国家电网公司“十二五”智能化规划.doc

国家电网公司“十二五”电网发展规划 专项规划之四国家电网公司“十二五”电网智能化规划二一年九月2前言当前，以能源多元化、清洁化为方向，以优化能源结构、推进能源战略转型为目标，以清洁能源和智能电网为特征的新一轮能源变革正在全球范围推进。智能电网在其中发挥着核心和引领作用，并已成为未来电网发展趋势。新形势下，我国的能源发展格局、电力供需状况、电力发展方式正在发生着深刻变化。电网除具备电能输送载体和能源优化配置平台功能外，更有可能通过能源流与信息流的全面集成与融合，成为影响现代社会高效运转的“中枢系统”。面对新形势，国家电网公司在特高压核心技术取得全面突破基础上，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，按照“统筹安排、统一规范、自上而下、同步推进”的原则，智能电网部组织开展了国家电网公司“十二五”电网智能化规划研究与编制工作。国家电网公司“十二五”电网智能化规划是国家电网公司坚强智能电网“十二五”发展规划的专项规划报告之一。编制以坚强智能电网发展规划纲要等研究成果为指导，以坚强智能电网综合研究报告（修订稿）、国家电网智能化规划总报告（2009-2020）（送审稿）、智能电网技术标准体系规划、智能电网关键设备（系统）研制规划为基础，按照国家电网公司关于开展“十二五”电网智能化规划编制工作的通知（国家电网智能2010815号)等有关文件要求，开展网省公司规划分报告的编制工作，并以此为基础，研究形成国家电网公司“十二五”电网智能化规划，并与主网架、配电网、通信网和技改、营销、信息化、调度运行等专项规划进行了衔接。报告在分析智能电网发展基础的基础上，明确了国家电网公司“十二五”电网智能化规划的指导思想和发展目标，重点从发电、输电、变电、配电、用电、调度、通信信息七个方面提出电网智能化的规划目标、重点项目、建设规模及预期目标、投资估算。最后，报告展望了“十三五”电网智能化发展目标，并提出了本规划实施的保障措施及政策建议。-136-目 录前言I1 规划编制依据11.1规划范围11.2规划水平年11.3规划基础12 电网智能化基础22.1 电网基本情况22.2 电网智能化发展基础及建设实践33 规划指导思想、规划原则和总体目标203.1指导思想203.2规划原则203.3 “十二五”发展目标224 发电智能化建设方案264.1 发展目标264.2 重点项目及投资估算265 输电智能化建设方案345.1 发展目标345.2 重点项目及投资估算356 变电智能化建设方案476.1 发展目标476.2 重点项目及投资估算487 配电智能化建设方案557.1 发展目标557.2 重点项目及投资估算568 用电智能化建设方案648.1 发展目标648.2 重点项目及投资估算659 调度智能化建设方案749.1 发展目标749.2 重点项目及投资估算7510 通信信息平台8310.1 发展目标8310.2 重点项目及投资估算8411 标准体系建设10212 关键设备（系统）研制10713 “十二五”电网智能化投资估算11113.1投资估算11113.2 投资分析11214 “十三五”电网智能化发展展望11414.1发电环节11414.2输电环节11414.3变电环节11514.4配电环节11514.5用电环节11614.6调度环节11614.7通信信息平台11615 保障措施和政策建议118附表1 智能电网技术标准体系及制定规划汇总表121附表2 关键设备（系统）研制规划1261 规划编制依据1.1规划范围本次规划地理范围涵盖国家电网公司所有供电营业区域，共计31个网、省级供电营业区。规划内容包括发电、输电、变电、配电、用电、调度和通信信息部分的智能化建设内容。1.2规划水平年以2015 年为规划水平年，“十二五”期间逐年过渡，展望2020年作为规划远景年。1.3规划基础（1）坚强智能电网综合研究报告（2）坚强智能电网发展规划纲要（2009年10月）（3）智能电网技术标准体系规划（4）智能电网关键设备（系统）研制规划（5）国家电网智能化规划总报告（20092020）（送审稿）（6）坚强智能电网第一阶段重点项目实施方案综合报告（7）坚强智能电网第二批试点项目实施方案2 电网智能化基础2.1 电网基本情况国家电网公司（以下简称“公司”）电网覆盖面积（含蒙西、西藏）850万平方公里，占国土面积的88%，供电服务人口超过10亿人，占全国人口的80%以上。2009年1月6日，晋东南南阳荆门1000千伏特高压交流试验示范工程成功投运，目前已安全稳定运行18个月，这是我国电力工业发展史上一个新的里程碑。2010年7月8日，向家坝上海800千伏特高压直流示范工程投入运行，标志着我国在特高压核心技术取得全面突破和国家电网全面进入特高压交直流混合电网时代。“十一五”期间，我国电网已基本实现全国互联。东北华北通过高岭背靠背工程实现联网，华北华中通过1000千伏交流联网，形成了华北华中大同步电网；华中与华东通过葛洲坝南桥、龙泉政平和宜都华新直流工程实现联网；华中电网和南方电网通过三峡广东直流实现联网；西北与华中电网通过灵宝直流背靠背工程实现联网；青海至西藏750千伏/400千伏交直流联网工程于2010年7月29日开工建设。2009年全国发电装机总容量达到8.74亿千瓦，同比增长10.37%；全社会用电量3.66万亿千瓦时，同比增长6.4%。预计2010年全国发电装机将达到9.5亿千瓦，全社会用电量4.0万亿千瓦时，“十一五”期间年均增长9.9%。2009年公司经营区域内装机容量达到7.14亿千瓦，占全国的82%；全社会用电量3.04万亿千瓦时，占全国的83%。预计2010年公司经营区域内装机容量达到7.85亿千瓦，全社会用电量3.3万亿千瓦时，“十一五”期间年均增长10.4%。2009年公司110千伏及以上输电线路长度66.23万公里，变电容量20.08亿千伏安。其中220千伏及以上输电线路长度32.06万公里，变电容量13.08亿千伏安。预计2010年公司110千伏及以上输电线路长度达到71.33万公里，变电容量达到22.28亿千伏安。2.2 电网智能化发展基础及建设实践2.2.1我国电网智能化发展基础近年来，公司深入推进电网现代化建设，大力开展先进技术研究与实践，以及科技创新工作，为建设坚强智能电网提供了坚实的技术支撑和发展保障。在大电网运行控制方面，我国具有“统一调度”的体制优势和深厚的运行技术积累，调度技术装备水平达到国际一流，自主研发的调度自动化系统和继电保护装置广泛应用；广域相量测量、在线安全稳定分析等新技术的研究与应用居世界领先地位。在清洁能源并网及大容量储能方面，公司深入开展了风电、光伏发电监控及并网控制等关键技术研究，建立了风电接入电网仿真分析平台，制定了风电场接入电网技术规定、光伏电站接入电网技术规定等相关标准，开展了大容量电化学储能等前沿课题基础性研究工作。在通信信息平台建设方面，我国建成了“三纵四横”的电力通信主干网络，形成了以光纤通信为主，微波、载波等多种通信方式并存的通信网络格局；以“SG186”工程为代表的国家电网信息系统集成开发整合工作已于2009年底基本完成，各项功能得到广泛应用。在研究能力方面，我国形成了目前世界上试验能力最强、技术水平最高的特高压试验研究体系，具备了世界上最高参数的高电压、强电流试验条件，特高压试验研究能力达到国际领先水平。新能源试验研究体系实现突破，国家风能、太阳能发电研究检测中心已具备现场检测能力。电网防灾减灾、输电线路在线监测及状态检修及在线监测、超导输电技术、数字化变电站、配电自动化等领域的试验研究能力已达到国际先进水平。在关键设备研制和技术标准体系建设方面，公司组织力量针对智能电网建设内容和技术领域需求，分别制定了智能电网关键设备（系统）研制规划和智能电网技术标准体系规划，并于2010年6月正式公开发布。2.2.1.1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。部分网省公司已完成常规电源发电机励磁系统参数实测和电力系统稳定器（PSS）的参数配置工作，实现机组自动发电控制（AGC）和一次调频的全过程监控，并试点推进自动电压控制（AVC）功能；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；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等。（2）存在的不足水电、抽水蓄能、燃气发电等快速调节电源配置不甚合理。间歇性、不确定性清洁能源的迅猛发展带来的电网调峰调频的矛盾愈加突出，相应技术标准欠缺；次同步谐振问题日益突出，抑制电力系统低频振荡、发电机次同步振荡及谐振的技术需要进一步研究；AGC控制调节有待优化；涉网设备监测、控制能力仍需进一步提升；大容量储能技术研究尚处于起步阶段等。2.2.1.2输电环节（1）现状全面掌握了特高压输电核心技术，研制了代表世界最高水平的特高压交流设备；开展输电线路在线监测、状态检修、智能巡检等重大技术研究，提升了线路安全运行水平；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）存在的不足亟待完善在线监测、状态检修、故障预测等方面的通用技术要求和规程规范；电网结构仍然薄弱，资源大范围优化配置能力不强等问题依然突出；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流、柔性直流输电关键装备研制工作亟待突破等。2.2.1.3变电环节（1）现状变电站自动化技术标准日趋成熟；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70多座变电站开展试验示范工作；初步构建资产全寿命周期管理体系；关键变电设备的技术水平明显提高，公司系统1000千伏、750千伏变电设备运行稳定，500千伏等级1000兆伏安、1200兆伏安大容量变压器大量使用；国内110（66）千伏及以上变电站基本实现了遥测、遥信、遥控、遥调“四遥”功能等。（2）存在的不足智能变电站、变电设备在线监测系统方面的标准欠缺；变电站自动化系统信息共享程度较低，综合利用效能还未充分发挥；状态检修尚未全面推广；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；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等。2.2.1.4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，提升供电能力和供电可靠性；配电自动化技术研究较为深入并得到初步应用，配电自动化水平逐步提高；配电网侧分布式发电与清洁能源发电接入技术研究取得较为显著的成果；部分城市配电管理系统已经涵盖了地理信息系统（GIS）、生产管理系统（PMS）、故障管理系统（OMS）和工作管理系统（WMS），并实现了与配电监控系统（DSCADA）、客户管理系统（CMS）、企业资源规划（ERP）等系统的接口，初步建成了配电生产业务高效处理的公共支撑平台。（2）存在的不足亟需补充制定智能配电网运行、调度、智能控制终端等方面的标准；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；配电自动化实用化水平较低，部分装置处于闲置状态；配电侧、用户侧通信信息网络仍处在研究摸索阶段，数据传输通道存在明显不足；部分地区城市配电变压器经济运行水平不高，配网节能降耗技术应用不足；分布式电源/储能、微电网的运行控制研究和应用不足。2.2.1.5用电环节（1）现状近年来，公司统筹规划，逐步构建集约化营销管理模式、标准化的营销业务组织模式，统一开发了营销业务应用系统，初步构建了营销自动化系统，实现了营销业务标准化，开展了供电客户服务标准化体系研究和应用，95598客户服务系统建设和完善工作开展顺利。用电信息采集系统研究全面开展，部分地区开展了集中抄表系统等类似用电信息采集系统的建设与试点；初步形成了较为完善的技术方案和技术标准体系；全面推进需求侧管理工作，取得了可观的节能效果；初步形成了以现代电力和信息技术为基础的电力营销技术支持系统和多渠道服务接入系统；启动了电动汽车充电等关键技术的研究，编制了相应的标准与规范。（2）存在的不足公司智能双向互动服务平台尚未建立，与电力用户的双向互动服务尚未开展；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；智能小区/楼宇、用户侧分布式电源及储能等关键技术需要深入研究；智能化计量装置的检测与管理、新兴智能用电设备的检测还没有开展；智能用电相关标准体系有待完善。2.2.1.6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。在继电保护和与安全自动装置、广域相量测量、在线稳定分析与预警、电力二次系统安全防护等方面有着深厚积累和明显技术优势。国产能量管理系统（EMS）总体技术总体达到国际先进水平，广域相量测量系统（WAMS）得到成功应用；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，继电保护和安全稳定控制装置的国产化已经达到相当高的水平，只是电力通信设备的国产化率相对较低。（2）存在的不足技术标准方面，亟需补充制定大规模分布式电源接入和特高压电网运行特征的电力系统安全稳定分析与控制方面的标准。相对于特高压大电网和大型能源基地的建设发展，电网调度技术水平还不能完全满足未来电网运行的需要，主要表现在：电网在线安全分析、控制手段需要进一步完善提高；继电保护、安全自动装置数字化、集成化、信息化需要进一步提高；对大容量风电、太阳能等间歇性电源的出力预测和调控能力不足，节能环保调度工作需进一步提高；次日和实时电力市场相关调度技术尚处在起步阶段；调度技术支持系统技术标准不统一、建设不规范；电力通信网络结构仍需强化和完善；需要深入研究“三华”同步电网统一计算、分析和管理的机制和方法，进一步提升大受端电网的安全分析水平和控制手段。2.2.1.7通信信息平台（1）现状截至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。正在开展资产全寿命周期管理、用户用电信息采集、企业全面风险管理等企业级应用研究与试点建设。已建成先进可靠的电力通信网络，形成了以光纤通信为主，微波、载波、卫星等多种通信方式并存，分层分级自愈环网为主要特征的电力专用通信网络体系架构。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）存在的不足亟需补充制定通信业务系统、骨干传输网、一体化信息模型、电力系统安全防护等级要求等标准。目前通信信息支撑体系还存在以下问题：信息化发展不平衡，信息资源的集成和电力通信信息资源优化整合需要进一步加强；网络信任体系不健全，无线安全体系有待建立、主动防御能力还不强，数据标准、平台技术标准欠缺；配电侧和面向用户侧的通信网络资源不足，电力通信传输网络结构需要进一步优化，骨干传输网络支撑能力有待提升；综合数据网建设严重滞后，新业务接入能力有待提高；一体化信息平台建设需要进一步完善，系统间的数据共享能力有待提高；数据质量和分析水平需要继续提高，实时决策分析能力需要增强；部分区段光缆资源紧张，受外力破坏严重等。2.2.2我国智能电网建设实践2.2.2.1智能化试点工程2009年8月和2010年2月，公司先后启动了第一批9个和第二批12项试点工程。这些试点工程的开展为“十二五”期间坚强智能电网的全面建设，打下了良好基础。（1）第一批试点工程2009年8月，按照“重要领域突破和条件成熟地区先行”的原则，以重点专题研究成果为支撑，结合各地区电网特点和现阶段智能电网发展需求，在发电、输电、变电、配电、用电、调度各个环节，优先选择“基础条件好、项目可行度高、具有试点（示范）效应”的9个项目作为第一批试点（示范）工程。具体如下：上海世博园智能电网综合示范工程：该工程集清洁能源发电、分布式电源及储能、智能变电站、配电网自动化、智能家居、电动汽车充电服务网络、安全预警与控制多功能于一体，并在2010年4月全面建成投运。国家风光储输联合示范工程：工程远期规模为50万千瓦风电场，10万千瓦光伏发电站，11万千瓦储能装置，计划“十二五”期间全部建成。输电线路状态监测试点工程：建设输电线路状态监测系统，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。常规电源网厂协调试点工程：选取接入华北、华东500千伏电网的12台60万机组和4台100万千瓦机组为发电侧试点对象。试点内容包括发电机励磁系统、调速系统参数实测、发电机机组涉网参数在线管理、优化保护定值设置等。智能变电站试点工程（含试点扩充）：共安排74个试点站，包括新建46座智能变电站。试点内容包括一次设备智能化、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。配电自动化试点工程（含试点扩充）：选择23个城市的核心区域开展试点。试点内容包括规范配电自动化技术的开发、设计、建设和运行，分布式电源接入、配网高级应用及调控一体化技术支持平台等建设内容。用电信息采集系统：分两批在26个网省公司建设，专变用户和低压用户总计数量约220万户开展试点工程建设。电动汽车充电设施（含试点扩充）：在公司系统27个网、省（自治区、直辖市）公司建设公用充电站75座、交流充电桩6209台。智能电网调度技术支持系统（含试点扩充）：在国调中心，华北、华东、华中网调及部分省、地调开展试点，建立国调和“三华”网调系统互为备用的技术手段，满足特高压同步联网的需要。（2）第二批试点工程第二批试点工程主要包括两类项目：一是已经全面实施且主要技术标准已基本制定完毕，具备向其他地区进行扩展的智能变电站、配电自动化、电动汽车充电设施、智能电网调度技术支持系统等4个第一批试点工程扩充项目。二是覆盖智能电网各个环节及通信信息平台，在第一批试点项目基础上，能够显著提高电网技术水平和公司生产力水平的12个新建项目。具体如下：中新天津生态城智能电网综合示范工程：工程已于2010年4月开工建设。工程建成后，太阳能、风能在内的各种可再生能源的替代电量将占整个生态城用电量的24.6%。大规模风电功率预测及运行控制试点工程：工程通过一体化支撑平台实现风电场运行监视、风电场运行控制及风电功率预测三大应用功能。输电线路直升机/无人机智能巡检试点工程：试点内容包括研究先进高效的输电线路智能巡检关键技术，开发智能线路巡检系统。柔性直流输电试点工程：重点解决上海南汇风电场间歇式电源的并网问题，完成工程相关标准、规范的研究制订，建设输送容量为2万千瓦、电压等级为30千伏的示范工程。分布式光伏发电接入及微电网运行试点工程：试点内容主要包括完成河南光伏发电接入电网试点工程，实现河南绿色光伏电源并网的技术突破。省级集中95598供电服务中心：建设内容包括在江苏和山西建设标准统一的省级集中95598供电服务中心和95598门户网站。智能楼宇、小区试点工程：在华北、北京、重庆各选2个小区进行智能小区建设。在上海分别选择一个新建和已有公共建筑建设或改造为智能楼宇。信息平台及安全试点工程：试点工程包括信息运维综合监管系统深化应用平台、一体化企业级数据集中管理平台、电网空间信息服务平台（GIS）、智能信息集成平台、信息安全主动防御体系、电力二次系统内网安全监视平台等。电力光纤到户试点工程：电力光纤到户（PFTTH）建设规模为36740户，电力线宽带通信（BPLC）建设规模整为10500户，电力通信网综合监控软件系统建设规模为3套。电网运行集中监控试点工程：在福建公司开展电网运行集中监控试点工程建设，在陕西公司汉中地区开展电网运行集中监控试点工程建设。输变电设备状态监测系统（含第一批试点）：试点内容包括统一开发输变电设备状态监测系统平台，加强和完善特高压、直流工程、三峡输变电工程等跨区电网以及其他重要输变电工程的输变电设备状态监测系统建设。农网营配调管理模式优化试点工程：建设内容包括优化现有电网监控和运营系统，建设中低压电网一体化监控主站、一体化信息管理平台、农电业务综合监控与管理中心建设等。2.2.2.2技术标准体系研究与制定（1）技术标准体系简介智能电网技术标准体系由“1个体系、8个专业分支、26个技术领域、92个标准系列、若干具体标准”构成。智能电网技术标准体系结构如图2-1所示。图2-1 智能电网技术标准体系结构示意图标准体系的第一层是专业分支。包括综合与规划、智能发电、智能输电、智能变电、智能配电、智能用电、智能调度、通信信息等8个专业分支。标准体系的第二层是技术领域。技术领域的划分与坚强智能电网建设的一系列纲领性文件对关键技术领域的界定保持一致，包括国家电网智能化规划、智能电网关键技术研究、智能电网关键设备（系统）研制规划等文件，其划分的原则是关注智能电网各环节的主要发展方向以及我国智能电网研究与建设工作的重点，共包括26个技术领域。标准体系的第三层是标准系列。其内在逻辑关系为“基础与综合”、“工程建设”（含设计、改造、验收、测试）、“运行与检修”、“设备与材料”，共包括92个标准系列。标准体系的第四层是具体标准。公司智能电网技术标准体系各专业及技术领域框图如图2-2所示。图2-2 智能电网技术标准体系各专业及技术领域框图2.2.2.3标准建设截至2010年5月底，国家电网公司组织编制并发布（含修订及采用）的智能电网技术标准已达168项。其中，已编制的企业标准90项，采用的国标、行标共78项。已编制并发布的技术标准在各专业中的分布如表2-1所示。公司首批推荐的核心技术标准共包括22项，支撑试点工程建设的关键技术标准45项。表2-1 智能电网各专业已有技术标准综合与规划智能发电智能输电智能变电智能配电智能用电智能调度通信信息1410172510576292.2.2.4 技术攻关与基础能力建设公司高度重视并积极实施了一大批重要技术攻关课题研究与基础能力建设工作，为坚强智能电网全面建设提供理论和技术支持。重要技术攻关方面，研究涉及智能电网战略、社会经济效益分析等综合性问题，以及新能源接入、智能电网信息安全、变压器综合智能组件、智能用电小区等关键技术。2009年8月，根据坚强智能电网的发电、输电、变电、配电、用电、调度等环节和通信信息平台的关键技术需求，以及坚强智能电网建设带来的电网管理模式的变化需求，公司选择了10大类共计117个智能电网专项课题进行研究，目前大部分课题已经完成研究任务并取得初步成果。2010年，结合智能电网建设和实践需要，公司又选择了与智能电网直接相关的76项科技项目、4项电网发展重大技术项目及8项管理咨询项目进行研究。智能电网基础能力建设方面，主要包括建设三大研究检测中心，即国家能源大型风电并网系统研发（实验）中心、国家能源太阳能发电研发（实验）中心和智能用电技术研究检测中心。目前，国家能源太阳能发电研发（实验）中心和智能用电技术研究检测中心已经建成。国家能源大型风电并网系统研发（实验）中心将于2010年底建成并投入使用。国家能源智能电网研发（实验）中心于2010年7月正式获批成立，建成后将进一步加强公司智能电网基础研究能力。3 规划指导思想、规划原则和总体目标3.1指导思想以科学发展观为指导，推进公司“两个转变”和 “三集五大”建设，以坚强网架为基础，以先进适用技术为支撑，提高电网的信息化、自动化、互动化水平，立足自主创新，率先突破关键领域，实现电网智能化与坚强网架的协调发展，满足用户多元化用电需求，促进可再生能源开发和低碳发展。3.2规划原则（一）符合国家能源战略和公司总体发展战略“十二五”电网智能化规划必须以国家整体能源战略为基础，符合公司总体发展战略。适应并促进风能、太阳能等清洁能源的开发利用，着力提高电网供电可靠性和系统运行效率，提升供电服务水平，满足用户的新型增值服务需求，进一步发挥电网在能源运输体系中的核心作用，促进我国电力及能源工业的可持续发展。（二）遵循统筹兼顾、协调发展“十二五”电网智能化规划必须以实体电网为基础，与国家电网总体规划、配电网规划、通信规划等协调统一。坚持上级规划指导下级规划、以国家电网总体规划为指导，统筹发电、输电、变电、配电、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高度融合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。坚持电网智能化与主网架发展相协调，是我国现阶段电网发展的内在要求。坚强网架与智能化的高度融合是我国电网发展的方向。（四）坚持技术领先坚强智能电网建设将带动以电力工业为代表的新型材料研发、设备制造、技术革新等整个产业链。在迅速吸收和消化国外先进技术的基础上，坚持自主创新，掌握智能电网的核心技术，占据世界技术制高点，并以此带动相关产业的发展，是我国智能电网战略的重要内容。（五）坚持经济合理坚强智能电网建设必须遵循我国电网发展的客观规律，充分利用已有的电网发展成果，以需求为导向，适度超前，实现技术先进性和经济性的统一，避免产能过剩和重复建设。注重投入产出分析，注重企业效益与社会综合效益的统一，以电网基础设施的综合效益最大化为导向，节约社会资源。（六）坚持因地制宜在国家电网智能化规划总报告基础上,各网省公司在编制“十二五”电网智能化规划过程中，提出了一些新的规划项目，对于这些项目，一方面根据各地区不同的资源、技术及市场特点，接受采纳了部分项目作为“十二五”期间坚强智能电网建设的重点；另一方面在项目实施过程，公司将加强指导和统一规范，形成能够适应并推动公司总体发展策略的电网智能化规划。3.3 “十二五”发展目标到2015年，初步形成坚强智能电网运行控制和双向互动服务体系，基本实现风电、太阳能发电等可再生能源的友好接入和协调控制，电网优化配置资源能力、安全运行水平和用户多样化服务能力显著提升，供电可靠性和资产利用率明显提高，智能电网技术标准体系基本建成，关键技术和关键设备实现重大突破和广泛应用。智能电网效益初步显现，国家电网智能化达到国际先进水平。（1）发电环节到2015年，满足6000万千瓦风电和500万千瓦太阳能发电并网的需要；强化网厂协调，100%完成涉网机组励磁、调速的参数实测；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，在装机容量3万千瓦以上的风电场建立风电功率预测和运行监控系统；推动大容量储能技术研究，在电网中安装适当比例的储能设备，适应间歇性、波动性电源快速发展需要。（2）输电环节到2015年，建成覆盖全网范围的输变电设备状态监测系统；在试点应用的基础上，在特高压线路、跨区长距离输电线路、网内主干线路以及人工巡检较为困难地区推广应用直升机、无人机、机器人巡线等多种智能巡检方式；初步建成输电线路全寿命周期设备管理系统和功能实现；全面推广柔性输电技术，关键技术和装备达到国际领先水平；结合海上风电、城市输配网的建设要求，开展柔性直流输电技术研究和示范工程建设，扩大柔性直流输电试点范围，解决部分地区无功电压、传输受限等突出问题；开发输电线路状态评估、状态检修所需的参数库；完成状态检修的关键技术研究；实现特高压串联补偿器和静止同步串联补偿器等关键技术示范应用；输电线路可用系数达到99.6%。（3）变电环节“十二五”期间，新设计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，对变电站进行智能化改造；继续深化变电运行集约化管理，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；应用状态监测、智能设备等成熟技术，最终实现全网设备运行数据的统一采集、实时信息共享，对电网实时控制和智能调节；“十二五”期间，新建110（66）千伏及以上电压等级智能变电站5100座；按照全寿命周期管理理念，110（66）千伏及以上电压等级变电站智能化改造1000座。到2015年，公司经营区域110（66）千伏及以上电压等级智能变电站占总座数的30%左右。（4）配电环节优先在31个重点城市核心区开展配电自动化与配网调控一体化系统建设，“十二五”中后期在具备条件的地级市核心区逐步推广应用。在配电自动化基础较好的地区，开展分布式电源/储能及微电网接入与协调控制试点，形成成熟度较高的典型发展模式并适时进行推广应用；到“十二五”末，城网供电可靠率从99.90%提高到99.92%，综合电压合格率从99.45%提高到99.50%，综合线损率从6.20%下降到6.00%；农网供电可靠率从99.62%提高到99.73%，综合电压合格率从97.25%提高到98.45%，综合线损率从6.53%下降至6.2%。（5）用电环节公司直供直管区域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”；完成所有省级集中95598供电服务中心（含门户网站）建设；智能园区、智能小区、智能楼宇和营业厅互动化建设取得显著成果；加快电动汽车充电服务网络建设，到2015年，在公司经营区域内建成1000座电动汽车充换电站和24万个充电桩（口），基本形成电动汽车充电服务网络。（6）调度环节2011 年底前，完成国调、“三华”网调、江苏、四川、福建省调、苏州地调等试点单位智能电网调度技术支持系统其他应用功能的建设；“三华”电网内省调完成基础平台和相关功能建设；2015 年前，公司系统省级以上调度机构调度技术支持系统全面改造和升级为智能电网调度技术支持系统，完成70地调、40县调智能电网调度技术支持系统建设工作；实现风电等新能源功率预测和调节技术的广泛应用；实现基于预测的电网运行风险在线预防控制；500千伏及以上厂站的相量测量覆盖率达到100，开发应用基于广域相量测量的运行控制技术；实现国调与“三华”网调的一体化运行。（7）通信信息平台建成由核心通信网和中、低压通信接入网组成的电力通信网络。低压通信接入网实现新增城区居民用户100%电力光纤覆盖，服务公司营销自动化业务，并支撑“三网融合”。基本建成SG-ERP系统，信息系统应用率达到100%，主要业务应用达到国际领先水平。资产全寿命周期管理应用系统全面建成；用电信息实现自动采集和双向互动；实现生产管理、资产管理、客户管理三大领域的业务联动；全面展开智能决策研究，基本达到电力流、信息流、业务流高度融合。建成规范、统一、全覆盖的输配电通信传输网、接入网、管理网、同步网。基本建成电力通信网综合监测、管理、预警系统，建设协调统一的电力通信同步网。完善电力通信网可靠性、脆弱性及风险分析技术手段，建立配套管理机制。4 发电智能化建设方案4.1 发展目标通过深入研究和应用网厂协调技术、风电及太阳能发电并网技术和大容量储能技术，促进电源结构优化，适应清洁能源规模化发展。到2015年，满足6000万千瓦风电和500万千瓦太阳能发电接入的需要。促进电源结构优化，强化网厂协调，100%完成涉网机组励磁、调速的参数实测，提高电力系统安全运行水平；研究和应用常规机组快速调节技术；依托国家风电研究检测中心和国家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，在装机容量3万千瓦以上的风电场建立风电功率预测和运行监控系统，促进大规模清洁能源科学合理利用；推动大容量储能技术研究，在电网中安装适当比例的储能设备，适应间歇性、波动性电源快速发展需要。根据各网省实际情况对电网和不同种类发电厂协调运行进行研究和应用，根据地区特点应用水电、潮汐发电等高级控制技术。4.2 重点项目及投资估算4.2.1网厂协调关键技术应用随着电力工业快速发展，大机组不断增多，电网规模不断扩大，电网运行特性日益复杂，对机组与电网之间协调配合的要求也越来越高，及时准确地获取发电机组详细模型和实测参数已成为建设坚强智能电网的重要基础工程。我国现有电源以火电为主，电网调节手段和调峰能力不足，因此，开展常规电源网厂协调工作，促进网厂协调运行，对于提高大电网安全稳定水平，降低大停电事故风险有重要意义。通过参数实测，可以获得更加准确的机组参数和模型，提高计算精度，加强网厂协调能力，从而提高大电网安全稳定水平，降低大停电事故风险。1、建设规模及预期目标（1）非公司资产的常规电源开展网厂协调参数实测2011年，开始搭建机组涉网参数在线监控系统平台，试点接入完成励磁系统、PSS装置、调速系统、机组涉网异常保护、发变组保护等二次涉网装置或系统参数的在线建设、动作行为分析、故障过程中各装置动作行为评价。在2012年前，初步建立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。“十二五”期间，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2015年，100%完成涉网机组励磁、调速的参数实测，优化配置电力系统稳定器（PSS）。（2）公司所属电源开展网厂协调参数实测，AGC和AVC控制，开展风电场功率预测系统建设以及并网监控平台建设。到2015年，公司系统将建成17座抽水蓄能电站，提高电站的调节能力，开展AGC、AVC及监控平台建设。十二五期间，在内蒙、新疆、甘肃地区规划建设15座风电场，共计110万千瓦，开展括风电场功率预测系统建设及并网监控系统建设与改造。在四川白马、河南焦作、重庆电厂、上海闸电、天津大港、河北秦皇岛、山西神二、内蒙呼伦贝尔8家公司所属的常规火电厂，开展网厂协调参数实测及监控平台。在公司所属具备调峰能