电网发展规划及电网远景规划
中国电力科学研究院浙江省义乌市供电局
目录
1供电区域及电力系统现状概况 (2)
1.1 义乌市区域概况 (2)
1.2 义乌市电力系统概况 (3)
1.2.1地区电源情况 (3)
1.2.2各电压等级的输变配电设备规模情况 (3)
1.2.3负荷发展情况 (4)
1.2.4电网状况 (6)
1.2.5无功补偿情况 (10)
1.3 目前电网存在的主要问题 (10)
2电力需求及负荷预测 (13)
2.1 义乌市电力消费结构与特点 (13)
2.1.1产业用电分析 (13)
2.1.2行业用电分析 (16)
2.1.3工业用电分析 (18)
2.1.4城乡居民生活用电分析 (21)
2.2 义乌市用电负荷结构 (23)
2.2.1用电装接容量的行业分布 (23)
2.2.2业扩发展情况 (23)
2.2.3负荷结构 (23)
2.3 义乌市国民经济发展和电力需求分析 (24)
2.3.1义乌市历年实际电力负荷分析 (24)
2.3.2义乌市国内生产总值GDP与全社会用电量的增长情况分析 (26)
2.3.3义乌市的产业结构与用电结构的变化情况 (27)
2.3.4义乌市的人均用电量增长情况 (29)
2.3.5义乌市负荷最大利用小时数Tmax的分布情况 (30)
2.4 义乌市负荷指标情况分析 (31)
2.4.1年最大负荷曲线 (31)
2.4.2典型日负荷曲线 (32)
2.5 电力电量预测 (33)
2.5.1分部门需电量预测 (34)
2.5.2分行业需电量预测 (35)
2.5.3年平均用电量法电量预测 (35)
2.5.4人均用电量法电量预测 (36)
2.5.5回归分析法电量预测 (38)
2.5.6电力弹性系数法电量预测 (39)
2.5.7综合预测分析结果 (39)
2.6 电力负荷预测推荐结果 (40)
2.7分区负荷预测 (42)
2.7.1分区概况及规划发展情况 (42)
2.7.2义乌市各分区现状负荷 (45)
2.7.3分区负荷预测 (46)
2.7.4国内外城市负荷密度值及预测值 (47)
3电力电量平衡 (49)
3.1 电力电量平衡原则 (49)
3.2 地方电源规划 (49)
3.3 2005~2020期间义乌电网的电力电量平衡 (50)
3.3.1义乌220kV电网的电力平衡 (50)
3.3.2义乌110kV电网的电力平衡 (50)
3.3.3分区110kV电力平衡 (51)
4义乌电网2005~2010年规划 (52)
4.1 电网规划的目标 (52)
4.2 电网规划的原则 (52)
4.3 义乌电网2005~2010规划 (52)
4.3.1电源发展计划 (52)
4.3.22005~2010规划期间义乌电网的容载比分析 (61)
4.3.3义乌市2005~2010年网架规划 (63)
4.4 2005～2010期间规划电网设备选型 (72)
4.5 义乌电网计算分析 (73)
4.5.1潮流计算分析 (73)
4.5.2短路电流分析 (76)
5调度自动化、通讯、信息化管理规划 (78)
5.1 2005~2010年调度自动化规划建议 (78)
5.1.1调度自动化现状和存在问题 (78)
5.1.2调度自动化规划原则 (79)
5.1.3调度自动化规划内容 (80)
5.1.4自动化总体规划框架 (80)
5.2 2005~2010年电网通讯规划建议 (82)
5.2.1义乌通信网现状 (82)
5.2.2存在问题 (83)
5.2.3规划原则和目标 (83)
5.2.4传输网 (84)
5.2.5组网原则与组网方式 (85)
5.2.6网络拓扑结构 (86)
5.2.7通信网 (86)
5.3 信息化管理规划 (87)
5.3.1义乌信息化管理现状 (87)
5.3.2义乌信息化存在的问题 (88)
5.3.32005~2010信息化管理规划目标 (89)
5.3.4应用系统架构 (89)
62005~2010年无功电源规划 (91)
6.1 无功补偿原则 (91)
6.2 无功平衡 (91)
6.3 无功补偿设备装设方式 (92)
6.4 对电容器和电抗器的投切要求 (92)
7.1 电网建设项目的单位工程造价 (93)
7.2 2005～2010分年度投资估算 (93)
7.3 综合效益分析 (93)
7.4 节能规划分析 (94)
7.4.1节能增效是解决能源问题的重要措施 (94)
7.4.2供电企业对节能的需求 (96)
7.4.3未来20年中国能源技术发展方向 (96)
82011~2020年电网规划设展望 (99)
8.1 义乌市2011~2020年电网建设规模展望 (99)
8.1.1500kV变电站 (99)
8.1.2220kV变电站规模 (99)
8.1.3110kV变电站规模 (101)
8.2 义乌市2011~2020年主网架展望 (102)
8.3 义乌市2011~2020的投资估算 (102)
9电力通道规划 (103)
9.1 变电站 (103)
9.2 高压走廊 (103)
9.3 电力通道简述 (105)
10主要结论及建议 (108)
10.1 主要结论 (108)
10.1.1截止2004年末期间 (108)
10.1.22005～2010规划期间预计 (109)
10.1.32011~2020规划期间预计 (109)
10.2 存在问题 (110)
10.3 政策建议 (110)
10.3.1220、110千伏输电电工程核准流程 (110)
11.1 附图清单 (112)
11.2 录：2004年各分区负荷调查 (113)
11.3 表 (117)
前言
目的
城市电网规划是城市总体规划的重要组成部分,应与城市的各项发展规划相互结合,同步实施。电网规划的编制与实施，对新时期义乌市国民经济的发展将起到重要作用。
结合新形势的发展，在原有电网规划的基础上，科学细致地做好负荷预测，精心规划设计电网结构，合理安排近期电力建设项目，增加供电能力，提高供电可靠性，保证电能质量，满足全市社会经济飞速发展的需要，即是本次编制规划的目的。
编制依据
《城市电力网规划设计导则》（1993）
《电力系统技术导则》（试行）
《电力系统稳定导则》
《电力系统电压和无功电力技术导则》（试行）
《浙江省城市电网规划技术原则》Q/ZDJ 04-2001（以下简称《导则》）
《电网建设项目经济评价暂行方法》
《电力发展规划编制原则（试行）》（1997）
《义乌市城市总体规划》（1998-2020）
《义乌市电力发展规划》（1998-2015年）
《义乌市供电局统计资料汇编（1998年~2002年）》义乌市供电局
《义乌统计年鉴（1998年~2002年）》义乌市统计局
《金华电网二00四年年度方式》
《义乌市“一体两翼”产业带规划总报告》
《义乌市城市总体规划（2000-2020年）-规划说明》
《义乌市城市总体规划（2000-2020年）-规划图则》
《义乌市城市总体规划（2000-2020年）-规划文本》
《义乌市义西南产业带规划（送审稿）》
《义乌市义东北产业带规划（送审稿）》
规划的范围和年限
本规划范围为义乌市行政区内，重点范围为主城区、义西南以及义东北。
规划年限：2005～2010年为近期、中期规划，2011~2020年为长期规划。
1供电区域及电力系统现状概况
1.1义乌市区域概况
义乌市位于浙江中部，东邻东阳市，南接永康市和武义县，西与金华市、兰溪市接壤，北与浦江县、诸暨市交界。南北长53.13km，东西宽44.14km，属金衢盆地东缘，浙江省轴心点位于本市赤岸镇乔亭村。市境内总面积为1105km2，加上河流分割以及自然原生态因素的制约，义乌境内总计适宜开发用地约317 km2。2004年末常住人口68.83万，外来务工经商暂住人口约30万。地理位置在东径119o49' ～120o17'，北纬29o12' 13″～29o
30'44″之间，全市辖八镇，五个分街道办事处。
上世纪80年代以前，义乌是个经济比较落后的地区，改革开放以后，随着小商品市场的兴起，带动了服务业、工业、农业的快速发展，极大地推进了城镇化和现代化的进程。2004年国内生产总值282亿元，按可比价格计算比上年年增长17.3％。1995年成为全国百强县市，1999年排名第49位，2004年排名升至17位。被确定为浙江省2级经济区中心城市和城市化发展重点扶持地区，并被列为全省首批率先基本实现现代化的县市之一。义乌市20多年来日新月异的变化堪称奇迹，可视作中国地区经济快速发展的典型。此前，学术界已把义乌这种工业基础比较薄弱的内陆地区，通过发展商贸业而带动工农业现代化的经
验称为“义乌模式”。
作为长三角地区的直接经济腹地，义乌已经进入上海的“四小时交通圈”内，义乌所在的浙中金衢盆地受上海、杭州等中心城市的辐射影响，上海、杭州的中心城市功能某种意义上也影响了该区域中心城市的发展。义乌是闻名国内外的小商品集散地，商贸业和流通业发达，工业优势行业包括：纺织、服装、工艺制品、印刷、纸制品、金属制品和塑料制品等。
2002年义乌市委确定的城市建设的总体目标是：大力实施国际化战略，把义乌市建设成为具有商贸业的辐射力、影响力、控制力的国际性的商贸城市。建设的主要任务是：重点要建设“三大载体、四大支持系统”。三大载体，即国际商贸城建设，国际文化中心建设，适宜市民居住的新居住区建设（包括旧城改造）；四大支持系统，即城市道路网络和配套设施系统建设，城市休闲、生态系统建设，客运及物流系统建设，能源及信息系统建设。
市委、市政府在充分调查研究的基础上，大胆提出了“金乌腾飞在青山绿水之间”的新理念，大手笔编制中心城区、义东北和义西南产业带各100平方公里规划，形成“一体两翼、三个一百”的发展格局。在今后20年的奋斗目标为：三步走，翻三番，争十强，建设国际性商贸城市。
本次义乌电网发展规划的工作也将围绕着建设国际性商贸城市总体目标，“一体两翼、三个一百”这个思路和今后20年翻三番的奋斗目标开展工作。
1.2义乌市电力系统概况
1.2.1地区电源情况
义乌市电网以大电网供电为主，目前主要的电源点为220kV宾王变和大元变。本市域内有15家小水电（总装机容量为7980kW），径流电站二座（容量2510kW），占31.45%，其它为库容的小型水库电站（装机容量为5470kW）。小水电年发电量为1300万kWh左右，基本上以供水和农业灌溉为主。无调节功能，对本电网负荷无影响。
用户自备热电厂二座，浙江味精厂（6000kW+3000kW），华川热电6000kW，垃圾发电厂1200kW，以自用为主，负荷随用汽量而变化，小水电、小热电总购入占全市供电量10%左右，义乌市电网主要由金华电网受电，馈电点为220kV宾王变和大元变，2004年底其变电容量为4×150MV A，兼供浦江县部分负荷。
1.2.2各电压等级的输变配电设备规模情况
义乌电网各电压等级的变电站设备容量和线路长度如表1-1所示。截至2004年底，义
乌市电网有220kV变电站2座，主变容量600MV A，220kV线路条数6条，总长度266.019km；110kV变电站13座，主变容量883MV A，110kV线路条数21条，总长度219.17km；35kV 变电站3座，主变容量52MV A，35kV线路条数4条，总长度36.88km。
1.2.3负荷发展情况
义乌近些年全社会用电量和负荷的增长是以超常规的速度进行的，近年的全社会用电量和负荷的发展趋势如表1-2、图1-1和图1-2所示。从1998年至2004年期间，全社会用电量的年均增长率高达25.88％，负荷的年均增长率高达23.118％，2002年全社会用电量的增长率高达31.69％，2003年义乌市电网在受严格限电指标的情况下，其全社会用电量的增长率仍高达23.82％。2003年开始拉闸限电后义乌电网全社会用电量和负荷都保持了较快的增长。2004年义乌电网在受长期大面积限电的情况下，全社会用电量和负荷增长受到了严重的制约。2004年全社会用电量为24.07亿kWh，比2003年增长19.51％，全网最大负荷418.8MV A，比2003年增长15.43 ％，其负荷和全社会用电量的增长率都大幅低于近年来的平均水平，用电高增长的趋势开始停滞。由此可见电力短缺和义乌电网建设滞后已对义乌社会经济的发展造成了严重的负面影响。
义乌是金华地区拉限电最为严重的地区之一。在2004年的拉限电时期，根据金华分配的用电指标，义乌只能占用金华地区用电负荷的20%以内，但义乌负荷实际占金华地区全部负荷的25%左右，而在2005年拉限电结束后的正常情况下义乌负荷占金华地区全部负荷的30%左右。因此义乌被拉掉的负荷占金华地区用电负荷的5%～10%左右，有约95~189MV A左右的负荷。
从2003年开始，义乌市各工业企业为了实现自救，全力购买自备发电机。义乌市政府鼓励工业企业购置使用自备发电机组（义政办法〔2004〕4号），根据义乌供电局的统计，到2004年底，现有自备发电机8700余台，装机容量约39万kW，主要分布在纺织业、服装业、印刷业、铸造拉链业等，根据统计全市所有自备发电机发电量约为3.6亿kWh，保
守估计这些机组为义乌的最高负荷的贡献约100～150MW。
从义乌市经济发展和供用电基本特点看，由于有用户自备发电机的大力支撑，缺电对义乌经济的影响并不明显，2004年的GDP与2003年同口径比较增长17.3％，但义乌经济发展却直接影响着电力负荷的增长，对电力的需求依然强劲。
另外，也可以从用户的报装容量上可以看出义乌的实际和潜在的负荷需求没有得到满足。2003年申请报装用户7761户，报装容量39.26万兆伏安，实际只完成业扩报装7011户，比2002年减少518户，完成容量30.74万千伏安，同比增长55.86%，；而2004年报装用户15309户，报装容量43.56万千瓦，如果从用户的经济效益角度、用户侧的无功补偿设备的投入情况、系统同时率等综合因素考虑，取0.3-0.4的修正系数，2003年和2004年估计新增的负荷分别为120~160MW和130~170MW，而实际上因受大网负荷指标和义乌电网220kV输电瓶颈的限制，2003年仅比2002年负荷增长60MW，2004年仅比2003年负荷增长56MW负荷。估计至少有100MW以上的负荷被限。
综上所述，2004年义乌电网的实际用电负荷在480MV A到518MV A之间。为实际反映义乌的负荷需求，为满足和适当超前于社会经济发展需求，对2003和2004年的实际出现数据在后面进行负荷预测时，将作为不良数据进行修正，2004年电量以27.45亿kWh，最大负荷以518MW为基数进行预测。
图1-1 义乌电网电量增长趋势图
图1-2 义乌电网负荷增长趋势图
1.2.4电网状况
1.2.4.1 全网状况
截至2004年底，义乌市有220kV变电站2座，主变容量为（2*150+2*150）MV A；220kV 输电线路有仪大4326线、仪元4327线、东大2337线、仪王4325线、仙王2320线以及龙王2379线共6回，总长266.019km。
110kV变电站13座，主变21台，总容量为883MV A；110kV输电线路有21回，总长度为219.17km。35kV变电站3座，主变6台，总容量为52MV A；35kV输电线路有4回，总长度为36.88公里。
2004年义乌市电网情况见表1-1，35kV及以上变电站的主变情况见表1-3 ，35kV 及以上线路的情况见表1-5，各电压等级容载比情况见表1-4；10kV配电网设备情况见表1-6。2004年义乌市电力系统地理结线图见附图1。
从表1-4可知，在“开二停二”、“开一停二”兼顾避峰用电方案，限工业用电保生活用电，甚至在夏季用电高峰时严格要求工业用电全停这样的用电特别紧张的形势下，2004年义乌电网网供最大负荷418.8MW。按照1.2.3的分析，2004年义乌电网的实际用电负荷在480MV A到518MV A之间。2004年义乌电网220kV电压等级的容载比为1.28，35kV电压等级的容载比为1.09，均远远低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限。但由于主网严重缺电，义乌电网拉闸限电严重，负荷一直受指标的限制，110kV电压等级的容载比为2.11。如计入拉闸限电部分的负荷约100MV A，2004年义乌110kV电压等级的容载比为1.70，义乌电网各级变电容量是不能满足现有负荷需求的。因此必须在2003年和2004年电网大规模建设的基础上进一步加快义乌电网的建设，当全国性的电力供需矛盾缓解后，义乌电网才能保证义乌社会经济发展和居民生活的用电需要。
注：配电网的配变以及开关相关统计数据，这里不再列出。
1.2.4.2 主城区状况
主城区目前有220kV变电站2座，分别为宾王变和大元变，主变台数4台，主变总容量600MV A；110kV变电站8座，分别为义乌变、稠城变、杨村变、江东变、青口变、福田变、后宅变和北苑变，主变台数13台，主变总容量580MV A。主城区以宾王变和大元变为主要电源。主城区电网已形成了由220kV宾王变和大元变为基点，连接110kV义乌变、杨村变、稠城变、江东变、青口变、福田变、后宅变和北苑变的110kV双环网网架，相对来说网架比较坚固，能够满足N-1安全校验。主城区2004年最大负荷达365MV A，同时率按0.95考虑的话，110kV的容载比为1.67，低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限。主城区是义乌负荷快速增长的地区之一，急需新建变电站满足负荷高速增长的需要。
1.2.4.3 义西南状况
义西南目前有3座110kV变电站和1座35kV电站，分别是110kV佛堂变、110kV上
溪变、110kV义亭变和35kV赤岸变。110kV主变台数4台，主变总容量160MV A；35kV 主变2台，主变总容量为12MV A。主要通过110kV宾佛1617线和宾上1618线给该区供电。义西南片区的电网已形成了由220kV宾王变到110kV上溪变到佛堂变的110kV单环网，网架比较薄弱，不满足N-1安全校验。2004年义西南的最大负荷约113.77MV A，同时率按0.95考虑的话，110kV的容载比为1.48，也远远不到《浙江省城市电网规划技术原则》的要求。
35kV赤岸变两台主变为8+4MV A，但它的最高负荷早已超过10MV A,并且华川热电厂的6MV A的机组通过赤岸变接入系统，35kV赤岸变的实际负荷已达16MV A。随着义西南工业区的快速发展和赤岸特色工业区的兴起，该地区供电较落的问题将越来越特出。
1.2.4.4 义东北状况
义东北目前有110kV变电站2座，分别是苏陈变和李宅变，主变台数4台，主变总容量143MV A；35kV变电站2座，分别为白岸变和荷叶塘变，主变台数4台，主变总容量为40MV A。主要通过110kV大李1500线和宾苏1609线给该区供电。义东北片区的电网比较单薄，没有形成任何环网。2004年义西南的最大负荷约97.47MV A，同时率按0.95考虑的话，110kV的容载比为1.54，也不满足《浙江省城市电网规划技术原则》的要求。
1.2.5无功补偿情况
高压各电压等级的无功补偿情况见表1-7所示。在220kV变电站的低压侧装设有76.8 Mvar，110kV变电站的低压侧装设有80.1 Mvar，35kV变电站的低压侧装设有16.35 Mvar。
由该表可知，近年来义乌为各电压等级不断地新增了很多无功设备，220kV和110kV 的无功补偿容量满足《浙江省城市电网规划技术原则》的要求。
1.3目前电网存在的主要问题
面对过快的用电增长，电网建设明显是滞后的，所以这些年，义乌电网确实没有宽松
过，义乌自身电网一直无法坦然承受相应的负荷，加之外部电网结构的缺陷，地方用电始终受到内外电网太多的制约。
220kV变电站容量不足。截至2004年底义乌仅有两座220kV变电站，在大量拉闸限电的情况下，容载比仅为1.28，低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限，远不能满足义乌经济快速发展的需要，急需新建220kV变电站。
220kV网架结构薄弱。义乌市基本没有形成自己的220kV网架，仅由外围五条线路分别为现有的两座220kV变电站供电，网架结构非常薄弱，应随着新建220kV变电站逐渐加强220kV网架。
220kV变电站负荷分布不均。2004年220kV宾王变的最大负荷已经达到279MW，大元变的最大负荷已经达到200MW，宾王变已接近满载，近期加快220kV西陶变的建设，根据义乌电力快速发展的需要，建议西陶变两台主变同时投运。
110kV变电站过载现象严重。2004年佛堂变、苏陈变、义乌变、白岸变、赤岸变都曾经超载，李宅变、上溪变也将近满载。在2004年最大负荷为418.83MV A，110kV电压等级电网的容载比为 2.1，但这是在严重拉闸限电的情况下。如果最大负荷按照实际需求约518MV A，110kV电压等级电网的容载比为1.7，110kV变电容量依然不足，2005年用电依然紧张，需要增加新的站点或对原有变电站进行扩容。
义东北片区电网110kV电网负荷分散，网架结构薄弱，大部分110kV线路为单回路放射形供电线路，短期内难以满足N-1的可靠性要求；由于农网负荷过于分散，110kV网络短期内难以大规模延伸，导致35kV或10kV线路的供电半径过大，线损率较高，末端电压的质量难以保证。而且该区的110kV变电站苏陈变负荷已经比较重，这可能会随着附近一些变电站的新增或者扩容得到缓解。
义西南片区电网110kV电网网架也比较单薄，只与220kV宾王变形成了一个单环网网架，短期内很难满足N-1的可靠性要求。随着110kV义亭变的投运，完善了该地区的供电结构，并使该地区的配网等到了加强，但该地区的需加强10kV的联络功能。
中压网络因变电所站点少，导致部分线路长度偏长，分支较多，网架结构薄弱，负荷转供能力较差；义乌局在条件许可的情况下，合理调整线路的负荷，尽量使线路上的负荷均匀分布，以便进一步提高供电质量和供电可靠性。
义乌主城区配网结构以放射形为主，城区中压电网现有的分段和分支开关数量相对线路长度而言，平均每百公里的分段和分支开关数小于每百公里至少10个开关的均值，现有
的联络开关数远少于线路数一半。因此，义乌主城区现有网架还需要改造，逐步加强网架结构，提高线路之间、变电所之间的相互支援、互供能力，并为配电自动化作准备。
义乌义东北和义西南配网薄弱。由于该区村庄分布凌乱，居民居住不集中，导致10kV 配电线路比较长，线损比较大。
简而言之，义乌电网主要的问题是负荷发展过快，电网建设明显滞后于社会经济的发展，加快电网建设是刻不容缓的事。
2电力需求及负荷预测
2.1义乌市电力消费结构与特点
2.1.1产业用电分析
2002年电力消费市场基本平衡，社会用电量的构成和各产业用电增长较符合实际状况，2002年义乌市产业用电量14.37亿kWh，占社会用电量的86.26%，同比增长45.42%，其中第一产业用电量3167万kWh，占产业用电量的2.2%，同比增长47.64%；第二产业用电量109487万kWh，占产业用电量的76.21%，同比增长41.47%；第三产业用电量31011万kWh，占产业用电量的21.59%，同比增长61.04%。2002年产业用电量的增长比社会用电量的增长高出13.21个百分点，在产业用电量中以第二产业为主导，但第三产业用电量增长最快，增长率比整个产业用电高出15.62个百分点，比社会用电量增长率高出28.83个百分点。
2003年电力供需由相对宽松转入供需矛盾突出，电力供需发生了变化，由于拉限电，电量的增长不完全符合产业发展的实际情况。2003年义乌市产业用电量177600万kWh，占全社会用电量的87.39%，同比增长23.62%，增长率比2002年下降21.8个百分点。第一
产业用电量3105万kWh，占产业用电量的1.75%，同比增长-1.97%；第二产业用电量136876万kWh，占产业用电量的77.07%，同比增长25.02%，增长率比2002年下降16.45个百分点；第三产业用电量37619万kWh，占产业用电量的21.18%，同比增长21.31%，增长率比2002年下降39.73个百分点。从2003年用电增长回落的情况看，产业用电回落比全社会用电回落高出11.13个百分点。在整个产业用电中，除第一产业有不可考虑的因素外，第三产业回落的幅度最大，比全社会用电平均回落高出29.55个百分点。
2004年电力供需矛盾进一步恶化，直至8月份“云娜”台风后，气温下降，失去空调降温负荷，后又进入暖冬，供用电矛盾才出现了相对暖和。但1—8月份的频繁限电，影响了用电量的增长。2004年1—11月份义乌市产业用电量17975万kWh，占社会用电量的86.15%，同比增长10.35%，增长率比2003年下降13.27个百分点，比社会用电量增长率回落高出2.58个百分点，产业用电量中，第一产业用电量2482万kWh，占产业用电量的1.31%，同比增长-13.96%；第二产业用电量137938万kWh，占产业用电量的77.93%，同比增长10.53%，增长率比2003年下降14.49个百分点；第三产业用电量39355万kWh，占产业用电量的20.76%，同比增长11.7%，增长率比2003年下降9.61个百分点。第二产业用电增长回落的幅度最大。纵观义乌市三年来产业用电的变化：
一、放开用电时，产业用电量的增长幅度远高于全社会用电量的增长幅度，其中第三
------------- Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业管理制度 中国南方电网有限责任公司 电气操作票管理规定
目次 1总则 (1) 2规范性引用文件 (1) 3术语和定义 (1) 4职责 (2) 5管理内容与方法 (3) 6附则 (4) 附录 (4)
中国南方电网有限责任公司电气操作票管理规定 1总则 1.1为规范操作票的填写和执行，使操作票在电气操作中起到保人身、设备和电网安全的作用，结合南方电网公司实际，特制定本规定。 1.2本规定适用于南方电网公司系统各分子公司、地市供电局及县区供电企业变电、配电操作票的管理。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡注明日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 中华人民共和国电力法 中华人民共和国安全生产法 GB 26860-2011电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） GB 26859-2011电力安全工作规程（电力线路部分) GB 26861-2011电力安全工作规程（高压试验室部分） DL 408-91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL 409-91 电业安全工作规程（电力线路部分） Q/CSG 1 0006中国南方电网有限责任公司电气操作导则 3术语和定义 3.1操作票 是指进行电气操作的书面依据，包括变电、配电操作票。 3.2一个操作任务 指⑴将一种电气运行方式改变为另一种运行方式；⑵将一台电气设备（或一条线路）由一种状态改变为另一种状态；⑶一系列相互关联、并按一定顺序进行的操作。
中国南方电网有限责任公司安全生产监督规定(标准版) Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0985
中国南方电网有限责任公司安全生产监督 规定(标准版) 1、总则 1.1为规范中国南方电网有限责任公司（以下简称公司）系统的安全生产监督（包括电力生产、电力建设和农电安全生产监督）工作，保证国家有关安全生产的法律、法规、标准和行业标准以及公司有关安全生产的规定、规程、制度（以下统称安全生产法律、法规和规章制度）的实施，依据《中华人民共和国安全生产法》和公司《安全生产工作规定》，制定本规定。 1.2本规定适用于公司系统生产经营单位。 本规定所称公司系统是指与南方电网公司有产权关系或管理关系的生产经营单位组合。产权关系包括全资、控股关系；管理关系
包括直属、代管关系。 生产经营单位指从事电力生产（包括发电、输变电、供电、调度、检修、试验等）、电力建设（包括火电、水电、输变电、送变电、工程设计、工程监理、工程施工、调试等）为主要业务的企业和单位，以及管理这些企业和单位的公司本部及其分公司、子公司和中国南方电网电力调度通信中心（以下简称“调通中心”）。 1.3公司系统内部实行安全生产监督制度，安全生产监督机构履行安全生产监督职责。 公司系统应自上而下建立健全安全生产监督组织机构和制度，形成完整的安全生产监督体系，并与安全生产保证体系共同保证安全生产目标的实现。 1．4各级安全生产监督机构在履行安全生产监督职能的同时，应努力进行安全生产管理思想、管理制度、管理手段、管理机制的创新，积极探索和推广科学、先进的安全生产管理体系、管理方式和安全生产技术。 2、安全生产监督
从电力发展“十三五”规划看新能源发展 发表时间：2017-09-06T14:26:21.630Z 来源：《电力设备管理》2017年第7期作者：张阔 [导读] 依托电力外送通道，优先存量，有序推进可再生能源跨省区消纳，是解决“三北”地区新能源消纳难题的重要补充。 国网沈阳供电公司辽宁沈阳 110811 摘要：2016年11月7日，国家发展和改革委员会、国家能源局正式发布《电力发展“十三五”规划（2016—2020）》（以下简称《规划》）。这是时隔15年之后，国家主管部门再次对外公开发布电力发展五年规划。电力规划是指导电力工业发展的纲领性文件，是中国电力行业发展的行动纲领，是编制相关专项规划的指导文件，是布局重大电力项目的重要依据。根据《电力规划管理办法》，电力规划应在建设规模、投产时序、系统接入和市场消纳等方面统筹衔接水电、煤电、气电、核电、新能源发电等各类电源专项规划，形成协调统一的电力规划。 关键词：电力；新能源；规划 1新能源消纳多措并举，着力解决新能源消纳难题也是《规划》的一大亮点 1.1充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性、适应性，是破解“三北”地区存量新能源消纳的主要途径 根据规划，将采取3种途径提高系统灵活性。 （1）加大调峰电源的建设规模。其中，“十三五”期间新增抽水蓄能电站装机1700万kW，在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设新增天然气调峰电站500万kW。 （2）加大燃煤电站灵活性改造力度。“十三五”期间，“三北”地区热电联产机组改造规模达1.33亿kW，常规煤电灵活性改造8600万kW。改造完成后，增加“三北”地区调峰能力4500万kW。 （3）推行节能低碳电力调度，加强对新能源发电的功率预测和考核，充分发挥电网联络线调剂作用。根据“三北”不同地区电源结构及不同因素对于弃风弃光的影响度测算，加大燃煤电站灵活性改造力度能够有效缓解东北地区弃风问题；充分发挥电网联络线调剂作用是解决华北（主要是冀北地区）弃风问题的有效途径；西北地区由于电源装机严重过剩，即使加大燃煤电站灵活性改造、发挥区域内省间电网联络线调剂作用，仍难以根本改变弃风弃光局面。 1.2“依托电力外送通道，优先存量，有序推进可再生能源跨省区消纳”，是解决“三北”地区新能源消纳难题的重要补充 由于风电、光伏发电出力具有波动性和随机性，年等效利用小时数低，目前采用建设专用电力外送通道、大规模送出“三北”地区的风电和光伏发电不具备技术经济可行性，主要采用与其他电源打捆方式实现新能源外送。采用与火电打捆外送模式，即使按照理想的送电方式，通道外送新能源电量的比例一般也很难超过1/3，这也是业界一些专家学者对“风火打捆”外送模式不认同的主要原因。因此，在目前条件下，跨省区外送消纳很难成为解决新能源消纳问题的主要途径。《规划》提出，依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万kW。初步统计，截至2015年年底，已建、在建的跨省跨区输电通道已基本明确的风电、光伏外送规模已达到4000万kW，也就意味着在“十三五”电力规划中，除已建、在建的跨省跨区输电通道，没有考虑新开工“三北”地区可再生能源跨省区外送输电通道。 2含高比例新能源的电力系统规划问题的几点探讨 2.1高比例新能源电力系统的电力规划与传统电 力系统规划有哪些异同随着电力系统接入新能源比例的提高，传统的选取典型日进行电力电量平衡的方法已不再适用，在进行电力平衡时，风电、光伏等波动性电源按照90%保证率等效约10%~20%的装机比例参与平衡是不合适的。采用时序生产模拟的方法进行电力电量平衡才能准确刻画风电、光伏发电等波动性电源的消纳状况。随着分布式电源比重的提高，对网供负荷特性的影响较大，加州著名的“鸭形”曲线反映了高比例分布式光伏接入配网后对系统净负荷的影响。 随着配电网大量接入分布式电源，系统净负荷与传统意义的用电负荷差异很大，需要考虑采用净负荷进行系统规划。传统电力规划只必须考虑保证电力供应和经济性最优2个目标，高比例新能源电力系统不仅要保证电力供应和经济性最优，还需要考虑新能源等非化石能源利用目标。 2.2如何在规划中体现新能源优先发展 新能源优先、优化发展应该首先根据新能源利用目标，考虑95%的有效利用率，确定新能源最小开发规模，根据新能源资源和电网条件确定新能源开发布局，对于接入配电网的分散风电和分布式光伏是无法纳入系统电力电量平衡的，应该在净负荷中考虑。新能源优先在省内参与电力电量平衡，按照水电、风电、光伏、核电优先的原则，通过生产模拟的方法确定。按照经济性原则，根据场址、资源等条件确定煤电、气电、抽水蓄能等电源需要新增规模及在系统中的运行小时数，从而确定煤电和气电机组的选型，必要时结合消纳市场考虑外送。在“十一五”、“十二五”电力规划缺位的情况下，“十三五”电力规划更像一个确定电源的规划，在规划中已很难做到新能源优先，规划中提出“到2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿kW以上”也反映了这种无奈。最终导致新能源优先发展的原则无法落实。 2.3如何在电力规划中实现新能源与常规电源的协调发展 风电、光伏发电由于其出力特性的波动性和随机性，在系统运行中很难独善其身，需要其他电源提供支撑。特别是在以煤电为主要电源的中国电力系统中，新能源出力的波动性与随机性对煤电机组运行的影响很大。对于未来高比例新能源电力系统的规划，对于中国，未来煤电的定位一定是调节电源。那么，在当前强调对存量火电机组进行灵活性改造的同时，也需要对新增煤电机组提出灵活性的技术参数要求，对于新增煤电机组的技术要求就不再是大容量、高参数，而是调峰能力、爬坡率等。 2.4如何在电力规划中实现新能源与电网的协调发展 风电、光伏发电发展目标不设上限是本次规划的创新。但是，不设上限的新能源发展目标如何进行配套电网规划，也给电网规划带来新的挑战。传统的电网规划是根据确定电源的规模、布局以及消纳市场确定输电方案，最终形成电网规划方案。但对于新能源，特别是接入配网的6000万kW的分布式光伏和分散风电，在电源规模和布局不确定的情况下，如何做好配套电网规划的确是个难题。德国是世界上分布式光伏规模最大的国家，从德国的电网适应高比例分布式光伏的发展历程来看，主要经历了被动适应、局部改造和全面升级3个阶段。在分布式发展的初期，配电网规划不考虑分布式电源，主要利用已建成配电网的裕度发展分布式电源，经过电网校核确定并网点；随着分布
中国式智能电网的构成和发展规划研究 文章编号：1000-3673（2009）20-0013-08 中图分类号：TM7 文献标志码：A 学科代码：470·4051 中国式智能电网的构成和发展规划研究 杨德昌1，李勇2，C. Rehtanz1，刘泽洪3，罗隆福2 （1．电力系统与电力经济研究所，TU-Dortmund，Germany 44227； 2．湖南大学电气与信息工程学院，湖南省长沙市410082； 3．国家电网公司建设部，北京市西城区100031） Study on the Structure and the Development Planning of Smart Grid in Ch ina YANG De-chang1，LI Yong2，C. Rehtanz1，LIU Ze-hong3，LUO Long-fu2 （1．Institute for Power Systems and Power Economics，TU Dortmund，Ge rmany 44227； 2．College of Electrical and Information Engineering，Hunan University，Ch angsha 410082，Hunan Province，China； 3．Construction Ministry of State Grid Corporation of China，Xicheng Distri ct，Beijing 100031，China） ABSTRACT: The research on the smart grid is very significantin energy co nservation and economical operation of powersystems. In this paper, the c urrent situation of power system inChina and the definition of smart grid ar e presented in brief.Then, the effects of the influences of smart grid on th econstituents of power grids in China, including powergeneration, transmissi on and utilization, load composition,construction of substations and dispatch ing system and so on,are analyzed in detail. On this basis, thefundamental conditions, development thinking and requirements for theselection of exper imental cities are pointed out. Finally, thepreliminary medium-term and pers pective structural diagramsfor Chinese style of smart grids are given. KEY WORDS: smart grid；ultra high voltage grid；upgrade of distribution n etwork ；intelligent dispatching ；new energygeneration 摘要：智能电网对现代电力系统的经济优化运行和降损节能具有重要的意义。文章简要介绍了我国电力系统的发展现状和智能电网的定义，详细分析了智能电网对我国发电、输电、配电、用电、负荷构成、变电站建设以及调度系统等环节的影响。
电力多经企业的发展和规划 一、电力多经企业的定位 电力多经企业是特定历史时期、特殊环境下的产物，其历史功能与自身定位也经历了不同的发展阶段。 开始阶段，大多以安置员工、提供额外福利为特点，主要功能集中在安置老弱病残职工、困难职工家属，逢年过节为职工提供一些额外福利等等，同时也进行一些简单的经营性、服务性活动，在这一阶段创造经济效益并不是多经企业的主要目的。 现阶段，虽然公司型的企业已成立，但是多经企业在日常经营管理上，业务对于主业具有很强的依附性，相应的也缺乏自主经营管理的能力与实力。可以说，从一定程度上讲，现阶段的电力多经企业形式上是公司制的企业，但却并没有具备“独立经营、自负盈亏”现代法人特征，缺乏市场化的运作与管理能力。 随着外部政策与市场环境的变化，电力多经企业必须重新思考自身的定位问题。一方面，安置、福利决不是多经企业的存在理由，追求效益与发展才是企业存在与发展的内在动力；另一方面，又必须处理好与主业之间的关系：多经的发展需要依靠主业，但决不能变成依赖主业，不敢闯市场，怕担风险。在强调市场经济的今天，应摈弃“依赖主业，依附主业”为唯一导向的观念，要勇于走向市场、开拓市场，将自身定位于真正的、独立的市场经济主体，只有这样才能真正走上良性发展的道路。 二、当前多经企业存在的问题
1、多经企业的市场化生存能力薄弱 规模小，产业结构单一，现阶段多经的业务定位是与主业密切相关的领域，例如，电力工程、电力物资、主业的物业服务等。多经企业的业务需求方基本上就是对应的电力主业机构，市场化程度不高，从而导致电力辅业人员的市场化意识、市场化能力不足。此外，由于电力系统的特殊性，关联业务的收益水平非常丰厚，导致电力多经企业没有开拓社会业务的压力和动力。 2、市场观念淡漠，企业定位模糊，发展思路不清 多经企业不主动参与市场竞争，企业管理模式造成自身既无压力又无内在的动力，市场适应能力极差。没有企业规划，对于自身发展方向不清楚。 3、员工结构复杂，待遇参差不齐，职工素质较低 目前在多经企业工作的职工构成主要有三类：一是八十年代的大集体职工，二是经营管理人员基本上都是来自于主业机构，来自于主业的这些人员，虽然担负了多经企业经营管理的责任，但他们大多数更习惯把从事的工作当成一件主业衍生的任务，而不是一个独立企业来考虑。更何况，对他们的考核往往还是参考主业同级别人员的标准，而不是与企业的经营状况紧密联系起来，三是从社会上外聘的职工，这部分职工除极个别作为企业的骨干人员引进而外，大多数是从事苦、累、脏、险岗位的工作。以上三类职工从整体上看文化程度普遍偏低，同时由于人员结构复杂，在同一企业同工不同酬的现象和矛盾非常突出，是企业改革和稳定工作的一大隐患。 三、电力多经企业发展方向 减少对主业的依附与从属，作为独立的法人实体直接参与市场竞争，建立健全现代企业管理制度，完善企业法人治理结构，以市场导向为核心，科学管
附件： Q/ CSG 中国南方电网有限责任公司企业管理制度 中国南方电网有限责任公司 信息化项目管理办法 中国南方电网有限责任公司 发 布
目次 中国南方电网有限责任公司信息化项目管理办法 ............................ 错误!未指定书签。1总则............................................................ 错误!未指定书签。2规范性引用文件.................................................. 错误!未指定书签。3术语和定义...................................................... 错误!未指定书签。 3.1信息化项目...................................................... 错误!未指定书签。 3.2一类信息化项目.................................................. 错误!未指定书签。 3.3二类信息化项目.................................................. 错误!未指定书签。 3.4初步验收........................................................ 错误!未指定书签。 3.5竣工验收........................................................ 错误!未指定书签。4职责............................................................ 错误!未指定书签。 4.1公司信息化领导小组.............................................. 错误!未指定书签。 4.2公司信息部...................................................... 错误!未指定书签。 4.3公司财务部...................................................... 错误!未指定书签。 4.4项目建设单位.................................................... 错误!未指定书签。5管理内容与方法.................................................. 错误!未指定书签。 5.1管理原则........................................................ 错误!未指定书签。 5.2项目库管理...................................................... 错误!未指定书签。 5.3项目可研........................................................ 错误!未指定书签。 5.4项目立项管理.................................................... 错误!未指定书签。 5.5投资计划管理.................................................... 错误!未指定书签。 5.6项目预算管理.................................................... 错误!未指定书签。 5.7项目实施........................................................ 错误!未指定书签。 5.8项目验收........................................................ 错误!未指定书签。 5.9项目后评估...................................................... 错误!未指定书签。 5.10项目管理考核.................................................. 错误!未指定书签。6附则............................................................ 错误!未指定书签。
附件： 中国南方电网有限责任公司 35～110kV 配电网项目可行性 研究内容深度规定 Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG 115003-2011 ICS 备案号： P 2011 – 4 – 20 发布 2011 – 4 – 20实施 中国南方电网有限责任公司 发 布
目次 前言 (2) 引言 (3) 1 适用范围 (4) 2 规范性引用文件 (4) 3 编制的基本要求 (5) 4 内容及深度要求 (5) 4.1工程概述 (5) 4.2电力系统一次部分 (6) 4.3电力系统二次部分 (9) 4.4变电站站址选择 (12) 4.5架空线路路径选择及工程设想 (15) 4.6大跨越工程跨越点及路径选择 (17) 4.7电缆线路路径选择及工程设想 (18) 4.8海底电缆线路路径选择及工程设想 (20) 4.9环境保护 (22) 4.10项目的节能设计分析 (22) 4.11抗灾减灾分析 (23) 4.12资产全生命周期分析 (23) 4.13投资估算及经济评价 (24) 4.14结论及建议 (25) 5 附件及附图 (25) 5.1附件 (25) 5.2附图 (25) 附录A（规范性附录）电缆隧道专题报告的内容要求 (27) 附录B（规范性附录） 35～110KV配电网项目可研阶段主要结论及指标表 (29)
前言 根据中国南方电网有限责任公司（以下简称“公司”）一体化管理工作推进的要求，公司组织五省（区）电网公司、有代表性的地市（州）供电局及设计单位规划计划专业技术人员起草本内容深度规定。本规定的编写结合了各省（区）、地市（州）的实际情况，经过征求意见和三次会议集中讨论而形成。 本规定主要起草单位：公司计划发展部、广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司、海南电网公司、广州供电局、佛山供电局、南宁供电局、昆明供电局、贵阳供电局、凯里供电局、台江供电局、海口供电局。 本规定主要起草人：陈旭、邱朝明、戴志伟、曹华珍、张宁、李云芬、张群安、刘长春、罗竹平、陆冰雁、刘东升、郑星炯、刘先虎、廖小文、施坚、雷霖、陈守吉、吴振东、柯景发。 本规定由公司计划发展部提出、归口并解释。 本规定自2011年4月20日起执行。
Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG114002-2011 电力设备预防性试验规程 2011-10-26发布2011-10-26实施 中国南方电网有限责任公司 发布
Q/CSG114002-2011 目次 前言 ........................................................................................................................................................... II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (3) 4 总则 (5) 5 电力变压器及电抗器 (6) 6 互感器 (19) 7 开关设备 (26) 8 套管 (36) 9 支柱绝缘子、盘形悬式绝缘子和复合绝缘子 (37) 10 电力电缆线路 (39) 11 电容器 (43) 12 绝缘油和六氟化硫气体 (46) 13 避雷器 (49) 14 母线 (52) 15 1KV以上的架空电力线路 (52) 16 接地装置 (53) 17 串补装置 (57) 18 旋转电机 (59) 附录A(规范性附录) 绝缘子的交流耐压试验电压标准 (66) 附录B(资料性附录) 污秽等级与现场污秽度 (67) 附录C(资料性附录) 有效接地系统接地装置（接地网）安全性状态评估的内容、项目和要求 (68) 附录D(资料性附录) 变电站钢材质接地网土壤腐蚀性评价方法 (68) 附录E(规范性附录) 同步发电机和调相机定子绕组的交流试验电压、老化鉴定和硅钢片单位损耗.. 71
附件： 电力发展规划编制原则 1 总则 1.1 为适应社会主义市场经济，积极推进电力工业体制从计划经济向社会主义市场经济转变、经济增长方式从粗放型向集约型转变，促进电力工业的改革与发展，实现社会效益、环境效益和企业效益的协调一致，改进电力发展规划的编制工作，使电力发展规划工作逐步做到规范、科学、合理，特制定本原则。 1.2 本原则适用于省级及以上地区的电力发展规划编制工作，对省级以下地区编制电力发展规划及电力发展规划的各种专题研究工作亦可参照执行。 1.3 电力发展规划必须执行《电力法》和国家有关法律，贯彻能源开发“以电力为中心”和有关国家能源政策、产业政策、环保政策等各项方针政策；坚持统一规划，加强宏观调控，打破行政区域界限，努力实现最大范围内的资源优化配置；坚持安全可靠、经济适用、符合国情的原则；适应国民经济和社会可持续发展的战略要求。 1.4 电力发展规划应充分重视电力需求预测工作，坚持以市场为导向，适应并积极开拓国内外电力市场，发挥市场对资源配置的基础性作用，促进西电东送和全国联网，充分发挥电网的效益；重视科技进步，加快电力结构调整，实现从速度、数量型向质量、效益型的转变，做到开发和节约并重，切实提高电力工业的整体质量；重视投融资规划工作，积极研究资本金筹集途径和形成机制，降低
融资风险、控制融资成本；重视电价预测分析工作，加强对电价形成机制等问题的研究，发挥电价改革对电力工业健康发展的作用；实现以最经济的方式向客户提供数量充足、安全可靠、质量合格、价格合理的电力商品和服务，满足国民经济发展和人民生活水平日益提高的需要。 1.5 电力发展规划应根据国民经济和社会发展的需要制定，并纳入国民经济和社会发展计划。电力发展规划编制的年限宜与国民经济和社会发展规划的年限相一致。电力发展规划(简称规划)一般分五年电力发展规划(简称五年规划)，电力发展中期规划(简称中期规划，时间为5～15年)和电力发展长期规划(简称长期规划，时间为15年以上)。 1.6 长期规划应以五年规划和中期规划为基础，主要研究电力发展的战略性问题；中期规划应以五年规划为基础，在长期规划的指导下编制，是长期规划战略性问题的深化，同时对长期规划进行补充和修订；五年规划应以现状为基础，在中期、长期规划的指导下进行编制，是中期规划的深化和具体表现，同时对中期、长期规划进行补充和修订。 1.7 五年规划应根据规划地区国民经济和社会发展五年规划安排，研究国民经济和社会发展五年规划及经济结构调整方案对电力工业发展的要求，找出电力工业与国民经济发展中不相适应的主要问题，按照中期规划所推荐的规划方案，深入研究电力需求水平及负荷特性、电力电量平衡、环境及社会影响等，提出五年内电源、电网结构调整和建设原则，需调整和建设的项目、进度及顺序，进行逐年投融资、设备、燃料及运输平衡，测算逐年电价、环境指标等，开展相应的
?2011中国智能电网产业现状及未来发展战略剖析 ?【OFweek智能电网编译：Kinshale】与传统电网相比，智能电网在发电、输电、配电及用电四大环节中都具有明显的优势，智能电网成为世界各国集中投资的战略型产业。智能电网通过优化传统能源和新能源的供需和应用实现节能，通过特高压技术解决能源结构不匹配问题，通过高效率的配电技术提高整体电网的稳定性和效率，是应对能源危机的必由之路。中国发展智能电网可以参照高铁的发展战略，实现引进技术、实现自我研发、到成功的技术输出的三阶段转换。特别是各国技术标准还没有统一的情况下，中国将凭借规模经济准备自主技术标准的同时，积极参与全球标准的制定，扩大市场支配能力。 中国的智能电网产业 中国能源供给及能源消费结构的不平衡催生智能电网的发展 中国能源结构以煤炭资源为主，煤炭资源保有储量的76%分布在山西、内蒙古、陕西、新疆等北部和西部地区，而能源消费需求主要集中在经济较为发达的中东部地区，随着中国能源开发西移和北移的速度加快，大型煤炭能源基地与能源消费地之间的输送距离越来越远，能源输送的规模越来越大。要满足未来持续增长的电力需求，从根本上解决煤电运力紧张的问题，需要发展智能电网，实施电力的大规模、远距离、高效率输送。 2009至2020年国家电网总投资3.45万亿元，其中智能化投资3841亿元，占电网总投资的11.1%，未来10年将建成坚强智能电网2009至2010年为规划试点阶段，重点开展坚强智能电网发展规划工作，制定技术和管理标准，开展关键技术研发、设备研制及各环节的试点工作；2011至2015年为全面建设阶段，加快建设华北、华东、华中“三华”特高压同步电网，初步形成智能电网运行控制和互动服务体系，关键技术和装备实现重大突破和广泛应用；2016至2020年为引领提升阶段，全面建成统一的坚强智能电网，技术和装备全面达到国际先进水平。 中国国家电网公司目前正在推进“一特四大”的电网发展战略以特高压电网为基础，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，在全国范围内实现资源优化配置。以大型能源基地为依托，建设由1000千伏交流和±800千伏直流构成的特高压电网，形成电力“高速公路”。同时，将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，发展以信息化、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。 智能电网产业的特点及作用
基建工程质量控制（WHS）及量化评价标准 （2014年版）
目录
前言 为落实中国南方电网有限责任公司（以下简称公司）建设“智能、高效、可靠、绿色”电网的战略目标，规范质量过程管理,提升工程实体质量水平，公司基建部在全面分析、研究2012、2013年工程质量管理工作的基础上，对工程实体质量进行量化评价研究，组织完成了《基建工程质量控制（WHS）及量化评价标准》（2014年版）编制工作。 《基建工程质量控制（WHS）及量化评价标准》（2014年版）相比《基建工程质量控制标准（WHS）》（2012年版），加强了对120个样板点建设的质量控制，增加了对工程实体质量量化评价内容，通过WHS合格率和实体质量评价结果对工程实体质量进行全过程管控，建立了可量度的质量控制与实体质量量化评价标准。这是公司为强化工程建设过程质量控制而采取的创新性举措，是公司基建质量管理框架体系的重要组成部分。 本标准共分九册，包括总册和八个分册。涵盖输电线路、电气安装、变电土建、电气试验、继电保护、综合自动化、通信、配网工程及物资到货验收等内容。 本标准由公司基建部组织编制，总部有关部门、各分子公司及建设、监理、施工、设计等单位相关专业人员参与，经公司基建部组织严谨、认真的审查，最终定稿。 本标准由中国南方电网有限责任公司基建部制定并解释。 本标准起草单位：中国南方电网有限责任公司基建部、系统运行部、物资部、广东诚誉工程咨询监理有限公司、广东省输变电工程公司、广东创成建设监理咨询有限公司、云南省送变电工程公司、广东合鸿达投资管理有限公司、广东天广工程监理有限公司
本标准主要起草人：袁太平、梁煜、朱延军、黄继、欧镜锋、刘钰成、邓超雄、李康华、徐均成、梁启才、贺小华、冯锐祥、黄云乐、陆艺华、杨中华、高源辉、区剑锋、王着灵、陈鲲、梁兆昌、何冠恒、张耀、钟远雄、罗汉坚、余勇、王文华、陈春桃、郭鸿、熊鹏辉、胡明秋、唐志雄、唐雪明、张崇敏、曾庆安、李七林、钟龙瑞、贺德荣、杨玉娥、李春荣、贺虎、黄伟荣、徐健峰、袁玉柱、张晓伟、丁晓兵、彭业、张喜铭、罗会洪、汤慧敏、吴若婷、付诗禧、陈赞芳、葛伯善 本标准主要审定人：于俊岭、李庆江、刘冬根 本标准批准人：祁达才 本标准执行中遇到具体问题，请及时向中国南方电网有限责任公司基建部反馈。有关意见及建议请发邮件至。
所谓智能电网，就是电网的智能化，也被称为“电网2．0”，它是建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的应用，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的目标，其主要特征包括自愈、激励和包括用户、抵御攻击、提供满足21世纪用户需求的电能质量、容许各种不同发电形式的接入、启动电力市场以及资产的优化高效运行。智能电网的核心内涵是实现电网的信息化、数字化、自动化和互动化，简称为“坚强的智能电网（Strong Smart Grid）”。 在奥巴马欲以能源革命将美国重推全球经济顶端之际，智能电网概念也在中国风生水起。定义之争、标准之辩、什么路径、如何选择等问题，一时难以厘清。 6月10日2009中国分布式能源国际研讨会，6月3日中国电机工程学会智能电网研讨会，5月21日2009特高压输电技术国际会议，近日有关智能电网的会议密集举行。 早报记者近日获悉，我国目前正在规划2030年电网路线图，智能电网将在未来唱主角。 概念之争 智能电网，即Smart Grid，原意为智能网格或智能网。 5月21日，国家电网公司在“2009特高压输电技术国际会议”上提出了名为“坚强智能电网”的发展规划。国务院副总理张德江明确表示，政府未来将加大对特高压输电技术研究的支持力度，加快特高压技术发展步伐，从实际出发积极探索符合中国国情的智能电网发展道路。 “我们要在2020年全面建成坚强的智能电网。”国家电网公司总经理刘振亚也在当天的会议上公开宣布。国家电网公司已确立有关发展目标，即加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、数字化、自动化、互动化特征的统一的坚强智能电网。 这是智能电网概念在中国引爆的近半年来，决策层在此问题上首次公开作出表态。 国家电网中国电力科学研究院副总工程师胡学浩近日接受早报记者采访时对智能电网做出的定义是：“以物理电网为基础，在中国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，将现代化先进的传感测量技术、通讯技术、信息技术、计算机技术和控制技术与物理电网高度集成而形成的新型电网。智能电网具有坚强、自愈、兼容、经济、集成、优化等特征。” 事实上，在此前有关智能电网的讨论中，有的专家则倾向于采用“互动电网”这一概念。 中科院首席能源专家武建东就认为，“互动电网已经不是狭义‘智能电网’的概念，狭义的电网信息化升级概念，是对传统电网部分或特定系统的提升和改造。目前流行的智能电网的概念无法界定下一代全球电网的基本模式，也难以概括中国电网现代化的核心体系。”因此，他提出，“从我国电网的实际情况出发，我们把互动电网称为互动电力网络，简称为互动电网（Interactive Smart Grid），智能电网的含义已涵盖其中。”
一、南方电网“十二五”将投资1116亿用于农网改造升级 日前，国家电监会发布了全国农村地区供电可靠率和居民用户受电端电压合格率标准。南方电网公司高度重视，按照“保民生、保稳定”的要求，加强硬件建设与强化管理，力促南方五省区农村“两率”提升。 在硬件建设上，“十二五”期间，南方电网公司将计划投资1116亿元用于农网改造升级，重点对未改造或已改造但仍存在供电能力不足、供电可靠性较低的农村电网实施改造，解决农业生产用电问题;今年将完成农网建设投资204.8亿元，年内解决供电区域内剩余7.7万户无电人口用电问题，进一步改善和提升农村供电“两率”的硬件基础。 在强化管理上，南方电网公司将着力减少农村客户停电时间，通过加强综合停电管理、提高电网可转供电能力、建立电网故障快速复电机制等手段，使农村供电可靠率达到98%以上;以供电所和台区为管理重点，通过加强无功补偿、调整网络结构、提高低压三相平衡等手段，使农村居民端电压合格率提高到92%以上。 二、南方电网拟投入166亿开展贵州省小康电建设 【2013-11-19】根据国家实施美丽乡村建设的要求，近日，贵州省政府出台《关于实施贵州省“四在农家˙美丽乡村”基础设施建设六项行动计划的意见》，力争用5到8年时间，建成生活宜居、环境优美、设施完善的美丽乡村。为积极配合此项工作，南方电网公司将着力实施“农村电网改造升级、农村用电公共服务均等化、理顺电网管理体制、农村电网电压质量提升”四个工程，其中2013-2017年计划投资165.6亿元加强农网升级改造。 根据计划，南方电网公司将新建、扩建110千伏和35千伏变电站140座，新建输电线路3.9万公里，新建及改造配变1.5万台、“一户一表”377万户，实现农村“一户一表”工程完工率100%;新增便民电费代收网点3742个。到2020年，实现农村供电可靠率99.925%，客户平均停电时间小于6.56小时;农村居民端电压合格率达98%;城乡居民半小时交费圈覆盖95%以上乡镇;保障农村居民生活用电，解决农业生产用电问题。 为确保工作的按期完成，南方电网公司采取的主要措施有：一是明确各年度工作任务、具体项目和工作要求，把项目分解落实到人。二是积极协调将“小康电”电网规划纳入城乡整体规划，加快项目实施推进。三是提高“小康电”工程设计质量和工艺水平，建设“小康电”示范点工程和服务示范点，发挥好示范带动作用。 三、六大目标指引南方电网“十三五”发展规划发布 【2013-10-21 】近日，国家能源局发布《南方电网发展规划(2013—2020年)》(以下简称《规划》)，提出了南方电网未来八年的主要发展目标、重点任务和具体实施措
附件1： 中国南方电网有限责任公司供电企业 人力资源配置标准 （2011年版，征求意见稿） 第一部分总则 1 适用范围 本标准明确了供电企业生产、经营管理的必要环节, 根据确定的工作范围规定了各项目的定员标准，提出了人员配置的平均素质标准。 本标准适用于网（省）级调度机构、地区级（县级）供电企业、超高压输电企业的劳动定员及人员配置管理。 2 引用标准 电业安全工作规程 送电线路运行规程 架空配电线路及设备运行规程 电力电缆运行检修规程 电力变压器运行规程 变电运行、检修规程
电器测量仪表检修规程 继电保护及自动装置运行规程 电力断路器检修规程 供电营业规则 电力负荷控制装置管理规程 电能计量管理规程 电网调度管理条例 电力通信管理规程 公路工程技术标准 中国南方电网有限责任公司调度管理规定 中国南方电网有限责任公司南方电网调度信息管理规定中国南方电网有限责任公司继电保护管理规定 中国南方电网有限责任公司通信管理规定 中国南方电网有限责任公司调度自动化管理规定 中国南方电网安全自动装置管理规定 3名词、术语释义 3.1 输电线路 指电压为35千伏及以上的电力线路。 3.2 高原地区
指电力线路所经的地区，其海拔在1.8千米以上，且缺氧在15%以上的地区。本标准所指高原地区主要包括云南省迪庆、怒江、丽江、保山、大理等地区。 3.3 山区 电力线路所经的地区，其峰谷线路杆塔水平高差在0.3千米以上的地段。 3.4 原始森林区 指由国家划定或确认的原始森林区。 3.5 污秽地段 指电力线路所处污秽环境达国家规定Ⅲ级标准及以上的地段。 3.6 河网地段 指河道纵横交错，每千米线路跨越的河道平均在1.5条以上的地段。 3.7 重覆冰区 指电力线路经过的每年平均有三个月覆冰期的地段。 3.8 多雷区与强雷区 按照气象部门有关雷暴日指数的规定，年雷暴日在40～90天的地区属多雷区，年雷暴日在90天以上的地区属强雷区。 3.9 输电电缆
电力企业 三年规划及2020年度经营计划 一、行业发展趋势 中国电力行业发展有利因素分析： 1、深化电力体制改革、推进价格机制改革是国家做出的重大调整决策部署。电网企业整体价格监管制度框架的建立标志着电力体制改革在“管住中间”这一环节迈出了坚实一步，有利于加快电力体制改革总体进程。 2、放开发电计划是新一轮电力体制改革的重要组成，是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路，是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转型的关键一步。 未来20年是我国经营和社会发展的重要战略机遇期。消费结构升级、工业化进程加快、城市化水平提高，人均用电量超过1400千瓦时进入重工业发展阶段，加快工业化、现代化进程对电力发展提出更高的要求。 二、未来发展的定位和核心力 三年规划是企业长期发展目标，短期（1年）内企业也应有发展的计划目标。将三年规划目标中第一年的目标作为2020年重点经营
目标，同时也要增加上一些具体经营目标。下面来研讨2020年经营计划书： 2020年度经营计划书 一、2020年度经营目标 附注说明 ： （1）公司目标总负责人：总经理；总执行人：营销中心 （2）安装渠道目标总负责人： （3）外部营销渠道目标主执行人： （4。 （5 【备注：对于回款率的设定需要销售部门和财务部门共同依据2020年现金流测算和各业务渠道历史回款周期来综合评定】
二、公司2020年度激励树状图 附注说明： 1、本次采取激励树状图总设定原则：正激励。 2、采取激励树状图围绕核心企业利润率，通过这种方式促使企业和员工达成个共识——企业的利益需要全体员工共同去创造。 3、激励树状图中重点关注各团队激励比例和参与激励的范围，对团队内部的激励比例和发放细节则参照各团队内部激励政策执行。 三、公司2020年度安装渠道目标达成激励标准 目标额 渠道 电力维保目标额 目标 回款率 总激励标准 项目施工 目标额 目标 回款率 总激励标准 300万元 200万元 % 利润率×#% 100万元 % 利润率×#% 总经理 激励标准：利润率×% 激励标准：利润率×% 销售团队 一单一激励方式 技术施工团队 一单一激励方式 产品团队 激励标准：利润率×% 成本团队 激励标准：利润率×% 管理团队 销售副总 业务代表 业务代表 业务代表 业 务代表 销售团队内部激励政策参照《2020年公司营销政策》执行 厂区负责人 车间班组 厂区采购 成本统计 产品质检 1、2020年度产品团队和施工团队将采用“一单一考核”的方式进行激励，具体执行办法参照《2020年公司订单考核办法》执行 ； 2、技术施工团队内部的激励政策参照《2020年公司技术施工团队激励政策》 执行； 3、厂区管理团队内部的激励政策参照《2020年公司厂区团队 激励政策》执行 ； 产品质检 技术施工副总 电力施工 工程施工 财务经理 业务代表 业务代表 成本管理团队内部激励政策参照《2020年公司成本管理团队激励政策》执行 综合办经理 行政文员 行政后勤 综合部管理团队内部激励政策参照《2020年公司综合办团队激励政策》执行