第一篇：電網規劃初步研究

龍源期刊網 http://.cn

電網規劃初步研究

作者：王曉楠 王萍 李文聰

來源：《電子世界》2013年第12期

【摘要】電網規劃又稱輸電系統規劃，以負荷預測和電源規劃為基礎。電網規劃確定在何時、何地投建何種類型的輸電線路及其回路數，以達到規劃周期內所需要的輸電能力，在滿足各項技術指標的前提下使輸電系統的費用最小。

【關鍵詞】電力系統規劃；電網規劃；輸電系統

城市是電力系統的主要負荷中心，城市電網運作是否良好取決于城市電網的規劃與建設是否科學，是否經濟合理，對于固定資產額巨大的供電企業而言，城網規劃工作在供電企業的生存與發展中始終起著決定性的作用。供電企業城網規劃的目標主要是提高城市電網的供電能力、供電質量與供電可靠性來滿足社會對電力的需求，各級政府在政策、投資與管理上予以必要的支持，主要考慮的是社會效益。

而目前，城網規劃時還要考慮企業資產的保值。供電企業首先要根據公司的財務狀況合理安排資金進行電網規劃，進行電網投資，其次根據用戶對供電能力、供電質量、供電可靠性的差異及對電價的承受能力，按照定制電價的思路來確定其具體區域的規劃工作。供電企業首先要服務好社會，從社會發展與用戶需求來看，主要是完成好供電能力、供電質量、供電可靠性三個工作內容。其實質就是使用戶能用得上電、用得上滿意的電。根據用戶對供電能力、供電質量、供電可靠性的差異及對電價的承受能力，來做好具體區域的規劃工作。

1.電網規劃分類分類

電網規劃按照時間分類，可以分為短期規劃、中期規劃和長期規劃。另外還可以按照不同專業進行分類，比如通信規劃、營銷規劃和煤礦電源規劃等各種專項規劃。短期規劃分為1-5年，規劃的內容比較具體仔細，可直接用來指導建設。一般的電網5年規劃與國民經濟5年規劃的時間同步。中期規劃一般為5-10年。長期規劃則需要考慮比輸變電工程建設周期更長的發展情況，一般規劃6-30年。長期電網規劃需要列舉各種可能的過度反感、估計各種不確定因素的影響等。長期規劃的方案并不一定在建設中原封不動的實施。

由于客觀條件或環境的改變，規劃方案也將不斷變化。

2.電力系統規劃的方法

電力系統規劃的最終結果主要取決于原始資料及規劃方法。沒有足夠的和可靠的原始資料，任何優秀的規劃方法也不可能取得切合實際的規劃方案。一個優秀的電力系統規劃必須以堅實的前期工作為基礎，包括搜集整理系統電力負荷資料，當地的社會經濟發展情況，電源點和輸電線路方面的原始資料等等。

目前，我國在規劃方法方面，處于傳統的規劃方法和優化規劃方法并用的狀態。

3.電力系統規劃的可行性計劃

在財務方面應著重考慮三個問題：建設投資的回收率、電網經濟運行情況、可持續發展。建設投資要講回報，講究回收率。電網的建設投資是否合理，是否滿足電網經濟運行。建設投資的回收率與電網經濟運行情況是針對具體工程項目而言，而持續發展問題是從供電企業整體動作發展的角度來確定一定時期內或某個財政周期內對城網規劃的要求，確定其間城網規劃工作的整體規模與水平。

通常而言，城網規劃中，首先根據可持續發展觀點來解決中遠期的規模，其次根據電網經濟運行情況確定具體的規劃項目，最后根據建設投資的回收率來決定具體規劃項目的投資與設備選用。這其中，根據國民經濟發展情況與人民銀行利率水平來確定貼現率等理論計算的具體參數。在此基礎之上再研究和確定電網最優的網絡接線方式、投資水平以及投資的時間按排，使電網供電能力、供電質量供電可靠性能夠滿足用戶的用電需求，以低于社會邊際電價的成本向客戶提供優質的電能。

城網規劃除了要滿足上述幾個目標外，還要與城市規劃相協調，滿足城市整體發展的需要。

對于城網規劃對象應從地域、行業、時間上進行分類與分析。根據目前經濟發展狀況，宜將城網規劃對象分為三類：老城區、新城區、準城區。老城區是市政規劃成型區，負荷易掌握，市政府對其進行的市政規劃工作僅為局部性的調整，供電企業可充分利用已有的各級電力網與設備做好供電工作。

新城區是老城區的拓展區，是各地在促進經濟發展的過程中劃出臨近老城區的鄉鎮，市政府對其進行的市政規劃工作是整體的調整，供電企業在些地區的規劃工作受制于市政規劃，可參照市政規劃并在負荷預測的基礎之上根據本市或國內外同類型地區的負荷特點做好規劃工作及電網建設工作。準城區是經濟發達的鄉鎮，能夠給供電企業帶來巨大的負荷和用電量及效益，雖然可能未市政府列入市政規劃，這也是供電企業所必須考慮的，可在負荷預測的基礎之上根據本市或國內外同類型地區的負荷特點作好規劃工作及電網建設工作。

行業不同往往用電特點也不同，因此行業分類在城網規劃中也很重要。一般是根據其用途分為：住宅、商業、各類工業等。同一用戶在不同時間里用電量是不同的，在規劃中要充分考慮到時這一點。負荷預測是城網規劃的基礎，對確定規劃的長、中、短期規模、具體項目、規劃的質量起到關鍵作用。負荷預測的方法有多種，各種方法有各自的特點、適用范圍和局限性。為了提高負荷預測的準確性，可以建立多種預測方法的負荷預測模型，將每種預測方法編成軟件，建立了預測方法庫。在實際預測中，將收集到的各種經濟預測數據、規劃及歷史數據，通過調用預測主庫的手段，用多種方法進行預測，然后以預測誤差最小為目標，根據宏觀

經濟形勢及經驗取各種方法的權數，將多種預測結果加權取平均值，即所謂“組合預測”，這樣可得到較準確的負荷預測成果。

為保證電網投資的效益與可操作性，城網規劃應在現有負荷基礎之上從市政規劃入手，在規劃過程中服務于市政規劃。具體在操作過程中應對負荷預測做到分區、分業與分時預測相合。應研究不同行業在城市的具體位置、具體年份的負荷，使變電站、線路等供電設備的規劃及建設滿足負荷增長的需要。具體的做法是將總負荷進行時空分解，可以根據城市規劃，建立時空地理模型，借助GIS的應用，將總負荷分解為分區負荷，并落實到城市的具體位置上。負荷的時空地理模型將用電客戶的行業類型和數量作為位置的函數，而每個客戶的電能消費量人為時間的函數。這樣就從時間、空間、本體上把握住了負荷的變化，能夠較準確地做好負荷預測工作。

城市是電力系統的主要負荷中心，城市電網運作是否良好取決于城市電網的規劃與建設是否科學，是否經濟合理，對于固定資產額巨大的供電企業而言，城網規劃工作在供電企業的生存與發展中始終起著決定性的作用。目前經濟的發展潛力預示著城市電網的大幅度擴容的壓力，這完全不同于西方發達國家的已成型的城高電網，因此供電企業應面對實際，利用目前國家在經濟發展過程中對其它公用行業所采取的扶持政策，在城市電網規劃上尤其是新市區與準市區的規劃上，爭取更多的多元化投資對城市電網進行規劃建設是必不可少的。

參考文獻

[1]梁錦照，夏清，王德興.快速發展城市的組團式電網規劃新思路[J].電網技術，2009.[2]麻常輝，梁軍，楊永軍，郭方正，劉亞麗.基于蒙特卡羅模擬法的輸電網靈活規劃[J].電網技術，2009.[3]張勇，王云輝，沈建濤，陳瑾，王文娟，王曉茹.輸電網短路電流計算[J].電網技術，2007.[4]張節潭，胡澤春，程浩忠，劉東，李宏仲，范宏，賈德香.電力系統規劃與靜態安全評估軟件設計與實現[J].電網技術.[5]韓豐，李暉，王智冬，劉建琴，王樂.法國電網發展分析以及對我國的啟示[J].電網技術，2009.

第二篇：電力市場環境下電網規劃研究

電力市場環境下電網規劃研究

【引語】

電網規劃是電力建設的重要內容，確保電網安全穩定供電，滿足社會經濟發展需求是電網規劃的根本目標。而在電力市場環境下，如何科學合理進行電網規劃成為電力部門必須重視的一個問題。經濟能夠實現穩定發展，人們的生活沒有任何影響與電力的安全運行有關，而電力能夠保持安全運行的狀態也與電網有關，因此要對電網進行合理的規劃。電網的規劃工作已經成為我國社會發展中一部分，同時也是促進經營電網的企業發展的依據。對電網的合理規劃主要是為了能夠保證供電安全，在穩定電力的前提下，區域內的經濟也能實現發展。因此在促進社會經濟發展中，也要重視電網規劃工作。基于此，本文主要對電力市場環境下電網規劃中的相關問題進行分析，研究電網的合理規劃，找尋相應的解決方法。

【關鍵詞】

電力市場環境；電網規劃；對策

在我國市場經濟改革日益深入的今天，電力市場得到長足發展，而這也對電力輸送的安全性和穩定性有了更高要求。電網規劃是國民經濟建設和社會發展的重要組成，同時也是電力市場運行的重要基礎，根本目標在于確保區域內社會經濟的健康穩定發展。本文試圖從電電力市場環境角度探討電網規劃的相關問題。

一、基于電力市場環境下電網規劃有關問題探析 1電網規劃內容

電網規劃以負荷預測和電源規劃為基礎，它主要完成以下兩個方面的任務：確定電網未來安裝設備規格（如導線電壓等級及型號、變壓器規格等）和確定電網中增加新設備的時間和地點。編制規劃的通常方式是：首先進行負荷預測來確定負荷需求的規模和方向，然后進行電力電量平衡來確定規劃期需要補充的容量的規模和分布，從而進一步來確定降壓變電站的位置和容量。我們可以根據容量和負荷分布的需求來進行網架結構設計優化，按照負荷發展和網架方案確定建設項目及順序；進行方案綜合評價。編制規劃的基本解決方式是在確定電源和規劃負荷條件下，對變電站的最佳位置、最優容量和線路的最佳路徑、最優截面的求解。負荷預測是電網規劃的基礎和依據，其實質是利用以往的數據資料找出負荷的變化規律，從而預測出電力負荷未來時期的變化趨勢及狀態，預測結果的準確性直接影響到規劃方案的質量。2電網規劃原則

電網規劃的原則主要有以下幾個方面：a.電力行業在發展會遵循幾個原則，而電力的發展也離不開電網的規劃，而電網的規劃原則要與電力發展相一致，電力企業的發展是在電力市場的變化下，調整發展策略，但是策略的調整要在電力整體行業發展的方針下，依靠方針的指導，不違背國家的能源發展戰略，與電力行業實現同步發展。b.電網的規劃不是一個短期內就可以完成的任務，因此要為規劃制定一個長期的發展目標，在電網發展的每一個階段也可以指定一個近期目標，但是近期目標不能偏離長期發展目標的方向，要在總體發展計劃約束下制定。長期與短期的發展目標一致，必要的時候可以結合。而電力企業也要為自身的發展制定目標，從而使企業中的工作，可以保持在一個科學的軌道上，每一項工作都能有延續性，最終企業將在發展目標的指引下，完成過渡，將各個任務以一個很好的狀態完成。c.電力企業的發展需要一個整體的目標，就現階段來看，電力企業的整體目標就是對企業進行改革，將企業建設成為一個符合現代化發展節奏的新型企業。而企業在實現整體目標的時候，就要協調好內部的各個任務。企業中有較多的業務部門，各個部門都有著自己的職能。各部門在制定目標的時候，都要與企業的總體發展方向一致，在計劃的控制下，為每個部門制定合理的發展策略。d.對電網的規劃要以發展為主，主要的方式就是將電網合理的規劃，使其實現優化。電網的優化對于電力企業在安排工作上也是有幫助的。電網能夠合理，電力企業開展的各項工作也能在一個合理的范圍內進行，近而使企業能夠獲得一定的效益。

3市場環境下電網規劃的特點

在市場機制環境下，電網規劃將面臨眾多的不確定性因素，電網規劃的注意特點如下：a.未來電源規劃的不確定性。電力行業進入市場化后，把發電和電網分隔開來。由于電網的建設周期相對于電廠的建設周期來說相對比較長，因此我們很難估計未來較長時間內的系統電源及市場的變化，這樣就增加了電網建設的投資風險；b.未來負荷變化的不確定性。因為電力市場的發展趨勢是向用戶提供優質電能，所以當用戶根據自身的考慮出發改變對供電質量的要求時，將會導致系統資源在一定程度上的重新分配，這樣就增加了負荷特性的不確定性；c.系統潮流的不確定性。在電力市場環境中，電網調度的原則是根據電廠機組的報價和用戶需求來決定成交量、成交價格和優化調度次序。市場中各電廠生產都是追求其最大利潤來不斷調整自己的競爭策略，按照自身條件和市場需求來確定投入機組臺數及生產規模；d.投資回報的不確定性。在電力市場進行改革前，一體化電力企業通常是輸電網的唯一投資者，電力企業傳統機制可以保證企業能安全地實現投資回收并獲得一定的利潤，在這種情況下電網投資不存在任何風險。然而，改革后的電力市場，電網投資需要投入大量的資金并且投資回收是一個長期而漫長的過程，為了減小項目投資資金風險和保證獲得最大投資回報，對電網規劃方案進行經濟評估是非常必要的；e.電價的不確定性。在市場環境下，電價會受負荷、地點和可靠性因素的影響，由于負荷的不確定性、地點的不確定性、可靠性的不確定性和網絡擁擠情況的不確定性等因素的影響，因此使得電價變化頻繁，從而使得電價的不確定性更加明顯；f.規劃目標的不確定性。在我國的傳統體制下，電力部門肩負行業監管的職能，電力市場化改革后，電網公司作為獨立的法人其本身具有逐利性，但是出于電力行業的特殊性，電網公司包括電網規劃都將受到政府部門的嚴格監管，二者之間的博弈過程也將造成電網規劃上存在目標以及最優方案的選擇上的不確定性。

4對電網規劃的新要求。

電力市場具有鮮明的開放性，允許不同市場主體參與并應用輸變電設備。根據實際需求和網架情況開展電網建設，不可能是無條件地滿足發電廠和機組輸出要求，在明確和制定電網規劃方案時也需要充分考慮電源規劃的反作用，科學合理的實施電源分布引導。此外，還應對電價實行獨立核算，嚴格按照電網規劃及市場預期對電網的運行效益進行系統核算，再根據運行效益明確電網規劃方案。與此同時，電網經濟的適應性也需要嚴格按照市場實際增強，確保電網規劃方案適應比以往更多的場景變化。

5存在諸多不確定因素。

在電力市場實施改革后，不確定因素有所增加，使得電網規劃中的經濟風險明顯增大。基于此，在進行電網規劃時必須考慮到這些因素[2]。具體有這幾個方面：一是電力交易中的不確定性促使了新潮流模式出現，以致于網架難以適應這一模式，而出現傳輸瓶頸。二是相對電源項目，線路的建設周期通常較長，在實際建設中存在諸多不確定性，以致于建設沒有實質意義。三是未來電網運行負荷發展的不確定性，不但是其自身方面的不確定性，同時還會影響到管理。四是在實際電網規劃中，容易受到環境、市政及利率等方面的方面影響。

6市場環境下電網規劃的步驟

首先，要對未來電源規劃及電網負荷變化予以預測；其次，應對電力網絡運行及未來電源、負荷、電價等予以預測；再次，需要對提出的規劃方案要進行比較分析及篩選，最終確定科學合理的規劃方案；最后，還應對收益狀況開展風險評估及投資分析。電力市場環境下的電網規劃步驟主要包括以下幾個方面：a.預測未來的電源規劃和負荷變化趨勢；b.對我國現在的電力系統運行情況和將來的電源和負荷進行相關預測，進而來預測未來的電力市場情況和電價水平；c.對各種規劃方案進行分析和篩選；d.提出候選備用的規劃方案；e.估算可能受益的情況并對它們進行風險評估和投資分析。其中前兩步是進行市場調研和預測，第三步和第四步是根據優化方法按電力市場環境條件下的要求和所建立的新的規劃模型尋找最優解的過程，第五步是對所得方案的經濟性進行驗證。

二、基于電力市場環境下電網規劃可行性方法

1、場景技術。

通過不同規劃方案中的多個場景指標，采取決策最為常用的方法來選定最為科學合理的方案。比如：悲觀決策法、樂觀決策法及最大后悔值法等，而該類規劃方法相對交容易建立模型，且較易實現。存在的不足就是不同場景出現的概率將不會有差別，而這又與實際是不相符的，僅僅憑借決策者的個人意志進行處理，這就會出現多種規劃方案，主觀性更為明顯。

2、概率決策法。

在電網規劃中，概率決策法可將不確定因素出現概率進行分析和研究，將決策方案的開展步驟作為條件，對決策分析中存在的不確定因素實行量化處理，因網絡規劃有著很強的復雜性，場景因素和決策變量分析對規劃方案帶來的影響是難以預估的，在對決策產生影響時也無法準確計入。將既有條件和決策方案結合一塊，最終場景有相應的方案，而決定場景因素間關系，需增加一定的場景數。

3、概率規劃方法。

方案被選的概率對電網線路排序有較好方法，具體而言，是將場景發生概率通過對應的合適的方案予以落實，選定被選概率相對高的線路予以對比及驗證，進而確定最終規劃方案。此種方法更為直觀、迅速，但是其不足在于需要基于線路概率選擇存在較大的盲目性，特別是對于非線性的多變量，但是被選概率即便較低但也存在被選中可能性，對于某個場景中第二選擇方案和最理想方案可能無明顯差異，而依照最理想方案確定線路作為被選概率，并無法足夠的依據。

4、等網增率規劃法。

該種規劃法通常充分考慮到了負荷水平場景，基于微增率準則獲得初始及后續追加投資。而最終結果相對特定場景的適應性，并未考慮到場景的發生概率[3]。場景技術在一定情況下會導致方案分裂，未通過數學指標對規劃方案給予評判，未能考慮到場景發生概率差異，也就不會差異化對待

5、基于數字方法處理不確定變量。

不確定性信息主要有模糊性、灰性、隨機性及未確知性。而這種不確定性可通過不確定方法予以描述。電網規劃中可實施模糊性、灰色性及隨機性規劃。根據不同描述法，可得到不確定潮流，也就是模糊、灰色及概率等潮流，可為電網規劃給予重要數據，模糊規劃描述，通過目標指標的滿意度獲得全面的理想方案，而此種方法最大不足就是數據上有多種不確定性，難以借助模型來表現。結語：總之，基于電力市場環境下的電網規劃，應對方案的運行效益進行科學評價，這和電力價格、建設投資等機制存在很大關聯性。在進行電網規劃時，應對造價、負荷等因素進行全面分析，選擇最為恰當的規劃方法開展相關規劃工作，確保電網規劃方案的科學性、經濟性及可行性。

三、結論

綜上所述，電網的規劃要有一定原則和步驟，盡管我國的電力市場在發展中，還存在弊端，各個發展環節還有待完善，但是在電力市場發展下，電網制度的建設也已經提上日程。電網的規劃對電力的發展有意義，能夠為電力的發展提供穩定的環境。本篇文章從電網規劃的幾個環節出發，在電網規劃中，要為電網的發展制定計劃，有一個科學的計劃中，可以促進電力企業的改革，盡管電網的制定受一些因素的影響，例如電價、投資等，會使電網規劃受阻，但是，電網的規劃絕對不能偏離電力市場的發展方向。本文希望能為電網規劃提供一些建議。

參考文獻

[1]趙力．基于電力市場環境下的電網規劃的若干問題的研究[J]．科技傳播．2011，14（6）：159-162 [2]雷敏．探討電力市場環境下電網規劃的若干問題[J]．通訊世界．2013，9（12）：124-126 [3]張國慶。電力系統自動化發展趨勢及新技術的應用[J].科技風，2010,56（23）：118-120.[4]智靜。電力系統自動化與智能技術分析[J].機電信息，2011,69（30）：337-340.[5]張作剛。計算機技術在電力系統自動化中的應用分析[J].廣東科技，2012,26（4）：991-993.[6]趙憲文。計算機與電力系統自動化技術的有機結合[J].科技傳播，2011,42（10）：223-225.[7]徐俊。電力系統自動化的維護研究[J].科技風，2011,28（7）：771-775.[8] 萬鑫.電力電子技術在電力系統中的應用及發展 [J].電子世界 ,2012（3）：69-71.[9] 吳俊勇.“智能電網綜述”技術講座 第四講 : 電力電子技術在智能電網中的應用 [J].電力電子 ,2010（4）：67-70.[10]姜建國，喬樹通，郜登科。電力電子裝置在電力系統中的應用[J].電力系統自動化 ,2014（3）：2-6,18 [11]于爾鏗，韓放，謝開，曹方 電力市場，中國電力出版社 1998年4月 [12]韓放 電力市場研究 哈爾濱工業大學博士學位論文 1997 [13]胡江溢 電力市場初探 上海交通大學博士學位論文 1998 [14]郟斌 我國電力市場和電價理論研究 西安交通大學博士學位論文 1999 [15]戴彥 電力市場中的無功功率服務定價研究 浙江大學博士學位論文 2000

第三篇：智能電網十二五規劃

附件：

智能電網重大科技產業化工程

“十二五”專項規劃

智能電網是實施新的能源戰略和優化能源資源配臵的重要平臺，涵蓋發電、輸電、變電、配電、用電和調度各環節，廣泛利用先進的信息和材料等技術，實現清潔能源的大規模接入與利用，提高能源利用效率，確保安全、可靠、優質的電力供應。實施智能電網重大科技產業化工程，對于調整我國能源結構、節能減排、應對氣候變化具有重大意義。

實施智能電網技術研發和示范工程，加快推進智能電網相關產業發展，是服從國家戰略、落實科學發展觀的重要舉措，對于轉變經濟發展方式、促進產業結構優化升級、加快信息化與工業化融合，具有重要的現實意義。根據國家戰略要求和我國經濟社會發展需要，為落實《中國應對氣候變化國家方案》和《關于發揮科技支撐作用、促進經濟平穩較快發展的意見》，培育戰略性高技術產業，特制定本《智能電網重大科技產業化工程“十二五”專項規劃》。

一、形勢與需求

世界范圍內智能電網的建設進程已經全面啟動，許多國家都確立了智能電網建設目標、行動路線及投資計劃，同時結合各自地區的監管機制、電網基礎設施現狀和社會發展情況，有針對性地擬定了不同的智能電網戰略。美國的智能電網計劃致力于在基礎設施老化背景下，建設安全、可靠的現代化電網，并提高用電側效率、降

— 1 — 低用電成本；歐盟的超級智能電網計劃以分布式電源和可再生能源的大規模利用為主要目標，同時注重能源效率的改善和提高，歐洲各國結合各自的科技優勢和電力發展特點，開展了各具特色的智能電網研究和試點項目，英法德等國家著重發展泛歐洲電網互聯，意大利著重發展智能表計及互動化的配電網，而丹麥則著重發展風力發電及其控制技術；加拿大由于其分省管理的電力體制，目前暫無全國性的智能電網計劃，由國家自然資源署進行全國智能電網建設工作的協調，重點放在如何提升電網對大規模可再生能源的接入能力和傳輸能力；日本智能電網的核心是建設與太陽能發電大規模推廣開發相適應的電網，解決國土面積狹小、能源資源短缺與社會經濟發展的矛盾；韓國的智能電網研究重點放在智能綠色城市建設上，目前已經在濟州島建設綜合性的智能城市示范工程；澳大利亞智能電網建設的目標是發展可再生能源和提高能量利用效率，主要工作集中在智能表計的實施及其相關的需求側管理方面。

綜合世界各地區建設智能電網的進程來看，智能電網的關注熱點包括：（1）大規模可再生能源發電的接入技術及其與大規模儲能聯合運行技術；（2）大電網互聯、遠距離輸電及其相關控制技術；（3）配電自動化和微網；（4）用戶側的智能表計及需求響應技術。

我國也高度關注智能電網。胡錦濤總書記2010年6月7日在兩院院士大會上的講話中，提出要重點推動的科技發展方向的第一項就是“大力發展能源資源開發利用科學技術”，而“構建覆蓋城鄉的智能、高效、可靠的電網體系”是其核心內容。溫家寶總理2010年3月5日在第十一屆全國人民代表大會第三次會議上所做 — 2 — 的政府工作報告中明確提出要“大力開發低碳技術，推廣高效節能技術，積極發展新能源和可再生能源，加強智能電網建設”。2011年3月發布的《國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要》提出的“十二五”期間電力行業轉型升級、提高產業核心競爭力的總體任務是“適應大規模跨區輸電和新能源發電并網的要求，加快現代電網體系建設，進一步擴大西電東送規模，完善區域主干電網，發展特高壓等大容量、高效率、遠距離先進輸電技術，依托信息、控制和儲能等先進技術，推進智能電網建設，切實加強城鄉電網建設與改造，增強電網優化配臵電力能力和供電可靠性。”科技部于2009年11月24日發布的《關于加快我國智能電網技術發展的報告》中提出了明確的目標和任務。國家電網公司于2009年5月發布了“堅強智能電網”愿景及建設路線圖，中國南方電網有限責任公司在2010年7月提出“建設一個覆蓋城鄉的智能、高效、可靠的綠色電網”。

總結我國能源和電力發展現狀，面臨兩個基本現實：一是能源資源貧乏，難以支撐現在的社會經濟發展模式，而且能源資源與用電需求地理分布上極不均衡；二是氣候變化催生的低碳社會經濟發展模式對電力系統發展的壓力迫在眉睫。為適應能源需求和氣候變化的壓力，各種新能源和可再生能源發電的發展目標是作為傳統火力發電的替代電源而非補充電源，而集約化的發展模式帶來的并網技術難題遠遠超越了世界上的其他國家和地區。

建設智能電網，充分發揮電網在資源優化配臵、服務國民經濟發展中的作用，對我國經濟社會全面、協調、可持續發展具有十分

— 3 — 重要的戰略意義。建設智能電網也是電網領域的一次重大技術革命，是本輪能源技術變革的重要內容，在研究先進輸變電技術的基礎上，依靠現代先進通信技術、信息技術、設備制造技術，在發電、輸變電、配用電以及電網運行控制等各個環節實現全面的技術跨越，在不斷提升電網輸配電能力的基礎上，通過現代先進技術的高度融合，大規模開發和利用新能源和可再生能源、全面提高大電網運行控制的智能化水平，提高電網輸電及供電能力、抵御重大故障及自然災害的能力，提升供電服務能力和水平，實現我國電網的跨越式發展。

建設智能電網有助于解決以下的能源與電力的戰略需求： 一是電網支撐大范圍優化資源配臵能力亟待提高。我國能源資源與用電需求地理分布上極不均衡，決定了我國必須走遠距離、大規模輸電和全國范圍優化能源資源配臵的道路。大規模、集中式的水電、煤電、風電、太陽能、核電等能源基地開發，需要電網進一步提升資源配臵能力。

二是現有電力系統難以適應清潔能源跨越式發展。我國風資源豐富地區主要集中在東北、華北、西北等區域，這些地區大多負荷水平較低、調峰能力有限，大規模風電就地利用困難，需要遠距離大容量輸送，在大區以至全國范圍內實現電量消納。同時，我國風電和太陽能發電存在分散接入和規模開發兩種形式，大規模接入對電網的規劃、調度、運行及安全保障技術提出了新的挑戰。

三是大電網安全穩定運行面臨巨大壓力。我國電網安全穩定運行面臨的壓力主要來自如下幾個方面：其一是電力工業規模迅速擴 — 4 — 大，目前我國電網已成為世界上電壓等級最高、規模最大的電網之一，2010年底總裝機容量位居世界第二，并且仍處于持續、快速增長階段。其二是電網結構日趨復雜，形成了全國聯網的交直流互聯大電網。其三是自然災害頻發，冰災、地震、臺風等極端災害對電網的安全造成了極大的威脅。

四是用戶多元化需求對現有電網提出新的挑戰。智能配用電環節要滿足分布式電源接入、電動汽車充放電、電網與用戶雙向互動的需求。亟需突破大規模分布式電源接入配電網的關鍵支撐技術。電動汽車發展已進入產業化發展期，電動汽車充放電技術亟需突破。智能城市和智能家居的發展，開辟了靈活互動的電能利用新模式，迫切需要建立開放的智能用電平臺。

五是能源供應結構還需完善，能源利用效率需要進一步提升。當前及未來相當長的時間內，我國能源供應結構中，煤炭一直會占據絕對優勢的地位。這種以煤為主的能源結構，使我國在大氣污染排放方面成為世界的主要關注對象。此外，隨著我國經濟的高速發展，對能源的需求還將迅速增加。在這種情況下，推動節能減排、提高能源利用效率將是服務“兩型”社會建設，促進經濟社會可持續發展的必然趨勢。

六是電網發展對關鍵技術和裝備提出更高要求。提高設備運行的安全性及經濟性，節約維護費用，需要以智能化的輸變電設備為基礎，實現設備全壽命周期管理，提高輸變電資產的利用效率。提高電網運行的安全性和穩定性，需通過智能化的輸變電設備與電網間的有效信息互動，為電網運行狀態的動態調節提供有力支撐。同

— 5 — 時，電工制造行業及相關產業自主創新和產業升級，需要靠提升輸變電設備的智能化水平來推動，以提升科技創新能力和國家競爭能力。

發展智能電網是我國發展大規模間歇可再生能源的重要途徑，對發展新能源戰略性新興產業具有重大的支撐作用。智能電網具有很強的輻射能力和拉動作用，可帶動相關產業發展與升級。為支持智能電網發展，需要對以下產業進行布局:（1）清潔能源發電，智能電網建設將大幅度提高電網接納間歇性清潔能源發電能力，是清潔能源發電進一步快速發展的前提；（2）清潔能源發電設備制造，如風力發電、太陽能發電等;（3）新材料產業，如光電轉換材料、儲能材料、絕緣材料、超導材料、納米材料等；（4）電網設備制造產業，如新型電力電子器件、變壓器等；（5）信息通信、儀器儀表、傳感、軟件等；（6）新能源汽車產業。此外，智能電網還涉及家電等消費類電子產業。

二、發展思路和原則

“十二五”是電網科技發展的關鍵時期，必須堅持戰略性、前瞻性原則，針對支撐我國智能電網建設的關鍵技術，集中力量、重點突破，加強高新技術原始創新，超前部署未來電網發展的前沿技術，為“十三五”及未來電力技術發展打下基礎。同時，堅持有所為、有所不為的原則，從當前我國建設智能電網的緊迫需求出發，著力突破重大關鍵、共性技術，支撐電網的持續協調發展。

“十二五”電網科技研發的重點方向選擇必須按照“反映國家需求，體現國家目標，凝練重點方向，立足自主創新，實現整體突 — 6 — 破”的原則，以建設智能、高效、可靠的電網為基本出發點，以實現智能應用為重要內容，針對新能源及可再生能源發電接入、輸變電、配用電等各個環節，充分發揮信息通信技術的優勢和潛能，通過大電網智能調度與控制技術實現對電網的協調控制，不斷提升電網的輸配能力和綜合社會經濟效益。同時，還要緊跟世界技術發展前沿，針對世界各國電網科技制高點的關鍵領域，開展電網前沿技術研究，為我國未來電網實現長期可持續的又好又快發展提供技術積累和儲備。

智能電網專項規劃的總體思路是：結合我國國情、滿足國家需求、依靠自主創新、以企業為主體、加強產學研合作、攻克關鍵技術、形成標準體系、完成示范工程、實施推廣應用，加快智能電網產業鏈和具有國際競爭力企業的形成，取得國際技術優勢地位，推動國際標準化工作，促進清潔能源發展，為國家在應對全球氣候變化等國際事務中贏得更大主動權和影響力。

三、發展目標

總體目標是突破大規模間歇式新能源電源并網與儲能、智能配用電、大電網智能調度與控制、智能裝備等智能電網核心關鍵技術，形成具有自主知識產權的智能電網技術體系和標準體系，建立較為完善的智能電網產業鏈，基本建成以信息化、自動化、互動化為特征的智能電網，推動我國電網從傳統電網向高效、經濟、清潔、互動的現代電網的升級和跨越。示范工程和產業培育方面，建成20~30項智能電網技術專項示范工程和3~5項智能電網綜合示范工程，建設5-10個智能電網示范城市、50個智能電網示范園區，并通過投

— 7 — 資和技術輻射帶動能源、交通、制造、材料、信息、傳感、控制等產業的技術創新和發展，培育戰略性新興產業，帶動相關產業發展，打造一批具有國際競爭力的科技型企業。建設一批擁有自主知識產權和知名品牌、核心競爭力強、主業突出、行業領先的大企業（集團）。

2010年已經先期啟動了先進能源技術領域“智能電網關鍵技術研發（一期）”863重大項目，目前已經完成了智能電網關鍵技術研究計劃的制定，全面啟動了關鍵技術及裝備的研發和工程化試點工作。到2015年，在智能電網關鍵技術和裝備上實現重大突破和工業應用，形成具有自主知識產權的智能電網技術體系和標準體系；突破可再生能源發電大規模接入的關鍵技術，實現可再生能源規模化并網發電的友好接入及互動運行；積極發展儲能技術，提高電網對間歇性電源的接納能力，解決大規模間歇性電源接入電網的技術和經濟可行性問題；完成智能輸變電示范工程在部分重點城市推廣應用，對其用戶的供電可靠度達到每年每戶停電小于2小時；基本建成智能調度技術支持系統和安全、規范、全覆蓋的信息支撐網絡；選擇適當的地域建設3~5項智能電網集成綜合示范工程；形成較為完善的智能電網產業鏈，打造一批具有國際競爭力的高新技術企業。到2020年，關鍵的智能電網技術和裝備達到國際領先水平，重點解決電網合理布局，高效輸配，優化調度，增強保障度，有效降低經濟成本等問題；建成符合我國國情的智能電網，使電網的資源配臵能力、安全水平、運行效率大幅提升，電網對于各類大型能源基地，特別是集中或分散式清潔能源接入和送出的適應性，— 8 — 以及電網滿足用戶多樣化、個性化、互動化供電服務需求的能力顯著提高；全面滿足消納大規模風電、光電的技術需求，為培養新的綠色支柱能源提供暢通的電力傳輸通道，城市用戶的供電可靠度達到每年每戶停電小于1小時。

四、重點任務

（一）大規模間歇式新能源并網技術

風電機組/光伏組件隨風速或輻照強度的出力特性、出力波動特性與概率分布；風電場、光伏電站集群出力的時空分布和出力特性；風電場、光伏電站集群控制系統；大型風電基地或大型光伏發電基地的集群控制平臺系統示范工程。

大規模間歇式能源發電實時監測技術、出力特性及其對調度計劃的影響；大規模間歇式能源發電日前與日內調度策略與模型；省級、區域、國家級范圍內逐級間歇式能源消納的框架體系；多時空尺度間歇式能源發電協調調度策略模型及系統示范工程。

大型風電場接入的柔性直流輸電系統分析與建模技術；柔性直流輸電系統數字物理混合仿真平臺；交/直流混合接入的控制方法；柔性直流輸電系統故障分析與保護策略；輸電工程關鍵技術及樣機；核心裝備研制與示范工程。

間歇式電源基礎數據、模型及參數辨識技術；間歇式電源與電網的協調規劃技術；間歇式電源并網全過程仿真分析技術；間歇式電源接入電網安全性、可靠性、經濟性分析評估理論和方法。

適應高滲透率間隙性電源接入電網的綜合規劃方法；提高區域電網接納間歇性電源能力的關鍵技術；時空互補的區域電網間歇性

— 9 — 電源優化調度方法和協調控制策略；風、光、儲、水等多種電源多點接入互補運行技術；含高滲透率間歇性電源的區域電網防災技術、應急機制、數字仿真平臺和示范應用。

區域性高密度、多接入點光伏系統并網及其與配電網協調關鍵技術，重點研究屋頂、建筑幕墻與光伏一體化技術，并探索并網運營的商業模式；功率可調節光伏系統與儲能系統穩定控制技術、區域性高密度、多接入點光伏系統的電能質量綜合調節技術、新型孤島檢測與保護技術、能量管理技術；不同儲能系統的高效率智能化雙向變流器、新型集中與分散孤島檢測裝臵、分散計量測控系統和中央測控系統等關鍵設備。

微網的規劃設計理論、方法、綜合性能評價指標體系、規劃設計支持系統、運行控制技術；微網動態模擬實驗平臺和微網中央運行管理系統；具有多種能源綜合利用的微網示范工程。

大容量儲能與間歇式電源發電出力互補機制，儲能系統與間歇式電源容量配臵技術及優化方法；儲能電站提高間歇式電源接入能力應用控制與能量管理技術；儲能電站的多點布局方法及廣域協調優化控制技術。

多種類型新能源發電集中綜合消納在規劃、分析、調度運行、繼電保護、安穩控制、防災應急等領域的關鍵技術。考慮到我國風光資源豐富區域的電網結構薄弱的特點，發展電源電網綜合規劃方法，提出時空互補的優化調度方法和協調控制策略，研究高可靠性繼電保護與安全穩定協調控制系統，發展防災技術和應急機制。

不同類型系統故障引起的大型風電場群連鎖故障現象，抑制大 — 10 — 型風電場群發生連鎖故障技術方案，大型風電場群參與系統穩定控制的技術方案，包含系統級的大型風電場群故障穿越綜合解決方案及其在大型風電基地上的示范應用。

風電機組、光伏發電系統先進控制技術；新能源發電設備監測與信息化技術；新能源電站的智能協調控制技術與協調控制系統。

含風光儲的分布式發電接入配電網控制保護及可靠供電技術、信息化技術；含風光儲分布式發電接入配電網的電能質量問題；包含風光儲的分布式發電接入配電網示范工程。

綜合利用多種技術手段，突破小水電群大規模接入電網的技術瓶頸，減少其對電網安全穩定運行的影響。研究提高小水電群接入消納能力的電網優化方法和柔性交流、柔性直流輸電技術，小水電發電能力預測技術，小水電監測與仿真平臺集成技術，小水電與大中型水電站群系統多時空協調控制方法，小水電與風電、火電系統多時空協調控制，提高小水電群接入消納能力的區域穩定控制理論、控制方法和控制系統。

間歇式能源發電出力的概率分布規律并建立相應的模型，間歇式能源網源協調控制技術，間歇式能源發電系統故障穿越技術，間歇式能源發電系統電氣故障診斷及自愈技術。

“風電+抽蓄”的運營模式。設計風電抽蓄聯合運行模式，建立包括聯合優化模型、聯合仿真、安全校核、模擬交易等在內的支撐系統，形成完整的風電抽蓄聯合運行管理系統框架。

間歇式電源功率波動特性及其對電網的影響；廣域有功功率及頻率控制、分層分級無功功率及電壓控制技術，電力系統動態穩定

— 11 — 性分析及控制技術；機組-場群-電網分級分散協同控制技術；嚴重故障下新能源電力系統故障演化機理及安全防御策略，考慮交直流外送等方式下的間歇式電源緊急控制、輸電系統緊急控制以及其他安控措施的協調控制技術。

含大規模間歇式電源的交直流互聯大電網的協調優化運行技術，廣域協調阻尼控制技術，狀態監測與信息集成技術，實時風險評估技術，智能優化調度和安全防御技術。

（二）支撐電動汽車發展的電網技術

電動汽車電池更換站運行特性，更換站作為分布式儲能單元接入電網的關鍵技術和控制策略；電池梯次利用的篩選原則、成組方法和系統方案；更換站多用途變流裝臵；更換站與儲能站一體化監控系統；更換站與儲能站一體化示范工程。

電動汽車充電需求特性和規模化電動汽車充電對電網的影響；電動汽車有序充電控制管理系統；電動汽車有序充電試驗系統。

電動汽車與電網互動的控制策略和關鍵技術；電動汽車智能充放電機、智能車載終端和電動汽車與電網互動協調控制系統；電動汽車與電網互動實驗驗證系統；電動汽車充放電設施檢驗檢測技術。

電動汽車新型充放電技術；電動汽車智能充放電控制策略及檢測技術；充電設施與電網互動運行的關鍵技術。

規模化電動汽車電池更換技術、計量計費、資產管理技術；充電設施運營的商業模式；基于物聯網的智能充換電服務網絡的運營管理系統建設方案。

（三）大規模儲能系統

基于鋰電池儲能裝臵的大容量化技術，包括電池成組動態均衡、電池組模塊化、基于電池組模塊的儲能規模放大、電池系統管理監控及保護等技術；電池儲能系統規模化集成技術，包括大功率儲能裝臵及儲能規模化集成設計方法、大容量儲能系統的監控及保護技術、儲能系統冗余及擴容方法、儲能電站監控平臺。

多類型儲能系統的協調控制技術；多類型儲能系統容量配臵、優化選擇準則以及優化協調控制理論體系；基于多類型儲能系統的應用工程示范。

單體鈉硫電池產品化和規模制備自動化中的關鍵問題以及集成應用中的核心技術，先進的鈉硫電池產業化制備技術，MW級鈉硫電池儲能電站的集成應用技術。

MW以上級液流電池儲能關鍵技術，5MW/10MWh全釩液流儲能電池系統在風力發電中的應用示范，國際領先、自主知識產權的液流電池產業化技術平臺。

鋰離子電池的模塊化成組技術；電池儲能系統熱量管理技術、狀態監控及均衡技術、儲能電池檢測和評價技術；模塊化儲能變流技術，及各種不同型式的儲能材料與功率變換器的配合原則；基于變流器模塊的電池儲能規模化系統集成技術，及儲能系統電站化技術。

儲能系統的特性檢測技術；儲能系統的應用依據和評估規范；儲能系統并網性能評價技術，涵蓋電力儲能系統的研究、制造、測試、設計、安裝、驗收、運行、檢修和回收全過程的技術標準和應

— 13 — 用規范。

（四）智能配用電技術

智能配電網自愈控制框架、模型、模式和技術支撐體系；含分布式電源/微網/儲能裝臵的配電網系統分析、仿真與試驗技術；考慮安全性、可靠性、經濟性和電能質量的智能配電網評估指標體系；含分布式電源/微網/儲能裝臵的配電網在線風險評估及安全預警方法、故障定位、網絡重構、災害預案和黑啟動技術；智能配電單元統一支撐平臺技術；智能配電網自愈控制保護設備和自愈控制系統；智能配電網自愈控制示范工程。

靈活互動的智能用電技術體系架構；智能用電高級量測體系標準、系統及終端技術；用戶用電環境（特別是城市微氣象）與用電模式的相互影響，不同條件下的負荷特性以及對用電交互終端、家庭用電控制設備的影響；智能用電雙向互動運行模式及支撐技術。

智能配用電示范園區規劃優化和供電模式優化方法。配電一次設備與智能配電終端的融合與集成技術；配電自動化系統與智能用電信息支撐平臺及智能配電網自愈控制系統的集成技術；用電信息采集系統與高級量測系統、智能用電互動平臺的集成技術；智能用電小區用戶能效管理系統與智能家居的集成技術；智能樓宇自動化系統與建筑用電管理系統的集成技術；分布式儲能系統優化配臵方法和運行控制技術；提高配電網接納間歇式電源能力的分布式儲能系統優化配臵方法和運行控制技術，分布式儲能系統參與配電網負荷管理的優化調度方法，配電網分布式儲能系統的綜合能量管理技術；智能配用電示范園區。

— 14 — 主動配電網的網絡結構及其信息控制策略，主動配電網對間歇式能源的多級分層消納模式，主動配電網與間歇式能源的協調控制技術。

智能配電網下新型保護、量測的原理和算法；智能配用電高性能通信網技術；智能配電網廣域測量、自適應保護及重合閘等關鍵技術；開發智能配電網新型量測、通信、保護成套設備，智能配電網新型量測、通信、保護成套設備的產業化。

智能配電網的優化調度模式、優化調度技術，面向分布式電源、配電網絡以及多樣性負荷的優化調度方法；包括優化調度系統以及新能源管控設備等關鍵裝備；智能配電網運行狀態的安全、可靠、經濟、優質等指標評價技術。

鋼鐵企業等大型工業企業電網的智能配用電集成技術。配電自動化系統與智能用電信息支撐平臺及智能配電網自愈控制系統的集成技術；用電信息采集系統與高級量測系統、智能用電互動平臺的集成技術；分布式儲能系統優化配臵方法和運行控制技術。

適于島嶼、油田群的能源高效利用的智能配網集成技術，包括信息支撐平臺、自愈控制、用電信息采集、高級量測、用電互動、能效管理、儲能系統優化配臵和運行控制，建設配網綜合示范工程。

高效自治微網群的規劃設計及評價體系，穩態運行與多維能量管理技術，多空間尺度微網群自治運行控制器樣機，統一調度平臺軟件，多空間尺度高效自治微網群的示范應用。

孤島型微電網的頻率穩定機理與負荷-頻率控制方法，孤島型微電網的電壓穩定機理與動態電壓穩定控制方法，大規模可再生能

— 15 — 源接入孤島型微電網的技術，孤島型微電網系統的示范工程建設及現場運行測試與實證性研究。

（五）大電網智能運行與控制

電網智能調度一體化支撐關鍵技術；大電網運行狀態感知、整體建模、風險評估與故障診斷技術；多級多維協調的節能優化調度關鍵技術等。

在線安全分析并行計算平臺的協調優化調度技術，復雜形態下在線安全穩定運行綜合安全指標、評價方法和實現架構；大電源集中外送系統阻尼控制技術，次同步諧振/次同步振蕩的在線監測分析預警及阻尼控制技術；基于廣域信息的大電網交直流智能協調控制和緊急控制技術等。

（六）智能輸變電技術與裝備

傳感器接口及植入技術，電子式互感器（EVT/ECT）的集成設計技術，智能開關設備的技術標準體系及智能化實施方案；具備測量、控制、監測、計量、保護等功能的智能組件技術及其與智能開關設備的有機集成技術；適用于氣體介質的壓力與微水、高抗振性能的位移、紅外定位溫度、聲學、局部放電信號等傳感器及接口技術，各類傳感器的可靠性設計技術和檢驗標準；開關設備運行、控制和可靠性等狀態的智能評測和預報技術，智能開關設備與調控系統的信息互動技術，開關設備的程序化和選相合閘控制技術等。

高壓設備基于RFID、GPS及狀態傳感器的一體化識別、定位、跟蹤和監控的智能監測模型，輸變電設備智能測量體系下的全景狀態信息模型；具有數據存儲能力、計算能力、聯網能力、信息交換 — 16 — 和自治協同能力的一體化智能監測裝臵；基于IEC標準的全站設備狀態信息通訊模型和接口體系構架，輸變電設備狀態信息和自動化信息的集成關鍵技術，標準化全站設備狀態采集和集成設備關鍵技術；輸變電高壓設備智能監測與診斷技術，輸變電區域內多站的分層分布式狀態監測、采集和一體化數據集成、存儲、分析應用系統。

（七）電網信息與通信技術

智能配用電信息及通信體系與建模方法；智能配用電系統海量信息處理技術；智能配用電信息集成架構及互操作技術；復雜配用電系統統一數據采集技術；智能配用電業務信息集成與交互技術；智能配用電信息安全技術；智能配用電高性能通信網技術等。

電力通信網絡技術體制的安全機理與屬性；通信安全對智能電網安全穩定運行的影響；保障智能電網各個環節的通信安全技術與組網模式；廣域電網實時通信業務可靠傳輸技術、支持多重故障恢復的通信網自愈與重構技術；電力通信網絡的安全監測及防衛防護技術；電力通信網絡安全性能優化技術；電力通信網絡安全評價體系；智能電網通信網絡綜合管理與網絡智能分析技術，電力通信網綜合仿真與測試平臺，電力通信智能化網絡管理示范工程。

實用的新型電力參量傳感器，以及多參量感知集成的無線傳感器網絡技術、多測點多參量的光纖傳感網絡技術；多種傳感裝臵的融合技術；電力傳感網綜合信息接入與傳輸平臺技術；電力物聯網編碼技術、海量數據存儲、過濾、挖掘和信息聚合技術；新一代高性能電力線載波（寬帶/窄帶）關鍵通信技術；電力新型特種光纜及試點工程，新型特種光纜設計、制造、試驗、施工、運維等配套

— 17 — 支撐技術及基本技術框架，新型特種光纜的應用模式和技術方案；智能電網統一通信的應用模式、部署方式和網絡架構，統一通信在支撐調度、應急、用電管理等各環節的應用和解決方案。

智能電網統一信息模型及信息化總體框架；電網海量信息的存儲結構、索引技術、混合壓縮技術、數據并發處理、磁盤緩存管理、虛擬化存儲和安全可靠存儲機制等信息存儲技術；基于計算機集群系統的并行數據庫統一視圖和接口、并行查優、海量負載平衡和海量并行數據的備份和恢復技術；海量實時數據與非實時數據的整合檢索和利用技術；云計算在海量數據處理中的應用技術；海量實時數據庫管理系統；高效存儲及實時處理智能信息服務平臺示范工程。

電網可視信息的模式識別、圖形分析、虛擬現實等技術，可視化支撐技術架構；智能監控系統架構，計算機視覺感知方法、智能行為識別與處理算法等關鍵技術；智能電網雙向互動的信息服務平臺技術，桌面終端、移動終端、互動大屏幕等多信息展現渠道；智能電網雙向互動的信息服務平臺示范工程。

（八）柔性輸變電技術與裝備

靜止同步串聯補償器、統一潮流控制器的關鍵技術，包括主電路拓撲、仿真分析技術、關鍵組件的設計制造技術、控制保護技術、試驗測試技術，開發工業裝臵并示范應用；利用柔性交流輸電設備的潮流控制和靈活調度技術。

高性能、低成本、安裝運維方便的高壓大容量新型固態短路限流器，包括新型固態限流裝臵分析建模與仿真技術、固態限流器主 — 18 — 電路設計技術、固態限流器的控制與保護策略，工程化的高壓大容量新型固態限流裝臵研制。

面向輸電系統應用的高溫超導限流器的核心關鍵技術，包括超導限流裝臵的限流機理、主電路拓撲、建模和仿真分析、優化設計方法、控制策略、保護系統、試驗測試技術，220kV高溫超導限流器示范裝臵研制。

高壓直流輸電系統用高壓直流斷路器分斷原理理論分析、模型與仿真、直流斷路器總體方案、成套電氣與結構、關鍵零部件、系統集成化、成套試驗方法、SF6斷路器電弧特性等，15kV級直流斷路器樣機研制及示范工程。

高壓輸電系統用高壓直流陸上和海底電纜的絕緣結構型式、機械和電學特性、絕緣、結構和導電材料選擇、成型工藝、相關測試和試驗方法、可靠性試驗，±320kV級陸上和海底電纜的研制及相關試驗測試。

直流輸電系統中的直流電流和電壓測量方法和技術，直流輸電系統直流電流和電壓測試系統方法和技術路線，直流輸電系統測量裝臵計量和標定方法，高電位直流電流和直流電壓測試系統，全光直流電流互感器和全學直流電壓互感器，滿足特高壓直流輸電和柔性直流輸電需求的樣機及相關試驗、認證和示范應用。

換流器拓撲結構和主回路優化、多端柔性直流供電系統分析、計算和仿真；多端直流供電系統與交流供電系統的相互影響和運行方式，研究多端直流供電系統的控制保護系統架構、電壓、潮流和電能質量控制方法；緊湊型、模塊化換流站設備及其控制保護系統，— 19 — 它們在城市供電中的示范應用。

直流配電網拓撲結構、基本模型、控制保護方案，直流配網仿真模型和技術，直流配電網設計技術，直流配電網換流站關鍵裝備，直流配電網經濟安全指標體系和評估方法，考慮各類分布式電源接入和電動汽車充換電設備與電網互動情況下的直流配電網建設和優化運行方案，直流配電網管理和控制系統，直流配電網示范工程及相關技術、裝臵和系統的有效驗證。

（九）智能電網集成綜合示范

在一個相對獨立的地域范圍，建立一個涵蓋發電、輸電、配電、用電、儲能的智能電網綜合集成示范工程，實現智能電網多個領域技術的綜合測試、實驗和示范，并研究智能電網的可行商業運營模式，形成對未來智能電網形態的整體展示，體現低碳、高效、兼容接入、互動靈活的特點。

智能電網集成綜合示范的技術領域包括： ? 大規模接入間歇式能源并網技術； ? 與電動汽車充電設施協調運行電網技術； ? 大規模儲能系統；

? 高密度多點分布式供能系統； ? 智能配用電系統； ? 用戶與電網的互動技術； ? 智能電網信息及通信技術。

五、保障措施

我國智能電網科技行動既需要關鍵技術的攻關和突破，又需要 — 20 — 示范工程的落實和建設，是一項復雜的系統工程，涉及政策、資金、科技、人才、管理等方面，需要在政府的組織領導下，協調各方面力量共同推進。

加強組織領導，完善管理機制。建立多部門的協調機制，加強各部門之間、電網與發電企業之間、電網與電力用戶之間、國際與國內之間的聯動和協調；設立總體專家組，加強科技行動的頂層設計；結合國家清潔能源發展戰略和規劃的實施，統籌部署智能電網的技術研發和示范應用。

加強技術合作和集成創新，努力營造有利于自主創新的智能電網技術研究開發環境。由國家電網公司和中國南方電網有限責任公司牽頭，組織有關設備制造企業、高等學校、科研機構，建立智能電網產業技術創新戰略聯盟。同時，在有基礎的高等院校、科研機構、企業建立國家重點實驗室和工程中心，在有條件的地區布局產業化基地。加強與國家重大科技專項和相關科技計劃的結合，充分集成現有的創新成果和資源；集成國內優勢科研力量，加強與國家重點工程建設的銜接，依托國家重大工程和清潔能源基地開發，開展智能電網的示范建設。

充分發揮國家高新技術產業開發區、國家級高新技術產業化基地的作用，加快成果產業化，推動創新型產業集群建設工程，圍繞本專項確定的主要目標，合理選擇技術路徑和產業路線，采取有效措施，促進產業集群的形成和創新發展。

第四篇：農村電網規劃

1.農村電網的規劃設計包括下列主要內容：(1)調查和搜集電力網現狀資料，分析存在的問題，明確規劃改造的重點。(2)調查和搜集規劃區內國民經濟各部門發展規劃和人民生活用電的發展變化資料，分區測算用電負荷對近期規劃應逐年列出，而中期及遠期規劃列出規劃總的負荷水平。(3)依據農村的總體現劃及電力負荷的發展，分析規劃的用電水平。(4)分析規劃區內無功電源和無功負荷的情況，進行無功平衡，合理地安排無功電源的位置，確定最經濟的補償容量。

2、農村電網規劃資料搜集的5項基本要求：①能據以進行電力負荷(電量)的測算；②能滿足研究、確定供電方案的要求；③能從所取得的資料進行綜合分析，對負荷測算的可靠性、規劃方案的合理性、實現規劃的可行性進行分析評價；④能據所調查的資料編寫規劃文件和組織規劃文件的內容；⑤能有一個完整的規劃指標體系，有利于規劃資料的不斷完善、積累和補充。

3、農村電網規劃的技術原則（1）電壓等級

我國目前采用的220/110/35/10kV系統與220/110/20kV系統相比，后者在電網損耗和工程造價方面具有明顯的優點。雖然我國已把20kV電壓等級列為標準電壓等級，但是，目前20kV電壓等級的產品很少，況且，220/110/35/10kV系統已形成規模，改造這種系統將要花費巨大的投資、設備、人力，這就為改造110/35/10kv系統為110/20kV的系統增加了因難。然而，從國家的長遠利益來考慮，這種改造是必須的。因此，在進行新建或擴建農村電力網規劃時，應當對20kv電壓等級給以可行性分析

(2)供電半徑：電壓為l10kV的線路，供電半徑應不大于150km；35kV線路的供電半徑應不大于40km；10kV線路的供電半徑應不大于15km；0.4kV線路的供電半徑應不大于0.5km。在供電半徑長和負荷密集的地區，根據“密布點、短半徑”的原則，增加變電所的布點，以縮短供電半徑，從長遠目標考慮，應該每鄉設一座變電所，以保證電壓質量

(3電壓質量。保證各類用戶電壓質量是確定農村電網 允許的最大電壓損失的前提，我國國家標準規定：35kV及以上的供電電壓，其允許偏差值為-10％～ +10％；10kV及以下的三相供電電壓的允許偏差為-7％～+7％；220V單相供電電壓允許偏差為-10％～+7％。

(4)主變壓器、配電變壓器容量比。農村電網主變壓器容量與配電變壓器容量之比宜采用1：2.5；配電變壓器容量與用電設備容量之比宜采用1：(1.5～1.8)。

(5)輸電線路路徑和變電所的所址的選擇。應避開行洪、蓄洪和沼澤、低挖地區，在設計中應采用經過審定的通用設計或典型設計。

4、為了保證供電的可靠性要求，對于農村電網總結出了一系列計算指標，這些指標是：①系統平均停電頻率指標(SAIFI)；②用戶平均停電頻率指標(CAIFI)；③系統平均停電持續時間(SAIDI)；④用戶平均停電持續時間(CSIDI)；⑤平均供電可用度指標(ASAI)；⑥平均不可用度指標(ASUI)。

5、在城市電網規劃導則中，對于供電可靠性曾提出了N－l準則，也稱為供電安全準則，其具體含義是：（1）高壓變電所中失去任何一回進線或一組降壓變壓器時，必須保證向下一級配電網供電。（2）高壓配電網中一條架空線路或一條電纜線路，或變電所中一組降壓變壓器發生故障停運時：1)在正常情況下，除故障段外不停電，并不得發生

電壓過低和設備不允許的過負荷；2)在計劃停運的情況下，又發生故障停運時，允許部分停電，但應在規定時間內恢復供電。3）在低壓電網中，當一臺變壓器或電網發生故障時，允許部分停電，并應盡快地將完好的區段在規定的時間內切換至相鄰電網。

6、農村電力負荷的特點及新特點1有很強的季節性。2地區性。3利用小時少。4排澇負荷對供電的可靠性要求不同。5負荷密度和功率因數低。新特點 ：(1)農業排灌用電增加了新領域。(2)鄉鎮企業用電量顯著增加。(3)負荷隨季節波動幅度減小。(4)農村生活用電不斷提高

7、最大負荷Pmax、最小負荷Pmin以及平均負荷p稱為日負荷曲線的特征值，這3個特征值將日負荷曲線劃分為3個負荷區，最小負荷以下稱為基負荷區，最小負荷與平均負荷之間為腰負荷區，最大負荷與平均負荷之間為峰負荷區。

2、最小負荷與最大負荷的比值，即Pmax／Pmin，稱為日最小負荷率(用β表示)，它反映負荷的變化幅度，其值越小，則變化幅度越大。

3、平均負荷與最大負荷之比，即 p／ Pmax，稱為日平均負荷率(用γ表示)，該值反映日負荷變化的不均勻程度，其值越小，表示日負荷均勻程度越差，設備利用率低。

9、農村電網的灰色預測（會用最小二乘法計算最大，最小值）1白色系統：內部結構及參數已知的系統2黑色系統：內部結構及參數未知的系統3灰色系統：內部結構及參數部分已知

10、電源規劃的步驟：(1)根據規劃縣電力負荷的發展水平、分布及現有發電站和區域電力系統的供電能力進行初步的電力電量平衡，算出規劃期內電力電量余缺情況，以及在規劃年限內需要增加的發電設備總容量或電力系統供電的容量。(2)根據國家的能源政策，結合本地區動力資源情況和現有區域電力系統的分布，提出幾種電源布點方案，進行技術經濟比較。(3)根據推薦的電源布點方案，再進行電力電量平衡，以便按照逐年的負荷發展確定電站裝機容量、進度和變電所的建設規模。在電力電量平衡中，區域電力系統供電方案以電力平衡為主、電量平衡為輔；小電站(火、水)供電方案，均應進行電力電量平衡。(4)在電力電量平衡的基礎上，進行無功電力平衡、確定補償容量、選擇無功電源。

11、電力電量平衡的內容：規劃地區電力電量平衡是地區用電需要與地區發供電能力之間的平衡。其內容包括：確定規劃地區供電綜合最大負荷；發電容量和備用容量，水火電容量的分配；確定本系統逐年裝機以及需要由區域電力系統供給的電力。

13、小水電站聯網運行規劃問題1）．要合理選擇聯網方式：(1)要升壓聯網。(2)要盡可能專線聯網。(3)聯網點最好選擇在變電所或配電所。2）．要正確選用同期裝置；小型水電站常用的并網同期裝置是暗燈法手動準同期。在有條件的地方，尤其是專線聯網，應該選用ZZB系列自動準同期裝置。3）．要重視無功電力電量的平衡。有許多小水電站只注重有功出力，不重視無功電力電量的平衡。殊不知，無功出力不足，不但嚴重影響電壓質量、制約有功出力，而且與大電網結算時，無功電量不足，導致罰款嚴重，大大減少了發電收入。增發無功：

1、增強勵磁

2、提高空載電壓

3、改變變壓器分接頭

4、加設電容器補償 4）．繼電保護要配備恰當(1)應該選用本身帶有保護功能的DWl5型或DZ10、DZ20型自動開關作發電機的主送電開關。禁止使用隔離開關直接送電。(2)短路保

護既要考慮外部短路時主開關的動作電流，還要考慮發電機定子或機端短路時由電網提供短路功率時的主開關動作電流，同時，短路保護的動作不僅要跳開主開關，還應聯鎖滅磁。(3)水電站的繼電保護動作值和動作時限都要與電網的保護相配合，以保證保護的選擇性。(4)要重視甩負荷保護。事故時，發電機主開關跳開瞬間，由于甩負荷會使發電機組飛車，一是出現過電壓使絕緣損壞，二是巨大的離心力會產生機械損壞。對這種情況的抑制，可以增加過電壓保護作用于滅磁，另外，利用主開關輔助觸點 動水阻防止飛車，能收到滿意的效果。

14、小型水電站枯水期柴油發電機組的選配問題1）．機組配套形式(1)20KW以下機組，是否由同一廠家提供，可依實際情況確定。傳動方式可采用三角皮帶、平皮帶。(2)40kW及以上機組，必須由同一生產廠家成套供應，以確保機組質量。傳動方式應采用直接傳動，以提高運行效率。

2)．機組轉速的確定單機容量在250kW以下者，可選用高速柴油機組；單機容量在250～500kW者，應選用中速柴油機組；單機容量在500～800kW者，應選用低速柴油機組。

3)．發電機額定電壓的確定 單機額定容量為320kW及以下的同步發電機，幾乎全部是額定電壓為400V的低壓發電機；而單機額定容量為400、500、630、800kW的同步發電機，既有額定電壓為6300V的高壓發電機，也有額定電壓為400V的低壓發電機。從農村現有經濟條件和承受能力出發，并結合農村現有的技術條件，編者認為，作為枯水期農村小水電供電不足的補充電源的柴油發電機組，當其單機額定容量為630kW及以下時，都應優先選用額定電壓為400V的低壓發電機組 4)．機組額定容量的確定：根據負荷及電網缺電情況，可以確定所需要設置的柴油發電機組總容量和機組的臺數(一般2臺)，然后根據單機容量大小及前面所述的原則，選定柴油發電機的額定轉速。

16、太陽發電系統的優點(1)太陽能的清潔性。(2)太陽能的廣泛性。(3)太陽能的分散性(4)太陽能的間歇性。(5)太陽能電池壽命長

17、小型變電所的優點(1)農村小型化變電所建設占地面積小，僅為常規變電所的1/3左右。(2)基建工程量小、施工方便、周期短。(3)總工程投資減少，僅占常規變電所的2/3左右。(4)延長了設備的檢修周期，改變了原來每年一大修、半年一小修、平時臨修不停的現象。(5)簡化了結線方式。(6)提高了供電可靠性。

18、農村變電所的發展要求。(1)既要滿足農業現代化的需要，又要適合我國的國情，走自己的路。(2)研究新技術和開發研制新設備，要結合農網實踐，做到技術上先進、安全可靠、檢修周期長。(3)農村變電所的總體布局，要注意節省投資、維修方便

19、小型變電所的電氣主接線對35kV和66kV側進線為2回及2回以下時，宜采用橋式接線、線路變壓器組接線或線路分支即T形接線；而10kV側當出線為6回時，可以采用單母線接線，當出線為6回及以上并有兩臺主變壓器時，宜采用分段單母線或簡易分段單母線接線。

20、規劃小型變電所遠動裝置時首先應該考慮的對遠動裝置的三點要求：(1)可靠性(2)實時性(3)經濟性

21、“四遙”小型變電所的功能1遙測：用于模擬信號的采集，如：母線電壓、線路電流、變壓器的有功、無功、頻率采集等；

2、遙信：常用于開關狀態量的采集，如：繼電器觸點閉合或是斷開，開關的位置信號，保護裝置動作信號，調壓變壓器抽頭位置信號；3遙控：常用于斷路器的分合與控制；4遙調：常用于有載調壓變壓器抽頭的升降調節。22、110kV無人值班變電所規劃方案遠動監控和保護分離式系統1)遠動、監控和保護的分離式的配置2）分層、分布結構。分層結構是將系統分為變電所層和間隔層。

23、影響變壓強容量的因素變壓器的負荷狀態、負荷性質、負荷增長情況、地區電價、年損耗小時數、變壓器價格、變壓器的過載能力等，對變壓器最佳容量的確定和對現有變壓器運行狀態的考核均有一定的影響。

24選擇電壓等級應考慮的因素有如下6項：①國家電壓標準；②本網的電壓系列;③簡化電壓等級；④全網經濟效益；⑤設備制造能力；⑥電壓等級的發展。

25、配電網的容載比是指配電網設備的額定容量Se與所供年平均最高有功功率Pmax之比

26、變電容載比分析 220kV：原Rs=1.8～2.0，修改后Rs＝1.6～

1.935～l10kV：原Rs＝2.2～2.5，修改后Rs＝1.8～2.1

27、線路長度與變壓器容量比例的合理配置比例的計算依據有二：一是不同電壓等級電網的允許供電半徑已給定；二是電網允許損失百分率已給定

29、負荷距結論(1)農村配電線路的布局是否合理，對線路的基建投資、年運行費用、電能損耗、導線材料的消耗量以及電壓降等技術經濟因素有很大的關系，而線路的總長度和總負荷矩對以上因素起著決定性的作用。(2)在平原地區按面積均勻分布的農村負荷，變電所內引出6根干線(干線之間互成600角)、供電范圍接近圓形(即按六角形的供電范圍)，有著最好的技術經濟指標(即方案S的布局是最好的)。(3)為了使干線上的電壓降減少，并有較好的經濟效果，支線應在干線同一側的近電源處引出，并與干線成500~800的角度。(4)導線的截面積應按經濟電流密度進行選擇，并按機械強度校驗。(5)上述結論對于干線為分段等截面的情況也是近似適用的。(6)在進行配電線路布局時，按上述原

則，根據具體情況略有變動，仍舊可以收到相當大的技術經濟效果

34、為什么TT系統和TN-C不能并存？在同一低壓網中，若TT系統和TN-C并存，則勢必使保護接地和保護接零兩種防護措施也并存于電網之中，這將會產生嚴重的后果。

35所謂TN-C系統，實際上就是常說的保護接零系統。其目的是：當受電設備的外殼漏電時，正如圖7-7所示，相線經過設備外殼，中性線構成回路，因此，形成單相短路。當設備距電源很近時，線路的阻抗小，單相短路電流很大，繼電保護所動作的開關或熔斷器可迅速地切斷電源

38、提高功率因數的意義1）．改善設備的利用率 2）．提高功率因數可減少電壓損失 3）．減少線路損失4）．提高電力網的傳輸能力

39、低壓無功補償的目標是實現無功的就地平衡。通常采用的方式有三種：隨機補償、隨器補償、跟蹤補償。

第五篇：我國電網發展趨勢研究

印永華：我國電網發展趨勢研究

時間：2010-1-18來源：<電氣時代>

文/印永華 中國電力科學研究院總工程師

我國能源發展面臨兩大挑戰：一是我國一次能源分布和生產力發展水平不均衡，重要的電源基地與負荷中心的距離一般都在800~3000km，需要開發和應用大容量遠距離輸電技術；二是全球氣候變化成為影響能源發展的重要因素，像以前大量開發火電等常規的能源發展模式已經無法滿足要求。

第一大挑戰具體表現在：我國煤炭資源80%以上分布在山西、內蒙古、陜西、新疆、寧夏等西部地區和北部地區；水能資源80%分布在西部地區，包括黃河、金沙江、瀾滄江等。陸地風能資源主要分布在西北、華北北部和東北地區，其中西北地區占50%以上。太陽能的大規模開發主要分布在西部、北部地區；中部和東部地區的能源需求占75%，是負荷中心地區。

第二大挑戰具體表現在：全球應對氣候變化的形勢十分嚴峻，已成為世界政治經濟秩序調整的重要動因。不僅是能源問題，還關系到我國在世界上的地位；在應對氣候變化問題方面，發展中國家面臨的形勢和壓力更為嚴峻，在與發達國家的碳減排博弈中，發展中國家處于劣勢，面臨成本增加，發展步伐減緩的挑戰。我國環境面臨的壓力較大。實施“一特四大”能源發展戰略

為了迎接挑戰，必須實施“一特四大”的能源發展戰略。

“一特”，是規劃建設以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強電網為基礎，利用先進的通信、信息和控制技術，構建以信息化、自動化、互動化為特征的國際領先，自主創新、中國特色的統一堅強智能電網。“四大”就是優先開發大水電、優化發展大火電，合理開發大核電和加快開發大型可再生新能源發電基地。加快特高壓電網建設

為了跟“一特四大”發展戰略相吻合，國家電網公司提出了加快特高壓和堅強智能電網建設。

1.特高壓電網建設進展情況

第一，建成了目前世界上輸送能力最大、代表國際輸變電技術最高水平的交流特高壓輸變電工程。晉東南-河南南陽-湖北荊門交流特高壓輸電試驗示范工程，已于2009年1月6日正式投入運營。

第二，特高壓智能電網。四川向家壩-上海±800kV高壓直流示范工程已全線開工。該工程全長2000km，額定輸送功率640萬kW，最大連續輸送容量720萬kW，比三峽直流輸電工程兩倍還要大，2009年12月開始做工程調試，將于2010年6月建成。

第三，特高壓設備研制取得重大突破。電氣工業制造行業和電網公司兩家是密切配合，在特高壓設備方面取得重大突破，包括世界首臺1000kV，3000MVA特高壓變壓器；電壓等級最高、容量最大的1000kV、960MVar的高壓并聯電抗器；特高壓交流開關設備開斷能力達到世界最高水平。特高壓直流關鍵元件6in晶閘管已研制成功。

第四，特高壓標準化工作居于領先水平。提出的特高壓交流1100kV電壓被國際電工委員會和國際大電網組織推薦為國際標準電壓；國家電網公司向國際電工委員會標準化管理局提出的高壓直流輸電新技術委員會已經成立，已經在北京召開第一次會議。在技術上工程上領先，在標準上才有發言權。

第五，建成了世界上試驗能力最強和技術水平最高的特高壓實驗研究體系，特高壓交流、在武漢和北京昌平的建了直流實驗基地；在西藏海拔4000米以上建了試驗基地；可以對特高壓交流、直流進行試驗；最近還在規劃青海到西藏的直流工程。除了高電壓方面研究以外，對電網的系統研究也很重要，我國建的國家電網仿真中心進行仿真試驗、計算試驗等達到國際領先水平。提供建設依據，為工程設計建設，調度運行提供全方位的技術支持。

2.我國特高壓電網的發展思路

在交流輸電方面，我國已連接華北和華中兩大網，建成華北-華中-華東特高壓同步電網。但還不夠，還要擴大延伸，山西要延伸到陜北，華中地區還要走到武漢、蕪湖，形成華北-華中特高壓核心電網。

然后是西南水電和北方煤電基地采用特高壓交流和直流送至華北-華中-華東同步電網，形成連接各大電源基地和華北華中華東負荷中心的特高壓大電網。

第三是大規模風電群和太陽能電站依靠大電網，與火電等合理配合，打捆外送至負荷中心地區。這也是為什么要搞大電網的原因。

第四是西北、東北和南方電網采用直流輸電方案與華北-華中-華東、西北、東北及南方四個同步電網。

物聯網的好處就是提高了經濟效益。當然電網大了以后，另一個方面就是安全穩定性要求更高。一旦出事故，影響較大，一個事故就會影響一大片地區，因此要做好安全穩定的研究，做好三道防線，保證出現事故后，把事故隔離開在小范圍里，然后逐漸恢復。我國的安全事故現在已經杜絕了全網停運的大規模事故。

現在大家很擔心新能源，風能、太陽能采集之后怎么往外送？跟地面怎么配合？包括火電跟煤電怎么配合？包括電網的調控，風電、太陽能的遙控等，現在都在研究。

2009年整個西北電網已經聯網。為加快特高壓和堅強智能電網建設，目前在特高壓交、直流電網建設方面，四川向家壩-上海特高壓直流輸電工程將于明年6月投運；安徽淮南-上海特高壓交流輸電工程準備工作已就緒；陜北-長沙、錫盟-上海、雅安-南京、蒙西-澭坊特高壓直流等后續工程的前期工作已全面啟動。

加快統一堅強智能電網建設

在對我國能源資源格局、負荷分布特點等開展大量研究基礎上，結合世界能源發展新趨勢以及我國電網發展的實際，立足于服務發電企業、服務用戶、服務社會的基本理念，國家電網公司提出了建設統一堅強智能電網的發展目標。這是應對能源發展挑戰的重大舉措。

1．國外智能電網研究現狀

目前，美國、加拿大、澳大利亞以及歐洲各國都相繼開展了智能電網相關研究，而其中最具代表性的是美國與歐洲。美國電科院EPRI推動的IntelliGrid研究計劃致力于開發智能電網架構。歐洲于2005年成立了歐洲智能電網論壇，2008年9月發布的《歐洲未來電網發展策略》提出了歐洲智能電網的發展重點和路線圖。

在輸電領域，PJM(美國典型的獨立系統運行機構)負責13個州的電網調度運行和電力市場組織，主要從廣域測量技術和高級調度控制中心著手開展智能輸電網研究工作。

在配電和用電領域，開展了大量的智能化實踐，包括智能表計、電壓控制和動態儲能等，提高電網與用戶的互動性，以及風電等新能源的使用率。

美國科羅拉多州的一個9萬人小鎮波爾得(Boulder)從2008年起建設全美第一個“智能電網”城市。其主要技術路線是：構建配電網實時高速雙向通信網絡；建設能夠遠程監控、準實時數據采集和通信，以及優化性能的智能變電站；安裝可編程家庭用戶控制系統；支持小型風電和太陽能發電、混合電力汽車、電池儲能系統等分布式發電儲能技術。

2．國內智能電網研究現狀

在智能電網相關的技術領域已經開展了大量的研究和實踐，為智能電網的發展打下了良好基礎。金融危機以后，美國把新能源開發作為應對金融危機的重要舉措，提出來了智能電網。我國在2009年5月也正式提出智能電網的建設概念和目標，和國外基本上是同等發展。如特高壓輸電，大電網運行控制，高級調度中心，靈活交流輸電技術，SG186信息系統建設，數字化變電站，城鄉電網安全可靠供電，電網環保與節能等。

我國統一堅強智能電網的特點：一是以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強電網為基礎；二是利用先進的通信、信息和控制技術；三是以信息化、自動化、互動化為特征；全面涵蓋發電、輸電、配電、用電環節。

3．智能電網建設分三個階段

第一階段：2009～2010年，為規劃試點階段。重點開展以下工作：智能電網發展規劃編制，現在已經完成；正在制定技術和管理標準；開展關鍵技術研發和設備研制；開展各個環節的試點。

第二階段：201l～2015年，為全面建設階段。重點開展以下工作：加快特高壓電網和城鄉電網建設，為智能電網建設提供可靠基礎；初步形成智能電網運行控制和互動服務體系；關鍵技術和設備研制實現重大突破和廣泛應用。

第三階段：2016～2020年，為引領提升階段。重點開展以下工作：全面建成統一堅強智能電網；電網的資源配置能力、安全水平、運行效率以及電網與電源、用戶之間的互動性顯著提高；在服務清潔能源開發和保障能源供應中發揮重要作用。

4．每個環節的具體目標

(1)發電環節

大規模可再生能源發電出力預測，發電運行控制技術研究；電網接納大規模可再生能源能力及其對電網安全穩定影響等關鍵技術研究，制訂并網技術標準；建立風、光、儲一體化仿真分析平臺。

2009～2011年：建成風電和太陽能發電研究中心，張家口現在已開始建設太陽能和風電研究中心，這是我國太陽能檢測中心，檢測達到標準才可以入網。在新能源發電運行控制、功率預測等方面取得突破。

2012～2015年：風電、太陽能發電等新能源信息化、數字化和自動化技術得到普遍應用。

2016～2020年：所有并網風電場實現風電功率預測；可再生能源有序并網發電，實現協調經濟運行。

(2)輸電環節

全面掌握特高壓交、直流輸電技術，加快特高壓和各級電網建設；開展分析評估診斷與決策技術研究，實現輸電線路狀態評估的智能化；加強線路狀態檢修、全壽命周期管理和智能防災技術研究應用；加強靈活交流輸電技術研究。2009～2011年：加快建設交流特高壓工程；建成±800和±660千伏直流輸電工程；完成750 kV串補、750 kV／l 000 kV可控電抗器、短路電流限制器、新型無功補償裝置研究和工程示范。

2012～2015年：加快華北一華中一華東特高壓電網建設；全面掌握和應用特高壓直流輸電技術；完成特高壓串補和靈活交流輸電裝置關鍵技術開發和應用；實現輸電線路標準化與全壽命周期管理。

2016～2020年：建成以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展為基礎的統一堅強智能電網；電網的資源配置能力、安全水平、運行效率以及電網與電源、用戶之間的互動性顯著提高；在服務清潔能源開發和保障能源供應中發揮重要作用。

(3)變電環節

制定智能變電站和智能裝備技術標準和規范；建設廣域同步信息采集系統；構建綜合測控保護體系；研究各類電源規范接納技術；開展智能設備及設備智能化改造技術研究；轉變檢修模式，實現資產全壽命綜合優化管理。

2009～2011年：制定技術標準規范體系；初步實現信息統一采集；支持大型能源基地、可再生能源規范接入；初步形成基于風險控制檢修模式；完成智能變電站建設及改造試點。

2012～2015年：跨域實時信息初步共享；各類電源的規范接入；實現智能設備對優化調度和運行管理的信息支撐；建立資產全壽命周期管理和檢修工作體系；電網重要樞紐變電站智能化建設和改造。

2016～2020年：樞紐及中心變電站完成智能化建設和改造；超過50％的關鍵變電站實現關鍵設備的智能化；建立面向智能電網和智能化設備的運行管理體系；基本實現基于企業績效管理的設備檢修模式；形成基于狀態的全壽命周期綜合優化管理。

(4)配電環節

建成高效、靈活、合理的配電網絡，具備靈活重構、潮流優化能力和可再生能源接納能力，在發生緊急狀況時支撐主網安全穩定運行；實現集中／分散儲能裝置及分布式電源的兼容接入與統一控制；完成實用性配電自動化系統的全面建設；全面推廣智能配電網示范工程應用成果，配電網主要技術裝備達到國際領先水平。

2009～2011年：研究智能配電網的總體框架和技術發展規劃；開展重點科研項目攻關和試點工程建設；建立智能配電網仿真實驗平臺；智能配電網示范工程建設。

2012～2015年：完善智能配電網技術架構體系；繼續優化完善配電網架；在全面總結試點經驗的基礎上，研究建立智能配電系統的成熟度評估模型和實驗平臺。

2016～2020年：在重點城市建成具有自愈、靈活、可調能力的智能配電網。

(5)用電環節

全面開展智能用戶管理與服務；推廣應用智能電表；實現電網與用戶的雙向互動，提升用戶服務質量，滿足用戶多元化需求；通過智能電網建設推動智能樓宇、智能家電、智能交通等領域技術創新；改變終端用戶用能模式，提高用戶用電效率。

2009～2011年：完成雙向互動關鍵技術研究；開發智能電表等計量裝置；智能電表覆蓋率達30％，用戶超過5000萬戶；電能占終端能源消費比重提高到約2l％。

2012～2015年：智能用戶管理與服務體系基本建成；全面建成用電信息采集系統；智能電表覆蓋率超過80％，用戶超過1．4億戶；電能占終端能源消費比重提高到約23％。

2016～2020年：全面建成智能用戶管理與服務體系；雙向互動服務全面應用；全面建成并完善用戶用電信息采集系統；智能電表覆蓋率達100％；電能占終端能源消費比重提高到約26％。

(6)信息平臺環節

信息是非常重要的基礎手段，要建立堅強智能電網信息體系架構，實現信息高度共享，為發電到用戶的各個應用環節提供安全的信息化平臺支撐；滿足系統協調優化控制、電網企業與用戶問靈活互動的要求；充分利用智能電網多元、海量信息的潛在價值，增強智能分析和科學決策能力；全面建成國家電網資源計劃系統，實現信息化與電網的高度融合。2009～2011年：初步建立智能電網信息和通信體系架構和統一信息模型；開展下一代電力光傳輸網絡、支撐配用電及分布式能源的負荷通信網絡研究與試點；完成“SGl86工程”。

2012～2015年：完善智能電網信息通信架構體系建設和一體化統一信息模型；基本建成國家電網資源計劃系統(SG-ERP)；全面建成堅強智能電網骨干通信網；基本建成適應于配電、用電及分布式能源接入的負荷通信網絡。

2016～2020年：結合信息與通信技術的發展，優化信息與通信應用的融合、統一和集成；實現智能決策，支撐智能電網各環節建設；信息平臺整體達到國際領先水平。

結束語

加快推進“一特四大”能源發展戰略，滿足社會經濟發展要求。

加強清潔能源相關技術研發，促進清潔能源在發電能源中比重的提高，積極應對減排壓力。

以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強電網為基礎，加快智能電網建設，推進大規模清潔能源開發和并網技術研究，提高電網對能源資源的優化配置能力。