（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。 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；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
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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。
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4.1.4.5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
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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。
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（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。
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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；围绕试点，开展以机
参数实测 网协调参数适应
常规电源
性研究，推动机
网厂协调
组涉网参数在线管理工作；研究实际系统中核电机组的仿真模型研究AGC优化
AGC策略
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；在仿真软件中实现核电机组各个环节的仿真模型 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
进行核电机组仿真工具的实用化研究，进行核电机组参与系统调频的实用化研究，并推广应用
进一步完善AGC优化控制策略
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
清洁能源风电的接入、及调峰的能力，并网 运行与控制 提高风电场与电
网的互动化水平；在西北电网公司和吉林电网公司开展大规模风电运行控制应用试点工程
完善风电控制技术
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
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重点工程重点工程名领域 称
和风电功率预测系统研发
第一阶段 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建设超短期功率预测系统建设试点工程。
建设国家太阳能发电研究检测中心，研究各类太阳能电站建模；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影响；开展光伏发电功率预测研究与开发 风电100MW，光伏50MW，储能20MW
第二阶段 第三阶段
参数实测工作；功率预测系统应风电功率预测用在所有风电场 系统应用在装机容量3万kW及以上的风电场
光伏发电的建模、接入和运行
研究大规模太阳能发电接入电网的影响及应对措施；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
完善太阳能发电控制技术；推广应用光伏发电预测系统
风光储输张北风光储联合示范输联合示范工程 工程
大容量储能设备和技术的研 发和应用
上海世博园和中新天津生态城开展试点；掌握主要储能方式的原理及应用方式和范围；制定储能设备的运行标准；研究储能设
69备在电网中的布
局；完成100kW级钠硫电池、锂研究储能设备与清洁能源发电协调运行的关键技术； 研究大容量储能设备与间歇性、不确定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
完善10MW 及以上储能设备的应用，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
重点工程重点工程名
第一阶段
领域 称
离子电池、镍氢电池和10kW液流电池储能设备的研制和示范应用
第二阶段 力调峰和清洁能源大规模接入中的研究和试验示范应用。
第三阶段
抽水蓄能
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
加强抽水蓄能电站调度运行控制技术研究；建立抽水蓄能电站设备综合评估体系和管理体系。
加强抽水蓄能电站调度运行控制智能化、实用化技术研究
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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。 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；建设输电设备状态监测系统，实
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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
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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。 4.2.2 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
标准名称
柔性直流输电技术系列导则柔性直流输电建设系列标准
柔性直流输电
技术
柔性直流输电运行控制系列
标准 柔性直流输电设备系列标准柔性交流输电技术系列导则
柔性交流输电
技术
柔性交流输电建设系列标准柔性交流输电运行控制系列
标准 柔性交流输电设备系列标准线路状态与运行环境监测系
统建设系列标准
线路状态与运行环境监测
线路状态与运行环境监测系统运行管理系列标准 线路状态与运行环境监测设
备系列标准
制定状态
计划完成时间
待制定 2010 待制定 2013 待制定 2014 部分已有，部分在制定，部分待制定
2014
待制定 2010 待制定 2013 待制定 2014 部分已有，部分在制定，部分待制定
2014
待制定 2011 待制定 2013 在制定 2011 75
图4-3 输电专业标准制定技术路线图
4.2.3 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。
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（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
4.2.4 重点项目 4.2.4.1 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
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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。 4.2.4.2 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
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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。 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
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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。
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
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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
无功补偿、可控高抗、特高压串联补偿器和静止同步串联补偿器示范
应用
完成国内首个±300kV/500MW科技示范工程；在海上、陆上风电送出项目推广应用 特高压线路、跨区长距离输电线路及偏远山区、超高杆塔等人工巡检困难的地区 全面实施状态检
修
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
FACTS技术应用 无功补偿、串补应用
柔性直流输电
开展关键技术研究；开展上海南汇示范工
程建设
推广应用，形成规
模化产业 220kV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 进一步完善及扩充状态检修相应
功能
在华北、浙江公司开展直升机智能巡检工
输电线路智能化巡检 程试点，在山东、辽
宁公司开展无人机智能巡检工程试点 初步实现输电线路系
输电线路状态评估和统的安全风险评价、
状态检修 可靠性评估、寿命预
测和经济性评价
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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。
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。 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。
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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0.3%。
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，
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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
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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
标准名称
智能变电站技术导则 智能变电站建设系列标准
智能变电站
智能变电站运行控制系列标准智能变电站自动化系统系列功
能规范 智能变电站设备系列标准
制定状态 已有
已有
部分已有、部分待制
定
部分在制定、部分待
制定
部分已有、部分待制
定
计划完成时间
(年)
2011年 2012年 2011年
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图4-5 变电专业标准制定技术路线图
4.3.3 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。
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（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。
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图4-6 变电环节关键设备研制计划图
96
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3.15亿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2.94亿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3.5亿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4.5亿kVA；新增 110kV变电站2700座，变电容量5.5亿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5.745亿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5.055亿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3.7亿kVA；新增 110kV变电站2300座，变电容量4.7亿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79.5％。
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。
4.3.4.2 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 新建智能
变电站
第一阶段 第二阶段 新建智能变电站46
新建110kV及以
座：750kV 2座、500kV
上变电站全部按
7座、330kV 2座、
照智能变电站技
220kV 21座、110（66）
术标准建设
kV 14座、66kV 2座
按照设备全寿命周期管理的理
在运变电站智能化改
念，对于投运年
造28座： 500kV 4座、
限较长的变电
330kV 2座、220kV 11
站、定位由终端
座、110（66）kV 11
站转变为枢纽及
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运行监控中心； 集中监控标准化在公司系统全面推广建设，集约化检
状态检修 修组织形式
第三阶段
新建110kV及以上变电站全部按照智能变电站技术标准
建设
智能变电站新建和改造
在运变电站智能化改造
原有枢纽及中心变电站智能化改造率达到
100%
智能变电站运维集约化
基本实现基于企业绩效管理大设备检修模
式
104
4.4 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。 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。
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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99.97%，综合电压合格率达到99.2%，线损率进一步下降到6.0%；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。 4.4.2 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、
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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
配电自动化技术导则 配电自动化建设系列标准
配电自动化运行控制系列标准
配电自动化系统系列功能规范
配电自动化设备系列标准
分布式电源接入配电网系列技术规定
分布式电源并网特性测试系列标准
分布式电源并网运行控制系列标准
分布式电源监控系统系列功能规范
分布式电源监控设备系列标准
储能系统接入配电网系列技术规定
配电储能系统并网特性测试系列标准
配电储能系统并网运行控制系列标准
配电储能系统监控系统系列功能规范
配电储能系统监控设备系列标准
制定状态 已有
部分已有、部分待制定
部分已有、部分待制定
部分已有、部分待制定
部分已有、部分待制定
待制定 待制定 待制定 待制定 待制定 待制定 待制定 待制定 待制定 待制定
计划完成时间(年)
2011 2012 2012 2012 2012 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013
配电自动化
配电分布式电源并网
配电储能系统并网
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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（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
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、
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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。 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
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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
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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
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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。
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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。
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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
重点领重点项
研究试点阶段 全面建设阶段
域 目
（2009－2010年）（2011－2015年）
1.完成直辖市、省会城市、计划单列
配电自市、唐山、苏州等动化与城市核心区域的配
配电自在北京、浙江、宁
配网调电自动化系统建
动化与夏、福建以及其他
控一体设，同步推广应用
配网调19个试点城市开
化智能配网调控一体化智
控一体展试点建设
技术支能技术支持系统
化
持系统2.根据不同地区特建设 点，形成典型模式
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
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
息的综合利用方
实时信息、用户信
配电网法，优化配电网故
息及地理信息等信
故障管障管理技术，改进
息的高度整合
理应用故障检修协调指
3.实现基于多类信
系统 挥和智能化管理
息的故障检修协调
机制
指挥和智能化管理
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
第三阶段 完善提升阶段 （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
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建设
124
第一阶段 第二阶段
重点领重点项
研究试点阶段 全面建设阶段
域 目
（2009－2010年）（2011－2015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
性指标体系，以及
配电网产全寿命周期管理
相应的状态检修
设备优3.建立设备状态检
和资产全寿命周
修的技术支持平化检修
期管理方法；研究
应用系台，具备状态评价、设备状态、电网运
统 维修辅助决策、绩
行与资产管理的
效分析、数据灵活
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
及跨环据可视化以及数2.实现配电系统设节双向据挖掘技术、研究备统一编码、命名互动的并行计算与分布及图形规范，建成通信与式计算技术在配数据交换和信息传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
第三阶段 完善提升阶段 （2016-2020年）
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
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
125
第一阶段 第二阶段
重点领重点项
研究试点阶段 全面建设阶段
域 目
（2009－2010年）（2011－2015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
分布式
1.在河南公司开展2.形成不同类型的
分布式发电/储
有关试点建设 分布式发电/储能
发电/储能与微
2.编制亟需的并网及微网并网与协调
能与微网的接
规范和研制关键控制的典型模式
网 入与协
并网设备 3.形成较为完善的
调控制
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第三阶段 完善提升阶段 （2016-2020年） 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布式发电/储能及微网接入与协调控制系统建设
126
4.5 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。 4.5.1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26.2%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20.9%。
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
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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23.2%。
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、
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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26.2%。
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
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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。
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