大连地区智能电网规划与实施策略

大连供电公司按照“示范先行、重点突出、骨干优化、全面升级”的建设方针，坚持管理与技术并行、创新与应用并行、试点与推广并行的工作原则，优化骨干电网网架，加快电网装备技术水平升级，稳步开展智能电网项目建设。2010年完成配电自动化试点及2个智能变电站改造，至2013年年底实现大连市主城区全域配电自动化和32个智能变电站建设。通过技术进步推动应用创新，同时通过应用创新拉动技术进步，以螺旋上升的态势促进技术创新工作，实现“双螺旋”结构的互动提升。

1）区域智能电网发展规划

（1）科学规划智能电网发展目标

2009年大连供电公司编制《智能电网发展规划纲要》，提出“构成以集成、互动、自愈、兼容、优化为主要特征的智能供电网络，通过需求侧管理实现与电力用户的良好互动，全面提升供电可靠性”的智能电网发展目标。2010年正式出台《智能电网发展规划》，内容包含“十二五”中期规划及“十三五”远景目标，同时每年对规划进行修订，形成《智能电网三年滚动规划》和《智能电网年度实施方案》。研发电网前期评估分析及规划系统，重点做了主网架规划、配电网规划、通信网规划等专项规划，把电力需求预测及负荷特性研究、能源电力流向研究、分布式新能源接入、核电站并网、输电系统规划设计、超高压电网建设时序等列入重点课题，通过前瞻性的工作，实现了电网规划的时效性、科学性和严谨性，并将“骨干电网结构优化升级、配电系统自动化、能效服务体系建设、移动应急电源研制、营销系统现代化、电网调度智能化、物联网技术应用”等科目作为推进智能电网建设的常态项目。重点改进电网的薄弱环节和解决突出问题。至2014年，大连地区智能电网建设的总投资达到128亿元左右，“十二五”末期，大连地区中压配电网满足N-1线路比例将达到98%以上；在电能质量方面，随着网络结构日益完善，10千伏中压平均主干线长度由5.4公里缩短为3.5公里，线路分布更加合理；增加电压监测点，保证10千伏和低压用户电压质量满足国家标准要求；综合电压合格率达到99.98%，电压监测向国际一流水平靠拢；加强用户用电管理，保障接入系统用户的电压波动、闪变和谐波100%符合国家标准要求。“十二五”末整体供电可靠性将达到99.995%。

（2）开展智能电网建设典型设计工作

2011年成立专题研究小组，不断跟踪和跟进智能电网前沿科技，多次参与国网公司智能设备通用设计及修订工作；完成了国家电网公司66千伏典型杆塔通用设计中06B7/06B8两个模块的设计；作为主要编制单位，参加了辽宁配电典型设计的修编、220千伏智能变电站典型施工图设计工作；根据国网公司安排，完成了电动汽车换电站典型设计中的S-A-05模块的设计任务。

（3）将智能电网建设列入地方发展规划

2010年市政府颁布了《大连市关于加快电网建设的规定》，进一步改善了外部环境；2011年随着普湾新区、金州新区、长兴岛工业区的规划和发展上升为国家战略，优化调整了《智能电网发展规划》，并列为大连市城市规划核心内容。智能电网被纳入大连市城市智慧化建设总体规划中，7项智能电网重点项目列为大连市智慧城市示范项目。2012年大连供电公司与市政府签订《电网建设框架协议》，实现了项目前期工作属地化管理，同步建立政企联动工作机制，确保电网发展与地方发展高度融合；同时协助市政府开辟绿色通道，有效解决了电网建设中征地、动迁、环评等难题。2012年开展电力设施保护工作，把保护电力设施列入地方政府综合治理和安全管理工作，实现了电网资源与政府效力管理的有效衔接。同年成立《地方重点项目服务领导小组》，对用电大项目建设实施跟踪服务，创新实行《业扩报装流程跟踪卡》，着力解决客户用电问题，对提高供电可靠性起到了根本保障作用。

2）区域智能电网建设

大连供电公司将信息化要素融入智能电网的技术研发和规划设计环节中，开发电网规划建设一体化平台，包含主网架规划、变电网规划、配电网规划、电力调度控制、供电营销与通信网等专项规划，保证电网规划的科学性和严谨性。

（1）解决电网骨干网架薄弱问题，提高输电线路智能化水平

加快骨干电网的升级优化：

2009年以来陆续建成500千伏金家变电站、500千伏瓦房店变电站，并对市内雁水变电站完成了500千伏升压，实现了500千伏双回路与主网相连，主网架结构更加坚强。根据用电需求持续增长的实际，克服较高的容载比压力，增加220千伏电源点，2013年完成大连电网的电磁解环，形成了以500千伏雁水变电站、南关岭变电站为主体的大连南部电网；建成以500千伏金家变电站、瓦房店变电站为主体的大连中、北部电网，彻底解决了长期困扰电网相关设备短路、电流超标的问题，使地区高压骨干电网布局更加科学合理，抵御自然灾害的能力进一步加强，供电可靠性大幅度提升，在国内电网规划中具有重要的借鉴意义。

建成国内首条同塔四回500千伏送电线路：

2009年起，与国网电科院、武高所等共同研究，攻克防污闪、防舞动、耐雷击、耐无线电干扰和可听噪声等一系列技术难题，于2010年建成国内首条同塔四回500千伏送电线路，大幅提升电网输送容量，解决了主城区网架走廊瓶颈难题。

建成东北首条光纤复合海底电缆：

2011年，结合地域特点，从金州到长海建成东北首条光纤复合海底电缆，不仅解决了陆地至长海县政府所在地大长山岛的单路由供电瓶颈问题，而且解决了跨海通信问题，建成了海岛智能光通信系统，有力地推进了长海地区“村村通、岛岛通”供电工程和变电站无人值班改造工程，有效提升了海岛供电可靠性。

开拓创新思路，利用人防通道建立主城区电网网架：

2012年启动市内人防通道的改造研究工作，获得地方政府大力支持。2013年青云街人防通道改造电力隧道工程正式立项，按照电力电缆隧道的标准对人防通道进行改造，让人防通道成为220千伏电力电缆隧道，有效缓解了东部地区的供电压力，满足了地区建设供电需要，节约电网建设投资资金4亿元，为缓解中心城区日益紧张的骨干电网通道问题提供了一种新的解决方式。

开展电缆与输电线路的监控技术研究工作，填补了国内空白：

2011年3月启动电力隧道电缆网络运行安全监控系统，实时监测隧道及管沟内环境变化，全面提升地下电力电缆的运行可靠性。通过建设输电线路GPS巡检系统，整体上提高输电杆塔、线路的运行维护水平。

（2）积极开展智能变电装备的研发和应用工作

对辖区的S7型高耗能变压器进行了全面清理：

CDM（Clean Development Mechanism，清洁发展机制）是国家电网公司首个与世界银行联合开发的项目，2011年大连供电公司作为首批CDM项目试点单位，全面推进清洁高效型变压器的升级实施工作，更换1549台10千伏CDM配电变压器，全面提高了电网的安全稳定运行水平。建设CDM项目管理系统，进一步提高配电网的技术装备水平，在降低电网损耗和减少碳排放的同时，提高了电网的安全稳定运行水平，每年减少电能损耗1553万千瓦时，相对应减少温室气体排放1.48万吨。

研发建成具有独立知识产权的国内首台66千伏智能移动变电站：

2011年集中专家创新工作室的核心技术骨干，组成攻关技术队伍，开展66千伏智能移动变电站研制工作。2012年国内首台66千伏智能移动变电站研制成功，产品按照国内智能变电站技术规范，基于IEC61850标准创新性实现一次设备与智能终端技术相融合，采用太阳能光伏发电和超级电容器储能的交直流一体化电源，实现了远程定值修改、远方停送电操作、“五遥”智能监控等多项高级功能，有效提高了大连电网供电服务保障能力。

开展超级电容的储能特性在交直流一体化电源上的运用以及和太阳能并网系统的接入应用工作：

在微电网中起到能量缓冲的作用，能够提供短时供电，缓冲微电网中负荷波动，均衡微电源输出，改善微电网电能质量，着力解决激增的用户紧急用电需求、辖区域内紧急和临时突增性负荷，提高变电站一、二次设备运行的可靠性，为电网的安全稳定运行提供了有力保障。(www.xing528.com)

（3）采用智能技术加快推进配电系统自动化

建设配电自动化试点工程不但对大连有迫切的现实意义，对智能电网建设全面开展也有很好的指导意义。2010年，配电系统自动化项目被列为国网公司智能电网试点工程。

在系统设计时，充分依靠信息化与配电设备、系统的深度融合，建设覆盖市区的配电调控一体化支撑平台，包括配电运行巡检、安全消防监控、现场作业管理，实现了调度人员对配电设备的调度和监控，具有主站的横向隔离、实时调控巡视、双环型光纤通道和现场侧自动采集控制终端共享技术等特点。系统建设完全遵循IEC61968/61970国际标准，具备消纳和整合各类异构信息数据源的能力，在国内同行业具有应用示范和应用推广的典型价值。

采取三大措施降低停电对供电可靠性指标的影响：一是流程优化、减少调度许可、操作以及各环节相互间等待的时间；二是优化施工流程，做到少停电施工；三是全方位进行负荷倒换，采取临时过渡供电方案、对重要负荷采取应急发电车供电等，最大限度地减少施工停电的影响。

现在已完成金普新区、中心区的配电设备升级，建成全国智能配电示范区域。应用后实现了对配电线路及设备的“四遥”（遥测、遥信、遥控和遥视），彻底改变了配电调度“盲调”的状况；实施馈线自动化，将线路故障隔离至最小范围，故障隔离时间大幅降低，由原来的平均45分钟降低至1分钟，具有显著的经济效益和社会效益。

（4）实现变电站智能机器人带电巡检

2013年开展500千伏变电站智能机器人带电巡检研究工作，在500千伏南关岭变电站率先实现了智能机器人带电巡检。项目实施包括充电站建设和道路铺设、磁导轨、微气象无线电台、后台系统等多项配套工程建设，采用智能机器人按照设定导轨进行数据检测、双向信息交互、通信告警等。项目不仅满足了500千伏变电站日常运维工作的需求，还极大地缩短了变电站内巡检周期，扩大了巡检范围，提升了巡检精度，有效提升了变电站的供电可靠性能。至2015年年底，辽宁电网500千伏变电站智能机器人巡检覆盖率将达到100%。

（5）构建以“源端维护、分布应用”为核心的调控一体化系统

电网调度是智能电网的中枢系统，对电网运行和安全关系重大。2010年大连供电公司成立了集控中心，组建了16支操作队，启动66千伏及以上变电站无人值守工程。2012年建设以“源端维护、分布应用”为核心的调控一体化系统，实现对电网全域32座220千伏变电站和202座66千伏变电站的集中调控管理。采用数据库实现实时数据的高速处理和海量数据存储分析，在国内具有广泛的推广应用价值。系统的成功应用，实现了电网调度决策智能化、控制精益化、调运一体化，满足了大规模可再生能源接入和输送，有力保障了电网的安全、稳定、经济运行。

由于“调控一体化”运行模式因实际情况的不同有较大的差异，但对受控站层操作、调控中心层操作闭锁的全面性和强制性的总体要求是不变的，因而防误系统必须具备良好的可配置与扩展性。同时，调度指令和操作任务并没有减少，误调度、误操作的风险依然存在。2012年大连供电公司研发“调控模式下的调度防误系统”，实现了调控中心的调度防误和监控防误，有效防止了误调度、误遥控的发生，进一步加强了调控中心调控合一操作的安全性，提高了调控人员的工作效率。

采用物联网技术及神经元网络技术构建的SAVC（智能自动电压控制系统），从全局角度对广域分散的电网无功补偿装置进行协调优化控制，显著改善了现有供电系统的电压质量，重要用户供电可靠率高达99.9999%以上，有效满足了包括英特尔公司在内的芯片制造、精细化工、精密仪器等大型高端企业对供电质量和连续性的超高要求。

2012年大连供电公司建立国内首家“带电状态诊断中心”，开展带电检测、在线监测、状态诊断等工作，掌握电网设备运行状态信息，通过数据挖掘分析为带电检修提供可靠理论依据。2012年大连供电公司以来采用红外成像诊断技术，累计发现变压器、断路器、避雷器、互感器、套管电缆终端等设备389项缺陷并及时消除，有效降低了潜在的设备事故隐患；充分发挥油色谱分析的技术优势，采用常规式、便携式和在线监测式等油色谱分析仪，对17台220千伏变压器全组分油色谱进行实时监测，掌握了充油设备运行状态；探索充气设备内部故障隐患的新兴检测方法，通过SF6（六氟化硫）分解产物测试方法，及时发现GIS（气体绝缘全封闭组合电器）设备内部异常放电故障，并快速准确定位GIS内部放电气室位置，提高了故障检测水平；采用GIS超声/超高频局部放电检测技术，有效缩短故障点查找时间，为全面开展辖区GIS类设备的带电检测、普测工作提供了技术保障。

2012年，公司在国内率先开展500千伏导线上带电作业新方法研究工作，通过引进航模直升机，结合绝缘软梯改进、研制活动地牛、改造车载绞磨等，形成了一套完整的500千伏导线带电作业新方法，减少了作业时间，减轻了劳动强度，提高了工作效率，不但可用于500千伏导线带电作业，还可用于66千伏和220千伏带电处理缺陷工作，还可通过图像传输功能观察到地面不易发现的缺陷，广泛应用于各种线路检修及检测工作，为电网带电作业的发展提供了新的思路，具有很高的推广价值。

（6）完善需求侧管理，实现电力用户与电网之间的便捷互动

2009年起，大连供电公司在国网系统率先开展面向客户需求侧的建设工作，严格规范计量缴费和电能质量管理，涵盖客户服务、电费管理、电能计量、实时采集、市场管理、需求侧管理、客户关系管理等功能，实现了电费结算按月清零。

2010年，采用光纤复合电缆融合EPON（无源光网络技术）实现电力光纤到户，在金石滩地区建成东北首个三网融合智能小区示范项目，通过智能电表、宽带网络、智能家电的综合集成应用，实现了用户与电网的双向互动。此后积极推动新建住宅小区采用光纤复合电缆，主城区采用率达到100%，有力地推动了大连市三网融合工作。2011年，参与国家现代服务业产业化基地——大连生态科技城的建设工作，建成的小区智能配电系统和用电信息采集系统，完全符合中国《绿色建筑评价标准》的要求，成为大连智慧城市典型示范项目。

2012年在国内率先开发具有光通信模块的智能电能表，克服了无线信号覆盖范围不足的困难，有效提高了电能表采集速度，是国内外的首例。2012年开展谐波电表的技术研究与应用，解决了瞬间畸变负荷条件下的精准计量问题，对提升电网的安全运行、加强污染治理、提高电能质量具有重要意义，其关键技术研究在国内尚属空白。启动智能电表推广工作以来，已有200万居民客户用上智能电表，预计到2015年年底，安装率将达到90%以上。

作为为民服务重点项目，2013年与政府、银联机构合作推出“全民付”电费收缴方式，在全市安装1500台“全民付”智能终端，方便广大市民就近缴纳电费，查询用电信息。同时安装2500台无线售电终端，将智能售电服务延伸到广大偏远乡村，解决农村缴费难、收费难问题。

借鉴国外先进的停电管理系统（OMS）核心理念，结合国内数据管理系统（DMS）和地理信息系统（GIS）中相关功能开发的成功经验，在相关系统信息集成的基础上，实现停电故障综合分析功能，为客户服务和配网调度提供更先进和实用的工具和手段。根据配网安全监控、数据采集系统和用户故障报修电话资料，调用自动绘图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）及故障检测和网络拓扑模块，自动把投诉电话和故障停电联系起来，估计出故障区段，分析出故障停电的范围，并排出可能的故障点顺序，然后参照地理单线图和配网连接方式确定有可能的设备故障，迅速准确地定位故障区域，并隔离故障点；还可以指导编制处理故障的最佳方案，恢复供电而不会导致设备过载或引发电压波动，使尽可能多的用户供电得到恢复。同时对系统的停电故障进行统计分析，按故障原因及设备分类进行停电统计，产生可靠性统计报表等。

（7）提升信息通信技术水平，有力支撑智能电网发展建成大规模智能电力通信专网：

2010年启动骨干通信网升级改造工作，建成10Gbit/s核心层通信网，66千伏及以上变电站全部采用622Mbit/s的智能光通信设备，实现电力光缆全覆盖；2013年年末光缆总长度达到5700公里，建成各类通信站475座，形成3张完全隔离的具备自愈保护功能的光传输网，对智能电网建设管理形成强力支撑。

率先在国内开展多介质融合配电通信架构体系研究：

2011年建成国内首套基于3G无线通信技术、中压宽带载波技术、无源光网络技术和电力复合光缆的多介质融合通信系统，促进智能配电自动化升级改造。该项目取得发明专利9项，实用新型专利25项，获得省部级科技进步奖，已推广应用于全国电力系统。

虚拟化技术提升云服务：

2012年建立企业云数据中心，利用云平台漂移技术实现存储资源池的动态整合、分配和优化，并在此基础上部署800台云终端应用，全面提升了信息系统前端数据采集和后台数据处理能力。

建立运营监测数据中心，采用大数据技术支撑电力运营监测数据分析：

随着业务数据的指数级增长趋势，2012年建立电力运营监测数据中心，采用Hadoop框架处理大数据，并运用MapReduce并行算法处理海量历史数据，在电网调度、电量采集、潮流计算、营销服务等业务中实现数据的深度挖掘和多维分析，预测造成监测异动的风险阀值，整体提高了电网安全运营水平。