堅強智能電網綜合研究報告國網公司(編輯修改稿)

　

【文章內容簡介】 成具有自愈、靈活、可調能力的智能配電網，電動汽車充電站達到萬座規模；雙向互動服務得到推廣，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%；全面建成公司系統省級以上一體化智能調度體系；進一步強化和優化通信網絡，全面建成 SGERP 系統，信息化平臺整體達到國際領先水平。4 發展路線 發展思路和原則堅強智能電網發展思路是，從中國國情出發，以社會用戶服務需求為導向，以先進信息、通信和控制技術為手段，以滿足經濟社會可持續發展為目標，以堅強網架為基礎，以信息平臺為支撐，實現“電力流、信息流、業務流”的高度一體化融合，構建貫穿發電、線路、變電、配電、用電服務和調度全部環節和全電壓等級的電網可持續發展體系。建設堅強智能電網，必須把握以下基本原則：一是堅持統籌規劃、統一標準、分步實施、試點先行、整體推進；二是堅持以發展為主線，加快建設以特高壓為骨干網架、各級電網協調發展的堅強電網；三是堅持突出體系建設，以通信信息為平臺，以調度為協調運作中心，各環節相互銜接、整體推進。 發電環節 發展基礎近年來，我國發電裝機規?？焖僭鲩L，發電設備裝備水平明顯改善，新能源發電發展迅速。國家電網公司深入開展機網協調技術研究，并對大規模可再生能源發電運行控制、發電出力預測、電網接納能力、對電網安全穩定影響等關鍵技術開展了研究。制訂了風電等新能源并網技術標準，研究開發了風電功率預測示范系統。 我國電源結構以火電為主，水電、抽水蓄能、燃氣發電等快速調節電源不足。隨著可再生能源的加快發展，電網調峰調頻的矛盾愈加突出；抑制電力系統低頻振蕩、發電機次同步振蕩及諧振的技術需要進一步研究；風電運行控制技術尚不能滿足大規模接入電網要求；光伏發電控制及并網技術處于起步階段；抽水蓄能規模總量偏小。 發展目標以“ 一特四大” 發展戰 略為導向，引導電 源集約化發展，協調推進大煤電、大水電、大核電和大可再生能源基地的開發；強化機網協調，提高電力系統安全運行水平；實施節能發電調度，提高常規電源的利用效率；優化電源結構和電網結構，促進大規模風電、光伏等新能源的科學合理利用。2022～2022年，適應大煤電、大水電、大核電和大可再生能源基地的開發穩步推進的需要，廣泛開展機組勵磁、調速、PSS等參數實測工作，實現基于實測參數的統一模型管理；風電、太陽能等新能源發電運行控制和功率預測技術取得突破；電網接入風電規模達3500萬千瓦、光伏發電200萬千瓦、抽水蓄能1900萬千瓦；實現抑制發電機次同步振蕩（諧振）技術的推廣應用；開展節能發電調度試點。2022～2022 年，實現大型常規機組主要設備工況在線監測，實施并網機組旋轉備用的分區動態管理，提高機組運行的可控性和經濟性；風電、太陽能等新能源發電功率預測和運行控制技術全面推廣；電網接入風電規模超過 6000 萬千瓦、光伏發電480 萬千瓦、抽水蓄能 2900 萬千瓦；推廣節能發電調度。2022～2020 年，常規機組快速調節和深度調峰等靈活運行技術得到廣泛應用，運行靈活性顯著提升；新能源有序并網發電，大容量儲能技術推廣應用并與電力系統協調經濟運行；電網接入風電規模超過 1 億千瓦、光伏發電 1000 萬千瓦、抽水蓄能3200 萬千瓦；全面實現節能發電調度。 技術路線以國家能源發展戰略為導向，自主創新與引進吸收相結合，深入研究火電、水電、核電、燃氣機組等電源的運行控制特性和機網協調技術；依托國家風電技術與檢測研究中心、太陽能發電技術與檢測研究中心建設等重點工程，加快新能源發電及其并網運行控制技術研究，重點開展風電機組功率預測和動態建模、低電壓穿越和有功無功控制、常規機組快速調節等技術研究；開展發電機組深度調峰技術研究；適應間歇式電源快速發展需要，推動大容量儲能技術研究；加快抽水蓄能電站建設，以 300MW抽水蓄能機組國產化為契機，進一步提升蓄能機組調節速度和能力。 重點工程建設風力發電技術研究中心。在中國電科院建設國家風電技術與檢測研究中心。加強風電功率預測和并網運行控制技術研究，滿足我國大規模風力發電接入的實際需要。建設太陽能發電技術研究中心。在國網電科院建設國家太陽能發電技術與檢測研究中心。加強太陽能發電功率預測和并網運行控制技術研究，滿足我國大規模太陽能發電接入的實際需要。節能發電調度體系和關鍵技術應用。加快節能發電調度相關關鍵技術的研究與推廣應用，落實國家節能減排政策，在滿足電力系統安全的前提下，優先使用可再生能源，促進火電機組的節能減排，實現科學環?？沙掷m發展。抽水蓄能重點工程建設。根據特高壓電網建設規劃和新能源快速發展需要，結合抽水蓄能電源建設規劃，加快重點工程建設。大容量儲能示范工程建設。開展鈉硫電池、液流電池、超導儲能裝置集成技術和成套技術的研究及試點工作，加快儲能技術的產業化進程。開展兆瓦級和 10 兆瓦級儲能系統在可再生能源柔性接入電網中的示范應用。 線路環節 發展基礎輸電線路是電力輸送的物理通道，同時也是電力通訊保障的重要載體。近年來，公司加快建設以特高壓為骨干網架、各級電網協調發展的堅強電網，在輸電線路建設和生產管理方面取得了一系列重大技術成果，并得到廣泛應用。全面掌握了特高壓輸電核心技術，研制了代表世界最高水平的全套特高壓交流設備，特高壓試驗示范工程成功投運；加快實施線路標準化建設，推廣“兩型三新 ”輸電線 路應用；開展輸電線 路狀態檢修、在線監測等重大技術研究，提升線路安全運行水平；積極采用大截面導線、鋼管塔等新技術、新材料、新工藝；可控串補（TCSC）、靜止無功補償器（SVC）等靈活交流輸電技術在 500 千伏及以下電壓等級輸電系統中開展示范應用；傳統直流輸電技術廣泛應用，向家壩～上海特高壓直流輸電示范工程建設進展順利。與國外先進水平相比，我國線路規劃、設計、建設、運行等全過程技術和管理標準化存在差異；運行維護與裝備管理較為粗放，線路巡視檢測、評估診斷與輔助決策的技術手段和模型不夠完善；對線路運行狀態、氣象與環境監測面不夠；750 千伏及以上電壓等級的靈活交流輸電技術有待突破。 發展目標以國家電網規劃為指導，加快建設以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強國家電網；集成應用新技術、新材料、新工藝；實現勘測數字化、設計可視化、移交電子化、運行狀態化、信息標準化和應用網絡化；全面實施輸電線路狀態檢修和全壽命周期管理；廣泛采用靈活交流輸電技術，提高線路輸送能力和電壓、潮流控制的靈活性，技術和裝備全面達到國際領先水平。2022～2022 年，加快特高壓和各級電網建設。 “三華” 同步電網“ 兩 縱兩橫 ”特高壓 網絡架構初步形成； 110 千伏及以上線路超過 70 萬公里，其中特高壓交流線路 萬公里；電網優化配置資源能力超過 億千瓦，其中特高壓電網超過 4000 萬千瓦；同塔多回、緊湊型線路等先進適用技術得到大規模應用；推廣靈活輸電技術應用，特高壓直流輸電核心技術方面達到國際領先水平。2022～2022 年，完善特高壓建設標準體系，全面建設特高壓交直流輸變電工程?；窘ǔ梢蕴馗邏弘娋W為骨干網架、各級電網協調發展的堅強國家電網；110 千伏及以上線路超過 100萬公里，其中特高壓交流線路 萬公里；電網優化配置資源能力超過 億千瓦，其中特高壓電網超過 億千瓦；靈活輸電技術全面推廣應用，關鍵技術和裝備達到國際領先水平；特高壓串聯補償器和靜止同步串聯補償器（SSSC）關鍵技術實現示范應用；全面實施線路狀態檢修和全壽命周期管理。2022～2020 年，全面建成以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強國家電網；110 千伏及以上線路超過 130 萬公里，其中特高壓交流線路超過 萬公里；電網優化配置資源能力超過 4 億千瓦，其中特高壓電網超過 3 億千瓦；特高壓及FACTS 技 術和裝備全面達到國際領先水平；統一潮流控制器（UPFC）關 鍵技術實現 示范應用。 技術路線全面掌握特高壓交直流輸電技術，形成特高壓建設標準體系，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；建立輸電線路建設與運行的一體化信息平臺，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。 重點工程特高壓后續交直流工程建設。2022 年前，加快建設淮南～上海、陜北～長沙、錫盟～上海、蒙西～濰坊等交流特高壓工程，建成向家壩～上海177。800 千伏特高壓和寧東～山東177。660 千伏直流工程。2022 年前，建成錦屏～蘇南、寧東～浙江、溪洛渡～浙西、酒泉～泰州等特高壓直流工程，加快建設堅強特高壓電網?？鐓^聯網工程建設。建成河西走廊 750 千伏通道，實現新疆與西北主網聯網、西藏與青海聯網運行。開展特高壓可控電抗器等關鍵技術研發并示范應用。完成750 千伏串補、750 千伏/1000 千伏可控電抗器（CSR）、500 千伏電網短路電流限制器（FCL）、移動式百兆乏級 STATCOM 研究和工程示范。推廣應用同塔多回、串補、SVC 等先進適用輸電技術。建成適應智能化 FACTS 設備通用控制保護平臺，并應用于示范工程。完成特高壓串聯補償器、統一潮流控制器（UPFC）的關鍵技術開發和示范應用。全面實施線路狀態檢修和全壽命周期管理。實現基于航測和衛星定位等線路數字化、可視化設計。集成應用新技術、新材料、新工藝，實現線路功能可靠、節約環保、狀態可見、運行靈活。提升線路輸電能力、節約占地和投資，全壽命周期性能和指標達到最優。建立線路綜合防災和安全保障信息共享機制和技術平臺。實現對線路影響較大的冰凍雨雪、地震、臺風、洪水、山體滑坡、雷暴等自然災害信息的監測、分析、預報，實現線路仿真、災害預警和應急演練分析，提高線路綜合防災和安全保障能力。 變電環節 發展基礎我國在變電站自動化領域已居國際先進水平，具有自主知識產權的變電站自動化系統和設備完全實現了國產化。新建站均配備了變電站綜合自動化系統，大部分老站通過技改進行了變電站綜合自動化改造。部分網省公司的 110 千伏及以上變電站無人值班率達到 85%以上。數字化變電站技術在工程化和實用化方面走在世界前列，已在 200 多座變電站開展試驗示范工作。設備狀態監測覆蓋面逐步增大，可靠性水平和檢修效率顯著提高，初步構建起資產全壽命周期管理體系。按照堅強智能電網要求，目前變電站自動化系統信息共享程度較低，綜合利用效能還未充分發揮；設備檢修模式較為落后，需要加快由定期檢修向狀態檢修過渡；一次裝備的智能化技術水平有待提高。 發展目標設備信息和運行維護策略與電力調度全面互動，實現基于狀態的全壽命周期綜合優化管理；樞紐及中心變電站全面建成或改造成為智能化變電站；實現電網運行數據的全面采集和實時共享，支撐電網實時控制、智能調節和各類高級應用，保障各級電網安全穩定運行。2022～2022 年，加快特高壓和各級電網建設，推廣靈活輸電技術應用。110 千伏及以上變電容量達 28 億千伏安，其中特高壓交流變電站 21 座、變電容量 億千伏安；制定數字化/智能化變電站、智能設備技術標準規范體系；初步實現電網運行數據的統一采集；支持大型能源基地、可再生能源規范接入；初步形成基于變電設備故障診斷和自診斷評估體系的風險控制檢修模式；建立公司資產全壽命周期管理體系；完成智能變電站建設及改造試點工程。2022～2022 年，形成完善成熟的特高壓建設標準體系，全面建設特高壓交直流輸變電工程。110 千伏及以上變電容量達47 億千伏安，其中特高壓交流變電站 48 座、變電容量超過 3 億千伏安；初步實現變電站站間、區域內、跨區域實時信息集成共享；在電網重要區域內開展樞紐變電站智能化建設和改造；實現各類電源的規范接入，滿足各類用戶多樣化需求；加強智能化設備對電網優化調度和運行管理的信息支撐功能；進一步優化設備檢修策略，形成圍繞資產全壽命周期管理的設備運行、檢修工作體系。2022～2020 年，全面建成以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強國家電網；110 千伏及以上變電容量達 79億千伏安，其中特高壓交流變電站 60 座、變電容量約 億千伏安；樞紐及中心變電站完成智能化建設和改造，超過 50%的關鍵變電站實現全站設備的智能化；建立面向智能電網和智能化設備的設備運行管理體系；基本實現基于企業績效管理的設備檢修模式，初步形成基于狀態的全壽命周期綜合優化管理。 技術路線制定智能變電站和智能裝備的技術標準和規范；實現電網運行信息完整準確和及時一致的可靠采集，開展基礎信息統一信息建模及工程實施技術研究，構建就地、區域、廣域綜合測控保護體系；研究各類電源規范接納技術，滿足各類用戶的多樣化服務需求；完善智能設備的自診斷和狀態預警能力；完善設備檢修模式，開展資產全壽命周期管理。 重點工程制定智能變電站及裝備標準規范。提出智能變電站的架構和技術體系，制定相應的標準和規范，指導智能變電站建設和老站改造，規范設計、建設、驗收、運行維護和試驗。提出符合智能電網技術要求的智能化設備的技術標準體系，規范智能化設備的研究開發和常規裝備的智能化改造工作。實施智能變電站建設。建設智能電網全景信息采集系統，開展基礎信息統一建模技術研究，構建就地、區域、廣域綜合測控保護體系，研究各類電源及用戶的接入、退出、保護及隔離技術，開展變電站智能化改造和智能變電站建設工作。智能裝備研發及裝備智能化改造。聯合并帶動相關產業部門，整體提升我國電網智能裝備技術水平，實現電網靈活優化