中国坚强智能电网专项研究报告输变电环节

1、中国坚强智能电网专项研究报告中国坚强智能电网专项研究报告输变电环节（终稿）输变电环节（终稿）国家电网公司生产技术部国家电网公司生产技术部二二二二二二二二二二年一月二十二日二二年一月二十二日目目 录录1. 智能智能电电网网输变电环节发输变电环节发展展现现状状 .11.1. 已开展的相关工作 .11.2. 目前存在的主要问题 .31.3. 与国际水平相比存在的差距.61.4. 正在开展的研究、试点和实践工作进展.81.5. 技术装备水平.102. 智能智能电电网网输变电环节发输变电环节发展目展目标标 .132.1. 智能输变电的总体目标 .132.2. 第一阶段（20092011 年）.142.3

2、. 第二阶段（20122015 年）.162.4. 第三阶段（20162020 年）.193. 智能智能电电网网输变电环节输变电环节技技术术路路线线 .203.1. 总体技术路线.203.2. 第一阶段技术路线和研发计划.213.3. 第二阶段技术路线和研发计划.243.4. 第三阶段技术路线和研发计划.284. 智能智能电电网网输变电环节输变电环节主要任主要任务务和重点工程和重点工程.294.1. 主要发展任务和重点工程 .294.2. 工程建设、技术研发、项目实施和试点推广具体方案.355. 智能智能输变电输变电建建设设的效益分析的效益分析.365.1. 电网技术改造分阶段投资 .365.

3、2. 研发、试点、推广及建设等方面的分阶段投资 .375.3. 本环节的预期效益 .386. 相关建相关建议议.3911.1. 智能电网输变电环节发展现状智能电网输变电环节发展现状1.1. 已开展的相关工作已开展的相关工作1.1.1.全面开展电网技术改造为全面落实公司“十一五”电网发展规划，实现建设“一强三优”现代公司的发展战略，解决由于电网建设和改造长期滞后，现有电网网架薄弱，输送能力受限，设备健康水平偏低，安全经济运行水平低等问题，2006 年，刘振亚总经理提出了采取多种方式加强电网技术改造，促进电网发展方式转变的工作思路。公司明确了将基本建设和电网技术改造作为推动电网发展的两个轮子，相互

4、协调，同步推进，以国家电网的科学发展促进经济社会又好又快发展的基本原则，组织编制了“十一五”电网技术改造规划，确定了“十一五”期间“三提高、一降低”的工作目标。经过三年的努力，电网技术改造工作已取得初步成果，电网稳定水平、输送能力、设备健康水平得到明显提高，节能降耗工作得到显著进展。1.1.2.全面规范开展设备状态检修公司自 2006 年初开始着手统一开展状态检修相关研究工作，2007 年编制完成了国家电网公司输变电设备状态检修管理规定、 国家电网公司输变电设备状态检修试验规程等核心文件，状态检修规章制度和技术标准体系初步建立。2008 年，公司总部组织九家网、省公司率先开展了状态检修2工作试

5、点，设备运行可靠性水平和检修工作效率显著提高，取得了良好的成效。1.1.3.开展资产全寿命周期管理工作研究为进一步提升公司管理水平，促进公司科学发展，实现“一强三优”现代公司战略目标，2008 年，公司全面启动了资产全寿命周期管理工作。刘振亚总经理明确指出， “在公司系统开展资产全寿命周期管理，是深入落实四化要求、加快推进两个转变，带动公司全局工作的牛鼻子”。资产资产全寿命周期管理是以全寿命周期管理是以资产资产作作为为研究研究对对象，从系象，从系统统的的整体目整体目标标出出发发， ，统统筹考筹考虑资产虑资产的的规规划、划、设计设计、采、采购购、建、建设设、运、运行、行、检检修、技改、修、技改、

6、报废报废的全的全过过程，在程，在满满足安全、效能的前提下足安全、效能的前提下追求追求资产资产全寿命周期成本最全寿命周期成本最优优， ，实现实现系系统优统优化的科学方法。化的科学方法。在大量调研的基础上，借鉴国内外先进管理理论和方法，公司于 2008 年 11 月组织编制完成了资产全寿命周期管理框架体系，明确了公司资产全寿命周期管理总体目标、工作流程和管理方法，建立了总体框架、实施体系和评估改进体系，确定了评估指标体系、评估流程和评估模型的构建思路，并制订了详细的分步实施方案。1.1.4.全面开展变电站综合自动化建设从上世纪八十年代以来，随着电网的快速发展，输变电系统自动化水平得到了大幅度的提升

7、。在计算机技术的不断进步，变电站远动终端、就地监控、故障录波等装置微机化3的基础上，统一考虑变电站二次回路各种功能的变电站综合自动化系统一直在不断的升级和完善，目前变电站综合自动化的应用范围正在不断扩大，无人值班变电站比例不断提高，部分省公司 110kV 及以上无人值班变电站比例超过 85%，数字化变电站、设备在线状态监测等技术也得到一定程度的应用，在提高电网运行效率、降低运维成本和提升电网自动化水平等方面发挥了积极作用。1.2. 目前存在的主要目前存在的主要问题问题1.2.1.电网结构仍然薄弱，设备装备水平和健康水平仍不能满足建设坚强电网的要求。近年来，随着电网建设、改造力度的不断加大，特别

8、是1000kV 特高压试验示范工程的顺利投产运行，国家电网得到极大加强，电网发展进入了以特高压电网为标志的新的阶段。但是，由于长期以来电网建设、改造投入严重不足，电网网架结构薄弱，设备装备水平不适应大电网发展要求的情况依然存在。至 2008 年底，公司系统电网各电压等级仍有不满足运行要求输电线路 11.5 万公里，变压器 1.1 亿千伏安，断路器 4.19 万台，主要高低压电磁环网 71 处，电网网架薄弱、设备健康水平偏低、资源大范围优化配置能力不强等问题依然突出。41.2.2.变电站自动化技术尚不成熟通过多年的努力，输变电系统自动化水平大幅度提高，具备了对输变电系统和设备进行监测、控制的能力

9、，但在实际运行中，部分变电站综合自动化系统功能还存在实用性差，缺陷率高，不能实现真正的无人值班等突出问题。主要表现在：（1）缺乏完整的技术标准体系。目前变电站综合自动化缺乏统一的设计标准体系，尚需建立包括技术标准、自动化系统模式、管理标准等完善的技术标准和规范体系。（2）自动化设备制造水平仍然偏低。目前在变电站综合自动化系统选型当中存在着诸如所选系统功能不够全面，产品质量不过关，系统性能指标达不到要求等情况。实际运行中存在故障率偏高，数据采集准确性较差，控制可靠性偏低等问题。（3）产品接口标准不统一，系统开放性不足。目前在运变电站综合自动化产品缺乏统一的信息交互接口，变电站和调度中心、站内局域

10、网、电能计量的信息传输规约不统一，导致设备之间接口困难，设备的互换性、互操作性和新技术的包容性较差，不能满足“即插即用”的要求。1.2.3.数字化变电站技术、运行和管理体系尚不完善目前数字化变电站研究、建设工作尚处在起步阶段，重5点工作主要集中在智能化开关设备、光电互感器、设备状态在线检测等技术与设备的研究开发，尚不具备大范围推广应用的基本条件。主要问题表现在:（1）数字化变电站没有相应的设计规范、验收规范、装置检验规程、计量检定规程、运行规范等，需在实践中不断研究、摸索、制定。（2）数字化变电站技术尚不成熟，在数字化设备检测装置、一体化信息平台开发等方面还存在不足之处。（3）数字化变电站的投

11、产，使得原有的检验手段已不能满足现场检验的需要，需要研究新的检测方法，配置相应的检测仪器。（4）数字化变电站与传统变电站的差异导致在维护界限、人员分工等方面需重新划分。1.2.4.设备检修方式较为落后目前，设备检修模式正处于由定期检修向状态检修的过渡阶段，公司系统大部分单位设备检修还在采用定期检修和故障检修相结合的模式。定期检修模式主要存在以下缺点：（1）没有考虑设备的实际状况，单纯按规定的周期开展设备预防性试验和检修，存在“小病大治，无病也治”的盲目现象。（2）随着电网规模迅速发展，定期检修工作量剧增，检修6人员紧缺问题日益突出。（3）近年来设备装备水平和制造质量大幅提升，早期制定的设备检修

12、、试验规程滞后于装备水平的进步。1.2.5.设备状态评价工作刚刚起步随着状态检修工作的稳步推进，各单位对设备状态检修理念的理解逐步深入，但对设备的状态监检测和评价等技术仍然存在不足，具体体现在：（1）目前在线监测在手段、方法上还不成熟。设备在线监检测尚未形成统一标准和技术规范，监检测数据的可靠性不足，在线监测设备现场维护、校验困难，应用限制较大。（2）在线设备状态自动诊断技术缺乏。目前，部分设备已经具备在线监检测的条件，并积累了大量的在线数据，但尚缺少基于在线数据的设备状态自动诊断技术，制约了在线数据对设备状态诊断作用的发挥。1.3. 与国与国际际水平相比存在的差距水平相比存在的差距1.3.1

13、.变电站自动化和数字化水平国外变电站自动化系统在建设开发之初就十分注重变电站综合自动化技术标准的制定与协调。欧美等发达国家变电站的远程监控可靠性和实用性均高于国内，在电网运行中，相关技术手段高度依赖变电站的遥测、遥信信息，设备的遥7控、遥调应用已趋常规化，西欧，北美，日本等发达国家的绝大多数变电站，包括许多 500kV，380kV 的变电站也都已实现无人值班，所有 225/20kV 变电站都由调度中心集中控制，调度中心可掌握所有 225/20kV 变电站及 20kV 主网络运行状况，当电网发生事故时，调度中心可以直接进行必要的处理，使受停电影响的用户迅速恢复供电。与此相比，国内尚未形成变电站综

14、合自动化统一的技术标准体系，大部分网省公司变电站无人值班比例相对较低，变电站运行信息采集传输的准确性不足，设备远程控制可靠性较差。国际上数字化变电站的研究已从实验室阶段进入实际工程应用阶段，国内一些省市已经在部分变电站或部分设备上开始进行数字化变电站的应用尝试，但多数数字化变电站都是局部数字化，如仅在过程层采用电子式互感器，或仅在站控层采用 IEC6185O 标准等，距实现真正的数字化尚有一定距离。1.3.2.设备检修模式在北美、西欧、澳大利亚、新加坡等发达国家，电网设备检修已经历了状态检修、可靠性检修、风险控制检修等检修模式，进入到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

15、行可靠性水平、节约检修费用、提高企业绩效发挥了重要作用。8公司系统状态检修工作刚刚起步，尚在推进过程中，在较短的时间内，已在多个网省公司推广应用，取得了较好的效果，但全面开展并取得长期广泛的时效还需要一段较长的摸索、调整和适应的过程。1.3.3.设备状态自动诊断技术智能化设备技术中，一次设备状态参量的检测技术是基础。欧美等发达国家针对关键一次设备的智能检测装置已很多，如 IDD（智能诊断装置）技术、开关设备的选相操动技术等，已得到一定程度的应用，并有许多成功预报设备故障的范例。近年来，随着传感器技术的快速发展，欧美澳日等国在智能诊断装置研究和应用方面明显加快。国内在一次设备状态参量的检测方面也

16、取得了较好的成果，在小电流高精度传感器、油中溶解气体检测等方面，达到国际先进或领先水平，并在国内有较为广泛的应用。但总体而言，国内重检测、轻诊断，在其他新型传感器的研制领域也落后于欧美等国家。1.4. 正在开展的研究、正在开展的研究、试试点和点和实实践工作践工作进进展展1.4.1.电网技术改造工作持续开展按照“十一五”电网技术改造规划，公司近年来持续加大电网技术改造投入，消除了大量电网薄弱环节，设备健康水9平得到有效提升。20062008 年，电网技术改造投入资金982.69 亿元，完成技改项目 18552 项，累计改造输电线路4.71 万公里，变电容量 6274 万千伏安，断路器 26667

17、 台，改造二次、营销、信息等系统超过 30 万套；实现提高各级电网输送能力 8549 万千瓦，打开各级电磁环网 24 处，改造高耗能变压器 1267 万千伏安，累计节省电量约 4 亿千瓦时。1.4.2.全面推进设备状态检修2009 年，刘振亚总经理在公司一届四次职代会暨 2009年工作会议上提出了“全面开展输变电设备状态检修”的工作要求。为落实会议精神，总部制定了全面推进状态检修工作开展的工作目标，在 2009 年底前，以 110 千伏及以上电压等级输电线路、变压器、断路器设备为重点，基本完成状态检修在公司系统的全面推进工作，使公司系统整体具备开展状态检修工作条件，设备检修工作逐步过渡到以状态

18、检修为主的管理模式。1.4.3.开展设备全寿命周期管理研究2009 年，在资产全寿命周期管理框架体系指导下，公司采取“试点先行、逐步推广”的方式，针对性地开展一系列重点攻关工作，确定并启动了资产管理评价指标体系和评价方法、管理流程优化等 14 项关键研究课题，开展了资产帐、卡、物统一联动、资产管理全周期成本定额体系等 10 项重点10工作，初步构建起了资产全寿命周期管理体系，全面推进资产管理工作的开展。1.4.4.数字化变电站建设近年来，随着数字化技术的不断进步和 IEC61850 标准在国内的推广应用，在公司统一组织开展的六次互操作试验基础上，变电站二次系统已发生重大技术变革，数字化变电站试

19、点建设在国内迅速推进，至今已有数十个数字化变电站相继投运，在数字化变电站的网络规划、通信规约、二次系统设计等方面取得了宝贵的经验。1.4.5.设备状态在线监检测目前，基础较好的网省公司设备状态的在线监检测覆盖面逐步增大，相关应用技术不断进步，设备开发种类不断丰富，数据处理手段逐渐增强。如华北电网公司部分关键设备在线状态信息的采集、传输和保存已纳入统一的设备管理系统，可供进一步汇总和智能化分析使用。1.5. 技技术术装装备备水平水平1.5.1.公司输变电系统现状（ （1 1）特高）特高压试验压试验示范示范线线路路顺顺利投利投产产。 。晋东南-南阳-荆门 1000kV 特高压交流试验示范工程的11

20、顺利投产运行，标志着我国电网已经进入了以特高压电网为标志的崭新的发展时期。1000kV 特高压交流试验示范工程联接华北和华中电网，线路全长 640km，变电容量 30002MVA，是目前世界上运行电压最高、输送能力最大、代表国际输变电技术最高水平的输电工程。特高压交流试验示范工程的成功投运和安全稳定运行，是我国在特高压输电领域从理论到实践的跨越，在远距离、大容量、低损耗的特高压核心技术和设备国产化上取得的重大突破。特高压电网的建设与发展，是从根本上增强电网结构的战略部署，是实现坚强的全国互联电网的必由之路。（ （2 2） ）电电网网设备设备装装备备水平明水平明显显提高。提高。随着科技进步和电网

21、的快速发展，主要输变电设备的技术水平也有了长足的进步。目前，公司系统 1000kV、750kV设备运行稳定，500kV 等级 1000、1200MVA 大容量变压器普遍使用，断路器无油化率达到 95，继电保护微机化率达到 94，高压直流输电、串联补偿装置、静态补偿装置、可控并联电抗器等大量新设备得到广泛应用，电网设备整体装备水平和技术含量明显提高。（ （3 3）公司系）公司系统变电设备统变电设备装装备备水平。水平。截止 2008 年底，公司系统 66kV 及以上电压等级变电站共 10969 座，主变压器台数为 20831 台，容量合计1699216MVA。其中，750kV 变电站 6 座（含开

22、关站 2 座），变压12器 12 台，容量 6600MVA；500kV 变电站 277 座，变压器 1427台，容量 410269MVA；330kV 变电站 94 座，变压器 192 台，容量 44053MVA；220kV 变电站 2268 座，变压器 4292 台，容量643247MVA；110kV 变电站 7346 座，变压器 13097 台，容量533764MVA；66kV 变电站 981 座，变压器 1743 台，容量40882MVA；35kV 变电站 6948 座，变压器 12104 台，容量107785MVA。（ （4 4）公司系）公司系统输电设备统输电设备装装备备水平。水平。截止

23、 2008 年底，国家电网公司共拥有 66kV 及以上架空输电线路 23365 条，总计长度 501686km。其中，750kV 线路5 条，825.88km；500kV 线路 879 条，74778.2km；500kV 直流线路 4 条，3894km；330kV 线路 256 条，16551.3km；220kV 线路 6320 条，174856.7km；110kV 线路 13945 条，202498.4km；66kV 线路 1956 条，28281.1km。1.5.2.输变电输变电系统自动化、数字化水平目前，国内 110（66）kV 及以上变电站基本实现了以“遥测”、 “遥信”、 “遥控”、

24、 “遥调”的四遥功能，部分网省公司 220kV以上变电站无人值班比例达到 85%以上。输变电系统已具备了对电网运行状态、设备运行状态的进行实时在线监测和控制的能力。近年来，PMU（相量测量单元）、WAMS（广域测量系统）、设备在线监测、数字变电站等先进技术手段不断成熟，13在输变电系统中得到不断应用，输变电系统可监测、可控制水平得到了进一步提升，电网监测、控制逐步实现了由静态监测向动态监测、实时控制的过度。目前国内已具备生产全套数字化变电站所需二次设备的能力。截止 2006 年底，公司先后组织了 6 次站控系统及设备的 IEC61850 互操作试验，极大地促进了国内产品的发展和成型。在这些工作

25、的推动下，我国已成功研制了基于IEC61850 的数字化变电站自动化控制系统，并在北京 500kV顺义变、湖北宜昌 220kV 猇亭变、苏州 220kV 虎丘变等变电站投入运行，积累了丰富的现场运行经验。2.2. 智能电网输变电环节发展目标智能电网输变电环节发展目标2.1. 智能智能输变电输变电的的总总体目体目标标输变电系统是坚强电网的基础，是连接发电、配电和用电等环节的纽带，具有至关重要的作用。智能输变电系统以坚强电网为依托，以先进的信息化、自动化和管理技术为基础，灵活、高效、可靠地满足发电、用电对电网提出的各种变化的要求，达到提高电网安全性、可靠性、灵活性和资源优化配置水平的目标。通过智能

26、输变电系统建设，可实现对电网设备状态的可靠、有效监控，各类电源及用户的无扰接入、有序退出。通过对智能设备的灵活控制，实现电网运行的柔14性控制和调节，支撑由大区互联、风电和光伏发电等新能源大规模集中接入所带来的系统运行方式多变，潮流走向转换频繁的电网运行需求。2.2. 第一第一阶阶段（段（20092011 年）年）第一阶段为电网完善和智能输变电系统重点科研项目攻关和试点阶段，主要目标为：（1）落实、完成“十一五”电网技术改造规划和20102012 年技术改造滚动计划，完善电网结构，提升设备健康水平，初步解决影响电网安全、可靠、灵活、经济运行的设备问题。（2）继续推进生产管理标准化建设，优化设备

27、检修模式，全面推广基于风险控制的设备检修模式。初步建立公司资产全寿命周期管理体系，提升公司电网资产管理和运营水平。（3）深入研究智能输变电系统的技术框架设计方案，制定智能变电站和设备在线监测的系列规范、标准，探索相应技术应用和管理模式的适用性，在骨干网架适当位置开展包括变压器、断路器等主要设备在内的智能变电站和设备试点工作。2.2.1.标志性工程和研究项目本阶段的标志性工程和研究项目预计包括：15（1）完成完成“十一五十一五”电电网技网技术术改造改造规规划和划和 2010-20122010-2012 年技年技改三年改三年滚动计滚动计划。划。完成改造输电线路 4 万公里，变电容量5700 万千伏

28、安，初步解决影响电网安全、可靠、灵活、经济运行的设备问题，电网运行可靠性指标接近国际先进水平。进一步推进大容量特高压变压器、串补、动态无功补偿等设备应用，初步形成坚强电网结构。（2）全面提升公司生全面提升公司生产产管理水平管理水平。建立较为完善的标准化生产管理体系；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；初步建立公司资产全寿命周期管理体系，电网资产使用效率、设备使用寿命明显提升。（3）智能化智能化设备设备关关键键技技术术研究及研究及试试点点应应用用。包括：制订智能化设备的技术标准，提出并完善智能化设备的技术标准体系（包括通讯与控制、传感器接口、技术指标

29、及检验标准等）；研发一体化输电线路在线监测技术，实现包括视频、微气象、泄漏电流、杆塔倾斜、覆冰、微风振动、风偏、导线弧垂、防盗等监测功能的输电线路一体化监测技术和装置达到实用化水平；针对电力变压器、断路器等关键设备，研制并试点应用基于多参量的初级智能化变点设备。完成 23 座 330kV及以上智能变电站建设或改造，100 座左右 66220kV 变电站建设或改造162.2.2.取得的成果，达到的技术水平，拥有的技术优势（1）通过继续加大电网技术改造力度，进一步完善电网结构，提升设备装备水平和健康水平，满足特高压电网建设和大规模电力输送的基本要求，初步解决影响电网安全、可靠、灵活、经济运行的电网

30、设备问题，为电网大范围资源优化配置和电力安全、可靠供应奠定物质基础。（2）结合公司管理创新，形成基于风险控制的检修模式，初步建立公司资产全寿命周期管理体系，建立适合公司发展战略的管理体系。（3）通过试点，积累智能变电站、智能输变电设备建设、改造经验，形成较为完整的智能变电站、输变电设备技术标准、管理规范体系。作为试点阶段，允许智能输变电设备的故障诊断特征量是初步的、有限的，但关键的、主要的特征量应该被检测并用于自诊断的评估，并满足对电网进行整体分析的基本需要。2.3. 第二第二阶阶段（段（20122015 年）年）第二阶段为推广阶段，初步实现关键变电站的智能化。主要目标为：（1）继续深入开展电

31、网技术改造，形成与坚强电网相适应的电网结构，基本解决影响电网安全、可靠、灵活、经济运行的设备问题。17（2）继续深化生产管理，形成基于资产全寿命周期管理要求的检修管理模式，进一步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。（3）推广智能输变电设备关键技术，智能设备的覆盖范围有较大扩展，智能设备的功能有较大提升。初步完成关键变电站的智能化，并实现与电网运行管理的互动。2.3.1.标志性工程和研究项目本阶段的标志性工程和研究项目预计包括：（1）继续继续开展开展电电网技网技术术改造工作改造工作，推进电网发展和完善，完成改造输电线路 3.9 万公里，变电容量 5150 万千伏安，基本消除

32、不满足运行要求的电网设备。推广应用特高压及各类先进柔性输电设备，初步形成以特高压电网为基础的坚强电网网架结构；基本解决影响电网安全、可靠、灵活、经济运行的设备问题，电网运行可靠性指标达到国际先进水平。（2）深化生深化生产产管理管理变变革革，继续提升生产管理水平。按照资产全寿命周期管理基本原则指导、开展各项管理工作，完成分线检修模式推广，开展基于资产全寿命周期管理的设备检修模式研究和试点。（3）开展智能开展智能输变电设备输变电设备推广推广，集中建成一批包含了数字化变电站概念的智能化变电站；开展基于智能开展基于智能电电网的一次网的一次设备设备运运维维策略研究策略研究，将一次设备的运维模式从关注设备

33、可靠18性转变为关注电网可靠性，通过反馈设备故障几率、故障风险和负荷能力的预报信息，实现输变电设备与电网运行管理的双向互动。投资 200 亿元，实现新建变电站智能化率3050%，原有重要变电站智能化改造率达到 10%。2.3.2.研究成果，达到的技术水平，拥有的技术优势（1）进一步开展电网技术改造，针对影响电网安全、可靠、经济运行的设备开展技术改造，基本解决影响电网安全、可靠、经济运行的关键设备问题。（2）完善公司资产管理体系，形成围绕资产全寿命周期管理的设备运行、检修工作体系。对设备检修模式进行进一步优化，提升设备状态检测水平和准确性，进一步降低检修陪试率，减少停电时间，提高设备的可用率，合

34、理降低检修成本。（3）集中建成一批包含了数字化变电站概念的智能化变电站，初步实现变电站设备状态的监控、诊断信息与电网运行管理的双向互动。对调度人员的工作模式进行一定的调整，智能设备的自诊断评价结果在调度人员的决策中所起的作用有明显的提升。2.4. 第三第三阶阶段（段（20162020 年）年）第三阶段为提升阶段。在前一阶段智能化建设的经验积19累和技术完善基础上，提升智能化水平，全面打造智能化输变电系统，本阶段目标为：（1）建设坚强的电网网架结构，全面消除影响电网安全、可靠、灵活、经济运行的设备问题，电网设备适应坚强电网的要求。（2）全面实现资产全寿命周期管理，公司管理水平达到国际先进水平。（

35、3）枢纽及中心变电站全面建成或更新改造成为智能化变电站，实现对变电站内具有相互关联的设备集实现智能化运行，全面实现智能变电站的功能。2.4.1.标志性工程和研究项目本阶段的标志性工程和研究项目预计为：（1）电电网建网建设设达到达到较较高水平，高水平，特高压、先进柔性输电技术得到广泛应用，形成以特高压电网为基础的坚强的国家骨干电网；完成改造输电线路 4.2 万公里，变电容量 5000 万千伏安，实现电网网架结构合理，运行控制灵活，设备运行可靠，消除各类影响电网安全、稳定、经济运行的设备问题，电网运行可靠性指标取得国际领先地位。（2）优优化公司管理化公司管理环节环节和流程，和流程，全面实施资产全寿

36、命周期管理，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水平，设备使用寿20命达到国际先进水平。（3）智能化智能化设备设备、智能化、智能化变电变电站得到全面站得到全面应应用用，在关键变电站实现全站设备的智能化，在重点变电站实现关键设备智能化，实现新建重要变电站智能化率 100%，原有重要变电站智能化改造率达到 3050%。2.4.2.研究成果，达到的技术水平，拥有的技术优势坚强电网基本实现，各类设备满足坚强电网要求。公司管理水平大幅度提升。智能设备应全面实现对变电站内具有相互关联的设备集的智能化诊断，对设备所在网络拓扑结构的可靠性水平、故障风险水平等相关运行

37、状况评估并给出满足可信度要求的结果。3.3. 智能电网输变电环节技术路线智能电网输变电环节技术路线3.1. 总总体技体技术术路路线线坚强电网是实现智能输变电系统的关键和基础。实现智能输变电系统，必须深化电网设备运行分析，查找设备运行薄弱环节，制定有针对性地研究方案，并在此基础上开展设备技术改造，提升设备健康水平；大力推广和应用特高压设备、技术和各类先进柔性输电技术，强化网络结构，为智能输变电系统建设奠定基础。21加大管理创新工作力度，结合公司实际和公司、电网发展情况，广泛吸收国内外先进管理经验，构建适应公司实际情况，有利于公司发展、电网发展的管理体系。针对智能输变电技术，采用理论和实践相结合、

38、自主创新和引进吸收相结合的方法，依托数字化技术和设备状态自诊断装置，构建智能输变电体系架构，研究关键技术和设备，形成智能输变电组织架构和标准规范体系，建立统一的设备信息在线监检测、远程控制以及关键设备智能化管理。在深入分析提高供电可靠性、优化企业资产的管理、提高设备可用率、优化电网运行管理的需求基础上，为实现输变电系统高度集成开放的信息监检测体系、灵活的控制手段和智能自诊断功能，按照科学发展观的要求，试点先行、逐步推广、全面建设、持续完善，实现提高系统可靠性、能源效率和电网安全性的目的。3.2. 第一第一阶阶段技段技术术路路线线和研和研发计发计划划广泛调研国外先进经验与国内输变电运行实际相结合

39、，提出智能变电站的架构和技术体系，明确智能变电站的定义和定位，制定相应的标准和规范，指导未来智能变电站的建设和运行，提高智能变电站的标准化程度、开放性和互操作性；开展智能设备的基础性研究工作，开展资产全寿命周期管理，进一步优化设备检修模式。本阶段的技术和装置研发22计划如下：3.2.1.智能变电站技术体系及相关标准规范研究提出智能变电站的架构和技术体系，明确智能变电站的定义和定位，制定相应的标准和规范，指导未来智能变电站的建设和运行，提高智能变电站的标准化程度、开放性和互操作性。3.2.2.智能化设备技术标准体系研究及标准制订在传感器接口、通讯与控制、信息管理与共享、电磁兼容设计、环境适应规范

40、、检验与检定等方面，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。3.2.3.智能化互感器检测技术建立智能电网电能计量模式，制定传统互感器智能化改造技术要求，实现符合智能化变电要求的互感器技术。3.2.4.设备初级自诊断功能附件研究进行输变电关键设备智能化功能附件的开发，实现基于设备的独立状态诊断、内部故障识别和缺陷预报装置。研究内容包括：电力变压器初级自诊断功能附件的研究；23断路器初级自诊断功能附件的研究；GIS 初级自诊断功能附件的研究；输电线路初级自诊断功能附件的研究；电力电缆初级自诊断功能附件的研究；3.2.5.资产全寿命周期管理从全系统和全过程的角度

41、进行深化开展全寿命周期管理，形成各部门紧密协同、顺畅合作的全寿命周期管理工作。建立完善的资产策略、形成公司层面涵盖各阶段的资产管理策略。各环节涉及的管理原则及技术标准中应体现全局最优、从纯技术决策向技术经济综合决策转变，实现资产运营效益和可靠供电的有机平衡。并在此前提下建立一套完整的资产策略评估、制定、贯彻、监控的闭环机制。建立健全资产状态评估和风险评估机制，借助常态有效的数据采集记录机制，对资产的技术、成本和风险等表现信息进行分析，并将结果应用于资产策略制定和各阶段业务工作。主要内容包括：资产全寿命周期成本评价方法研究输变电工程全寿命周期设计建设关键技术研究计量设备的全寿命周期管理研究资产全

42、寿命周期管理流程优化研究资产全寿命周期评价指标体系研究资产全寿命周期管理评估决策模型研究24资产全寿命周期管理信息化系统研究3.2.6.开展基于风险控制检修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。3.3. 第二第二阶阶段技段技术术路路线线和研和研发计发计划划在第一阶段智能设备基础技术研究基础上，以提高参量检测质量、提升智能水平和实现基于智能电网的一次设备运维策略为目标，进一步完善智能设备的

43、自诊断能力，深化智能设备的实用化研究，丰富变电站的智能化功能。使电网的运行维护由现有的经验模式转变为基于智能设备的优化模式，提高设备的可用率，降低设备的运行维护成本，全面实现电网设备的精益化管理。本阶段的技术和装置研发计划如下：3.3.1.远程设备和信息访问安全接口研究实现变电站网络安全、保障信息传递安全和保证数据的机密性的相关技术手段，提供网络安全操作系统平台的25安全认证环境配置和管理技术文档。3.3.2.智能变电站一体化信息采集及整合平台提出满足智能变电站高实时性、高可靠性、高自适应性、安全加密的变电站通信网络和系统设计规范。完成实时、同步基础信息采集技术的研究，研发出集同步相量、故障录

44、波、电能质量分析等功能为一体的综合测控装置，实现数据共享，将电量测量、相量测量、故障录波、故障测距、保护及控制等功能融合到单一设备中。3.3.3.开关设备数字化测控技术基于数字化变电站平台，研究开关设备数字化测控技术。在操动机构时间特性满足要求的开关设备上，基于自我检测功能，研究开关设备的选相操动技术和相关的智能化附件。完成符合数字化变电站技术规范的开关设备数字化操动控制附件和智能化选相操动附件的研制。3.3.4.自诊断附件接口、信息数据交互规约技术智能设备的信息管理和共享规约的研究，实现设备自诊断状态信息的共享。提出符合智能设备要求的自诊断附件传感器与主设备接口技术规范，自诊断附件信息交互技

45、术规范。263.3.5.基于自我诊断功能的设备负载能力评估技术以电力变压器、橡塑绝缘电力电缆为对象，研究设备温度的自我检测方法和技术，通过实测或模型计算分析，研究不同负荷电流和不同环境条件下设备温度的变化规律，实时评估设备负荷电流能力，并与电网运行管理进行互动。3.3.6.基于自诊断技术的数值预报与风险评估基于自诊断技术和知识积累完成设备健康状态评估、可靠性评估和安全性评价；建立各类设备智能评估体系，研发设备的安全评估系统。主要内容包括：基于自诊断技术的输电线路故障模式及发生概率的预报技术；基于自诊断技术的输电线路故障风险评估技术；基于自诊断技术的电力变压器故障模式及发生概率的预报技术；基于自

46、诊断技术的电力变压器故障风险评估技术；基于自诊断技术的高压断路器故障模式及发生概率的预报技术；基于自诊断技术的高压断路器故障风险评估技术；基于自诊断技术的 GIS 故障模式及发生概率的预报技术；基于自诊断技术的 GIS 故障风险评估技术；27基于自诊断技术的电力电缆故障模式及发生概率的预报技术；基于自诊断技术的电力电缆故障风险评估技术；3.3.7.智能变电站系统和设备的自动重构技术研究掌握智能装置模型分类、描述和即插即用的关键技术，建立智能装置的模型自描述规范，实现智能变电站中系统、设备的自动建模和模型重构，在系统扩建、升级、改造时实现智能化、快速化的系统部署、测试、校验和纠错，提升智能变电站

47、自动化系统的安全性，减少系统建设和调试周期。研发相应的系统和设备，并在示范工程中应用。3.3.8.开展基于资产全寿命周期管理设备检修模式研究在基于风险控制检修模式基础上，开展基于资产全寿命管理的设备检修模式研究，结合资产全寿命周期管理，研究从设备的全寿命周期安全、效能、成本出发，进一步优化设备检修策略。3.4. 第三第三阶阶段技段技术术路路线线和研和研发计发计划划在智能设备广泛实用的基础上，对设备的检修模式进一步优化，电网可靠性水平和检修效率大幅度提高；智能设备的自诊断评价结果在调度人员的决策中占有相当的权重；结28合资产全寿命周期管理工作，实现电网管理、设备管理、安全管理的标准化，实现设备可

48、靠性数值预报和预警系统，进一步提高电网安全水平。3.4.1.自诊断功能真型仿真及检验、检测技术建立关键设备和关键参量的真型仿真模型，模型能仿真故障状态或故障特征，研发智能设备的检验和测试平台。3.4.2.基于智能设备和电网拓扑结构的风险评估和供电可靠性预计技术研究新的检测技术，建立适合不同诊断需求的诊断路线图；研究设备故障模式及反映该故障模式的特征参量分布规律，研究多特征参量反映同一故障模式时设备状态的表征方法；建立主要电气设备的典型故障模式和风险模型，研究基于风险控制的设备运行优化策略。研究具有自检测、自诊断和自愈功能的智能设备技术体系，实现运行设备的自检测、自诊断和自愈功能。3.4.3.基

49、于智能电网框架的广域测量与保护实现通过对广域测量与保护技术和原理的深入研究，研制适合于智能电网的广域测量与保护的系统和设备，并投入试运行。293.4.4.智能电网故障柔性定位技术研究掌握广域同步故障数据提取以及大批量数据猝发远程传输技术，建立融合多种故障测距方法的综合性智能测距算法模型，初步建成灵活配置、快速响应、集智能测距为一体的分层分布式柔性的广域故障定位网络。3.4.5.开展基于企业绩效设备检修模式研究在基于资产全寿命周期管理检修模式基础上，逐步建立基于企业绩效管理的设备检修模式。在资产全寿命周期管理基础上，综合各种检修方式的优点，将基层的检修活动与企业的运营绩效关联起来，通过精益化管理

50、把检修效益最大程度地转化为企业绩效。4. 智能智能电电网网输变电环节输变电环节主要任主要任务务和重点工程和重点工程4.1. 主要主要发发展任展任务务和重点工程和重点工程建设坚强电网作为强大的物质基础条件，是确保电网安全、可靠运行，满足灵活应对各种发电、用电需求和大范围资源优化配置要求的先决条件。建设智能输变电系统，前提条件是建设具有坚强网络结构、良好设备状态、灵活运行控制手段的坚强电网。在此基础上，针对智能设备、智能变电站和智能输变电系统，在设备制造、检测手段、设备状态判30断、设备可靠性建模分析等方面开展相关工作。 智能智能变电变电站站智能智能设备设备坚强电坚强电网网智能智能电电网网图 1

51、智能输变电建设任务框架4.1.1.全面开展电网技术改造，构建坚强电网坚强电网是开展智能电网各项工作的基础。坚强电网的目标就是要建立一个能够满足发电、用电各方面变化要求、具备大范围资源配置能力、运行安全、可靠、灵活、经济的电网。针对建设坚强电网的基本要求，大力发展特高压电网，形成以特高压电网为骨干的坚强的国家电网。同时，针对当前电网和设备存在的主要问题，开展电网技术改造，增强电网适应能力和安全水平，推动电网科学发展。在输变电系统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、用电等各方面的变化的要求。在变电站层次上协调各类设备运行，提高设备运行可靠性、灵活性，提升生产管理效率和

52、效益。建立强大的电网物质基础条件，确保电网安全、可靠运行，满足灵活应对各种发电、用电需求和大范围资源优化配置要求。实现对设备状态和可靠性水平的在线智能监测和评估，提升设备管理水平和控制水平。314.1.2.积极开展智能设备关键技术研究建设智能化输变电设备的任务是实现对设备状态和可靠性水平的在线智能监测和评估，提升设备管理水平和控制水平，是建设智能变电站的基础。智能设备技术的总体目标是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动，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，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寿命周期成本管理，实现针

53、对输变电设备状态信息的智能化监测检测、设备的控制与调整、设备状态的自诊断功能。智能化智能化设备设备的重点工程的重点工程为设备为设备状状态态自自诊诊断系断系统统建建设设。 。建设该系统将可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检测和数据采集装置，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。324.1.3.实现变电站智能化建设智能变电

54、站建设的任务为在变电站层次上协调各类设备运行，提高设备运行可靠性、灵活性，提升生产管理效率和效益，是建设智能输变电系统的基础。智能变电站建设将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。智能智能变电变电站建站建设设重点工程重点工程为为智能智能变电变电站站综综合信息平台合信息平台建建设设。建设该平台将提出满足智能变电站高实时性、高可靠性、高自适应性、安全加密的变电站通信网络和系统设计规范。完成实时、同步基础信息采集技术的开发，研发出集同步相量、故障录波、电能质量分析等功能为一体的综合测控装置，实现数据共享，将电量测量、相量

55、测量、故障录波、故障测距、保护及控制等功能融合到单一设备中，对变电站各种信息量进行采集、传输，通过集成 GPS、WAMS 等先进技术，实现故障实时数据、电压相角等信息的采集、传输和存储。在变电站内部实现数据的整合和规范化处理，提供基于 web的安全的网络技术对信息进行远程访问功能。为系统安全运行提供重要的参考和采取预防矫正性措施的依据。4.1.4.逐步形成智能化输变电系统建设智能输变电系统的任务是在输变电系统整体层次33上协调电网、设备运行，保证电网安全、可靠、灵活，适应发电、用电等各方面的变化的要求。智能智能输变电输变电系系统统的重点工程的重点工程为电为电网故障隔离和网网故障隔离和网络络重重

56、建系建系统统建建设设。 。包括基于地理信息系统(GIS)的故障定位与故障诊断、故障隔离、故障恢复以及网络重建等一体化融合技术，从整体上满足智能电网故障后自适应解列和重建的要求，并在示范工程中应用。4.1.5.各发展阶段主要任务（1 1（第一第一阶阶段（段（试试点点阶阶段）段）试点阶段的主要任务，一是完善一是完善电电网网结结构，提升构，提升设备设备健健康水平，适康水平，适应坚强电应坚强电网网发发展要求；二是开展生展要求；二是开展生产标产标准化建准化建设设和和资产资产全寿命周期管理，提升公司管理水平；三是考全寿命周期管理，提升公司管理水平；三是考验验智能智能设备设备的功能、可靠性等相关指的功能、可

57、靠性等相关指标标， ，评评估、分析智能估、分析智能设备设备可靠可靠性水平、故障性水平、故障风险风险水平、水平、设备设备寿命曲寿命曲线线等信息的可信度；四是等信息的可信度；四是为为智能智能设备设备的运行的运行积积累累经验经验，探索适合装有智能，探索适合装有智能设备设备的智能的智能化化变电变电站的站的设备检设备检修模式、管理模式，探索修模式、管理模式，探索调调度人度人员员参考智参考智能能设备设备的自的自诊诊断断结结果、安排系果、安排系统统运行的工作方式。运行的工作方式。（2 2（第二第二阶阶段（推广段（推广阶阶段）段）本阶段的任务一是一是继续继续加加强强特高特高压电压电网建网建设设和技和技术术改改

58、造，提升造，提升设备设备健康水平健康水平，基本解决影响电网安全、可靠、灵活、经济运行的设备问题；二是完善二是完善资产资产全寿命周期管理，全寿命周期管理，实现实现34基于基于资产资产全寿命周期管理的全寿命周期管理的检检修模式；三是在修模式；三是在试试点点积积累累经验经验基基础础上，上，进进一步提升智能一步提升智能设备设备的可靠性水平、自的可靠性水平、自诊诊断断结结果的果的可信度水平，可信度水平，智能设备所监测的设备故障模式的典型特征量应有所扩展，特征量信息的检测、提取水平应有较高的提升，智能设备自诊断技术的诊断方法更加完善、合理并趋向成熟；四是初步四是初步实现对变电实现对变电站内具有相互关站内具

59、有相互关联联的的设备设备集的智能化集的智能化诊诊断断，对设备所在网络拓扑结构（如一个间隔）的可靠性水平、故障风险水平等相关运行状况评估并给出可信的结果，能够根据诊断结果给出建议的运行方式；五是初步五是初步实现实现智能智能变电变电站信息与站信息与调调度信息的交度信息的交换换和共享和共享，为调度提供更加完整的变电站及设备的运行状态，为检修部门给出更全面的维修决策的信息。（3 3（第三第三阶阶段（提升段（提升阶阶段）段）本阶段任务一是全面解决影响一是全面解决影响电电网安全、可靠、灵活、网安全、可靠、灵活、经济经济运行的运行的设备问题设备问题，形成以特高，形成以特高压电压电网网为为骨干的骨干的坚强坚强

60、国家国家电电网网；二是全面落二是全面落实资产实资产全寿命周期管理，全寿命周期管理，实现实现公司管理水公司管理水平的跨越；三是提升智能平的跨越；三是提升智能设备设备的可靠性水平、自的可靠性水平、自诊诊断断结结果的果的可信度水平及智能化功能等相关指可信度水平及智能化功能等相关指标标以以满满足建足建设坚强电设坚强电网、网、提高供提高供电电安全、可靠性的要求安全、可靠性的要求，智能设备实现监测故障模式的全部典型特征量、特征量信息的检测、提取水平明显提升，智能设备自诊断技术的诊断方法合理、成熟、实用，诊断结果可信度满足要求；四是智能化四是智能化变电变电站技站技术术成熟，在系成熟，在系统统内内35全面推广