设。 全面完成试点区域的配电自动化与配网调控一体化系统建设；在试点基础上逐步开展其他重点城市的配电自动化系统建设，完成直辖市、省会城市、计划单列市、唐山和苏州等重点城市核心区域的配电自动化系统和配网调控一体化智能技术支持系统建设；在有条件的县域电网因地制宜地推广典型模式的配电自动化和配网调控一体化智能支持系统的建设。 107 按区域、分步骤地完善和推广先进适用的配电信息化系统。完善配电地理信息系统平台，实现全面推广应用；完善配电网规划智能化辅助决策、配电网故障管理、配电网设备优化检修等相关应用功能，并全面推广应用。实现信息化系统中各类应用功能与配网调控一体化智能支持系统之间的有机集成；实现配电环节与调度、用电等其他环节的双向互动。 开展分布式电源/储能及微网接入与协调控制试点，总结各个不同区域分布式电源/储能及微网发展的典型模式，形成有关标准；选取成熟度较高的典型发展模式适时进行推广应用。 到“十二五”末，城市配电网供电可靠率达到%，综合电压合格率达到%，线损率进一步下降到%；农网综合线损率低于%、供电可靠率高于%、综合供电电压合格率高于%。 第三阶段（2016～2020年） 本阶段配电环节智能化建设的主要目标是：进一步完善配电自动化系统和配网调控一体化智能技术支持系统，以经济实用为原则，扩大系统覆盖范围，扩展系统应用功能，使得系统在提高配网供电可靠性、电网运行效率和电能质量方面发挥更大作用；进一步加强和完善配电信息化系统有关应用功能，拓展应用范围和应用深度，各类应用功能之间实现有机整合，配电环节和调度、用电等环节实 108 现高效互动，对配电网运维管理集约化起到全面支撑作用；全面掌握分布式发电/储能和微网系统的接入与协调控制技术，在提高电网可靠性和提升电力系统整体运行效率方面取得较大的综合效益；配电智能化关键设备得到全面应用，部分国产核心设备达到国际一流水平；形成完善的配电相关技术标准体系，在国际智能电网技术标准制定中的影响力显著提升，并掌握一定的主导权。 公司城市配电网供电可靠性、电压合格率与线损率等指标达到世界先进水平，农网供电可靠性、电压合格率进一步提高，综合线损进一步降低。 发展路线 （1）通过采用先进的自动化、通信、信息技术，循序渐进地分阶段、分层次规划和实施，逐步提高配电自动化系统与配网调控一体化智能技术支持系统的覆盖范围，充分发挥坚强配电网架的潜力，实现配电网的全面监控、灵活控制、优化运行以及运维管理的集约化，大幅度提升电网整体的可靠性和运行效率。通过与其他应用系统的互联，还能扩展诸如保电管理、事故紧急处理等功能，进一步满足智能配电网发展的需要。 （2）通过加强配电信息化系统建设,完善配网已有信息化系统建设，拓展适应配网未来发展趋势的新型应用功能系统，促进配网生产指挥与运行维护集约化，消除信息孤岛，有效整合配电各类应 109 用系统之间的数据与功能，深化与调度、用电等环节的互动，提升配网的整体生产管理水平。 （3）通过研究和推广分布式发电/储能及微网的接入与协调控制技术，深入分析对电网负荷特性以及生产运行带来的影响，正确引导，逐步扩大分布式发电/储能与微网的在电网中的应用规模，逐步提高协调控制能力，充分发挥新型分布式发电/储能与微网技术能源利用效率高、节能减排效益明显、电热冷三联产综合效益好的优点，提高系统的供电可靠性，改善系统的峰谷特性，使其成为未来大型电网的有力补充和有效支撑。 （4）通过关键技术进步与突破推动配网智能化建设。包括深入开展配电自动化标准体系研究；开展智能配电网自愈控制技术、设备智能监测与预防性维护技术等确保高可靠供电的关键技术研究；开展超导技术应用、分布式储能与大电网协同互动等前瞻性课题研究，占领相关科技制高点。 技术标准 配电环节以满足智能配电网建设要求为目标，重点关注三个关键技术领域，分别为“配电自动化”、“配电分布式电源并网”、“配电储能系统并网”。相关技术标准主要包括：配电调度、配电运行、配电自动化、配电设备、分布式电源、供电安全和电能质量等方面。 智能配电网运行、调度、智能控制终端等方面的标准仍然缺失，亟需补充制定。配电网的分布式电源、储能、智能配电设备接入、 110 配网调控一体化管理等方面的标准和规程规范需要进一步增补和修订。 表4-7 配电环节技术标准制定规划 标准名称 制定状态 计划完成时间(年)配电自动化技术导则 已有 配电自动化建设系列标部分已有、部分2011 准 待制定 配电自动化运行控制系部分已有、部分2012 配电自动化 列标准 待制定 配电自动化系统系列功部分已有、部分2012 能规范 待制定 配电自动化设备系列标部分已有、部分2012 准 待制定 分布式电源接入配电网系待制定 2012 列技术规定 分布式电源并网特性测试待制定 2011 系列标准 配电分布式电分布式电源并网运行控制待制定 2012 源并网 系列标准 分布式电源监控系统系列待制定 2012 功能规范 分布式电源监控设备系列待制定 2012 标准 储能系统接入配电网系待制定 2012 列技术规定 配电储能系统并网特性待制定 2013 测试系列标准 配电储能系配电储能系统并网运行待制定 2013 统并网 控制系列标准 配电储能系统监控系统待制定 2013 系列功能规范 配电储能系统监控设备系待制定 2013 列标准 111 图4-7 配电专业标准制定技术路线图 关键设备（系统） 配电环节的智能化将使配电网在规划、运行、控制等方面发生重要变化，需要研制智能化的配电设备和系统，以支撑配电环节智能化建设，实现对分布式发电/储能及微网的接纳与协调控制，提高配电网供电可靠性，改善供电质量，提高配电网安全预警及供电应 112 急能力。 智能配电关键设备的现状是：配电金属封闭开关设备基本上全部采用真空和SF6断路器；已有配电自动化系列设备，但实用性、规范性、可靠性有待提高；分布式发电/储能及微电网的研究尚处于起步阶段。 为保障智能电网建设，尤其是保证配电自动化试点工程顺利实施，配电环节必须加快研制和完善智能配电设备、配电自动化、调控一体化、分布式发电/储能与微网接入等方面的关键设备。 配电环节关键设备研制包括智能配电设备、配电自动化、分布式发电/储能和微网控制、保护及接入。 （1）智能配电设备关键设备 配电设备是智能配电网的重要基础。为满足一次设备可靠操作、分布式发电接入需求，解决线路和配变保护测控设备的功能分散及标准化问题，保证多电源接入配电网的电能质量，智能配电关键设备主要包括环保智能化柱上开关、智能配电网保护测控一体化装置、智能配变监测终端、复合电能质量控制器等。 （2）配电自动化关键设备 为提高配电自动化系统实用化、智能化水平，提升配网安全、经济和智能化管理水平，配电自动化关键设备主要包括配电自动化系统、配电网调控一体化智能技术支持系统、智能配电网规划计算 113 机辅助决策系统等。 （3）分布式电源和微网控制、保护及接入关键设备 随着分布式发电/储能和微网的高速发展，为满足智能配电网接入分布式发电/储能及微网的需求，分布式发电/储能和微网控制、保护及接入关键设备主要包括分布式供电系统标准化换流装置及电能控制装置、分布式供电系统及微电网电能质量治理装置、分布式供电系统微机保护装置、大容量、高可靠快速切换开关，大容量化学储能装置、高温超导储能装置、超级电容器储能装置、飞轮储能装置等。 114 图4-8 配电环节关键设备研制计划图 115 重点项目 配电自动化与配网调控一体化智能技术支持系统建设 根据配电网设备和网架现状以及未来的发展需求，循序渐进、分阶段、分层次地规划和实施配电自动化系统建设。根据各地区经济发展和电力负荷差异的情况，以及对供电可靠性的实际需求，适当选择配电自动化的实现方式、通信方案、软硬件配置和应用功能。同步建设配网调控一体化智能技术支持系统，利用配电自动化覆盖区域内的各类信息（包括实时数据、准实时数据、非实时数据），实现对配网的全面监控和优化调度，为配网生产指挥和运行提供坚强的支撑。 按照公司统一部署，在地、县逐步实行调控合一，根据“安全第一、统筹协调、试点先行、稳步推进”的原则，在技术支持到位、人员配备到位、安全责任到位的基础上，将相应地域范围内电网设备的实时运行控制业务纳入调度统一管理。设备运行监控功能应满足智能电网调度技术支持系统功能规范和相应技术标准的要求。 第一阶段（2009～2010年） 规范配电自动化技术的开发、设计、建设和运行，形成针对各种不同需求的配电自动化典型模式系列，开展相关关键技术研究和试点建设。结合配电自动化系统建设，研究配网调控一体化智能技术支持系统的关键技术并开展试点应用 选择北京、浙江、宁夏和福建公司作为第一批试点单位，开展 116 配电自动化建设，完成试点区域配电自动化系统主要功能，并在试点基础上完善和出台城市配电自动化建设的有关技术标准和规范。 选择19个大型城市作为第二批试点，在城市核心区域进行配电自动化建设，同期建设配电网调控一体化技术支持系统。在本阶段完成试点工程建设方案编制与审查，并开展有关建设。 积极开展配电网自愈馈线自动化技术、农村电网供电模式优化技术以及农村配电线路远程监测与故障分析技术等研究工作。 第二阶段（2011～2015年） 在全面完成第一阶段试点区域配电自动化系统建设的基础上，逐步开展其他重点城市的配电自动化系统建设，完成直辖市、省会城市、计划单列市、唐山、苏州等城市核心区域的配电自动化系统建设。根据实际需求，适时由公司统一组织，在以上城市范围之外选取条件成熟的地级市核心区域开展配电自动化系统建设，有条件的县域电网完成典型模式的配电自动化建设。 在完成第一阶段试点工程建设和具备相关条件的基础上，进一步研究和完善配网调控一体化智能技术支持系统，结合配电自动化系统的建设，分阶段适时地在直辖市、省会城市、计划单列市、唐山、苏州等城市加以推广应用。 全面推广配电网优化运行技术。实现配电系统线损的自动分析计算，为各类客户提供线损分析、线损查询、线损监测、窃电管理、 117 降损分析、无功优化、电网运行方式优化等各类应用功能。实现正常方式下降低网损、提高配电设备使用效率的优化运行；实现检修方式下的网络优化和故障方式下的快速转供；实现与储能技术及需求侧管理相结合的配电网优化运行。 全面推广配电网电能质量监控技术。建立配电网电能质量监测有关指标体系，建立各级配电网电能质量监控的技术原则和实现方法；针对不同行业的电能质量需求，实现电能质量优化控制。 进一步深入研究自愈馈线自动化技术、农村配电线路远程监测与故障分析等配电自动化与配网调控一体化相关技术，并适时推广应用。 第三阶段（2016～2020年） 根据需求，在有条件的地区全面开展配电自动化和配网调控一体化智能技术支持系统建设；依据不同地区的特点，因地制宜地选择合理的配电自动化系统典型模式进行建设；指导有条件的股份制县和代管县开展实用型配电自动化建设。 配电信息化系统建设 随着配电自动化和配网调控一体化智能技术支持系统的建设，以及信息通信技术的不断进步，将为配电网生产指挥与运维管理提供更为丰富的数据和更为先进的工具与手段。因此，利用先进的自动化、信息与通信技术，结合现代管理理念，加强配电信息化系统 118 建设，完善和拓展配电有关应用功能；消除信息孤岛，促进配电各应用系统之间的有效整合以及配电环节与调度、用电等其他环节的双向互动将变得更为重要。 第一阶段（2009～2010年） 完成配电地理信息系统平台建设，建立与生产管理系统中其他环节相衔接的技术标准体系，在全公司系统中进行推广应用。研究配电地理信息系统平台应纳入公司地理信息与空间服务平台的必要性和方式。 开展配电网规划智能化辅助决策应用系统、故障管理应用系统、设备优化检修应用系统的研究与试点工作。研究智能配电系统中各类应用系统有机整合及与调度、用电等其他环节双向互动的通信与信息交换的实现机制；研究基于IEC 61970/61968 CIM公共信息模型及企业集成总线的数据平台架构；研究数据可视化以及数据挖掘技术在配网中的应用；研究并行计算与分布式计算等技术的应用。综合利用已有成熟度较高的技术在部分重点城市开展试点建设。 第二阶段（2011～2015年） 全面推广配电网规划智能化辅助决策应用系统。实现规划数据统一维护、滚动更新，实现全电压等级序列的配电网规划管理与信息共享,建立有效的规划版本管理机制，实现配电网发展规划的全寿命周期管理,优化规划业务流程,建立规划人员的工作及管理平台,实 119 现规划的审批和发布，提高规划人员工作效率。 结合配电自动化和配网调控一体化智能技术支持系统建设，推广应用配电网故障管理应用系统。实现配电网运行实时信息、电网拓扑、设备检修信息、用户信息及地理信息的高度整合；实现用户故障电话投诉管理；实现停电范围、故障原因、恢复供电时间的自动应答；实现基于用户性质、设备信息、班组计划、实时地理信息的故障检修协调指挥和智能化管理机制；实现故障抢修信息双向互动与可视化。 全面推广配电网设备优化检修应用系统。建立配电网设备优化检修的有效性指标体系，实现设备的状态检修和资产全寿命周期管理；建立设备状态检修的技术支持平台，具备状态评价、维修辅助决策、绩效分析、设备状态监视（评价）、健康评估（故障诊断）、寿命评估、趋势预测、设备风险评价、数据灵活展示等功能；实现设备状态、电网运行与资产管理的互动与优化。研究移动式配电智能监测系统的关键技术和设备，在部分监测设备机动性要求高的地区推广应用。 基于IEC 61970/61968 CIM公共信息模型及企业集成总线，利用电力专用网络以及公共宽带通信网络的通信实现配网中各应用系统之间通信以及配电和调度、用电等其他环节的双向互动；实现配电系统设备统一编码、命名及图形规范；建成各类应用系统之间以 120 及配电环节和调度、用电等部分的数据交换和信息传递的标准与规范。运用数据可视化技术和数据挖掘技术，实现对配网各类绩效指标及其属性的汇总、分析和展示，为配电网的智能化运行提供有效技术依据和数据平台；实现对配电网数据仓库的深度挖掘、数据清理，实现数据的可视化；利用并行计算与分布式计算技术实现海量数据的快速处理与绩效指标的快速运算。 第三阶段（2016～2020年） 实现配电信息化系统的全面推广，依据不同地区的配网规模和特点，因地制宜地选择合理的实现方式，并指导有条件的股份制县和代管县完成有关配电信息化系统建设。根据相关政策、技术和需求的变化，扩充和完善有关应用系统的功能。 分布式发电/储能及微网的接入与协调控制 分布式发电/储能及微网技术近些年在欧美各国得到广泛研究，在某些技术上已经取得突破性进展。新型的分布式发电/储能及微网技术具有能源利用效率高、节能减排效益明显、电热冷三联产综合效益好等优点，同时还有助于促进清洁能源的大规模开发利用、提高系统的供电可靠性、以及解决边远地区供电困难问题。可以预见，分布式发电/储能与微网系统将成为未来大型电网的有力补充和有效支撑。因此，研究和推广分布式发电/储能及微网的接入与协调控制技术，是配电环节智能化的发展趋势，对于坚强智能电网的建设 121 具有重要意义。 第一阶段（2009～2010年） 开展城市分布式电源/储能接入与协调控制的研究与示范工程建设。 在河南公司开展分布式光伏发电接入及微网运行控制试点，结合河南省“金太阳工程”的安排，建设作为项目业主的光伏电源及入网相关技术支持系统，制定并完善相关技术和管理规范。 研究分布式电源和微网的系统仿真模型，研究电力系统与分布式电源和微网的动态行为及相互作用。就考虑分布式发电/储能与微网接入的复杂智能配电网分析模型，以及可视化展现技术，分布式发电/储能与微网的控制、保护及接入技术，多样化电源互补配电网的能量优化调度技术等关键技术开展研究和试点工作。 第二阶段（2011～2015年） 完成第一阶段启动的相关试点项目建设，总结试点工作经验。进一步按照区域特点，选取典型地区开展分布式发电/储能及微网接入与协调控制试点建设，形成不同类型的分布式发电/储能及微网并网与协调控制的典型模式，制定有关标准。选择性能完善、成熟度高的分布式发电/储能及微网接入与协调控制技术，在条件成熟地区进行推广应用。尤其是促进光伏发电等分布式可再生能源发电以及电动汽车充电站和充电桩等设施的推广应用。 122 建立计及分布式发电/储能与微网接入的复杂智能配电网分析模型，逐步建立有关分布式发电/储能及微网的技术标准和统一规范，并实现模型的可视化展现。在电力系统分析软件中实现分布式电源和微网的仿真模型，并结合微网系统的运行特性，研究等值负荷的模拟技术。 初步实现对多样化电源互补配电网的能量优化调度。建立并完善配电网多种形式分布式电源的数学模型和优化控制策略；实现对各种电源的功率优化匹配；实现微网经济运行与分布式电源优化调度；实现分布式电源高渗透率下的大规模配电网经济调度；建成含多种类分布式电源的配电网能量优化管理系统。 实现大容量清洁能源优先的配电调度策略和优化方法；在大电网事故情况下能有效利用配电网分布式发电/储能与微网的备用能力，并形成有效的紧急控制策略。 第三阶段（2016～2020年） 在公司直供直管区域内全面建成分布式发电/储能及微网接入与协调控制系统，全面配备适用于分布式发电/储能与微网接入/退出的智能保护控制设备。指导有条件的股份制县和代管县开展分布式发电/储能及微网接入与协调控制系统建设。 123 表4-8 配电环节重点项目及分阶段实施计划 第一阶段 第二阶段 第三阶段 重点领重点项研究试点阶段 全面建设阶段 完善提升阶段 域 目 （2009－2010年）（2011－2015年）（2016-2020年） 1.完成直辖市、省会城市、计划单列1.在有条件的地区全配电自市、唐山、苏州等面开展配电自动化和动化与城市核心区域的配配网调控一体化智能配电自在北京、浙江、宁配网调电自动化系统建技术支持系统建设。动化与夏、福建以及其他控一体设，同步推广应用按照典型模式实现标配网调19个试点城市开化智能配网调控一体化智准化建设 控一体展试点建设 技术支能技术支持系统 2.指导有条件的股份化 持系统2.根据不同地区特制县和代管县开展实建设 点，形成典型模式用型配电自动化建设的配电自动化建设 方案 1.完成配电地理信息系统GIS平台建配电地设。 配电信理信息2.建立与生产管理完善和拓展有关功息化系系统GIS系统中其他环节进一步完善提高 能，实现全面应用统建设 平台建相衔接的技术标设 准体系 3.在全公司系统中进行推广应用 1.结合配电自动化和配网调控一体化1.研究运行实时信系统建设，在重点息、用户信息及地城市全面推广应用理信息等多类信2.实现配电网运行1．在有条件的地区全息的综合利用方实时信息、用户信面开展故障管理应用配电网法，优化配电网故息及地理信息等信系统标准化建设 故障管障管理技术，改进息的高度整合 2.指导有条件的股份理应用故障检修协调指3.实现基于多类信制县和代管县开展配系统 挥和智能化管理息的故障检修协调电网故障管理应用系机制 指挥和智能化管理统建设 2.选取重点城市中机制 心区域开展有关4.实现故障抢修信试点工作 息双向互动与可视化 124 第一阶段 第二阶段 第三阶段 重点领重点项研究试点阶段 全面建设阶段 完善提升阶段 域 目 （2009－2010年）（2011－2015年）（2016-2020年） 1．在重点城市全面推广应用 2.建立配电网设备优化检修的有效性研究配电网设备指标体系，实现设优化检修的有效备的状态检修和资1．在有条件的地区全性指标体系，以及配电网产全寿命周期管理面开展优化检修应用相应的状态检修设备优3.建立设备状态检系统标准化建设。 和资产全寿命周化检修修的技术支持平2.指导有条件的股份期管理方法；研究应用系台，具备状态评价、制县和代管县开展配设备状态、电网运统 维修辅助决策、绩电网优化检修应用系行与资产管理的效分析、数据灵活统 互动与优化技术 展示等功能 4. 研究应用移动式配电智能监测系统的关键技术和设备 1.结合配电自动化和配网调控一体化1、开展基于IEC 系统建设，在重点61970/61968 CIM城市实现应用系统公共信息模型及的集成以及和用应用系企业集成总线的电、调度等环节的统集成信息交换技术、数互动 根据实际需求，向更及跨环据可视化以及数2.实现配电系统设多市县进行推广；全节双向据挖掘技术、研究备统一编码、命名面实现配电环节应用互动的并行计算与分布及图形规范，建成集成以及与其它环节通信与式计算技术在配数据交换和信息传的互动 信息交电网中的应用 递的标准与规范 换机制 2.综合利用已有成3.实现对配网各类熟度较高的技术绩效指标及属性的在部分重点城市汇总、分析和展示开展试点建设 4.实现海量数据的快速处理与绩效指标的快速运算 125 第一阶段 第二阶段 第三阶段 重点领重点项研究试点阶段 全面建设阶段 完善提升阶段 域 目 （2009－2010年）（2011－2015年）（2016-2020年） 1.选取典型地区开1.在公司直供直管区展分布式发电/储域内分布式发电/储能及微网接入与协能及微网接入与协调调控制试点建设 控制系统，适用于分分布式1.在河南公司开展2.形成不同类型的布式发电/储能与微分布式发电/储有关试点建设 分布式发电/储能网接入/退出的智能发电/储能与微2.编制亟需的并网及微网并网与协调保护控制设备得到全能与微网的接规范和研制关键控制的典型模式 面应用 网 入与协并网设备 3.形成较为完善的2.指导有条件的股份调控制 标准体系和设备体制县和代管县完成分系，形成有关标准。布式发电/储能及微初步具备标准化和网接入与协调控制系规模化建设的条件统建设 126 用电环节 用电环节智能化对于社会与公司的可持续发展都具有重要意义。一是有助于提升供电服务水平，通过网省集中95598供电服务中心和门户网站、用电信息采集系统、智能用能系统等的建设，建立和谐供用电关系。二是有助于深入推进“两个转变”，通过推广智能电能表、智能用电设备及先进适用技术，充分发挥电网的网络优势和网络功能，为用户提供新型的增值服务，拓展公司的业务范围。三是有助于改变终端用能方式，通过建设电动汽车充电设施、加强分布式电源及储能并网控制等方式，提高清洁的电能在终端能源消费中的比重，促进节能减排，服务“两型”社会建设、保障国家能源可持续发展战略目标的实现。 用电环节智能化主要内容包括：建设和完善智能双向互动服务平台和相关技术支持平台，实现与电力用户的能量流、信息流、业务流的双向互动，全面提升公司双向互动用电服务能力。具体包括，建设用电信息采集系统，为实现智能用电服务提供技术支撑；建设智能用电小区/楼宇、建设智能用能服务系统、建设用户侧分布式电源及储能系统，开展电网企业与用户之间的双向互动，提高终端用户能源利用效率和电网运行效率；建设电动汽车充放电设施，满足电动汽车能源供给需求、提高终端能源消费中电能比重，实现电动 127 汽车与电网的双向能量交换；建设智能用电技术研究检测中心，完善智能量测体系。 规划目标和发展路线 总体目标 构建智能用电服务体系，实现营销管理的现代化运行和营销业务的智能化应用；全面开展双向互动用电服务，实现电网与用户的双向互动，提升用户服务质量，满足用户多元化需求。推动智能用电领域的技术创新，带动相关产业的发展。 推动终端用户用能模式的转变，提升用电效率，提高电能在终端能源消费中的比重，到2020年，争取实现终端能源消费中电能比重超过%的目标。 第一阶段（2009～2010年） 本阶段用电环节智能化的主要目标是：高质量完成用电环节智能化试点工程建设任务，开展用户侧分布式电源及储能管理技术、智能用能服务系统等关键技术研究；在智能用电小区/楼宇、用电信息采集系统和电动汽车充电设施等急需的关键设备和技术标准方面取得突破；初步建立智能量测体系；为后续建设积累宝贵经验，打好基础。电能占终端能源消费比重提高到%。 建设智能双向互动服务平台，开展双向互动用电服务。全力做好试点工程建设，在江苏、山西公司开展省级集中95598供电服务中心建设试点；分两批在27个网省公司组织用电信息采集系统试点 128 建设，同时完成公司直管营业区50kVA及以上用户专变和公用配变采集终端建设，本阶段末采集系统覆盖率达到15%。在华北、北京、重庆和上海公司开展智能用电小区和智能用电楼宇建设试点，选用低压电力线载波技术和光纤复合电缆技术进行信道建设，推广应用智能家电、智能交互终端等设备；在27个网省公司建设电动汽车公用充电站75个和电动汽车交流充电桩6209个，初步建成电动汽车充电网络，探索电动汽车能源供给商业运营模式；完成智能用电技术研究检测中心建设。 第二阶段（2011～2015年） 本阶段用电环节智能化的主要目标是：完成智能双向互动服务平台建设，实现用电信息采集系统的全面覆盖；在智能用能服务系统、用户侧分布式电源及储能管理、电动汽车充放电等新技术、新设备、新商业模式方面取得重要突破；深化智能量测体系建设，智能用电服务体系基本形成；争取在本阶段末使得电能占终端能源消费比重提高到%。 完成所有网省集中95598供电服务中心建设，全面开展双向互动用电服务，用电服务和用电管理水平得到显著提升；公司直管营业区的用电信息采集系统覆盖率达到100%，实现“全覆盖、全采集、全费控”；推进智能用能服务系统建设，智能用电小区和智能用电楼宇建设取得显著成果；推广应用用户侧分布式能源管理系统、 129 用户侧分布式电源及储能得到综合高效利用；拓展电动汽车充电设施建设范围，建设电动汽车充电站超过4000座，实现对地级市以上的全面覆盖，并同步推进电动汽车充电桩建设，结合电动汽车充电设施建设，在技术经济可行的前提下，积极开展电动汽车与电网高效互动的有关技术研究与试点应用；深化和完善智能用电技术研究检测中心功能，建立完善的智能量测体系。 第三阶段（2016～2020年） 第三阶段用电环节智能化的主要目标是：进一步健全和完善智能双向互动服务平台的功能，拓展智能双向互动服务的范围和深度，深化用电信息采集系统和智能电能表的应用，形成新型的用电管理和用电服务模式；智能用能服务系统、用户侧分布式电源及储能管理、电动汽车充放电有关的技术和设备得到广泛应用，并形成较为成熟的商业模式；建立完善的智能用电服务体系，公司在相关市场上占据主导地位，公司的盈利能力得到显著提高。争取在本阶段末使得电能占终端能源消费比重提高到%。 发展路线 （1）通过建设用电信息采集系统，为智能双向互动服务提供坚强的技术支撑。包括开展智能电能表、终端、通信信道、主站和安全防护等关键技术及设备的研发，制定相关技术标准和管理规范，建设覆盖公司系统全部用户、采集全部用电信息、支持全面电费控 130 制的采集系统。 （2）通过建设智能用能服务系统，开展智能家电、智能交互终端、智能用能服务系统等关键技术和设备的研发，制定相关技术标准和管理规范。选用低压电力线载波技术和光纤复合电缆技术建设智能用电小区/楼宇通信信道，为小区居民、楼宇及大用户提供用能咨询和用能策略，提高有序用电和能效服务的智能化程度。 （3）通过建设用户侧分布式电源及储能管理系统，促进分布式电源的并网与综合高效利用。包括开展居民、其他用户侧分布式电源和储能设备并网、监控等关键技术和设备的研发，制定相关技术标准和管理规范，建设可以对用户侧分布式电源及储能设备实现灵活接入、实时监测和柔性控制的管理系统。 （4）通过建设电动汽车充放电网络，实现电动汽车与电网电能的双向交换。包括开展充放电设备和充放电站等关键技术和设备研发，制定相关技术标准和管理规范。加快建设电动汽车充电桩和充电站，形成电动汽车充放电网络。 （5）通过建设智能量测体系，加强智能计量装置和智能用电设备的并网检测和全寿命管理。包括开展高级计量管理和智能用电检测等关键技术和设备的研发，制定相关技术标准和管理规范，建设满足智能用电发展需要的计量中心和智能用电技术研究检测中心。 （6）通过建设智能双向互动服务平台，逐步开展双向互动服务。 131 包括采用先进的通信、信息和网络技术，开展网省集中95598供电服务中心、95598门户网站、自助用电服务终端及系统、智能多渠道缴费系统和智能营业厅建设，制定相关技术标准和管理规范，满足用户双向互动用电服务需求。 技术标准 鉴于用电领域电能计量、信息采集、负荷管理，节能、需求侧管理，电动汽车等领域的某些在用标准亟需修订；智能用能服务、双向互动、用电信息采集、95598门户网站、智能营业厅、电动汽车充放电、自助服务终端、客户侧分布式能源管理、智能家居、智能楼宇、智能小区等新兴业务领域的标准严重缺失，急需补充制定等实际情况，根据用电领域专业技术特点，本领域技术标准制修订分类为：“双向互动服务”、“用电信息采集与智能量测”、“智能用能服务”、“电动汽车充放电”4个专题技术领域。 表4-9 用电环节技术标准制定规划 标准名称 制定状态 计划完成时间(年)双向互动服务平台建待制定 2011 设系列标准 双向互动服务平台运双向互动服务 待制定 行管理系列标准 双向互动服务终端设待制定 2011 备系列标准 用电信息采集用电信息采集系统建已有 与智能量测 设系列标准 用电信息采集系统运已有 行管理系列标准 用电信息采集主站系已有 统系列标准 132 标准名称 制定状态 计划完成时间(年)用电信息采集设备系已有 列标准 智能量测系统系列标待制定 2011 准 智能家居设备系列标待制定 2011 准 智能用电楼宇/小区待制定 2011 设备系列标准 智能用能服务 智能用能服务系统系待制定 2011 列标准 用户侧分布式电源及储能监控系统系列标待制定 2011 准 电动汽车充放电设施部分已有、部分2012 建设系列标准 待制定 电动汽车充放电运行部分已有、部分2012 管理系列标准 待制定 电动汽车充放电 电动汽车充放电控制部分已有、部分2012 系统系列标准 待制定 电动汽车充放电设备部分已有、部分2012 系列标准 待制定 133 图4-9 用电专业标准制定技术路线图 关键设备（系统） 用电环节智能化建设将对用电服务与管理体系以及电动汽车等相关产业产生深刻的影响，需要加快研制用电信息采集系统、智能用电、电动汽车充放电设施、双向互动服务体系等相关设备，以保障用电环节智能化建设的需要，实现灵活互动的智能用电服务体系，并引领带动相关产业发展。 134 智能用电关键设备的现状是：用电信息采集终端、用电信息采集主站系统已经完成开发，正根据公司相关标准进行完善提升；省级95598客服系统、用电信息采集专用芯片、智能电能表、智能家电、智能插座、居民交互终端、智能用电小区服务系统、电动汽车充放电站装备、分布式电源及储能管理系统等处于研制阶段；大用户交互终端、智能需求侧管理系统、智能用电检测装备、用户用能服务系统等处于待研阶段。 为保障智能电网建设，尤其是保证用电信息采集系统试点工程、电动汽车充放电站试点工程顺利实施，用电环节必须加快研制和完善用电信息采集系统、智能用电、电动汽车充放电设备、双向互动服务等方面的关键设备。 用电环节关键设备研制包括智能双向互动服务、用电信息采集、智能用能服务，用户侧分布式电源及储能，电动汽车充放电、 智能量测装备。 （1）智能双向互动服务关键设备 智能双向互动服务系统利用现代电子、计算机、通信网络技术，实现与用户信息采集系统、营销业务应用系统、配网变压器监测系统的信息集成，构成完整的双向互动服务系统，实现客户服务的现代化。包括95598门户网站、95598客户服务系统、自助服务终端及系统、智能多渠道缴费系统等关键设备。 135 （2）用电信息采集关键设备 为实现电力用户用电信息的“全覆盖、全采集、全费控”，电力用户用电信息采集关键设备应包括电力用户用电信息采集专用芯片、采集终端、主站系统、智能电能表等。 （3）智能用能服务关键设备 包括智能用电小区、智能用电楼宇、大用户智能用能服务三部分。智能用电小区方向包括智能家电、智能插座、居民用电智能交互终端、智能用电小区用电服务系统等关键设备。智能用电楼宇方向包括智能楼宇用电服务系统等关键设备。智能大用户服务方向包括大用户交互终端、大用户智能用能服务系统等关键设备。 （4）用户侧分布式电源及储能关键设备 为实现电力客户与电网之间的信息集成共享和实时互动，进一步改善电网运营方式和电力客户电能的利用模式，提高清洁的电能在终端能源消费中的比重，促进节能减排，服务“两型”社会建设、提高能源利用效率，用户分布式电源及储能包括居民分布式电源及储能管理系统、用户侧分布式电源及储能管理系统等关键设备。 （5）电动汽车充放电关键设备 近年来，随着电网智能水平以及电动汽车保有量的大幅提高，电动汽车车载电池是未来电网削峰填谷、提高电网运行效率、提高电能在终端能源消费中的比例、保护环境、建设环境友好型社会的 136 重要手段之一，因此，电动汽车充放电包括电动汽车充放电设备、电动汽车充放电管理系统作为关键设备。 （6）智能量测关键设备 智能量测系统及设备的研制将有利于提升智能用电技术研究水平，有利于智能用电产品规范化发展，有利于智能用电服务体系建设。智能量测包括智能用电技术检测设备、高级计量管理系统、便携式智能用电交互终端维护仪等关键设备。 137 图4-10 用电环节关键设备研制计划图 138 重点项目 智能用电环节的主要任务和重点工程包括：建设95598供电服务中心，搭建并完善智能双向互动服务平台，开展双向互动用电服务；建设用电信息采集系统，实现“全覆盖、全采集、全费控”；建设智能用能服务系统，建设智能用电小区和智能用电楼宇，开展用户智能用能服务；加快建设电动汽车充电设施，建成电动汽车充电网络；建设智能用电技术研究检测中心，完善智能量测体系，开展智能用电关键技术研究和设备检测。 网省集中95598供电服务中心建设 通过合理整合资源，建设网省集中95598供电服务中心，包括建设以网省为单位统一的门户网站，实现对经营范围内报装、报修、查询、投诉业务的统一管理和监控；并为用户提供信息发布、信息查询、故障报修、业扩报装、在线费用结算、能效评价和用能策略制定等服务。 第一阶段（2009～2010年） 建立并完善相关标准和规范；选取江苏、山西等地作为试点，建设省级集中95598供电服务中心和统一的门户网站，在本阶段完成建设和后评估工作。 第二阶段（2011～2015年） 进一步完善网省集中95598供电服务中心（含门户网站）功能规范、标准化设计，完成所有网省集中95598供电服务中心（含门 139 户网站）建设。开展95598系统与配电环节的互动研究，以更好地实现配电的OMS停电管理，更好地为用户提供供电服务。 第三阶段（2016～2020年） 深化网省集中95598供电服务中心建设，加强供电服务中心运维模式的研究，逐步建立健全运营管理体系，实现供电服务中心标准化、常态化、规范化运营。 用电信息采集系统 全面建设用电信息采集系统，实现对所有电力用户和关口的全面覆盖，实现计量装置在线监测和用户负荷、电量、电压等重要信息的实时采集，及时、完整、准确地为有关系统提供基础数据，为企业经营管理各环节的分析、决策提供支撑，为实现智能双向互动服务提供信息基础。 第一阶段（2009～2010年） 建立智能电能表、用电信息采集系统等相关标准；分两批在27个网省公司组织用电信息采集系统试点建设，同时完成公司直管营业区内50kVA及以上用户专变和公用配变采集终端建设。用户采集覆盖率不低于15％。 第二阶段（2011～2015年） 在总结试点建设经验，进行系统完善和升级的基础上，完善相关技术标准，加快推进用电信息采集系统建设，实现公司直管营业 140 区内 “全覆盖、全采集、全费控”；全面开展并完成采集系统建设后评估工作。 第三阶段（2016～2020年） 进一步优化用电信息采集系统，根据运行实践深化系统研究、完善系统功能，提升系统利用效果。 智能用电小区/楼宇建设 建设智能用电小区/楼宇，选取低压电力线载波技术和光纤复合电缆建设通信信道，开展智能家电、智能交互终端、智能用能服务系统等关键技术和设备的研发，并通过建设智能用能系统实现对用户用能设备的监测与控制，为用户提供用能咨询和用能策略，促进储热、储冷等高能效技术推广应用，提高用户的整体能效。 第一阶段（2009～2010年） 进行相关标准制定和关键技术研究；在华北、北京、重庆等地区各选取两个试点小区，分别选取低压电力线载波技术和光纤复合电缆技术建设通信信道，开展智能用电小区建设；在上海选取两栋楼宇分别进行智能楼宇建设与改造试点。探索智能用电小区/楼宇的运行管理和商业推广模式，为今后推广智能用电小区积累经验。 第二阶段（2011～2015年） 进一步完善相关标准，在第一阶段试点建设的基础上，各网省公司在经营区域内的重点城市进行扩大试点，完善智能用能服务系 141 统相应功能和商业推广模式。 第三阶段（2016～2020年） 积累前两个阶段的建设及运行经验，完善相应的技术标准体系和管理规范，在具备条件的新建小区和大型建筑推广建设并提供相应的智能用能服务。 电动汽车充电设施建设 全面开展电动汽车充电站和充电桩建设，形成电动汽车充电网络，满足电动汽车充电需求；开展充放电设备研究，逐步建设充放电网络。提高电能占终端能源消费比重。 第一阶段（2009～2010年） 进行相关标准制定和关键技术研究；建设电动汽车充电设施试点工程，在27个网省公司建设75座充电站和6209个充电桩，初步建成电动汽车充电设施网络架构。 第二阶段（2011～2015年）： 完善技术标准和管理规范；研究并建设充电站性能检测装置，确保充电站并网的安全性与可靠性；选取条件适宜的区域，建设电动汽车充电设施，使电动汽车充电站规模达到4000 座，同步大力推广建设充电桩，初步形成电动汽车充电网络；开展电动汽车充放电站技术研究和工程试点建设。 第三阶段（2016～2020年）： 142 继续推进电动汽车充电设施建设，电动汽车充电站达到10000座，同步全面开展充电桩配套建设，建成完整的电动汽车充电网络；选取条件适宜的区域，建设电动汽车充放电设施，初步建成电动汽车充放电网络。 用户侧分布式发电/储能综合利用管理应用系统 开展用户侧分布式电源综合利用，实现用户侧分布式电源智能调配以及用户发电信息分析处理，满足用户侧分布式电源的接入需求，实现终端用户分布式电源的“即插即用”；开展用户侧分布式储能接入综合利用，实现合理调配用户充电时段、统计分析用户充电需求，完成用户有序充放电、平衡电网负荷等应用，提高设备利用率，并可为配网、调度相关系统提供数据信息。 组织开展分布式电源并网相关的能量交互、计量计费、安全认证等功能和标准的研究，协助政府制定分布式电源接入电网的实施规划，积极推动电网与清洁能源、分布式电源统一规划、统一审批、协调发展的新机制，促进分布式电源、清洁能源的健康、有序发展。 第一阶段（2009～2010年） 完成用户侧分布式电源接入系统的可行性研究；开展有关法律法规及电价政策的前期研究；开展试点建设。 第二阶段（2011～2015年） 完成用户侧分布式电源接入标准和规范制定，推广应用用户侧 143 分布式电源接入系统，提供有关的接入服务。 第三阶段（2016～2020年） 实现用户侧分布式电源接入“即插即用”,建立起高效调配机制。 智能用电技术研究检测中心建设 建成以研究为基础，以检测为手段的智能用电技术研究检测中心，使之成为国际一流、国内领先的智能用电设备及系统的权威研究与检测机构，成为智能用电技术的研究基地，智能用电设备及系统的检测基地，智能用电技术人才的培育基地，智能用电技术的国际交流基地。 第一阶段（2009～2010年） 建设智能用电技术研究检测中心，包括智能用电基础研究能力建设、智能用电设备及系统检测能力建设等，完成环境建设、设备安装、能力建设及总结评估等内容。 第二阶段（2011～2015年） 拓展智能用电技术研究检测中心检测功能、深化中心研究能力，完善相关量测及检测体系建设；全面建成国际一流的智能用电技术研究检测中心，使之成为智能用电技术的研究基地、设备及系统的检测基地、人才的培育基地和技术的国际交流基地。 144 表4-10 用电环节重点项目及分阶段实施计划 第一阶段 第二阶段 第三阶段 重点重点项目 研究试点阶段 全面建设阶段 完善提升阶段 领域 （2009－2010年） （2011－2015年）（2016-2020年）选取江苏、山西等地作为试深化网省集中智能网省集中完成所有网省集中点，建设省级集中95598供95598供电服务中用电95598供电95598供电服务中心电服务中心和统一的门户心建设，逐步建立互动服务中心（含门户网站）建网站，在本阶段完成建设和健全运营管理体平台 建设 设。 后评估工作。 系。 分两批在27个网省公司组进一步优化用电信织用电信息采集系统试点加快推进用电信息息采集系统，根据用电用电信息建设，同时完成公司直管区采集系统建设。实现运行实践深化系统信息采集系统域内50kVA及以上用户专公司直管区域内“全研究、完善系统功采集 建设 变和公用配变采集终端建覆盖、全采集、全费能，提升系统利用设。用户采集覆盖率不低于控”。 效果。 15%。 在华北、北京、重庆等地区各网省公司在经营各选取两个试点小区，分别区域内的重点城市在具备条件的新建选取低压电力线载波技术智能智能用电进行扩大试点，完善小区和大型建筑推和光纤复合电缆技术建设用电小区/楼宇智能用能服务系统广建设并提供相应通信信道，开展智能用电小示范 建设 相应功能和商业推的智能用能服务。区建设；在上海选取两栋楼广模式。 宇分别进行智能楼宇建设 与改造试点。 建设电动汽车充电电动汽车充电站达设施，使电动汽车充到10000座，同步电站规模达到4000 在27个网省公司建设75座配套建设充电桩，电动汽车座，同步推广建设充电动充电站和6209个充电桩，建成完整的电动汽充电设施电桩，初步形成电动汽车 初步建成电动汽车充电设车充电网络；建设建设 汽车充电网络；开展施网络架构。 电动汽车充放电设电动汽车充放电站施，初步建成电动技术研究和工程试汽车充放电网络。点建设。 完成用户侧分布式用户用户侧分完成用户侧分布式电源接电源接入标准和规实现用户侧分布式侧分布式发电/入系统的可行性研究；开展范制定，推广应用用电源接入“即插即布式储能综合有关法律法规及电价政策户侧分布式电源接用”,建立起高效调电源/利用管理的前期研究；开展试点建入系统，提供有关的配机制。 储能 应用系统 设。 接入服务。 145 第一阶段 第二阶段 第三阶段 重点重点项目 研究试点阶段 全面建设阶段 完善提升阶段 领域 （2009－2010年） （2011－2015年）（2016-2020年）拓展智能用电技术研究检测中心检测功能、深化中心研究建设智能用电技术研究检能力，完善相关量测测中心，包括智能用电基础及检测体系建设；全智能用电研究能力建设、智能用电设面建成国际一流的检测技术研究备及系统检测能力建设等，智能用电技术研究 中心 检测中心 完成环境建设、设备安装、检测中心，使之成为能力建设及总结评估等内智能用电技术的研容。 究基地、设备及系统的检测基地、人才的培育基地和技术的国际交流基地。 146 调度环节 调度环节是智能电网的重要组成部分，与其它环节联系紧密，是坚强智能电网安全、优质、经济运行的重要保障。通过调度环节智能化建设，实现电网调度的信息化、自动化、互动化，实现对电力生产的科学组织、精确指挥、前瞻指导和高效协调，进一步精细化电网调度的计划安排，提高基础自动化和应用实用化水平，实现调度技术支持系统的一体化建设，强化电力二次系统的安全防护，提高电网调度驾驭大电网的能力，全面提升电网调度的资源优化配置能力、纵深风险防御能力、科学决策管理能力、灵活高效调控能力和公平友好市场调配能力，全面提升电网安全、经济运行水平。 规划目标和发展路线 总体目标 适应坚强智能电网调度建设和电网运行安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保的要求，以服务特高压大电网安全运行为目标，构建涵盖电网年月方式分析、日前计划校核、实时调度运行等三大环节的调度安全防线，实现数据传输网络化、运行监视全景化、安全评估动态化、调度决策精细化、运行控制自动化、网厂协调最优化，研发建设与公司规模和坚强智能电网运行特点相适应，与公司“四化”工作相匹配，具有国际领先水平、自主创新的一体化智能电网调度技术支持系统，形成一体化的智能调度体系，使公司系统 147 电网调度的规范化、流程化、智能化水平达到国际领先水平。 数据传输网络化是指能够通过专用的调度数据网络，实现电网运行信息和生产管理信息的快速、可靠传输以及系统的应急备用，为特高压大电网的安全稳定运行提供可靠的数据通信保障。 运行监视全景化是指能够从时间、空间、业务等多个层面和多个维度，实现调度生产各环节的全景监视、智能告警，实现电网运行、分析结果的全面整合、数据共享和多角度可视化展示，使电网调度能够全面、快速、准确、直观地掌握电网的运行状况。 安全评估动态化是指能够通过稳态、动态、暂态多角度在线安全分析评估，实现大电网运行的在线安全自动告警、辅助决策和多维多层协调的主动安全防御。 调度决策精细化是指能够通过对年度方式、月度检修、日前到实时计划编制与安全校核等核心业务的集中开展和规范化、流程化管理，实现调度决策的精益化、智能化和运行风险的预防预控。 运行控制自动化是指能够在全网AGC、AVC、切机、解列、低频低压减负荷等控制策略统一协调优化的基础上，进行电网频率、电压、潮流、备用等的自动调整和控制，实现大电网的一体化分级协调控制。 网厂协调最优化是指能够适应大型可再生能源尤其是风电和太阳能发电的快速发展，实现包括常规电源和新能源的标准化并网、 148 优化调度和灵活快速调控。 分阶段目标 第一阶段：2009～2010 年 完成智能电网调度技术支持系统开发，在国调、“三华”（华北、华东、华中）网调、江苏、四川省调和相关地调投入试点运行；实现基于电网全景信息的实时监测、在线评估、动态预警、辅助决策、功率闭环调节等功能；实现满足节能发电调度和电力市场需求的日前调度计划和安全校核；构筑从年（月）度、日前到实时的安全运行防线；实现风电等新能源功率预测和调节技术的突破；500kV及以上厂站的相量测量覆盖率达到90％以上；完成调度数据网络第二平面骨干网的建设。 第二阶段：2011～2015 年 公司系统省级以上调度机构建成智能电网调度技术支持系统，并在地县调度机构进行推广；实现风电等新能源功率预测和调节技术的广泛应用；实现基于预测的电网运行风险在线预防控制；500kV及以上厂站的相量测量覆盖率达到100％，开发应用基于广域相量测量的运行控制技术；实现国调与“三华”网调的一体化运行。 在试点完善的基础上，全面推进智能电网调度技术支持系统的建设。2011 年底前，国调、“三华”网调、江苏、四川、福建省调、苏州地调等试点单位完成智能电网调度技术支持系统其他应用功能 149 的建设；“三华”电网内省调完成基础平台和相关功能建设，支撑“三华”电网的一体化运行。2015 年前，公司系统省级以上调度机构调度技术支持系统全面改造和升级为智能电网调度技术支持系统，增进调度业务的一体化程度。智能电网调度技术支持系统在地区及以下调度机构得到广泛应用。2011～2015年，80％的地调、50％的县调建设智能电网调度技术支持系统。 第三阶段：2016～2020 年 智能电网调度技术支持系统在公司系统全面应用。实现大电网连锁事件条件下的在线智能分析、预警、决策，各类新型发输电技术设备的高效调控和特高压交直流混合电网的精益化控制。实现驾驭大电网能力和大范围资源优化配置能力的飞跃，全面实现调度系统的智能化。 发展路线 遵循“中期（2～3年）滚动、年度统筹、月度协调、日前校核”的原则，实现电网运行方式全周期集中管理。调度技术支持系统中要考虑优化电网运行方式、协调并滚动完善电网发展规划、逐步优化电网结构的电网运行方式、安排辅助决策手段。 为支撑电网的智能化仿真分析，建立统一的发电机、励磁系统、调速系统、负荷参数实测标准，完善高压直流、风电等设备建模技术，提高运行仿真模型的适应性。建立有关规范、标准和数据管理 150 流程，并通过各级调度统一、协调的技术手段来实现。 电网安全稳定分析要坚持“六统一”原则（统一程序、统一模型、统一标准、统一运行方式、统一安排计算任务、统一协调运行控制策略）。适应特高压同步电网发展，转变稳定分析管理机制，逐步建立远程分布式电网安全稳定仿真分析平台，实现国、网、省三级调度的异地联合计算，逐步建立覆盖从地区电网到特高压大电网、从离线到在线、从机电暂态到电磁暂态的全状态、全时间尺度仿真分析需求的电网运行分析支持平台。 研究掌握“三华”同步电网及送端电网内交直流混合运行的安全稳定机理及关键控制技术，针对相继故障开展电网纵深防御体系建设。合理规划，优化运行方式，避免出现多个电压等级电磁环网。尽量通过改善电网结构解决短路电流超标问题。 建立基于风险的电网运行安全防御体系。按照国、网、省调统一规划、协调配合、信息共享原则逐步建设和应用覆盖国、网、省三级电网及重点区域气象信息（包括雷电监测等）支撑体系，推进气象信息在电网灾害预警、防灾减灾、安全稳定运行、新能源调度方面的应用研究，提升电网运行灾害应急响应智能化程度。 增强大电网实时运行的分析调整、风险预控和应急处置能力。依托实时监控可视化、在线分析常态化、故障判断综合化、辅助决策实用化的在线应用系统，支撑调度、计划、系统、保护等多专业 151 联合值班的大运行模式，推动电网离线分析与在线分析调整的有机结合与相互促进，实现调度运行后台专业支持与前台实时监控的有效衔接。 适应电网发展和新技术的应用，在一次系统规划建设中，严格遵循《继电保护及安全自动装置技术规程》，充分考虑继电保护的适应性，满足可靠性、选择性、速动性、灵敏性的要求，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置和整定计算困难。 严格遵循相关导则、规程，规范继电保护整定计算工作。通过进一步完善技术支撑手段，建立适应电网发展需要的整定计算和流程管理平台，实现国、网、省三级调度定值相互校核和定值单闭环管理。 逐步建立在线自适应的电网安全稳定第三道防线，探索在线优化协调解列装置、低周/低压减负荷装置的动作策略，提升电网防范大面积停电风险的智能化水平。 在年度统筹基础上，电网月(周)、日检修计划和发电计划编制采用集中管理模式。集中制定公司范围内220kV电压等级及以上输变电设备停电检修计划，统一下发省级及以上统调范围机组发电计划。 智能电网调度技术支持系统的建设应遵循IEC 61970国际标准和公司制定的相关建设框架、总体设计及功能规范，在一体化基础 152 平台上，实现实时监控与预警、调度计划、安全校核、调度管理四类应用功能。各级调度机构应按照公司确定的工作计划和技术规范开展工作。 智能电网调度技术支持系统的建设坚持一体化、标准化和自主创新的原则。省调以上系统实行一体化建设，按照“统一领导、统一设计、统一标准、统一组织实施”的原则和“统筹安排、科学组织、急用先上、注重实效”的工作思路，组织开展智能电网调度技术支持系统的研究、开发和建设；地（市）、县（配）调系统实行规范化建设，应满足公司相关功能规范和技术标准的要求。 建立国家电网备用调度体系。网级以上调度机构建设具有互备功能的调度技术支持系统，省调与地调建设异地共备系统，逐步实现技术支持系统的主备调一体化运行。 省级以上智能电网调度机构应实现统一的电网综合智能告警和在线安全稳定预警功能，实现电网运行信息的自动传输、综合分析与智能告警，安全稳定水平的在线分析、自动预测、辅助决策，实现多目标AGC、分层协调AVC，强化远方控制功能，提高电网调度运行监控水平。 按照国家信息安全等级保护要求，防护策略从以边界防护为重点，深化发展为主体和客体的全过程安全防护。机房内重点区域及主要设备应满足电磁屏蔽的要求。结合智能电网调度技术支持系统 153 的建设，全面实现生产控制大区的内网监控和设备监控，形成纵深安全防护体系。 建设双平面调度数据网。骨干网节点覆盖地级及以上调度机构，在骨干网双平面的基础上，构建地级及以上调度机构的接入网，220kV及以上电压等级厂站接入两层接入网，完成调度数据网的结构调整，全面提高调度数据网可靠性，满足备调建设及应急指挥需求，推进“三华”联网与智能电网的广域数据共享，为智能电网发展奠定坚实基础。 按照公司的统一部署，地（市）、县（配）调度逐步实行调控合一。根据“安全第一、统筹协调、试点先行、稳步推进”的原则，在技术支持到位、人员配备到位、安全责任到位的基础上，将相应地域范围内电网设备的实时运行控制业务纳入调度统一管理。设备运行监控功能模块应满足智能电网调度技术支持系统功能规范和相应技术标准的要求。 通信网发展应遵循“建设、整合、优化”的原则，在满足电网生产运行和公司经营管理的同时，更要注重各级通信资源的整合，提高可用性，进一步优化网络结构，提高通信网运行和应急处置效率，提升通信保障能力。 提升基础自动化水平，提高基础数据的完整性、准确性。进一步提高电压测量精度，实现刀闸、变压器分接头等状态量的全部采 154 集，满足电网分析应用软件需求，站内设备告警信息传至监控中心，一、二次设备动作信息传至相应的调度机构，实现智能告警应用。 加强新能源运行控制特性分析，新能源占电网最大负荷10%以上的地区，在年度方式及计划检修中需专题深入分析新能源对系统特性的影响。 技术标准 现有的调度专业标准体系还不够完善，目前还没有一套能涵盖所有调度专业应用功能的系列规范，缺乏调控一体化方面的标准。广域、全景、各级调度一体化技术支持平台的建设亟需相应标准体系的指导和推进。智能电网调度所需的一些技术标准还比较缺乏，如相量测量单元（PMU）及广域实时动态监视系统（WAMS）、实时在线预警功能等。此外，大规模风电、太阳能发电等新能源及储能系统的集中接入，对调度技术和运行管理提出了新的要求，亟需制定相应标准。 表4-11 调度环节技术标准制定规划 计划完成时 标准名称 制定状态 间(年) 智能电网调度模型数据描在制定 2010 述系列标准 智能电网调度系统基础协部分已有、部分在2010 智能电网调度技术议系列标准 制定 支持系统 智能电网调度基础平台功在制定 2012 能系列规范 智能电网调度系统应用功部分在制定、部分2010 能系列规范 待制定 电网运行集中监控 待制定 2010 电网运行集中监控中心建 155 计划完成时 标准名称 制定状态 间(年) 设系列标准 电网运行集中监控中心运待制定 2013 行系列标准 电网运行集中监控系统系在制定 2013 列功能规范 图4-11 调度专业标准制定技术路线图 关键设备（系统） 超大规模特高压互联大电网的安全运行，需要更为高效的调度运行机制和更为先进的技术支持手段，需要在更大范围内实现调度业务的统一协调和精细化分工。为此，需要研制智能电网调度关键装备，以适应坚强智能电网建设的需要，提升调度驾驭大电网能力和调度技术装备水平。目前，能量管理系统（EMS）、广域相量测 156 量系统（WAMS）、动态稳定监测预警等系统、调度管理系统（OMS）、调度数据网络、电力二次系统安全防护等得到了广泛应用，其中EMS总体技术达到国际先进水平；建成了以光纤环网为骨干网架的电力通信专网；开展了智能电网调度技术支持系统的研究与研制。 为保障智能电网建设，尤其是保证智能电网调度技术支持系统试点工程顺利实施，调度环节必须加快研制和完善智能电网调度技术支持系统等相关设备。 智能电网调度技术支持系统面向电网调度的核心业务应用，主要包括一个基础平台和实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理四类应用。 根据公司智能电网分阶段发展目标，调度环节关键设备具体研制计划见图4-12，图上用研制的设备和时间坐标来表述关键设备的研制计划。 157 图4-12 调度环节关键设备研制计划图 重点项目 智能电网调度技术支持系统建设 开展智能电网调度技术支持系统基础平台和实时监控与预警、安全校核、调度计划、调度管理四类业务应用的研究开发和标准化建设，公司省级以上建成一体化智能调度体系，地县级进行标准化、 158 规范化建设，提高调度信息化、自动化、互动化水平，为智能电网安全优质经济运行提供坚强的技术支撑。 以获取广域、全景信息实现电网高度信息化为前提，以统一平台为基础，围绕分布式、一体化共享的信息支撑、多维协调的安全防御、精细优化的调度计划和规范高效的流程化管理这四条主线，建成完整的实时监控与预警、安全校核、调度计划和调度管理四类应用，实现稳态、动态和暂态一体化监视、分析、预警和预控，实现电网全方位、全过程、全信息的实时监视、综合预警、安全裕度评估和在线辅助决策支持；支持运行状态、电网潮流的灵活控制，以合理成本满足电源、用户和市场的不同需求以及国家节能减排的政策要求，适应多周期调度计划和多调度模式的需求，提升电网安全高效运行水平和接纳大规模可再生能源能力；实现方式断面、N-1故障和动态安全的在线安全校核；实现全局统筹协调优化的调度计划编制；实现规范标准、上下贯通的调度管理。 1、省级以上智能电网调度技术支持系统 （1）实时监控与预警类应用 实时监控与预警类应用实现对电力系统稳态运行状态的监视、控制、分析和评估，实现电力系统动态运行状态的监视、分析和预警，以及稳态、动态、继电保护和安全自动装置等实时信息的综合利用。实时监控与预警类应用主要包括电网实时监控与智能告警、 159 电网自动控制、网络分析、在线安全稳定分析、电网运行辅助决策、水电及新能源监测分析、调度员培训模拟、运行分析与评价、辅助监测等九个方面的应用功能。 （2）调度计划类应用 调度计划类应用实现满足节能发电调度和电力市场需求的调度计划，构筑从日前、日内到实时的安全运行防线，开发适应节能发电调度、“三公”调度、电力市场等不同要求，充分考虑特大电网安全和节能环保等复杂约束条件的大规模、多目标、多时段、安全经济一体化的经济调度和优化调度计划类应用，实现国、网、省三级调度计划的统一协调和先进实用的调度计划评估分析。调度计划类应用主要包括预测、申报发布、检修计划、短期交易管理、水电及新能源调度、发电计划、计划分析评估以及考核结算等方面的应用功能。 （3）安全校核类应用 安全校核类应用将各种计划和预测综合在一起，实现发电计划、检修计划的静态及动态安全校核，实现短期发电计划的闭环安全校核和调整，实现国、网、省三级调度计划和安全校核的协调。安全校核类应用为检修计划、发电计划和电网运行操作提供校核手段，实现各种预想运行方式和实时运行方式下的电网安全分析。安全校核类应用主要包括静态安全校核、稳定计算校核、辅助决策、稳定 160 裕度评估等四方面应用功能。 （4）调度管理类应用 调度管理类应用实现业务应用和流程规范化一体化以及电网综合分析与评估，面向电网资源的模型一体化和二次设备全寿命管理，主要为调度机构日常调度生产管理提供支撑。主要包括：生产运行、专业管理、综合分析与评估、信息展示与发布、内部综合管理五大部分。通过调度管理类应用实现调度生产管理的专业化、规范化、流程化、智能化。 调度管理类应用一方面将重点研究调度部门跨专业的高效流程管理，实现内部管理的流程化、一体化；另一方面将以各级调度管理标准化、一体化为前提，以纵向信息交换、分布式查询等方式为支撑，实现上下级调度间的“纵向贯通”，并通过调度管理类应用的窗口和服务支撑作用，和公司其他系统间的“横向集成”，实现智能电网调度技术支持系统与整个智能电网信息化体系的大融合。 2、地县调级智能电网调度技术支持系统 （1）实时监控与分析类应用 地县调实时监控与分析类应用主要包括实时监控与智能告警、网络分析、智能分析与辅助决策、水电及新能源监测分析、调度员培训模拟、运行分析与评价和辅助监测七个应用。实时监控与智能告警应用主要包括：电网运行实时监控、变电站集中监控、配电网 161 运行监控、二次设备在线监控、综合智能告警和自动电压控制等功能模块。与省级以上应用相比，智能分析与辅助决策应用有较大区别。主要应用功能包括：停电范围分析、供电风险分析、合环操作风险分析、负荷转供辅助决策、拉限电辅助决策、单相接地拉路辅助决策、调度智能操作票和综合故障分析等功能模块。 （2）调度计划类应用 地县调调度计划类应用主要包括预测、检修计划、水电及新能源调度、电能量计量等应用。预测应用主要包括水库来水预测、短期系统负荷预测、短期母线负荷预测、超短期系统负荷预测、超短期母线负荷预测和新能源发电能力预测等功能。 （3）调度管理类应用 地县调调度管理类应用主要包括生产运行、专业管理、综合分析与评估、信息展示与发布四个应用。地县调度管理类应用建设主要采用地县一体化建设模式，即地调的系统包含县调功能，县调采用远程访问地调系统的方式使用调度管理类应用。 3.实施计划 结合“三华”特高压同步电网的运行要求和网省调系统的实际情况，初步计划用５年时间，完成系统在国、网、省主备调系统的推广应用，实现国、网、省三级调度技术支持系统的一体化建设，并逐步在公司系统地县调度按照统一规范标准进行全面推广应用。 162 第一阶段（2009～2010年） 完成可视化技术、在线并行计算技术、同步相量测量深化应用技术、安全防护技术等的研究应用；研究适应交直流混合大电网的运行控制关键技术和基础理论，研究大电网连锁事件条件下的智能预警技术等；华中开始建设基础平台和电网运行稳态监控、AGC、状态估计等智能电网调度技术支持系统基本功能；国调，华北、华东、华中网调，江苏、四川省调进行省级以上智能电网调度技术支持系统相关内容试点建设；北京海淀、河北衡水、辽宁沈阳试点建设地调级智能电网调度技术支持系统；至2010年完成9个第一批试点项目建设。 第二阶段（2011～2015年） 研究各类新型发输电设备的高效调控技术，研究适应大规模新能源接入的运行控制技术和大范围水电、火电、风电等的联合优化调度技术等。2011年，国调、华北、华东、华中、江苏、四川6家建成完整的技术支持系统，后续年份逐渐全面推广智能电网调度技术支持系统建设。至2015年，80%的地调建成智能电网调度技术支持系统，50%的县调建成智能电网调度技术支持系统。 第三阶段（2016～2020年） 全部调度完成智能电网调度技术支持系统建设。部分地县调可以根据情况建设一体化系统。 163 大电网智能分析 第一阶段（2009～2010年） 在2010年，依托国家电网仿真数据中心，建立省级以上调度机构仿真分析计算数据库，进一步提高基础数据一致性，统一命名规范，促进各级调度中心基础数据的“源端维护、全网共享”。 第二阶段（2009～2010年） 在2012年前，完成适应国、网、省三级调度的异地联合计算，覆盖从地区电网到特高压大电网、从离线到在线、从机电暂态到电磁暂态的全状态、全时间尺度仿真分析需求的电网运行分析支持工具建设。在2015年前，要配合公司业务流程的整合，努力实现公司层面的信息统一智能化管理。 在2012年，在调度技术支持系统中实现“中期（2～3年）滚动、年度统筹、月度协调、日前校核”的电网运行方式全周期集中管理功能。在2015年前，进一步实现电网运行方式优化安排辅助决策功能。 在2012年前，通过对EMS/WAMS/OMS等海量数据的准确辨识和对相关技术支持系统的有效整合，实现对大电网实时运行的敏锐监视和准确分析；基于电网动态安全预警系统的开发和优化，加强调度在线安全预警能力，初步实现大电网运行风险预控功能。在2015年前，深入研究并开发大电网智能决策功能，建立基于风险的 164 电网运行安全防御系统，提高电网协调控制和应急处置能力。 在2015年前，在深入研究掌握大电网运行特性和机理的基础上，开发智能分析手段；针对联锁故障研究电网纵深防御能力和体系建设，提出特高压互联系统解列和低频、低压减载等第三道防线协调配置方案，逐步建立在线自适应的电网安全稳定第三道防线。 水电优化及智能化调度 （1）水库智能化在线调度。研究水库智能化在线调度和风险分析的原理和方法，开发集实时监视、趋势预测、在线调度、风险分析为一体的水库智能调度软件。根据水库来水和蓄水情况及水电厂的运行状态，对水库未来的运行进行趋势预测，对水库异常情况下水库调度决策进行实时调整，并提供决策风险指标，规避水库运行可能存在的风险，提高水能利用率。（2）水库调度高级应用的开发。结合智能电网调度支持系统的开发，开发水库调度高级应用功能。实现国调、网调、地调水库调度高级应用。（3）水电站群的联合优化调度。充分利用特高压电网优势，努力发挥水电及新能源各自优势，深入开展清洁能源与化石能源联合补偿调度工作，开展长江中上游巨型水电站群的联合优化调度研究，逐步实现国家电网区域大型水电站水库联合优化调度和更大范围资源优化配置。 第一阶段（2009～2010年） 以水库短期来水预报和水情自动测报系统输入为开展前提，以 165 电网下达的发电计划和水量平衡计算为基础，采用科学计算可视化方法和基于知识的启发式调度进行研究，建立水库智能化在线调度模型及实现机制和方法，对计算成果采用风险理论进行分析；实现华中地区水库调度高级应用。 第二阶段（2011～2015年） 实现集实时监视、趋势预测、在线调度、风险分析为一体的水库智能化在线调度和风险分析系统；实现华中、福建、四川、湖北等水电丰富地区的水库调度高级应用。 第三阶段（2016～2020年） 水库智能化在线调度和风险分析系统在全国进行应用和推广；结合智能电网调度支持系统的开发，全面实现国调、网调、地调水库调度高级应用。 新能源调控能力建设 1、风电调度自动化功能建设 紧密联系风电功率预测系统建设，实现风电运行信息的有效监视，分析电网和风电的运行状态，结合智能电网调度自动化系统的开发，实现风电调度自动化功能。 第一阶段（2009～2010年） 在风电发展较快的地区，开展风电调度自动化功能建设，首先在西北和吉林开展试点。 166 第二阶段（2011～2015年） 总结西北、吉林的研究与建设经验，进一步完善风电调度自动化功能。优先在大型风电基地进行推广应用。 第三阶段（2016～2020年） 在全网范围内实现风电调度自动化功能。 2、光伏发电功率调度自动化功能建设 紧密联系光伏发电功率预测系统建设，实现光伏发电运行信息的有效监视，分析电网和光伏发电的运行状态，结合智能电网调度自动化系统的开发，实现光伏发电调度自动化功能。 第一阶段（2009～2010年）开展基础理论研究。 第二阶段（2011～2015年）功能研发。 第三阶段（2016～2020年）光伏发电集中地区试点应用。 3、核电机组调度自动化功能建设 第一阶段（2009-2010年） 持续跟踪核电技术发展，结合机电暂态/中长期时域仿真以及对核电机组实测仿真建模技术发展，对核电机组参与调峰的需求及技术条件进行初步研究。 第二阶段（2011～2015年） 深入研究对核电机组参与调峰的需求及技术条件，研究核电机组特性及对电网安全稳定性的影响；开发核电机组调度自动化系统。 167 第三阶段（2016～2020年） 在公司经营范围内实现核电机组调度自动化功能。 调度数据网双平面和安全防护体系建设 建设坚强的电力生产专用网络，重点完成调度数据网第二平面建设，完善现有调度数据网，覆盖公司范围调度、发电厂和变电站，提高对电力生产业务的可靠支撑。调度数据网基于国家电网SDH通信传输网络，采用IP over SDH、MPLS/VPN的技术体制组网，按照《电力二次系统安全防护规定》划分控制区、非控制区和应急VPN，与企业管理信息网络在纵向上实现物理隔离。 调度数据网第二平面全网由两级自治域组成：国调、网调、省调、地调节点组成骨干网；各级调度和直调厂站组成相应接入网。总体工程覆盖范围为地级以上调度机构和相应发电厂、变电站。 电力二次系统纵深安全防护体系建设与调度数据网第二平面建设同步进行，全面部署电力专用纵向加密网关，实现数据流监控和安全加密传输，满足国家信息系统安全等级保护和电力系统纵深安全防护的要求，确保智能电网中控制过程的安全。 第一阶段（2009～2010年） 2009年10月建成骨干网，2010年12月建成骨干网各子区，2011年底前完成网、省调接入网建设。具体安排如下： 2009年10月完成调度数据网第二平面省级以上骨干网建设， 168 共包括共31个调度节点。 2010年完成公司各级调度和330kV以上厂站纵向加密认证装置和防火墙的部署，严格设置安全策略，实现纵向加密认证装置的密文通信。完成调度数字证书系统的升级改造，所有上线运行的业务系统满足安全加固的要求。完成电力二次系统纵深安全防护体系研究。 2010年12月底前完成调度数据网第二平面骨干网各子区，共包括：华北、东北、北京、天津、河北、山西、山东、辽宁、吉林、黑龙江、上海、江苏、浙江、安徽、福建、河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、西藏共27个网省调到地调的骨干网分区（包括相关备调节点）。 第二阶段（2011～2015年） 2011年前完成网、省调接入网建设，覆盖全部220kV以上电压等级厂站，实现与骨干网的接入，满足接入网间的备份要求。初步实现电力二次系统纵深安全防护体系。 2015年前完成各级调度数据网接入网建设和现有调度数据网的改造，实现调度数据网双平面建设，满足接入网间的备份要求。全面实现电力二次系统纵深安全防护体系，保障智能电网调度技术支持系统安全稳定运行。 169 国家电网备用调度体系建设 加快备用调度技术支持系统建设，研究备用调度工作机制和运行模式，开展备用调度同步值班试点，制定省级以上备用调度运行管理规定，实现主、备调一体化运行，增强调度运行的可靠性和连续性。 进一步研究、完善主、备调度技术支持系统之间的同步技术，建设备用调度技术支持系统。采用异地互备、异地共备等多种方式，实现国、网、省三级调度中心的异地备用要求，有条件的重点城市也可建立地调系统的备用调度技术支持系统。 将备用调度建设纳入国家电网调度一体化建设的总体框架中，利用智能电网调度技术支持系统开发成果，坚持统筹规划、统一方案审查、统一技术规范、统一设计开发、统一组织实施。除已经建成备用调度的江苏、福建、陕西、四川、安徽等5个单位外，其它新建备用调度的25个网、省调拟分批实现备用调度功能。 第一阶段（2009～2010年） 2009年，北京、上海、湖北、河南、辽宁、宁夏6个单位采用与原主调自动化系统相同型号的系统建设备调。 2010年，东北、西北、黑龙江、吉林、天津、河北、山西、山东、江西、四川（升级）、重庆、浙江等12个单位采用智能电网调度技术支持系统建设备用调度功能。 170 第二阶段（2011～2015年） 2011年，甘肃、青海、新疆、湖南、西藏5个单位采用智能电网调度技术支持系统实现备用调度功能。 “三华”电网的华北、华东、华中网调与国调采用主调间异地互备模式实现备用（1+3模式），建成互为备用的一体化“三华”电网智能电网调度技术支持系统，为进一步加强“三华”特高压互联大电网调度创造条件。 先期采用与原主调自动化系统相同型号的系统建设备调的11个单位（江苏、福建、陕西、四川、安徽、北京、上海、湖北、河南、辽宁、宁夏）具备条件时逐步升级为智能电网调度技术支持系统。 基础自动化整治和实用化工作 在公司系统各网、省（自治区、直辖市）公司调度管辖范围220kV以上变电站（开关站、直流换流站）、发电厂，调度主站系统全面开展自动化基础数据质量综合整治工作，进一步提高基础数据完整性、准确性、一致性、及时性、可靠性。一是提高量测覆盖率，提高基础数据完整性，满足全网可观测的要求。二是全面开展厂站量测数据检测与校核工作，通过各种技术手段提高基础数据准确性。三是协同各专业推进电网模型和设备参数的统一管理、分级维护工作，促进各级调度中心基础数据的“源端维护、全网共享”，提高基础数 171 据一致性。四是进一步提高基础数据及时性，为分析预警功能提供及时、统一时标的基础数据；加强模型参数管理，及时准确地维护基础模型和设备参数。五是加强维护和管理，进一步提高基础数据可靠性。六是进一步加强IEC61970、61850、61968等系列标准的推广应用，推进调度自动化、变电站自动化、配网自动化的数据模型和程序接口的标准化，实现基础数据和基本功能的标准化交互与共享。 以新的EMS实用化验收为契机，全面提高系统应用软件的实用化水平，为智能电网调度体系建设打下坚实基础。 第一阶段（2009～2010年） 各网省公司在2010年6月底前全面完成220kV以上厂站的调度自动化基础数据质量综合整治工作。 第二阶段（2011～2015年） “十二五”期间，各网省公司持续开展基础数据质量综合整治和系统应用实用化工作，并组织地区级调度开展此项工作。2013年12月前，所有网省调EMS通过实用化验收。 表4-12 调度环节重点项目及分阶段实施计划 重点重点工程工程第一阶段 第二阶段 第三阶段 领域 名称 智能智能（1）在国调、华北、（1）研究各类新型发输电全部调度完电网电网华东、华中网调，江设备的高效调控技术，研成智能电网调度调度苏、四川、福建省调，究适应大规模新能源接入调度技术支技术技术沈阳、北京海淀、苏的运行控制技术和大范围持系统建设。 172 重点重点工程工程第一阶段 第二阶段 第三阶段 领域 名称 支持支持州地调开展试点工水电、火电、风电等的联部分地县调系统 系统作； 合优化调度技术等。（2）可以根据情建设 （2）完成系统建设2011年，国调、华北、华况建设一体框架、总体设计、系东、华中、江苏、四川6化系统。 列功能规范。 家建成完整的技术支持系统，后续年份逐渐全面推广智能电网调度技术支持系统。 （3）至2015年，80%的地调建成智能电网调度技术支持系统，50%的县调建成智能电网调度技术支持系统。 （1）在2012年前，完成适应国、网、省三级调度的异地联合计算电网运行分析支持工具建设。 （2）2012年，在调度技术支持系统中实现电网运行方式全周期集中管理功能。 在2010年，建立省(3) 2012年前，实现对大级以上调度机构仿大电电网实时运行的敏锐监视调度真分析计算数据库，网智和准确分析；初步实现大智能统一命名规范，促进 能分电网运行风险预控功能。分析 各级调度中心基础析 （4）2015年前，建立基数据的“源端维护、于风险的电网运行安全防全网共享”。 御系统。 （5）2015年前，开发智能分析手段；提出特高压互联系统解列和低频、低压减载等第三道防线协调配置方案，逐步建立在线自适应的电网安全稳定第三道防线。 水电水库智能化在线调实现集实时监视、趋势预水库智能化水电优化度;水库调度高级应测、在线调度、风险分析在线调度和调度 及智用的开发; 水电站群为一体的水库智能化在线风险分析系 173 重点重点工程工程第一阶段 第二阶段 第三阶段 领域 名称 能化的联合优化调度。 调度和风险分析系统；实统在全国进调度 现水电丰富地区的水库调行应用和推度高级应用。 广；结合智能电网调度支持系统的开发，全面实现国调、网调、地调水库调度高级应用。 风电在风电发展较快的调度总结西北、吉林的研究建在全网范围地区，开展风电调度自动设经验，进一步完善风电内实现风电自动化功能建设，首化功调度自动化功能。优先在调度自动化先在西北和吉林开能建大型风电基地推广应用。功能。 展试点。 设 新能光伏源调发电控 功率功能研发。在青海、宁夏光伏发电集调度开展基础理论研究。等光伏发电较快的地区开中地区试点自动展示范应用。 应用。 化功能建设 (1)2009年10月完成调度数据网第二平面省级以上骨干网（1）2011年前完成网、调度建设，共包括共31省调接入网建设，覆盖全数据个调度节点。 部220kV以上电压等级厂网双(2)2010年完成公司站，。初步实现电力二次系调度平面各级调度和330kV统纵深安全防护体系。 数据和安以上厂站纵向加密（2）2015年前完成各级 网 全防认证装置和防火墙调度数据网接入网建设和护体的部署。完成电力二现有调度数据网的改造，系建次系统纵深安全防实现调度数据网双平面建设 护体系研究。 设。全面实现电力二次系（3）2010年12月底统纵深安全防护体系。 前完成调度数据网第二平面骨干网各 174 重点重点工程工程第一阶段 第二阶段 第三阶段 领域 名称 子区，共包括：华北、东北、北京、天津等共27个网省调到地调的骨干网分区（包括相关备调节点）。（1）2011年，甘肃、青海、新疆、湖南、西藏5个单位采用智能电网调度2009年，北京、上海、技术支持系统实现备用调湖北、河南、辽宁、度功能。 宁夏6个单位采用与（2）“三华”电网的华北、国家原主调自动化系统华东、华中网调与国调采电网相同型号的系统建备用用主调间异地互备模式实备用设备调。 调度现备用（1+3模式），建成 调度2010年，东北、西北、系统 互为备用的一体化“三华”系统黑龙江、浙江等12电网智能电网调度技术支建设 个单位采用智能电持系统。 网调度技术支持系（3）先期采用与原主调自统建设备用调度功动化系统相同型号的系统能。 建设备调的11个单位具备条件时逐步升级为智能电网调度技术支持系统。基础“十二五”期间，各网省自动各网省公司在2010公司持续开展基础数据质化整年6月底前全面完成量综合整治和系统应用实治和 220kV以上厂站的调用化工作，并组织地区级 实用度自动化基础数据调度开展此项工作。2013化工质量综合整治工作。年12月前，所有网省调作 EMS通过实用化验收。 175 通信信息平台 通信信息平台是支撑坚强智能电网建设的重要手段，贯穿发电、输电、变电、配电、用电、调度六个环节。通信信息建设将推动实现电网规划、设计、建设、生产、运营、服务信息的全面采集、流畅传输和高效处理，提升设备和业务处理的自动化水平；形成包含公司全部业务的信息系统，提升业务管理的现代化水平，实现全网资源的优化配置、高效利用和风险的全面控制；搭建信息共享透明、流程规范集成、功能强大的业务协同和互操作平台，提升人与应用系统之间、六个环节之间、各业务之间、公司与各利益相关者之间的互动水平；充分利用坚强智能电网多元、海量信息的潜在价值，挖掘其背后所蕴含的知识，提升电网的智能分析和科学决策水平；利用智能电网把各种供电、用电设备连接一体，为物联网提供通讯载体，拓展物联网应用。 充分利用现代通信信息技术，在电网数字化和自动化发展基础上，不断深化发电、输电、变电、配电、用电和调度环节的数据采集、传输、存储和利用，实现数据采集数字化、生产过程自动化、业务处理互动化、经营管理信息化、战略决策科学化。以智能化电网发展需求为核心，促进各级通信网协调发展，提高对各级通信资源的调配能力、提高对各类通信业务的承载能力、提高对各种自然 176 灾害和外力破坏的抵御能力，建立符合坚强智能电网的通信网络平台，逐步完善通信专业管理体系、通信技术标准体系。在SG186工程基础上，建设信息高度共享、业务深度互动、覆盖面更广、集成度更高、实用性更强、安全性更好、国际领先的国家电网资源计划系统（SG-ERP），扩展和完善一体化企业级信息集成平台建设，实现生产与控制、企业经营管理、营销与市场交易三大领域的业务与信息化的融合，集成和共享电力流、信息流、业务流等全部企业信息，支撑公司业务分析，辅助公司战略管理。 规划目标和发展路线 总体目标： 通过智能电网通信信息平台关键设备的研制与应用，满足智能电网整体建设和各环节建设对通信信息平台的装备需求，建立以光纤化、网络化、智能化为特征，结构合理、安全可靠、绿色环保、经济高效、覆盖面全的大容量、高速通信网络；优化网络架构，加大资源整合优化力度，实现骨干传输网建设和完善；支撑配电和用电环节通信网建设，建立用户与智能电网之间实时、互动、开放、灵活的通信网络；加强同步网的统一规划和建设，实现通信支撑网建设和优化；推进电力光纤到户技术研发应用，提升公司增值业务能力。 在SG186工程基础上，围绕信息网络、信息平台、信息标准、信息集成、信息展现和信息安全六个方面，按照能量全过程管理、 177 资产全寿命管理、全部客户关系管理和全面企业风险管理等五条主线，开展全面完善深化建设，打造国际一流、电网特色的一体化企业级信息集成系统。全面建成国家电网资源计划系统（SG-ERP），实现信息采集的自动化、业务处理的标准化、管理控制的精益化、资源配置的集团化、电网运营的集约化、客户服务的互动化、综合展现的可视化、分析决策的智能化；将通信信息平台扩展至能量管理领域，与能量管理系统实现集成，包括公司所有业务链，实现公司整体业务分析和辅助战略管理；确保信息采集更全、生产自动化和管理信息化程度更高、信息技术更新、业务互动化方式更好、更能解决实际问题；加强信息安全边界防护工作，建立健全公司信息安全保障、监督体制和机制，规范公司对外网站管理，确保信息安全可控、能控、在控。 分阶段目标： 第一阶段（2009～2010 年） 在对电力通信网现状和智能电网需求分析以及前瞻性技术研究的基础上，研究确定新一代电力通信网络体系架构和演进过渡路线，深化网状网建设方案的研究，组织关键技术攻关。以特高压工程建设为重点，建设特高压配套光通信工程。开展智能配电通信技术研究和试点工作，加快适合于智能输电网、智能变电站的通信方案研究。配合特高压工程和跨区联网工程，全面推进省级以上通信网建 178 设，积极研究适合于智能电网的通信技术和设备。进一步优化各级通信网结构，确保公司“十一五”通信发展规划目标的顺利实现。 建成SG186工程，完善现有业务系统功能，推进应用集成和数据共享，着力深化应用；依据公司坚强智能电网整体规划，制定智能电网信息化总体框架和建设方案，并开展试点验证；开展共性关键技术研究及一体化企业级信息模型设计，制定相关标准规范；开展六个环节智能电网信息化的试点，完成资产全寿命周期管理应用系统的基础功能建设和试点，推进用户用电信息采集系统建设并与相关业务系统集成，按照企业全面风险管理总体架构和技术路线开展各环节安全生产风险体系研究；开展电网生产运行一体化全过程智能管控体系研究，实现三大领域的信息联动。开展新一代电力通信关键技术研究，研究确定新一代电力通信网络体系架构和演进路线，深化网状网建设方案的研究。开展电力通信网的资源优化配置，完善现有传输网，实现骨干传输网部分线路10Gbps/DWDM 宽带覆盖。满足备用调度中心的通信需求，建设国调、华北、华东、华中四个通信枢纽中心。完善业务网和支撑网，开展公司骨干通信同步网的改造和优化，建成与“三华”电网同步的安全可靠的电力骨干网。完成接入网新技术应用和体系架构的试点，初步建成基于光纤网络和电力线通信网络的宽带接入网。 第二阶段（2011～2015 年） 179 提出坚强的电力通信网络的体系架构，并进行关键技术的研发和部分成熟技术的推广应用。提出公司坚强智能电网的通信体系架构，建立智能电网通信技术标准体系；完成大容量、高速实时、具有时间同步能力、具有业务感知能力的下一代电力光传输网络技术研究并应用试点。结合备用调度中心建设对通信的需求，建设国网、华北、华东、华中四个通信枢纽中心，建成满足三华同步电网需求的安全可靠的支撑网；完成智能变电站通信网络技术、智能配电通信网络技术、智能用电通信网络技术及分布式能源通信技术研究并应用试点；完成智能电网通信保障技术研究并应用试点；完成智能家庭通信网络技术前瞻性研究；研究和建设电力通信网智能化管理系统；开展能够提供社区广告、IPTV、语音等基于电力网、电力通信与信息网、电信网、有线电视网等的技术研究。 基本建成SG-ERP系统，主要业务应用达到国际领先水平。资产全寿命周期管理应用系统全面建成；用户用电信息实现自动采集和双向互动；实现三大领域的业务联动；全面展开智能决策研究，基本达到电力流、信息流、业务流的三流合一。建成规范、统一、全覆盖的输配电通信传输网、接入网、管理网、同步网。基本建成电力通信网综合监测、管理、预警系统，建设协调统一的电力通信同步网。完善电力通信网可靠性、脆弱性及风险分析技术手段，建立配套管理机制。 180 第三阶段（2016～2020年） 全面建成“坚强”骨干电力通信网，基本建成智能变电站通信网、配网通信网、用电通信网及分布式能源接入通信网。优化完善坚强智能电网的电力通信网，全面建设智能电网通信保障系统；建成全覆盖发电、输电、变电、配电、用电、调度通信业务的通信传输网、业务网和支撑网，满足坚强智能电网运营的要求。根据电网发展趋势，开展未来电网的通信新理论和新技术的研究，形成满足智能电网运行的、成熟的通信管理、通信技术、通信标准、通信网络体系；为用户提供用电信息发布、紧急救助等服务，推广应用基于电力光纤到户技术的增值业务。 全面建成SG-ERP系统，信息化整体达到国际领先水平。完善提升公司资产全寿命周期管理应用系统；进一步强化和优化通信网络，提高通信网络管理的智能化水平；建立电网生产运行一体化全过程智能管控体系，实现三大领域的高度融合；实现智能决策,支撑和引领坚强智能电网发展，持续提升绩效。 发展路线 通信专业管理体系：建立公司系统规范、统一的通信管理体系和高素质的通信队伍，在通信机构设置、人员配置、技术能力、管理手段等方面能够满足智能电网建设、运营和维护的需要。 通信技术标准体系：实现与智能电网相适应的通信技术标准体 181 系，根据智能电网的发展和技术要求，超前研究，积极实践，制定并完善通信专业在规划、设计、建设、运行、管理等方面统一的通信标准。满足通信网发展的需要。 国家电网企业资源计划系统(SG-ERP)：在SG186工程基础上，基于企业供应链分析，深化和完善公司能量全过程管理、资产全寿命管理、全部客户关系管理、全面企业风险管理信息化建设，扩展和完善一体化企业级信息集成平台建设，融合和共享电力流、信息流、业务流等全部企业信息，支撑公司业务分析，辅助公司战略管理。 技术标准 通信专业领域技术标准主要包括电力特种光缆、电力载波通信、无线通信、光通信、传送网、支撑网、电力应用通信、业务网等相关标准。在公司颁布的《公司技术标准体系表》（2007版）中，通信只是作为第三层结构中的一个分类子目录，还没有形成电力通信标准子体系，相应的《电力通信专业标准体系表》尚未建立；信息技术方面的标准虽然比较多，但是针对工控系统和电网建设的信息标准比较少；国内外针对电网的信息安全标准化研究工作起步较晚，因此各标准组织在该领域内的标准制定工作或仍在制定中或刚刚结束，而针对电力通信网络的安全标准起步更晚。在通信信息领域中，电力特种光缆技术系列标准、配电和用电侧通信网系列规范、智能电网一体化信息模型、电网GIS平台、智能电网信息系统及设备的 182 信息安全技术规范和安全性评估准则等方面的标准亟需补充制定。 信息与安全主要包括信息基础综合、信息资源与服务、信息安全三个关键技术领域。国内外电网的信息与安全标准化研究工作起步较晚，因此各标准组织在该领域内的标准制定工作或刚刚完成或仍在制定中。另外，在后续的工作中如何将这些标准结合起来应用于我国智能电网建设也是一个需要攻克的难题。在信息与安全领域中，电力系统整合、智能电网一体化信息模型、工业通信网络安全等方面的标准亟需补充制定。 表4-13 通信信息技术标准制定规划 计划完 标准名称 制定状态 成时间(年) 传输网技术系列标准 待制定 2012 传输网 电力特种光缆技术系列标准 在制定 2010 部分已有、配电和用电侧通信2011 配电通信技术系列规范 待在定 网 用电侧通信技术系列规范 待在定 2013 部分已有、2011 业务网 专用业务通信技术系列规程 部分在制定 通用业务通信技术系列规程 待制定 2013 智能电网通信支撑平台网管系统系列规通信支撑网 待制定 2012 范 待制定 2010 智能电网一体化信息模型系列标准 在制定 2010 信息网络建设系列标准 智能电网信息基础电网空间信息（GIS）服务平台系列规平台 在制定 2010 范 在制定 2010 移动作业平台系列规范 智能电网信息应用在制定 2010 人力资源管理系统系列标准 183 计划完 标准名称 制定状态 成时间(年) 平台 部分已有,2010 财务管理系统系列标准 部分在制定 部分已有,2010 物资管理系统系列标准 部分在制定 部分已有,2010 安全生产管理系统系列标准 部分在制定 已有 项目管理系统系列标准 已有 营销业务应用系统系列标准 已有 协同办公管理系统系列标准 已有 综合管理系统系列标准 已有 通信网安全防护技术系列导则 在制定 2010 信息安全主动防御信息系统与设备安全技术系列规范 体系 待制定 2013 信息技术安全性评估准则系列标准 待制定 2011 信息安全管理体系系列标准 184 图4-13 通信信息专业标准制定技术路线图 关键设备（系统） 目前，公司已建成先进可靠的电力通信网络，电力通信网络成为世界上最大的电力专用通信网络，其应用水平处于国际先进；公 185 司整体信息化水平达到或接近世界先进，SG186工程一体化平台和各类专业基础应用已初具规模，初步形成了信息等级保护纵深防御体系。但与智能电网建设要求比较，通信信息平台在以下几方面还存在一定差距：通信网络的资源整合和充分利用有待加强；总体上呈“骨干网强、接入网弱”、“高（电压）端强，低（电压）端弱”的态势，配用电通信差距较大；在信息基础设施的整合、生产控制与管理业务的联动、信息系统的实用化水平等方面还存在一定差距。 为保障智能电网建设，尤其是保证发电、输电、变电、配电、用电、调度各环节试点工程顺利实施，通信信息平台必须加快研制骨干传输网、配电和用电通信网、通信支撑网、信息化基础设施、信息安全与运维、信息系统与高级应用等方面的关键设备。 本环节包括“骨干传输网建设和完善”、“配电和用电环节通信网建设”、“通信支撑网建设和优化”、“信息化基础设施”、“信息安全与运维”和“信息系统与高级应用”。 （1）骨干传输网建设和完善关键设备 为了满足未来智能电网运行的需要，电网调度对电力通信网提出了更高的要求，需要建成自愈高效、适应多种业务灵活接入的电力通信网，骨干传输网建设和完善关键设备主要包括大容量、高速实时的电力专用智能化光传输系统、电力无线宽带通信网、电力通信通道加密装置和面向智能变电站应用的系列化工业以太网交换机 186 等。 （2）配电和用电环节通信网建设关键设备 配电、用电环节的通信水平相对输电网而言差距较大。从目前的技术条件看，没有一种单一的通信方式能够全面满足各种规模的配电、用电自动化的需要，为有效运用无源光网络、电力线载波、无线等接入通信技术，以公众通信网为补充，建设配电和用电环节通信网络，配电和用电环节通信网建设关键设备主要包括智能配用电一体化通信系统及无源光网络等核心通信设备、中高压电力载波通信设备、低压电力线载波通信设备、配电工频通信设备、智能家庭网络通信设备及系统和电力专用通信控制芯片等。 （3）通信支撑网建设和优化关键设备 我国建设了电力输配电网和电力通信网“两个网络”，电力输配电网络已成为世界上最大的电网。随着电力通信网络的规模和资源数量的增长，电力通信网也成为世界上最大的电力专用通信网络。为保障坚强智能电网通信网络的安全稳定运行，需要加强同步网的统一规划和建设，通信支撑网建设和优化关键设备主要包括全网时间同步系统、电力通信网智能化管理系统等。 （4）信息化基础设施关键设备 从基础支撑角度开展信息采集、交换、存储、处理、集成等多方面关键技术研究，研制满足智能电网各环节、各层次要求的信息 187 关键装备。信息化基础设施关键设备主要包括信息采集与数据交换平台、信息应用集成平台、基础应用开发平台、实时数据库、嵌入式系统平台等。 （5）信息安全与运维关键设备 从运行保障角度研发信息安全防护关键装备，开展信息综合监控、运行维护、防灾灾备等方面关键装备的研制与应用，实现自主建设与运维。信息安全与运维关键设备主要包括信息安全接入平台、安全移动作业终端、网络信任平台、新一代网络隔离装置、一体化信息系统监管运维平台、应用系统灾备系统等。 （6）信息系统与高级应用 从跨环节应用集成业务角度，研制覆盖智能电网多个环节、多个层次的业务系统和信息平台。信息系统与高级应用包括电网信息一体化综合展现平台、综合辅助决策分析模型及分析系统、地理信息系统与空间服务平台等。 根据公司智能电网分阶段发展目标，通信信息平台关键设备具体研制计划见图4-14，图上用研制的设备和时间坐标来表述关键设备的研制计划。 188 图4-14 通信信息平台关键设备研制计划图 189 重点项目 通信网络工程 第一阶段（2009～2010年） 完善信息网络架构，扩大网络覆盖面，优化骨干传输网，扩充传输容量；完成新一代信息网络安全隔离装置的开发；传输网络建成以国调、华北、华东、华中四大通信枢纽站为一级核心枢纽站点，省级层面对应上级核心枢纽站点的二级汇接枢纽站点的分层结构；提出配用电侧通信一体化网络综合解决方案及通信管理规范，建设示范工程；建设满足智能用电管理需求的通信网络，推进用电信息采集和双向实时信息交互；研究和应用IPv6、NGI等信息网络新技术，全面提升网络性能。 第二阶段（2011～2015年） 建成国网、网省共享的网状光纤网；骨干传输网络达到10Gbps/DWDM，构建国调、华北、华中、华东四个通信枢纽中心；数据网络骨干中继带宽部分能达到10Gbps；建立完善通信网管理机制；进一步提高信息网络的性能、安全可靠性、覆盖率和管理能力，全面建成满足智能电网要求的信息网络；全面开展配用电侧通信一体化网络建设；建设协调统一的同步网体系。 低压通信接入网 第一阶段（2009～2010年） 190 在电力光纤到户（PFTTH）方面，完成示范工程实施方案的制定、招标采购及工程实施前相关准备工作，完成3万用户电缆复合光纤到户。在电力线通信（PLC）方面，完成万用户规模的覆盖，承载电网基础设施增值服务业务。在通信网综合监控软件系统方面，完成相关信息接入及接口开发，实现各种高级应用功能及服务的扩展开发。 第二阶段（2011～2015年） 在低压网，逐步建立光纤低压通信接入网，实现新增城区居民用户100%光纤覆盖，并对现有居民用户区别应用低压电力线载波技术或无线网络技术进行通信覆盖，满足公司营销自动化和“三网融合”业务发展的需要。在高中压网，实现光纤化，实现公司直供直管范围内配电自动化及用电信息采集等业务所需监控站点全覆盖，形成全面支撑配电、营销自动化和电网基础设备增值服务业务的通信网络。 SG-ERP总体框架建设工程 第一阶段（2009～2010年） 完成SG-ERP体系框架研究，形成典型设计；研究制定适应坚强智能电网的统一信息标准规范；对面向服务架构(SOA)、数据可视化(Data Visualization)、云计算(Cloud Compute)、绿色IT(Green IT)等信息技术开展前沿研究，以满足业务快速变化、信息直观可见、 191 计算资源高效利用等需求。 研究支撑用电信息和设备状态信息采集、传输、交换和存储的基础平台并试点建设；完善应用集成架构，扩展对业务流程管理支持，满足跨应用的集成需求；开展智能应用集成架构和技术的研究并试点建设；提升数据交换的可靠性和性能，适应智能电网下海量、实时数据的交换和存储要求；构建企业级电网空间信息服务，研究海量实时数据管理平台并试点建设；加强多种展现支撑技术研究，支持可视化、互动化、集约化的业务应用建设；开展软硬件资源整合研究，优化公司软硬件资源配置，实现节电环保目标，支撑绿色信息系统建设；完善一体化信息运维综合监管系统。 第二阶段（2011～2015年） 完善、拓展SG-ERP体系的典型设计；形成适应坚强智能电网的统一信息标准规范；完成通信信息平台相关基础技术的研发。 完成支撑用电信息和设备状态信息采集、传输、交换和存储的基础平台的推广；构建支撑发电、线路、变电、配电、用电、调度各环节集成共享、流程互动的智能应用集成平台；研究一体化企业级信息模型，建设主数据管理平台，支持业务应用之间集成和数据共享；推广应用海量实时数据管理平台。 信息集成应用工程 （1）能量全过程管理 192 第一阶段（2009～2010年） 结合新一代智能调度技术支持系统的建设，开展电网生产运行一体化全过程智能管控体系研究；实现生产控制与企业管理的信息联动。 第二阶段（2011～2015年） 建设电网运行智能分析决策模块；应用信息集成技术，实现生产控制和企业管理的业务联动。 （2）资产全寿命管理 第一阶段（2009～2010年） 基本建成电网资产全寿命周期管理体系、财务管控体系和成本考核体系，建立以资产管理为核心，贯穿电网规划与计划、采购与建设、资产运行、资产处置全过程的智能电网资产全寿命周期管理模式；完善项目管理业务应用，研究开发电网资产智能规划、投资优化辅助决策、供应商关系管理等高级功能；通过全面信息集成，完成公司资产全寿命周期管理应用基础功能建设，实现帐、卡、物的联动。 第二阶段（2011～2015年） 健全与电网资产全寿命周期管理战略相适应的管理流程和工作机制；建立完善的资产成本管理体系，完成资产全寿命周期管理应用的全面建设；完善跨部门的业务流程集成和信息共享，提升电网 193 生产运行的智能管理水平。 （3）全部客户关系管理 第一阶段（2009～2010年） 依据标准化设计成果，完成全公司统一组织开发的营销管理应用的实施，统一全公司营销业务；结合用户用电信息自动采集系统，开展用户管理与服务双向互动技术支持平台建设，开展相关高级应用和辅助决策建设；优化完善和深化应用现有三级电力市场交易运营系统；进行智能电网电力市场交易运营系统可行性研究及需求分析；开展智能电网电力市场仿真与用户培训机制研究。 第二阶段（2011～2015年） 结合用户用电信息的自动采集和双向互动，建成适应智能电网要求的营销业务系统平台，拓展功能，实现营销业务从信息采集到客户服务、抄核收以及需求侧管理的自动化、互动化，实现与生产、调度等系统集成，建成高级应用和辅助决策系统；进行智能电网电力市场关键技术分项研究；建成适应“一特四大”战略下电网运营、电网经营分析要求，能提供灵活的市场服务品种，满足不同类型用户需求的智能电网电力市场交易运营系统。 （4）全面企业风险管理 第一阶段（2009～2010年） 梳理公司全面风险管理核心业务，固化风险管理流程；研究电 194 网企业全面风险管理应用的体系架构和实施路线；完成风险管理重点模块的试点建设并部分推广，具备向国家有关部门报送风险信息的能力。 第二阶段（2011～2015年） 根据试点建设成果，形成典型设计，完成重点模块的全面推广工作；完成全面风险管理业务应用其它模块的试点上线。 信息展现工程 第一阶段（2009～2010年） 深化完善两级企业门户及其级联应用,实现各类应用基于企业门户的信息集成；完善公司信息展现主题和指标规范，统一公司信息展现主题和指标；大力采用先进技术，丰富公司信息展现形式和手段；建设公司集中信息化展示中心。 第二阶段（2011～2015年） 对整个电网所涉及到的信息展现方式进行整理、归纳与分析，实现信息的多维可视化技术，包含时间维度、空间维度与管理维度等；实现电网信息的展现标准、规范，包括数据的二维展现技术、多维展现技术、关联信息可视化技术等。 通信信息安全工程 第一阶段（2009～2010年） 重点完成信息安全等级保护纵深防御体系建设，开展信息安全 195 防御体系研究，深化信息安全管理标准体系、网络信任技术体系、安全流程、安全监督与控制体系研究；研发下一代网络隔离装置、安全接入平台等信息安全核心装备，并进行推广；深化安全接入、安全传输、嵌入式技术等核心自主可控技术的研究与应用；深化技术督查机制，加强监控，规范信息安全管理及安全运行维护，实现监督、控制、管理及运维的持续提升；开展国家级信息安全实验室建设；开展灾备中心建设研究，建设公司集中式灾备中心。 第二阶段（2011～2015年） 研究等级保护、应用安全、网络可信体系、关键通信与网络协议规约的信息安全技术改进、嵌入式系统信息安全等关键技术；开展智能电网信息安全防护体系实践研究和应用，建立信息安全主动防御体系、认证体系，深化安全监测、预警与应急防御机制。 表4-14 通信信息平台重点项目及分阶段实施计划 重点工重点工第三阶第一阶段 第二阶段 程领域 程名称 段 在低压网，逐步建立光电力光完成PFTTH示范工程实电力光纤低压通信接入网，实纤到户施方案的确定、招标采纤到户现新增城区居民用户和电力购及工程实施前相关准 （PFTT100%光纤覆盖；在高中线通信 备工作。完成3万用户H） 压网，实现高中压网的 电缆复合光纤到户。 光纤化 196 重点工重点工第三阶第一阶段 第二阶段 程领域 程名称 段 对现有居民用户区别应用低压电力线载波技术电力线完成宽带PLC工程或无线网络技术进行通通信万用户规模的覆盖，承 信覆盖，满足公司营销（PLC） 载增值服务业务 自动化和增值服务业务发展的需要 实现公司直供直管范围通信网综合监控软件系内配电自动化及用电信通信网统完成相关信息接入及息采集等业务所需监控综合监接口开发，实现各种高站点全覆盖，形成全面 控软件级应用功能及服务的扩支撑配电、营销自动化系统 展开发 和增值服务业务的通信网络 信息运开展试点单位建设； 维综合信息化完成项目验收，并完成监管系平台试信息运维综合监管系统 统深化点工程 深化应用典型设计及推应用平广路线图。 台 完成网省公司物资主数主数据据接入，完成总体设计管理平 与概要设计； 台 系统整体上线运行。 海量实完成海量实时数据管理时数据平台的典型设计； 管理平试点单位试运行。 台 企业级非结构完成试点项目实施；形化数据成典型设计；完成推广 集中管路线图。 理平台 197 重点工重点工第三阶第一阶段 第二阶段 程领域 程名称 段 完成试点单位平台部署和试运行工作。 电网空2011年完成高级应用功完成高级应用功能、服间信息能、服务扩展的开发及务扩展的相关架构设 服务平测试工作。完成试点单计、数据模型设计、功台（GIS） 位部署、试运行工作。 能设计及相关规范修订补充工作。 智能信2011年完成典型设计、息集成完成试点项目实施。 推广路线图和项目验收 平台 智能电完成综合展示技术平台网综合的研发，完成在试点单 展示技位的试点应用。 术 生产和完成试点项目实施、典调度应型设计、推广路线图。 用集成试点工程项目验收。 建设 资产全寿命周完成试点单位的推广上期管理线工作；确定辅助决策 (LCAM)为核心的功能规范及研分析评究实施策略。 估系统 198 其他 技术标准 智能电网的名词术语与方法学系列标准 本系列标准的制定应从公司建设坚强智能电网的实际出发，借鉴IEC/PAS 62559《能源系统发展规划要求和智能化方法》和IEEE P2030指南：能源技术及信息技术与电力系统、终端应用及负荷的智能电网互操作性，以保证电网互操作性为目的，提出适合我国智能电网发展的技术路线和思想方法。本系列标准应包括智能电网的基本概念、定义、内涵、特征、术语等；发展和建设智能电网的思路、方法、知识描述、互操作性要求等。 本系列标准待制定，2010年完成。 智能电网各环节接口系列标准 智能电网的主要目标之一是实现全电网可靠、高效、灵活的业务和信息贯通，应用系统从多源数据源进行信息集成，传统数据接口模式难以解决这个问题。智能电网需要从信息体系架构和接口标准上予以高度重视和重点研究。目前涉及的应用系统分布在不同的专业和部门，基本支撑各个专业环节的运行和管理。智能电网各个环节的接口系列标准关注点是各环节之间的运行控制、业务管理等需要信息交互的标准。 本系列导则以电力企业系统信息接口系列规范为研究基础，如DL/T 1080系列标准，该系列等同采用IEC61968系列标准，与此相 199 同的系列有IEC61970 和IEC61850系列等。最终形成智能电网的接口系列标准，以适应智能电网应用层面的交互操作，促进多种分布式软件应用系统的集成，实现智能电网的全面信息化和自动化。 本系列导则主要内容包括：各环节应用系统之间的定义和通用信息模型。 综合与规划：输电网规划、配电网规划相关标准，能量管理系统、配电管理系统以及生产管理系统标准。 智能发电：除了传统的调度的标准，还有分布式电源接入配电所产生的配调一体化所需要的信息标准系列。 智能输电：主要与调度和生产系统相关的系列标准。 智能配电：涉及调度、用电、生产管理、规划、资产管理等标准。 智能用电：与大用户智能化需求侧管理；服务营销与公共信息系统；楼宇自动化、用户用能服务管理与用户系统；停电管理与配电自动化等 通信信息：实现各个专业环节的通信信息技术支撑，通信要实现全面覆盖和电力光纤到户的传输通信标准系列；信息与安全重点关注信息交互的体系架构以支撑信息标准的实现，地理信息的交换信息标准系列、安全认证技术标准系列、信息系统互操作标准系列等。 200 本系列标准待制定，2015年完成。 表4-15 标准制定规划 计划完成系列标准名称 制定状态 时间 (年) 坚强智能电网的名词术语与方法学系列标准 待制定 2010年 智能电网各环节接口系列导则 待制定 2015年 重点项目 上海世博园智能电网综合示范工程 上海世博园智能电网综合示范工程包括9个示范工程和4个演示工程。示范工程包括智能变电站、配网自动化工程、故障抢修管理系统、电能质量监测、用电信息采集系统、储能系统、新能源接入、智能用电楼宇/家居以及电动汽车充放电站等示范应用。演示工程包括智能电网调度技术支持系统展示、智能输电展示、信息平台展示、可视化展示。 1、示范工程 （1）110kV蒙自智能变电站 建设与公司企业馆一体化的110kV蒙自全地下智能变电站。互感器部分分别采用新型光纤电流互感器和电子式电压互感器、低功率电流电压一体化互感器；智能设备遵循标准进行建模和通信，实现各类应用系统信息共享和协调智能控制。 （2）配电自动化工程 世博园区配网自动化体系全面实现对10KV K型和P型配电站， 201 WX型站变等主要配网设备的实时运行工况信息。对园区内的所有10kV配电站及以下的环网设备（包括三百余台环网箱变，但不包括终端用户）全面实施配网自动化。在世博园建设配电网自动化主站系统实现三遥功能并具备集中式的自愈功能，同时与沪南和浦东分公司的配电网自动化主站系统实现信息交换，通过数据接口，实现数据共享。 （3）故障抢修管理系统 系统应用于浦东、沪南、沪东供电分公司，覆盖世博园区范围场馆及相关供电（分）公司居民用户，服务世博应急指挥中心电话接线员、世博应急指挥中心抢修指挥人员和相关管理人员。建立面向世博园区电网及用户的故障抢修管理系统，支持世博应急指挥中心进行世博园区的故障报修受理和抢修指挥处理。 （4）用电信息采集系统 系统覆盖世博园区内28个35kV 计量点、91个10kV计量点、10个380V计量点，以及156个智能用电小区计量点。按照公司统一的技术方案、技术标准和管理规范，建设用电信息采集系统，因地制宜考虑光纤、电力线载波、3G或 GPRS 等多种通信方式，实现系统覆盖用户的全采集、全费控，建立实时、高效、可靠、互动的新型供用电关系。 （5）电能质量监测 202 该工程通过在世博园区内新建约70个监测点，建设覆盖世博园区110kV和35kV 变电站的电能质量监测网，实现对电能质量（谐波，闪变）的全面监测、统计与分析，对世博园区电能质量进行有效监测。 （6）新能源接入研究 通过上海东海大桥海上风电场（100MW）、崇明前卫村光伏电站（1kW）、世博园场馆（中国馆、主题馆、未来馆、世博中心）太阳能发电（）等新能源接入，建立风电场、光伏电站发电出力预测系统，并实现对部分新能源发电的出力控制。结合储能系统和电动汽车充放电站，实现配合风电、光伏发电的分布式储能的集中控制。实现东海风电和石洞口二厂火电机组的联合控制，验证风火打捆送出技术。并以此为基础，开展新电源接入试点及关键技术研究，分析其运行规律及综合控制策略，研究新电源接入方式和优化控制技术。 （7）储能系统 建设漕溪能源转换综合展示基地，实现100kW磷酸铁锂储能、100kW镍氢电池储能和100kW级钠硫储能系统并网运行。建设崇明前卫村太阳能光伏电池与10kW液流储能电池混合储能系统。实现多种化学储能技术在上海电网的应用，实现储能系统的远方监视与控制。 203 （8）智能用电楼宇/家居 在公司企业馆开展智能楼宇建设，采用双向互动技术实现楼宇节能综合控制，展示楼宇节能减排的效果。在浦东“越富豪庭”居民社区建设智能用电小区，实现光纤复合电缆的应用，通过用户智能交互终端和智能用电服务平台，实现双向互动服务。 （9）电动汽车充放电站 在世博园区建设一个电动汽车示范充放电站和电动汽车与电网互动系统。实现电动汽车与电网之间的能量双向可控流动，根据电网运行情况和控制指令实现动态响应。开展充电/放电策略控制技术、后台控制系统技术、与电网控制和调度交互技术、充放电装置电气接口等关键技术和标准研究。 （二） 演示工程 （1）智能电网调度技术支持系统展示 采用智能电网调度技术支持系统平台建设智能电网调度技术支持演示系统，导入相关电网模型、图形和历史数据，按照演示功能要求安装相关应用功能。展示智能电网调度技术支持系统研发与建设成就。侧重于支撑平台、实时监控与预警类应用建设成果的展示，重点体现系统的一体化支撑能力、预警和辅助决策能力。 （2）信息平台展示 通过信息化平台互动演示系统，采用光纤、以太网、电力线载 204 波、无线公网等多种通信模式，通过多点触摸大屏幕显示器，综合展现故障报修指挥、用电信息采集等智能电网信息化应用。 （3）智能输电展示 通过特高压交、直流试验示范工程模型和多媒体等手段，展示公司在特高压输电技术领域取得的成就和输电环节的先进技术。 （4）可视化展示 展示国家电网公司在坚强智能电网发电、输电、变电、配电、用电、调度六大环节以及信息通信平台的研究与建设成果。围绕坚强智能电网主题，对展厅进行整体设计和装修，安装多媒体展示设备，采用相关多媒体互动演示，播放智能电网宣传片等形式进行展示。 中新天津生态城智能电网综合示范工程 生态城智能电网综合示范工程包括以下建设内容：具有电网储能和分布式电源接入的智能发电；线路数字化、标准化和安全化的智能输电；全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化的智能变电站；以智能型配电自动化为基础的自愈、灵活、可调的智能配电；包含用电信息采集系统、智能双向互动服务平台、智能用电小区/楼宇及电动汽车充电设施的智能用电；结构合理、安全可靠、覆盖面广的高速通信信息网络；集地理信息集成、分析与可视化功能于一体的可视化平台系统。 205 1、智能发电 （1）分布式电源接入 建立分布式电源接入及微网控制技术模型，制定相关标准；建设分布式电源接入电网的控制系统；进行生态城近海波浪能发电等新能源利用的可行性研究；研究应用热泵回收余热，热电冷三联供及路面太阳能收集等技术并合理耦合。 （2）储能系统 开展集中式城市储能系统建设，通过110kV变电站并网，实现各储能系统的统一远程监视与控制。 2、智能输电 利用先进传感技术和状态分析技术，开展输电线路、变电站、配电设备状态在线监测工程建设。 3、智能变电 远期建设2座220kV、4座110kV智能变电站。一期建设110kV和畅路变电站。 4、智能配电 （1）配电自动化 建立生态城智能配电网运行和监控中心。一期对起步区内6个街区的12条配电线路实施配电自动化，对所有并网的分布式电源和储能系统进行统一监控和优化调度。开展基于配电自动化开展调控 206 一体化系统的试点，建设生态城配网调控一体化智能技术支持系统，一期重点实现基本功能、电网分析及智能化部分应用功能。 （2）电能质量监测与控制 建设电能质量监测与控制系统，开展新型电能质量控制装置应用和综合电能质量控制，实现对电能质量（谐波、闪变）的全面监测、统计、分析和治理，建设覆盖生态城110kV和35kV变电站的电能质量监测网，实现监控中心的远程可视化应用。 5、智能用电 （1）用电信息采集 建设用电信息采集系统。采用高级量测、高速通信、高效调控的技术手段，实现用电信息的实时、全面和准确采集、采集设备的在线监控和故障差错快速响应、电能质量和负荷的监测和分析、区域线损实时分析。确保计量准确可靠，满足用户用电管理优化的需要。覆盖生态城范围内的所有大用户和部分低压用户，本期共涉及3万户左右。 （2）智能用电小区/楼宇 在生态城起步区全面开展智能用电小区/楼宇建设，应用储能设备，建设智能用能服务系统，开展用能设备能效监测和控制服务。在起步区开展智能用电小区建设与改造，应用智能交互终端，建设智能家居用能服务系统，开展双向互动用电服务和基于电力光纤到 207 户的增值服务。 （3）电动汽车充放电设施 本期在生态城建设5处电动汽车充放电设施和电动汽车与智能电网互动系统。建设电动汽车充放电设施，安装充放电装置和后台控制系统。重点开展充电/放电策略控制技术、后台控制系统技术、与电网控制和调度交互技术的试点应用。 6、通信信息 （1）通信信息网络 组建基于光纤网路、无线传感器网的生态城高速通信网络；建设覆盖变电站和监控中心的骨干光纤通讯网、覆盖全配电网的光纤与无线混合通信网；在起步区开展电力光纤到户试点建设。 （2）电网智能运行可视化 建设电网智能运行可视化平台。覆盖整个生态城电网，为生态城配电网运行和监控中心提供可视化平台系统，支持智能配电网对应急处理、仿真计算、规划设计、调度运行等应用要求。 输变电设备状态监测系统 统一开发输变电设备状态监测系统平台，整合现有输电、变电设备状态监测系统，适应输变电设备状态检修和集约化、专业化管理需要。加强和完善特高压、跨区电网输变电状态监测系统建设，实现跨区电网输变电设备运行状况的集中监测。 208 利用先进的测量、信息、通信和控制等技术，对特高压线路、跨区电网、大跨越、灾害多发区的环境参数（雷电、风速、温度、覆冰、污秽等）和运行状态参数（风偏、振动等）进行集中实时监测，开展状态评估，实现灾害预警。对变电站设备状态进行实时监测，由不同类型的状态监测单元完成变压器、组合电器、容性设备等一次设备的油色谱、局部放电、介质损耗等参量的在线监测，从而达到及时准确掌握设备状态、提前预警的目的。 第一阶段（2009～2010年） （1）开展输变电设备状态监测系统试点工程建设。在华北、山西、华东、浙江、福建、湖北、陕西、华中、江苏、河南、湖南、安徽、四川、上海、北京、重庆公司及总部17个试点单位建设输变电设备状态监测系统，对重要输、变电设备的电气、机械性能等状态参量及运行环境进行集中监测（包括在线与离线检测），评价设备状态，实现状态预警，制定设备检修策略，为电网运行控制提供辅助决策技术支持，为全面建设公司系统输变电设备状态监测系统积累经验。 在输电线路状态监测方面，具备全网雷电活动联网探测定位、部分特高压线路和大跨越杆塔状态监测、覆冰多发区可视化观测等主要功能。建成以特高压线路、大跨越和微气象为监测对象的应用系统，如雷电监测系统、特高压线路在线监测系统、大跨越监测系 209 统、微气象监测系统、综合状态监测系统等，供运维、调度等实时调用。完成新疆、西北等空白或未完全覆盖区域的探测站布点和监测系统建设，对运行年限较长的部分网省公司雷电监测系统进行升级改造。雷电监测系统实现联网和全面覆盖，特高压线路监测系统基本建成，大跨越和微气象等四个监测应用系统完成建设，监测系统基本建成。 （2）开展智能电网输电环节的技术标准和管理规范的研究与制定。制定输电线路状态监测的技术规范、雷电监测系统技术条件，探索相应技术应用和管理模式的适用性。 （3）输电线路智能监测装置研究。开发线路智能监测装置，对覆冰、风、温度、污秽、振动、雷电等进行监测。对大跨越、交叉跨越等重点线段和部位开展在线监测实施应用。 （4）输电线路智能防灾与仿真技术研究。针对线路特点，调研冰冻雨雪、地震、台风、洪水、山体滑坡、雷暴等自然灾害。对特高压、跨区电网、大跨越、灾害多发地区的环境参数和运行状态参数进行集中实施监测，开展状态评估，实现灾害预警。结合天气预报系统，建成地质、气候等灾害预警系统，实现安全预警。基于线路理论研究成果，建立线路仿真模型、灾害预警和应急演练系统。建立线路综合防灾和安全保障技术体系。 第二阶段（2011～2015年） 210 全面建成覆盖全网范围的总部和各网省公司输电设备状态监测系统，在输电线路状态监测方面，实现全网雷电活动联网探测和高精度定位、全部特高压线路和大跨越杆塔状态在线监测、主要灾害多发区和微气象区监测等功能。在变电设备状态监测方面，实现以下主要变电设备监测量：变压器油色谱、局部放电、铁芯电流在线监测；电流互感器、电压互感器、变压器套管、耦合电容器的电容量及介损；金属氧化物避雷器全电流、阻性电流的在线监测；组合电器局部放电在线监测；断路器分合闸电流在线监测。 （1）输变电设备状态监测。特高压交直流架空输电线路状态监测信息；220kV及以上架空线路、电力电缆等状态在线监测信息；110（66）kV重要输电线路在线监测数据（导线温度、风偏、导地线振动、覆冰、污秽等）。特高压变电站、换流站及跨区电网500kV重要变电站设备状态监测信息；220kV及以上变电站主变、断路器、容性设备、避雷器等设备状态在线监测信息；110（66）kV重要变电设备状态在线监测数据（色谱、温度、压力、介损等）。 （2）变电站、换流站运行环境监视。特高压变电站、换流站及跨区电网500kV重要变电站、220kV及以上变电站、110（66）kV重要变电站的安防、消防以及图像、视频监视信息。 （3）输电线路气象、通道状态监测。特高压交直流架空输电线路、重要500kV跨区输电线路微气候区段气象状况信息，重要线路 211 特殊区段的通道状况图像、视频监视信息等；公司经营区域内雷电活动监测信息；线路微气候区段气象监测信息。重要输电线路气象环境集中监视（气温、雨雪、雷电、大风等）；重要输电线路特殊区段运行环境集中监视（外力破坏易发区、铁路、高等级公路等重要跨越等特殊区段的图像、视频监视）。 （4）综合气象监视。全国及各省区实时台风、强降水、暴风雨等自然灾害预警、防灾减灾等信息监视。 （5）输变电设备基础信息。建立各网省电网220kV及以上电网地理信息图；特高压交直流设备、220kV及以上设备、110kV重要设备的台帐信息，严重、危急缺陷及故障信息，检修试验、状态评估信息等。 第三阶段（2016～2020年） 在输电线路状态监测的基础上，建立灾害预警系统。实现对线路影响较大的冰冻雨雪、地震、台风、洪水、山体滑坡、雷暴等自然灾害信息的监测、分析、预报，对特高压、跨区电网、大跨越、灾害多发地区的环境参数和运行状态参数进行集中监测，实现线路仿真、灾害预警和应急演练分析，提高线路综合防灾和安全保障能力。 智能一次设备配置标准化，具备在线监测等各项智能化功能。实现对设备状态和可靠性水平的在线智能监测和评估，提升设备管 212 理水平和控制水平。 建成变电站设备状态监测系统和统一平台，对变电站内220kV及以上电压等级变电设备和110kV重点变电设备开展油色谱、局部放电等在线监测工作，不断满足各类设备集中状态监视的需要，并在平台上开发各类设备状态诊断的高级应用；开展基于内置传感器的主设备局部放电监测的研究及试点应用；建成变电设备在线监测终端监测中心。 电网运行集中监控 深入研究各级电网集中监控模式，推动现有电网调度和设备运行集控功能实施集约融合、统一管理，促进各级调度一体化运作。 通过在试点单位整合电网调度技术支持系统和集中监控系统功能，建设支持调控合一功能的智能电网调度技术支持系统，制定和完善电网调度和集中监控一体化运行相关的工作制度、业务流程和标准体系，逐步实现电网调度和集中监控的一体化运行，推动电网运行精益化管理和标准化建设再上新台阶，提升电网运行管理的集约化水平和智能化程度。 在福建公司开展电网运行集中监控试点工程建设，进一步完善福州、泉州、厦门电网运行集中监控功能，建设支持调控合一功能的智能电网调度技术支持系统，并逐步在莆田、漳州、龙岩、三明、南平、宁德6个地区开展。 213 在陕西公司汉中地区开展电网运行集中监控试点工程建设、建设调控合一功能的智能电网调度技术支持系统。 农网营配调管理模式优化 整合县级调度自动化系统、配电自动化监控系统、配电台区监测、用电信息采集系统资源，实现数据统一采集和集中监控，结合SG186工程农电业务应用一体化信息平台，探索建立农电业务综合监控与管理中心。 建设农网统一数据采集与集中监控平台，形成县级电网综合数据中心；结合SG186工程，建设农网企业一体化信息管理平台；针对目前农网配电台区配置多样、功能单一的现状，建设集多功能于一体的智能配电台区；建设农村低压用户用电信息采集。 在陕西渭南蒲城供电公司（直管）、天津静海供电公司（控股）和浙江宁波鄞州供电局（代管）开展试点工程建设。 214 5投资估算及预期实施效果分析 投资分析 电网智能化投资包括第四章各环节智能化重点项目以及其他电网智能化内容的建设投资，科研费用不计入电网智能化投资。其中750、500、220、110kV智能变电站分别按照工程静态投资10%、10%、16%、20%的比例计入电网智能化投资。 电网总投资与智能化投资 2009～2020年国家电网总投资万亿元，其中智能化投资3841亿元，占电网总投资的%，详见表5-1。第一阶段2009～2010年的电网总投资为5510亿元，智能化投资为341亿元，占电网总投资的%；第二阶段电网总投资为15000亿元，智能化投资为1750亿元，占总投资的%；第三阶段电网总投资为14000亿元，智能化投资为1750亿元，占总投资的%。 表5-1 坚强智能电网总投资和智能化投资 单位：亿元 第一阶段 第二阶段 第三阶段 合计 电网总投资5510150001400034510 年均电网投资2755 3000 2800 2876 智能化投资341175017503841 年均智能化投资171 350 350 320 智能化投资占电% % % % 网总投资比例 215 年均电网总投资与智能化投资年均电网投资年均智能化投资300028002755350350171第一阶段第二阶段第三阶段 图5-1 年均电网总投资和智能化投资 分环节智能化投资 六个环节和通信信息平台的智能化投资如表5-2所示。用电环节占智能化投资的比重最高，达到%，主要是用电信息采集等项目的建设规模大，因而投资较大。其次是配电环节占%，变电环节占%，主要由于配电自动化、智能变电站新建和改造等项目的建设规模大。 表5-2 各环节智能化投资及比例 单位：亿元 第一阶段 第二阶段 第三阶段 合计 投资 比例 投资 比例 投资 比例 投资 比例 发电环节6 % 28 % 25 % 60 % 输电环节22 % 91 % 125 % 239 % 变电环节17 % 365 % 366 % 748 % 配电环节56 % 380 % 456 % 892 % 用电环节101 % 579 % 505 % 1185 % 调度环节33 % 62 % 52 % 146 % 通信信息106 % 244 % 221 % 571 % 平台 合计341 100% 1750 100% 1750 100% 3841 100% 216 发电输电变电配电用电调度通信信息第一阶段第二阶段第三阶段%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% 图5-2 各环节智能化投资比例 分区域智能化投资 华东、华中、华北区域的智能化投资占电网总投资的比例较高，“十二五”期间均超过公司智能化总投资的25%，三个地区的智能化投资占公司经营区域内智能化投资的80%以上。东北、西北的智能化投资分别为%和%。各区域智能化投资占公司经营区域内智能化投资的比例如图5-3所示。 表5-3 各区域智能化投资及比例 单位：亿元 第一阶段 第二阶段 第三阶段 合计 投资 比例 投资 比例 投资 比例 投资 比例 华北 73 % 445 % 400 % 919 % 华东 78 % 606 % 604 % 1288 % 华中 103 % 452 % 487 % 1043 % 东北 39 % 134 % 151 % 323 % 西北 49 % 113 % 107 % 269 % 合计 341 % 1750 % 1750 % 3840 % 217 注：西藏电网智能化规划正在编制。 华北华东华中东北西北第一阶段第二阶段第三阶段%%%%%%%%%%%%%%% 图5-3各区域智能化投资比例 社会效益分析 坚强智能电网作为一项建设周期长、投资规模大、技术难度高的综合工程，将为实现我国的产业技术升级，能源资源的可持续供应和温室气体减排等发挥重要的促进作用。 发电环节效益 降低系统有效装机容量。建设坚强智能电网，一方面可以有效利用我国地域辽阔，东西时差大，南北季节差别大，不同地区电力负荷特性差异大的特性，获得显著的错峰和调峰等联网效益，有效降低电力系统负荷峰值；另一方面，坚强智能电网建立了电力用户、电源与电网之间的友好互动平台。在这个平台上，为了更好地激励用户及电源参与互动，进一步促进削峰填谷等效益的发挥，客观需要分时电价等电价政策的引导。通过分时电价机制，引导用户将高峰时段的用电负荷转移到低谷时段，降低高峰负荷。在上述双重因 218 2素作用下，系统高峰负荷减小，所需要的有效装机容量减少。根据3测算，2010～2020年，发展坚强智能电网将使得我国煤电装机下降约6300万kW，煤电装机投资下降约2200亿元。 降低系统总发电燃料费用。坚强智能电网建设将促进我国电源布局优化，增加煤炭主产区的煤电装机容量，实现煤电基地的集约化开发，降低燃料成本；此外，通过“需求侧响应”，引导用户将高峰时段的用电负荷转移到低谷时段，降低高峰负荷，减少电网负荷峰谷差，减少火电发电机组出力调节次数和幅度，提高火电机组效率，降低火电机组发电煤耗，减少火电发电成本。据测算，2020年，坚强智能电网使得我国煤电单位发电成本下降约～分/kWh；2010～2020年，系统总发电燃料费用将减少约2080亿元，年均降低189亿元。 电网环节效益 提高电网设备利用效率，降低成本投入。坚强智能电网能够实现用户与配电侧资源的主动响应，提高系统运行的平稳性，提高负荷率，增加电网设备资产的使用效率和寿命，减少系统故障率，并在紧急状况下为系统提供有力支撑，从而降低电网运营和建设成本；其次，智能电网能够发挥自我诊断与自愈能力，延长电网等基础设施寿命，减少成本投入。 提升电网输送效率，降低线损。我国建成以特高压技术和相关 2 指煤电、水电、核电等具有容量效益的电源装机，不含风电、太阳能等容量效益很小的电源装机。 3 《发展坚强智能电网的社会经济效益及对公司经营管理的影响分析》报告 219 设备为基础的智能电网，可实现远距离、大容量、低损耗输电。此外，智能电网调度技术支持系统和灵活输电技术对智能站点的智能控制以及与电力用户的实时双向交互，都可以优化系统的潮流分布，提高输电网络的输送效率。 用户环节效益 坚强智能电网将融合和集成新的量测、通讯、控制和决策技术，实现能源资源的优化配置，确保电力供应的安全性、可靠性和经济性，提高电能质量，充分满足用户对电力供应的多样化需求。 实现双向互动，提供便捷服务。鼓励和促进用户参与电力系统的运行和管理是坚强智能电网的另一重要特征。在坚强智能电网中，双向信息通信系统可以实时通知用户其电力消费的成本、电网运行状况、计划停电信息以及各种节能方案，用户可以根据这些信息制定自己的电力使用方案，自行进行成本管理。坚强智能电网将充分考虑到客户个性化、差异化的服务需求，实现能量流和信息流的双向交互，为客户提供灵活定制、多种选择、高效便捷的服务。另外，随着清洁能源日益发展，居民将添置太阳能发电、风能发电等小型发电设备，而坚强智能电网通过信息、控制等集成技术能够实现电力的双向互动，使用户获得经济收益。 提高终端用电设备的能源利用效率，节约电费支出。用户可以根据自己的用电习惯、电价水平以及用电环境，给各种智能家电设备设定参数，空调和照明等智能用电设备可以根据相关参数，自动 220 优化其用电方式，以期达到最佳的用电效果，进而提高终端用能设备的电能利用效率，减少电量消费，节约电费支出。 提高供电可靠性，减少停电损失。智能电网将尽量减少供电服务中断，充分应用数据获取技术，执行决策支持算法，避免或限制电力供应的中断，迅速恢复供电服务。自愈电网经常应用连接多个电源的网络设计方式。当出现故障或发生其他问题时，在电网设备中的先进传感器确定故障并和附近的设备进行通信，以切除故障元件或将用户迅速地切换到另外的可靠电源上，同时传感器还有检测故障前兆的能力，在故障实际发生前，将设备状况告知系统，系统就会及时地提出预警信息。 改善供电质量，减少因电能质量问题带来的损失。现代社会用电设备的数字化，对电能质量越来越敏感，电能质量问题可以导致生产线的停产，对社会经济发展带来重大损失。智能电网通过先进的控制方法监测电网的基本元件，从而快速诊断并准确地提出解决任何电能质量问题的方案。同时智能电网将应用超导、材料、储能以及改善电能质量的电力电子技术减少由于闪电、开关涌流、线路故障和谐波源引起的电能质量扰动。 环境效益 坚强智能电网通过提升发电设备利用效率、输电效率和电能在终端用户的使用效率，以及推动水电、核电、风能及太阳能等清洁能源开发利用，可以带来巨大的节能减排和化石能源替代效益，更 221 充分地发挥电网在应对气候变化方面的重要作用。 1、坚强智能电网具有强大的兼容功能，有利于促进清洁能源的开发利用，优化电源结构，减少温室气体排放 从全球视野来看，应对全球气候变化的严峻形势对能源技术革命提出了更迫切的需求，智能电网作为主要的低碳能源技术将引领新能源革命。坚强智能电网的发展使清洁能源在能源供应中的比重提高成为可能，为新能源的集约化开发和应用提供了强大平台。 风电、太阳能发电具有季节性、不确定性和间歇性。其大规模接入对电网的备用容量、抗冲击能力、故障自愈能力要求非常高。智能电网通过集成先进的信息、自动化、储能、运行控制和调度技术，能够对包括清洁能源在内的所有能源资源进行准确预测和优化调度，解决大规模清洁能源接入带来的电网安全稳定运行问题，有效提高电网接纳清洁能源的能力，促进清洁能源的可持续发展。 经测算，与传统电网相比，坚强智能电网情景下，2020年我国风电并网规模将增加约2245万kW，可替代化石能源消费约4100万吨标煤，减排SO、CO、NO、颗粒悬浮物（TSP）分别为万吨、亿吨、万吨、万吨。但需要注意的是，清洁能源发电成本较高，在获得减排效益的同时需要付出较大的投资代价，据初步估算，相对于传统电网发展情景，在坚强智能电网情景下，2010～2020年我国风电投资规模将累计增加约1800亿元。 222 2、建设坚强智能电网有利于提高能源利用效率，减少化石能源消费，降低污染物排放 坚强智能电网是高效环保的能源输送体系的重要组成部分，可以大大提高能源生产、转换、输送和使用效率，增强能源供给的安全性、经济性、可靠性和环境友好性。其节能效益主要体现在：提高发电能源的利用效率，降低发电煤耗；提高电网输送效率，减少输电线路损失电量；提高电力用户的电能利用效率，促进终端用户节电。 据测算，相对于传统电网发展情景，在坚强智能电网发展情景下，2020年全国平均火电单位发电煤耗下降克/kWh，系统因火电单位发电煤耗下降而节能约亿吨标煤，减排CO、SO、NO、22x悬浮颗粒物（TSP）分别为亿吨、万吨、万吨、万吨。 坚强智能电网将为用户提供便捷、灵活多样的服务，促进电能替代其他能源，有利于提高电能占终端能源消费的比重。同时，电网与用户间实现双向信息交互以及智能家电的应用，有利于提高终端设备的能源利用效率，降低全社会用电量。 3、坚强智能电网有利于推动电动汽车等产业发展，增加终端电能消费，实现减排效益 坚强智能电网为蓄电式交通工具和蓄电式农机的大规模使用提供了优化控制平台。大力发展蓄电式交通工具和蓄电式农机，减少 223 对石油资源的依赖，将成为全世界的必然趋势。从能源利用效率方面来讲，燃油为交通工具提供动力的能源转换效率在15%～20%之间，很难再大幅度提升。电动汽车的能源利用效率在32%～47%，较燃油汽车提高1～2倍以上。 4按照2020年我国各类电源发电量及发电技术水平测算，每发1kWh的电会产生公斤二氧化碳。根据电动汽车厂家提供的数据，考虑到充电过程中的损耗，电动汽车行驶100公里，大约需要耗电20kWh，则造成12公斤的二氧化碳排放。而普通汽车行驶100公里，需要耗油8升，而燃烧8升汽油产生大约19公斤二氧化碳。因此，与普通汽车相比，电动汽车行驶每公里可实现减排二氧化碳公斤。 假定在智能电网相关技术的带动下，2020年我国电动汽车保有量将达到3000万辆。按照每辆电动汽车每年行驶1万公里，根据上述计算，则2020年，3000万辆电动汽车每年可以实现减排二氧化碳2100万吨，按照每吨碳150元计算，则可减少环境损失约亿元。 其他社会效益 1、坚强智能电网建设有利于促进装备制造和信息通信等行业的技术升级，为占领世界相关领域的技术制高点提供平台，带动社 4据《国家电网公司促进清洁能源发展研究（总报告）》测算，2020年我国煤电发电量约占总发电量的比重约为71%。这里假定2020年我国火电单位发电煤耗约为305克标煤/kWh。 224 会经济发展 在国民经济系统中，电力工业是重要的基础产业，属于资金密集型和技术密集型行业，具有投资大、产业链长的特点。坚强智能电网的建设，除了可有效带动电气机械及器材制造业、金属冶炼及压延加工业、金属制品业等相关传统产业的发展，同时也加快了与智能电网相关的新能源、新材料、信息网络技术、节能环保等高新技术产业和新兴产业的发展。通过用电方式变化在智能家电等相关产业间接创造巨大市场，将为我国电力工业及相关电子、家电、信息通信、控制、电动汽车等行业带来重要的跨越式发展机遇，对促进消费和经济增长产生巨大的“乘数效应”。 发展坚强智能电网是带动我国电工制造业技术水平升级的重要机遇。特高压试验示范工程的建设使得国内输变电设备制造企业的制造水平得到了跨越式的提升，通过特高压设备研发，推动了常规750kV和500kV及以下电压等级产品的设计优化和可靠性提升，使得国内高压设备制造技术更加成熟，显著提高了我国电气装备制造业的国际竞争力。未来坚强智能电网的建设将为我国电力设备制造企业技术进步提供平台，成为电力设备制造企业自主创新、赶超世界先进水平的重要依托。 坚强智能电网将实现电力光纤到户，促进电子信息、通信、物联网等新兴产业发展。坚强智能电网通过采用电力复合光缆技术， 225 组建的电力光纤复合网能将电力和信息通信两大产业进行集成、整合和互补，这样的一个网络既能供电，又能彻底解决电网“最后一公里”信息化问题，还能通过“电力光纤到户”满足电力用户的所有信息服务的接入需求。同时，电力网建设和完善宽带通信网，实施光纤到户，还可发展宽带用户接入网。 图5-4 坚强智能电网发展对产业的拉动 2、坚强智能电网建设将促进新产品开发和新服务市场的形成，促进经济增长，带动就业 由于国际金融危机的影响，世界经济陷入二战以来最严重的衰退，从近期来看，加强智能电网等基础设施的建设是拉动经济增长 226 的投资策略。电网作为经济社会发展的重要基础设施，是主要的能源输送通道。坚强智能电网的发展将相应地带动电动汽车、新能源、信息服务等新产品和新服务市场的发展。电网投资将直接和间接促进我国经济增长、拉动社会就业及相关部门的产出增加。考虑到电网建设对上下游相关行业的拉动效用，根据对国家统计局2007年投入产出表分析，电力生产与供应业的影响力系数为，感应度系数为,均大于社会平均水平。 3、坚强智能电网具有强大的自愈功能，同时可实现多电源互助，有利于提高能源供应安全 坚强智能电网具有强大的自愈功能，可提高电力供应的安全性。坚强智能电网的首要作用是有效保证电力安全可靠性，较传统电网更加坚强并具有更大“弹性”，可以有效抵御自然灾害、外力破坏等各类突发事件给电力系统造成的影响；并具有强大的“自愈”功能。从本质上讲，自愈就是智能电网的“免疫系统”。这是智能电网最重要的特征。自愈电网进行连续不断的在线自我评估以预测电网可能出现的问题，发现已经存在的或正在发展的问题，并立即采取措施加以控制或纠正。自愈电网确保了电网的可靠性、安全性、电能质量和效率。 坚强智能电网能够实现多电源互助——通过全系统电源互助和需求响应实现供电安全。利用各系统的冗余，相互提供安全保障。 227 将比邻的电力系统冗余的发电容量、现有电力系统的备用容量、蓄能设备，包括UPS应急电源、电池蓄能电站和电动汽车蓄电池等储能设备，彼此提供安全互助。在坚强智能电网调配下，电网、燃气管网、可再生能源和资源综合利用电站共同构成一个能源安全整体，保障电力供应安全。 坚强智能电网能够促进电动汽车的规模化发展，提高电力占终端能源消费的比重，降低我国石油的对外依存度，保障能源安全。通过推动蓄能电池充电技术的发展，能够友好兼容各类电源和用户接入与退出，促进电动汽车的规模化快速发展，改变终端用户用能方式，提高电能在终端能源消费中的比重，实现对石油的大规模替代，大量减少交通运输业的石油消耗，降低我国石油对外依存度。假设在智能电网相关技术的带动下，2020年载客型电动汽车拥有量将达到3000万辆。按照每辆电动汽车每年行驶1万公里，每百公里8升油耗计算，则3000万辆电动汽车每年可以减少汽油消耗约17505万吨，使得我国石油对外依存度降低约个百分点，保障我国能源安全。 坚强智能电网将提高我国电网大范围配置能源资源的能力，优化能源输送方式，提高能源供应的能力和灵活性。从丰富能源输送方式来看，建设坚强智能电网，通过加大输电比重，实现输煤输电 5 《科学发展的2030年国家能源战略研究报告》，2020年我国石油需求总量约亿吨。 228 并举，使得两种能源输送方式之间形成一种相互保障格局，促进能源输送方式的多样化，减少铁路运输的压力，提高能源供应和经济运行的安全性。相对于传统电网，2020年在坚强智能电网模式下，我国跨区配置能源资源的能力由2亿kW增加到4亿kW，跨区配6置率提高约16个百分点。 4、建设坚强智能电网有利于促进我国区域经济协调发展 促进区域合理分工。我国煤炭产区的工业化水平多处于工业化初期阶段，其比较优势在于自然资源丰富。中东部煤炭调入地区的工业化水平多处于工业化中、后期阶段，发展的重点在于产业结构调整和优化升级，发展高新技术产业和现代化服务业。在煤炭基地建设电厂，实现煤电就地转换，既可以发挥西部地区资源优势，又可以降低东部地区电力供应成本，推动优势产业的发展，促进全国的区域合理分工。 缩小地区差距。从我国经济发展格局来看，东部经济发达而中西部相对落后；西部自然资源丰富而东部自然资源缺乏。据分析，我国主要煤炭产区晋陕蒙宁新等地区的煤炭保有储量约占全国的78%左右，而除了内蒙古外其他地区的人均GDP均低于全国平均水平。从资源型地区的长期发展来看，发展坚强智能电网为当地建设大型的煤电基地创造了必要条件，可以促进煤炭基地高附加值电力 6 2020年，两种电网发展情景下电力负荷预测来源于国网能源研究院经济与能源供需研究所。 229 产品的输出，延长煤炭开发利用产业链，有利于真正实现资源优势向经济优势的转化，对西部和北部煤炭产区的经济发展综合拉动作用更明显。从我国中东部电力负荷中心来看，增加电力输入有利于电力供给成本的降低，有利于维持当地产品在国内市场和国际竞争中的价格优势，推动优势产业的发展。坚强跨区输电，可以在送、受端地区合作中引入市场机制，是促进送、受端地区经济联动发展，缩小区域差距的一个重要选择。据测算，输煤输电两种能源输送方式对山西省GDP的贡献比约为1：6，对就业拉动效应比大约为1：2。 5、发展坚强智能电网将有利于提高全国土地资源的整体利用效率，节约土地资源占用 提高东西部地区土地资源的整体利用效率。我国西部、北部和中东部地区土地价值差异显著，中东部地区经济发达，土地价值高，建设燃煤电厂的土地资源已十分紧缺。据统计，2007 年晋陕蒙宁新等五个煤炭富集省区的单位国土面积GDP 仅为38万元／平方公里，而中东部地区高达641万元／平方公里。因此，在坚强智能电网发展情景下，大力推进西部、北部煤电基地建设，加快发展输电，在大量节约能源输送通道占地的同时，还能为中东部地区腾出更多的价值较高的土地资源。 减少煤矸石占地。输送洗精煤到中东部地区发电是我国未来煤 230 炭运输的发展方向。但煤炭洗选后留下的煤矸石大量占用煤炭产区的土地资源，对当地生态环境也造成巨大的破坏。据统计，山西省煤矸石堆积量达9 亿吨，占地达1500公顷。以大秦线为例，若每年输送3 亿吨的洗精煤，将在山西留下超过5000万吨的煤矸石，每年新增占地80公顷以上。在坚强智能电网发展情景下，通过在煤炭产区建设大规模的坑口电厂，可消化利用煤炭产区的煤矸石，减少煤矸石占地。同时，通过集约化发展煤电基地，实现煤矿与电厂在水、煤、灰、土地等资源配置上的互补和综合利用，可形成内部封闭循环圈。通过煤电一体化的发展，可利用灰渣回填煤炭采空区，既减少电厂固体废弃物对环境的污染，又减轻矿区塌陷的影响。 减少新建变电站的土地占用。建设智能变电站，可以减少信息采集和控制系统设施占地，压缩控制楼建筑面积，优化变电站设计方案。参考公司正在开展的500kV智能化变电站设计竞赛初步成果7，按减少10%占地测算，每年减少新建变电站占地约2000亩。 6、坚强智能电网建设有助于利用周边国家的能源资源，促进国际能源合作 在我国周边国家中，俄蒙哈具有丰富的能源资源，且其国内能源生产能力远大于消费需求，具有很强的能源输出能力。俄蒙哈三国将富裕的煤炭等能源资源转化为电力，直接传输至我国的东北、 7 新建1个500kV智能变电站比500kV常规变电站节约占地约10亩地，这里假定2010～2020年每年将新建20个500kV智能变电站。 231 华北和华中负荷中心，可以有效缓解我国能源供应和环境保护的压力。坚强智能电网的建设有利于充分利用周边国家能源资源，加强国际能源合作，提升能源资源配置能力，提高我国在周边国家的政治影响力和主导地位，提升我国电力行业的国际品牌和国际竞争力。 综上所述，坚强智能电网具有保障我国能源安全、实现清洁能源的大规模灵活接入、优化能源结构、促进节能减排、发展低碳经济、提高服务水平的社会经济效益。据测算，2020年发展坚强智能电网可以带来定量评估的环境效益、用电环节效益、电网环节效益、发电环节效益和其他社会效益合计约为1890亿元。 政策需求分析 近年来，我国清洁能源及电动汽车行业的发展，为智能电网的发展及有效应用提供了一定的基础。多年来，为了加快我国清洁能源发展，更好地满足经济和社会可持续发展的需要，我国在推动清洁能源的发展方面做了大量工作，出台了一系列有关财税、投资政策和强制性市场份额政策，采取了多项措施，并制定了可再生能源发展规划，可再生能源发展取得一定成绩。2005年，我国颁布《可再生能源法》，2008年颁布了《可再生能源发展“十一五”规划》，为可再生能源的发展制定了明确的发展目标。在资金支持方面，2006年，国家发改委发布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，在销售电价中加征收1厘钱用于发展可再生能源能源，2008 232 年底电价调整时可再生能源附加上调到2厘钱，2009年11月再调增2厘钱。为了促进可再生能源的发展，中央财政设立了可再生能源发展专项资金，财政部制定了《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》。在可再生能源发电并网方面，国家电力监管委员会于2007年7月25日公布了《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，该办法规定电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。 经过“十一五”以来的技术攻关，我国节能与可再生能源电动汽车技术逐步走向成熟，自主开发的各类电动汽车已小规模进入市场进行示范运行。中央财政从节能减排专项资金中安排部分资金，支持国家节能与新能源汽车示范推广。为加强节能与新能源汽车示范推广财政补助资金管理，提高资金使用效益，国家制定了《节能与新能源汽车示范推广财政补助资金管理暂行办法》。在相关政策的带动下，我国电动汽车发展取得了显著成效。 尽管国家在可再生能源及电动汽车方面的政策为智能电网的发展提供了一定的基础，但智能电网的发展和建设是一项复杂的系统工程，技术及设备种类复杂繁多，涉及到电力系统及相关行业的很多领域，需要国家政策支持。目前，坚强智能电网发展主要面临如下问题： （1）国家经济、能源及科技发展战略方面 233 从国外经验来看，许多国家已经将智能电网建设作为推动经济发展的引擎，加大基础产业投资，拉动国内需求，推动劳动就业，积极应对国际金融危机；此外，还将其纳入能源发展战略，作为能源政策的重要组成部分，借助智能电网发展转变能源利用方式，促进可再生能源发展，优化能源结构。 我国坚强智能电网在大规模接纳可再生能源及大范围优化配置能源资源的同时，还能推动电力行业及相关产业的技术升级。因此，一是应尽快确立其在我国经济发展中的战略地位和重要性，引导全社会充分认识发展坚强智能电网对发展经济的重要意义；二是要将坚强智能电网发展纳入国家能源发展战略，借助坚强智能电网实现我国能源利用方式的转变，促进清洁能源的发展，优化能源结构，促进经济社会的可持续发展；三是要在国家层面尽快组织启动智能电网战略研究工作，争取将建设坚强智能电网纳入国家科技发展规划和重大科技项目计划，充分发挥政府的指导和引领作用，促进相关行业的合作与积极参与。同时，积极争取国家在科技项目研发、试验示范工程及推广应用等方面给予政策激励和扶持。 在上述国家发展战略的引导下，逐步形成以政府为主导，电网企业为主体，发电企业、用户、设备制造商、科研机构等各个社会机构积极广泛参与的有效发展模式。 （2）财税政策方面 234 电网企业在坚强智能电网建设融资方面面临较大困难，自有资金不足，难以满足大规模建设要求。电网企业稳定的自有资金来源主要为净利润和折旧资金。受金融危机及国家电价政策等因素的影响，2009年上半年，电网企业已经发生了政策性亏损，净利润无法形成对电网建设的资金支持，对比每年近3000亿元的投资规模，折旧资金难以满足电网建设资本金要求。电网智能化建设的资金需求进一步加大了电网企业资本金不足与电网建设要求之间的矛盾，凸显了电网企业需要通过有效途径充实资本金的必要性。 目前，国家还没有出台财政支持及税收优惠政策，来支持智能电网发展。智能电网建设需要投入大量的资金，完全依靠现有的电网建设投融资模式，远远不能解决智能电网建设资金问题，亟需要国家出台相关的资金扶持政策，并创新投融资模式。 （3）可再生能源发电并网政策方面 可再生能源的发展需要国家给予扶持，特别是风电和太阳能发电的发展。《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》规定，电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，但在可再生能源发电并网方面的政策需要进一步细化，并给予更大力度的支持。 （4）技术标准体系建设方面 智能电网相关技术的发展是坚强智能电网发展的关键，尽管特 235 高压技术的研制成功为坚强智能电网的发展提供的一定的基础，但坚强智能电网的发展需要电力、通信、自动化等方面的相关技术和设备，需要有相关的标准和规范体系。技术标准和规范体系建设是建设坚强智能电网的基础性工作，是实现电网智能化的有效手段，通过标准化建设可以节约投资、少走弯路。美国、欧盟都把智能电网标准制定工作视为智能电网发展的战略制高点。 坚强智能电网建设涉及领域较广泛，技术和设备较复杂，因此标准化建设工作是一项系统工程，需要政府牵头，研究梳理坚强智能电网发展需要的技术标准体系和框架，系统地组织全社会各个团体、研究机构、设备制造商等参与到技术标准制定中来。公司也应该在智能电网的建设中加快标准制定工作，引领智能电网发展。 （5）相关产业发展政策方面 坚强智能电网的健康发展离不开配套行业的发展，特别是电动汽车、储能技术等行业的发展。现行的政策，只是对公共交通公司给予补助，未来有没有可能针对个人消费电动车的补贴，政府对于开发电动车的厂家有没有政策性补助，电动车产业的标准制定有没有主要牵头方积极配合等等，都有赖于政府给予实质性的政策支持。另外，我国电动汽车虽然有一定的技术积累，但是竞争力不足。跨国汽车巨头有雄厚的资本和品牌优势，有强大的整合全球资源的能力。而目前国内有些厂家对这样一个重大技术变革缺乏应有的敏感， 236 有的企业不是加紧研发积累自主知识产权，而是迫不及待地购买国外的电池关键部件和控制系统进行拼装。如果拼装大行其道，那么我国借助汽车动力技术转换的机会就会因此而丢失。 鼓励和支持的相关政策范围应扩大至电池等关键部件的研发领域、市场推广应用领域及上下游行业，诸如电池研发、生产技术等；继续增加购买的财政补贴；加大试运行推广机制运作；同时可以设立几个大的新能源汽车基地；给予基础建设方面更多支持措施，比如充电站建设等。 电动汽车在技术上、运行经济上、基础设施上还存在着产业化发展的瓶颈，需要政府相关政策支持，通过政府各种鼓励支持政策和措施，营造电动汽车市场启动阶段的政策环境，推动电动汽车的商业化发展。 （6）电网与用户互动相关政策方面 未来坚强智能电网“友好互动”的目标，要求智能电网能实现电网运行方式的灵活调整，友好兼容各类电源和用户接入与退出，促进发电企业和用户主动参与电网运行调节。这就需要很多政策方面的支持和约束。但目前电网与用户的互动主要体现在需求侧管理方面，更多的是用电价政策来调节。未来，需要更多灵活的政策。 目前我国的电价由政府行政主导，在智能电网框架下的电力市场要求电价与电力供需联动、推行动态的实时电价，利用电力价格 237 杠杆调控电力供需、引导需方响应调度（在电价政策引导下，客户自愿移峰填谷、负荷转移、电价激励可中断负荷等）。目前的电价制度对智能电网作用的充分发挥有一定的影响，智能电网的发展需要进行电价改革。 另外，在电网与用户互动方面，首先需要保证电力系统的安全性和可靠性。我国目前还没有制定出用户互操作标准，需要公司制定电网、用户互操作标准。 238 6 对公司管理模式的影响分析 公司管理模式现状 1、组织结构现状 国家电网公司在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建，是经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点单位。公司按集团公司模式运作，以资本为纽带建立母子公司体制，对有关企业的有关国有资产行使出资人权利，依法经营、管理和监督，并相应承担保值增值责任。公司实行总经理负责制，总经理是公司的法定代表人。按照精简、统一、效能和权责一致的原则，设置内部管理机构。 公司拥有直属单位51家，其中从事电网核心业务的网省公司30家，总部直接管理的从事金融、新能源开发、科研等业务单位21家。公司电网核心业务大体上可以分为5个管理层级：第一层级为国家电网公司（总部）；第二层级为华北、华东、华中、东北和西北5大区域电网公司；第三层级为省（区、市）电力公司；第四层级为地市供电公司；第五层级为直管、控股和代管县供电公司。各层级均设置了电力调度机构，在国家电网公司、区域电网公司和省电力公司设置了三级电力交易中心，调度机构和交易中心按内设机构管理。 2、管控模式现状 239 公司属于战略管理型和运营管理型相结合的管控模式，国家电网公司总部是全公司的战略决策中心、管理调控中心和电网调度中心。并直接负责投资、建设和经营相关的跨区域输变电和联网工程，并对直调范围内的电厂、跨大区电网的联络线及有关变电站等进行实时调度。省（区域）电力公司作为国家电网公司的子公司，按照国家电网公司战略经营管理省（区域）内电网；负责省（区域）内电网规划、建设、运行和维护；统一调度省内（区域）电网；负责省内电力供应、销售；负责管理省内各地市、县供电公司的生产、经营及电力供应服务工作。 公司以统一的发展战略和整体规划指导各单位协调发展，并对综合计划、财务管理、生产运行、人力资源等重大部署和重要环节实施直接运营控制。公司以“一强三优”的总体战略统揽全局，审核所属单位的战略并分配资源；构建综合计划管理体系，分层细化落实；实行统一的财务政策，规范系统重要的财务决策审批程序和帐务处理程序，资金集中管理和全面预算管理逐步加强；执行统一生产管理制度，规范生产管理流程，统一调度、分级管理，协调电网运行；实行资产经营、安全生产、党风廉政建设、队伍稳定等综合业绩考核；总部任命管理所属单位领导班子，制定和协调重要的人事政策，执行统一的薪酬、评级、人才发展体系。公司通过采取一系列科学管理措施，集团化运作、集约化发展的格局基本形成， 240 较为粗放的管理模式初步改变。但是，公司在历史沿革中积累了一些体制机制矛盾还没有根本解决，一定程度上沿袭了传统的指导监督的行政管理方式，管理层次多、管理链条长，电网生产运行、市场营销、供电服务、维护检修、物资供应、备品管理等以地域性运作的传统模式仍没有大的变化。 随着我国经济社会较快发展，及电网科技水平的逐步提升，实现“一强三优”现代公司发展目标对公司管理水平提出了更高要求；同时，随着坚强智能电网逐步建设实施，对公司进一步完善公司管控模式，提高管理效率提出了更高要求。 电网智能化对公司经营管理影响 坚强智能电网的建设实施，对公司转变发展方式，完善管理模式，提高电网及公司整体效率提出了更高要求。 1、对公司集团化管理提出了更高要求 随着特高压骨干网架的加快建设和电网智能化的逐步实施，国家电网建设进入了一个规模持续扩大、要求不断提高、环境日趋复杂的新阶段。公司在筹集建设资金、科学组织建设、控制工程造价、保证安全质量、改善建设环境等方面的任务十分艰巨，要求公司转变发展模式，深化集团化管理，整合公司各类资源，统筹电力购销，加大跨区跨省电力调配力度，进一步降低电网运行与管理成本，提高资产运作效率。 241 智能电网电力流、信息流、业务流的融合，生产控制流程和企业内部管理流程信息的实时公开透明和高度融合，要求统一配置人力、物力、财力、管理等生产要素，进行集团化管理。智能电网特点及功能的有效发挥，也依赖于发电、输电、变电、配电、用电、调度等各环节和各电压等级协调管理，需要环节信息及时有效传递。对公司加强集团管控力，提高公司集团化管理水平提出了挑战，要求公司进一步统筹规划、统一领导，强化全网标准化体系建设，实现设备、信息等技术标准体系、组织架构以及业务流程的高度协调，提高系统资源整体配置效率和效益水平。同时，电网智能化工具及手段的逐步实现，为公司实现集团化管理，提高管理运营效率提供技术基础与支持。 2、对电网生产运行管理模式产生较大影响 目前，公司系统电网及变电设备管理模式多样，公司500kV及以上输变电设备的运行检修主要由各省实行专业化集中管理。配网主要由各地市公司和县（区）公司实行属地化管理。管理模式和生产组织形式多样，管理层级多、链条长，职能交叉，不利于资源优化配置和管理效率提高。 智能电网的逐步实施，智能信息手段的逐步建立，将使目前分散、重复在各类自动化系统、监控系统、管理系统和在线监测装置中的测量、保护、控制和操作功能在新的技术支持系统中逐步集成， 242 为电网实现更大范围的输变电设备集中监控提供了基础，为调度与集中监控功能的逐步融合提供了条件，有助于实现公司调度和控制统一集中管理。 智能电网环境下先进的在线监测装置和输变电设备运行数据分析系统，线路运行状态、环境等在线监测能力的加强，及线路自动巡检技术的完善，将为公司推行设备状态检修，进一步扩大设备运检专业化管理范围，压缩管理层级提供基础。将对公司实行专业化运营、扁平化管理提供较好的条件。 3、对调度管理提出了更高要求 我国调度系统技术和装备目前已居国际先进水平。但随着特高压大电网和大型能源基地的建设发展，坚强智能电网的逐步建设，通过坚强大电网实现电力资源大范围优化配置功能日益增强，同时，大容量风能、太阳能等间歇性能源的大规模接入，将使系统运营环境更趋复杂，保证系统运行安全的重要性更为突出。智能的调度机构类似电网的中枢神经系统，调度作用与地位更加突出，调度与电网业务各环节的联系将进一步加强，对事故的及时反应与处理能力也要求进一步提高，对公司完善调度控制技术、增强调度管理水平提出了更高要求。 智能电网环境下电网设备自动化、变电站自动化和监测自动化水平的提高，智能调度技术支持系统的部署都将推动调度业务从当 243 前的被动型、离线型、经验型向更加主动型、在线型、分析型的方式转变。随着智能化技术、设备的逐步广泛应用，调度运行控制模式将由集中控制为主向集中控制与分布控制相结合的方式转变。随着调度运行控制方式的变化，调度管理体系也迫切需要进行适应性调整，这对完善调度管理方式，提高调度管理水平提出了较高要求。 4、对公司转变营销模式提供良好机遇 随着智能电网的建设和发展，将对公司电力营销环境产生全面、深远的影响，对公司营销手段、业务模式等产生新的要求。 对电力多元化服务要求显著增强。智能电网的发展将逐步提高用户对电价、能耗、排放信息的敏感性，潜移默化地改变用户用电行为，并将逐步引导和激励用户形成经济、节能和环保的用电方式，以及多元化的电能质量要求，并由单向被动使用电能转变为双向互动供电。这些都将对电力营销提出新的产品需求。要求电力营销开展与供电质量相关的电力商品细分，并配套提供多元化定价方案；针对电动汽车等电气化交通的发展，提供相应充电站和配套服务；满足部分用户自安装的分布式电源向电网售电的需求等。另外，随着用户对不同购用电方式所带来的不同购电成本、不同环保效益等感知认识的不断深化，将日益关注电力商品的购用、电器设备的使用等，而由于对电力方面知识的局限和信息的不对称，用户用电相关的咨询服务需求将日趋多元化。 244 对创新公司业务模式提出较高要求。智能电网的发展将使得电力工业与其他行业关系更加紧密，甚至带来整个产业链的深刻变革，在电力产业、信息通讯产业、互联网产业、家电产业、电气交通产业间可能出现跨行业的合作以及整合。智能家居、电气交通等领域相关公司将成为电网公司开展电力营销服务的有力战略合作伙伴。电力营销可能出现新的商业模式和业务模式。智能电网搭建的能源流、信息流、资金流交互平台，将为上述多元的电力营销合作主体创造新的收益来源和方式，不断形成全新的综合产品和服务。 建立适应智能电网发展的管理模式 1、加强集团化管控 加强公司集团化管理力度，将公司经营发展从目前的较为分散、条块分割的模式向集约化经营管理模式转变。用全寿命周期管理理念统筹规划、设计、建设、运行等各环节管理，加强预算管理、资金管理和招投标管理等，在现有管理模式基础上，减少管理层级，提高管理幅度，研究探索以省（市）级供电公司为基础，实现调、配、用电、运维一体化运营，提高公司的管理效率，实现集约化管理。通过信息高度共享、业务深度互动，逐步实现资源配置集团化、电网运营集约化、管理控制精益化、业务处理标准化、信息采集自动化、客户服务互动化、分析决策智能化，电力生产与控制、企业经营管理、营销与市场交易三大领域逐步实现业务与信息化的融合， 245 进一步发挥电网的规模经济与范围经济性，提高公司经营与管理效率。 2、推进专业化运行检修 智能电网环境下电力一、二次设备的高度集成化及融合，使传统一、二次设备的界面模糊，要进一步推进专业化的设备运行维修工作，打破以行政区划划分的地区检修模式，配备专业队伍，成立跨区域的专业化检修公司。同时，坚持用全寿命周期管理理念统筹规划、设计、建设、运行等各环节的管理。深入开展输变电设备状态检修，完善线路自动巡检技术，加强线路运行状态、环境等在线监测能力，利用先进的在线监测装置和输变电设备运行数据分析，及时掌握设备运行状况，加强对设备评价工作，提高设备运行可靠性和经济性，延长设备检修周期，减少设备停电及检修次数，节约生产成本，降低设备全寿命周期费用。 3、完善专业信息平台 通信信息平台作为支撑智能电网的技术支持平台，需要在通信系统和信息平台方面加强投入和管理，提高通信信息系统的可靠性、稳定性以及抵御各种自然灾害的能力。提高通信网络的数据传输能力，满足智能电网海量数据的传输要求，提高信息资源的整合利用率及协同能力，使生产控制、企业经营管理、营销与市场以及实时和非实时信息充分融合，实现电网公司内部横向信息和上下级电网 246 公司纵向信息的互联互通，提高应用深度和实用化程度，满足人财物集约化管理和客户差异化、多元化服务的需求。提升信息挖掘、辅助分析以及智能决策能力，支撑和引领坚强智能电网发展。 4、健全营销管理机制 优化整合营销业务及客户服务资源，深化与完善“一部三中心”标准化营销业务组织模式的建设。建立适应新形势发展要求的集约化营销管理模式和新型的标准化营销业务组织模式，从整体上提高公司营销的市场应变能力、客户服务能力、管理控制能力和营销运作能力。研究建立配套的组织机构和人才队伍，以满足各种业务的需求。 247 7 保障措施和政策建议 （一）加强组织领导，推进坚强智能电网建设 坚强智能电网建设涵盖环节多，涉及部门广，建议公司系统各单位成立专门的工作部门或专业处来具体负责智能电网工作，确保工作机构固定，工作人员稳定，并按照闭环、优化、长效的原则，健全管理制度和流程，加强各专业的协调管理，全力以赴推进各项工作有序、高效、科学开展，保障各项工作部署顺利完成。公司各单位要加强对试点项目的全方位督导和全过程管理，注重对试点项目的总结评估，确保项目的示范效应。结合坚强智能电网建设的发展，创新管理模式，适应智能电网建设、运营要求，全面提高公司驾驭智能电网的能力，大力推进坚强智能电网建设。 （二）将坚强智能电网上升为国家发展战略，纳入国家规划体系 积极推动将坚强智能电网规划纳入国家经济社会发展规划和能源发展战略工作体系，制定国家发展智能电网的战略目标，引导智能电网的发展。按照统一规划、统一标准的原则，确保智能电网健康有序发展。根据经济社会以及能源发展的新形势和电网智能化的新要求，优化完善电网规划，并建立滚动调整机制。 （三）重视科技创新，做好试点项目建设和标准制定工作 进一步优化公司科技力量布局，按照上下结合、内外结合、优 248 势互补、资源共享的原则，集中公司科技资源，围绕坚强智能电网建设的需要，统一组织科技攻关，提高公司科技资源利用效率和整体创新能力。公司统一组织开展试点工作。结合试点工程建设和现有国际电工标准体系，全面梳理国内外智能电网相关标准，加快建立涵盖各环节以及通信信息平台的统一标准体系及评价体系。 （四）加强与政府沟通，积极争取政策扶持 智能电网发展涉及电力系统发电、输电、变电、配电、用电以及电网调度等环节，技术领域广，科技投入大，工程投资高。公司要主动向政府主管部门汇报，充分发挥政府的主导作用，加强规划编制、标准制定等方面的组织协调和指导，积极争取有利于智能电网加快发展的政策支持。在项目核准、财税、资金和电价政策等方面给予支持，在科技项目研发、试验示范工程及推广应用等方面给予政策激励，在清洁能源消纳和经济补偿等方面制定相关的配套政策。 （五）鼓励多方参与，形成合力建设智能电网新局面 充分发挥公司主体作用，积极引导发电企业、设备制造企业、科研机构、高等院校、行业协会等相关单位的广泛参与，建立有效的跨行业沟通平台和合作机制，共同推动智能电网快速发展。加大公众宣传，争取赢得广大民众对智能电网建设的理解和支持，营造良好的发展环境。引导发电企业、电器设备制造商、电力用户积极 249 参与到相关标准制定，核心技术攻关，关键设备研发，参与示范工程建设和人员培训等工作。积极参加国际交流，主动加入相关国际标准制定，提高公司在智能电网建设上的话语权。 （六）培养吸引并举，打造高水平人才队伍 坚强智能电网建设是一个涉及面广、专业性强的系统工程，既需要大量智能技术、信息通信等专门人才，又需要大量技术水平高、专业能力强的电网复合型人才。公司要把人才队伍建设放在重中之重的战略地位，逐步完善人才评价、考核、激励、晋升机制，调动员工队伍的积极性和创造性，要积极采取人才引进、在岗培训、定向培养、留学深造等方式，建设一支高素质的专业技术、专业技能和管理人才队伍，以满足智能电网对各类人才的实际需求。 （七）多渠道筹措资金，促进智能电网良性循环发展 强化电网智能化建设项目资金投入保障机制，形成多元化、多渠道、高效率的资金投入体系，通过内部挖潜、资本运营、政府支持等多种方式筹集资金，建立与发电、设备制造等其它企业的合作机制，建立以自筹资金为主，其它资金来源为辅的多渠道资金保障体系。积极争取落实输配电价政策。优先安排电网智能化重点试点和研究任务资金。同时，积极鼓励并引进推广电网智能化新技术、新产品，从成果转化的效益中提出一定份额用于技术创新的再投入，形成不断推进电网智能化技术良性循环发展的资金保障机制。 250 （八）加强创新体系建设，提升坚强智能电网发展的持久力 以实践“努力超越、追求卓越”的企业精神为核心，强化宣传、加强引导，营造“想创新、讲创新、争创新”的氛围。紧密结合创新型企业建设，从制度入手，建立健全鼓励创新、支持创新和公平竞争的有效评价和激励机制，形成适合公司发展特点、侧重应用研究的产学研相结合的技术创新体系。通过创新提升坚强智能电网生命力。国内外研究机构、上下游协作单位开展产学研合作，加强技术支撑平台建设，提升公司的技术开发与自主创新能力。建立智能电网各环节的技术开发和应用研究创新发展体系。 251 附件1 主要名词术语解释 发电环节：电能的生产环节，利用发电动力装置将水能、石化燃料（煤、油、天然气）的热能、核能以及太阳能、风能、地热能、海洋能等转换为电能。 输电环节：输电线路的规划、设计、建设、改造、运行维护、退役等一系列过程，也包括通过技术创新提升线路性能和效率的过程。 变电环节：通过一定设备将电压由低等级转变为高等级（升压）或由高等级转变为低等级（降压）的过程。 配电环节：电力系统中直接与用户相连并向用户分配电能的环节。配电系统由配电变电所、高压配电线路（即1kV以上电压）、配电变压器、低压配电线路（1kV以下电压）以及相应的控制保护设备组成。 用电环节：电能的消费环节，包括电网针对电能消费开展的管理、控制、营销和服务。 调度环节：为保障电网的安全、优质、经济运行，对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。 智能变电站：采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求， 252 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。 分布式电源接入技术：分布式电源是一种建在用户端的能源供应方式，也可并网运行。对于分布式电源并网所采用的继电保护、通信、自动化等技术即为分布式电源接入技术。 资产全寿命周期管理：是以资产作为研究对象，从系统的整体目标出发，统筹考虑资产的规划、设计、采购、建设、运行、检修、技改、报废的全过程，在满足安全、效能的前提下追求资产全寿命周期成本最优，实现系统优化的科学方法。 实用型配电自动化技术：利用综合通信方式，分阶段、分区域实施并逐步达到对配网中配电站及相关开关、变压器的遥信、遥测及遥控功能，以就地分布式自动FA、半自动和手动FA等多种馈线自动化模式结合的配电自动化，达到系统建设经济性、施工便利性、运行可靠性目的。 配电调控一体化系统：以配电GIS和配电自动化为基础，可实现配网运行监测和控制一体的配网调度自动化技术支持系统。 用电信息采集系统：是电网企业对用户用电信息进行采集、处理和实时监控的系统，具备电力用户查询基本用电信息和交纳电费 253 等基本功能，在满足电网企业计量管理和用电信息需求的同时，实现电力企业与用户之间基本的双向互动功能。 营销信息化系统：通过建成覆盖网省、地市、区县、供电站所四级供电单位营销业务应用的信息化平台，实现对客户服务、业务处理和监控管理等营销过程的信息化处理；通过客户服务与客户关系管理、电费管理、电能计量及信息采集管理、市场与需求侧管理、综合管理，最终实现“营销信息高度共享，营销业务高度规范，营销服务高效便捷，营销监控实时在线，营销决策分析全面”的目标。 双向互动用电服务体系：在计量、抄表、收费等传统用电服务的基础上，满足用户多元化需求，实现用户用电信息查询,电费多渠道支付，客户侧分布式电源接入等互动服务，形成电力流、信息流、业务流双向流动的服务体系。 智能化需求侧管理系统：是对用户用电设备进行实时监测，实现对用户用电设备的能效诊断，并根据电网负荷变化情况和电价政策的引导，实现用户用电设备实时响应的需求侧管理系统。 SG186工程：在国家电网公司构筑由信息网络、数据交换、数据中心、应用集成、企业门户五个部分组成的一体化企业级信息集成平台；建设由财务（资金）管理、营销管理、安全生产管理、协同办公、人力资源管理、物资管理、项目管理和综合管理八大业务应用；建立健全信息化安全防护、标准规范、管理调控、评价考核、 254 技术研究、人才队伍六个保障体系。 SG-ERP工程：以支撑坚强智能电网建设和公司集约化管理为重点，涵盖包括资产全寿命管理、用电信息采集、全面风险管理和调度管理等公司所有业务，建设覆盖面更广、集成度更高、实用性更强、安全性更好、国际领先的国家电网资源计划（SG-ERP）信息系统。 智能电网调度技术支持系统：是指能够适应坚强智能电网安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保运行和调度生产各项运行、管理要求的技术支撑手段,主要由基础平台和实时监控与预警、调度计划、安全校核、调度管理四类应用构成。 调度数据网络第二平面建设：国家电网调度数据网（SGDnet，以下简称“调度数据网”）是为电力调度生产服务的专用数据网络，是实现各级调度中心之间及调度中心与厂站之间实时生产数据传输和交换的基础设施。所谓的“第二平面建设”是指建设与现有国家电网调度数据网络平面运行相独立的调度数据网络平面（简称第二平面），以提高调度数据网络和实时生产数据传输、交换的可靠性，适应电网调度备用调度体系建设和相关应用发展的要求。 电力二次系统纵深安全防护体系：在满足“安全分区，网络专用，横向隔离，纵向认证”的安全防护策略的基础上，按照国家信息安全等级保护要求，防护策略从重点以边界防护为基础过渡到全 255 过程安全防护，形成具有纵深防御的安全防护体系，实现对电力生产控制系统及调度数据网络的安全保护，尤其是智能电网中控制过程的安全保护。 物联网：把所有物品通过射频识别（RFID）、红外感应器、全球定位系统、激光扫描器等信息传感设备与互联网连接起来，进行信息交换和通讯，实现智能化识别、定位、跟踪、监控和管理，主要应用领域有智能家居、智能医疗、智能城市、智能环保、智能交通、智能农业、智能物流、智能校园等。 256 附件2 英文缩写对照表 英文缩写 英文全称 中文全称 AGC Automatic Generation Control 自动发电控制 AVCAutomaticVoltageControl自动电压控制 BIPV Building Integrated Photovoltaic 光伏建筑一体化 CIM Common Information Model 公共信息模型 CMS Customer Management System 客户管理系统 CSR Controlled Shunt Reactor 可控并联电抗器 DCSDistributedControlSystem分散控制系统 Distribution Supervisory Control And Data DSCADA 配电监控系统 Acquisition 光通信集成式密集DWDM Dense Wavelength Division Multiplexing 波分复用 EENS Expected Energy Not Serve 电量不足期望值 EMS Energy Management System 能量管理系统 ERP Enterprise Resource Planning 企业资源规划 FAFeederAutomation馈线自动化 FACTS Flexible AC Transmission Systems 柔性交流输电系统 FCB Fast Cut Back 机组快速切负荷 FCL Fault Current Limiter 故障电流限制器 GDP Gross Domestic Product 国民生产总值 GIS Gas Insulated Switchgear 气体绝缘开关 GISGeographicInformationSystem 地理信息系统 IEC International Electro-technical Commission 国际电工委员会 Institute of Electrical and Electronic 电气电子工程师协IEEE Engineers 会 绝缘栅双级型功率IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor 管 IPInternetProtocol互联网协议 IPTV Internet Protocol Television 网络电视 资产全寿命周期管LCAM Life Cycle Asset Manager 理 LLS Lightning Location System 雷电定位系统 MPLS Multiple Protocol Label Switch 多协议标签协议 天燃气与电力市场Ofgem Office of Gas and Electricity Markets 办公室 OMS Outage Manamgement System 故障管理系统 PFTTH Power Fiber To The Home 电力光纤到户 PLCPowerlineCommunication电力线通信 257 英文缩写 英文全称 中文全称 PMS Production ManagementSystem 生产管理系统 PMU Phasor Measurement Unit 相量测量单元 PSS Power System Stablizer 电力系统稳定器 RTU Remote Terminal Unit 远程终端单元 数据采集与监视控SCADA Supervisory Control And Data Acquisition 制系统 SDH Synchronous Digital Hierarchy 同步数字系列 SOAService-OrientedArchitecture面向服务框架 静止同步串联补偿SSSC Static Synchronous Series Compensator 器 STATCOM Static Synchronous Compensator 静止同步补偿器 SVC Static Var Compensator 静止无功补偿器 SVG Static Var Generator 静止无功发生器 TCSCThyristorControlled Series Capacitor 可控串补 TSP Total Suspended Particle 总悬浮颗粒物 UPFC Unified Power Flow Controller 统一潮流控制器 UPS Uninterruptible Power Supply 不间断电源 VPN Virtual Private Network 虚拟专用网 WAMS Wide Area Measurement System 广域测量系统 WMS Work Management System 工作管理系统 258 附件3 标准体系及规划汇总表 计划完成时间 序号 系列标准名称 制定状态 建议牵头部门 (年) 综合与规划1 坚强智能电网的名词术语与方法学系列标准 待制定 2010 智能电网部 2 智能电网各环节接口系列导则 待制定2015科技部 3 智能输电网规划设计系列标准 待制定 2011 发展部 4 智能配电网规划设计系列标准 待制定2011生技部 智能发电 5 常规电源网厂协调技术条件系列标准 已有 6 常规电源网厂协调试验系列标准 已有 部分已有,部7 2014 发展部 新能源发电接入电网系列技术规定 分在制定 部分在制定，部分科技部、 8 2014 新能源发电并网特性测试系列标准 待制定 国调中心 智能电网部、 9 待制定 2014 新能源发电并网运行控制系列标准 国调中心 10 新能源发电监控系统系列功能规范 待制定 2014 智能电网部 智能电网部、 11 待制定 2014 新能源发电监控设备系列标准 国调中心 发展部、 12 待制定 2013 大容量储能系统接入电网系列技术规定 智能电网部 智能电网部、 13 待制定 2014 大容量储能系统并网特性测试系列标准 国调中心 14 大容量储能系统并网运行控制系列标准 待制定 2013 国调中心 15 大容量储能系统监控系统系列功能规范 待制定 2013 智能电网部、 259 计划完成时间 序号 系列标准名称 制定状态 建议牵头部门 (年) 国调中心 16 大容量储能系统监控设备系列标准 待制定 2013 智能电网部 智能输电 17 柔性直流输电技术系列导则 待制定 2010生技部 18 柔性直流输电建设系列标准 待制定2013 基建部 19 柔性直流输电运行控制系列标准 待制定 2014生技部 部分已有，部分在20 柔性直流输电设备系列标准 2014 基建部 制定，部分待制定21 柔性交流输电技术系列导则 待制定 2010生技部 22 柔性交流输电建设系列标准 待制定2013 基建部 23 柔性交流输电运行控制系列标准 待制定 2014生技部 部分已有，部分在24 柔性交流输电设备系列标准 2014 基建部 制定，部分待制定25 线路状态与运行环境监测系统建设系列标准 待制定 2011基建部 26 线路状态与运行环境监测系统运行管理系列标准 待制定2013 生技部 27 线路状态与运行环境监测设备系列标准 在制定 2011生技部 智能变电 28 智能变电站技术导则 已有部分已有、 29 2011 生技部 智能变电站建设系列标准 部分待制定 部分已有、部分待30 2012 基建部 智能变电站运行控制系列标准 制定 部分在制定、部分31 2012 生技部 智能变电站自动化系统系列功能规范 待制定 32 智能变电站设备系列标准 部分已有、部分待2012 智能电网部、 260 计划完成时间 序号 系列标准名称 制定状态 建议牵头部门 (年) 制定 基建部、生技部 智能配电 33 配电自动化技术导则 已有 部分已有、部分待34 2011 生技部 配电自动化建设系列标准 制定 部分已有、部分待35 2012 生技部 配电自动化运行控制系列标准 制定 部分已有、部分待36 2012 生技部 配电自动化系统系列功能规范 制定 部分已有、部分待37 2012 生技部 配电自动化设备系列标准 制定 38 分布式电源接入配电网系列技术规定 待制定 2012生技部 39 分布式电源并网特性测试系列标准 待制定2011 生技部 40 分布式电源并网运行控制系列标准 待制定 2012生技部 41 分布式电源监控系统系列功能规范 待制定2012 生技部 42 分布式电源监控设备系列标准 待制定 2012生技部 43 储能系统接入配电网系列技术规定 待制定2012 生技部 44 配电储能系统并网特性测试系列标准 待制定 2013生技部 45 配电储能系统并网运行控制系列标准 待制定2013 生技部 46 配电储能系统监控系统系列功能规范 待制定 2013生技部 47 配电储能系统监控设备系列标准 待制定2013 生技部 智能用电 部分在制定，部分48 2011年 营销部 双向互动服务平台建设系列标准 待制定 49 双向互动服务平台运行管理系列标准 已有 261 计划完成时间 序号 系列标准名称 制定状态 建议牵头部门 (年) 50 双向互动服务终端设备系列标准 待制定2011年 营销部 51 用电信息采集系统建设系列标准 已有 52 用电信息采集系统运行管理系列标准 已有53 用电信息采集主站系统系列标准 已有 54 用电信息采集设备系列标准 已有55 智能量测系统系列标准 待制定 2011 营销部 56 智能家居设备系列标准 待制定2011智能电网部 57 智能用电楼宇/小区设备系列标准 待制定 2011 智能电网部 58 智能用能服务系统系列标准 待制定2011智能电网部 59 用户侧分布式电源及储能监控系统系列标准 待制定 2011 智能电网部 部分已有、部分待60 2012 电动汽车充放电设施建设系列标准 制定 部分已有、部分待61 2012 电动汽车充放电运行管理系列标准 制定 部分已有、部分待62 2012 电动汽车充放电控制系统系列标准 制定 部分已有、部分待63 2012 电动汽车充放电设备系列标准 制定 智能调度 64 智能电网调度模型数据描述系列标准 在制定 2010国调中心 部分已有、部分在65 2010 国调中心 智能电网调度系统基础协议系列标准 制定 66 智能电网调度基础平台功能系列规范 在制定 2012国调中心 部分在制定、部分67 2010 国调中心 智能电网调度系统应用功能系列规范 待制定 262 计划完成时间 序号 系列标准名称 制定状态 建议牵头部门 (年) 68 电网运行集中监控中心建设系列标准 待制定2010 国调中心 69 电网运行集中监控中心运行系列标准 待制定 2013国调中心 70 电网运行集中监控系统系列功能规范 在制定2013 生技部 通信信息 国调中心、 71 待制定 2012传输网技术系列标准 智能电网部 国调中心、 72 在制定 2010 电力特种光缆技术系列标准 智能电网部 国调中心、 73 部分已有、待在定2011 配电通信技术系列规范 智能电网部 国调中心、 74 待在定 2013 用电侧通信技术系列规范 智能电网部 部分已有、部分在国调中心、 75 2011 专用业务通信技术系列规程 制定 智能电网部 国调中心、 76 待制定 2013 通用业务通信技术系列规程 智能电网部 国调中心、 77 待制定 2012 智能电网通信支撑平台网管系统系列规范 智能电网部 信息化部、 78 待制定 2010 智能电网一体化信息模型系列标准 国调中心 79 信息网络建设系列标准 在制定2010信息化部 80 电网空间信息（GIS）服务平台系列规范 在制定 2010 信息化部 81 移动作业平台系列规范 在制定2010信息化部 82 人力资源管理系统系列标准 在制定 2010 信息化部 83 财务管理系统系列标准 部分已有,部分在2010 信息化部 263 计划完成时间 序号 系列标准名称 制定状态 建议牵头部门 (年) 制定 部分已有,部分在84 2010 信息化部 物资管理系统系列标准 制定 部分已有,部分在85 2010 信息化部 安全生产管理系统系列标准 制定 86 项目管理系统系列标准 已有 87 营销业务应用系统系列标准 已有 88 协同办公管理系统系列标准 已有 89 综合管理系统系列标准 已有 90 通信网安全防护技术系列导则 已有91 信息系统与设备安全技术系列规范 在制定 2010 信息化部 92 信息技术安全性评估准则系列标准 待制定2013信息化部 93 信息安全管理体系系列标准 待制定 2011 信息化部 264 附件4 关键设备（系统）研制汇总表 环节 技术专题 设备名称 现状 研制方式 发电 发电厂快速并入高压网装置 已有 联合研发 梯级水电站群经济运行优化调度控制在研 自我研发 常规发电 平台 水电机组状态监测与故障分析系统 在研 引导研发 火电机组次同步振荡抑制装置 待研 联合研发 大规模间歇性电源有功/无功控制装置 在研 联合研发 间歇性电源发电功率预测与协调控制在研 联合研发 系统 兆瓦级光伏并网逆变器 在研 引导研发 大规模可再风电场/风电机组故障穿越控制装置 待研 引导研发 生能源 风光储联合电站一体化智能监控系统 待研 自我研发 风电机组控制系统接入导则符合性检待研 自我研发 测平台 大规模间歇性电源接入网厂协调控制 待研 联合研发 兆瓦级垂直轴风力发电机组控制系统 待研 引导研发 大型抽水蓄能电站智能调度运行控制大规模储能在研 联合研发 系统 大容量化学电池模块化集成系统 在研 联合研发 大容量化学电池储能系统能量转换装引导研发 在研 置 大容量化学电池储能装置综合能量管待研 联合研发 理系统 265 环节 技术专题 设备名称 现状 研制方式 集成储能的间歇性能源功率平滑调节待研 联合研发 装置 输电线路导线运行状态集成监测装置 已有 引导研发 输电线路气象在线监测装置 已有 联合研发 输电线路状输电线路视频/图像监控装置 已有 自我研发 态监测装置输电线路杆塔集成监测装置 已有 自我研发 电缆状态监测装置 已有 自我研发 输电线路电磁环境智能监测系统 在研 自我研发 状态监测中输电线路状态监测中心系统 在研 自我研发 心 静止无功补偿器（SVC） 已有 联合研发 可控并联电抗器（CSR） 已有 联合研发 输电 静止同步补偿器（STATCOM） 已有 联合研发 柔性交流输串补/可控串补（FSC/TCSC） 已有 联合研发 电关键设备故障电流限制器（FCL） 在研 联合研发 静止同步串联补偿器（SSSC） 在研 联合研发 统一潮流控制器（UPFC） 待研 联合研发 柔性直流输电换流阀 在研 联合研发 柔性直流输柔性直流输电换流站 在研 联合研发 电关键设备柔性直流输电用电缆 待研 引导研发 多端柔性直流输电网控制系统 待研 联合研发 高压直流输高压直流输电换流阀 在研 联合研发 电关键设备直流场关键设备 待研 联合研发 变电 智能断路器在线监测装置 在研 引导研发 组件超、特高压油气套管及配套智能在研 引导研发 监测装置 266 环节 技术专题 设备名称 现状 研制方式 变压器智能组件 在研 引导研发 电子式互感器 已有 联合研发 合并单元 已有 联合研发 测控装置 已有 自我研发 保护测控一体化装置 已有 自我研发 数字化线路成套保护装置 已有 自我研发 数字 数字化变压器成套保护装置 已有 自我研发 式保 数字化母线保护装置 已有 自我研发 护装设备层关键数字化高压并联电抗器保护装已有 自我研发 置 设备 置 间隙式能源发电并网保护装置 在研 联合研发 远动终端 已有 自我研发 时间同步系统 已有 自我研发 网络安全及网络在线监视设备 已有 联合研发 系统层关键基于统一信息平台的多功能合一的一自我研发 设备 在研 体化监控系统 数据和事件记录装置 在研 联合研发 基于广域信息的电网故障定位系统 待研 联合研发 组态和系统调试工具 已有 自我研发 建设运行技变电站数字化装置调试试验设备 在研 联合研发 术支持关键多态遥视、巡检和消防系统 待研 联合研发 设 二次设备在线自动校验和预警系统 待研 自我研发 变电站数字化装置测试检验评估设备 待研 自我研发 配电 智能配电设复合电能质量控制器 已有 联合研发 备 高效节能配电变压器 已有 引导研发 智能配电网保护测控一体化装置 在研 自我研发 267 环节 技术专题 设备名称 现状 研制方式 智能配变监测终端 在研 自我研发 集成智能配电站 在研 联合研发 少维护金属封闭开关设备 在研 联合研发 环保型环网柜 待研 联合研发 环保智能化柱上开关 待研 联合研发 配电自动化系统 在研 自我研发 配电自动化配电网调控一体智能技术支持系统 在研 自我研发 与配网规划智能配电网规划计算机辅助决策平台 待研 自我研发 分布式供电系统标准化换流装置及电已有 联合研发 能控制装置 分布式供电系统及微电网电能质量治已有 分布式电源联合研发 理装备 和微网控制分布式供电系统微机保护装置 已有 自我研发 、 高温超导储能装置 在研 引导研发 保护及接入超级电容器储能装置 在研 引导研发 飞轮储能装置 在研 引导研发 大容量、高可靠快速切换固态开关 待研 引导研发 用电 用电信息采集终端设备 已有 联合研发 用电信息采用电信息采集系统主站软件 已有 自我研发 集 用电信息采集专用芯片 在研 联合研发 智能电能表 在研 引导研发 智能用能服智能家电 在研 引导研发 务 智能插座 在研 引导研发 居民智能交互终端 联合研发 在研 智能用电小区用能服务系统 在研 联合研发 268 环节 技术专题 设备名称 现状 研制方式 智能用电楼宇用能服务系统 联合研发 在研 大用户智能交互终端 待研 自我研发 大用户智能用能服务系统 待研 自我研发 用户侧分布居民分布式电源及储能管理系统 在研 引导研发 式电源及储用户侧分布式电源及储能管理系统 引导研发 在研 能 电动汽车充电动汽车充放电设备 在研 联合研发 放电 电动汽车充放电管理系统 在研 联合研发 95598供电服务系统 已有 自我研发 双向互动服务 95598门户网站 在研 自我研发 自助用电服务终端及系统 在研 自我研发 智能多渠道缴费系统 待研 自我研发 高级计量管理系统 在研 联合研发 智能用电技术检测设备 待研 智能量测 联合研发 基础平台 在研 自我研发 智能电网调实时监控与预警 在研 自我研发 调度 度技术支持调度计划 在研 自我研发 系统 安全校核 在研 自我研发 通信信息 骨干传输网面向智能变电站应用的系列化工业以已有 自主研发 269 环节 技术专题 设备名称 现状 研制方式 太网交换机 建设和完善电力专用智能化光传输系统 在研 联合研发 电力通信加密装置 在研 自我研发 中高压电力线载波通信设备 已有 自我研发 低压电力线载波通信设备 已有 自我研发 智能配用电一体化通信系统及无源光在研 联合研发 网络等核心通信设备 配电和用电电力专用通信控制芯片 在研 联合研发 环节通信网配电工频通信设备 在研 自我研发 建设 智能家庭网络(HAN) 通信设备 待研 引导研发 电力无线宽带通信网 在研 联合研发 智能电网的物联网关键通信设备及系待研 引导研发 统 通信支撑网统一电力通信网络智能化管理系统 在研 自我研发 建设和优化全网时间统一系统 待研 自我研发 智能电网信息采集与数据交换平台 在研 自我研发 智能电网信息应用集成平台 在研 自我研发 信息化基础实时数据库管理系统及套件 在研 自我研发 设施 智能电网基础应用开发平台 待研 自我研发 嵌入式系统平台 待研 自我研发 信息安全与一体化信息系统监管运维平台 已有 自我研发 运维 大型关键智能应用灾备系统 已有 自我研发 信息安全接入平台 在研 自我研发 安全移动作业终端 在研 自我研发 智能电网网络信任平台 在研 自我研发 信息安全等级保护合规性管理平台 在研 自我研发 270 环节 技术专题 设备名称 现状 研制方式 新一代信息网络隔离装置 待研 自我研发 电网信息一体化综合展现平台 在研 自我研发 信息系统与综合辅助决策分析模型及分析系统 待研 自我研发 高级应用 地理信息与空间服务平台（GIS） 在研 联合研发 271