国家电网公司文件

国家电网科〔2011〕1285号

关于发布《国家电网公司第一批重点推广新技术目录》的通知

总部各部门、各分部，公司各单位：

为进一步加快科研成果转化和新技术推广应用工作，根据公司统一部署，科技部会同有关部门组织编制了《国家电网公司第一批重点推广新技术目录》。《国家电网公司第一批重点推广新技术目录》是先进成熟、普遍适用、影响重大，需要在公司约束性推广应用的新技术的目录。纳入目录的新技术分为推广应用和示范应用两类，推广应用类技术纳入正常的电网建设和生产流程，示范应用类技术经工程示范和充分论证后，在公司系统范围内逐步推广应用。现予发布，请按照《加快新技术推广工作的意见》的有关要求，遵照实施。

附件：国家电网公司第一批重点推广新技术目录

二○一一年八月三十一日

国家电网公司办公厅2011年8月31日印发

国家电网公司第一批重点推广新技术目录

二一一年八月

前言

新技术推广应用是公司科技创新工作的关键环节，是科技创新支撑公司电网发展的重要体现。“十一五”期间，公司建立了以“一个纲要、两个目录”为核心的新技术推广应用工作体系，新技术推广工作取得显著成效。但随着公司科技创新工作的不断深入，近年来涌现出大批科研成果，需要加快转化应用；同时，建设坚强智能电网也需要更加强有力的技术支撑。因此，需要进一步完善公司新技术推广工作机制，创新工作方式，强力推进公司新技术推广应用工作。

按照公司“研究建立有利于科研成果转化应用的制度措施，加大科研成果转化力度”的有关要求，公司科技部会同有关部门，组织开展了公司新技术推广工作机制研究，并按照“先进成熟、普遍适用、影响重大”的原则组织开展了科研成果推荐和评估工作，编制完成《加快新技术推广工作的意见》和涉及8个技术领域、48项新技术的《第一批重点推广新技术评估与应用意见》。

公司《第一批重点推广新技术目录》是两个“意见”的具体落实，是具有强制约束性要求的新技术推广目录，是“一个纲要、两个目录”新技术推广工作体系的重要补充。《第一批重点推广新技术目录》共包括34项推广应用类新技术和14项示范应用类新技术。其中，推广应用类新技术需纳入公司正常的电网建设和生产流程，约束性推广；示范应用类新技术需安排具体工程进行试点示范应用，应用效果充分论证后，在公司系统范围内逐步推广应用。

在列入公司《第一批重点推广新技术目录》的新技术描述中，“技术原理与特点”说明了该技术（或装置）的技术原理、主要功能、有关技术指标和技术成熟度，而在“推广（示范）应用计划”中包含了该技术推广应用的约束性要求，同时给出了该技术的适用地点和条件、责任部门等信息。公司规划、综合计划管理部门应将《第一批重点推广新技术目录》推荐技术的应用项目及时纳入相应的公司规划、计划，并落实资金安排；总部各专业部门，应按照《第一批重点推广新技术目录》明确的推广应用计划，组织实施本部门负责的重点推广新技术的推广应用，同时做好新技术相关技术标准的编制工作。

公司总部各部门、各分部和各单位，在《第一批重点推广新技术目录》实施过程中的有关建议请及时反馈公司科技部，以进一步完善公司新技术推广工作机制，共同推进公司科研成果转化和新技术推广应用工作，为公司坚强智能电网建设提供强力支撑。

目录

第一部分推广应用类技术..............................1

1高压、超高压输电技术..............................1

1.1电网冰害整体解决方案...........................1

1.2静止同步并联补偿器（STATCOM）..................5

1.3串补/可控串补..................................8

1.4静止无功补偿器（SVC）.........................11

1.5可控并联电抗器................................14

2高压、超高压变电技术.............................18

2.1高压直流隔离开关..............................18

2.2智能变电站技术................................22

3高压、超高压设备运行、维护和管理.................26

3.1电力机器人技术................................26

3.2直升机作业....................................30

3.3电力设备在线监测技术..........................34

3.4城市电网应急处理技术..........................38

4电力系统及其自动化...............................41

4.1智能电网调度技术支持系统......................41

4.2多时间尺度全过程仿真技术......................45

5配电与用电.......................................49

5.1配电自动化技术................................49

5.2节能配电变压器................................53

5.3固体绝缘环网柜技术............................56

5.4配电网架空绝缘线路雷击断线防护技术............58

5.5电能质量监测与控制技术........................61

5.6用电信息采集系统技术..........................65

5.7电动汽车智能充换电服务网络技术................68

5.8电力光纤到户技术..............................71

6电力企业信息化...................................75

6.1电力GIS基础软件平台..........................75

6.2电力业务基础软件平台..........................79

6.3电力专用工业以太网交换机......................82

6.4大型在线数据库管理系统软件....................86

7输变电设计与建设................................89

7.1高强钢在输电线路中的应用......................89

7.2钢管塔在大载荷输电线路中的应用................92

7.3节能降噪金具应用..............................96

7.4输电线路防舞防风偏技术........................98

8节能、环保和新材料..............................101

8.1碳纤维复合芯导线.............................101

8.21000mm2大截面导线............................104

8.3大规格角钢...................................107

8.4六氟化硫气体回收再利用.......................110

8.5风电接入电网整体解决方案.....................113

第二部分示范应用类技术............................117

1高压、超高压输电技术............................117

1.1故障电流限制器...............................117

2高压、超高压变电技术............................120

2.1252kV智能GIS................................120

2.2SF6气体绝缘变压器............................123

2.3363/550kV单断口罐式SF6断路器................126

2.4220kV高阻抗电力变压器.......................129

2.5光学电流互感器...............................132

3电力系统及其自动化..............................136

3.1基于北斗授时的电网时间同步技术...............136

4配电与用电......................................139

4.1智能用电双向交互系统.........................139

4.2智能小区/楼宇................................141

5节能环保、新材料................................144

5.1分布式电源运行控制技术.......................144

5.2大容量电池储能技术...........................147

5.3光伏发电建模与仿真技术.......................152

5.4光伏发电并网检测技术.........................155

5.5光伏发电功率预测技术.........................159

第一部分推广应用类技术

1高压、超高压输电技术

1.1电网冰害整体解决方案

一、技术原理与特点

从2008年起，公司组织开展了一系列防治电网冰害的研究和工程实践，在“抗、防、融、除”四个方面的关键技术、方法研究和相关设备研制上取得了显著的技术成果，主要包括冰区划分、冰情监测和预警、覆冰区电网规划设计、融冰和除冰、冰灾后输变电设备状态评估和恢复等。

冰区划分是根据气象数据和现场观测，采用统计方法确定出不同地区、不同重现期的标准冰厚，绘制出具有经纬度、海拔高度、行政区域等信息的冰区图形。科学准确的冰区划分是电网建设尤其是线路杆塔强度设计和档距选择的重要依据。现已完成了国网公司所辖各网省公司15、30、50、100年重现期的冰区划分图。

冰情监测和预警是利用电网中包括覆冰监测系统在内的各种监测系统所获得的数据和气象监测数据，对输电线路、杆塔、绝缘子等电力设备可能发生的覆冰及其严重程度进行预测和预警，为冰害的预防和早期治理提供依据。主要功能包括：图像监测；导线覆冰厚度的自动识别；气象要素监测；冰情中、长期预测；冰情短期预测等。由湖南公司研发的“视频覆冰监测系统”已在省内推广应用200余套，在电网覆冰中、长期预测和短期预测以及冰情预警中发挥了重要作用。覆冰区电网规划设计是根据冰区划分图对不同区域电网建设抗冰害提出设计标准，增强输变电设备抵御冰害的能力。目前已制定14项国家、行业和公司标准。

融冰和除冰是在灾害气象条件发生较严重覆冰情况下的一种补救治理措施。融冰是指对覆冰的线路通以大电流，利用线路电阻发热以使覆冰融化。这种热力融冰包括交流和直流融冰，直流融冰还包括固定式和移动式。交流融冰技术在湖南220kV线路上成功进行了现场试验。2011年1月，湖南电网成功实施直流融冰线路6条次，已经成功通过实际应用。变电站热力除冰是用大功率热风机对覆冰的变电设备除冰。目前，湖南电网已有带电热风融冰车11套，并成功通过融冰试验，效果明显。机械除冰主要是采用输电线路移动机器人平台，携带除冰工具，通过遥控的方式，在输电线路、架空地线及光纤复合架空地线（OPGW）上行驶，进行线路的带电除冰工作，目前已经在江西省公司和山西省公司的多条线路上成功应用。机械震动除冰利用空爆弹产生可控的冲击波对架空地线（含OPGW）进行除冰，具有地面作业、除冰效率高、操作简单、携带方便等特点。机械震动除冰在河南500kV姚白线进行了地线震动除冰，取得了满意结果。融冰和除冰技术已具备推广应用条件。

冰灾后输电设备状态评估和恢复技术对输电线路导线、地线、绝缘子、杆塔的安全性评估，为防治冰害提供实践依据，恢复技术和措施是对因冰害受损的输电设备进行快速加固和修复。

二、适用地点与条件电网冰害防治技术适用于公司系统所有电网覆冰区，可因地制宜选择应用。新型交流融冰技术可在输电线路覆冰较严重的变电站实施，特别是输电线路需进行抗冰改造的变电站，以降低造价。新型交流融冰技术主要适用于40km及以下的线路融冰需求。直流融冰技术可用于易覆冰区各电压等级输电线路、地线的融冰，特别是交流融冰无法实施的500kV输电线路、220kV长线路、大截面导线以及架空地线的融冰。

热力融冰适用于变电站变电设备、绝缘子等电力设施的带电融冰工作。机械除冰技术适用于地线、单导线、分裂导线的除冰；一个耐张段内多级直线塔间除冰；带电运行线路的地线除冰；跨江河湖泊及山谷的小气候环境下易结冰线路的除冰。

三、推广应用计划

2011～2012年：推广冰区划分、覆冰区电网规划及抗冰设计，全面应用《重覆冰架空输电线路设计技术规程》等14项国家及行业和公司标准。在湖南、江西、四川、湖北等省重覆冰区加快推广冰情预警监测技术、输电线路交、直流融冰技术、变电站热力除冰技术、机器人除冰和机械震动除冰技术的推广应用。融冰应用率覆盖重覆冰区的70%以上。

2013～2015年：防治冰害技术在重覆冰区覆盖率100%。在条件适宜的重冰区，全面推广机器人除冰和机械震动除冰技术。

四、责任部门发展策划部、基建部、生产技术部、国家电力调度通信

中心

1.2静止同步并联补偿器（STATCOM）

一、技术原理与特点静止同步并联补偿器（STATCOM）是基于可关断器件实

现的新型动态无功补偿装置，主要实现对系统的动态无功补偿和动态电压支撑，并可以提高系统稳定性、阻尼功率振荡、抑制次同步谐振。STATCOM以电压源换流器（VSC）为核心，直流侧采用直流电容器为储能元件，利用可关断器件将直流侧电压转换成与电网同频率的交流电压，并通过换流电抗器或耦合变压器并联接入系统。当只考虑基波频率时，STATCOM可以看成一个经电抗器接入系统与电网同频率的交流电压源，通过控制VSC输出电压的幅值和相角，动态调节装置无功输出。

STATCOM具有如下技术特点：（1）节省电容器。STATCOM不采用传统电容器提供无功功率，因而可以省去常规补偿装置中大量电容器及其配套设备。（2）可靠性高。STATCOM无需大容量的电容器和各次滤波器，避免了该类设备事故的发生，提高了系统可靠性。（3）体积小、占地省。由于无需安装各次滤波器，也无需大容量的电容器和电抗器，所以同容量的STATCOM占地面积仅为SVC的一半。（4）响应速度快。STATCOM采用IGCT、IGBT等可关断器件和先进的控制软件技术，响应时间在10～20ms以内，具有良好的暂态性能；

（5）电压运行范围宽。STATCOM提供的无功电流不受母线电压降低的影响，可以在很大系统电压范围下提供全范围的无功输出电流。其主要技术指标包括：额定电压、额定容量、额定频率、动态响应速度、装置损耗、过载能力、谐波含量等。

STATCOM以其优异的动态性能，在电网和工业企业中得到较广泛应用。截至目前，国外研制成功并投入商业运行的STATCOM装置有数百套，绝大多数用于解决配电网中诸如电压波动和闪变、动态无功补偿等电能质量问题，输电系统应用的大容量STATCOM装置仅十余套。1996年，美国电力研究院、田纳西电力局（TVA）和西屋电气公司合作研发了35kV/±100Mvar的STATCOM装置，并于1996年建成投运。这是世界上首套百兆乏级输电系统用STATCOM工程。此后十多年，在美国、英国等地又有多套百兆乏级容量的STATCOM工程投运。国内STATCOM的研究起步稍晚，多数也是应用于工业用户的配电系统，其额定电压为10kV、容量在20Mvar以下。在国内，正常运行的输电系统STATCOM仅有1套，即2006年投运的上海西郊变电站35kV/±50MvarSTATCOM装置。目前正在进行35kV、百兆乏及以上容量STATCOM的研制，年内将可投入运行。

综上所述，国内10kV、50Mvar级STATCOM技术成熟具备推广应用条件，而35kV/百兆乏级STATCOM还需在示范应用的基础上，通过总结运行经验，对控制、抗干扰能力和经济性等一些关键技术进一步攻克和完善。

二、适用地点与条件

STATCOM适用于无功电压波动频繁并对占地面积和动态响应速度要求较高的场合，如受端电网、直流落点、风电和太阳能发电集中接入等。

目前，国内大功率可关断器件尚需大量进口，因而STATCOM装置的整体成本偏高，使得STATCOM本体向更高电压等级和更大容量发展面临一定困难。可通过变压器实现接入更高电压等级的目标。

三、推广应用计划

2011～2013年，在受端电网、直流落点、风电和太阳能发电集中接入等场合推广应用35kV/百兆乏以下的STATCOM；同时完成35kV/百兆乏级容量STATCOM的示范应用。

2014～2015年，完成66kV电压等级STATCOM的示范应用；同时在上述适用场合推广应用35kV/百兆乏级STATCOM。

力争到2015年，在国内输电系统领域推广应用STATCOM数十套，并实现国内STATCOM技术在国外的应用。

四、责任部门

发展策划部、基建部、生产技术部、物资部

1.3串补/可控串补

一、技术原理与特点

串补/可控串补技术是提高电力系统稳定运行水平，扩大线路输送容量的重要技术手段之一，是实现超/特高压输电线路高效经济运行的重要工具。串联补偿装置（SC）利用串联电容器的容性阻抗补偿输电线路的部分感性阻抗，等效地缩短了发电机组间的电气距离，增加了同步力矩，减少了功率输送引起的电压降和功角差，从而实现提高电力系统稳定运行水平，扩大线路输送容量；可控串补（TCSC）技术是现代电力电子技术与传统电力系统技术相结合，通过串联电容补偿线路电感，缩短等效电气距离；通过并联晶闸管阀的快速调节实现增容控制，可以实现潮流控制，达到进一步提高电网传输能力、增强系统安全稳定性、节省输电走廊和投资、保护环境等目的。

串补可以改善系统的稳定性，增加系统的输送能力，改善运行电压和沿线路的电压分布，均衡环网潮流发布和降低网损；对于可控串补，除具备串补功能外，还可用于控制线路潮流，阻尼系统两区域之间的低频振荡，并抑制次同步振荡（SSR）。

串补的主要技术指标包括：额定电压、额定电流、补偿容量、损耗等；对于可控补偿，除串补的主要技术指标外，还有可控补偿容量、晶闸管通流容量、响应速度等。串联补偿技术在电力系统中应用已有近80年的历史，特别是上世纪80年代中期以来，串联补偿装置在技术性能和可靠性上有了质的飞跃。目前世界上安装的串补装置总容量已超过100,000Mvar。在国外，远距离大容量750kV和500kV的输电线路上广泛装设了串补装置。可控串补在国外已有6个工程应用，其中3个在美国，1个在瑞典，1个在巴西，1个在印度。

目前，国内已经掌握了超高压串补、可控串补的研制和调试技术，投运了数十套串补、可控串补工程，装置整体已达到国际先进水平：例如2007年投运的伊冯500kV可控串补工程，是世界上容量最大、额定电压最高的可控串补工程；2008年投运的浑源串补工程，是世界上加装串补套数最多、工程量最大、串补累计容量最大的串补工程。已投运的串补/可控串补装置运行状况良好。

综上所述，串补/可控串补技术在500kV超高压输电系统中已完全成熟，具备推广应用条件，目前正在向750kV和特高压输电系统发展。

二、适用地点与条件

串补/可控串补技术适用于电源和用电负荷地理上分布不均衡，输电距离较长，需要提高输电能力的地区电网；适用于输电走廊狭窄，需解决保护资源环境与能源需求激增矛盾的输电系统；特别适用于长距离、大容量输送的750kV和特高压输电线路，提高线路输送容量和安全稳定运行水平。串补/可控串补技术多应用于长距离、大容量输送的超/特高压输电线路，其安全性和可靠性要求极高，需要经过详细的系统分析计算确定串补/可控串补的安装点、容量和串补度等参数。同时应充分考虑采用可控串补抑制次同步振荡(SSR)的功能实现。

三、推广应用计划“十二五”期间，在公司系统500kV输电系统中全面推广，同时做好在750kV和特高压输电系统中应用的示范工程和推广应用。

2011～2012年，串补/可控串补技术在1000kV输电线路示范应用；固定串补技术在长距离、大容量输送的750kV和1000kV输电线路中推广应用。

2013～2015年，可控串补技术在长距离、大容量输送的750kV和1000kV输电线路推广应用。

四、责任部门发展策划部、基建部、建设部、生产技术部、物资部

1.4静止无功补偿器（SVC）

一、技术原理与特点静止无功补偿器（SVC）是目前应用广泛的动态无功补偿装置，可快速改变其发出的无功，具有较强的无功调节能力。SVC有多种结构形式，包括晶闸管控制电抗器（TCR）、晶闸管投切电容器（TSC）、晶闸管投切电抗器（TSR）、磁控电抗器（MCR）等。目前应用的SVC是以上结构形式中的一种或几种的组合。SVC可为电力系统提供动态无功电源、调节系统电压。当系统电压较低、重负荷时能输出容性无功；当系统电压较高、轻负荷时能输出感性无功，将供电电压补偿到一个合理水平。SVC应用于输电系统，可以提高电网输电能力，稳定系统电压，阻尼系统低频振荡以及抑制次同步振荡，并有利于暂态电压恢复；SVC应用于工业配电网，如电气化铁路、冶金等工业用户，可以降低非线性和冲击性负荷所引起的电压波动和闪变、负序和谐波干扰，改善电能质量，提高生产效率，提高负荷功率因数，降低网损。

应用于输电系统的SVC，可以提高电网输电能力，稳定系统电压，实现无功电压动态控制，阻尼系统低频振荡以及抑制次同步振荡，协助暂态电压恢复，抑制电压波动和闪变，提高电能质量等。

SVC的主要技术指标包括：额定电压、感性无功容量、容性无功容量、响应速度、谐波水平、晶闸管的通流容量、滤波器支路额定电压和额定容量、并联电容器支路额定电压和额定容量。

目前SVC技术在输电系统、冶金、矿山、铁路、石化等领域得到广泛应用。所依托的工程有大规模电力外送通道静止无功补偿系统（SVS）工程，新能源集中接入点SVC工程，可移动式静止无功补偿（RSVC）装置工程。目前国外SVC的直挂电压等级最高为66kV。在国内，目前最大规模电力外送通道SVC群工程位于川电东输通道的陈家桥、洪沟、万县、板桥以及桃乡五个500kV变电站，共安装了6套SVC系统。其单套SVC的最大容量调节范围为-480/+720Mvar，单套TCR容量最大达180Mvar，直挂最高电压等级为66kV。330kV甘肃玉门SVC工程是国内首次应用于风电集中送出通道的SVC装置，因其能快速提供动态无功，为风电场接入电网的无功电压控制发挥了显著作用。另外，我国还投运了湖南500kV复兴变直流融冰兼SVC工程，这是世界上第二套直流融冰兼SVC工程。

综上所述，在超高压输电系统中，大容量SVC、直流融冰兼SVC等装置得到了大量工程实践，积累了丰富运行经验，相关产品已通过了技术和产品鉴定，具备推广应用条件。

二、适用地点与条件

SVC技术适用于输电系统中，需要动态无功补偿和电压控制、动态响应要求高的场合。如大容量、远距离水电接入、风电集中接入、重负荷地区枢纽变电站、特高压输电系统。在配电系统中，适用于非线性、冲击性负荷集中地区，需要动态无功补偿、电压控制、负序治理和谐波滤波的场合。

SVC有多种结构形式，包括晶闸管控制电抗器（TCR）、晶闸管投切电容器（TSC）、晶闸管投切电抗器（TSR）、磁控电抗器（MCR）等，不同的形式其技术性能和造价存在区别。在应用中要综合考虑技术需求、占地、损耗和成本等多种因素进行方案的优化组合。

三、推广应用计划

2011～2012年，在水电接入电网工程中推广应用；在风电集中接入电网和重负荷地区枢纽站的推广应用；特高压SVC的示范应用；覆冰地区的直流融冰兼SVC推广应用。

2013～2014年，特高压SVC的推广应用；特高压直流融冰兼SVC的示范应用；超/特高压电网SVS示范应用；

2015年，超/特高压电网中SVS推广应用。

力争到2015年，在我国各地输电网推广应用SVC数十套，推广应用融冰兼SVC数十套，在超/特高压电网中推广应用SVS数套。

四、责任部门

发展策划部、基建部、建设部、生产技术部、物资部

1.5可控并联电抗器

一、技术原理与特点可控并联电抗器作为提高系统调控灵活性的有效手段，

具备固定高抗和动态无功调节设备的双重功能，是实现超/特高压输电线路高效经济运行的重要工具。可控并联电抗器可作为线路高抗或母线高抗使用。用作线路高抗时可以限制工频过电压和操作过电压，实现动态无功电压控制，消除发电机自励磁，降低线路输送损耗，优化系统无功分布，配合中性点小电抗器可抑制潜供电流和降低恢复过电压，提高系统暂态稳定水平；用作母线高抗时，通过调节输出无功，确保母线电压的稳定。

可控并联电抗器技术根据其构成原理的不同，可以划分为基于磁控原理和基于高阻抗变压器原理两种类型。磁控式可控并联电抗器在整个容量调节范围内，晶闸管控制系统通过改变铁芯的饱和程度来改变电抗器的容量；基于高阻抗变压器原理的可控并联电抗器根据低压侧晶闸管调节方式的不同，又可以分为分级式可控并联电抗器和晶闸管控制变压器（TCT）型可控并联电抗器。分级式可控并联电抗器方案将变压器和电抗器设计为一体，充分利用高阻抗变压器的阻抗，并在本体低压侧串入多组辅助电抗器，容量的控制方式采用晶闸管投切外加电抗器的方式，分级改变输出的无功功率。TCT型高阻抗变压器的漏抗一般设计为80%，其低压绕组通过反并联的晶闸管阀构成回路，通过控制晶闸管的触发角就能提供连续变化的无功功率。

磁控式可控并联电抗器适合作为母线高抗使用，具有以下的技术特点：（1）采用低压设备控制高压设备，控制系统经济性好；（2）可实现输出无功的连续、平滑调节；（3）可以根据系统需求和成本定制响应速度。

高阻抗分级式可控并联电抗器可用作母线高抗或线路高抗使用，具有以下的技术特点：（1）系统暂态过程能迅速调节至100%容量，系统故障恢复过程，容量可以根据需要保持不变或迅速调节，保证系统安全运行；（2）系统可靠性高，控制系统故障时能可作为固定高抗运行在100%容量；（3）暂态过程响应迅速，非故障相响应时间不大于30ms，故障相响应时间不大于100ms；（4）容量调节分级实现，调节过程通过控制晶闸管阀电流过零开通实现，无直流偏置；（5）无谐波污染，不需配置滤波器.

TCT式可控并联电抗器也可用作母线高抗或线路高抗使用，技术特点如下：（1）可实现稳态无功输出容量的平滑调节，响应速度快，可适应系统的动态无功支撑需求；（2）低压侧无需配置辅助电抗器，节省了占地。

表征可控并联电抗器技术性能的指标主要包括：额定电压、额定容量、动态响应速度、谐波含量、晶闸管通流容量、装置损耗、过载能力等。可控并联电抗器技术在国内外已有应用。国外磁控式可控并联电抗器在前苏联国家获得了较多的应用，目前正在运行的该类型可控并联电抗器总共6台，最高运行电压330kV，最大容量180Mvar；国外高阻抗变压器型可控并联电抗器应用是1979年BBC公司研制的735kV/450MVar的TCT型可控并联电抗器以及2001年BHEL公司研制的420kV/50MVarTCT型可控并联电抗器；国内已投运的可控并联电抗器最高电压等级是500kV，分别是忻都500kV开关站分级式可控并联电抗器（550kV/150MVar）和江陵500kV换流站磁控式可控并联电抗器（550kV/100MVar）；目前国内正在开展750kV分级式可控并联电抗器装置研制和工程实施，同时在开展特高压分级式可控并联电抗器关键技术研究和单相成套设备研制。

综上所述，应用于500kV的分级式可控并联电抗器技术成熟，750kV和1000kV电压等级分级式可控并联电抗器正在进行研制和工程实施；磁控式可控并联电抗器适合于220kV及以下电压等级。TCT式可控并联电抗器在我国超/特高压系统中还没有应用，目前正在进行关键技术研究工作。

二、适用地点与条件可控并联电抗器适用于水电、风电外送输电通道以及受端电网电力受入线无功电压控制；输送容量大的超/特高压远距离线路无功补偿，过电压和潜供电流抑制。

分级式可控并联电抗器在风电集中送出系统，提高无功和电压控制能力；分级式可控并联电抗器在超高压长距离输电系统，解决限制过电压与无功补偿间矛盾；分级式可控并联电抗器在远距离、大容量特高压输电系统，解决限制过电压与无功补偿间矛盾；磁控式可控并联电抗器在超高压长距离输电系统，提高无功和电压控制能力。磁控式可控并联电抗器在特高压输电系统重负荷枢纽变电站，提高无功和电压控制能力。

三、推广应用计划

2011年：分级式可控并联电抗器在水电、风电集中送出系统推广应用；分级式可控并联电抗器在超高压输电系统推广应用。

2012年：分级式可控并联电抗器在特高压输电系统中示范应用；分级式可控并联电抗器在330kV输电系统中示范和推广应用。磁控式可控并联电抗器在220kV及以下电压等级输电系统中推广应用。

2013～2015年：分级式可控并联电抗器在特高压输电系统推广应用。

力争到2015年，在三华特高压同步电网、西北750kV输电系统中，推广可控并联电抗器十余套。

四、责任部门

发展策划部、基建部、建设部、生产技术部、物资部

2高压、超高压变电技术

2.1高压直流隔离开关

一、技术原理与特点直流输电技术具有输送容量大、损耗小、适宜远距离输送等优点，已经成为我国未来电网建设的重要组成部分。高压直流隔离开关作为换流站直流场的关键设备之一，在直流输电工程中起到至关重要的作用。

高压直流隔离开关是在常规交流隔离开关技术基础上进行研制的，主要用于连接和隔离换流站直流场中的各主要一次电气设备，以及投切直流滤波器组等场合。其技术原理和设计结构与常规交流隔离开关基本一致，一般由导电回路、传动环节、操动机构、支撑或旋转绝缘子、底座和支架等几部分组成，通过电机旋转传动相间连杆，带动导电杆进行合分闸操作，实现回路的接通或开断。根据使用地点的不用，直流隔离开关一般分为双柱水平伸缩、双柱水平旋转和三柱水平旋转等结构形式。2008年中国电力技术装备有限公司等单位已成功研制额定电流为6300A的515kV直流隔离开关，2010年成功研制额定电流为8000A的816kV直流隔离开关。

直流隔离开关与常规交流隔离开关的主要区别包括长期通过电流值较大，防污、防腐性能要求较高，承受抗弯、抗扭能力较强等。直流隔离开关主要技术特点包括：

（1）通流能力大、开合能力强。区别于交流隔离开关一般只通过较低水平运行电流的工况，直流隔离开关则需要长期承受额定运行直流电流（通常达到4000A甚至更高），为防止大电流引起的触头等接触部位过热，会对隔离开关触头、触指等的设计结构作出改进，例如采用触头多点接触和绝缘板隔离每片触指等技术，以确保大电流可靠通流。同时，高压直流隔离开关在原有大电流隔离开关研制技术的基础上，采取隔离开关与真空断路器并联组合的方式，利用真空断路器具有开断短路电流能力进行隔离开关的辅助开断，可具备开合谐波电流200A（46kV）的能力。

（2）机械操作次数较多、防腐性能较高。由于直流隔离开关设备较高，通过增加镀银层硬度、改善润滑效果，或者采取柔性设计方式，减少动静触头接触时产生的摩擦力，提高触头耐磨性能，从而提高隔离开关的使用寿命；通过采用特殊的热镀锌工艺，达到提高金属组部件（如导电杆、相间连杆、底座、支架等）的防腐性能。

（3）具有较强防污能力。由于直流的静电吸尘效应，相同电压下直流积污要远高于交流积污,相同的积污水平下直流污闪电压要低于交流，因此，直流隔离开关绝缘子必须具备较强的防污能力，交流隔离开关的爬电比距达到31mm/kV就可满足严重污秽地区的使用要求，而直流隔离开关如安装在户外，其爬电比距则远高于交流设备，通常达到50mm/kV甚至更高。

（4）直流隔离开关产品结构布置灵活。在直流工程中隔离开关布置结构灵活，该产品具有多样性的布置结构形式，可满足极线侧、中间点、中性侧、阀厅内等各种电压等级的需求。

二、适用地点与条件直流隔离开关适用于极线侧、中性母线侧、中性点侧等直流换流站中的多个位置，既可以安装在阀厅内，也可安装在户外直流场使用。选型时应考虑安装地点的温湿度、海拔、污秽等级、日照强度、风速、覆冰、地震等诸多因素的影响。

由于直流隔离开关特殊的运行条件，其原材料与零部件价格通常比常规交流隔离开关昂贵。因此，选型时需综合考虑设备购置成本、运行可靠性、检修维护费用、占地费用等诸多因素。此外，高压直流隔离开关制造工艺较为复杂，部分元件技术参数要求较高，需要制定更加严格的生产制造标准，规范制造、装配的各个环节，实施有效的质量控制。

三、推广应用计划

2011年，针对直流隔离开关的结构、性能特点与国外制造企业开展技术交流，并对目前国内运行的多个直流换流站内的直流隔离开关运行情况充分展开调研。在特高压直流工程中应用。

2012～2015年，在后续直流输电工程中全面推广应用各个电压等级的国产直流隔离开关。

四、责任部门

基建部、生产技术部、建设部、物资部

2.2智能变电站技术

一、技术原理与特点智能变电站通过采用先进的通信、信息技术，实现电网运行数据的统一断面无损采集，提供变电站实时全景模型并实现共享；通过先进的自动控制、人工智能技术，全面提升实时控制、动态调整技术水平，实现各类电源及用户的无扰接入、故障隔离，系统和设备具备自描述、自适应、自诊自愈能力。

一次设备智能化主要是通过利用电子式互感器及各种状态监测传感技术对传统一次设备进行智能化改造，在变压器及开关等关键设备增加智能组件，实现状态监测与保护、控制、测量等功能整合。DL/T860的应用为我国变电站自动化系统提供了统一的信息模型和接口标准，智能变电站在该标准的基础上，实现变电站全景信息的采集与共享。通过监控一体化，整合传统的SCADA、保信、五防、在线监测等功能居于一体，显著提高系统集成化程度；通过顺序控制智能变电站具备在各执行端接收和执行集控中心、本地监控系统发出的控制指令，经安全校核并自动顺序一次性自动完成多个控制步骤的操作，同时具有中断、急停的功能；智能告警基于全站设备对象信息统一建模，通过告警信息的筛选过滤，并通过告警信息之间的逻辑关联，运用推理技术确定最终告警，实现变电站正常及事故情况下告警信息分类，并建立信息上送的优先级标准，在异常及事故情况下实现信息分级上送。故障信息综合分析功能主要由主程序、推理机、拓扑及平台接口软件、数据库快速定义软件等构成。通过对故障录波、保护装置、SOE等相关事件信息进行挖掘、整合、综合分析，得出故障分析结果为电网运行提供辅助决策；智能变电站通过对辅助系统的智能化改造，配置智能辅助控制系统，实现图像监控、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制，将非电力专业纳入自动化范畴，从而提升变电站智能化程度，保证变电站的安全可靠运行。

通过应用智能变电站技术主要实现运行监控、操作与控制、综合信息分析与智能告警、辅助应用五类应用功能。

相对于常规变电站来说，智能变电站的技术特征表现在一次设备智能化、二次系统一体化、辅助系统集成化、高级功能实用化等方面。一次设备智能化是通过应用智能组件，实现测量数字化、控制网络化和状态可视化等功能；二次系统一体化是将计算机监控系统、设备状态监测、保护、计量辅助系统等一体化建设，实现信息集成；辅助系统集成化是将智能变电站视频监控、安防系统、照明系统、站用电源系统的控制功能进行集成，实现辅助系统优化控制；高级功能实用化就是在智能变电站中实现智能告警、故障信息综合分析决策、支撑经济运行与优化控制、站域控制等高级应用功能。

通过一次设备智能化，智能变电站试点工程将合并单元、智能终端、状态监测、保护等二次设备下放至高压设备本体附近，实现了智能组件的功能集成，可在进一步提高设备集成度的情况下推广使用该种模式。智能组件在线监测功能应选取目前较成熟且技术经济性较好的在线监测功能；信息一体化基本具备推广条件，在推广使用的同时，可继续提升变电站信息一体化水平；在保证基础数据的完整性及一致性基础上，顺序控制、设备状态可视化、智能告警分析、故障分析决策、源端维护等高级功能已经得到初步应用，但还需要在推广过程中提高其“智能”程度，切实有效地减轻运行维护的工作量，为高质高效的运行维护提供有力支撑；一体化电源、绿色照明以及变压器风冷变频控制等技术，技术成熟，经济性较好，可推广应用。

二、适用地点与条件

智能变电站整体解决方案适用于110kV～750kV的新建智能变电站或在运变电站的智能化改造工程。

在智能变电站建设中应以安全可靠为前提，着力于应用相对成熟且效益明显的技术及设备，不应盲目追求应用大量的新技术和新设备。应优化集成设计方案，减少建筑物面积、优化屏柜布置等。智能变电站建设应严格遵循并跟进相关标准、规范和规定。三、推广应用计划2011年开始，在新建或改造的110kV～750kV变电站全面推广应用智能变电站技术。

“十二五”期间，新建110（66）kV及以上电压等级智能变电站5100座、变电站智能化改造约1000座。到2015年，公司经营区域110（66）kV及以上电压等级智能变电站占变电站总座数的38%左右。

四、责任部门发展策划部、生产技术部、基建部、智能电网部、物资部、国家电力调度通信中心

3高压、超高压设备运行、维护和管理

3.1电力机器人技术

一、技术原理与特点电力机器人技术是以机器人技术为核心，整合电力设备非接触检测技术、多传感器融合技术、自动控制技术、高压绝缘防护技术等，实现辅助或代替人工完成危险或恶劣环境下的特定电力作业任务。电力机器人技术包含变电站机器人智能巡检技术和机器人带电作业技术。

变电站设备巡检普遍采用人工巡视、手工记录的方式。人工巡检存在着劳动强度大、工作效率低、检测质量分散、管理成本高等弊端。变电站机器人智能巡检技术是利用移动机器人，携带红外和可见光成像设备，在全天候条件下，以全自主或遥控方式，进行变电站设备巡检，对巡检提供专家分析系统，有效降低工作劳动强度，降低变电站运维成本，提高正常巡检作业和管理的智能化和自动化水平。

配网带电作业历来由人工进行，因为线路设计安全距离小，其作业安全防护、遮蔽要求极其严格，稍不慎可能造成安全事故。利用机器人代替等电位人员进行带电作业是解决该问题的有效途径之一。机器人带电作业技术利用主从遥操作机械臂，辅助作业人员进行带电作业任务，使作业人员与高压电隔离，可有效降低操作人员的劳动强度，降低安全风险。

变电站智能机器人巡检系统具备以下功能：变电站设备常规自动巡检、恶劣环境下的特殊巡检（如：高原、寒冷等地理条件或大风、雾天、冰雪、冰雹、雷雨等恶劣天气条件下）、就地和远程视频巡检和远程视频指导、站内监控系统联动、变电站巡检集控管理、设备缺陷管理、免操作自主运行等。

机器人配网带电作业系统具备以下功能：主从遥操作、抓取更换作业工具、绝缘线路的绝缘皮剥除、螺母螺栓的安装拆除、绝缘防护的安装拆除（包括裸露带电线路绝缘包裹和可能碰到的地电位设施的绝缘包裹）。

机器人配网带电作业系统可完成的带电作业项目有：带电断接引，绝缘子、跌落保险的带电更换，线路异物清除等。

变电站智能机器人巡检系统主要技术指标：

（1）防护等级IP43；

（2）连续检测时间不少于4h；

（3）可见光摄像机图像达到D1格式；

（4）红外热像仪精度小于等于±2%等。机器人配网带电作业系统主要技术指标：

（1）作业电压等级10kV及以下；

（2）绝缘防护标准45kV；

（3）作业高度19m；

（4）整体运输高度小于4.2m等。变电站机器人智能巡检技术已在国内多个省份得到应用，其中变电站机器人智能巡检技术已在山东、北京、天津、广东、广西、浙江、陕西、山西等十余座变电站投入运行，覆盖220kV～750kV各电压等级变电站及直流换流站，其中第四代产品已经在山东青岛午山智能变电站和浙江金华兰溪智能变电站投入运行。

公司在带电作业机器人技术研究方面已经开展多年，于2002年研发出第一台试验室样机，2005年完成产品化样机的研究。带电作业机器人已在山东电力济宁供电公司和山西电力长治供电分公司通过试用。

在变电站巡检和配网带电工作中引入机器人技术，对于加快坚强智能电网建设、保障电网安全稳定运行具有积极的推进作用。电力机器人技术通过用户实用，已经具备推广条件。

二、适用地点与条件

变电站智能巡检机器人系统适用于220kV及以上变电站，尤其是无人或少人值守变电站，在实际应用中应优先考虑500kV及以上变电站。

带电作业机器人适用于10kV及以下配网输电线路的带电作业任务，尤其适合靠道路侧的垂直排列的线路。

电力机器人主要用于解决一些特定问题，对于特殊复杂的环境条件，功能上尚存在局限性，有待进一步改进、完善。此外，电力机器人当前量产能力有限，价格较为昂贵，在推广应用初期应给予综合考虑。

三、推广应用计划

（1）变电站机器人智能巡检技术

2011～2012年，变电站智能巡检机器人系统在华北等地区进行小规模应用，在公司智能站改造或500kV技改工程中优先考虑。

2013～2015年，技术进一步完善，量产能力满足要求后在全公司范围大规模推广。

（2）带电作业机器人技术

2011～2013年，带电作业机器人在沿海等发达地区进行小规模试点应用。

2014～2015年，技术进一步完善，量产能力满足要求后在全公司范围内大规模推广。

四、责任部门

生产技术部、智能电网部

3.2直升机作业

一、技术原理与特点高压输电线路一般架设在荒山野岭、深沟峡谷和沼泽湖泊间，运行维护十分困难。人工巡检方式需要耗费大量的人力和财力，时间长、效率低。在西方先进国家直升机电力作业技术已逐渐取代人工巡线。直升机作业可对线路进行带电消缺，及时、快速处理电网事故隐患，提高复杂环境地区线路的运行检修水平。目前公司系统内运行的超、特高压输电线路长度已超过9万km，线路检修维护量剧增，运维人员不足的问题日益突出，人工巡线方式已无法满足电网发展的需求，采用快捷、高效的直升机作业方式是电网发展的必然结果。直升机作业技术就是以直升机或无人直升机技术为核心，整合电力设备非接触检测技术、多传感器融合技术、自动控制技术、飞行器测绘技术、带电检修技术等，完成特定电力输电线路作业任务，使作业高效、快捷，减轻作业劳动强度。

直升机作业技术主要包括以下六大类：

（1）直升机巡线技术。利用直升机的飞行及悬停稳定功能，采用可见光、红外线检测等技术，对输电线路进行巡视检查。

（2）直升机带电水冲洗技术。在局部污秽程度严重区域对绝缘子等进行水冲洗，通过定量控制水冲洗条件，保证水冲洗安全。

（3）直升机带电检修技术。分平台法和吊索法两类，平台法属于等电位作业方法，吊索法是利用直升机将人和物吊到输电线路或杆塔上进行检修作业。

（4）激光扫描三维成像技术。利用激光对线路本体及通道进行立体扫描，在后台生成三维图像。

（5）直升机施工技术。包括货物运输、吊装组塔、辅助放线等。

（6）无人机巡检技术。通过无人旋翼飞行平台携带检测、控制和通讯设备，沿输电线路走廊近距离自主飞行、跟踪巡检，执行架空输电线路设备缺陷检测任务。

直升机电力作业具有高效、快捷、可靠、不受地域影响等特点。在荒山、深沟、峡谷及沼泽湖泊等地形险要地区作业技术可行、经济且高效。而在灾情普查、灾后抢修重建、电网应急抢险等方面更具优势。直升机具有对检测目标进行大视场角搜索和小视场角高清精确检测的双重优势，可实现线路设备在线运行状态检测及实时跟踪，不受地理环境限制。

目前国网通用航空有限公司以及华北、东北、湖北、山东、浙江、福建、辽宁、青海等多家网省公司已开展了大量研究，多项成果达到或接近世界先进水平，主要装备基本实现国产化。已在国网公司系统内89条500kV及以上线路上航巡作业，累计航巡里程达98000km，飞行时间8700h，发现缺陷6700处。山东电力集团公司开展的无人机电力巡线系统研究成果在500kV郡城-汶上线、±660kV宁东-山东线上成功应用，1年发现缺陷10余处。该技术已具备推广应用的条件和基础。据统计，直升机巡线里程将平均按24.79%的增长速度逐年递增。到“十二五”末将达17万余km。

二、适用地点与条件

直升机作业适合330kV及以上输电线路，无人直升机巡线作业适合220kV及以上输电线路。

但是直升机成本、驾驶员人力成本均较高。直升机作业技术含量和运行安全要求高，需要专业化管理，资质审查、专业技术评估、作业质量验收管控。

直升机作业需事先向相关管理部门申请，取得许可才能进行。因此需要提前计划，精心安排。

三、推广应用计划

（1）直升机巡线作业：主要应用于330kV及以上线路，“十二五”期间将在全国范围内陆续建立7大基地，开展常规化航巡。

（2）带电水冲洗作业：主要应用于500kV及以上线路，

2011～2012年在沿海地区推广；2013～2015年推广到积污严重地区。

（3）带电检修作业、激光扫描作业：主要应用于500kV及以上线路，2011～2012年主要在华北、华中地区推广；2013年扩展到华中地区；2014～2015年推广到公司范围内。

（4）施工作业：2011年主要在青藏直流项目中应用；

2012～2013年在公司重点建设项目中推广；2014～2015年在全公司范围内推广。

（5）无人机巡检：主要应用于220kV及以上线路，2011～2012年主要在华北、华中地区推广；2013年扩展到华中地区；2014～2015年推广到全公司系统范围。

根据电网电力作业实际需要，逐步将业务拓展到电网维护、建设施工、勘察设计、应急抢险、科学试验、客货运输等6大领域，并在维修保养、科技研发、应急抢险等方面完成相应的配套工程建设。

四、责任部门

生产技术部、智能电网部、基建部

3.3电力设备在线监测技术

一、技术原理与特点通过综合利用各种传感器技术、通信技术和信息处理技术，对输变电设备的特征参数（绝缘性能、温度等）进行在线监测，借助专家系统进行设备状态评估，实现对各类输变电设备运行状态的运行监视、实时感知、状态评价、监视预警和故障诊断。在线监测技术是状态检修的基础，可为提高输变电系统综合防灾和安全保障能力提供技术支持。

电力设备在线监测分为输电线路在线监测和变电设备在线监测。输电线路在线监测主要包括对环境气象、导线温度、覆冰、舞动、微风振动、杆塔倾斜、导线弧垂、风偏、现场污秽度等状态量的监测。变电设备在线监测主要包括对变压器油中溶解气体、电容型设备绝缘（介损、电容量、不平衡电流和不平衡电压）、SF6气体介质、局部放电等状态量的监测，目前成熟的监测技术有变压器油中溶解气体分析、变压器铁芯接地电流、电容型设备介损和电容量、金属氧化物避雷器阻性电流监测等。

输变电设备在线监测技术的主要功能包括：通过对输电线路的监测，可实现对各类自然灾害的监测、分析和预报，从而提高线路综合防灾和安全保障能力；通过对变电设备监测，及时反映绝缘性能、温度等特征参量，实现对输变电设备性能预先判别并处理，提高电网的安全稳定运行水平和供电可靠；采用在线监测技术，能够实时感知电网输电线路和变电设备的运行状态，及时发现缺陷，采取措施预防故障发生，减少设备维修次数，降低设备生产能耗和资源浪费，提高供电可靠性。

表征在线监测装置技术性能的主要指标包括特征参量、监测精度、评估维度、通信方式、通信接口、供电、各组件可靠性等。

电力设备在线监测技术上世纪80年代开始应用，90年代以科技项目的形式逐步扩大，但当时受工艺水平等因素影响，在线监测技术一直未得到广泛应用。随着输变电设备在线监测技术水平的提高和监测功能的进一步完善，特别是公司加快实施设备状态检修和加快推进坚强智能电网建设，对在线监测技术需求越来越高，在线监测技术已在公司范围内得到广泛应用，在及时发现设备缺陷、保证设备安全运行等方面初步显现成效。

目前公司已发布输变电设备在线监测系列标准。根据技术发展实际情况，还将适时对已发布的标准滚动修订，进一步加强输电线路在线监测装置的入网和运行管理。

二、适用地点与条件在分析推广应用必要性和经济性的前提下，应用于重点输电线路和变电设备，并应对监测参量进行优化。

目前在线监测系统（装置）产品种类繁多，监测装置的使用寿命和可靠性尚无法满足输变电设备运行全寿命周期的要求，为此公司发布了24项在线监测系统（装置）相关技术标准，并在评估总结试点工作的基础上编制了系统标准化设计方案，建立了设备状态监测系统标准体系。同时，建立输变电设备状态监测技术实验室，全面加强在线监测装置入网检测。对于上线运行的在线监测装置合理安排检测周期，提高在运监测装置的可靠性，避免因监测装置故障而停电检修。

在线监测数据受运行环境影响大，采用在线监测数据进行设备状态评价和诊断时，应特别注重对数据的挖掘分析和处理。

目前在线监测工作管理尚缺乏统一的管理规程保障，在推广输变电设备在线监测技术时，应特别注意依据公司发布的系统运行管理规范加强运行管理，充分发挥其作用。

三、推广应用计划输变电设备在线监测技术应结合智能电网建设总体规划，在全网输变电设备范围内，按监测类型推广应用。

2011～2012年，完成输变电设备状态监测系统在公司系统内32家单位部署应用，实现跨区电网状态监测信息全面接入公司总部，初步建成“两级部署、三级应用”的统一输变电设备状态检测体系。结合输变电设备状态监测装置发展，试点部署按照公司新标准研发的监测装置，逐步扩大监测范围，实现重点设备和关键区域环境信息的在线监测。

2011～2015年，全面完成覆盖全网范围的总部和各网省公司输变电设备状态监测系统建设，对220kV及以上变压器（电抗器）逐步配置全组分油中溶解气体在线监测装置；对特高压交直流线路、500kV及以上重要联络线的特殊区段配置图像、气象、覆冰、振动等监测装置，并接入生产管理信息系统，实现重要设备关键状态参量的实时监测。

四、责任部门

生产技术部、智能电网部

3.4城市电网应急处理技术

一、技术原理与特点国际公认的城市电网应急处理包括四个环节的六大关键技术：预防环节的应急保障技术和灾害预警技术，响应环节的应急供电技术，处置环节的应急指挥技术和应急抢修技术，恢复环节的供电恢复技术。目前这些技术都已从理论研究与实践探索逐步向应用推广阶段过渡。

基于城市电网应急处理技术的城市电网应急指挥系统是一套城市供电应急计算机辅助技术支持系统。系统应用面向服务的体系架构、公共信息模型、数据交换技术、容灾无线网技术、地理信息技术、信息集成技术、Internet技术等，全面整合多部门、多行业、多层次的已有系统和信息资源，实现对突发公共事件的实时响应和调度指挥，并为公众提供相应的紧急救援服务，将突发事件的危害程度降到最小。

城市电网应急处理技术主要功能包括：

（1）通过与电网内外部信息系统（气象、地质、电力EMS、MIS、营销、GIS等系统）接口，第一时间获取相关信息进行电网故障分析计算，自动生成电网故障预测、应急启动、抢修和供电恢复参考方案；在灾害发生时，作为与政府及外界的信息沟通与发布平台。

（2）针对不同重要电力用户的可靠性需求进行分类分级，提供灵活的重要用户供电和自备应急电源配置流程和模式，同时还对社会电力资源的优化配置、综合利用提出参考方案，提高电网的可靠性和灾害应急水平。

（3）通过电网调度智能辅助决策模型，在事故期间海量数据涌入情况下，找出焦点问题，协助调度员分析、诊断，并提供适用的紧急调度、事故处理、供电恢复参考方案，提高灾害应急响应和快速处置能力。

（4）具备多种通信接口，兼容电力专用通信网和公用通信网，具备快速部署通信网络的能力，为事故状态应急指挥提供通信保障。

城市电网应急处理技术的主要技术指标包括电网及企业应急能力两方面指标。其中城市电网应急能力指标包括主电源和主变电站停电风险、主网架停电风险、城市电网停电风险、城市电网的N-k容忍度等；供电企业的应急能力指标包括应急管理体制的完备等级、应急信息系统的完备等级、应急救援队伍和装备的完备等级、应急资源配置的完备等级等。

2006年至今，城市电网应急指挥技术已在50%左右的国内大中城市开始试点、建设和实施，在北京奥运会、上海世博会及各地重大活动的保电工作中发挥了重要作用。

二、适用地点与条件

该技术适用于大中城市电网及供电可靠性要求较高的区域电网。各地市的突发事件发生的内部诱因和机理不同，不能将一套应急处理系统简单复制，应针对具体电网特点因地制宜地推广城市电网应急处理技术。

不同地区各系统的需求和发展水平差异性较大，应尽快总结前期城市电网应急指挥系统的应用经验，推进公司统一的电网应急指挥平台建设。

三、推广应用计划

2011～2013年：重点完成风险评估与预警、供电恢复和应急能力评估模块的功能完善，在重要政治经济城市和台风、地震、冰灾等灾害易发城市试点推广。

2011～2014年：在全公司系统内开展对重要电力用户分级技术的推广，在2011年底之前完成重要电力用户的供电电源规划，在2014年之前完成供电电源的建设、改造。

2011～2015年：在具备条件的城市推广应用。十年内全国大中型城市应用率达到100%；公司系统内重

要电力用户自备应急电源配置率达到80%；开展社会应急资源优化配置、城市应急供电能力评估技术的试点应用；各供电公司的移动发电车配置台数、容量能够基本满足城市重要电力用户应急的水平。

四、责任部门

安监部、生产技术部、国家电力调度通信中心

4电力系统及其自动化

4.1智能电网调度技术支持系统

一、技术原理与特点智能电网调度技术支持系统是电网运行控制和调度生产管理的重要技术支撑手段。该系统围绕分布式一体化共享的信息支撑、多维协调的安全防御、精细优化的调度计划和规范的流程化高效管理这四条主线，提供完整的智能电网调度技术支持手段，实现敏锐的全景化前瞻预警、优化的自适应自动调整、多维的全局观协调控制、统筹的精细化调度计划和规范的流程化高效管理。

智能电网调度技术支持系统在主调和备调采用完全相同的系统体系架构，实现相同的功能，实现主、备调的一体化运行。横向上，系统通过统一的基础平台实现四类应用的一体化运行以及与SG186的有效协调，实现主、备调间各应用功能的协调运行和系统维护与数据的同步；纵向上，通过基础平台实现上下级调度技术支持系统间的一体化运行和模型、数据、画面的源端维护与系统共享，通过调度数据网双平面实现厂站和调度中心之间、调度中心之间数据采集和交换的可靠运行。

在一个调度中心内部，智能电网调度技术支持系统功能分为实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理四类应用。实时监控与预警类应用全面整合电网稳态、动态、暂态运行信息、设备状态信息、辅助监测信息，实现电网运行状态及影响电网运行相关外部因素的全景可视化监视、在线故障诊断和智能报警。调度计划类应用按照不同调度模式要求，提供多种智能决策工具和灵活调整手段，支持调度计划全景信息可视化展示和相关因素定量分析评估，实现多目标、多约束、多时段调度计划自动编制和安全校核，实现电网运行的安全性与经济性的协调统一。安全校核类应用对检修计划、发电计划和电网运行操作（临时操作、操作票）等调度计划和调度操作，进行全面的安全稳定校核，其包括静态安全、暂态稳定、动态稳定和电压稳定等方面，并在校核完成后进行辅助决策和裕度评估计算，提出对调度计划和调度操作中稳定问题的调整建议和电网重要断面的稳定裕度。调度管理类应用主要实现调度生产业务的流程管理；规范专业管理及调度中心内部综合管理；采用时间、空间等多维度分析方法，对电网运行信息、二次设备运行信息、分析评价结果等数据进行综合挖掘分析，形成分析和评估结果并展示与发布，实现调度管理工作一体化、规范化和流程化的目标。实现与SG186数据平台的信息交换和共享。

调度技术支持系统的四类应用建立在统一的基础平台之上，基础平台是智能电网调度技术支持系统开发和运行的基础，负责为各类应用的开发、运行和管理提供通用的技术支撑，为整个系统的集成和高效可靠运行提供保障。基础平台为各类应用提供统一的模型、数据、CASE、网络通信、人机界面、系统管理等服务。应用之间的数据交换通过平台提供的数据服务进行，还通过平台调用和提供分析计算服务。智能电网调度技术支持系统自2008年5月开始研发，截至2010年底，已在第一批九个单位（国调、华北网调、华东网调、华中网调、江苏省调、四川省调、沈阳地调、衡水地调和北京城区）进行了试点工程建设，涵盖国、网、省、地四级调度机构。各工程均已完成现场验收，部分工程已投入试运行。

二、适用地点与条件智能电网调度技术支持系统适用于国家、区域、省、地区调度机构及各级备用调度。应用智能电网调度技术支持系统时应充分考虑系统安全，遵循电力二次系统安全防护要求，在进一步完善边界防护的基础上，采用国产安全操作系统和国产安全数据库，通过应用证书技术加强信息安全，通过认证实现控制和执行的权限管理。系统应支持高可靠、高性能的冗余技术和高可靠性的冗余结构，支持双机/多机集群技术、多机热备技术及冷备自启技术，系统的硬件和软件应进行充分测试，保证系统稳定、可靠运行。

技术支持系统按照统一规划、分级负责的原则进行建设、验收和管理。三、推广应用计划2011年底前，国调、“三华”网调、江苏、四川、福建省调、苏州地调等试点单位完成智能电网调度技术支持系统其他应用功能的建设；“三华”电网内省调完成基础平台和相关功能建设，支撑“三华”电网的一体化运行。

2015年前，省级以上调度全面建成智能电网调度技术支持系统；70%的地调按照规范化要求建成智能电网调度技术支持系统；40%的县调建成智能电网调度技术支持系统。

四、责任部门

国家电力调度通信中心、智能电网部

4.2多时间尺度全过程仿真技术

一、技术原理与特点电力系统对扰动的动态响应一般可分为电磁暂态（毫秒级）、机电暂态（秒级）及中长期动态（分钟级）3种不同量级的多时间尺度过程。目前，针对不同的动态响应过程己有相应的独立仿真程序进行仿真分析。随着我国大规模超/特高压交直流电网的建设、大规模风电和光伏发电等新能源的开发、大功率电力电子设备和快速自动控制装置的大量应用，对建模技术和模型参数准确性提出更高的要求。由于大规模电力系统动态特性日趋复杂，不同时间尺度的响应过程紧密联系、相互影响，传统相互独立的各仿真程序已难以适应我国大规模交直流电力系统对仿真的要求。因此，需要研究能够实现电磁暂态—机电暂态混合仿真、机电暂态—中长期动态统一仿真的多时间尺度全过程仿真、建模技术，并开发相应计算软件，才能满足我国大规模超/特高压交直流电网建设的需要。

为了适应我国电网发展需要，基于成熟的电力系统分析软件PSD和PSASP开发的多时间尺度全过程仿真分析软件包，重点解决了不同时间尺度的响应过程紧密联系、相互影响情况下仿真电力系统动态特性的问题。开发的多时间尺度全过程仿真分析软件包具备稳态计算分析、电力系统电磁暂态-机电暂态混合仿真、机电暂态及中长期动态统一仿真、电压稳定计算和频域计算等全过程仿真功能，能够实现电力系统多时间尺度全过程仿真建模。仿真能力超越了国内外同类产品。

与国内外其它电力系统仿真软件相比，该软件包的主要特点是：（1）仿真能力强。除常规仿真程序能进行的所有分析计算工作外，还可以进行复杂和严重事故的事后分析，研究扰动后较长时间的事故重演，是研究和分析我国非线性超大规模电力系统动态特性机理、严重事故特征及其稳定措施的重要保证。（2）算法数值稳定性和收敛性好。基于多重事件搜索与多步变步长后退欧拉法的电磁暂态仿真算法、组合数值积分算法、基于故障支路导纳阵的复故障算法、特征值并行搜索算法和改进的无功优化综合算法等，解决了仿真中数值振荡、仿真计算收敛性差、计算速度慢等问题。（3）模型及参数符合实际，仿真分析精度高。提出了一套符合国内实际的同步发电机励磁系统、原动机及其调节系统的实测建模方法，建立了相应的大量的实测仿真模型及参数；构建了基于我国实际直流输电系统和FACTS元件模型及参数；建立了考虑配电网络的综合负荷模型和参数。这些模型及参数显著提高了仿真分析的准确度。（4）电网模型数据统一。在多时间尺度仿真计算中可采用统一的仿真模型和参数，仿真计算方便快捷，节省时间。

多时间尺度全过程仿真分析软件包的潮流、暂态稳定、小干扰稳定、短路电流等常规程序已经在我国获得了较广泛的应用，机电—电磁暂态混合仿真程序和全过程动态仿真程序已经具备了推广应用的条件。

二、适用地点与条件电力系统多时间尺度全过程仿真技术可用于在交直流混合仿真、多时间尺度全过程仿真、间歇式能源并网规划与调度运行仿真，基于该技术研发的PSD电力系统仿真软件包可作为我国特高压智能电网规划、运行和控制的基本仿真工具。

目前，主要用于电力系统离线仿真计算，用于实时仿真计算尚需要进一步研究数据接口等问题。为提高计算速度和计算效率，应用基于PSD和PSASP的多时间尺度全过程仿真分析软件包时，应结合可配置高性能计算机机群，搭建并行仿真计算平台。

三、推广应用计划

2011年，在公司重大科技项目和智能电网规划、运行中引入多时间尺度全过程仿真功能对系统进行详细仿真，研究电力系统受到扰动之后长时间的动态稳定性问题及解决方案。

未来3～5年，在己有推广成果的基础之上，大力推进机电—电磁暂态混合仿真和全过程动态仿真的应用范围，在公司系统的规划设计、调度运行和科研单位进行广泛推广应

用。

四、责任部门

国家电力调度通信中心、发展策划部

5配电与用电

5.1配电自动化技术

一、技术原理与特点配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合应用电力电子技术、通信技术、计算机及网络技术，实现配电系统的监测与控制，并通过相关系统的信息集成，实现配电自动化的科学管理。

配电自动化系统主要由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道组成。配电主站是配电自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网分析应用等扩展功能；配电终端是安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称，主要包括配电开关监控终端（FTU）、配电变压器监控终端（TTU）、开关站和公用及用户配电所监控终端（DTU）等；配电子站是为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围的信息汇集、处理或故障处理、通信监视等功能；通信通道是连接配电主站、配电终端和配电子站，实现信息传输的通信网络。IEC61968标准在配电自动化产品中的贯彻实施，推动了配电自动化的综合应用，为各种应用之间的信息交互创造了条件。

配电自动化系统的功能包括基本功能和扩展功能。

基本功能包括：

（1）配电SCADA：数据采集（支持分层分类召测）、状态监视、远方控制、人机交互、防误闭锁、图形显示、事件告警、事件顺序记录、事故追忆、数据统计、报表打印、配电终端在线管理和配电通信网络工况监视等。

（2）与上一级电网调度(一般指地区电网调度)自动化系统和生产管理系统（或电网GIS平台）互连，建立完整的配电网拓扑模型。

扩展功能包括：

（1）馈线故障处理：与配电终端配合，实现故障的识别、定位、隔离和非故障区域自动恢复供电。

（2）电网分析应用：模型导入/拼接、拓扑分析、解合环潮流、负荷转供、状态估计、网络重构、短路电流计算、电压/无功控制和负荷预测等。

（3）智能化功能：配电网自愈控制（包括快速仿真、预警分析等）、分布式电源/储能装置/微电网的接入及应用、经济优化运行以及与其它智能应用系统的互动等。

配电自动化系统的主要技术指标包括：故障判断准确率、遥信正确率、遥测综合误差、遥控误动率、遥控拒动率、事故画面推出时间、遥信变位画面响应时间、遥测越死区响应时间、双机切换时间、故障区段隔离时间、非故障区段恢复供电时间等。

配电自动化主站系统、配电终端设备、配电通信技术等都有较大进步且趋于成熟。目前配电自动化技术已经在公司第一批（4个重点城市核心区）和第二批配电自动化试点（19个重点城市核心区）试点使用，并取得很好的应用成果。

二、适用地点与条件配电自动化技术实施区域的网架结构应布局合理、成熟稳定，实施馈线自动化的线路应满足故障情况下负荷转移的要求，具备负荷转供路径和足够的备用容量，配电设备应根据需要满足遥测、遥信、遥控要求。

为确保配电自动化工程建设质量，应加强对配电自动化系统的规划和计划性管理，并重视建设质量和后续配套措施，保障工程的延续性和可推广性。

三、推广应用计划配电自动化系统应纳入地区配电网整体规划，根据本地区配电网现状及实际需求分阶段、分步骤实施；在进行配电自动化建设与改造时，要合理配置主站软硬件及智能终端类型，避免盲目追求配电自动化“三遥”率；区域网架结构应布局合理、成熟稳定，不可为实施自动化而进行大规模的网架改造和设备更换。

2011～2012年：在供电可靠性要求高的政治或经济中心区，国家级经济开发区或高新科技园区推广应用，优先在4个直辖市、21个省会城市、4个计划单列市，唐山、苏州共31个重点城市的核心区开展配电自动化系统建设并逐步实现全覆盖。在“十二五”中后期可在其它具备条件的地级市核心区开展配电自动化系统建设。

四、责任部门

生产技术部、智能电网部、国家电力调度通信中心

5.2节能配电变压器

一、技术原理与特点

节能配电变压器主要包括S13及以上型号的系列配电变压器、非晶合金铁心变压器和调容变压器。

S13及以上型号系列配电变压器通过采用高导磁、低损耗的优质高性能硅钢片，经过优化设计，降低了变压器空载损耗和负载损耗。S13型配电变压器与同容量S11型配电变压器相比，空载损耗下降25％以上，噪声下降7～10dB，铜材消耗下降3%～5%。S14变压器长期运行在40%及以上负载率时，其节能效果高于非晶合金变压器，且噪音水平也相对较低，可满足城市配网环保要求。

非晶合金铁心变压器的铁心采用非晶合金带材，使得变压器空载损耗大幅降低，与S11型同容量配电变压器相比平均降低约65%。但由于非晶合金材料的特殊性，非晶铁心不能用夹件过分压紧，铁心震动受到束缚较少，因此噪音相对同容量、同规格的硅钢配电变压器高出3～8dB。

调容变压器包括有载调容变压器和无载调容变压器。有载调容变压器在不停电情况下，根据实际负荷大小，通过调容开关改变高低压绕组联结方式，实现容量转换，使变压器运行在较佳经济运行方式，克服了无载调容变压器不能根据实际负荷大小自动调节变压器容量方式的固有缺陷。

在年均负载率小于30%的情况下，应用非晶变节能效果比较显著；在年均负载率小于25%的情况下，且负荷具有周期性变化特征的区域，应用有载调容配变节能效果比较显著。配电变压器的主要技术指标包括：额定容量、额定电压、额定频率、空载损耗、负载损耗、空载电流、短路阻抗。

S13及以上型号配电变压器、非晶合金铁心变压器、调容变压器等节能产品代表了我国目前配电变压器的发展方向，产品设计、制造工艺已相对成熟。目前非晶合金铁心配电变压器已在江苏等地区得到较多应用，有载调容变压器在山东、宁夏、浙江等农网科技项目试点中也得到一定应用。

二、适用地点与条件

S13型配电变压器和非晶合金铁心配电变压器适用于新建和改造的城乡配电网。有载调容变压器适用于季节性负荷或其它周期性变化大的负荷，尽量避免在临时性、大负荷频繁投切的场合使用。此外，有载调容变压器成本较高，相当于普通变压器的1.7～1.8倍，但可采用无载调容配电变压器，其价格比常规仅高出10%。非晶合金变压器不宜在可能频繁发生短路故障的线路和噪音要求高的场所使用，在运输和吊装期间要避免受到外力的挤压、碰撞和冲击。

目前国内市场上节能配电变压器的性能差异较大，所推广节能配电变压器应在专业检测机构进行节能效果及整机性能的检测。建议对每批招标的节能配电变压器进行质量监督抽检，且抽检比例不低于2～5%。

三、推广应用计划

2011年，新增配电变压器应采用节能型变压器，推广应用S13以上型号节能型变压器（不低于25％），农村和纯居民供电配电变压器优先采用调容变压器（不低于10%）和非晶合金变压器（不低于15%）。2012年起，新增配电变压器全部使用节能型配电变压器，更快推动节能环保型配电变压器的应用。

2011年后，新型节能变压器的使用比例以每年5%的速度逐年递增。非晶合金变压器每年每省达到1000台以上，其中国产带材非晶合金变压器不低于50%。

“十二五”期末，公司系统城市配电网全部改造更换S9及以下高损耗变压器。

四、责任部门

生产技术部、农电部、物资部

5.3固体绝缘环网柜技术

一、技术原理与特点固体绝缘环网柜是一种集外固封、绝缘母线及组合单元小型化三种技术于一体，开关及高压带电部件采用环氧树脂进行整体浇注，以环氧树脂固封作为带电体对地及相间的绝缘的新型配电设备。固体绝缘环网柜不排放任何有毒物质，无漏气爆炸和内部燃弧的隐患，具有绝缘性能高、体积小、容量大、整体强度高、免维护等特点。

固体绝缘环网柜根据不同配置，可实现开断负荷电流、开断短路电流、双电源进线手动/自动方式切换、电流速断保护、小电流接地系统单相接地保护、通信等功能。

固体绝缘环网柜的主要技术参数：额定电压、额定频率、额定电流、额定短时耐受电流、额定峰值耐受电流、额定短路持续时间、额定短路开断电流、额定短路关合电流(峰值)、异相接地故障开断能力、1min工频耐受电压、雷电冲击耐受电压、额定操作次序、机械寿命、辅助回路额定操作电压、1min工频耐压、局部放电等。近年来，国内已有企业掌握了固封技术，正在研制和生产固体绝缘环网柜，有些产品已通过型式试验，初步具备了量产能力。已有大约12000～16500台固体环网柜在配网或其它系统中投入运行。从技术可靠性和环保要求更加严格的发展趋势看，固体绝缘环网柜具有全面取代SF6气体绝缘环网柜的趋势。

二、适用地点与条件固体绝缘环网柜适用于城区配网及用户供电系统，满足-45℃高寒、4000m高海拔、沿海及污秽地区的使用要求。固体绝缘环网柜的工艺要求高于SF6气体绝缘环网柜，若工艺手段不完善，则绝缘隐患、故障概率、危害性高于SF6气体绝缘环网柜，需要确保原材料质量及工艺水平。三、推广应用计划2011～2012年，公司新建和改造项目中固体绝缘环网柜的使用量不低于新增总量的5%。2015年后，新建和改造项目中固体绝缘环网柜的使用量不低于新增总量的25%。

四、责任部门

生产技术部、物资部

5.4配电网架空绝缘线路雷击断线防护技术

一、技术原理与特点架空绝缘导线的雷击耐受特性与架空裸导线的物理特性明显不同。当直击雷或感应雷过电压作用于裸导线引起绝缘子闪络时，接续的工频短路电流电弧在电动力的作用下沿着导线向背离电源方向移动，并在工频续流烧断导线或损坏绝缘子之前引起断路器动作，切断电弧。对于架空绝缘导线，在雷击过电压闪络时，瞬间电弧的电流很大但时间很短，仅在架空绝缘导线绝缘层上形成击穿孔，不会烧断导线。但是，当雷电过电压闪络，特别是在两相或三相(不一定是在同一杆、塔上)之间闪络而形成金属性短路通道，会引起数千安培工频续流，电弧能量将骤增，此时，由于架空绝缘导线绝缘层阻碍电弧在其表面滑移，高温弧根被固定在绝缘层的击穿点而在断路器动作之前烧断导线。由此可见，雷击过电压引起工频续流是导致架空绝缘导线雷击断线的主要原因。

配电网架空绝缘线路雷击断线防护技术就是通过在距离绝缘子中心150～200mm的范围内(负荷侧)剥离一小段绝缘导线的绝缘层，安装防弧金具，使雷电过电压均在防弧金具与绝缘子钢脚之间发生定位闪络，接续的工频短路电弧电流的弧根固定在防弧金具上燃烧，从而保护导线免于烧伤甚至断线。

配电网架空绝缘线路雷击断线防护技术的研究重点和解决的主要问题包括：

（1）针对国外防护产品存在剥离绝缘导线绝缘层、密封性能破坏、易引发腐蚀断线等问题，提出穿刺安装方式，解决了穿刺方式点面接触方式的通流能力、长期接触可靠和密封良好等关键技术难题。

（2）穿刺型防弧金具产品解决了穿刺电极的材料配方、穿刺齿形状和个数以及绝缘罩结构型式等技术难题。

（3）研制出穿刺型放电箝位绝缘子产品，发明了全绝缘、全密封型穿刺电极、箝位绝缘子高压电极、绝缘引线结构和连接等方法。

（4）研制出穿刺型带外间隙金属氧化物避雷器产品，发明了穿刺电极形状、放电间隙距离和安装等方法。

我国对配电网架空绝缘线路防雷技术的迫切需求，中国电力科学研究院曾联合清华大学和5家电力公司，开展了10kV架空绝缘线路雷击断线机理及防护措施攻关研究。项目在架空绝缘导线雷击断线机理、防护产品技术条件和试验方法、长间隙工频电弧运动特性仿真研究方面取得多项创新性理论研究成果。研制出穿刺型防弧金具、穿刺型放电箝位绝缘子、穿刺电极带外串联间隙金属氧化物避雷器等3类防护产品，填补了国内外空白。

上述3种防护产品已有60余万套陆续在北京、上海、

江苏、浙江等23个省、直辖市100多个供电单位挂网运行。从现场使用情况看，各种防护产品运行可靠，在多处现场观测到产品放电动作痕迹而绝缘导线完好无损，证明保护达到预期效果。具备较为成熟的推广条件。

二、适用地点与条件

该技术适用于10～35kV配电网各种类型的架空绝缘导线。该技术操作简便，投资少，能有效防止雷击断线。由于该技术应用时间较短，对穿刺式防护产品的安装经验尚存在不足，必须严格遵照产品使用说明书剥离绝缘层，方可达到预期的保护性能。同时还应进一步加强对挂网运行产品的后续跟踪，为产品进一步的设计优化、结构改进和性能完善提供依据。运行巡视人员应加强雷雨季节的的巡视检查，及时更换烧伤的防弧金具。

三、推广应用计划

上述3种防护产品在近几年得到大量应用，可进一步加大对防护产品的推广力度，争取在未来5～10年内彻底解决我国配电网绝缘线路雷击断线问题。

四、责任部门

生产技术部、农电部

5.5电能质量监测与控制技术

一、技术原理与特点电能质量关系到电网和用电设备的安全可靠运行，需要在对系统电能质量进行全方位、在线监测和评估的基础上，采取有效措施进行控制。

电能质量监测是指综合利用电能质量检测技术、网络通信技术、数据管理技术及电能质量分析技术，利用电能质量监测终端和监测系统网络，对各项电能质量指标（谐波、频率偏差、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变、电压暂降/暂升等）进行全面在线监测的技术。通过电能质量监测所获得数据，可以全面掌握电网电能质量状况，为电网电能质量控制和管理奠定基础。

电能质量控制技术是利用各类电能质量控制技术手段，解决电力系统中出现的各类稳态和暂态电能质量问题。电能质量控制技术包括稳态电能质量控制技术（如滤波器（MF）、晶闸管投切滤波装置（TSF）、静止无功补偿器（SVC，包括TCR和MCR两种类型）、电压无功自动调节装置（DWZT）、固态复合开关（SSFC）、配电静止无功发生装置（DSTATCOM）、有源滤波器（APF）等）和定制电力技术（如：动态电压恢复器（DVR）、固态电源切换开关（SSTS）、储能系统（ESS）等）两大类。

电能质量监测与控制的主要功能包括：依据电能质量在线监测获得的数据，及时准确定位系统中的潜在故障源、污染源，分析干扰源的特性、类型及分布规律。在此基础上，进行电能质量控制技术的规划，结合实际系统特性，采用适用的稳态电能质量控制技术或定制电力技术。

电能质量监测与控制的技术指标包括：电能质量在线监测、快速动态无功补偿、全网动态电压无功优化、适用于不同应用场合需求的电能质量控制技术。

在国内，中国电科院在遵循国际最新标准的基础上，对电能质量监测系统的功能进行了必要的扩展，在检测技术、监测系统架构、数据通信等方面开展了深入研究，开发了符合国际标准的电能质量监测终端及监测系统，并在辽宁和天津进行了示范应用。其中，辽宁电网电能质量监测系统包括55个监测点、1个主站和1个子站，中新天津生态城智能电网示范园区包含监测点35个监测点。两项示范工程均取得了较好的工程应用效果。经过近十年的不断研发和工程应用考核，稳态电能质量控制的各项技术已经通过了技术和产品鉴定、标准体系完善、工程应用经验和技术支撑系统成熟，具备在系统内全面推广应用的条件；10kV及以下电压等级的定制电力技术，分别在北京和上海地区进行了示范应用，具备一定的工程基础，具备在系统内适度推广应用的条件。

二、适用地点与条件

电能质量监测系统宜装设在主干电网、配电网、新能源入网点及其他有特殊电能质量问题或需求的用户入网点。

SVC（TCR、MCR）、DWZT、MF、TSF、DSTATCOM、APF等主要用于66kV及以下电压等级的无功补偿、电压控制、负序治理和谐波滤波。

定制电力技术主要应用于10kV及以下电压等级中，用户负载中有对电能质量特别敏感的设备，或对暂态电能质量指标有特殊需求的系统中。

公司系统各网省公司在电能质量监测终端和系统建设方面处于不同的阶段，有的近两年刚建立了较大规模的监测网络、有的建设时间在5年以前，且规模较小，技术相对落后。在该技术推广时，需要考虑与原有系统的技术衔接、数据共享等问题。另外，在建设中数据通道的选择也是需要充分论证和考虑的重要问题。

三、推广应用计划

（1）电能质量监测技术

2011～2012年：重点建立典型高速铁路集中接入地区以及可再生能源接入电网的电能质量监测系统，启动并加速公司电能质量分析中心建设；

2013～2015年：全面完成公司系统的电能质量监测布点，建成初步规模的电能质量监测系统和分析中心，并具备对外发布监测和分析数据的能力。

（2）电能质量控制技术

2011～2013年：SVC（TCR、MCR）、DSTATCOM用于风电场接入电网的无功和电压控制，重负荷地区配电枢纽站的无功、电压和电能质量控制，覆冰地区的无功电压控制兼融冰；TSF、SSFC、APF、DWZT用于城市电网、开发区电网等电网的谐波滤除和无功电压控制，也可根据实际需要应用于风电、光伏发电工程等；定制电力技术继续在一些智能电网示范区和开发区的优质电力园区示范应用，取得两个以上地区运行的实际工程，积累实际系统运行和工程经验。

2014～2015年：SVC（TCR、MCR）、DSTATCOM、APF、TSF、SSFC、DWZT等以单独或灵活组合方式，广泛适用于陆上大规模风电和海上风电、海岛供电、城市电网等的无功电压控制、谐波、负序等电能质量控制工程中。定制电力技术达到推广应用的条件，并在国内开发区推广。

四、责任部门发展策划部、生产技术部、农电部、国家电力调度通信中心

5.6用电信息采集系统技术

一、技术原理与特点用电信息采集系统是完成用电信息采集、处理和实时监控的自动化系统。该系统可以按照设定的日期和时间，以实时、定时、主动上报等方式，采集不同类型用户的电能数据、电能质量数据、负荷数据、工况数据、事件记录数据等信息，实现自动抄表管理、电费电价分析、预付费管理、有序用电管理、用电情况统计分析、信息发布等功能。系统可以按照统一的接口规范和接口要求，实现与“SG186”等系统的连接，提供准确的基础数据支撑和数据共享，实现直供直管用户“全覆盖、全采集、全费控”的目标。

用电信息采集系统包括主站、通信网络、采集设备（包括电能表、集中器、采集器、专变采集终端）等。

系统主要功能包括：建立用电信息采集系统全业务数据模型，支持多种类型用户数据的采集，采用多系统共享数据接口，实现数据的综合利用和功能的高级应用；主站设计方案采用大容量数据处理技术、负载均衡技术、容灾备份技术、软总线技术、空间数据库引擎技术等，实现了大数据、多任务的并发处理，提高主站的可靠性；建立三级用电信息密钥管理体系，采用国密SM1算法，应用非对称和对称混合加密技术，实现多种费控方式，保障了计量与用电信息的准确和电费交易的安全；综合应用EPON光纤通信、3G无线公网通信、宽带电力线载波通信、窄带电力线载波、微功率无线通信等多种通信方式，保证通信可靠的同时，兼顾了系统的投资和运维成本；使用智能电能表，实现了双向计量、多费率计量、自动采集、远程费控、双向互动等功能。

系统主要技术指标：主站组网能力、网管能力，通信网络中无源光网络设备传输距离、分支容量，智能电能表精度、通信接口指标等。

用电信息采集系统技术已成熟，现行标准可满足系统推广应用的需要。除MCU、EPON等少数芯片国产化程度稍低外，主要设备均实现了国产化。中国电科院、国电南瑞、国网信通亿力科技公司均具备开发用电信息采集系统主站的能力；国内外有100余家制造厂商按照用电信息采集系统相关标准，设计生产了各类型采集终端、集中器、智能电能表，终端设备年生产能力达到200万余台，智能电能表年生产能力达3000余万只。

近两年，用电信息采集系统已开始在公司系统各网省公司推广应用，2010年在26个网省公司完成采集系统主站建设，基本建成公司用电信息密钥管理体系，当年新增采集用户3503万户，公司系统直供直管用户累计实现自动采集4559万户，采集覆盖率达到26.41%，有效提升了营销标准化、信息化水平，并在降低运营成本、降低线损等方面产生了直接经济效益。为加强系统及设备质量的控制，拟在2012～2013年制定用电信息采集系统设备检验技术标准。

二、适用地点与条件适用于公司覆盖范围内所有电力用户。项目实施中，需要更换大量的电能表，存在电表检定跟不上工程进度的风险，需要采取措施加快检定速度。系统运行中，由于用电信息采集系统庞大，覆盖面广，主站、通信信道、采集设备、电能表都需要进行日常维护，需要配置专业工作人员，加强技术培训，及时解决运行中突发的各种问题。

三、推广应用计划

2011、2012、2013、2014年分别完成用户采集总体覆盖率40%、65%、90%、100%，2014年实现所有采集关口和用户数据在营销业务中的全部应用。

四、责任部门

营销部、智能电网部、物资部

5.7电动汽车智能充换电服务网络技术

一、技术原理与特点电动汽车智能充换电服务网络通过智能电网、物联网和交通网的“三网”技术融合，实施信息化、自动化和网络化的“三化”管理，实现对电动汽车用户跨区域全覆盖的同网、同质和同价的“三同”服务，涉及电动汽车技术、充电技术、换电技术、信息化技术、电池维护与梯次利用技术、有序充电技术、V2G技术等。

电动汽车具备显著的节能减排和环保优势，推广应用电动汽车对于减少石油对外依赖，保障国家能源安全，实现经济社会可持续发展具有重要意义。电动汽车已成为未来汽车工业发展的方向，世界各国政府近年来纷纷制定电动汽车产业发展路线图，并出台一系列配套政策，加大研发与示范应用投入力度。我国政府高度重视电动汽车发展，启动了“十城千辆”和私人购买新能源汽车补贴试点工作，将电动汽车产业列入我国七大战略性新兴产业。推动电动汽车尽快实现产业化已经成为“十二五”期间促进我国经济结构调整的一项重要战略举措。

跨区域全覆盖的电动汽车智能充换电服务网络实现了电动汽车充电设施基础建设和商业化运营模式的技术创新、应用创新和体系创新。电动汽车智能充换电服务网络的主要功能如下：

（1）整车充电，为电动汽车提供交流充电或直流充电，包含直流充电机、交流充电桩等设备。

（2）电池更换，通过电池更换方式为电动汽车提供快速电能补给，包含电池更换设备、分箱充电机、电池储存及转运设备等。

（3）融合物联网与智能电网技术，构建电动汽车智能充换电服务网络，建立总部—省(市)—地市—充换电站的四级应用体系。具备客户服务管理、计费结算管理、资产管理、物流配送、车辆监控、集中监控、分析决策等功能，保证电动汽车充换电服务网络运营高效有序。

（4）有序充电，利用物联网和无线通信及计算机技术，与智能电网相结合，依据电网负荷、配电容量及电动汽车充电要求进行有序充电控制，平抑电网负荷波动。

二、适用地点与条件电动汽车智能充换电服务网络技术适用于各省市公司电动汽车充换电设施建设。为确保智能充换电服务网络推广，应加强工程的规划和计划性管理，结合当地电动汽车发展规划，编制充电服务网络发展规划，并作为电网规划的重要组成，纳入城乡发展规划。

要积极加强与政府部门、电动汽车上下游企业的协调沟通，争取政府对推广智能充换电服务网络的扶持政策，实现电动汽车上下游企业厂商的研发生产与充换电设施建设运营的有效衔接，提高车辆使用的便利性和经济性。要明确职责分工，健全组织体系，加强工程管理，强化制度落实，以完善的工作机制促进管理水平提升，保障智能充换电服务网络的建设运营。

三、推广应用计划

重点在公司供电营业区域内20个国家“十城千辆”试点城市和政府出台补贴政策的城市，建设交流充电桩、充电站和换电站，加快构建智能充换电服务网络。在此基础上，根据各地电动汽车发展情况，适度超前建设充换电设施，逐步形成覆盖公司供电营业区域的智能充换电服务网络。

四、责任部门

营销部、智能电网部

5.8电力光纤到户技术

一、技术原理与特点电力光纤到户是在低压通信接入网中采用光纤复合低压电缆（OPLC），将光纤随低压电力电缆敷设，实现到表到户，配合无源光网络技术，承载用电信息采集、智能用电双向交互、“三网融合”等业务。

不同于电信运营商开展的光纤到户建设，电力光纤到户采用电力系统特有的光纤复合低压电缆，将光纤通信单元复合在低压电力电缆中，打造电力流、信息流、业务流高度统一的新型公共服务基础平台，促进传统电网单向的被动用电模式向智能电网双向的互动用电模式转变，满足随着智能电网建设的深入推进和大量智能用电设备、分布式清洁能源的接入，而产生的用户与电网之间实时信息大量增长的网络需求。基于电力光纤到户构建的新型公共服务基础平台，在满足智能电网自身业务需求的同时，还可以面向社会大众提供公共信息服务，解决信息高速公路的末端接入问题，实现网络基础设施的共建共享，减少社会生产资源消耗和环境代价，实现绿色环保的可持续发展模式，构建资源节约型、环境友好型社会。

电力光纤到户技术将光纤组合在低压电力电缆的结构层中，在输送电能的同时解决了智能电网用电环节的宽带通信问题。除电网企业自身使用外，还可以作为社会资源统筹使用，为电信、互联网、广播电视传媒和其他企业提供接入服务，有效避免网络、线路管道、杆塔等资源重复建设带来的人力、物力浪费，有效降低施工及建设成本。与传统的电力线通信（PLC）方式相比，电力光纤到户可大幅度提高传输通道的带宽、容量、传输速率及抗干扰能力。

电力光纤到户的技术指标主要是通信速率（带宽）、用电信息采集、分布式发电与储能、电动汽车充电桩、互动用电服务等各子项内容的相关运行指标。

公司已成功研制出世界上第一条光纤复合低压电缆，并开展了组网设计、施工验收、运行维护等电力光纤到户关键技术研究。电力光纤到户相关产品和技术已通过中国电力企业联合会和中国电机工程学会的鉴定，进入试点建设阶段，并成功应用于北京、浙江等地的示范小区，上海世博会国家电网馆智能电网综合示范工程以及23个城市的电力光纤到户试点工程。截止到2010年底，已覆盖近2万用户。已经或正在制定多项相关企标、行标和国标，并已取得多项专利。电力光纤到户的推广应用对改善公共设施服务、促进信息化建设、实现资源共享、倡导节能减排、优化产业结构等方面具有良好的推动作用。

二、适用地点与条件

适用于新建小区的电力设施配套建设。

推广应用需明确运营主体，创新商业模式，健全运营机制。由运营主体承担电力光纤到户设备和网络的运行与维护，并负责相关增值业务领域的拓展与经营，依托良好的商业模式，积极稳妥推进电力光纤到户服务走向市场。

注意优化选择技术方案、业务承载和建设方式。技术方案方面，合理选择电力光纤到楼加局域网（PFTTB+LAN）、电力光纤到户（PFTTH）等技术路线。业务承载方面，主要用于承载互联网、IPTV等IP化业务，谨慎承载固定电话和有线电视业务。建设方式方面，相关通信设备如ONU，应结合用户开通率逐步配置，避免一次性购置。

注意统筹规划公司各类资源，形成电力光纤到户对外合作和竞争优势。在线路管道、杆塔等资源方面，建立有序有偿使用机制，形成与运营商开展合作的优势和竞争力。在业务开展方面，用电信息采集、小区配电自动化、电动汽车充电桩、分布式电源等业务应充分利用已建成或规划建设的电力光纤到户网络资源，不断提升电力光纤到户实用化程度；统筹考虑公司使用的互联网出口、电话、GPRS等通信运营商业务，增加电力光纤到户对外合作的筹码。

要加大宣传力度，争取国家政策支持，深化与利益相关方的合作，在国家三网融合政策的扶持下，突破行业限制，营造良好的外部发展环境。

三、推广应用计划

2011年，计划在全国25个网省公司开展电力光纤到户试点小区建设，预计覆盖6.2万户。

“十二五”期间，将广泛应用于智能电网用电环节，在具备条件的地区先期实现较大规模电力光纤到户建设。

四、责任部门

智能电网部、营销部

6电力企业信息化

6.1电力GIS基础软件平台

一、技术原理与特点

电力GIS是将各种相关的地理信息与电力业务应用（规划、设计、运行、管理）信息进行有机的集成和综合分析，实现辅助决策和作业指挥与指导，并以各种多维的、形象的手段进行展示。

公司拥有自主知识产权的电力GIS基础软件平台EPGIS，是在通用GIS软件平台上构建的一套专门针对电力GIS应用建设开发的基础软件平台。该平台采用面向服务（SOA）、构件化的建设模式和模型驱动（MDA）的设计思想研发，可支持ArcGIS、吉奥之星（GeoStar）等多种通用GIS软件平台。

电力GIS的应用在应对突发事件、防灾减灾、应急管理，灾前预先转移负荷等方面，具备明显的社会经济效益，可以大大缩短因故障引起的停电时间。

平台主要功能包括：电网图元定义和编辑维护等基础图元管理；矢量、影像、地形、电网资源等各种类型空间数据的统一建库和管理；电网资源图形管理、电网图形浏览显示、电网图形编辑维护、图形查询统计、图层控制、图形输入输出；系统图、单线图、联络图等各类电力专题图管理；几何查询、电网资源查询定位、地名、路名定位及基于空间范围的电网资源查询统计；连通性分析、停电范围分析、供电范围分析、供电半径分析、停电模拟操作等电网拓扑分析；空间叠秩分析、空间统计分析和最佳路径分析等空间分析；污秽区、雷击区、冰覆区、易舞区等特殊区域管理等特殊区域管理；支持电网规划、故障抢修、最优化停电隔离点决策、负荷预测等高级应用。

平台主要技术特点：支持多种形式的地理信息输入（纸质地图、电子地图、遥感卫星地图等）和输出（电子地图、三维图形等）；大量的业务信息与相关的地理信息的有机关联、集成、叠加、融合；海量的地理信息与业务信息的存储和查询；地理信息与业务信息相结合进行各种深度的分析和统计，以达到辅助决策的目的；实现GIS与GPS（全球定位系统）的互动以实现相关电力生产作业的远方调度、指挥和指导；与“SG186”工程相关业务应用深度融合，具有电力业务应用GIS功能的快速二次开发能力；支持3D、矢量数据管理、移动终端应用；对大数据量控制、传输方式、存储方式、应用开发方式的支持。

自上世纪九十年代后期，电力GIS技术在公司范围内已有应用。典型应用案例是配网生产管理和配网自动化中的AM/FM/GIS，借助GIS进行配网设备的管理、检修及现场的作业指挥和指导。在电力输电线路选址、城市配电线路的线路设计中也有成功的应用。此外在输电线路的巡检和维修中也有应用。其中配网自动化中的AM/FM/GIS在已有的配网自动化系统中均已配置。

目前公司自主知识产权的EPGIS已应用于福建电网生产管理系统、电网综合防灾减灾系统、国网应急管理系统等20多个应用系统。“电网图元规范”和“电网图形共享交换规范”等相关公司企标正在编制中。

二、适用地点与条件

电力GIS基础软件平台适用于全公司系统。目前GIS基础软件平台大多为国外的产品（如：ArcGIS、MAPInfo等），国产GIS也占有一定的市场份额（如武汉大学的吉奥之星等）。应鼓励电力GIS产品开发中使用国产GIS基础软件平台。

工程应用中应注重：对3D功能的支持、矢量数据管理、有效支持移动终端应用，如手持终端作业，日程外出办公对GIS的需求等。

开发应用中应注重：对大数据量控制、传输方式、存储方式、应用开发方式的支持。

三、推广应用计划

目前GIS基础软件平台大多为国外产品情况，应鼓励国产GIS平台的应用。针对新拓展的业务应用领域，采用先试点再分批推广的模式。继续开展PDAGIS应用、三维GIS等功能研究，加强对大数据量控制、传输方式、存储方式、应用开发方式的支持，实现电网GIS空间信息与各业务应用的集成。

2011～2012年，在公司范围内逐步推广电力GIS基础软件平台，开展相关项目建设。

2013年以后，在公司范围内全面应用该平台，并逐步实现与相关各类业务应用的融合集成，在公司系统内实现80%以上的应用率。

四、责任部门

信息化工作部、生产技术部、国家电力调度通信中心

6.2电力业务基础软件平台

一、技术原理与特点电力业务基础软件平台是根据公司信息化SG-ERP总体思路和要求，融合业界业务基础软件平台的成熟理念，基于面向服务架构、模型驱动和构件化设计思想研发的基础软件平台。基于公司自主知识产权的信息平台解决方案，全面覆盖电力生产、营销和人财物集约化管理等业务，有效消除信息孤岛，保障数据一致性、关联性和共享性，实现一体化和持续改进。应用电力业务基础软件平台可实现无纸办公，避免大量纸质文件和图纸传递，节约资源，保护环境。

平台由通用基础框架、统一业务建模、多层安全控制、动态业务流程、多源数据报表、专业图形支持、虚拟文件系统、自动任务调度、辅助消息通知、组件化网站系统、全局系统监控、性能及可靠性保证、二次开发支持、系统集成支持等功能模块组成。针对需求构建和维护业务模型，并为个性化的二次开发提供一整套开发的手段和工具，实现自动或辅助应用系统的生成，降低了系统的开发难度、实施周期以及运维复杂度。

平台主要功能包括：适应国家电网公司组织模型；可视化模型驱动与构件化应用组装相结合；基于业务场景生成代码；技术中立的服务集群支持；基于安全域的动态分级权限管理；多版本兼容的图形化交互工作流；广域分布式信息集中监管；插件式可扩展；可屏蔽具体存储方式，支持版本和配额管理的虚拟文件管理；可回填的多源报表技术；自动任务流图形化定义、任务步骤可扩展的自动任务调度技术；基于IEC61970的EMS图形复用技术；与SG-ERP工程一体化平台统一集成，具有电力业务特色的J2EE应用快速开发平台。

平台的主要性能指标：单应用服务器支持50～100的并发用户，集群环境下最大并发用户数大于1800，支持公司系统一级部署模式下的并发用户要求；单个浏览器页面打开时间小于3s，常用功能浏览器页面的交互响应时间小于2s，系统支持同时打开10个以上的业务处理界面；单个浏览器页面的内存占用不超过150M；系统支持周期为秒级的数据交换，系统支持周期为秒级的自动任务执行；工作流引擎处理单条流程实例的平均时间小于10ms，交易正确率100%；系统支持200个字段以上的数据表单。

平台已通过国家电网公司组织的项目验收，并在公司范围得到广泛应用。应用于电力营销、生产管理（PMS）、调度管理（OMS）、人力资源管理、应急管理、资产全寿命评估决策、标准化作业、审计、纪检监察、安全监督、农电管理、国际合作、科技工作管理、法律事务、招投标、金融服务、PSASP网络服务等试点及推广建设项目。平台已通过中国软件评测中心、国网公司信息安全实验室、江苏省软件产品检测中心以及苏州市软件测评中心的功能和性能测试。

基于平台的系统实施标准规范、业务建模标准规范、应用二次开发标准规范、平台集成标准规范正在编制。

二、适用地点与条件在公司信息管理类业务应用范围内，除ERP等紧耦合业务应用系统外，其他信息管理类业务应用系统均可采用该平台作为基础开发和运行环境。从专业化和成熟度等因素考虑，ERP等紧耦合业务应用系统宜采用成熟套装软件实现，数据中心、地理信息系统、协同办公、移动作业系统等宜采用专用开发平台实现。

三、推广应用计划

2011年，在公司范围内，在松耦合信息管理类业务系统推广应用电力业务基础软件平台。

2013年，实现该平台在公司松耦合信息管理类业务系统中应用率达到90%。

2014～2015年，结合业务应用反馈，进一步提升、完善电力业务基础软件平台，以进一步拓展平台应用范围。

四、责任部门

信息化工作部

6.3电力专用工业以太网交换机

一、技术原理与特点

以太网交换机是遵循IEEE802.3标准在以太网中实现信息寻路交换的设备。近几年来，随着以太网技术的快速发展，以太网技术已开始广泛应用于工业控制领域。工业以太网交换机在技术上与商业以太网交换机兼容，通过一些元器件的选用和优化结构设计，满足工业现场对产品的强度、环境性、安装方便等方面的要求；同时在以太网和TCP/IP协议的基础上，建立完整有效的通信服务模型，制定有效的以太网服务机制，满足工业现场控制系统中实时与非实时信息的传输的实时性、可靠性、安全性要求。

电力专用工业以太网交换机是指面向电力应用，符合IEC61850和IEC1613等标准，满足严酷工作环境和特殊的网络通信需求的高带宽、高实时、高可靠和高安全性的工业以太网交换机。

电力专用工业以太网交换机主要功能包括：支持自愈时间小于50ms的EAPS快速自愈协议；支持RSTP/STP；具有完善的QoS保证机制，保证GOOSE报文优先转发；支持IGMPSNOOPING和静态多播报文过滤；支持基于端口、MAC地址和IP地址的VLAN、IEEE802.1QVLAN；支持端口汇聚、端口流量统计和端口镜像；先进的智能内容识别技术，支持关键报文优先转发；支持端口速率限制和广播风暴抑制；具备DoS攻击防御、多级用户管理和端口MAC地址绑定等安全功能；支持IEEE1588V2E2E和P2P,实现网络精确时间传递；支持CLI、Telnet、Web和SNMPV1/V2/V3多种网络管理方式；采用以热设计、冗余设计、降额设计、EMC设计、寿命和可维护性、信号完整性分析、容差设计和电应力设计为核心内容的可靠性工程，保证设备的零丢包（包括电接口）；采用硬件时间戳技术支持IEEE1588V2E2E和P2P，实现网络精确同步，精度高达1μs；采用QoS和智能内容识别等技术，有效地抵御DoS攻击，保证GOOSE报文优先转发。

主要技术指标：最大交换延迟、交换带宽、MAC地址容量、快速自愈时间、存储转发机制、优先级队列、帧缓冲容量、VLAN数目、IGMP多播组、速率限制粒度、线头阻塞、端口汇聚组数、同时镜像端口数、网络同步时间精度、网管方式、电磁兼容性能、安全性能、可靠性等。

智能变电站通信系统的核心是网络交换设备。公司系统的数字化变电站试点项目中主要采用国外厂商的工业以太网交换机，成本很高，安全性等方面也存在隐患，且由于国内外电网的差异，这些产品并不能完全满足智能变电站建设中过程层实时性、可靠性和安全性等方面的需求。

2008年开始公司启动了面向数字化变电站应用的千兆以太网技术研究及设备研制工作，目前已研制成功了系列化电力专用工业级以太网交换机。功能与性能测试结果表明,已全面达到了国际同类厂商的水平。在网络精确时间同步、通信安全、电磁兼容等方面性能超过了国际厂商同类产品。系列化电力专用工业级以太网交换机通过了公司组织A级测试（最高级），全面满足IEC61850的要求，在上海世博园蒙自变、唐山电动汽车充电站、江苏省公司溧阳市供电公司城郊变等项目中运行情况良好。

推广应用具有完全自主知识产权的工业以太网交换机，可提高变电站通信网络的可靠性和安全性，保证电网运行的安全性和稳定性。

二、适用地点与条件目前智能变电站的应用试点基本以进口设备为主，投资成本很高，安全性存在隐患，服务亦不到位，应鼓励应用自主知识产权产品。

市场上充斥着大量低成本、低品质交换机生产商，应加强入网设备的管理和控制力度，提高系统运行的稳定性和安全性。

三、推广应用计划工业以太网交换机是智能变电站建设的核心设备，应按照公司智能变电站的试点和建设的进度，进行推广应用。2011年，结合公司第二批智能变电站试点工程分别在110kV、220kV和500kV各电压等级进行应用推广。

2012年，对第二批试点智能变电站应用进行总结，结合公司智能变电站建设，全面推广应用，覆盖公司智能变电站的50%。

2013年以后，结合公司智能变电站的技术发展，优化现有产品，进一步提高其功能与性能，在公司系统内实现80%以上的应用率。

四、责任部门

基建部、国家电力调度通信中心、智能电网部