坚强智能电网综合研究报告.doc

自主创新、国际领先
坚强智能电网
综合研究报告

坚强智能电网研究工作组

目 录

前 言 1
1．建设坚强智能电网的重要意义 3
2．智能电网研究现状 5
2.1国外智能电网发展概况 5
2.2我国已具备建设坚强智能电网的坚实基础 5
3．总体发展目标和基本架构 8
3.1总体发展目标 8
3.2特征与内涵 8
3.3基本构架 9
3.4总体发展阶段 10
4发展路线 13
4.1发展思路和原则 13
4.2发电环节 13
4.2.1发展基础 13
4.2.2发展目标 14
4.2.3技术路线 15
4.2.4重点工程 15
4.3线路环节 16
4.3.1发展基础 16
4.3.2发展目标 17
4.3.3技术路线 18
4.3.4重点工程 19
4.4变电环节 20
4.4.1发展基础 20
4.4.2发展目标 20
4.4.3技术路线 22
4.4.4重点工程 22
4.5配电环节 23
4.5.1发展基础 23
4.5.2发展目标 24
4.5.3技术路线 25
4.5.4重点工程 25
4.6用电服务环节 26
4.6.1发展基础 26
4.6.2发展目标 27
4.6.3技术路线 28
4.6.4重点工程 28
4.7调度环节 29
4.7.1发展基础 29
4.7.2发展目标 30
4.7.3技术路线 31
4.7.4重点工程 32
4.8通信信息平台 32
4.8.1发展基础 32
4.8.2发展目标 33
4.8.3技术路线 35
4.8.4重点工程 36
5社会效益与公司效益分析 38
5.1节能效益 39
5.2减排效益 40
5.3社会效益 40
5.4公司效益 41
6建议 43

－II－
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