海南智能电网2019-2021年建设方案

三、建设内容

(一)7项省域系统工程

1.推进绿色能源发展

积极促进清洁能源电力发展。开展海南中长期电源发展规划研究,探索既有燃煤电厂近零排放及综合治理,完善昌江核电二期工程前期工作并尽早开工,力争2019年投产文昌气电首台机组,加快推动万宁、海口、洋浦等天然气电厂建设,储备一批燃气发电项目,确保电力充足供应,满足系统调峰需求。到2021年,全省清洁能源装机占比达到65%,系统调峰能力更加充裕。

有序推动分布式电源发展。推进储能示范项目建设,开展海岛智能微网等技术研究与示范应用,加快推动建设陵水、儋州等垃圾焚烧发电项目,满足新增分布式电源并网需求。在确保电网安全稳定运行的基础上,有序推进光伏发电开发利用,不断提升海南新能源电力发电量占比。到2021年,全省分布式电源装机规模超过240万千瓦,基本实现分布式电源发电量全额消纳。

2.打造安全高效的主网

持续优化主网结构。进一步加强海南电网与南方主网的联络,2019年建成投产海南联网二回工程。提前启动500千伏主网项目前期工作,适时建设500千伏坚强主网。加快建设洛基-头铺双回等输电通道,着力消除220千伏主网架电力输送瓶颈,加快建设一批35-110千伏线路,基本解决变电站单电源供电问题。

提升电网抗灾能力。35千伏及以上新建线路和全线改造线路采用50年一遇气象重现期标准建设。在管沟覆盖的地区实施10千伏线路入地改造,提高配网防风抗灾能力。到2021年,全面建成各市县保底电网,重要用户供电线路基本具备抵御50年一遇台风能力,一般用户供电线路抵御50年一遇台风可实现快速复电。

提升输电线路智能化运维水平。全面推广应用设备在线监测、无人机巡线、智能巡视机器人、故障定位、雷电定位以及视频监控等成熟智能技术,提升输电线路智能化运维水平。到2021年,110千伏及以上输电线路全部实现智能故障监测,35千伏及以上输电线路全部实现无人机巡视。

加快推进智能变电站建设。新建三亚海棠、改扩建东方龙北等一批35-220千伏变电站。加大变电站设备在线监测应用力度,主要采用后期植入式传感器,同时研究原装集成式设备,结合巡检机器人的推广运用,提升变电站智能化水平。加快实现变电站一次设备模块化、二次设备集成化、通信网络化。

3.构建灵活可靠的配网

加强配网结构建设。持续强化配网一次网架建设,提前完成新一轮农村电网改造升级,结合乡村产业振兴和生态振兴战略打造现代农村电网,持续提升配电网可转供水平和防风抗灾能力。到2021年,乡村户均配变容量达到2.2千伏安,全省10千伏公用线路可转供电率提升至90%以上,全省客户年平均停电时间降至8小时以内。

加强配电网自动化建设。全面推进配电自动化建设,实现配网故障的智能定位和自动隔离。同时加强配电自动化与海南电网现有营销、调度系统数据融合,建立配网主动抢修管理平台,提升配网管理水平。到2021年,全省配电自动化覆盖率达到100%,全面实现10千伏配电网可观、可测、可控。

提升配电网装备水平。全面完成残旧、淘汰设备改造,着重推广智能柱上开关、智能环网柜、智能配电房,试点推广建设配网广域同步监测等配电网故障智能监测系统;开展低压智能台区试点建设,实现低压无功自动补偿、三相不平衡自动优化和电能质量自动监控优化。

4.建设多样互动的用电服务体系

提升智能量测系统的高级应用水平。在实现智能电表和低压集抄全覆盖的基础上,加快推进量测体系高级应用,实现关键用电信息、电价信息与居民共享。试点开展低压侧客户停电时间和停电次数的精确统计,以及低压停电精确定位,实现低电压客户用电状况自动扫描监测、状态精准识别和故障主动上报。

推广“互联网+”供电服务,实现客户用电报装“简单、快捷、透明、免费”。通过微信、网上营业厅、海南电网95598热线等多种手段推广远程报装服务,实现业务办理进度网上查询和系统闭环管理。扩大海南电网公司用电工程投资界面延伸范围,持续减少全省客户报装时间和降低接电成本。2019年起,海口、三亚逐步试点推行200千伏安及以下客户采用低压供电,高压客户业扩投资界面在3000千伏安的基础上逐步扩大延伸范围。

推动智能家居与智能小区建设。到2021年,建成1-2个智能小区示范项目,实现电力光纤入户和“三表集抄”“四网融合”;在智能小区内建设若干个智能家居综合示范点,实现智能插座、用电设备智能终端等智能用电交互终端部署,试点建设“互联网+”智能家居能源管理系统。

开展客户需求侧管理。在城市空调负荷集中、且建筑物具备一定空间条件的区域推广冰蓄冷、水蓄冷技术。选择2-3座工商业建筑楼宇,建设峰谷调节的储能设备,开展智慧楼宇建设。实现基于价格或激励的自动需求响应,充分挖掘负荷侧可调度资源,进一步实现“源、网、荷”协调互动。

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关键词: 区块链, 智能电网

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海南智能电网2019-2021年建设方案

发布时间:2019-06-04   来源:电力网

三、建设内容

(一)7项省域系统工程

1.推进绿色能源发展

积极促进清洁能源电力发展。开展海南中长期电源发展规划研究,探索既有燃煤电厂近零排放及综合治理,完善昌江核电二期工程前期工作并尽早开工,力争2019年投产文昌气电首台机组,加快推动万宁、海口、洋浦等天然气电厂建设,储备一批燃气发电项目,确保电力充足供应,满足系统调峰需求。到2021年,全省清洁能源装机占比达到65%,系统调峰能力更加充裕。

有序推动分布式电源发展。推进储能示范项目建设,开展海岛智能微网等技术研究与示范应用,加快推动建设陵水、儋州等垃圾焚烧发电项目,满足新增分布式电源并网需求。在确保电网安全稳定运行的基础上,有序推进光伏发电开发利用,不断提升海南新能源电力发电量占比。到2021年,全省分布式电源装机规模超过240万千瓦,基本实现分布式电源发电量全额消纳。

2.打造安全高效的主网

持续优化主网结构。进一步加强海南电网与南方主网的联络,2019年建成投产海南联网二回工程。提前启动500千伏主网项目前期工作,适时建设500千伏坚强主网。加快建设洛基-头铺双回等输电通道,着力消除220千伏主网架电力输送瓶颈,加快建设一批35-110千伏线路,基本解决变电站单电源供电问题。

提升电网抗灾能力。35千伏及以上新建线路和全线改造线路采用50年一遇气象重现期标准建设。在管沟覆盖的地区实施10千伏线路入地改造,提高配网防风抗灾能力。到2021年,全面建成各市县保底电网,重要用户供电线路基本具备抵御50年一遇台风能力,一般用户供电线路抵御50年一遇台风可实现快速复电。

提升输电线路智能化运维水平。全面推广应用设备在线监测、无人机巡线、智能巡视机器人、故障定位、雷电定位以及视频监控等成熟智能技术,提升输电线路智能化运维水平。到2021年,110千伏及以上输电线路全部实现智能故障监测,35千伏及以上输电线路全部实现无人机巡视。

加快推进智能变电站建设。新建三亚海棠、改扩建东方龙北等一批35-220千伏变电站。加大变电站设备在线监测应用力度,主要采用后期植入式传感器,同时研究原装集成式设备,结合巡检机器人的推广运用,提升变电站智能化水平。加快实现变电站一次设备模块化、二次设备集成化、通信网络化。

3.构建灵活可靠的配网

加强配网结构建设。持续强化配网一次网架建设,提前完成新一轮农村电网改造升级,结合乡村产业振兴和生态振兴战略打造现代农村电网,持续提升配电网可转供水平和防风抗灾能力。到2021年,乡村户均配变容量达到2.2千伏安,全省10千伏公用线路可转供电率提升至90%以上,全省客户年平均停电时间降至8小时以内。

加强配电网自动化建设。全面推进配电自动化建设,实现配网故障的智能定位和自动隔离。同时加强配电自动化与海南电网现有营销、调度系统数据融合,建立配网主动抢修管理平台,提升配网管理水平。到2021年,全省配电自动化覆盖率达到100%,全面实现10千伏配电网可观、可测、可控。

提升配电网装备水平。全面完成残旧、淘汰设备改造,着重推广智能柱上开关、智能环网柜、智能配电房,试点推广建设配网广域同步监测等配电网故障智能监测系统;开展低压智能台区试点建设,实现低压无功自动补偿、三相不平衡自动优化和电能质量自动监控优化。

4.建设多样互动的用电服务体系

提升智能量测系统的高级应用水平。在实现智能电表和低压集抄全覆盖的基础上,加快推进量测体系高级应用,实现关键用电信息、电价信息与居民共享。试点开展低压侧客户停电时间和停电次数的精确统计,以及低压停电精确定位,实现低电压客户用电状况自动扫描监测、状态精准识别和故障主动上报。

推广“互联网+”供电服务,实现客户用电报装“简单、快捷、透明、免费”。通过微信、网上营业厅、海南电网95598热线等多种手段推广远程报装服务,实现业务办理进度网上查询和系统闭环管理。扩大海南电网公司用电工程投资界面延伸范围,持续减少全省客户报装时间和降低接电成本。2019年起,海口、三亚逐步试点推行200千伏安及以下客户采用低压供电,高压客户业扩投资界面在3000千伏安的基础上逐步扩大延伸范围。

推动智能家居与智能小区建设。到2021年,建成1-2个智能小区示范项目,实现电力光纤入户和“三表集抄”“四网融合”;在智能小区内建设若干个智能家居综合示范点,实现智能插座、用电设备智能终端等智能用电交互终端部署,试点建设“互联网+”智能家居能源管理系统。

开展客户需求侧管理。在城市空调负荷集中、且建筑物具备一定空间条件的区域推广冰蓄冷、水蓄冷技术。选择2-3座工商业建筑楼宇,建设峰谷调节的储能设备,开展智慧楼宇建设。实现基于价格或激励的自动需求响应,充分挖掘负荷侧可调度资源,进一步实现“源、网、荷”协调互动。

      关键词:电力, 智能电网


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