坚强智能电网综合研究报告

－II－归档资料，核准通过。未经允许，请勿外传！

归档资料，核准通过。未经允许，请勿外传！目录15992前言 1162891．建设坚强智能电网的重要意义 344432．智能电网研究现状 5157452.1国外智能电网发展概况 5128612.2我国已具备建设坚强智能电网的坚实基础 543313．总体发展目标和基本架构 812603.1总体发展目标 8257863.2特征与内涵 835983.3基本构架 98463.4总体发展阶段 10116594发展路线 13142854.1发展思路和原则 13187634.2发电环节 13252024.2.1发展基础 13211934.2.2发展目标 1482714.2.3技术路线 1598004.2.4重点工程 15108004.3线路环节 16308954.3.1发展基础 16275184.3.2发展目标 17290194.3.3技术路线 1864844.3.4重点工程 19141844.4变电环节 2049014.4.1发展基础 20138764.4.2发展目标 20249934.4.3技术路线 22151624.4.4重点工程 2235204.5配电环节 23244294.5.1发展基础 2364224.5.2发展目标 241874.5.3技术路线 25271054.5.4重点工程 25297944.6用电服务环节 26205924.6.1发展基础 2685134.6.2发展目标 27145464.6.3技术路线 28269474.6.4重点工程 28294244.7调度环节 29173064.7.1发展基础 2931964.7.2发展目标 30136724.7.3技术路线 31213424.7.4重点工程 3212774.8通信信息平台 3232074.8.1发展基础 3291884.8.2发展目标 3326384.8.3技术路线 35282254.8.4重点工程 36263075社会效益与公司效益分析 3847005.1节能效益 3924665.2减排效益 40187655.3社会效益 4078795.4公司效益 4146346建议 43－PAGE47－前言电网是经济社会发展的重要基础设施，是能源战略布局的重要内容，是能源产业链的重要环节，是国家综合运输体系的重要组成部分。实现电网的安全稳定运行、提供高效优质清洁的电力供应是全面建设小康社会和构建社会主义和谐社会的重要保障。为实现未来能源和经济社会可持续发展，近年来，许多国家的政府部门、企业、研究和咨询机构积极开展“智能电网”研究与实践工作。作为全球最大的公用事业企业，近年来，国家电网公司以高度的社会责任感，积极致力于推动电网技术的创新与发展，推动能源开发和利用方式的变革。为适应未来经济社会发展的需要，保障安全、经济、高效、可持续的电力供应，在特高压输电取得重大突破和以往研究实践的基础上，结合世界电网发展新趋势以及我国电网发展的实际，国家电网公司开展了坚强智能电网研究工作，组织有关部门、单位形成工作组编写完成了国内、外智能电网调研报告和坚强智能电网体系研究报告，并在此基础上，编写完成了《智能电网综合研究报告》，提出了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，利用先进的通信、信息和控制技术，构建以信息化、自动化、数字化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网的战略发展目标，形成了“一个目标、两条主线、三个阶段、四个体系、五项内涵、六个应用环节”的发展战略框架，制定了从发电到用户各应用环节和通信信息平台的发展路线，明确了总体发展目标、分阶段建设目标和重点工程，并对社会综合经济效益进行了初步分析评估。

1．建设坚强智能电网的重要意义建设坚强智能电网，充分发挥电网在资源优化配置、服务国民经济发展中的作用，对我国经济社会全面、协调、可持续发展具有十分重要的现实意义。一是满足经济社会可持续发展需要。我国经济持续快速发展，对电力发展提出了新的更高要求和挑战。要求电网以发展为主线，加快建设以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的国家电网，构筑坚强的网架结构，满足国民经济快速发展的电力需求。同时，依靠科技进步和自主创新，提升电网管理水平、供电安全可靠性和电能质量，提供更加完善的服务，更好地服务经济社会发展。二是实现大范围能源资源优化配置。我国能源资源分布与生产力布局呈逆向分布。电网网架结构不断加强和完善，特高压试验示范工程成功投运并稳定运行，为加快发展坚强电网奠定了坚实基础。通过坚强智能电网建设，以特高压和跨区输电为重点，构建电力“高速公路”，实施“一特四大”发展战略，实现能源资源在全国范围的统一高效配置。三是促进可再生能源的集约化开发。我国风能、太阳能发电的主要发展方式是在沙漠、戈壁滩等偏远地区大容量集中开发，当地电网无法适应可再生能源集中开发和利用。通过坚强智能电网建设，有效解决风能、太阳能等可再生能源大规模开发的间歇性、不确定性问题，保证电力的大规模接入和远距离送出。四是保障我国能源安全。我国一次能源以煤为主，能源资源相对贫乏，石油和天然气探明可采储量只占世界的1.3%，煤炭探明可采储量占世界总量的12.6%，人均资源拥有量远远低于世界平均水平。能源可持续发展的任务艰巨。通过建设坚强智能电网，推动大煤电、大水电、大核电和大型可再生能源基地的集约化开发和高效利用，促进可再生能源和用户侧新型用电模式的发展，提高电能在终端能源消费中的比重，实现我国能源可持续发展。五是积极应对全球气候变化。气候变化是国际社会普遍关注的焦点问题，我国在经济快速发展，工业化、城市化快速推进的过程中面临越来越大的节能减排压力。通过建设坚强智能电网，推动建立适应可持续发展要求的能源生产方式和消费方式，优化能源结构，提高清洁能源比重，推进产业升级，发展低碳经济，努力建设资源节约型、环境友好型社会，有效应对全球气候变化带来的挑战。

2．智能电网研究现状2.1国外智能电网发展概况目前，美国、欧洲等国家正在结合各国经济社会发展特点，积极开展智能电网研究和实践工作。在国家战略方面，智能电网建设已成为国家经济和能源政策的重要组成部分，加大基础产业投资，拉动国内需求，推动劳动就业，积极应对国际金融危机。在电网发展基础方面，发达国家的电力需求趋于饱和，电网经过多年的快速发展，网架结构稳定、成熟，具备较为充裕的输配电供应能力，电网新增建设规模有限。在研究驱动力方面，美国主要是对陈旧老化的电力设施进行更新改造或依靠技术手段提高利用效率，欧洲国家主要是促进并满足风能、太阳能和生物质能等可再生能源快速发展的需要。在功能目标方面，是利用先进的信息化、数字化技术提升电力工业技术装备水平，提高资源利用效率，积极应对环境挑战，提高供电可靠性和电能质量，完善社会用户的增值服务。在研究重点方面，主要关注可再生能源、分布式电源发展和用户服务，提升用户服务水平和节约用电。2.2我国已具备建设坚强智能电网的坚实基础近年来，公司深入开展了现代化电网建设运行管理的相关研究和实践工作，部分项目已进入试点阶段，大量科研成果已转化并广泛应用到实际工程中，部分电网技术和装备已处于国际领先水平，为建设坚强智能电网提供了坚实的技术支撑和设备保障，积累了丰富的工程实践经验。在电网网架方面，我国电网网架结构不断加强和完善，特高压交流试验示范工程成功投运并稳定运行，全面掌握了特高压输变电核心技术，后续交直流特高压工程全面推进，为加快发展坚强电网奠定了坚实基础。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开发应用居世界领先地位。在信息平台建设方面，我国建成“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取得阶段性成果，ERP、营销、生产等业务应用系统已完成建设试点并大规模推广。在研究体系方面，我国形成了目前世界上实验能力最强、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，实验研究能力达到国际领先水平。在发展智能电网方面，我国坚强智能电网试点工作已逐步开展，一体化的智能调度技术支持系统已完成基础平台开发；大用户负荷管理和低压集中抄表系统已安装使用约900万户，用电信息采集系统研究全面开展；启动了高级调度中心、统一信息平台和用户侧智能电网试点建设工作。在大规模可再生能源并网及分散式储能方面，公司深入开展了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，制订了风电场接入电力系统技术规定等相关标准，开展了电化学储能等前沿课题基础性研究工作。在体制方面，国家电网公司业务范围涵盖从线路、变电、配电到用电服务的各个环节，在统一规划、统一标准、快速推进等方面存在明显的体制优势。

3．总体发展目标和基本架构3.1总体发展目标坚强智能电网总体发展目标是：建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。坚强智能电网应具备坚强的网架结构，各类电源接入、送出的适应能力，大范围资源优化配置能力和用户多样化服务能力，以实现安全、可靠、优质、清洁、高效、互动的电力供应，推动电力行业及相关产业的技术升级，满足我国经济社会全面、协调、可持续发展要求。3.2特征与内涵坚强智能电网的基本特征是技术上体现信息化、数字化、自动化、互动化，管理上体现集团化、集约化、精益化、标准化。信息化、数字化、自动化、互动化是坚强智能电网的基本技术特征。信息化是坚强智能电网的实施基础，实现实时和非实时信息的高度集成、共享与利用；数字化是坚强智能电网的主要实现形式，定量描述电网对象、结构、特性及状态，实现各类信息的精确高效采集与传输；自动化是坚强智能电网的重要实现手段，依靠先进的自动控制策略，实现电网运行控制自动化水平的全面提高与管理水平的全面提升；互动化是坚强智能电网的内在要求，实现电源、电网和用户资源的友好互动和相互协调。坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动是坚强智能电网的基本内涵。坚强可靠，具有坚强的网架结构、强大的电力输送能力和安全可靠的电力供应；经济高效，提高电网运行和输送效率，降低运营成本，促进能源资源和电力资产的高效利用；清洁环保，促进可再生能源发展与利用，降低能源消耗和污染物排放，提高清洁电能在终端能源消费中的比重；透明开放，电网、电源和用户的信息透明共享，电网无歧视开放；友好互动，实现电网运行方式的灵活调整，友好兼容各类电源和用户接入与退出，促进发电企业和用户主动参与电网运行调节。3.3基本构架电网基础体系、技术支撑体系、智能应用体系、标准规范体系是坚强智能电网的四大体系。电网基础体系是坚强智能电网的物质载体，是实现“坚强”的重要基础；技术支撑体系是指先进的通信、信息、控制等应用技术，是实现“智能”的基础；智能应用体系是保障电网安全、经济、高效运行，充分利用能源和社会资源，提供用户增值服务的具体体现；标准规范体系是指技术、管理方面的标准、规范，以及试验、认证、评估体系，是建设坚强智能电网的制度保障。3.4总体发展阶段坚强智能电网分为三个发展阶段：2009～2011年为第一阶段，即研究试点阶段。完成坚强智能电网的整体规划，形成顶层设计；制定坚强智能电网建设标准；加强各级电网建设，开展关键性、基础性、共用性技术研究工作，进行技术和应用试点。到2011年，坚强智能电网关键技术设备研究和建设试点全面开展。“两纵两横”特高压网络架构基本形成；可再生能源发电运行控制和功率预测技术取得突破，电网接入风电规模达3500万千瓦、光伏发电200万千瓦、抽水蓄能1900万千瓦；110千伏及以上线路超过70万公里、变电容量28亿千伏安，其中特高压交流线路1.1万公里、变电容量1.2亿千伏安；特高压直流输电核心技术达到国际领先水平；电网优化配置资源能力超过1.2亿千瓦，其中特高压电网超过4000万千瓦；制定数字化/智能化变电站、智能设备技术标准规范体系，完成智能变电站建设及改造试点；完成智能配电网示范性工程建设，电动汽车充电站达到千座规模；建设双向互动服务及分布式电源接入试点，在北京、上海等中心城市建设1～2个智能用电示范小区或工业园区，智能电表覆盖率超过30%，用户超过6000万户，智能电表全面覆盖10千伏电压等级的大用户、工商业用户；完成智能调度技术支持系统开发，在国调、“三华”网调和部分省调投入运行，500千伏及以上厂站的相量测量装置覆盖率达到95％以上；建设四个通信枢纽中心，建成“SG186”工程。2012～2015年为第二阶段，即全面建设阶段。跟踪发展需要、技术进步并进行建设评估，滚动完善修订坚强智能电网发展规划和建设标准，坚强智能电网建设全面铺开。到2015年，基本建成坚强智能电网，关键技术和装备达到国际领先水平。基本建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的国家电网；风电、太阳能等可再生能源发电运行控制和功率预测技术全面推广，电网接入风电规模超过6000万千瓦、光伏发电480万千瓦、抽水蓄能2900万千瓦；110千伏及以上线路超过100万公里、变电容量47亿千伏安，其中特高压交流线路3.9万公里、变电容量3亿千伏安；电网优化配置资源能力超过2.4亿千瓦，其中特高压电网超过1.5亿千瓦；灵活输电技术全面推广应用，关键技术和装备达到国际领先水平；开展枢纽变电站智能化建设和改造，加强智能化设备对电网优化调度和运行管理的信息支撑功能；完成省会城市实用型配电自动化系统建设，电动汽车充电站超过4000座；双向互动服务在部分城市得到应用，基本建成用电信息采集系统，智能电表覆盖率超过80%，用户超过1.4亿户；公司系统省级以上调度机构建成智能调度技术支持系统，500千伏及以上厂站的相量测量覆盖率达到100％；建成规范、统一、全覆盖的输配电通信传输网、接入网、管理网、同步网，基本建成国家电网资源计划系统（SG-ERP）。2016～2020年为第三阶段，即完善提升阶段。在全面建设的基础上，评估建设绩效，结合应用需求和技术发展，进一步完善和提升坚强智能电网的综合水平，引领国际智能电网的技术发展。到2020年，全面建成坚强智能电网，技术和装备全面达到国际领先水平。全面建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网；新能源有序并网发电，并与电力系统协调经济运行，电网接入风电规模超过1亿千瓦、光伏发电1000万千瓦、抽水蓄能3200万千瓦；110千伏及以上线路超过130万公里、变电容量79亿千伏安，其中特高压交流线路超过4.7万公里、变电容量5.7亿千伏安；电网优化配置资源能力超过4亿千瓦，其中特高压电网超过3亿千瓦；特高压及FACTS技术和装备全面达到国际领先水平；枢纽及中心变电站完成智能化建设和改造；建立面向智能电网和智能化设备的设备运行管理体系；在重点城市建成具有自愈、灵活、可调能力的智能配电网，电动汽车充电站达到万座规模；双向互动服务得到推广，全面建成并完善用户用电信息采集系统，智能电表覆盖率达100%；全面建成公司系统省级以上一体化智能调度体系；进一步强化和优化通信网络，全面建成SG-ERP系统，信息化平台整体达到国际领先水平。

4发展路线4.1发展思路和原则坚强智能电网发展思路是，从中国国情出发，以社会用户服务需求为导向，以先进信息、通信和控制技术为手段，以满足经济社会可持续发展为目标，以坚强网架为基础，以信息平台为支撑，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合，构建贯穿发电、线路、变电、配电、用电服务和调度全部环节和全电压等级的电网可持续发展体系。建设坚强智能电网，必须把握以下基本原则：一是坚持统筹规划、统一标准、分步实施、试点先行、整体推进；二是坚持以发展为主线，加快建设以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网；三是坚持突出体系建设，以通信信息为平台，以调度为协调运作中心，各环节相互衔接、整体推进。4.2发电环节4.2.1发展基础近年来，我国发电装机规模快速增长，发电设备装备水平明显改善，新能源发电发展迅速。国家电网公司深入开展机网协调技术研究，并对大规模可再生能源发电运行控制、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研究。制订了风电等新能源并网技术标准，研究开发了风电功率预测示范系统。我国电源结构以火电为主，水电、抽水蓄能、燃气发电等快速调节电源不足。随着可再生能源的加快发展，电网调峰调频的矛盾愈加突出；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；风电运行控制技术尚不能满足大规模接入电网要求；光伏发电控制及并网技术处于起步阶段；抽水蓄能规模总量偏小。4.2.2发展目标以“一特四大”发展战略为导向，引导电源集约化发展，协调推进大煤电、大水电、大核电和大可再生能源基地的开发；强化机网协调，提高电力系统安全运行水平；实施节能发电调度，提高常规电源的利用效率；优化电源结构和电网结构，促进大规模风电、光伏等新能源的科学合理利用。2009～2011年，适应大煤电、大水电、大核电和大可再生能源基地的开发稳步推进的需要，广泛开展机组励磁、调速、PSS等参数实测工作，实现基于实测参数的统一模型管理；风电、太阳能等新能源发电运行控制和功率预测技术取得突破；电网接入风电规模达3500万千瓦、光伏发电200万千瓦、抽水蓄能1900万千瓦；实现抑制发电机次同步振荡（谐振）技术的推广应用；开展节能发电调度试点。2012～2015年，实现大型常规机组主要设备工况在线监测，实施并网机组旋转备用的分区动态管理，提高机组运行的可控性和经济性；风电、太阳能等新能源发电功率预测和运行控制技术全面推广；电网接入风电规模超过6000万千瓦、光伏发电480万千瓦、抽水蓄能2900万千瓦；推广节能发电调度。2016～2020年，常规机组快速调节和深度调峰等灵活运行技术得到广泛应用，运行灵活性显著提升；新能源有序并网发电，大容量储能技术推广应用并与电力系统协调经济运行；电网接入风电规模超过1亿千瓦、光伏发电1000万千瓦、抽水蓄能3200万千瓦；全面实现节能发电调度。4.2.3技术路线以国家能源发展战略为导向，自主创新与引进吸收相结合，深入研究火电、水电、核电、燃气机组等电源的运行控制特性和机网协调技术；依托国家风电技术与检测研究中心、太阳能发电技术与检测研究中心建设等重点工程，加快新能源发电及其并网运行控制技术研究，重点开展风电机组功率预测和动态建模、低电压穿越和有功无功控制、常规机组快速调节等技术研究；开展发电机组深度调峰技术研究；适应间歇式电源快速发展需要，推动大容量储能技术研究；加快抽水蓄能电站建设，以300MW抽水蓄能机组国产化为契机，进一步提升蓄能机组调节速度和能力。4.2.4重点工程建设风力发电技术研究中心。在中国电科院建设国家风电技术与检测研究中心。加强风电功率预测和并网运行控制技术研究，满足我国大规模风力发电接入的实际需要。建设太阳能发电技术研究中心。在国网电科院建设国家太阳能发电技术与检测研究中心。加强太阳能发电功率预测和并网运行控制技术研究，满足我国大规模太阳能发电接入的实际需要。节能发电调度体系和关键技术应用。加快节能发电调度相关关键技术的研究与推广应用，落实国家节能减排政策，在满足电力系统安全的前提下，优先使用可再生能源，促进火电机组的节能减排，实现科学环保可持续发展。抽水蓄能重点工程建设。根据特高压电网建设规划和新能源快速发展需要，结合抽水蓄能电源建设规划，加快重点工程建设。大容量储能示范工程建设。开展钠硫电池、液流电池、超导储能装置集成技术和成套技术的研究及试点工作，加快储能技术的产业化进程。开展兆瓦级和10兆瓦级储能系统在可再生能源柔性接入电网中的示范应用。4.3线路环节4.3.1发展基础输电线路是电力输送的物理通道，同时也是电力通讯保障的重要载体。近年来，公司加快建设以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网，在输电线路建设和生产管理方面取得了一系列重大技术成果，并得到广泛应用。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全套特高压交流设备，特高压试验示范工程成功投运；加快实施线路标准化建设，推广“两型三新”输电线路应用；开展输电线路状态检修、在线监测等重大技术研究，提升线路安全运行水平；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）等灵活交流输电技术在500千伏及以下电压等级输电系统中开展示范应用；传统直流输电技术广泛应用，向家坝～上海特高压直流输电示范工程建设进展顺利。与国外先进水平相比，我国线路规划、设计、建设、运行等全过程技术和管理标准化存在差异；运行维护与装备管理较为粗放，线路巡视检测、评估诊断与辅助决策的技术手段和模型不够完善；对线路运行状态、气象与环境监测面不够；750千伏及以上电压等级的灵活交流输电技术有待突破。4.3.2发展目标以国家电网规划为指导，加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网；集成应用新技术、新材料、新工艺；实现勘测数字化、设计可视化、移交电子化、运行状态化、信息标准化和应用网络化；全面实施输电线路状态检修和全寿命周期管理；广泛采用灵活交流输电技术，提高线路输送能力和电压、潮流控制的灵活性，技术和装备全面达到国际领先水平。2009～2011年，加快特高压和各级电网建设。“三华”同步电网“两纵两横”特高压网络架构初步形成；110千伏及以上线路超过70万公里，其中特高压交流线路1.1万公里；电网优化配置资源能力超过1.2亿千瓦，其中特高压电网超过4000万千瓦；同塔多回、紧凑型线路等先进适用技术得到大规模应用；推广灵活输电技术应用，特高压直流输电核心技术方面达到国际领先水平。2012～2015年，完善特高压建设标准体系，全面建设特高压交直流输变电工程。基本建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网；110千伏及以上线路超过100万公里，其中特高压交流线路3.9万公里；电网优化配置资源能力超过2.4亿千瓦，其中特高压电网超过1.5亿千瓦；灵活输电技术全面推广应用，关键技术和装备达到国际领先水平；特高压串联补偿器和静止同步串联补偿器（SSSC）关键技术实现示范应用；全面实施线路状态检修和全寿命周期管理。2016～2020年，全面建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网；110千伏及以上线路超过130万公里，其中特高压交流线路超过4.7万公里；电网优化配置资源能力超过4亿千瓦，其中特高压电网超过3亿千瓦；特高压及FACTS技术和装备全面达到国际领先水平；统一潮流控制器（UPFC）关键技术实现示范应用。4.3.3技术路线全面掌握特高压交直流输电技术，形成特高压建设标准体系，加快特高压和各级电网建设；开展分析评估诊断与决策技术研究，实现输电线路状态评估的智能化；建立输电线路建设与运行的一体化信息平台，加强线路状态检修、全寿命周期管理和智能防灾技术研究应用；加强灵活交流输电技术研究。4.3.4重点工程特高压后续交直流工程建设。2011年前，加快建设淮南～上海、陕北～长沙、锡盟～上海、蒙西～潍坊等交流特高压工程，建成向家坝～上海±800千伏特高压和宁东～山东±660千伏直流工程。2015年前，建成锦屏～苏南、宁东～浙江、溪洛渡～浙西、酒泉～泰州等特高压直流工程，加快建设坚强特高压电网。跨区联网工程建设。建成河西走廊750千伏通道，实现新疆与西北主网联网、西藏与青海联网运行。开展特高压可控电抗器等关键技术研发并示范应用。完成750千伏串补、750千伏/1000千伏可控电抗器（CSR）、500千伏电网短路电流限制器（FCL）、移动式百兆乏级STATCOM研究和工程示范。推广应用同塔多回、串补、SVC等先进适用输电技术。建成适应智能化FACTS设备通用控制保护平台，并应用于示范工程。完成特高压串联补偿器、统一潮流控制器（UPFC）的关键技术开发和示范应用。全面实施线路状态检修和全寿命周期管理。实现基于航测和卫星定位等线路数字化、可视化设计。集成应用新技术、新材料、新工艺，实现线路功能可靠、节约环保、状态可见、运行灵活。提升线路输电能力、节约占地和投资，全寿命周期性能和指标达到最优。建立线路综合防灾和安全保障信息共享机制和技术平台。实现对线路影响较大的冰冻雨雪、地震、台风、洪水、山体滑坡、雷暴等自然灾害信息的监测、分析、预报，实现线路仿真、灾害预警和应急演练分析，提高线路综合防灾和安全保障能力。4.4变电环节4.4.1发展基础我国在变电站自动化领域已居国际先进水平，具有自主知识产权的变电站自动化系统和设备完全实现了国产化。新建站均配备了变电站综合自动化系统，大部分老站通过技改进行了变电站综合自动化改造。部分网省公司的110千伏及以上变电站无人值班率达到85%以上。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200多座变电站开展试验示范工作。设备状态监测覆盖面逐步增大，可靠性水平和检修效率显著提高，初步构建起资产全寿命周期管理体系。按照坚强智能电网要求，目前变电站自动化系统信息共享程度较低，综合利用效能还未充分发挥；设备检修模式较为落后，需要加快由定期检修向状态检修过渡；一次装备的智能化技术水平有待提高。4.4.2发展目标设备信息和运行维护策略与电力调度全面互动，实现基于状态的全寿命周期综合优化管理；枢纽及中心变电站全面建成或改造成为智能化变电站；实现电网运行数据的全面采集和实时共享，支撑电网实时控制、智能调节和各类高级应用，保障各级电网安全稳定运行。2009～2011年，加快特高压和各级电网建设，推广灵活输电技术应用。110千伏及以上变电容量达28亿千伏安，其中特高压交流变电站21座、变电容量1.2亿千伏安；制定数字化/智能化变电站、智能设备技术标准规范体系；初步实现电网运行数据的统一采集；支持大型能源基地、可再生能源规范接入；初步形成基于变电设备故障诊断和自诊断评估体系的风险控制检修模式；建立公司资产全寿命周期管理体系；完成智能变电站建设及改造试点工程。2012～2015年，形成完善成熟的特高压建设标准体系，全面建设特高压交直流输变电工程。110千伏及以上变电容量达47亿千伏安，其中特高压交流变电站48座、变电容量超过3亿千伏安；初步实现变电站站间、区域内、跨区域实时信息集成共享；在电网重要区域内开展枢纽变电站智能化建设和改造；实现各类电源的规范接入，满足各类用户多样化需求；加强智能化设备对电网优化调度和运行管理的信息支撑功能；进一步优化设备检修策略，形成围绕资产全寿命周期管理的设备运行、检修工作体系。2016～2020年，全面建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网；110千伏及以上变电容量达79亿千伏安，其中特高压交流变电站60座、变电容量约5.7亿千伏安；枢纽及中心变电站完成智能化建设和改造，超过50%的关键变电站实现全站设备的智能化；建立面向智能电网和智能化设备的设备运行管理体系；基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式，初步形成基于状态的全寿命周期综合优化管理。4.4.3技术路线制定智能变电站和智能装备的技术标准和规范；实现电网运行信息完整准确和及时一致的可靠采集，开展基础信息统一信息建模及工程实施技术研究，构建就地、区域、广域综合测控保护体系；研究各类电源规范接纳技术，满足各类用户的多样化服务需求；完善智能设备的自诊断和状态预警能力；完善设备检修模式，开展资产全寿命周期管理。4.4.4重点工程制定智能变电站及装备标准规范。提出智能变电站的架构和技术体系，制定相应的标准和规范，指导智能变电站建设和老站改造，规范设计、建设、验收、运行维护和试验。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和常规装备的智能化改造工作。实施智能变电站建设。建设智能电网全景信息采集系统，开展基础信息统一建模技术研究，构建就地、区域、广域综合测控保护体系，研究各类电源及用户的接入、退出、保护及隔离技术，开展变电站智能化改造和智能变电站建设工作。智能装备研发及装备智能化改造。联合并带动相关产业部门，整体提升我国电网智能装备技术水平，实现电网灵活优化控制；通过对变电设备的典型参量信息的分析和挖掘，为电网优绩高效运行提供装备的可靠性实时数据。全寿命周期综合优化管理体系建设。深化检修策略优化和资产全寿命周期管理，建立精益化的评估体系，从资产的全寿命周期安全、效能、成本角度，形成基于企业绩效管理的设备检修模式，逐步建立全寿命周期综合优化管理体系。4.5配电环节4.5.1发展基础公司在加强输电网网架建设的同时，统筹城乡电网发展，加快新农村电网和城乡配电网的建设与改造，加大重点城市及地、县级电网建设改造，加强和完善地区配电网网架，逐步消除供电“瓶颈”，不断提升供电能力和供电可靠性。配电自动化和馈线自动化技术研究较为深入并得到初步应用，配电自动化水平逐步提高；配电网分布式发电与新能源接入技术研究深入开展。与国外相比，我国配电网网架结构相对薄弱；配电自动化覆盖范围不到9%，远远低于发达国家水平,实用化水平较低；由于技术不成熟、网架结构调整频繁、运行维护力量不足等原因，大部分配电自动化设备处于闲置状态；配电网相关技术和管理制度欠缺，亟待完善；储能电池制造与大规模应用等技术方面落后于发达国家。4.5.2发展目标建成高效、灵活、合理的配电网络，配电网具备灵活重构、潮流优化能力和可再生能源接纳能力，在发生紧急状况时支撑主网安全稳定运行；实现集中/分散储能装置及分布式电源的兼容接入与统一控制；供电可靠性和电能质量显著提高；完成实用型配电自动化系统的全面建设，全面推广智能配电网示范工程应用成果，主要技术装备达到国际领先水平。2009～2011年：研究智能配电网的总体框架和技术发展规划，开展重点科研项目攻关和试点工程建设，完成智能配电网仿真实验平台和城市储能装置示范工程建设；基本形成智能配电网技术架构体系，开展配电网优化试点建设；在直辖市及计划单列市中，选择2～3个城市建成实用型配电自动化系统，完成智能配电网示范性工程建设；电动汽车充电站达到千座规模。2012～2015年:完善智能配电网技术架构体系，继续优化完善配电网架。在全面总结和评估试点经验的基础上，研究建立智能配电系统的成熟度评估模型和实验平台；完成省会城市实用型配电自动化系统建设；有条件的地区开展分布式电源及微网接入试点，完成智能配电网技术标准体系建设；推广电动汽车充电装置及充电站，电动汽车充电站超过4000座；完成大型储能技术在间歇式能源发电系统中的示范应用。2016～2020年：智能配电网关键技术成果全面推广，完成264个地市公司和827个直供直管县的实用型配电自动化建设。完成集中/分散式储能、分布式电源的大规模应用，主要技术装备达到国际领先水平；在重点城市建成具有自愈、灵活、可调能力的智能配电网；分布式能源系统以及电动汽车等各种终端用电设备实现“即接即用”；电动汽车充电站达到万座规模。4.5.3技术路线以公司SG186平台为基础，扩充生产管理信息系统PMS中配电模块管理功能，开展GIS平台建设，强化配电网基础信息管理；构建智能配电技术架构体系，加强技术评估与标准化建设；在分布式电源接入、集中/分散式储能、电动汽车充电站、智能调度和通信、实用型配电自动化等方面开展关键技术研究并全面推广应用。4.5.4重点工程配电网网架建设。完善配电网网架规划，建立技术标准体系，加快配电网建设，提高配电技术和管理水平，开展配电网供电能力评估和配电设备状态评价，持续提高设备健康水平和配电网安全运行水平。配电自动化建设。研究制定配电自动化建设的总体目标、技术路线和实施方案，从直辖市和重要省会城市的实用型配电自动化建设和馈线自动化建设入手，逐步开展配电自动化建设。开展智能配电网工程建设试点，在配电网灵活自愈方面取得突破。建设配电生产管理的专业化系统并推广应用。配电网智能调度技术研究及推广。研究分布式电源和分散式储能接入电网的运行规律和配电网各环节协调优化策略；建立智能配电网与应急系统、故障抢修、输电环节、分布式电源和用户需求侧等环节的协同调度机制，研究智能配电网通信技术体系和关键技术，完成试点并推广。电动汽车充电站试点建设。结合国家新能源发展规划和电动汽车发展规划，在部分城市开展汽车充电站等配套建设试点，推动我国新型汽车产业发展。4.6用电服务环节4.6.1发展基础近年来，公司统筹规划，逐步构建了集约化、标准化的营销业务组织模式以及一体化的营销自动化体系，统一开发了营销信息化系统，实现了营销业务的标准化应用。大用户负荷管理和低压集中抄表系统已安装使用约900万户（其中10千伏专变大用户142.9万户，已建设63.7万户，覆盖率达44.6%，电量比例为38.1%），用电信息采集系统研究全面开展。初步形成了较为完善的技术方案和技术标准体系；建立了目前在业界领先的一体化多媒体电力客户服务系统，为客户提供了较为专业化的互动服务平台；全面推进需求侧管理工作，节能减排工作已列入国家规划，取得了可观的节能效果；开展了相关标准、规程、规范的制定工作，初步形成了以现代电力和信息技术为基础的电力营销技术支持体系和多渠道服务接入体系，为实现智能用电服务奠定了坚实基础。目前双向互动服务内容的深度和广度有待进一步拓展，用电信息采集系统建设标准化程度较低，电能表及采集终端型式多样、智能化水平不高;支撑用电信息采集系统和营销信息系统等营销核心业务运行的通信网络和信息网络，尚不能达到实用化要求，面向用户侧的通信网络资源不足。4.6.2发展目标构建智能营销组织模式和标准化业务体系，实现营销管理的现代化运行和营销业务的智能化应用；全面开展智能用电服务，在全国范围推广应用智能电表；构建智能化双向互动体系，实现电网与用户的双向互动，提升用户服务质量，满足用户多元化需求，进一步提高供电可靠率；推动智能楼宇、智能家电、智能交通等领域技术创新，改变终端用户用能模式，提高用电效率，电能在终端能源消费中的比重超过26%。2009～2011年，完成双向互动关键技术研究，开发智能电表等计量装置，建设双向互动服务及分布式电源接入试点；在北京、上海等中心城市建设1～2个智能用电示范小区或工业园区；制定用电信息采集系统的典型技术方案和相关标准；稳步推进用电信息采集系统建设，10千伏电压等级的大用户、工商业用户全部安装智能电表，在全国有条件的省市开展居民智能电表试点；智能电表覆盖率超过30%，用户超过6000万户；电能占终端能源消费比重提高到20.9%。2012～2015年，智能用电服务体系基本建成，营销信息化系统趋于完善，关键技术和智能设备达到国际领先水平；双向互动服务在部分城市得到应用；基本建成用电信息采集系统，居民用户信息采集得到大规模应用，智能电表覆盖率超过80%，用户超过1.4亿户；电能占终端能源消费比重提高到23.2%。2016～2020年，全面建成智能用电服务体系，双向互动服务得到推广，全面建成并完善用户用电信息采集系统，智能电表覆盖率达100%；电能占终端能源消费比重提高到26.2%。4.6.3技术路线构建智能用电服务体系架构，建立相应标准规范；研究智能电表等高级量测装置关键技术和功能规范，形成智能用电服务标准规范体系；广泛推动智能电表应用，建设高级计量管理体系，开展用户能效诊断等增值服务；加快建设智能用电服务技术支持平台和双向互动平台，研制客户分布式电源及储能元件接入监控系统；推动智能用电技术研发和广泛应用；推动智能示范小区建设。4.6.4重点工程智能电网示范园区建设。通过智能电网双向互动平台建设，大力推动智能楼宇、智能家电、智能交通等领域的技术创新和设备研发应用，推动智能电器和装备发展，支持电工电器制造业技术升级。用户管理与服务互动系统建设。通过用电信息与地理图形的关联，建立双向交互的门户系统，加大用户参与力度，推动先进的电能利用方式；开展用电方案最优选择和在线报装服务的研究应用。用电信息采集系统建设。建设全覆盖、全采集的用电信息采集系统，为智能电网一体化信息平台和用户管理与互动服务提供实时、准确的基础数据。高级计量管理体系建设。研发并推广智能电表应用，建立智能化的计量检定、检测体系，实现计量准确可靠、客户用电管理优化等高级应用，为用户提供智能化的高级计量服务。需求侧智能化管理系统建设。开展能效诊断等智能需求侧管理技术研究，开发需求侧智能化管理系统，依靠实时价格刺激信号实现高峰电力资源向高附加值用户倾斜，降低高峰负荷，提高电网设施利用率。4.7调度环节4.7.1发展基础我国调度系统技术和装备目前已居国际先进水平，在继电保护和安自装置、广域相量测量、在线稳定分析与预警、电力二次系统安全防护等方面有着深厚积累和明显技术优势。公司系统五级调度现有SCADA/EMS约1500套，地级以上调度覆盖率为100％；PMU装置695套,500千伏及以上厂站覆盖率达到80％；220千伏及以上保护微机化率达到96％；通信光缆总长度逾37万公里，形成了以光纤为主的电力通信网络。相对于特高压大电网和大型能源基地的建设发展，电网调度技术水平还不能完全满足未来电网运行的需要，主要表现在：电网在线安全分析、控制手段需要进一步完善提高；对大容量风电、太阳能等间歇性电源的预测和调控能力不足；次日和实时电力市场相关调度技术尚处在起步阶段；调度技术支持系统建设不规范、技术标准不统一；电力通信网络结构仍需强化和完善。4.7.2发展目标以服务特高压大电网安全运行为目标，开发建设新一代智能调度技术支持系统，实现运行信息全景化、数据传输网络化、安全评估动态化、调度决策精细化、运行控制自动化、机网协调最优化，形成一体化的智能调度体系，确保电网运行的安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保。2009～2011年，完成智能调度技术支持系统开发，在国调、“三华”网调和部分省调投入运行；实现基于电网全景信息的实时监测、在线评估、动态预警、辅助决策、功率闭环调节等功能；实现满足节能发电调度和电力市场需求的日前调度计划和安全校核；构筑从年（月）度、日前到实时的安全运行防线；实现风电等新能源功率预测和调节技术的突破；500千伏及以上厂站的相量测量装置覆盖率达到95％以上；完成调度数据网络第二平面的建设。2012～2015年，公司系统省级以上调度机构建成智能调度技术支持系统，主要功能达到实用要求，并在地县调度机构进行推广；实现风电等新能源功率预测和调节技术的广泛应用；实现基于预测的电网运行风险在线预防控制；500千伏及以上厂站的相量测量装置覆盖率达到100％，开发应用基于广域相量测量的运行控制技术；建成自愈高效、适应多种业务灵活接入的电力通信网；实现国调与“三华”网调的一体化运行。2016～2020年，实现大电网连锁事件条件下的智能预警、各类新型发输电技术设备的高效调控和特高压交直流混合电网的精细化控制，全面建成公司系统省级以上一体化智能调度体系。4.7.3技术路线大力推动调度技术进步，重点研究应用可视化技术、在线并行计算技术、同步相量测量技术、机网协调技术、安全防护技术和新一代通信技术，统一开发建设具有自主知识产权的智能调度技术支持系统。注重提高实用化水平，夯实厂站自动化、调度自动化、电力通信网络等三大基础，实现电网调度安全防御、运行优化、管理高效等实用功能，切实提升调度驾驭大电网能力、资源优化配置能力、科学决策管理能力和灵活高效调控能力。积极开展前瞻性研究，研究适应交直混合大电网的运行控制关键技术和基础理论，研究大电网连锁事件条件下的智能预警技术，研究各类新型发输电设备的高效调控技术，研究适应大规模新能源接入的运行控制技术和大范围水电、火电、风电等的联合优化调度技术。4.7.4重点工程智能调度技术支持系统建设。开展智能调度技术支持系统基础平台和实时监控与预警、安全校核、调度计划、调度管理等各类业务应用的研究开发和标准化建设，建成公司省级以上一体化智能调度体系，提高调度信息化、数字化、自动化、互动化水平，为智能电网安全优质经济运行提供坚强的技术支撑。新能源接入和调控能力建设。实现大容量风电、光伏发电等新能源运行信息的采集、监视和预测，依托风力发电和太阳能发电技术研究中心建设，深入研究新能源的运行特性，开发应用与之相适应的仿真建模技术和电网有功无功控制技术，实现间歇性能源与常规电源的协调运行，保障大容量新能源的有效接纳。电力通信网络和调度数据网建设。统一规划建设和完善骨干光纤通信网，重点建设覆盖各网省的五大自愈传输环网，满足智能电网生产控制业务和企业经营管理业务的需要。重点建设完善调度数据网络双平面，提高生产控制专用数据网络的整体可靠性。4.8通信信息平台4.8.1发展基础通信信息平台是智能电网的重要支持系统,是贯穿六大应用环节的基础手段。经过多年的建设，各环节均已建立较成熟的业务信息系统，在电网信息模型融合、统一信息平台等方面已开展了大量研究与应用工作。全面推进国家电网信息化SG186工程建设，信息系统集成开发整合工作取得阶段性成果，基本建成一体化信息平台，ERP、营销、生产等业务应用系统已完成建设试点并大规模推广，正在开展资产全寿命周期、用户用电信息采集、企业全面风险管理等企业级应用研究；已建成先进可靠的电力通信网络，形成了以光纤通信为主，微波、载波、卫星等多种通信方式并存，分层分级自愈环网为主要特征的电力专用通信网络体系架构。截至2008年底，公司系统通信光缆总长度达到37.1万公里，微波电路6.6万公里，主干网络已100％数字化，传输媒介光纤化，业务承载网络化，运行监视和管理正在逐步实现自动化和信息化。在配电、用电领域，利用230MHz专用频率和电力线通信（PLC）技术，实现自动抄表、配网管理、用户服务双向通信。与坚强智能电网要求相比，目前通信信息支撑体系还存在以下问题：信息化发展不平衡，信息资源的集成和整合需进一步加强，信息系统的应用深度和实用化水平有待提高，配电侧和面向用户侧的通信网络资源不足，电力通信传输网络结构需要进一步优化，通信信息资源需要优化整合。4.8.2发展目标全面落实科学发展观，建设信息高度共享、业务深度互动，覆盖面更广、集成度更高、实用性更强、安全性更好、国际领先的国家电网资源计划系统（SG-ERP），构建坚强的智能通信信息平台，贯通发电、线路、变电、配电、用户、调度六个环节，实现生产与控制、企业经营管理、营销与市场交易三大领域的业务与信息化的融合，打造经营决策智能分析、管理控制智能处理、业务操作智能作业三层智能应用，实现电力流、信息流、业务流三流合一，全面支撑坚强智能电网发展。建立结构合理、安全可靠、绿色环保、经济高效、覆盖面全、具有时间同步和业务感知能力的下一代大容量、高速通信网络，包容性强、接入灵活、即插即用，对自然灾害及人为破坏有较强抵御能力，达到国际领先水平。完善通信网管理系统。建立应急通信系统，为应急指挥提供重要支撑。全面建成国家电网资源计划系统（SG-ERP），实现信息采集的自动化、业务处理的标准化、管理控制的精益化、资源配置的集团化、电网运营的集约化、客户服务的互动化、综合展现的可视化、分析决策的智能化。2009～2011年：建成SG186工程，制定智能电网信息化总体框架和建设方案，开展共性关键技术的研究,完成一体化企业级信息模型设计，开展六个环节智能电网信息化的试点，开展电网生产运行一体化全过程智能管控体系研究，实现三大领域的信息联动。开展新一代电力通信关键技术攻关，开展电力通信网的资源优化配置，建设四个通信枢纽中心，开展公司骨干通信同步网的改造和优化，完成接入网新技术应用和体系架构的试点。2012～2015年：基本建成SG-ERP系统，主要业务应用达到国际领先水平。资产全寿命周期管理应用系统全面建设完成；用户用电信息实现自动采集和双向互动；推广全面风险管理应用，实现三大领域的业务联动；全面展开智能决策研究。建成规范、统一、全覆盖的输配电通信传输网、接入网、管理网、同步网。初步建成电力通信网综合监测、管理、预警系统。2016～2020年：全面建成SG-ERP系统，信息化整体达到国际领先水平。完善提升公司资产全寿命周期管理应用系统；建成全面风险管理应用，实现核心业务的风险预测和辅助决策；进一步强化和优化通信网络，提升通信网络管理的智能化水平；建立电网生产运行一体化全过程智能管控体系，实现三大领域的高度融合；实现智能决策,支撑和引领坚强智能电网发展，持续提升绩效。4.8.3技术路线以SG-ERP建设作为智能信息平台的整体技术路线。坚持战略导向、业务驱动，坚持信息化“四统一”原则，覆盖全部业务、贯通六个环节、实现三大领域业务与信息化融合，推进集团企业级信息集成；加强六个环节信息化的协同推进和安全高效融合；坚持关键技术的自主研发和人才队伍的培养，开展新一代电力通信关键技术攻关，开展信息采集、传输等多方面技术研究，开展基础软件和工具软件国产化研究和应用，研发信息安全防护关键技术和核心装备。自主开展电力通信信息骨干网和城配通信网建设，具备强大的按业务管理的能力和对多业务融合支撑的能力，建立和完善统一时钟同步、统一授时的同步网，完善10kV以上的变电站和营销网点的光纤覆盖，推进电力网、电力通信与信息网、电信网和有线电视网的四网合一。4.8.4重点工程国家电网资源计划系统（SG-ERP）建设。在建成以人财物套装软件（ERP）为核心，融合营销、生产等业务应用于一体，纵向贯通、横向集成的信息化“SG186工程”的基础上，以支撑坚强智能电网建设和公司集约化管理为重点，建成涵盖公司所有管理业务应用，贯通发电、线路、变电、配电、用户、调度各环节，覆盖面更广、集成度更高、实用性更强、安全性更好、国际领先的国家电网资源计划系统（SG-ERP），提供多方位辅助决策。一体化平台与统一信息模型建设。研究建立适合中国国情的智能电网一体化信息体系架构，制定相关标准和规范。研究制定智能电网一体化信息模型及信息交换模型，包括统一信息编码、公用服务、公共信息模型、通用信息接口等相关标准和规范，完成典型设计并实施，从基础上支撑智能电网各环节各层次电力流、信息流、业务流的高度融合和互动。电网企业综合辅助分析及决策。以企业经营效益为核心，建立综合利用辅助分析模型，建立电网规划、设计、建设、生产、运营各环节的管理绩效指标。研究技术架构，完善企业数据模型，实现与核心业务系统的无缝衔接和信息挖掘，实现辅助分析与智能决策。骨干传输网建设和完善。优化网络架构，建设符合智能电网通信需求的网格状骨干网，形成以五个自愈环网为基础的光纤骨干传输网，具备抵御多点失效故障能力，加大资源整合优化力度，适当进行扩容，增加重要业务的备用路由，提高可靠性，满足智能电网的需要。配电和用电环节通信网建设。采用光纤与电力线宽带等通信技术建立用户与智能电网之间实时连接、互动、开放、灵活的通信网络，实现电力流、信息流的有机融合。建设基于电力线宽带通信技术的智能电网用户侧网络，实现多渠道缴费、用户能效管理业务。通信支撑网建设和优化。加强同步网的统一规划和建设，建立天地互备的广域时间同步系统，建设先进的电力通信管理系统，建立应急通信及应用管理系统，保障坚强智能电网的安全稳定运行。

5社会效益与公司效益分析初步分析估算表明，2009～2011年，我国坚强智能电网的投资总计将达1万亿元以上；2012～2015年达到1.5万亿元；2016～2020年达到2万亿元。建设坚强智能电网有利于推动电网科学发展，实现更大范围的能源和电力资源优化配置，大幅度提高发电、输电和用电效率，促进可再生能源的开发利用和节能减排，有力拉动国民经济发展，社会综合效益明显。一是推动水电、核电和风能及太阳能等可再生和清洁能源开发利用，优化能源结构与布局，提高清洁能源比重，从2008年到2020年，我国水电比例从22%提高到23%，风能和太阳能发电比例从1%提高到7%，核电比例从1%到3%。二是提高电能终端使用效率，从2008年到2020年，电能在终端能源消费中的比重由目前的20.2％提高到26.2％。三是节约化石能源消耗，减少污染物排放。到2020年，通过提高电网输电效率和电能终端使用效率，推动水电、风能及太阳能等可再生和清洁能源开发利用，可节约标煤4.7亿吨，减排二氧化碳约13.8亿吨。四是促进经济增长，解决社会劳动就业。2009～2011年间，坚强智能电网年均投资3000亿元以上，可促进我国年平均GDP增幅约为0.9%，年平均拉动就业人数210万人左右奥巴马顾问《科技投资对就业增长影响的分析报告》中指出“奥巴马顾问《科技投资对就业增长影响的分析报告》中指出“投资100亿美元建设智能电网，可创造23.9万个岗位。”5.1节能效益坚强智能电网可以通过创新营销策略实现电网与电力用户的双向互动，实现有效的“需求侧响应”，提高电能终端使用效率，促进用电侧节能；通过引导用户将高峰时段的用电负荷转移到低谷时段，降低高峰负荷，提高用电负荷率，增加机组和输变电设施的利用小时数，进而稳定发电机组出力，降低火电机组发电煤耗，促进发电侧节能；通过采用特高压输电技术、智能设备和优化调度，提升电网输送效率，降低电能输送过程中的损失；提高跨区输电能力，减少水电站弃水电量。坚强智能电网建设将促进我国电源结构的优化，大幅度提高可替代化石能源的比例，推动大型水电基地和核电的快速发展，促进大规模风电、太阳能等可再生能源的发展。初步分析，2020年我国全面建成智能电网后，全国每年可节约标准煤1.7亿吨，替代标准煤3亿吨，如表5-1所示。表5-12020年我国坚强智能电网的节能（替代）效果节能减排途径节约（替代）标准煤量（万吨标准煤）节能提高电能终端使用效率11900提高发电能源利用效率5100提升电网输送效率220大范围配置能源资源，减少弃水电量节能220小计17440替代化石能源推动水电基地开发13200推动核电快速发展10450推动风能和太阳能等可再生能源发展6400小计30050合计474905.2减排效益智能电网输送体系的建设，将大大提高能源输送效率，促进可再生能源的利用，减少污染物排放。此外，坚强智能电网将推动蓄能电池充电技术的发展，从而加速电动汽车的发展，减少温室气体排放。初步分析，2020年我国全面建成智能电网后，提高输电和终端使用效率减排二氧化碳4.8亿吨，推动可再生和清洁能源开发利用减排二氧化碳8.4亿吨，电动汽车应用减排6000万吨，如表5-2所示。表5-22020年我国坚强智能电网实现的减排效益减排途径二氧化碳减排量（万吨）二氧化硫减排量（万吨）节能带来的减排4848331替代化石能源带来的减排8353954电动汽车技术应用带来的减排6000合计138022855.3社会效益发展坚强智能电网，不仅可以使电网企业受益，而且可以使电力用户、发电企业都取得更好的综合经济效益。主要表现在：减少电力用户电费支出，增加供电可靠性；提升输电效率、减少运行维护和建设成本，降低电网企业的综合运营成本；减少发电装机投资，提升发电设备寿命，降低发电企业的综合运营成本。同时，发展坚强智能电网还可带动相关产业发展、促进经济增长、拉动社会劳动就业。据测算，一个月用电量为100千瓦时的家庭，考虑峰谷电价差和5%的节电效益，可减少总电费支出约10%西北太平洋国家实验室研究结果表明，智能电网可以使家庭用户