智能电网输变电环节相关建议国家电网.docx
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智能电网输变电环节相关建议国家电网
中国坚强智能电网专项研究报告
输变电环节（终稿）
国家电网公司生产技术部
二〇一八年十月十三日
目录
1.智能电网输变电环节发展现状1
1.1.已开展的相关工作1
1.2.目前存在的主要问题3
1.3.与国际水平相比存在的差距6
1.4.正在开展的研究、试点和实践工作进展8
1.5.技术装备水平10
2.智能电网输变电环节发展目标13
2.1.智能输变电的总体目标13
2.2.第一阶段（2009～2011年）14
2.3.第二阶段（2012～2015年）16
2.4.第三阶段（2016～2020年）19
3.智能电网输变电环节技术路线20
3.1.总体技术路线20
3.2.第一阶段技术路线和研发计划21
3.3.第二阶段技术路线和研发计划24
3.4.第三阶段技术路线和研发计划28
4.智能电网输变电环节主要任务和重点工程29
4.1.主要发展任务和重点工程29
4.2.工程建设、技术研发、项目实施和试点推广具体方案35
5.智能输变电建设的效益分析36
5.1.电网技术改造分阶段投资36
5.2.研发、试点、推广及建设等方面的分阶段投资37
5.3.本环节的预期效益38
6.相关建议39
1.智能电网输变电环节发展现状
1.1.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工作试点，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’”。
资产全寿命周期管理是以资产作为研究对象，从系统的整体目标出发，统筹考虑资产的规划、设计、采购、建设、运行、检修、技改、报废的全过程，在满足安全、效能的前提下追求资产全寿命周期成本最优，实现系统优化的科学方法。
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。
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。
1.2.2.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，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、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.与国际水平相比存在的差距
1.3.1.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。
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、试点和实践工作进展
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，设备健康水平得到有效提升。
2006～2008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.技术装备水平
1.5.1.公司输变电系统现状
（1）特高压试验示范线路顺利投产。
晋东南-南阳-荆门1000kV特高压交流试验示范工程的顺利投产运行，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3000×2MVA，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）电网设备装备水平明显提高。
随着科技进步和电网的快速发展，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）公司系统变电设备装备水平。
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（含开关站2座），变压器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）公司系统输电设备装备水平。
截止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”、“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，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.智能电网输变电环节发展目标
2.1.智能输变电的总体目标
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.第一阶段（2009～2011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2010～2012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：
（1）完成“十一五”电网技术改造规划和2010-2012年技改三年滚动计划。
完成改造输电线路4万公里，变电容量5700万千伏安，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）全面提升公司生产管理水平。
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）智能化设备关键技术研究及试点应用。
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2～3座330kV及以上智能变电站建设或改造，100座左右66～220kV变电站建设或改造
2.2.2.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.第二阶段（2012～2015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。
（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）继续开展电网技术改造工作，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）深化生产管理变革，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）开展智能输变电设备推广，集中建成一批包含了数字化变电站概念的智能化变电站；开展基于智能电网的一次设备运维策略研究，将一次设备的运维模式从关注设备可靠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30～50%，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.第三阶段（2016～2020年）
第三阶段为提升阶段。
在前一阶段智能化建设的经验积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。
（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）电网建设达到较高水平，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
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