国家电网公司“十二五”智能化规划国家电网公司“十二五”电网发展规划专项规划之四国家电网公司“十二五”电网智能化规划二〇一〇年九月前言当前，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[2010]815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。
目录前言 (I)1 规划编制依据 (1)1.1规划范围 (1)1.2规划水平年 (1)1.3规划基础 (1)2 电网智能化基础 (2)2.1 电网基本情况 (2)2.2 电网智能化发展基础及建设实践 (3)3 规划指导思想、规划原则和总体目标 (20)3.1指导思想 (20)3.2规划原则 (20)3.3 “十二五”发展目标 (22)4 发电智能化建设方案 (27)4.1 发展目标 (27)4.2 重点项目及投资估算 (27)5 输电智能化建设方案 (37)5.1 发展目标 (37)5.2 重点项目及投资估算 (38)6 变电智能化建设方案 (51)6.1 发展目标 (51)6.2 重点项目及投资估算 (52)7 配电智能化建设方案 (60)7.1 发展目标 (60)7.2 重点项目及投资估算 (61)8 用电智能化建设方案 (71)8.1 发展目标 (71)8.2 重点项目及投资估算 (72)9 调度智能化建设方案 (83)9.1 发展目标 (83)9.2 重点项目及投资估算 (84)10 通信信息平台 (92)10.1 发展目标 (92)10.2 重点项目及投资估算 (93)11 标准体系建设 (112)12 关键设备（系统）研制 (117)13 “十二五”电网智能化投资估算 (121)13.1投资估算 (121)13.2 投资分析 (122)14 “十三五”电网智能化发展展望 (124)14.1发电环节 (124)14.2输电环节 (124)14.3变电环节 (125)14.4配电环节 (125)14.5用电环节 (126)14.6调度环节 (126)14.7通信信息平台 (126)15 保障措施和政策建议 (128)附表1 智能电网技术标准体系及制定规划汇总表 (131)附表2 关键设备（系统）研制规划 (148)1 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（2009~2020）》（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（A VC）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。