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国家电网智能化规划


国家电网智能化规划总报告
(征求意见稿)

国家电网公司 2010 年 2 月

目录
0 前言.......................................................................................................1 1 智能电网

发展基础 ..............................................................................3 1.1 电网发展总体情况 ........................................................................3 1.1.1 电网现状 .................................................................................3 1.1.2 存在的问题 .............................................................................4 1.2 电网智能化发展现状 ....................................................................6 1.2.1 发电环节 .................................................................................7 1.2.2 输电环节 .................................................................................8 1.2.3 变电环节 ...............................................................................10 1.2.4 配电环节 ............................................................................... 11 1.2.5 用电环节 ...............................................................................12 1.2.6 调度环节 ...............................................................................13 1.2.7 通信信息平台 .......................................................................15 2 智能电网发展面临的形势 ................................................................17 2.1 国内外智能电网研究和发展概述 .............................................17 2.1.1 国外智能电网发展概述 ......................................................17 2.1.2 国内智能电网发展概述 ......................................................23 2.1.3 国内外发展智能电网的对比分析......................................25

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2.2 电力需求分析..............................................................................26 2.2.1 国民经济发展预测 ..............................................................26 2.2.2 电力需求预测及展望 ...........................................................28 2.3 发展形势与需求..........................................................................31 3 指导思想和发展目标 ........................................................................33 3.1 坚强智能电网的定义..................................................................33 3.2 指导思想......................................................................................34 3.3 规划原则......................................................................................34 3.4 总体目标及分阶段目标..............................................................36 3.4.1 坚强智能电网总体目标 ......................................................36 3.4.2 电网智能化分阶段发展目标 ..............................................39 4 分环节发展重点 ................................................................................45 4.1 发电环节......................................................................................45 4.1.1 规划目标和发展路线 ..........................................................45 4.1.2 技术标准 ..............................................................................49 4.1.3 关键设备 ..............................................................................51 4.1.4 重点项目 ..............................................................................55 4.2 输电环节......................................................................................67 4.2.1 规划目标和发展路线 ..........................................................67 4.2.2 技术标准 ..............................................................................70
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4.2.3 关键设备 ..............................................................................72 4.2.4 重点项目 ..............................................................................76 4.3 变电环节......................................................................................87 4.3.1 规划目标和发展路线 ..........................................................87 4.3.2 技术标准 ..............................................................................91 4.3.3 关键设备 ..............................................................................92 4.3.4 重点项目 ...............................................................................96 4.4 配电环节....................................................................................107 4.4.1 规划目标和发展路线 .........................................................107 4.4.2 技术标准 ............................................................................ 112 4.4.3 关键设备 ............................................................................ 114 4.4.4 重点项目 ............................................................................ 117 4.5 用电环节....................................................................................128 4.5.1 规划目标和发展路线 .........................................................129 4.5.2 技术标准 ............................................................................133 4.5.3 关键设备 ............................................................................134 4.5.4 重点项目 ............................................................................139 4.6 调度环节....................................................................................146 4.6.1 规划目标和发展路线 ........................................................146 4.6.2 技术标准 .............................................................................154

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4.6.3 关键设备 ............................................................................156 4.6.4 重点项目 ............................................................................157 4.7 通信信息平台............................................................................174 4.7.1 规划目标和发展路线 ........................................................175 4.7.2 技术标准 ............................................................................180 4.7.3 关键设备 ............................................................................183 4.7.4 重点项目 ............................................................................187 5 投资估算及预期实施效果分析 .......................................................196 5.1 投资分析....................................................................................196 5.1.1 电网总投资与智能化投资 .................................................196 5.1.2 分环节智能化投资 .............................................................197 5.1.3 分区域智能化投资 .............................................................198 5.2 社会效益分析............................................................................199 5.2.1 发电环节效益 ....................................................................199 5.2.2 电网环节效益 ....................................................................200 5.2.3 用户环节效益 ....................................................................201 5.2.4 环境效益 ............................................................................202 5.2.5 其他社会效益 ....................................................................205 5.3 政策需求分析............................................................................216 6 对公司管理模式的影响分析 ..........................................................223

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6.1 公司管理模式现状 ....................................................................223 6.2 电网智能化对公司经营管理影响 ............................................225 6.3 建立适应智能电网发展的管理模式 ........................................229 7 保障措施和政策建议 ......................................................................232 附件 主要名词术语解释 ....................................................................236 附表 1 标准体系及规划汇总表 .........................................................240 附表 2 关键设备研制汇总表 .............................................................246

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0 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 发展的新趋势。 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。

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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与制定规划》《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,根据公司建设坚强智能电网的战略部 署,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,开展规划分报告和专项研究报告 的编制工作, 并以此为依据, 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 指导思想和发展目标,重点从发电、输电、变电、配电、用电、调 度、通信信息等七个方面提出电网智能化的规划目标和发展路线、 技术标准、关键技术和重点项目,估算投资,分析社会经济效益, 分析对公司管理模式的影响, 提出规划实施的保障措施及政策建议。

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1 智能电网发展基础
1.1 电网发展总体情况 1.1.1 电网现状 公司经营区域内五个区域电网,除西北形成 750/330(220)千 伏主网架外, 其它区域电网基本形成 500/220 千伏主网架。 截至 2009 年底,公司经营区域 110 千伏及以上输电线路长度约 65.2 万公里, 变电容量 20.1 亿千伏安。 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成功实现 800 千 伏全线带电,锦屏~苏南特高压直流工程开工建设。西北 750 千伏 骨干网架工程――750 千伏兰州东至平凉至乾县输变电工程竣工投 产, 西北 750 千伏主网架基本形成。 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 500 千伏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 8.6 亿千瓦。其中,水电、 火电、 核电、 新能源及其它装机分别达到 18412、 65438、 885、 1429 万千瓦。 2009 年公司经营区域全社会用电量达到 2.92 万亿千瓦时。 公司 经营区域内网省间电量交换达 3595 亿千瓦时, 其中公司经营范围内 区间交换 740 亿千瓦时,与经营区域外交换 593 亿千瓦时,经营区 域内省间交换 2262 亿千瓦时。

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1.1.2 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臵能力亟待提高 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、全国范围优化配臵的必然性。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,全国性的煤电 油运持续紧张,电煤价格大幅上涨,由于部分电厂缺煤停机,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, 电力资源配臵范围和配臵效率受到很大限制,特高压输电项目建设 尚处于起步阶段,更大范围优化资源配臵能力亟待提高。 (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,部分配电网设备老化,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,尚不能完全满足负荷快速增长 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。

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(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 500 千伏电网已不适应电力需求增长有效供应 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 发展需要 未来随着清洁能源发电装机总量的快速增加和规模的不断扩 大,清洁能源并网将对电网的安全性、适应性、资源配臵能力等提 出了新的要求,如电网应具有更强的调峰调频能力、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之后,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,对电网运行管理产生重大影响。如电力流 的双向互动对电网的保护系统定值整定、二次系统配臵等方面产生 影响。

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1.2 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 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臵广泛应用;广域相量测量、在线 安全稳定分析等新技术居世界领先地位。 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。 在研究体系方面,我国形成了目前世界上实验能力最强、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,特高压实验研究能力达到国际领先水平。 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,分别制订了《智能电网关键设

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备(系统)研制规划》和《智能电网技术标准体系》 。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。 在清洁能源并网及储能方面,公司深入开展了光伏发电监控及 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 订了风电场接入电力系统技术规定等相关标准,开展了电化学储能 等前沿课题基础性研究工作。 1.2.1 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)的参数配臵工作, 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 推进自动电压控制(AVC)功能;启动了风能、太阳能发电研究检

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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、光伏发电等间歇性清洁能源并网技术的新标准正在制定;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,水电、抽水蓄能、燃气发电等快速 调节电源配臵结构不甚合理,随着间歇性清洁能源的迅猛发展,电 网调峰调频的矛盾愈加突出; 急需补充制订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;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;储能技术研究尚处于 起步阶段。 1.2.2 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

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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 全套特高压交流设备,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 1000 千伏交流特高压输电线路带电作业; 传 统直流输电技术广泛应用,向家坝~上海±800 千伏特高压直流输 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,融冰装臵投入运行并发挥作 用;加快实施输电线路标准化建设,推广“两型三新”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,急需补充制定输变电设备的在线监测、状态检 修、故障预测等方面的通用技术要求和规程规范;与国外先进水平

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相比,我国电网结构仍然薄弱,资源大范围优化配臵能力不强等问 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 和管理标准化存在差异;运行维护与装备管理较为粗放,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;750 千伏及以上电压等 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、直流输电等方面的关键装备研制工作亟待突破。 1.2.3 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 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 1000、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。

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(2)存在的不足 技术标准方面,急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 装臵, 急需进行改造; 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。 1.2.4 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 断提升供电能力和供电可靠性;配电自动化和馈线自动化技术研究 较为深入并得到初步应用, 配电自动化水平逐步提高; 20kV 中压配 电技术在国内多地开展试点建设;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

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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 DSCADA 系统、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,急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,实用化水平较低;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,大部分 配电自动化装臵处于闲臵状态;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、微网的应用不足。 1.2.5 用电环节 (1)现状 在公司的统一部署下,初步构建了营销自动化系统,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,启动 了对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,

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为实现用电环节智能化奠定了基础。 (2)存在的不足 按照公司智能电网用电环节的发展目标,还存在以下不足: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;智能用电小区及楼宇、用户侧分布式电源及储 能等关键技术需要深入研究;智能化计量装臵的检测与管理、新兴 智能用电设备的检测还没有开展;完善的标准体系还没有形成。 1.2.6 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 和安自装臵、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 装臵 695 套,500 千伏及以上厂站覆盖率达到 80%;220 千伏及以上保护微机化率达到 96%;通信光缆总长度逾 37 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

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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臵的国产化水平已经很高, 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,急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、安自装臵数字化、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;调度技术支持系统建设不规范、 技术标准不统一;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和控制手段。

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1.2.7 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 已完成建设试点并大规模推广,正在开展资产全寿命周期、用户用 电信息采集、企业全面风险管理等企业级应用研究。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 2008 年底, 公司系统通信光缆总长度达到 37.1 万公里,微波电路 6.6 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,急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

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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;安全信任体系不健全,主动防御能力还不 强,数据标准、平台技术标准缺失;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继续完善,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。

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2 智能电网发展面临的形势
为了应对全球气候变暖,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,实现电力清洁生产,降低电力输送损耗,提高电能在终 端能源消费中的比例,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。 2.1 国内外智能电网研究和发展概述 2.1.1 国外智能电网发展概述 (1)国外智能电网发展动因 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。

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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,美国和欧洲的电网设施普遍陈 旧,需要通过电网升级改造,提高系统可靠性,避免美加 8.14 大停 电和欧洲 11.4 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

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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 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

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——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 车快速充电装臵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 32.5 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。 OE 的 45 亿美元中,有 34 亿美元用于智能电网项目资助计划, 6.15 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

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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 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

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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 决的方面,并特别分析了信息安全方面的标准。 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

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车接入电网标准,为电动汽车接入电网打下了良好基础。 2.1.2 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 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、实践工作、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。 今年 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 7 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

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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。 实践工作扎实有效推进。 晋东南-南阳-荆门 1000 千伏特高压交 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。 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。 关键技术设备研制进展顺利。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 技术研究工作基本完成,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,参与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

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本完成,应用软件开发全面启动。完成用电信息采集系统技术标准 编制及产品研发,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《智能电网关键设备研制规划》 , 引导智能设备的研制工作。 科研和标准制订工作成效显著。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 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。 2.1.3 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,建成有我国特

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色的世界一流电网。 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提高电网大 范围资源优化配臵能力;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、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,制订相关激励政 策和配套措施是我国目前亟待解决的问题。 2.2 电力需求分析 2.2.1 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

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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 10.5%左右。 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 9.0%左右。 “十三 五”期间,我国经济年均增长 6.5%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 全国经济预测表
经济(亿元,2005 年价格) 2005 2008 2010 2015 2020 183085 252741 302195 485517 697022 183085 252741 301098 463869 635541 增速(%) 十一五 十二五 十三五 10.5 9.9 7.5 10.5 9.0 6.5

高方案 中方案

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低方案

183085

252741

300001

436486

570470

10.4

7.8

5.5

2.2.2 电力需求预测及展望 坚强智能电网的发展对全社会电力需求既有正面影响,又有负 面影响。一方面,智能电网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,这些影响因素都有助于增大电 力需求;另一方面,坚强智能电网的不断完善能够促进电网与用户 的灵活互动,提高电能使用效率,这将减少部分电力需求。 从发电环节来看,坚强智能电网的建设,将使电网接纳清洁能 源的能力得到加强,更多的清洁能源将转换为电力,从而增加可供 消费的电能,促进用电量的增长。另一方面,坚强智能电网的建设 将使电网负荷率趋于上升。有研究表明,电网负荷率每提高 1 个百 分点,相应供电煤耗1将降低 4.5~5 克/千瓦时,火电耗煤量降低,厂 用电率下降,减少部分用电量。 从电网环节来看,坚强智能电网建设使电网负荷率上升,有助 于减少输变电容量,从而减少相应的设备制造、安装和运行用电。 另外随着坚强智能电网建设的推进,电网运行方式将不断优化,管

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李蒙、王静、胡兆光, 《用电负荷率同供电煤耗关系的定量分析》 ,中国电力,2005 年 11 月,

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理线损呈下降趋势, 预计 2020 年因坚强智能电网的发展将减少线损 电量约 72 亿千瓦时2。 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;但另一方面,用户可根据自身的需求及电力供需实时信 息而改变用电方式,用电负荷曲线将更为平缓,假定电器设备使用 效率提高 5%左右,全社会最大用电负荷将下降 4900 万千瓦左右 (2020 年) ,下降 3.7%左右。 坚强智能电网的建设将大大促进电动汽车的发展。 2011 年我国 将形成 50 万辆3电动车产能的近期目标;2020 年,假定电动汽车保 有量达到 3000 万辆,按照每辆车年行驶 1 万公里,每百公里耗电 20 千瓦时计算,电动汽车将增加用电量约 600 亿千瓦时。 另外,根据国务院会议,为控制温室气体排放,到 2020 年我国 将实现单位 GDP 碳排放下降 40~45%(以 2005 年为基准年) ,这 将作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中长期规划,并制定相

假设有智能电网比无智能电网线损率下降 0.1 个百分点。 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。
3

2

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应的国内统计、 监测和考核办法, 这将促进我国转变经济发展方式, 逐步探索一条低碳经济-能源-电力-环境的发展道路。 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 年全国电力需求将达到 4 万亿 千瓦时, “十一五”期间年均增长 10.1%左右。2015 年全国电力需 求将达到 6 万亿千瓦时, “十二五”期间年均增长 8.3%左右。2020 年全国电力需求将达到 7.7 万亿千瓦时, “十三五”期间年均电量增 长 5.1%左右。 表 2-2
2005 年 24781 24781

全国全社会用电量预测表
2008 年 34380 34380 2010 年 40034 40034 单位:亿千瓦时 2015 年 2020 年 59700 76700 59939 77217

智能化 无智能化

预计 2010 年,全国最大负荷达到 6.4 亿千瓦, “十五”期间年 均增长 10.8%左右;2015 年,全国最大负荷将达到 9.9 亿千瓦, “十 一五”期间年均增长 9.1%左右;2020 年最大负荷达到 12.7 亿千瓦, “十三五”年均增长 5.2%左右。 表 2-3
2005 年 38467 38467

全国最大负荷预测表
2008 年 51348 51348 2010 年 64111 64111 单位:万千瓦 2015 年 2020 年 98901 127399 100882 132303

智能化 无智能化

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2.3 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 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 4.7 亿吨,减排二氧化 碳 13.8 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) 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

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必须面对的挑战。 (2) 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臵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。 (3)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) 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) 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。

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3 指导思想和发展目标
立足我国能源需求分布及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。 3.1 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,

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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。 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 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。 3.2 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。 3.3 规划原则 (一)符合国家能源发展战略的原则

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国家电网智能化发展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,实现我国能源及电力工业的可持续发展。 (二)遵循统筹兼顾、协调发展的原则 国家电网智能化发展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、 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。 “坚强” 是基 础, “智能”是关键。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

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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。 3.4 总体目标及分阶段目标 3.4.1 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。总体目标包括以下 几个方面: (1)具备强大的资源优化配臵能力。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

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定性和供电可靠性将进一步提升,电网运行将完全满足《电力系统 安全稳定导则》等各项要求,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,有效避免大范围连锁故障的发生,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,将突 破风电机组功率预测和动态建模、低电压穿越和有功无功控制、常 规机组快速调节等技术领域,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,实现大规模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 供给方式。 (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

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用。分布式大容量储能技术得到广泛应用。 (6)实现电网资产高效利用和全寿命周期管理。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,建立资产 全寿命周期管理模式, 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,电网资产利用小时数大幅提升,公司 资产利用效率显著提升。 (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方案最优化的不同需求; 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;充分利用智能电网管理平台,为用户提供供 水、热力、燃气等信息互动支持。 (8)实现电网管理信息化和精益化。坚强智能电网建成后, 将形成贯通发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节的骨干

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传输网、配用电通信网、通信支撑网等坚强通讯网络体系,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 化和精益化。 (9)发挥电网基础设臵的增值服务潜力。坚强智能电网建成 后,将实现基于电力网、电力通信与信息网、电信网、有线电视网 等的“多网融合” ,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。 3.4.2 电网智能化分阶段发展目标 我国电网处于快速发展阶段,具备了一定的发展智能电网的基 础,但智能电网还处于发展初期。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,加快技术标准制订和关键设 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订;

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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 海世博园和天津中新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、智能用电小区和 “多网融合”业务、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。

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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 万千瓦。国家太阳能发电、国家风力发电研究检测中心的研究能力 和水平达到国际一流水平。 分阶段推进智能调度技术支持系统建设, 2015 年前公司系统 在 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 万千瓦、光伏发电超

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过 480 万千瓦;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 变为枢纽及中心站的变电站进行智能化改造。 继续深化变电运行集约化管理,优化维护检修管理模式,进一 步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。 (3)配用电智能化建设 分阶段在重点城市和部分条件成熟县市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,推广应用,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。

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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 水平达到国际一流水平。 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 6.2%、供电可靠率高于 99.73%、综合供电电压合格率高 于 98.45%;电能占终端能源消费比重提高到 23.2%。 (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。 实现基于电力网、电力通信与信息网、电信网、有线电视网等 的“多网融合”技术突破和推广应用,创新商业模式,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。

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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,国家电网智能化水平国际领先。 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,得到大规模应用,电网接纳清洁能源发电的能力大 幅度提高, 2020 年实现全国电网接入风电规模超过 1 亿千瓦、 到 光 伏发电 2000 万千瓦,电网优化配臵资源能力超过 4 亿千瓦。 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, 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 5.8%、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“多网融合” 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。

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4 分环节发展重点
4.1 发电环节 发电环节的智能化有助于提高电网运行的安全性和可靠 性,吸纳大规模清洁能源,科学安排发电计划,减少系统旋转 备用容量,提高电网运行的经济性,促进节能减排。 发电环节智能化主要体现在常规电源网厂协调关键技术 (包括参数实测、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,风能、太阳能等清洁能源发电的建模、系 统仿真、功率预测和并网运行控制等先进技术的研发及推广应 用,大容量储能设备的研发和应用等方面。 4.1.1 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;实施节能发电调度,提高常规电源利用效率;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 应间歇式电源快速发展需要。 分阶段目标:

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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 的水电机组的参数实测,完善电力系统稳定计算的数学模型及 参数。 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, 建立计算分析用相关模型。 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 控制策略方案研究。 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。 风电功率预测在西北、东北、华北等大型风电基地得到全
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面应用。建立风电和太阳能发电功率预测和管理控制系统,满 足电网对间歇式电源接入调峰和自动发电要求;电网接入风电 超过 6000 万千瓦、光伏发电超过 480 万千瓦、抽水蓄能建成 2900 万千瓦。 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。 全面应用风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 亿千瓦、光伏发电超 过 2000 万千瓦、抽水蓄能达到 5000 万千瓦。 推广应用 10MW 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)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。
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(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、潮流 调整等功能,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
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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。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, 研究大规模储能基地规划、建设、运行以及管理的问题。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,以区别于配电环节中的分布式储能设备。 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。 4.1.2 技术标准 发电环节的技术标准主要包括风力发电、太阳能发电、抽 水蓄能、潮汐发电、燃料电池、核电、分布式电源和常规发电

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几个方面。目前国内在风力发电与光伏发电并网方面的标准和 规程刚刚起步,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急需补充制定。同时,大容量 储能系统以及其他形式的新能源(如海洋能、地热能、生物质 能等)发电接入电力系统方面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,保证智能 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
标准名称 发电机励磁系统技术条件系列标准 常规电源 发电机控制系统试验系列标准 网厂协调 电力系统稳定器整定试验系列标准 风电场接入电网技术规定 风电场并网特性测试系列标准 风电并网 风电场并网运行控制系列标准 风电场监测系统及通信接口技术系列标 准 光伏电站接入电网技术规定 光伏电站并网特性测试系列标准 光伏电站并网运行控制系列标准 光伏电站监测系统及通信接口技术系列 标准 小型电源接入电网技术规定 其他新能源并网运行、监测系列标准(海 洋能、地热、生物质能等) 大容量储能系统接入电力系统技术规定 大容量储能系统并网特性测试系列标准 大容量储能系统并网运行控制系列标准 大容量储能系统监测系统及通信接口技 术标准 制定状态 已有 已有 已有 已有 部分在制定, 2011 年 部分待制定 部分在制定, 2013 年 部分待制定 待制定 在制定 待制定 待制定 待制定 在制定 待制定 待制定 待制定 待制定 待制定 2014 年 2010 年 2011 年 2013 年 2015 年 2010 年 2015 年 2013 年 2014 年 2013 年 2013 年 计划完成 时间(年)

光伏并网

其他新能 源并网

储能系统 接入电网

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战战战战战战战战战战战战战战战战战战战战战战战战 战战战战 战战战战战战战战战战战战战战战战战 战战战战战战战战战战战战
战战战战战战战 战战战战 战战战战战战战战战战战战战 战战战战战战战战战战战战 战战战战战战战战战战战战战战战战 战战 战战战战战战战战战战战战

战战战战战战战战战战战战战战 战战战战战战战战战战战战战战

战战战战

战战战战战战战战战战战战战战战战战战 战 战战战战战战战战战战战战 战战战战战战战战战战战战战战战战战战战战战 战战战战战战战战战战战战 战战战战战战战战战战 战战战战战战战 战战战战战战战战战战战战战战战战战 战战战战战战战战战战战战战 战战战战 战战战战战战战战战战战战战战 战战战战

战战战战 战战战战 战战战战 战战战战战战战 战战战战战战战战 2009 2010 2011 201 2 2013 2014 2015 战

图 4-1 发电专业标准制定技术路线图 4.1.3 关键设备 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

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前,我国常规发电网厂协调设备智能化程度不高,风电、光伏 发电等间歇式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,大容量储能设备的研究刚刚 起步。这些关键设备的研制将保证发电环节重点项目的顺利实 施。 (1)常规发电关键设备 常规发电方面的关键设备包括发电厂快速并入高压网装 臵、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、 次同步振荡抑制装臵等设备和系统, 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臵、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。次同步振荡抑制装臵在第二阶段(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式电源接 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、间歇式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臵、风电机组控 制系统并网符合性检测平台、大规模间歇式电源接入网源协调
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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。 大规模间歇式电源接入的有功/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 式电源发电功率预测与协调控制系统以及大规模间歇式电源接 入网源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臵、 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 学电池储能装臵综合能量管理系统、集成储能的间歇式能源功 率平滑调节装臵、大容量化学电池储能系统能量转换装臵和管 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臵综合能量管理系 统、大容量化学电池储能系统能量转换装臵和管理系统在第一 阶段(2009-2010 年)投入研究,在第二阶段(2011-2015 年) 完成研制工作。集成储能的间歇式能源功率平滑调节装臵在第 二阶段(2011-2015 年)投入研制并完成。

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图 4-2 发电环节关键设备研制计划图

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4.1.4 重点项目 4.1.4.1 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、高压电网不断增加,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。我国现有的电源装机明显 呈现以火电为主的特点,电网的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,减小大停电事故发生有重要意义。 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、动态模型的校核和统一转换;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 组为网厂协调试点对象,包括京津唐大唐托克托电厂八台

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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 参数配臵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,制订调速系统参 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;研究多种抑制 次同步谐振/振荡的技术的应用。 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 臵电力系统稳定器(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新型电源智能化网厂协调控制系统,提升 网厂协调智能化水平;通过运行优化改善机组经济性能和环保 性能,降低供电煤耗和污染物排放,向电网传送实测值;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,机组能够实现在电
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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,扩大机组 AGC 出力调整范围和升降负荷速率。 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; 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;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。 4.1.4.2 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随机性和间歇性,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
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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,减少系统的旋转备用容量,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%。 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) 展开风电场智能化控制技术的应用研究, 使风电场具 有有功、无功调节能力,具备参与电网调压、调频及调峰的能
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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。 根据各地电网的具体情况,研究风电对电网的影响。甘肃 针对河西地区电铁和风电场联系较近,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的建设 开展光伏发电功率预测研究与开发。 第二阶段(2011~2015 年) (1) 开展风电、 光伏发电模型标准化研究工作及参数实测 工作,制定相关技术规范;在装机容量 3 万千瓦及以上的风电 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 能源的全部消纳; 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。
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(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;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;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。 4.1.4.3 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;
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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。 4.1.4.4 风光储输联合示范工程 风光储输联合示范工程将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智能电网、风电、光伏发电和储能 先进技术的综合示范电站,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
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规模并网运行提供技术保障和工程示范。 风光储输示范项目风电总规模 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。 张北风光储输联合示范工程一期将于 2010 年进入施工阶 段,2010 年 6 月进入示范运行阶段,开展后评价、总结经验。 4.1.4.5 大容量储能设备和技术的研发和应用 随风电、太阳能发电等清洁能源发电装机比例的提高,这 些电源随机性、间歇性的特点将给电网的安全稳定运行造成越 来越大的影响。一方面,随机性、间歇性的有功、无功出力变 化对电网来说是一个扰动;另一方面,有功出力的大幅波动也 会对电网的调频调峰能力提出更高的要求。 为了解决这一问题, 需要从多方面寻找解决办法。为风电场和太阳能电站建设配套 的大规模储能基地,可以在一定程度上解决上述问题。 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
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网以及 100kW 级锂离子电池储能技术在电动汽车和分散式储 能装臵中的试点应用。 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 年上海世博会企业馆,公司将展示户外 100kW 钠 硫电池、崇明前卫村清洁能源储能试验园区 10kW 液流储能电 池储能设备及航头站储能试验园区 100kW 钠硫、 磷酸铁锂和镍 氢电池储能设备的实际应用,实现对三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。
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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;完成钠硫电 池、液流电池、锂离子电池储能设备关键技术的研究;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;完成 10MW 级储能装臵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。 在天津中新生态城建设可统一控制的总容量为 20MVA 的 储能设备。 (2) 开展抽水蓄能电站调度运行控制一体化、 智能化的成 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 10MW 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;重点在东北、西北、华北等地推广应 用大容量储能设备在风电等间歇性电源处的配备原则。 进一步扩建天津中新生态城储能设备的规模,建设总容量 30MVA 的清洁能源发电配套储能基地。 (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。

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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 领域 称 完成 100MW 以 上火电和 50MW 以上水电的励磁 系统实测 研究 AGC 优化 控制策略 第二阶段 100% 完 成 励 磁 和调速系统实 测, 实现对主力 常规电厂的大 型机组主要设 备工况在线监 测 扩大机组 AGC 出力调整范围 开发应用风电 高性能变流器、 变桨系统、 主控 系统、 综合监控 系统、 风电接入 电网稳定分析 控制系统; 把风 电的接入、 运行 与控制技术应 用在大型风电 场和新建风电 场以及省级调 度;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, 推 广采用风火、 风 水等不同电源 组合汇集的打 捆输送方式 第三阶段

常规电源 网厂协调

参数实测

完善检测手段, 更新实测数据

AGC 策略

进一步完善 AGC 优化控制策略

在西北电网公司 和吉林电网公司 风电的接入、 开展大规模风电 运行与控制 运行控制应用试 点工程 清洁能源 并网

应用在所有风电 场

风电机组和 风电场建模 和风电功率 预测系统研 发

建设国家风电研 究检测中心;针 对大规模风场建 立风电机组和风 场的模型和参数 数据库;研究开 发风电功率预测 系统;在甘肃酒 泉风电基地建设
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风电功率预测 系 统 应 用 在 装 风电功率预测系 机容量 3 万千瓦 统应用在所有风 及 以 上 的 风 电 电场 场

重点工程 重点工程名 第一阶段 第二阶段 第三阶段 领域 称 建设超短期功率 预测系统建设试 点工程。 研究太阳能发 电优化控制技 术; 研究开发太 建设国家太阳能 阳 能 发 电 功 率 光伏发电的 发电研究检测中 预测系统; 在西 推广应用光伏发 建模、 接入和 心,研究各类太 藏、 青海、 新疆、 电预测系统 运行 阳能电站建模 甘肃、 内蒙古等 西部和北部地 区开发太阳能 资源 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 完 善 10MW 及 上海世博园和天 开展 10MW 及 以上储能设备的 津生态城开展试 以 上 级 大 容 量 应用,评估建设 点;完成 100kW 储 能 设 备 的 试 效果;重点在东 级钠硫电池、锂 验运行; 研究大 北、西北、华北 离 子 电 池 和 容量储能设备 等地推广应用大 10kW 液流电池 在 间 歇 性 电 源 容量储能设备在 大容量储 储能设备的研制 尤 其 是 风 电 处 间歇性电源处的 能设备和 和示范应用 的配备原则 配备原则 技术的研 发和应用 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。

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4.2 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;加强柔性交流输电技术研究。 4.2.1 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

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状态监测系统,实现对特高压线路、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,完成我国坚强 智能电网输电环节的整体规划,形成顶层设计,形成输电环节 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,在输电线路状态监测方面,具备雷电监测、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 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
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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; 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;建设线路数据中心和智能防灾中心; 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实现电能的高效利 用,大幅度提高输电线路输送能力,优化输电网络运行条件, 提高电力系统稳定水平,降低输电成本,充分发挥现有输电线 路的效率,同时促进高压坚强电网的发展和互联。
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(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臵 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。 4.2.2 技术标准 输电环节的技术标准主要涉及电气一次设备、输电设备的 可靠性管理、 输电设备的监测、 输电设备其他方面等四个方向。 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缺失,急需补充制定。有关输电 设备的可靠性管理、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。

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表 4-3
标准名称

输电环节技术标准制定规划
制定状态 计划完成时 间(年)

柔性直流输电 柔性直流输电工程设计 技术 待制定 与改造系列标准 柔性直流输电设备运行 待制定 控制系列标准 柔性交流输电技术导则 待制定 系列

柔性直流输电技术导则 待制定 2010 年 系列 柔性直流输电设备系列 部 分 已 有 , 部 分 在 制 2015 年 标准 定、部分待制定 2013 年 2015 年 2010 年

柔性交流输电设备系列 部 分 已 有 , 部 分 在 制 2015 年 定、部分待制定 柔 性 交 流 输 电 标准 技术 柔性交流输电工程设计 待制定 2013 年 与改造系列标准 柔性交流输电设备运行 待制定 控制系列标准 线路状态与运行环境监 在制定 测系统系列标准 输电线路智能巡检系列 待制定 标准 2015 年 2011 年

线路状态与运 行环境监测

2012 年

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图 4-3 输电专业标准制定技术路线图 4.2.3 关键设备 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臵及监测系统,但装 臵的统一性、系统功能、信息共享程度尚需提高;FACTS 装臵 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。
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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、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臵”“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臵关键设备 包括输电线路运行状态集成监测装臵、输电线路气象在线 监测装臵、输电线路视频/图像监控装臵、输电线路杆塔集成监 测装臵、输电线路电磁环境智能监测系统、电缆状态监测装臵 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、 与国网 PMS 系统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。 (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。为 解决智能电网中面临的电压稳定问题、实现动态电压支撑、缓 解大规模清洁能源接入约束;提高电网输送能力,改善功率振
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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 来发展的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(包括直流调压器、直流 断路器、光电式电流互感器等)等。

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图 4-4 输电环节关键设备研制计划图

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4.2.4 重点项目 4.2.4.1 FACTS 技术应用 开展柔性输电关键技术、特高压可控电抗器等关键技术研 发并示范应用。完成 750 千伏串补、750 千伏/1000 千伏可控电 抗器(CSR) 、500 千伏电网短路电流限制器(FCL) 、移动式百 兆乏级 STATCOM 研究和工程示范。推广应用串补、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) 开展柔性输电关键技术研究。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。完成工程相关标准、规范的研究制定,积累工程设计、 施工、调试和运行经验,为推广柔性直流输电技术奠定基础。 在宁夏吉宏变扩建工程、四川龙泉 500 千伏变电站、石门 220kV 变电站等工程应用静止无功补偿器 SVC;在浙江 500 千 伏双龙变直流融冰兼动态补偿系统中采用可控整流器型 SVC

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装臵,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)、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。 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。 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 SVC 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 II500 千伏变电站、 山西 220 千伏运城金鑫变电站、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(SVC)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 SVC 动态无功补偿装臵。 在区外来电的长距离、大容量输电线路中采用串补和可控 串补技术,补偿交流输电线路的电气距离,从而提高线路输送 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
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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臵(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 750 千伏双回线路、 750 千伏安西变、山西 500 千伏长治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。 4.2.4.2 输电线路状态监测系统 利用先进的测量、信息、通信和控制等技术,以线路运行 环境和运行状态参数的集中在线监测为基础,建设输电设备状 态监测系统,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。 第一阶段(2009~2010 年) (1)输电设备状态监测系统试点工程
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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。 2011 年底, 到 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臵研究。 开发线路智能监测装臵,
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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) 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。 (1) 输电设备状态监测。 特高压交直流架空输电线路状态 监测信息;220 千伏及以上架空线路、电力电缆等状态在线监 测信息; (66) 110 千伏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) 。 (2)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 500 千伏跨区输电线路微气候区段气象状况信息, 重要线路特殊区段的通道状况图像、视频监视信息等;公司经
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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) 。 (3)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。 (4) 输电设备基础信息。 建立各网省电网 220 千伏及以上 电网地理信息图;特高压交直流架空输电线路、220 千伏及以 上线路的台帐信息,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。 4.2.4.3 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
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智能诊断缺陷等功能,达到线路巡检技术的数字化、自动化、 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。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,迅速确定故障点位臵、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。
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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, 500kV 高压输电线路进行无人机智能巡检工 在 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。
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(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 220 千伏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、不易到达杆塔实现全天侯可视 监控。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臵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。 4.2.4.4 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
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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全面智能评估。 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。

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表 4-4 输电环节重点项目及分阶段实施计划
第二阶段 无功补偿、可控 柔性直流输电示范 高抗、特高压串 FACTS 技术应用 工程; 无功补偿、 串 联补偿器和静止 补应用 同步串联补偿器 示范应用 华北、山西、华东、 浙江、福建、湖北、 全面建成覆盖全 陕西、华中、江苏、 网范围的总部和 输电线路状态监测 河南、湖南、安徽、 各网省公司输变 四川、上海、北京、 电设备状态监测 重庆公司及总部 17 系统 个试点单位 在华北、 浙江公司开 特高压线路、跨 展直升机智能巡检 区长距离输电线 输电线路智能化巡 工程试点,在山东、 路及偏远山区、 检 辽宁公司开展无人 超高杆塔等人工 机智能巡检工程试 巡检困难的地区 点 初步实现输电线路 系统的安全风险评 输电线路状态评估 全面实施状态检 价、 可靠性评估、 寿 和状态检修 修 命预测和经济性评 价 重点项目 第一阶段 第三阶段 无功补偿、串补、 可控高抗应用、 统一潮流控制器 示范应用

监测系统功能扩 展和完善,建立 灾害预警系统

220 千伏及以上 重要输电线路及 偏远山区、超高 杆塔等人工巡检 较困难的地区

全面实施状态检 修

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4.3 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, 实现变电设备与电网运行管理的双向互动。 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、智能变电站监测装臵和自动化 装臵的检测检定、智能变电站技术标准体系、智能变电站中运 行环境监测、智能变电站运维管理集约化等。制定智能变电站 和智能装备的技术标准和规范;实现电网运行信息完整准确和 及时一致的可靠采集,开展基础信息统一信息建模及工程实施 技术研究,构建就地、区域、广域综合测控保护体系;研究各 类电源规范接纳技术,满足各类用户的多样化服务需求;完善 智能设备的自诊断和状态预警能力;完善设备检修模式。 4.3.1 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

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网络化、信息共享标准化、高级应用互动化。 2011 年以后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。 完成智能终端、开关、变压器、断路器等一次设备智能化 研发。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)千伏以上电压 等级建成和在建智能变电站超过 70 座,占变电站总座数的 0.3%。 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
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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 智能变电站超过 4000 座, 变电容量超过 14 亿千伏安。 2015 年, 公司经营区域 110 66) ( 千伏以上电压等级智能变电站超过 8500 座,占变电站总座数的 30%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,全面完成在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变电站的智能化改造。新建智能 变电站超过 7700 座,变电容量超过 26 亿千伏安。2020 年,公 司经营区域 110(66)千伏以上电压等级智能变电站超过 1.4 万座,占变电站总座数的 45%以上。实现对变电站内具有相互 关联的设备集实现智能化运行,全面实现智能变电站的功能。 建立面向智能电网和智能化设备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
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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) 通过智能装备研发及装备智能化改造, 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 据采集装臵,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。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) 制定智能变电站及装备标准规范。 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 设和老站改造,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装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
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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、设备的控制与调整、设备状态的自诊断功能。 4.3.2 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急需补充制定。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
制定状态 已有 部分已有、部分待 2011 年 制定 部分在制定、部分 2012 年 待制定 部分已有、部分待 2011 年 制定 已有 在制定 待制定 2012 年 2015 年 计划完成时间 (年)

标准名称 智能变电站技术导则 智能变电站设计系列标 智能变电站综合 准 智能变电站建设与调试 技术 系列标准 智能变电站改造与运行 系列标准 高压设备智能化技术导 变电站设备智能 则 化 智能变电站设备智能化 系列标准 智能变电站自动 智能变电站自动化系统
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标准名称 化系统 系列标准

制定状态

计划完成时间 (年)

战略需求

智能变电站系统

智能变电站技术导则 智能变电站设计系列标准 智能变电站建设与调试系列标准 智能变电站改造与运行系列标准

标准体系
高压设备智能化技术导则 智能变电站设备智能化系列标准 智能变电站自动化系统系列标准

智能变电站 智能变电站综合技术 变电站设备智能化

技术领域

智能变电站自动化系统

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015年

图 4-5 变电专业标准制定技术路线图 4.3.3 关键设备 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

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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“过程层设备”“间隔层设备”和“站 、 控层设备” 。 (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/超高压高压油气 套管及配套智能监测装臵、变压器智能组件、具有选相功能的 模块化智能高压真空断路器、电子式互感器、合并单元、测控 装臵、保护测控一体化装臵、数字式保护装臵、间隙时能源发 电接入保护装臵等。 (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、数据和事件记录装臵、 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。
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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。 (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、变电站数字化装臵调试试 验设备和变电站数字化装臵测试检验评估设备等。

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图 4-6 变电环节关键设备研制计划图

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4.3.4 重点项目 4.3.4.1 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;原来的电缆布线替代为质量轻、 价格低的光纤,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 和规范,指导智能变电站建设和老站改造,规范设计、建设、

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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、永清变电 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 2015 年, 国家特高压电网建成 48 座特高压交流变电站 (含
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3 座开关站) ,变电容量 3.15 亿千伏安。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 2.94 亿千伏安。 东北电网建成 6 座特高压变电站, 变电容量 2100 万千伏安。 2011 年~2015 年,新增 750 千伏变电站 25 座,变电容量 2800 万千伏安;新增 500 千伏变电站 240 座,变电容量 3.5 亿 千伏安; 新增 330 千伏变电站 70 座, 变电容量 3400 万千伏安; 新增 220 千伏变电站 1300 座, 变电容量 4.5 亿千伏安; 新增 110 千伏变电站 2700 座,变电容量 5.5 亿千伏安。 (数字待更新) 2011 年以后新建 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 4000 座, 变电容量超过 14 亿千伏安。 (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, 6 座 500kV、 座 220kV 对 24 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。
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主要内容包括: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 500 千伏变 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 5.745 亿千伏安。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 5.055 亿千伏安。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 万千伏安。 2016 年~2020 年,实现新建变电站智能化率 100%。新增 750 千伏变电站 20 座,变电容量 2700 万千伏安;新增 500 千 伏变电站 200 座,变电容量 3 亿千伏安;新增 330 千伏变电站 60 座,变电容量 3000 万千伏安;新增 220 千伏变电站 1000 座,变电容量 3.7 亿千伏安;新增 110 千伏变电站 2300 座,变 电容量 4.7 亿千伏安。 (数字待更新) 预计至 2020 年,新建智能变电站超过 7700 座,变电容量 超过 26 亿千伏安。 (2)在运变电站智能化改造 贯彻设备全寿命周期的理念, 对于投运年限较长的变电站、
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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 79.5%。 东北公司完成林海变、 鞍山变、 朝阳变等 13 座 500 千伏变 电站智能化改造工作,更换智能化设备。 西北公司完成 750 千伏兰州东、乾县和宝鸡三座重点变电 站智能化改造。 4.3.4.2 变电设备状态监测 状态监测技术就是在设备运行的状态下,实时监测变电站 设备状态。状态监测装臵可以在变电站运行中及时发现问题, 了解运行状况,提高变电站安全性和可靠性,减少停电时间。 开展变电站状态监测可以评估变电站状态,为智能决策提供依 据,为智能电网奠定基础。 状态监测通过传感器、计算机、通信网络等技术,及时获 取变电站设备的各种特征参量,在此基础上结合一定算法的专 家系统软件可对设备层功能元件进行分析处理,对其可靠性作 出判断,对设备的剩余寿命作出预测,从而及早发现潜在的故 障, 提高供电可靠性。 不同类型的状态监测单元可完成变压器、 组合电器、容性设备等一次设备的油色谱、局部放电、介质损
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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) 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。 第二阶段(2011~2015 年) 全面建成覆盖全网范围的总部和各网省公司变电设备状态 监测系统,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、铁心电流在线监测;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)变电设备状态监测。特高压变电站、换流站及跨区电 网 500 千伏重要变电站设备状态监测信息;220 千伏及以上变 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)千伏重要变电设备状态在线监测数据(色谱、温
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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 500 千伏重要变电站、220 千伏及以上变电站、 110(66)千伏重要变电站的安防、消防以及图像、视频监视信 息。 (3)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。 (4) 变电设备基础信息。 建立各网省电网 220 千伏及以上 变电设备地理信息图; 220 千伏及以上设备、 千伏重要设备 110 台帐信息,严重、危急缺陷及故障信息、检修试验、状态评价 等信息。 第三阶段(2016~2020 年) 智能一次设备配臵标准化,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; 开展基于内臵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。

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4.3.4.3 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变电站集中监控建设和基于企业绩效 的设备检修。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,统一开发和配臵技术支持系统,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。 在试点单位建设省级、地区级电网运行监控中心建设。在
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福建公司开展省级区域电网运行监控中心建设,推行“监控中 心+运维操作站”模式。在福州、泉州、厦门电业局首先开展, 逐步在全省其他 6 个电业局、2 个超高压局全面开展大集中监 控工作,最终形成省级统一的监控中心。在汉中开展地市级电 网运行监控中心建设,推行“调控中心+运维操作站”模式。 在汉中地区建设 1 个集中监控中心,按合理作业范围和作业量 建立若干个变电站运维操作站。 通过在试点建设,推行调控一体化模式,实现生产运行精 益化管理和标准化建设再上一个新台阶,提升输变电设备运行 管理的集约化水平。 (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。
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(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。 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水平。 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 联的设备集的智能化诊断。 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。

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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 新 建 智 能 变 电 站 46 座: 750kV 2 座、500kV 新建智能 7 座、 330kV 2 座、 220kV 变电站 21 座、110(66)kV 14 座、66kV 2 座 在运变电站智能化改 在 运 变 电 造 28 座: 500kV 4 座、 站 智 能 化 330kV 2 座、220kV 11 改造 座、110(66)kV 11 座 第二阶段 第三阶段 新建 110kV 及 新建 110kV 及以 以上变电站全 上变电站全部按 部按照智能变 照智能变电站技 电站技术标准 术标准建设 建设 按照设备全寿命 周期管理的理 念,对于投运年 原有枢纽及中 限 较 长 的 变 电 心变电站智能 站、定位由终端 化改造率达到 站转变为枢纽及 100% 中心站的变电站 进行智能化改造 功能扩展和完 全面建成覆盖全 善,应用范围 网范围的总部和 覆盖新建及改 各网省公司变电 造 智 能 变 电 设备状态监测系 站、220kV 以 统 以上常规变电 站的重要设备 开展高压变电站 基本实现基于 集中监控标准化 企业绩效管理 建设,集约化检 大设备检修模 修组织形式 式

智能变电站新 建和改造

变电设备状态 监测

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、 重庆公司及中国 电科院 17 个试点单位 建设省级、 地区级电网 运行监控中心; 在公司系统全面推广 状态检修

智能变电站运 维集约化

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4.4 配电环节 配电环节智能化有助于提高电网供电可靠率、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/储能与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 帮助系统削峰填谷方面的作用。 4.4.1 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

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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/储能与微网的灵活接入与统一控 制,其在提高供电可靠性和帮助系统削峰填谷中的作用得到充 分体现。 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。高质量按时完成上海世博园区和 天津中新生态城智能电网综合示范工程中智能配电项目在本阶 段的建设任务。做好试点城市的配电自动化与配网调控一体化
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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。 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优选标 准制订工作;设备研制和标准制订取得突破,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 面积应用,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
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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。 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 GIS 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 99.97%,综 合电压合格率达到 99.2%, 线损率进一步下降到 6%; 农网综合 线损率低于 6.2%、供电可靠率高于 99.73%、综合供电电压合 格率高于 98.45%。 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
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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
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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/储能与微网的接入与协 调控制技术,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。 4.4.2 技术标准 配电环节的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,急需补充制定。配电网的分布式电源、储能、智能配电 设备接入、配网调控一体化管理等方面的标准和规程规范需要

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进一步增补和修订。 表 4-7 配电环节技术标准制定规划
制定状态 已有 已有 部分已有、 部分 2012 年 待制定 部分已有、 部分 2012 年 待制定 部分已有、 部分 2012 年 待制定 2012 年 2012 年 计划完成时间(年)

标准名称 配电自动化技术导则 配电自动化建设与改造技术 原则 配电自动化运行控制系列标 配电自动 准 化技术 配电自动化系统系列功能规 范 配电自动化设备功能规范

配 电 分 布 分布式电源接入配电网系 列 待制定 式电源 标准 储能系统接入配电网系列标 配电储能 待制定 准

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图 4-7 配电专业标准制定技术路线图

4.4.3 关键设备 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/储能与微网的接纳与协 调控制,提高配电网供电可靠性,改善供电质量,提高配电网 安全预警及供电应急能力。 目前,配电的关键设备现状是:配电金属封闭开关设备基 本上全部采用真空和 SF6 断路器;环网柜技术在产品品种、性 能和技术水平方面与国外相比还存在较大差距;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

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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, 智能配电设备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臵、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 换流装臵及电能控制装臵、分布式供电系统及微电网电能质量 治理装备、分布式供电系统微机保护装臵、大容量、高可靠快 速切换开关、高温超导储能装臵、超级电容器储能装臵、飞轮 储能装臵等。

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图 4-8 配电环节关键设备研制计划图

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4.4.4 重点项目 4.4.4.1 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。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、软硬件配臵和应用功 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 第一批选择北京、浙江、宁夏和福建公司为城市配电自动

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化建设试点单位,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系统建设的有关技术 标准和规范。 第二批选择 19 个大型城市核心区域进行配电自动化试点 工程建设,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。 完成陕西蒲城、天津静海、浙江鄞州三个农网营配调管理 模式优化试点中配电环节的建设任务。 完成天津中新生态城智能电网综合示范工程中配电自动化 和配网调控一体化智能技术支持系统建设方案,开展有关建设 工作。 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;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相关条件具备的基础上, 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
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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、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、农网营配调管理模 式优化与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。 4.4.4.2 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
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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来源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 GIS 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。 在天津中新生态城智能电网综合示范项目中开展智能电网 设备综合状态监测系统建设,对生态城部分重要输电线路、重 要变电站、开闭所、配电变压器等电网设备实施统一的在线设 备状态监测。 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技术等技术的应用。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。
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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 展规划的全生命周期管理,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、原因咨询、 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。 基于 IEC 61970/61968 CIM 公共信息模型及企业集成总
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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网和调度、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。 4.4.4.3 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
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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。 完成上海世博园和天津中新生态城智能电网综合示范项目 中和分布式发电/储能及微网有关建设内容。 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。 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,形成有关标准。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
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分布式可再生能源发电以及电动汽车充电站和充电桩等分布式 储能设施的推广应用。 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。 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。 利用配电网的供蓄能力,实现与大电网的协同运行。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。

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表 4-8 配电环节重点项目及分阶段实施计划
重 点 领 重 点 项 第一阶段 域 目 研究试点阶段 ( 2009 - 2010 年) 1.在上海世博园、 中新生态城、北 京、浙江、宁夏、 配电自 福建以及其他 19 动化与 配电自 个试点城市开展 配网调 动化与 试点建设 控一体 配网调 2.开展陕西蒲城、 化智能 控一体 天津静海、 浙江鄞 技术支 化 州 3 个农网营配 持系统 调管理模式优化 建设 试点建设 第二阶段 第三阶段 全面建设阶段 完善提升阶段 (2011-2015 年) (2016-2020 年) 1. 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。 按照典型模 式实现标准化建设 2. 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

配电地 配电信 理信息 息化系 系 统 统建设 GIS 平 台建设

配电网 配电信 故障管 息化系 理应用 统建设 系统

1.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, 同步推广应 用和配网调控一 体化智能技术支 持系统建设 2.根据不同地区特 点, 形成典型模式 的配电自动化建 设方案 1. 完 成 配 电 地 理 完 善 和 拓 展 有 关 信息系统 GIS 平 功能, 实现全面应 台建设。 2.建立与 用 生产管理系统中 其他环节相衔接 的技术标准体系 3. 在 全 公 司 系 统 中进行推广应用 1. 研 究 运 行 实 时 1.结合配电自动化 信息、 用户信息及 和 配 网 调 控 一 体 地理信息等多类 化系统建设, 在重 信息的综合利用 点 城 市 全 面 推 广 方法, 优化配电网 应用 故障管理技术, 2.实现配电网运行 改 进故障检修协调 实时信息、 用户信 指挥和智能化管 息 及 地 理 信 息 等 理机制 信息的高度整合 2. 选 取 重 点 城 市 3.实现基于多类信 中心区域开展有 息 的 故 障 检 修 协 关试点工作 调指挥和智能化 管理机制 4.实现故障抢修信 息双向互动与可 视化

进一步完善提高

1.在有条件的地区 全面开展故障管理 应用系统标准化建 设 2. 指 导 有 条 件 的 股 份制县和代管县开 展配电网故障管理 应用系统

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重 点 领 重 点 项 第一阶段 域 目 研究试点阶段 ( 2009 - 2010 年) 1. 在 中 新 生 态 城 智能电网综合示 范项目中开展智 能电网设备综合 状态监测系统建 设 2. 研 究 配 电 网 设 配电网 备优化检修的有 配电信 设备优 效性指标体系, 以 息化系 化检修 及相应的状态检 统建设 应 用 系 修和资产全寿命 统 周期管理方法; 研 究设备状态、 电网 运行与资产管理 的互动与优化技 术

第二阶段 第三阶段 全面建设阶段 完善提升阶段 (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 性指标体系, 实现 设备的状态检修 和资产全寿命周 期管理 3.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 备状态监视与评 估、寿命评估、趋 势预测、 设备风险 评价、 数据灵活展 示等功能 1.结合配电自动化 和配网调控一体 化系统建设, 在重 点城市实现应用 系统的集成以及 和用电、 调度等环 节的互动 2.实现配电系统设 备统一编码、 命名 及图形规范, 建成 数据交换和信息 传递的标准与规 范 3.实现对配网各类 绩效指标及属性 的汇总、 分析和展 示 4.实现海量数据的 快速处理与绩效 指标的快速运算 1.在有条件的地区 全面开展优化检修 应用系统标准化建 设。 2. 指 导 有 条 件 的 股 份制县和代管县开 展配电网优化检修 应用系统

应用系 统集成 及跨环 配电信 节双向 息化系 互动的 统建设 通信与 信息交 换机制

1、开展基于 IEC 61970/61968 CIM 公共信息模型及 企业集成总线的 信息交换技术、 数 据可视化以及数 据挖掘技术、 研究 并行计算与分布 式计算技术在配 电网中的应用 24.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

根据实际需求, 向更 多市县进行推广; 全 面实现配电环节应 用集成以及与其它 环节的互动

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重 点 领 重 点 项 第一阶段 域 目 研究试点阶段 ( 2009 - 2010 年) 1.在上海世博园、 中新生态城、 以及 河南公司开展有 关试点建设 2. 编 制 急 需 的 并 分 布 式 网规范和研制关 分 布 式 发电/储 键并网设备 发电/储 能 与 微 能与微 网的接 网 入与协 调控制

第二阶段 第三阶段 全面建设阶段 完善提升阶段 (2011-2015 年) (2016-2020 年) 1.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 2.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 3.形成较为完善的 标准体系和设备 体系, 形成有关标 准。 初步具备标准 化和规模化建设 的条件 1. 在 公 司 直 供 直 管 区域内分布式发电/ 储能及微网接入与 协调控制系统、 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 得到全面应用 2. 指 导 有 条 件 的 股 份制县和代管县完 成分

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