海南智能电网2019-2021年建设方案出炉

　　深入贯彻******“4·13”重要讲话和中央12号文件精神，以“电网智能化、企业数字化”为技术路线，推进海南城乡电网智能化升级改造，提高电网网络化、智能化水平，全面提升供电服务水平，改善全省电力营商环境，通过打造海南智能电网综合示范省，支撑海南自由贸易试验区和中国特色自由贸易港建设。

　　一

　　总体思路

　　2019-2021年三年累计投入530.4亿元（包括海南电网投资200亿元、联网二回工程投资9亿元、昌江核电二期等电源项目投资321.4亿元），加快推进海南智能电网建设。通过推进“75111”工程，即：7项省域系统工程项目、5个综合示范项目、1个数字电网平台、1个智能电网实验室和1个智能电网论坛，全面提升海南电网自动化、智能化水平，强化电网对海南自贸区（港）建设的支撑能力。

　　重点通过加强主网、配网网架结构建设，提高电网供电可靠性和防风抗灾能力；通过新技术、新设备、新材料应用，利用现代通信技术和控制技术，提升电网智能化水平；通过广泛布置通信网络和持续完善调控体系，提升电网安全稳定水平；通过实现企业数字化，提升电网管理水平，提高海南电网公司对智能电网的驾驭能力。

　　二

　　工作目标

　　在高质量完成提升电网三年行动计划的基础上，利用2019-2021年三年时间，基本建成安全、可靠、绿色、高效的智能电网，全省“获得电力”指数力争达到国内一流水平。

　　2019年，高质量完成提升电网三年行动计划，全面加强各级电网网架结构，客户平均停电时间降至18小时以下，配网中压线路可转供电率达到80%，清洁能源发电量占比达到45%。

　　2020年，全面加快智能电网建设，客户年平均停电时间降至15小时以下，综合电压合格率达98.95%以上，配网中压线路可转供电率达到85%以上，城区、重点城镇全面实现双电源供电，清洁能源发电量占比达到50%。

　　2021年，基本建成安全、可靠、绿色、高效的智能电网，全省“获得电力”指数力争达到国内一流水平，客户年平均停电时间降至8小时以内，10千伏线路可转供电率达到90%以上，城区、城镇中压线路电缆化率提升至55%，乡村户均配变容量提升至2.2千伏安以上，配电自动化覆盖率达到100%，综合电压合格率提升至99%以上，清洁能源发电量占比不低于55%。

　　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。

　　5.加快推进综合能源服务

　　利用分布式电源开展综合能源服务。在三大科技城等重点园区，以及机场、医院、酒店等重点区域建设燃气冷热电多联供分布式电源；有序推进分布式屋顶光伏建设；探索建设电源侧、电网侧或用户侧的分布式储能示范项目。到2021年，建成2-3个智慧能源综合示范项目，基本形成涵盖发、输、配、用全环节的综合能源服务体系，推动能源产业价值链整合。

　　加快充换电基础设施建设。积极推动电动汽车充换电设施建设及运营，加大集中式充电站和分散式充电桩建设力度，推动形成覆盖全省的充换电基础设施网络。到2020年，在全省配套建设各功率充电桩8.5万个，满足9万辆清洁能源汽车需要。

　　积极推进电能替代。推进包括东方八所港等港口岸电、海口美兰等机场桥载、农村以电代柴、城市电磁厨房等相关领域的电能替代，提高电能占终端能源消费的比重，降低碳排放。到2021年，电能替代电量达7.5亿千瓦时。

　　积极推进资源共享。以“互联网+”智慧能源的建设理念，支持能源大数据集成与共享，创新商业模式；稳步推进与中国铁塔和三大电信运营商的电力杆塔及光纤等资源共享，助力5G互联网通信基础设施建设。到2021年，建成共享铁塔约200基，进一步推进能源和信息领域资源的开放共享。

　　6.构建全面贯通的通信网络

　　建设覆盖全省的主干光通信网。实现35千伏变电站、供电所光缆全覆盖，110千伏及以上变电站双光缆覆盖，满足智能电网通信通道建设需求。

　　持续加强配电通信网建设。积极构建城区、综合示范区光纤通信，其他区域无线公网为主、无线专网作为补充的10千伏配电通信网，因地打造全面覆盖的低压配电通信网。到2021年，全省具有通信需求的10千伏及以下设备实现通信全覆盖。

　　加快推进数据网建设。到2021年，实现110千伏及以上站点调度数据网双平面覆盖，满足生产实时控制业务通道冗余需求。海南电网公司35千伏及以上变电站、供电所、直属单位办公场所实现综合数据网全覆盖，全面支撑信息化业务需求。

　　建设完善的应急通信体系。探索研究5G高速率、海量接入、网络切片等新技术在电力应急通信系统中的应用，加快建设以卫星通信技术为主的应急通信网络。

　　7.完善高效互动的调控体系

　　建设新一代智能调度技术支持系统。支撑高比例清洁能源、可再生能源和源网荷灵活互动要求，将分布式电源、电动汽车等信息接入海南电网调度系统，实现调度运行监控全覆盖；持续提升断路器、隔离开关远方操作实施率，深化一键式操作等应用推广。

　　持续提升系统安全稳定水平。逐步推进继电保护远方控制功能，提升海南电网运行效率；试点将光伏电站纳入快速控制；研究稳控精准切负荷的可行性；开展变电站自动化设备单机单网单通道问题改造完善，推动超期服役二次设备改造。

　　（二）5个综合示范项目

　　1.海口江东新区近零碳智慧新城和智能电网综合示范项目

　　建设分布式光伏发电及配套储能装置、冷源能源站等能源设施，提升区内能源利用效率；建设东营等110千伏及以上变电站，建成一批智能配电房，打造灵活可靠城市配电网；建设分散式充电桩（群）和独立城市快充站，建成江东新区“1公里”充电圈。大幅提高江东新区分布式清洁能源占比，实现区内用能服务高度融合智联，用户用能体验显著提升，有力支撑江东新区建设成为世界一流的近零碳新城和全球领先的生态CBD。

　　2.博鳌乐城低碳智慧能源与智能电网综合示范区项目

　　建设分布式光伏发电及配套储能设施，采用智能化标准建设乐城、朝阳等2座110千伏变电站，采用机器人巡检、电缆线路在线监测等新技术，实现电网的高可靠供电和智能化运维。面向100户专家公寓，部署智能用电及智能家居设备，并试点建设“三表集抄”“四网合一”、需求侧响应项目。建设电动汽车充电桩200余个。实现区内每年减排二氧化碳9.5万吨，推动博鳌地区旅游、休闲、疗养、居住品质的整体提升，树立低碳智慧能源与智能电网的新形象、新标杆。

　　3.三亚中央商务区高可靠供电综合示范项目

　　结合三亚中央商务区市政规划，开展屋顶光伏、分布式电储能等能源项目建设，打造全面覆盖的电动汽车充电基础设施网络，着重提升区域内重要用户的供电保障能力。建设崖城-鸭仔塘II回等重要高压项目，推动区域变电站智能化改造，打造坚强主网结构；加强10千伏配电网建设，建设智能分布式配电自动化，实现10千伏配电网“N-1”不间断供电；全面推进在线监测、故障定位、智能配电房等项目建设，试点建设低压智能台区，提升区内电网供电可靠性和服务水平。区内变电站全部完成智能化改造，全面实现输电线路遥控可视化调度，客户年均停电时间降至30分钟以内。

　　4.琼海博鳌智慧用能综合示范项目

　　建设分布式光伏、燃气冷热电多联供分布式电源、分布式电储能、蓄冷等能源项目，加快推进电能替代，提升区内能源综合利用效率。充分利用区内培兰、福田、潭门等现有110千伏变电站供电能力，高标准建设10千伏配网结构，建设智能配电房和低压智能台区，全力提升琼海博鳌核心区供电保障能力。推进智能用电、光储充一体化互动充电站等项目建设，开展新型综合能源服务。区内能源综合利用效率明显高于全省平均水平，力争实现区内主要酒店集中供冷，电动汽车充电基础设施服务半径不超过1公里。

　　5.西沙可再生能源局域网综合示范项目

　　开展海岛能源的综合利用，研究并开展光能、波浪能、柴油发电机余热等多种能源的利用，提高离岛综合能源利用效率。完善能源网络设施，加强岛内10千伏网架结构，提高供电可靠性。将现有调度管理系统改造升级为区域综合能源管控系统，实现能源的统一调配。提升海岛智慧用能水平，开展需求侧管理，建设覆盖岛内生活、商业、公共设施等用能服务体系。区内可再生能源装机占比超过23%，每年减少柴油消费量约550吨，供电可靠性大幅提升，同时预留LNG发电船、波浪能发电船并网接口，为后续多种能源“即插即用”奠定基础。

　　（三）1个数字电网平台

　　全面整合各专业领域现有实时和非实时数据，扩大数据采集范围，逐步推进物理电网全方位、全过程的数字化，提升海南电网公司数据资源的协同共享水平和对外开放能力，深入挖掘内部及外部数据价值，实现电网可观、可测、可控，为企业数字化转型奠定基础，提升电网运行维护水平和客户服务水平。

　　到2019年，完成平台基础管理能力建设和试点应用建设。到2021年，全面满足海南电网公司、政府及第三方机构、发电企业、电力用户数据需求，支撑运营效率提升和综合能源业务拓展。

　　（四）1个智能电网实验室

　　根据海南省域智能电网建设实际、自然环境和气候特点，结合未来能源电力发展趋势，与国内外知名高校科研机构合作，开展“热带海岛智能电网实验室”建设。重点研究海岛新能源技术、省域智能电网全景态势感知等前沿技术。

　　2019年，完成实验室体系构建，重点建设绿色海岛微电网群实验室、湿热环境智能电网装备适应性实验室和输电线路防灾减灾等实验室，支撑海南智能电网综合示范的近期建设和生产运营。到2021年，实验室科研综合实力进一步提升，在海岛型智能电网特色领域和行业发展中起到引领和支撑作用。

　　（五）1个智能电网论坛

　　充分利用博鳌亚洲论坛的社会影响力，把博鳌作为智能电网论坛的永久会址，每年举办一次国际智能电网（博鳌）论坛，并以论坛为平台，广泛邀请政府部门、国内外企业、用电客户等相关方，以及规划设计、设备研发、科研机构、知名高校有关专家，深入交流智能电网发展新动向、新成就、新思路，推动智能电网相关新技术、新设备、新材料在海南试点应用和推广实施，力争在2021年前将论坛打造成为具有一定影响力的国际论坛。

　　四

　　保障措施

　　（一）强化政府统筹和政企联动

　　严格落实《海南省人民代表大会常务委员会关于在海南经济特区暂时变通实施“五网”建设项目涉及部分法律法规规定的行政审批的决定》（海南省人民代表大会常务委员会公告第93号）、《海南省人民政府关于加快推动电网建设的意见》（琼府〔2017〕35号）精神，强化智能电网建设协调机制。省政府不定期组织各有关单位协调推进智能电网建设。省发展改革委具体承担综合协调责任，及时协调解决智能电网规划、建设等方面重大问题，并及时向省政府报告智能电网建设情况及提请需议定的事项。将智能电网建设相关工作任务分解到省政府相关部门、各市县政府和相关单位，按季度对责任落实和工作进展进行检查和通报，按年度进行考核和评价。

　　海南电网公司是海南智能电网综合示范省建设的责任主体和实施主体，成立由主要负责人任组长的工作机构，负责在省政府的组织下和南方电网公司的指导下，全面开展海南智能电网建设工作。

　　（二）加大“放管服”支持力度

　　省发展改革委牵头进一步简化电网建设项目审批程序，在2019年6月底前实现电网建设项目“一窗受理、一次审批、最多跑一次”的极简审批，以及“一号申请、一网审批、全程网办”的并联同步审批；会同有关部门研究制定“三表集抄”“四网融合”配套支持政策，鼓励供水、供气、通信企业加强与电网企业的统筹合作；科学规划电源建设规模和布局，确保发电能力充足、结构优化。

　　省自然资源和规划厅将电网规划项目纳入政府“多规合一”，严格保护变电站建设用地和输电线路走廊，并优先保障电网项目建设用地。

　　省工业和信息化厅持续督导做好电力线路树障清理等工作。

　　省能监办做好电网安全生产和设备运维的监督工作，会同省发展改革委、省工业和信息化厅研究建立调峰调频等辅助服务市场机制，引导电源侧和需求侧按市场化方式参与调峰。

　　省住房城乡建设厅研究制定、指导实施智能小区和智能建筑标准规范和推进政策措施，鼓励房地产商、物业等项目业主与电网企业开展深度合作，探索共同开发模式。

　　各市县政府负责做好辖区内电力设施用地保障工作，采用包干方式负责青赔和征地工作，帮助协调解决好辖区内电网建设遇到的相关问题，按照需求建设配套配电网电缆管沟。研究落实辖区存量小区配电设施改造资金，推动小区抄表到户。

　　（三）全方位争取政策和资金支持

　　1.积极争取国家发展改革委、财政部对海南智能电网建设的资金支持。合理核定海南电网输配电价水平，根据国家“管住中间，放开两头”的改革原则，积极研究以市场手段解决电价问题，为海南电网公司提供投资能力保障。研究琼中抽蓄电站与联网二回线路运营成本的投资回收机制。

　　2.南方电网公司持续向海南电网公司注入资本金，探索债转股和产业基金等方式降低海南电网公司资产负债率。指导海南电网公司通过资本控股公司拓宽融资渠道，提供更多灵活优惠的融资支持，降低海南电网公司融资成本。

　　（四）及时完成配网电缆管沟建设任务

　　加快提升海南电网供电保障和抗灾能力三年行动计划实施进程，确保2019年6月底前各市县全部完成三年行动计划确定的电缆管沟建设任务，为电缆入地项目以及提高配网可转供电率、电缆化率和降低客户平均停电时间，推动智能电网建设方案实施提供基础保障。

　　（五）加快推进居民住宅小区抄表到户

　　对于新建小区，结合海南实际尽快出台《海南省新建小区供配电设施建设及维护管理办法》，修订《海南省新建住宅小区供配电设施建设技术规范》，明确供配电设施建设及维护各个环节的政策及要求，落实小区抄表到户后续维护费用，实现抄表到户。对于存量小区，研究明确配电设施改造资金来源，在完成小区配电设施和户表改造后，实现由电网公司抄表到户。

　　（六）建立智能电网技术保障体系

　　紧密依托南方电网能源发展研究院、海南电力科学研究院和智能电网实验室，加大与国内外知名高校、科研机构的交流与合作力度，打造产学研一体化的技术保障体系。着力构建全面覆盖的网络安全防护体系，加快建成网络安全态势感知及监测平台，增强网络安全态势感知能力。建成覆盖调度主站、110千伏及以上变电站生产控制大区的全方位网络安全状态感知预警平台及网络安全监控中心，构建可监测、可溯源、可控制的纵深防御体系。

　　（七）加强舆论宣传与示范展示

　　南方电网公司、市县政府和海南电网公司，充分运用广播电视、报纸和新媒体等各类宣传载体，持续加大建设智能电网的宣传力度，发动社会各界企业和百姓积极参与到智能电网建设中，全力支持建立完善的智能发电、智能用电体系。在海口、琼海博鳌分别建设智能电网综合示范展示厅，集中展示海南智能电网建设示范效果。

　　（八）做好监督与考核

　　省发展改革委要将智能电网建设项目及各项保障工作按职能、属地原则分解至相关单位，并牵头做好智能电网三年建设方案的全过程监督与考核，定期通报责任落实和推进情况，对于工作推进缓慢的单位要予以督促整改，确保项目按期完成。