第一篇：关于安徽电网十二五发展动向报告
安徽电网发展趋势
十二五期间的计划
“十二五”期间在特高压电网及直流上投入311.52亿元，新建特高压变电站2座，交流线路共10条，过境直流线路3条。
特高压电网这一新型平台可以实现电力大规模、远距离和大范围消纳。国家电网在“十二五”期间将投入5000亿元建设特高压电网，形成大规模“西电东送”、“北电南送”的能源配置格局。安徽是能源大省，两淮地区是重要煤电基地，但由于输送线路较弱，沿江、皖南等工业强市用电存瓶颈，随着皖江城市带的发展，电力供需矛盾将更加突出。“十二五”期间，国家电网和省政府沟通决定特高压及直流投资311.52亿元，分别于淮南、皖南新建特高压变电站2座，新建淮南—皖南(芜湖)-浙北-上海等特高压交流线路共10条，预计到2015年底，安徽地区特高压交、直流线路将达到3959公里，届时，华北-华中-华东特高压同步电网初步形成。
安徽特高压电网将形成“工”字形网架，输电能力达到千万千瓦级。因为地处中原腹地，其网架也将成为“三华”同步电网中的枢纽、华东地区电力输送桥头堡。在本省内不仅可以解决皖中和沿江地区经济快速发展和负荷紧张的矛盾，为皖江城市带的崛起提供电力保障，还可大幅提升皖电东送的能力，皖电可输送至长三角负荷中心，安徽将逐步成为华东能源基地。
宣城供电公司简介
宣城供电公司成立于1985年9月，担负着宣城市一区一市五县的供电任务和向华东500千伏电网转供电任务。截至2008年4月底，公司拥有35千伏及以上变电容量4089.45兆伏安，其中500千伏变电站2座，220千伏变电站6座，110千伏变电站19座，35千伏变电站15座；35千伏及以上送电线路64条，长度1396.195千米。
地址：宣城市螯峰路的尽头，联系电话:0563-3023882。坐2路3路公交车都可以到，你也可以打的，在宣城很便宜的坐车。
你要是外乡人的话就打的，一般从汽车站或者火车站到那里7--8块钱左右。铜陵市供电公司
1973年8月成立“铜陵供电局”，2003年8月改名为“铜陵供电公司”，下辖1个县级供电公司—铜陵县供电公司，不仅担负着统领三区一县的供电任务，还肩负着华东电网“皖电东送”的重要使命。
目前已形成以500千伏为支撑，220千伏双环网结构，承载负荷能力达到70至75千瓦的地区坚强电网。公司固定资产总额14多亿元。公司辖有500千伏变电站1座、220千伏变电站6座、110千伏变电站11座、35千伏变电站2座、变电总容量295.3万千瓦，变电站分部密度目前居全省第一，35至500千伏高压输电线路1320.623公里。
公司地址：铜陵市长江中路91号 池州供电公司
池州电网处于安徽电网的南部末端，相对于安徽电网而言是一个受端网络。电源只要来自九华电厂(通过220千伏九池I线4881、九池II线4882受进电力)、500千伏官山变(通过220千伏官观4D55线受进电力)、陈村水电站(通过110千伏陵陈432线受进电力)和贵池电厂。
目前，池州电网已初步行程以220千伏池州变、观牛变、菊江变和贵池电厂为主要电源点，以110千伏殷汇变、潘桥变、陵阳变为三个交汇点的110千伏网架。
截至2008年底，池州电网共运行35千伏及以上变电站22座、主变33台、变电容量1286.5MVA。其中220千伏变电站3座。黄山供电公司
企业拥有110千伏及以上变电站13座，主变总容量806兆伏安，35千伏及以上线路31条，总长777.899千米，现有资产总额5.1亿元，供电户数10.25万户。现有职工500多人，年售电量近11亿千瓦时，最高负荷达22.8万千瓦。供电范围包括黄山市三区四县以及黄山风景区。
220千伏变电站2座，容量390兆伏安；110千伏变电站14座，容量756兆伏安；110千伏及以上线路29条，总长760公里。规划中的在建220千伏永丰、芳村2个输变电工程，总计变电容量180兆伏安，线路长度360公里，计划2010年投产。
公司地址：安徽省.黄山市 屯溪区黄山东路55号。淮南供电公司
淮南供电公司为国家大(一)型企业，担负着淮南市五区一县及阜阳、蚌埠部分地区的供电任务，承担着淮南地区大型火力发电厂向全省及华东电网输送电能的职责。公司现拥有500千伏开关站1座，35千伏-220千伏变电站26座；35千伏以上电压等级输电线路1654千米。公司下设主管部室16个，生产单位10个，辖凤台、潘集、谢桥3个县级供电公司。2008年公司完成购网电量46.54亿千瓦时。
地址：淮南市淮舜南路139。
安徽省电力公司淮南供电公司
地址：淮南市朝阳中路18号 电话：(0554)2912222 淮北供电公司
截至2009年底，公司注册资本为9835万元，共有35千伏及以上变电站24座，35千伏及以上输电线路共54条。近年来，淮北市用电量始终保持两位数增长。2009年，公司完成供电量33.23亿千瓦时，售电量31.69亿千瓦时。
供电公司
地址：安徽省淮北市市辖区
濉溪供电公司
地址：淮北市濉溪县淮海路 电话：(0561)6077710
国家电网淮北供电公司
地址：淮北市淮海中路110
淮北安徽省电力公司淮北供电公司 地址：淮北市淮海路288号 宿州供电公司
宿州供电公司成立于1976年，下辖砀山、萧县、灵璧、泗县、埇桥及宿州农电6个县级供电公司，公司系统共有正式员工2501人。
公司本部正式员工748人，设置职能部室15个，生产单位7个。宿州电网现有运行的220千伏变电所4座、在建2座，变电容量750兆伏安，线路221公里；110千伏变电所15座、在建2座，变电容量898兆伏安，线路 749公里；35千伏变电所78座、变电容量680.4兆伏安，线路1130公里。“十一五”期间，宿州电网还将新建500千伏变电站1座、220千伏变电所2座、110千伏变电所7座，进入电网建设的高峰期。
2008年公司实现购网电量28.73亿千瓦时，同比增长14.43%，增速全省第4；完成售电量27.5亿千瓦时，同比增长14.67%；实现销售收入 11.46 亿元，同比增长14.94 %；线损率4.30%，同比降低0.2个百分点，售电均价454.78元/千千瓦时，同比增长0.15元/千千瓦时；当年和旧欠电费实现双结零；劳动生产率31.02万元/人.年，同比增长3.22%。
公司所属6个县（区）供电公司，其中宿州农电公司为省公司全资子公司、其余5个为省公司控股子公司，农电系统正式员工1753人、农电工2501人。2008年6个县公司共实现供电量17.64亿千瓦时，占市公司售电量的64.15%；销售收入净额完成73454 万元；综合线损率8.53%；资产负债率 81.8%；实现利润总额-1148万元；全面完成年度计划。
宿州国家电网宿州供电公司
地址：宿州市淮海中路118 亳州供电公司
--公司法人代表：李景义
--公司地址：安徽省亳州市人民中路139号
亳州供电公司作为安徽省电力公司的直属分公司，受省电力公司委托负责亳州区域内110千伏及以上电网调度运营和资产管理，并对省电力公司控股的亳州、涡阳、蒙城、利辛四个供电有限责任公司实施管理。公司定位于“新单位、新人员、新机制”理念，充分发挥了青年人才能，是一个富有朝气和活力的年轻公司。公司注重员工培训和多层次人才队伍建设，为员工提供职业生涯设计和规划，实施公平的竞争上岗晋升机制，鼓励和支持员工继续深造，选拔优秀员工参加研究生学历教育。
亳州市处于皖西北的华东大平原地带，交通便利，京九铁路、济广高速，纵贯南北，南洛高速横穿东西。是国家级历史文化名城，为“江北胜地，南北要脊”，一代圣君商汤、道教鼻祖老子、圣哲庄子、魏武帝曹操、神医华佗、道教至尊陈抟、著名诗人李绅、巾帼英雄花木兰皆生于亳。现有国家和省、市级文物保护单位200多处，其中曹操古运兵道、涡阳天静宫和蒙城尉迟寺遗址等享誉海内外。亳州物华天宝，物产富饶，是国家中药材生产基地，享有“药都”之称，同时素以“酒乡”著称。
地址：安徽省亳州市光明西路
邮编：236800
联系人：徐瑞庭
电话：05585102236 巢湖供电局
地址：安徽省巢湖市市辖区长江西路124号
巢湖供电公司是国家中一型企业，隶属安徽省电力公司，始建于1977年7月，2003年6月更为现名，担负着全市四县一区的电网建设和供电任务。
公司现有500千伏变电站1座（昭关变），主变1台，总容量750兆伏安；220千伏变电站7座（巢湖变、庐江变、无为变、西梁山变、含山变、旗山变、香泉变）,220千伏主变12台，总容量1650兆伏安；110千伏公用变电站21座（银屏变、放王变、金巢变、柘皋变、凤烔变、槐光变、西圣变、环峰变、东关变、杨柳圩变、沈巷变、和城变、乌江变、龙口变、襄安变、雍南变、姚沟变、裴岗变、滚子岗变、缺口变、石头变）,110千伏主变34台,总容量1179.5兆伏安；220千伏线路共17条，计576.1千米；110千伏公用线路共53条，计834.6千米, 110千伏用户线路共15条，计158.04千米公。2008年全年供电量39.36亿千瓦时，今年1-3月份供电量9.6567亿千瓦时。
滁州供电公司
地址：滁州市凤凰东路510号
电话：(0550)3312222 公司管辖6个县级供电公司，分别为定远供电公司、天长供电公司、来安供电公司、明光供电公司、全椒供电公司、城郊供电公司。
截止2009年12月31日，公司(不含6县供电公司)拥有固定资产原值18.34亿元，管理500千伏变电站 1 座、220千伏变电站 8 座、110千伏变电站 15 座，主变总容量 4345 兆伏安，10千伏及以上线路1688.2千米，实现安全生产3551天。全年完成购网电量40.84亿千瓦时，同比增长13.24%；日最高负荷 82.8 万千瓦，日最大供电量 1622 万千瓦时。
阜阳供电公司
阜阳供电公司（原阜阳电业局），成立于1973年，辖阜阳农电、太和、界首、临泉、阜南5个控股县公司，和颍上1个全资县公司，固定资产24.97亿元，现有员工6821人，其中，市公司896人，大专以上学历人员占员工总数的69.53％；县公司5475人（含农电工3347人）。
阜阳电网位于安徽电网的西北部，担负着阜阳三区（颍州区、颍东区、颍泉区）、一市（界首市）、四县（颍上县、阜南县、临泉县、太和县）及阜阳市区的供电任务，目前管理110千伏及以上变电站28座（其中，500千伏变电所1座，220千伏变电站7座，110千伏变电站21座），10千伏及以上线路总长2.2万公里，变电总容量3783兆伏安，供电服务营业网点152个。
2009年，公司购网电量50.36亿千瓦时，同比增长21.06％，全省排序第五，增幅位居全省第一；最大负荷106.96万千瓦、最大日用电量2019万千瓦时，成为全省第四个用电负荷突破100万千瓦大关、第五个日用电量突破2000万千瓦时的市公司。
地址：阜阳市颍南路30号 安庆供电公司
安庆供电公司是安徽省电力公司直属的国有中一型电网经营企业，承担着安庆市迎江、宜秀、大观3个市辖区，经济开发区以及桐城、怀宁、枞阳、潜山、宿松、望江、太湖、岳西8个县（市），共计610万人口、185.8余万户各类电力客户的供电任务。供电营业总面积1.54万平方千米，营业网点107个。
2009年，安庆供电公司完成全社会用电量56.895亿千瓦时，市场占有率85.76%，地区电网最高用电负荷（7月21日20:38）达到101.5万千瓦，比2008年最高负荷增长了19.41%。
为更好地服务于地方社会经济发展，安庆供电公司不断加快电网建设，进一步完善电网结构。截至目前，安庆供电公司拥有110千伏及以上变电站35座，其中:500千伏2座（在建），220千伏8座，110 千伏25座。形成了以220千伏双环网、110千伏东、西环网运行的电网网架结构，输电线路总长1580.58千米。
地址：安庆市人民路344号 马鞍山供电公司
马鞍山供电局成立于1972年12月25日，属国家大二型企业，2003年8月改制为马鞍山供电公司。公司设12个管理部室（办公室、发展策划部、人力资源部、财务资产部、安全监察部、生产技术部、基建部、营销农电部、科技信息部、审计部、监察部、思想政治工作部）和11个中心（运行中心、修试中心、调通中心、配电中心、客户服务中心、电费管理中心、计量中心、输电中心、车辆管理中心、市郊农电中心、物流服务中心），并辖一个县公司——当涂供电公司。现有全民所有制员工846人（含县公司225人），拥有固定资产原值20.62亿元。公司担负着三区一县的供电任务，2009年购网电量为69.23亿千瓦时，全社会用电量连续七年位居全省第一。
截至2009年12月31日，公司所辖35千伏及以上输电线路共63条，总长度668.586千米，其中：220千伏输电线路25条，329.81千米；110千伏输电线路30条，254.377千米；35千伏输电线路8条，84.399千米。所辖500千伏变电站1座，主变3台，总容量750兆伏安；220千伏变电站7座，主变14台，总容量2100兆伏安；110千伏变电站10座，主变20台，总容量827.5兆伏安；35千伏变电站5座，主变10台，总容量102.05兆伏安。地址：安徽省马鞍山市花山区花雨路7号 电话：(0555)2351438 蚌埠供电公司
蚌埠供电公司属国家中一型供电企业，承担蚌埠市三县四区（怀远县、五河县、固镇县、蚌山区、淮上区、禹会区、龙子湖区）和滁州市的凤阳县的电网运行管理与电力供应服务。
截至2009年底，全市共有110千伏及以上变电站29座（其中：500千伏1座，变电容量75万千伏安；220千伏变电站6座，变电容量132万千伏安；110千伏变电站23座，变电容量162.25万千伏安）。有500千伏线路8条，长568.93公里；220千伏输电线路12条，长377.63千米；110千伏输电线路44条，长778.03千米；公司拥有资产总额13.42亿元，2009年度实现购网电量42.34亿千瓦时，售电量40.57亿千瓦时，售电净收入22.43亿元。
地址：蚌埠市蚌山区胜利中路245号 合肥供电公司
合肥供电公司是安徽省电力公司直属的国有大型电网经营企业，有肥东、肥西、长丰三个全资县级供电企业。承担着合肥市庐阳、包河、瑶海、蜀山4个区及肥东、肥西、长丰3个县7029平方公里、469.85万人口的供电任务。拥有全民职工2084人（其中市直1418人）。
随着近年来的电网建设投资不断增加，合肥市电网结构得到进一步的完善和巩固。2007年10月，公司拥有 35千伏及以上变电站142座，其中: 500千伏1座，220千伏9座，110 千伏40座，35千伏96座。拥有35千伏及以上输电线路196条/2195.2公里，其中：500千伏5条/358公里，220 千伏18条/345.8公里，110 千伏69条/600.96公里，35千伏104条/890.44公里。初步形成了以500千伏为输电主网架，220千伏双环网、110千伏东、西环网运行的电网网架结构，220千伏、110千伏电网基本满足“N-1”准则，10千伏配网全部实现环网供电，努力做到“适应经济发展大环境、服务城市发展大格局”。近年来，在地区经济发展的推动下，合肥市的用电量每年以10%以上的速度递增。2006年，合肥市全社会用电量733052万千瓦时，同比增长11.6%；网供最高负荷 153.83万千瓦，比上年增长21%。今年1-9月，合肥市全社会用电量632746万千瓦时，企业供电量614505万千瓦时，售电量583641万千瓦时，同比分别增长15.03%、13.95%、13.01% 地址：合肥市宿松路133号 邮编：230022 电话：0551-3882114 传真：2646271 芜湖供电公司
芜湖是闻名全国的四大米市之首，位于安徽省东南部，地处长江下游南岸，具有独特的区位优势，为皖江巨埠，有着两千多年的悠久历史。芜湖自古以来便是商贾云集之地。随着长三角经济圈的快速融入，多元化产业不断拓展，亚洲最大的华强主题公园、沃尔玛等国际知名企业相继进驻，芜湖经济迅速发展，奇瑞汽车、海螺水泥、电气制造这三大支柱产业拉动了芜湖的整体经济增长，芜湖正以豪迈的步伐进入经济发展快车道。芜湖被评为“倾国倾城－全国最具魅力城市”。
芜湖是安徽电力的起源地，芜湖供电公司拥有唯一的全国电气百年品牌“明远”。芜湖供电公司担负着芜湖市及三县一郊供电工作和向华东500KV电网转供电任务，是安徽省电力公司直属的国家大型企业，下辖南陵、繁昌、芜湖县三个全资县供电公司。
公司现有职工1500人，固定资产净值32.7亿元，35—500千伏高压输电线路2294.42千米；有35 —500千伏变电所43座，主变容量442.5万千伏安。
2009年芜湖将新建投运第二座500KV变电站，2010年华东地区第一座1000KV皖南特高压输变电站也将在芜湖投运，芜湖核电规划项目将建成4台百万级压水堆核电机组，总投资过600亿元，建成后年发电量约300亿千瓦时。“十二五”芜湖电网将面临前所未有的发展。
地址：芜湖市中山北路18
第二篇：“十二五”行业规划动向
“十二五”行业规划动向
有序拓展金融服务业
服务实体经济，防范系统性风险，有序发展和创新金融组织、产品和服务，全面提升金融服务水平。发挥大型金融机构的综合性服务功能，积极发展中小金融机构，围绕促进小型微型企业发展、推动科技创新、发展绿色经济、支持企业跨境经营，以及发展网上交易等新型服务业态，创新金融产品和服务模式。更好地发挥信用融资、证券、信托、理财、租赁、担保、网商银行等各类金融服务的资产配置和融资服务功能。加强金融基础设施建设，进一步健全金融市场的登记、托管、交易、清算系统。拓宽保险服务领域，积极发展责任保险、信用保险，探索发展巨灾保险，创新保险营销服务方式，规范发展保险中介市场，推进再保险市场建设，建立健全保险服务体系。大力发展现代物流业
加快建立社会化、专业化、信息化的现代物流服务体系，大力发展第三方物流，优先整合和利用现有物流资源，加强物流基础设施的建设和衔接，提高物流效率，降低物流成本。推动农产品、大宗矿产品、重要工业品等重点领域物流发展。优化物流业发展的区域布局，支持物流园区等物流功能集聚区有序发展。推广现代物流管理，提高物流智能化和标准化水平。
优化发展商贸服务业
优化城市综合超市、购物中心、批发市场等商业网点结构和布局，支持便利店、中小超市、社区菜店等社区商业发展。鼓励和支持连锁经营、物流配送、电子商务等现代流通方式向农村延伸，完善农村服务网点，支持大型超市与农村合作组织对接，改造升级农产品批发市场和农贸市场。引导住宿和餐饮业健康规范发展。支持发展具有国际竞争力的大型商贸流通企业。
第三篇：智能电网十二五规划
附件：
智能电网重大科技产业化工程
“十二五”专项规划
智能电网是实施新的能源战略和优化能源资源配臵的重要平台，涵盖发电、输电、变电、配电、用电和调度各环节，广泛利用先进的信息和材料等技术，实现清洁能源的大规模接入与利用，提高能源利用效率，确保安全、可靠、优质的电力供应。实施智能电网重大科技产业化工程，对于调整我国能源结构、节能减排、应对气候变化具有重大意义。
实施智能电网技术研发和示范工程，加快推进智能电网相关产业发展，是服从国家战略、落实科学发展观的重要举措，对于转变经济发展方式、促进产业结构优化升级、加快信息化与工业化融合，具有重要的现实意义。根据国家战略要求和我国经济社会发展需要，为落实《中国应对气候变化国家方案》和《关于发挥科技支撑作用、促进经济平稳较快发展的意见》，培育战略性高技术产业，特制定本《智能电网重大科技产业化工程“十二五”专项规划》。
一、形势与需求
世界范围内智能电网的建设进程已经全面启动，许多国家都确立了智能电网建设目标、行动路线及投资计划，同时结合各自地区的监管机制、电网基础设施现状和社会发展情况，有针对性地拟定了不同的智能电网战略。美国的智能电网计划致力于在基础设施老化背景下，建设安全、可靠的现代化电网，并提高用电侧效率、降
— 1 — 低用电成本；欧盟的超级智能电网计划以分布式电源和可再生能源的大规模利用为主要目标，同时注重能源效率的改善和提高，欧洲各国结合各自的科技优势和电力发展特点，开展了各具特色的智能电网研究和试点项目，英法德等国家着重发展泛欧洲电网互联，意大利着重发展智能表计及互动化的配电网，而丹麦则着重发展风力发电及其控制技术；加拿大由于其分省管理的电力体制，目前暂无全国性的智能电网计划，由国家自然资源署进行全国智能电网建设工作的协调，重点放在如何提升电网对大规模可再生能源的接入能力和传输能力；日本智能电网的核心是建设与太阳能发电大规模推广开发相适应的电网，解决国土面积狭小、能源资源短缺与社会经济发展的矛盾；韩国的智能电网研究重点放在智能绿色城市建设上，目前已经在济州岛建设综合性的智能城市示范工程；澳大利亚智能电网建设的目标是发展可再生能源和提高能量利用效率，主要工作集中在智能表计的实施及其相关的需求侧管理方面。
综合世界各地区建设智能电网的进程来看，智能电网的关注热点包括：（1）大规模可再生能源发电的接入技术及其与大规模储能联合运行技术；（2）大电网互联、远距离输电及其相关控制技术；（3）配电自动化和微网；（4）用户侧的智能表计及需求响应技术。
我国也高度关注智能电网。胡锦涛总书记2010年6月7日在两院院士大会上的讲话中，提出要重点推动的科技发展方向的第一项就是“大力发展能源资源开发利用科学技术”，而“构建覆盖城乡的智能、高效、可靠的电网体系”是其核心内容。温家宝总理2010年3月5日在第十一届全国人民代表大会第三次会议上所做 — 2 — 的政府工作报告中明确提出要“大力开发低碳技术，推广高效节能技术，积极发展新能源和可再生能源，加强智能电网建设”。2011年3月发布的《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出的“十二五”期间电力行业转型升级、提高产业核心竞争力的总体任务是“适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配臵电力能力和供电可靠性。”科技部于2009年11月24日发布的《关于加快我国智能电网技术发展的报告》中提出了明确的目标和任务。国家电网公司于2009年5月发布了“坚强智能电网”愿景及建设路线图，中国南方电网有限责任公司在2010年7月提出“建设一个覆盖城乡的智能、高效、可靠的绿色电网”。
总结我国能源和电力发展现状，面临两个基本现实：一是能源资源贫乏，难以支撑现在的社会经济发展模式，而且能源资源与用电需求地理分布上极不均衡；二是气候变化催生的低碳社会经济发展模式对电力系统发展的压力迫在眉睫。为适应能源需求和气候变化的压力，各种新能源和可再生能源发电的发展目标是作为传统火力发电的替代电源而非补充电源，而集约化的发展模式带来的并网技术难题远远超越了世界上的其他国家和地区。
建设智能电网，充分发挥电网在资源优化配臵、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
— 3 — 重要的战略意义。建设智能电网也是电网领域的一次重大技术革命，是本轮能源技术变革的重要内容，在研究先进输变电技术的基础上，依靠现代先进通信技术、信息技术、设备制造技术，在发电、输变电、配用电以及电网运行控制等各个环节实现全面的技术跨越，在不断提升电网输配电能力的基础上，通过现代先进技术的高度融合，大规模开发和利用新能源和可再生能源、全面提高大电网运行控制的智能化水平，提高电网输电及供电能力、抵御重大故障及自然灾害的能力，提升供电服务能力和水平，实现我国电网的跨越式发展。
建设智能电网有助于解决以下的能源与电力的战略需求： 一是电网支撑大范围优化资源配臵能力亟待提高。我国能源资源与用电需求地理分布上极不均衡，决定了我国必须走远距离、大规模输电和全国范围优化能源资源配臵的道路。大规模、集中式的水电、煤电、风电、太阳能、核电等能源基地开发，需要电网进一步提升资源配臵能力。
二是现有电力系统难以适应清洁能源跨越式发展。我国风资源丰富地区主要集中在东北、华北、西北等区域，这些地区大多负荷水平较低、调峰能力有限，大规模风电就地利用困难，需要远距离大容量输送，在大区以至全国范围内实现电量消纳。同时，我国风电和太阳能发电存在分散接入和规模开发两种形式，大规模接入对电网的规划、调度、运行及安全保障技术提出了新的挑战。
三是大电网安全稳定运行面临巨大压力。我国电网安全稳定运行面临的压力主要来自如下几个方面：其一是电力工业规模迅速扩 — 4 — 大，目前我国电网已成为世界上电压等级最高、规模最大的电网之一，2010年底总装机容量位居世界第二，并且仍处于持续、快速增长阶段。其二是电网结构日趋复杂，形成了全国联网的交直流互联大电网。其三是自然灾害频发，冰灾、地震、台风等极端灾害对电网的安全造成了极大的威胁。
四是用户多元化需求对现有电网提出新的挑战。智能配用电环节要满足分布式电源接入、电动汽车充放电、电网与用户双向互动的需求。亟需突破大规模分布式电源接入配电网的关键支撑技术。电动汽车发展已进入产业化发展期，电动汽车充放电技术亟需突破。智能城市和智能家居的发展，开辟了灵活互动的电能利用新模式，迫切需要建立开放的智能用电平台。
五是能源供应结构还需完善，能源利用效率需要进一步提升。当前及未来相当长的时间内，我国能源供应结构中，煤炭一直会占据绝对优势的地位。这种以煤为主的能源结构，使我国在大气污染排放方面成为世界的主要关注对象。此外，随着我国经济的高速发展，对能源的需求还将迅速增加。在这种情况下，推动节能减排、提高能源利用效率将是服务“两型”社会建设，促进经济社会可持续发展的必然趋势。
六是电网发展对关键技术和装备提出更高要求。提高设备运行的安全性及经济性，节约维护费用，需要以智能化的输变电设备为基础，实现设备全寿命周期管理，提高输变电资产的利用效率。提高电网运行的安全性和稳定性，需通过智能化的输变电设备与电网间的有效信息互动，为电网运行状态的动态调节提供有力支撑。同
— 5 — 时，电工制造行业及相关产业自主创新和产业升级，需要靠提升输变电设备的智能化水平来推动，以提升科技创新能力和国家竞争能力。
发展智能电网是我国发展大规模间歇可再生能源的重要途径，对发展新能源战略性新兴产业具有重大的支撑作用。智能电网具有很强的辐射能力和拉动作用，可带动相关产业发展与升级。为支持智能电网发展，需要对以下产业进行布局:（1）清洁能源发电，智能电网建设将大幅度提高电网接纳间歇性清洁能源发电能力，是清洁能源发电进一步快速发展的前提；（2）清洁能源发电设备制造，如风力发电、太阳能发电等;（3）新材料产业，如光电转换材料、储能材料、绝缘材料、超导材料、纳米材料等；（4）电网设备制造产业，如新型电力电子器件、变压器等；（5）信息通信、仪器仪表、传感、软件等；（6）新能源汽车产业。此外，智能电网还涉及家电等消费类电子产业。
二、发展思路和原则
“十二五”是电网科技发展的关键时期，必须坚持战略性、前瞻性原则，针对支撑我国智能电网建设的关键技术，集中力量、重点突破，加强高新技术原始创新，超前部署未来电网发展的前沿技术，为“十三五”及未来电力技术发展打下基础。同时，坚持有所为、有所不为的原则，从当前我国建设智能电网的紧迫需求出发，着力突破重大关键、共性技术，支撑电网的持续协调发展。
“十二五”电网科技研发的重点方向选择必须按照“反映国家需求，体现国家目标，凝练重点方向，立足自主创新，实现整体突 — 6 — 破”的原则，以建设智能、高效、可靠的电网为基本出发点，以实现智能应用为重要内容，针对新能源及可再生能源发电接入、输变电、配用电等各个环节，充分发挥信息通信技术的优势和潜能，通过大电网智能调度与控制技术实现对电网的协调控制，不断提升电网的输配能力和综合社会经济效益。同时，还要紧跟世界技术发展前沿，针对世界各国电网科技制高点的关键领域，开展电网前沿技术研究，为我国未来电网实现长期可持续的又好又快发展提供技术积累和储备。
智能电网专项规划的总体思路是：结合我国国情、满足国家需求、依靠自主创新、以企业为主体、加强产学研合作、攻克关键技术、形成标准体系、完成示范工程、实施推广应用，加快智能电网产业链和具有国际竞争力企业的形成，取得国际技术优势地位，推动国际标准化工作，促进清洁能源发展，为国家在应对全球气候变化等国际事务中赢得更大主动权和影响力。
三、发展目标
总体目标是突破大规模间歇式新能源电源并网与储能、智能配用电、大电网智能调度与控制、智能装备等智能电网核心关键技术，形成具有自主知识产权的智能电网技术体系和标准体系，建立较为完善的智能电网产业链，基本建成以信息化、自动化、互动化为特征的智能电网，推动我国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网的升级和跨越。示范工程和产业培育方面，建成20~30项智能电网技术专项示范工程和3~5项智能电网综合示范工程，建设5-10个智能电网示范城市、50个智能电网示范园区，并通过投
— 7 — 资和技术辐射带动能源、交通、制造、材料、信息、传感、控制等产业的技术创新和发展，培育战略性新兴产业，带动相关产业发展，打造一批具有国际竞争力的科技型企业。建设一批拥有自主知识产权和知名品牌、核心竞争力强、主业突出、行业领先的大企业（集团）。
2010年已经先期启动了先进能源技术领域“智能电网关键技术研发（一期）”863重大项目，目前已经完成了智能电网关键技术研究计划的制定，全面启动了关键技术及装备的研发和工程化试点工作。到2015年，在智能电网关键技术和装备上实现重大突破和工业应用，形成具有自主知识产权的智能电网技术体系和标准体系；突破可再生能源发电大规模接入的关键技术，实现可再生能源规模化并网发电的友好接入及互动运行；积极发展储能技术，提高电网对间歇性电源的接纳能力，解决大规模间歇性电源接入电网的技术和经济可行性问题；完成智能输变电示范工程在部分重点城市推广应用，对其用户的供电可靠度达到每年每户停电小于2小时；基本建成智能调度技术支持系统和安全、规范、全覆盖的信息支撑网络；选择适当的地域建设3~5项智能电网集成综合示范工程；形成较为完善的智能电网产业链，打造一批具有国际竞争力的高新技术企业。到2020年，关键的智能电网技术和装备达到国际领先水平，重点解决电网合理布局，高效输配，优化调度，增强保障度，有效降低经济成本等问题；建成符合我国国情的智能电网，使电网的资源配臵能力、安全水平、运行效率大幅提升，电网对于各类大型能源基地，特别是集中或分散式清洁能源接入和送出的适应性，— 8 — 以及电网满足用户多样化、个性化、互动化供电服务需求的能力显著提高；全面满足消纳大规模风电、光电的技术需求，为培养新的绿色支柱能源提供畅通的电力传输通道，城市用户的供电可靠度达到每年每户停电小于1小时。
四、重点任务
（一）大规模间歇式新能源并网技术
风电机组/光伏组件随风速或辐照强度的出力特性、出力波动特性与概率分布；风电场、光伏电站集群出力的时空分布和出力特性；风电场、光伏电站集群控制系统；大型风电基地或大型光伏发电基地的集群控制平台系统示范工程。
大规模间歇式能源发电实时监测技术、出力特性及其对调度计划的影响；大规模间歇式能源发电日前与日内调度策略与模型；省级、区域、国家级范围内逐级间歇式能源消纳的框架体系；多时空尺度间歇式能源发电协调调度策略模型及系统示范工程。
大型风电场接入的柔性直流输电系统分析与建模技术；柔性直流输电系统数字物理混合仿真平台；交/直流混合接入的控制方法；柔性直流输电系统故障分析与保护策略；输电工程关键技术及样机；核心装备研制与示范工程。
间歇式电源基础数据、模型及参数辨识技术；间歇式电源与电网的协调规划技术；间歇式电源并网全过程仿真分析技术；间歇式电源接入电网安全性、可靠性、经济性分析评估理论和方法。
适应高渗透率间隙性电源接入电网的综合规划方法；提高区域电网接纳间歇性电源能力的关键技术；时空互补的区域电网间歇性
— 9 — 电源优化调度方法和协调控制策略；风、光、储、水等多种电源多点接入互补运行技术；含高渗透率间歇性电源的区域电网防灾技术、应急机制、数字仿真平台和示范应用。
区域性高密度、多接入点光伏系统并网及其与配电网协调关键技术，重点研究屋顶、建筑幕墙与光伏一体化技术，并探索并网运营的商业模式；功率可调节光伏系统与储能系统稳定控制技术、区域性高密度、多接入点光伏系统的电能质量综合调节技术、新型孤岛检测与保护技术、能量管理技术；不同储能系统的高效率智能化双向变流器、新型集中与分散孤岛检测装臵、分散计量测控系统和中央测控系统等关键设备。
微网的规划设计理论、方法、综合性能评价指标体系、规划设计支持系统、运行控制技术；微网动态模拟实验平台和微网中央运行管理系统；具有多种能源综合利用的微网示范工程。
大容量储能与间歇式电源发电出力互补机制，储能系统与间歇式电源容量配臵技术及优化方法；储能电站提高间歇式电源接入能力应用控制与能量管理技术；储能电站的多点布局方法及广域协调优化控制技术。
多种类型新能源发电集中综合消纳在规划、分析、调度运行、继电保护、安稳控制、防灾应急等领域的关键技术。考虑到我国风光资源丰富区域的电网结构薄弱的特点，发展电源电网综合规划方法，提出时空互补的优化调度方法和协调控制策略，研究高可靠性继电保护与安全稳定协调控制系统，发展防灾技术和应急机制。
不同类型系统故障引起的大型风电场群连锁故障现象，抑制大 — 10 — 型风电场群发生连锁故障技术方案，大型风电场群参与系统稳定控制的技术方案，包含系统级的大型风电场群故障穿越综合解决方案及其在大型风电基地上的示范应用。
风电机组、光伏发电系统先进控制技术；新能源发电设备监测与信息化技术；新能源电站的智能协调控制技术与协调控制系统。
含风光储的分布式发电接入配电网控制保护及可靠供电技术、信息化技术；含风光储分布式发电接入配电网的电能质量问题；包含风光储的分布式发电接入配电网示范工程。
综合利用多种技术手段，突破小水电群大规模接入电网的技术瓶颈，减少其对电网安全稳定运行的影响。研究提高小水电群接入消纳能力的电网优化方法和柔性交流、柔性直流输电技术，小水电发电能力预测技术，小水电监测与仿真平台集成技术，小水电与大中型水电站群系统多时空协调控制方法，小水电与风电、火电系统多时空协调控制，提高小水电群接入消纳能力的区域稳定控制理论、控制方法和控制系统。
间歇式能源发电出力的概率分布规律并建立相应的模型，间歇式能源网源协调控制技术，间歇式能源发电系统故障穿越技术，间歇式能源发电系统电气故障诊断及自愈技术。
“风电+抽蓄”的运营模式。设计风电抽蓄联合运行模式，建立包括联合优化模型、联合仿真、安全校核、模拟交易等在内的支撑系统，形成完整的风电抽蓄联合运行管理系统框架。
间歇式电源功率波动特性及其对电网的影响；广域有功功率及频率控制、分层分级无功功率及电压控制技术，电力系统动态稳定
— 11 — 性分析及控制技术；机组-场群-电网分级分散协同控制技术；严重故障下新能源电力系统故障演化机理及安全防御策略，考虑交直流外送等方式下的间歇式电源紧急控制、输电系统紧急控制以及其他安控措施的协调控制技术。
含大规模间歇式电源的交直流互联大电网的协调优化运行技术，广域协调阻尼控制技术，状态监测与信息集成技术，实时风险评估技术，智能优化调度和安全防御技术。
（二）支撑电动汽车发展的电网技术
电动汽车电池更换站运行特性，更换站作为分布式储能单元接入电网的关键技术和控制策略；电池梯次利用的筛选原则、成组方法和系统方案；更换站多用途变流装臵；更换站与储能站一体化监控系统；更换站与储能站一体化示范工程。
电动汽车充电需求特性和规模化电动汽车充电对电网的影响；电动汽车有序充电控制管理系统；电动汽车有序充电试验系统。
电动汽车与电网互动的控制策略和关键技术；电动汽车智能充放电机、智能车载终端和电动汽车与电网互动协调控制系统；电动汽车与电网互动实验验证系统；电动汽车充放电设施检验检测技术。
电动汽车新型充放电技术；电动汽车智能充放电控制策略及检测技术；充电设施与电网互动运行的关键技术。
规模化电动汽车电池更换技术、计量计费、资产管理技术；充电设施运营的商业模式；基于物联网的智能充换电服务网络的运营管理系统建设方案。
（三）大规模储能系统
基于锂电池储能装臵的大容量化技术，包括电池成组动态均衡、电池组模块化、基于电池组模块的储能规模放大、电池系统管理监控及保护等技术；电池储能系统规模化集成技术，包括大功率储能装臵及储能规模化集成设计方法、大容量储能系统的监控及保护技术、储能系统冗余及扩容方法、储能电站监控平台。
多类型储能系统的协调控制技术；多类型储能系统容量配臵、优化选择准则以及优化协调控制理论体系；基于多类型储能系统的应用工程示范。
单体钠硫电池产品化和规模制备自动化中的关键问题以及集成应用中的核心技术，先进的钠硫电池产业化制备技术，MW级钠硫电池储能电站的集成应用技术。
MW以上级液流电池储能关键技术，5MW/10MWh全钒液流储能电池系统在风力发电中的应用示范，国际领先、自主知识产权的液流电池产业化技术平台。
锂离子电池的模块化成组技术；电池储能系统热量管理技术、状态监控及均衡技术、储能电池检测和评价技术；模块化储能变流技术，及各种不同型式的储能材料与功率变换器的配合原则；基于变流器模块的电池储能规模化系统集成技术，及储能系统电站化技术。
储能系统的特性检测技术；储能系统的应用依据和评估规范；储能系统并网性能评价技术，涵盖电力储能系统的研究、制造、测试、设计、安装、验收、运行、检修和回收全过程的技术标准和应
— 13 — 用规范。
（四）智能配用电技术
智能配电网自愈控制框架、模型、模式和技术支撑体系；含分布式电源/微网/储能装臵的配电网系统分析、仿真与试验技术；考虑安全性、可靠性、经济性和电能质量的智能配电网评估指标体系；含分布式电源/微网/储能装臵的配电网在线风险评估及安全预警方法、故障定位、网络重构、灾害预案和黑启动技术；智能配电单元统一支撑平台技术；智能配电网自愈控制保护设备和自愈控制系统；智能配电网自愈控制示范工程。
灵活互动的智能用电技术体系架构；智能用电高级量测体系标准、系统及终端技术；用户用电环境（特别是城市微气象）与用电模式的相互影响，不同条件下的负荷特性以及对用电交互终端、家庭用电控制设备的影响；智能用电双向互动运行模式及支撑技术。
智能配用电示范园区规划优化和供电模式优化方法。配电一次设备与智能配电终端的融合与集成技术；配电自动化系统与智能用电信息支撑平台及智能配电网自愈控制系统的集成技术；用电信息采集系统与高级量测系统、智能用电互动平台的集成技术；智能用电小区用户能效管理系统与智能家居的集成技术；智能楼宇自动化系统与建筑用电管理系统的集成技术；分布式储能系统优化配臵方法和运行控制技术；提高配电网接纳间歇式电源能力的分布式储能系统优化配臵方法和运行控制技术，分布式储能系统参与配电网负荷管理的优化调度方法，配电网分布式储能系统的综合能量管理技术；智能配用电示范园区。
— 14 — 主动配电网的网络结构及其信息控制策略，主动配电网对间歇式能源的多级分层消纳模式，主动配电网与间歇式能源的协调控制技术。
智能配电网下新型保护、量测的原理和算法；智能配用电高性能通信网技术；智能配电网广域测量、自适应保护及重合闸等关键技术；开发智能配电网新型量测、通信、保护成套设备，智能配电网新型量测、通信、保护成套设备的产业化。
智能配电网的优化调度模式、优化调度技术，面向分布式电源、配电网络以及多样性负荷的优化调度方法；包括优化调度系统以及新能源管控设备等关键装备；智能配电网运行状态的安全、可靠、经济、优质等指标评价技术。
钢铁企业等大型工业企业电网的智能配用电集成技术。配电自动化系统与智能用电信息支撑平台及智能配电网自愈控制系统的集成技术；用电信息采集系统与高级量测系统、智能用电互动平台的集成技术；分布式储能系统优化配臵方法和运行控制技术。
适于岛屿、油田群的能源高效利用的智能配网集成技术，包括信息支撑平台、自愈控制、用电信息采集、高级量测、用电互动、能效管理、储能系统优化配臵和运行控制，建设配网综合示范工程。
高效自治微网群的规划设计及评价体系，稳态运行与多维能量管理技术，多空间尺度微网群自治运行控制器样机，统一调度平台软件，多空间尺度高效自治微网群的示范应用。
孤岛型微电网的频率稳定机理与负荷-频率控制方法，孤岛型微电网的电压稳定机理与动态电压稳定控制方法，大规模可再生能
— 15 — 源接入孤岛型微电网的技术，孤岛型微电网系统的示范工程建设及现场运行测试与实证性研究。
（五）大电网智能运行与控制
电网智能调度一体化支撑关键技术；大电网运行状态感知、整体建模、风险评估与故障诊断技术；多级多维协调的节能优化调度关键技术等。
在线安全分析并行计算平台的协调优化调度技术，复杂形态下在线安全稳定运行综合安全指标、评价方法和实现架构；大电源集中外送系统阻尼控制技术，次同步谐振/次同步振荡的在线监测分析预警及阻尼控制技术；基于广域信息的大电网交直流智能协调控制和紧急控制技术等。
（六）智能输变电技术与装备
传感器接口及植入技术，电子式互感器（EVT/ECT）的集成设计技术，智能开关设备的技术标准体系及智能化实施方案；具备测量、控制、监测、计量、保护等功能的智能组件技术及其与智能开关设备的有机集成技术；适用于气体介质的压力与微水、高抗振性能的位移、红外定位温度、声学、局部放电信号等传感器及接口技术，各类传感器的可靠性设计技术和检验标准；开关设备运行、控制和可靠性等状态的智能评测和预报技术，智能开关设备与调控系统的信息互动技术，开关设备的程序化和选相合闸控制技术等。
高压设备基于RFID、GPS及状态传感器的一体化识别、定位、跟踪和监控的智能监测模型，输变电设备智能测量体系下的全景状态信息模型；具有数据存储能力、计算能力、联网能力、信息交换 — 16 — 和自治协同能力的一体化智能监测装臵；基于IEC标准的全站设备状态信息通讯模型和接口体系构架，输变电设备状态信息和自动化信息的集成关键技术，标准化全站设备状态采集和集成设备关键技术；输变电高压设备智能监测与诊断技术，输变电区域内多站的分层分布式状态监测、采集和一体化数据集成、存储、分析应用系统。
（七）电网信息与通信技术
智能配用电信息及通信体系与建模方法；智能配用电系统海量信息处理技术；智能配用电信息集成架构及互操作技术；复杂配用电系统统一数据采集技术；智能配用电业务信息集成与交互技术；智能配用电信息安全技术；智能配用电高性能通信网技术等。
电力通信网络技术体制的安全机理与属性；通信安全对智能电网安全稳定运行的影响；保障智能电网各个环节的通信安全技术与组网模式；广域电网实时通信业务可靠传输技术、支持多重故障恢复的通信网自愈与重构技术；电力通信网络的安全监测及防卫防护技术；电力通信网络安全性能优化技术；电力通信网络安全评价体系；智能电网通信网络综合管理与网络智能分析技术，电力通信网综合仿真与测试平台，电力通信智能化网络管理示范工程。
实用的新型电力参量传感器，以及多参量感知集成的无线传感器网络技术、多测点多参量的光纤传感网络技术；多种传感装臵的融合技术；电力传感网综合信息接入与传输平台技术；电力物联网编码技术、海量数据存储、过滤、挖掘和信息聚合技术；新一代高性能电力线载波（宽带/窄带）关键通信技术；电力新型特种光缆及试点工程，新型特种光缆设计、制造、试验、施工、运维等配套
— 17 — 支撑技术及基本技术框架，新型特种光缆的应用模式和技术方案；智能电网统一通信的应用模式、部署方式和网络架构，统一通信在支撑调度、应急、用电管理等各环节的应用和解决方案。
智能电网统一信息模型及信息化总体框架；电网海量信息的存储结构、索引技术、混合压缩技术、数据并发处理、磁盘缓存管理、虚拟化存储和安全可靠存储机制等信息存储技术；基于计算机集群系统的并行数据库统一视图和接口、并行查优、海量负载平衡和海量并行数据的备份和恢复技术；海量实时数据与非实时数据的整合检索和利用技术；云计算在海量数据处理中的应用技术；海量实时数据库管理系统；高效存储及实时处理智能信息服务平台示范工程。
电网可视信息的模式识别、图形分析、虚拟现实等技术，可视化支撑技术架构；智能监控系统架构，计算机视觉感知方法、智能行为识别与处理算法等关键技术；智能电网双向互动的信息服务平台技术，桌面终端、移动终端、互动大屏幕等多信息展现渠道；智能电网双向互动的信息服务平台示范工程。
（八）柔性输变电技术与装备
静止同步串联补偿器、统一潮流控制器的关键技术，包括主电路拓扑、仿真分析技术、关键组件的设计制造技术、控制保护技术、试验测试技术，开发工业装臵并示范应用；利用柔性交流输电设备的潮流控制和灵活调度技术。
高性能、低成本、安装运维方便的高压大容量新型固态短路限流器，包括新型固态限流装臵分析建模与仿真技术、固态限流器主 — 18 — 电路设计技术、固态限流器的控制与保护策略，工程化的高压大容量新型固态限流装臵研制。
面向输电系统应用的高温超导限流器的核心关键技术，包括超导限流装臵的限流机理、主电路拓扑、建模和仿真分析、优化设计方法、控制策略、保护系统、试验测试技术，220kV高温超导限流器示范装臵研制。
高压直流输电系统用高压直流断路器分断原理理论分析、模型与仿真、直流断路器总体方案、成套电气与结构、关键零部件、系统集成化、成套试验方法、SF6断路器电弧特性等，15kV级直流断路器样机研制及示范工程。
高压输电系统用高压直流陆上和海底电缆的绝缘结构型式、机械和电学特性、绝缘、结构和导电材料选择、成型工艺、相关测试和试验方法、可靠性试验，±320kV级陆上和海底电缆的研制及相关试验测试。
直流输电系统中的直流电流和电压测量方法和技术，直流输电系统直流电流和电压测试系统方法和技术路线，直流输电系统测量装臵计量和标定方法，高电位直流电流和直流电压测试系统，全光直流电流互感器和全学直流电压互感器，满足特高压直流输电和柔性直流输电需求的样机及相关试验、认证和示范应用。
换流器拓扑结构和主回路优化、多端柔性直流供电系统分析、计算和仿真；多端直流供电系统与交流供电系统的相互影响和运行方式，研究多端直流供电系统的控制保护系统架构、电压、潮流和电能质量控制方法；紧凑型、模块化换流站设备及其控制保护系统，— 19 — 它们在城市供电中的示范应用。
直流配电网拓扑结构、基本模型、控制保护方案，直流配网仿真模型和技术，直流配电网设计技术，直流配电网换流站关键装备，直流配电网经济安全指标体系和评估方法，考虑各类分布式电源接入和电动汽车充换电设备与电网互动情况下的直流配电网建设和优化运行方案，直流配电网管理和控制系统，直流配电网示范工程及相关技术、装臵和系统的有效验证。
（九）智能电网集成综合示范
在一个相对独立的地域范围，建立一个涵盖发电、输电、配电、用电、储能的智能电网综合集成示范工程，实现智能电网多个领域技术的综合测试、实验和示范，并研究智能电网的可行商业运营模式，形成对未来智能电网形态的整体展示，体现低碳、高效、兼容接入、互动灵活的特点。
智能电网集成综合示范的技术领域包括： 大规模接入间歇式能源并网技术； 与电动汽车充电设施协调运行电网技术； 大规模储能系统；
高密度多点分布式供能系统； 智能配用电系统； 用户与电网的互动技术； 智能电网信息及通信技术。
五、保障措施
我国智能电网科技行动既需要关键技术的攻关和突破，又需要 — 20 — 示范工程的落实和建设，是一项复杂的系统工程，涉及政策、资金、科技、人才、管理等方面，需要在政府的组织领导下，协调各方面力量共同推进。
加强组织领导，完善管理机制。建立多部门的协调机制，加强各部门之间、电网与发电企业之间、电网与电力用户之间、国际与国内之间的联动和协调；设立总体专家组，加强科技行动的顶层设计；结合国家清洁能源发展战略和规划的实施，统筹部署智能电网的技术研发和示范应用。
加强技术合作和集成创新，努力营造有利于自主创新的智能电网技术研究开发环境。由国家电网公司和中国南方电网有限责任公司牵头，组织有关设备制造企业、高等学校、科研机构，建立智能电网产业技术创新战略联盟。同时，在有基础的高等院校、科研机构、企业建立国家重点实验室和工程中心，在有条件的地区布局产业化基地。加强与国家重大科技专项和相关科技计划的结合，充分集成现有的创新成果和资源；集成国内优势科研力量，加强与国家重点工程建设的衔接，依托国家重大工程和清洁能源基地开发，开展智能电网的示范建设。
充分发挥国家高新技术产业开发区、国家级高新技术产业化基地的作用，加快成果产业化，推动创新型产业集群建设工程，围绕本专项确定的主要目标，合理选择技术路径和产业路线，采取有效措施，促进产业集群的形成和创新发展。
第四篇：自动检测技术的发展动向
本文由gentleycc贡献
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自 动 检测 技 术 的 发 展 动 向
河南信阳市空军第一航空学院 703(464000)杨文杰 夏远飞
摘 要: 自动检测技术的发展概况、基本任务、主要技术指标及发展方向等。关键词: 自动检测技术 性能测试 故障诊断 人工智能
自动检测技术是随着计算机的发展而发展起来的 一门新兴学科。自动检测使技术要求极高、难度极大、耗时极长的检修工作, 可在分、秒级甚至毫秒级的时间 内完成。我们把由计算机控制对系统、设备、部件进行 的性能检测与故障诊断的技术称之为自动检测技术。自动检测技术被广泛应用于设备出厂前的性能测试、维修中的定期测试以及使用过程中的连续监测, 它还 可用于设备的故障检测和故障定位。自动检测技术作 为可靠性工程的一个重要分支, 日益受到人们的重视。
(1)故障检测
故障检测又称故障探测, 其目的在于发现故障。它 是根据测试的结果, 按照一定的逻辑进行推理, 而判断 系统是否发生故障。(2)故障定位 故障定位又称故障隔离。发现故障后, 找出故障的 具体部位称故障定位。故障定位的等级随诊断的目的 不同而不同。2 自动检测技术的分类
按检测对象分, 自动检测系统可分为: 有电系统的 自动检测和非电系统的自动检测。在电系统的自动检 测中, 又可按照信号形式分为数字检测和模拟检测;按 检测系统与被测系统的相互关系分: 有主动检测和被 动检测;联机检测和脱机检测;原位检测和离位检测。所谓主动检测, 是指检测系统向被测系统注入一定的 测试信号, 以便观察和分析它对测试信号的响应;而被 动检测时, 不注入测试信号, 而是从被测系统的关键检 验点上测量所需的信号, 然后进行分析和判断。联机测 试又称为在线检测, 测试时不中断系统的正常工作;脱 机检测又称为离线检测, 在测试时需中断系统的正常 运行。原位检测中不对被测系统进行拆卸和分解, 而离 位检测需对被测系统进行拆卸和分解。自动检测的主要任务
自动检测技术是一门跨学科的技术, 凡是需要进 行性能测试和故障诊断的系统、设备、部件, 均可采用 自动检测技术。它既可适用于电系统, 也适用于非电系 统, 它在军事和民用方面都得到了广泛的应用。其基本 任务主要是进行性能测试和故障诊断。111 性能测试
性能测试主要包括产品出厂前的性能检验 设备维修、过程中的定期检测 系统使用过程中的连续监测等等、。(1)出厂前的性能检验 产品出厂前或设备翻修后在出厂前都要进行性能 测试。采用自动检测技术, 不仅可以提高产品的检验质 量、降低检验人员的劳动强度, 而且可以提高工效。因 此自动检测技术是质量检验的主要手段。(2)维修中的定期测试 设备在使用一定的时间后, 都必须按有关技术要 求进行性能测试, 以检查设备的工作状态。因此自动检 测技术又是保证设备使用可靠性的重要手段。(3)使用过程中的连续测试 连续测试又称状态监测, 它属于被动联机测试。在 系统工作过程中, 对其主要性能进行连续地或周期地 测量和监控, 当被监控系统出现故障时即发出告警信 号, 并可自动切换到备份单元, 使系统继续工作或中止 系统的运行。因此自动检测也是保证设备可靠使用的 不可缺少的手段。112 故障诊断 故障诊断主要包括故障检测和故障定位, 它是自 动检测的一个重要分支。自动检测系统的性能指标
自动检测系统的性能指标随检测系统的任务不同 而不同, 但它的故障检测率、故障隔
离率、误报率、分辨 率、检测时间以及它的可靠性和经济性指标却是基本 相同的。311 故障检测率 F d
故障检测率是指自动检测系统发现故障的能力。若被检测系统可能出现的故障数为 N , 自动检测系统 可能发现的故障数为 n, 则故障检测率可用下式表示: n ×100% Fd= N 312 故障隔离率 F i 故障隔离率表示自动检测系统的故障定位能力。若自动检测系统发现的故障数为 n, 能够隔离到规定 层次的故障数为 m , 则故障隔离率可用下式表示:
《微型机与应用》 1997 年第 7 期
误报率表示自动检测系统诊断故障的准确程度。若自动检测系统指示的故障数为 n i, 其中有 W 个误报 故障, 则误报率可用下式表示: W ×100% Fa= ni 314 分辨率 Ρ 在可能发生的故障中, 如果某几故障的特征相近似, 以至自动检测系统不能将它们分开, 造成诊断中的 “模糊” 现象, 分辨率就是表示自动检测系统对特征相 似的故障的分辨能力的物理量。分辨率通常以最大的 不可分辨的故障数来表示。315 检测时间 td 完成一个检测周期所需的时间称检测时间, 应根 据不同的应用条件和被测系统的复杂程度, 对自动检 测系统提出不同的技术要求。对于一个成功的自动检测系统来说, 通常它的、i 均应大于 95% , F d 应小于 1%～ 2% , Ρ 不应大于 Fd F3 个。～
现在有许多个人或单位正在联入国际互联网即 In 2 ternet 网, 但由于各种原因, 许多用户在联入 In ternet 网 的过程中遇到了许多问题, 下面为本人在连接 In ternet 网过程中所遇到的一个故障以及其排除的方法。虽然本单位与学校网络中心的网络连线接好了, 但是在调试的过程中却碰到了这样的一个问题: 想要 联入 In ternet 网的那台计算机在 DO S 环境下时可以 正常地上 In ternet, 而在 W indow s 环境下不能上 In 2 ternet 网, 用网络测试程序 P I G 与学校的主服务器 N 连接, 结果失败(在 W indow s 环境下)。这台计算机的 软硬件配置为:(1)硬件配置: CPU 为奔腾 100, 内存为 16 , 网卡采用的是 N E-2000 兼容卡;(2)软件配置: M DO S 采用 6122 西文版, W indow s 采 用 W indow s fo r W o rkgroup 3111, 上 网 的 基 本 软 件 为 N ovell 公 司 的m ×100% n 313 误报率 F a F i=
316 可靠性 经济性指标
自动检测系统的可靠性应大于被测系统的可靠 性。一般要求其可靠性应高于被测系统可靠性一个数 量级。除此以外, 自动检测系统应尽可能降低成本, 通 常其造价应低于被测系统的 10%。自动检测系统的发展方向
自动检测技术主要经历了第一代、第二代的发展 历程, 正在向第三代过渡。●经验介绍
连入 In ternet 网过程中的故障排除一例
武汉市华中师范大学计算机系(430079)谢鹤宜
N aviga to r Go ld 310 版。
《微型机与应用》 1997 年第 7 期
第一代自动检测技术的主要特征是计算机作为系 统的控制器, 对设备或系统进行测试和故障诊断。它存 在的主要问题是: 计算机和被测机件之间、计算机与测 试仪器之间以及测试仪器之间的接口没有标准化, 成 为组建通用或专用自动检测系统的主要障碍。与第一代相比, 第二代自动检测系统的主要特征 是采用标准化接口系统, 使自动检测系统的设计与构成 大大简化, 把自动检测系统的结构特征变成了积木式结 构, 可根据被测对象的特定要求, 灵活、方便地设计与构 成相应的自动检测系统。但是无论是第一代还是第二代 自
动检测系统, 计算机只是作为控制器使用, 其任务是 “控制” 系统各部件协调工作和进行数据处理, 而测试系 统所需的信号源及测量仪器本身则由相应的仪器进行, 显然计算机的巨大潜力并未能充分发挥。随着计算机技术的不断发展, 发展中的第三代自 动检测系统将充分开发和利用计算机的资源, 采用特 定的软件算法和技术, 进行信号的分析、测量和激励信 号的形成, 从而能在硬件显著减少的条件下, 极大地提 高测试功能, 使自动检测系统的控制器不仅仅只是控 制系统的协调工作, 而且能直接参与信号的产生, 完成 被测系统性能参数的测量等任务, 充分发挥计算机的 巨大潜力。自动检测技术的另一个发展方向就是人工智能原 理在故障诊断系统中的应用。它能根据各类专家所提 供的特殊领域的知识、经验进行推理和判断, 来排除需 要专家们才能解决的特殊问题。随着人工智能计算机 的开发和应用, 定能使第三代自动检测系统产生一个(收稿日期: 1996212212)大飞跃。
deviceh igh= c;w fw IFSHL P.SYS 我想看看这一行对故障是否有影响, 于是在这一行的 最前面加上 R EM , 从而使本行命令失效, 然后将修改 后的文件 CON F IG.SYS 存盘, 再重新启动计算机, 此 时在 DO S 环境和 W indow s 环境下都能上 In ternet 网 了, 并且其它程序运行正常, 至此故障得以排除。
(收稿日期: 1997204230)
L an W o rkP lace412 版, 浏 览 器 为 N etscap e 公 司 的既然在 DO S 环境下能上 In ternet 网, 这说明网络 连线接好了, 硬件应该没有什么问题, 问题可能出在软 件 上, 于 是 我 仔 细 地 查 看 了 系 统 的 配 置 文 件 AU 2 TO EXEC.BA T 和 CON F IG.SYS, 结果发现在配置文 件 CON F IG.SYS 中有 1 行命令为:— 3 —
第五篇：报废汽车“十二五”发展报告
商务部关于促进汽车流通业“十二五”发展的指导意见
汽车流通业是汽车工业健康发展的重要保障，对引导生产、扩大消费、带动就业、促进经济平稳较快发展、提高人民生活水平具有重要作用。为推动汽车流通业“十二五”又好又快发展，现提出如下指导意见：
一、促进汽车流通业发展的重要意义
“十一五”期间，我国汽车流通体系建设得到较快发展，流通网络日益完善，新型流通模式不断涌现，流通现代化步伐加快，营销服务能力显著增强，总体 规模快速增长，形成了经营主体多元化、经营模式多样化、多渠道并存的汽车流通良好发展格局。2010年，我国汽车销量突破1800万辆，限额以上零售企业汽车销售额达到1.86万亿元，占限额以上零售企业商品销售总额的32.5%。但是，汽车流通领域总体发展水平与经济社会发展需要仍有差距，依然存在营销服务网络发展不平衡、二手车流通明显滞后、售后服务满意度不高、报废汽车回收拆解水平低、流通主体竞争力不强、法规标准有待完善、市场秩序有待规范等问题，不利于汽车流通业的健康发展，难以适应形势发展的新要求。“十二五”期间，借鉴国际成熟经验，加快完善相关政策法规和制度，采取有效措施，促进汽车流通业快速健康发展，是进一步扩大消费、改善民生、推动两型社会建设的内在要求。
二、总体要求
（一）指导思想。
深入贯彻落实科学发展观，以转变汽车流通发展方式为主线，以改善市场环境、提高用户满意度、扩大汽车消费、促进汽车市场可持续发展为根本目的，以引导合理布局、优化企业结构、推动技术进步为重要手段，加强汽车流通业法制化、规范化、现代化建设，创新流通方式，提升技术、管理和服务水平，增强经营主体竞争力，营造统一、开放、竞争、有序的汽车市场环境，充分发挥汽车流通业在扩大消费、引导生产、改善民生、吸纳就业等方面的作用。
（二）发展目标。
——汽车流通规模进一步扩大。“十二五”期间汽车销量持续增长。2015年二手车交易量超过1000万辆，比“十一五”末翻一番，年均增长15%左右；老旧汽车报废量超过300万辆。
——汽车流通网络进一步完善。汽车营销服务网点布局更加合理，农村汽车销售服务网络日趋完善；二手车置换、经销、拍卖等多种经营模式协调发展；报废汽车回收服务网络实现县、区、市、旗全覆盖。
——汽车流通组织化程度提高。形成一批汽车、二手车、配件流通和报废汽车回收拆解骨干企业，培育
30家主营业务收入超100亿元的区域性汽车流通企业，3-5家超1000亿元的大型汽车流通企业。汽车零
售百强企业营业额占行业总量的比重超过30%。
——汽车流通现代化水平提升。现代信息技术得到广泛应用，连锁化水平不断提高，服务功能不断拓展和增强，第三方物流、共同配送稳步发展，报废汽车拆解技术、环保和资源利用水平显著提升，老旧汽车更新换代步伐加快。
——汽车流通环境明显改善。汽车流通领域法规、标准体系逐步健全，行业管理方式更趋合理，管理水平显著提升，诚信体系逐步完善，市场秩序更加规范，不正当竞争、侵害消费者权益等行为得到有效遏制。
三、主要任务
（一）完善汽车营销和服务体系。
推动汽车营销网络合理布局。加强汽车流通网络建设与城市商业网点规划衔接，引导汽车流通企业整合资源，优化汽车品牌经销店集群、综合贸易服务园区、有形市场等网点结构和布局。支持在居住密集区发展汽车展示店、销售店、快修店等经营业态，便利居民消费；鼓励在中小城市有序发展汽车综合贸易服务园区或综合交易市场，健全资源、业态、消费集聚功能，满足不同层次消费需求，增强一站式服务能力。搭建汽车流通网络服务平台，及时提供汽车信息咨询等相关服务。倡导流通渠道扁平化、经营模式多样化，推动建立节约型汽车流通网络。
加强农村汽车流通网络建设。进一步探索适合农村地区发展的汽车经营模式，支持农村地区汽车销售和售后服务网络建设，引导大型汽车流通企业通过发展连锁经营、分支机构等方式向农村地区延伸销售和服务网点，在农村和偏远地区推广汽车流动售后服务站，着力增强农村地区汽车售后服务能力，推动城乡汽车流通网络协调发展。
进一步提高营销和服务水平。支持有条件的汽车流通企业通过跨地区兼并重组、发展连锁经营、创新管理制度，实现标准化、品牌化、集约化经营。引导企业建立便捷高效的汽车营销和服务体系，创建自主服务品牌，健全营销网络，加强汽车售后服务能力建设，努力提高用户满意度。支持汽车售后服务连锁化发展，推动社会化汽车售后服务网络建设。
构建和谐稳定的零供关系。坚持实施汽车品牌授权销售，引导汽车供应商规范与品牌经销商的交易行为，合理确定授权经营期限，明确授权解除后双方的权利义务，保障消费者、经销商、供应商各方的合法权益；杜绝收取建店保证金、强制搭售和规定库存数量等不公平交易行为，维护经销商的合法利益。支持汽车供应商与品牌经销商建立沟通机制，促进供应商和经销商共同发展。
（二）积极培育二手车市场。
大力发展品牌二手车经营。支持汽车供应商利用现有营销渠道和质量认证、服务保障等品牌优势，拓展品牌二手车业务，完善二手车流通网络；鼓励有条件的大型企业集团发展连锁经营，建设经营场地、车辆检测和整备设施完善，服务流程统一规范的区域性品牌二手车卖场，打造一批品牌二手车专营精品店，加快构建以品牌二手车经营为引领，诚信、有序、高效的二手车流通网络。
引导交易市场优化升级。加强规划指导，推动二手车交易市场合理布局、优化结构、向品牌化方向发展。支持二手车交易市场升级改造，着力完善交易服务设施，规范交易流程和管理制度，增加交易透明度，简化交易手续，降低交易成本，发挥其车辆集散、信息引导、价格发布、金融服务、消费集聚的优势和作用。规范二手车经销、经纪、鉴定评估企业经营行为，提高服务水平；大力倡导诚信经营，惩戒失信行为，打击欺诈行为。
创新二手车流通方式。鼓励有条件的企业建立二手车拍卖平台，发展网上即时拍等多种形式拍卖业务，拓展企业间二手车流通渠道，逐步构建全国性的二手车拍卖流通网络，推动二手车社会资源整合和规模经营。积极探索二手车网上交易平台的应用。引导企业推行二手车认证制度和质保承诺，倡导有条件的企业与保险公司建立合作关系，为车主提供二手车延期质保服务，推进二手车交易市场实施先行赔付制度，切实维护消费者合法利益，促进二手车放心消费。
（三）促进和规范汽车配件流通。
发展汽车配件规模化经营。鼓励汽车配件流通行业采取特许、连锁经营等方式向规模化、品牌化、网络化方向发展，支持配件流通企业进行整合，培育一批有影响力的汽车配件流通企业和连锁品牌，引导现有汽车配件交易市场升级改造，完善市场服务功能，实现行业结构升级。支持配件生产、流通企业充分利用电子商务平台、社会化物流配送体系拓展业务领域，降低配件流通成本。
引导配件多渠道和规范流通。积极拓展流通渠道，促进原厂汽车配件多渠道流通，推动建立高品质配件社会化流通网络，保证消费者多种选择。规范配件市场经营秩序，引导汽车配件经销企业规范经营行为，在经营场所明示配件来源、品质、价格等信息。推动汽车供应商保证停止生产和停止销售车型配件的及时供应。
（四）大力促进老旧汽车报废更新。
严格执行汽车强制报废制度，完善汽车报废规定，加强汽车报废管理，杜绝“假转籍”、“假过户”、“假异地报废”行为或不按规定交售报废汽车等违法行为，强化对报废汽车回收拆解企业、二手车流通企业的监管，防止报废汽车流向社会。进一步完善老旧汽车报废更新补贴政策，适时调整补贴范围，提前政策发布时间，充分发挥政策引导效应，加快老旧汽车、黄标车淘汰进程，逐步形成老旧汽车报废更新的良性循环。
（五）加快报废汽车回收拆解业发展。
完善报废汽车回收拆解网络。统筹规划、合理布局回收拆解企业，提高市场准入条件，健全进入和退出机制，防止企业无序发展。引导改造搬迁和依法新设立的回收拆解企业依托城市再生资源产业园区或基地从事报废汽车拆解活动，以利于实现基础设施共享、环保集中处理、资源规模利用。鼓励回收拆解企业完善回收网络，向县、乡镇延伸回收服务网点，拓展上门收车等服务功能，为车主交售车辆提供便利。
推动回收拆解行业结构优化。鼓励现有回收拆解企业加强联合、优化重组，支持具有雄厚资金、技术和人才实力的大型企业通过参股、控股、并购等方式与回收拆解企业合作，引导回收拆解企业与汽车生产、零部件再制造企业建立长期合作关系。积极探索整合资源、实现规模经营的有效途径，集中支持和培育起点高、具有规模和示范效应的回收拆解骨干企业，引导和鼓励有条件的地区建立区域性破碎示范中心，加快形成专业化分工明确，以骨干企业为龙头，中小企业为基础的报废汽车回收拆解发展格局。
提升回收拆解行业技术水平。建立和完善报废汽车回收拆解企业升级达标验收制度和标准，进一步推动升级达标活动。引导回收拆解行业推行ISO9000、ISO14000认证，充分利用科研院所、高校、企业等社会资源，开发汽车拆解、破碎新工艺、新技术，大力推广机械化和精细化拆解，促进行业技术进步，着力提高环保和资源利用水平，逐步实现回收拆解设施现代化、作业流程标准化、废弃物处理无害化。
（六）提高汽车流通现代化水平。
推进流通现代化进程。提高汽车流通业连锁化发展水平，加强汽车物流配送体系建设，合理规划和建设汽车及配件物流集聚区，充分利用社会资源发展汽车物流共同配送网络。探索发展电子商务新模式，推动物联网等信息技术在汽车流通和服务领域的应用。鼓励发展汽车租赁，引导租赁企业实现跨区域经营。积极延伸汽车流通产业服务链，支持企业发展金融、保险、装饰、置换等业务，为消费者提供增值服务。
加快信息化建设步伐。依托行业组织和有条件的企业推动建立全国性和重点地区的汽车流通、二手车交易公共信息服务平台，完善升级老旧汽车报废更新信息管理系统，逐步实现车辆回收拆解实时监控，探索建立全国性或区域性的汽车配件、报废汽车回用件等信息服务和交易平台，形成涵盖汽车流通业全链条的信息采集、加工、发布和共享体系。
（七）营造良好汽车流通环境。
大力整顿汽车流通秩序，清理汽车流通地方保护和市场封锁的政策及规定，取消各地对二手车经销方面不合理的限制。推动二手车交易服务手续费、报废汽车收购价格的合理定价。严厉打击销售不符合国家规定汽车和假冒伪劣配件、隐瞒二手车车况及以次充好、倒卖报废汽车等违法违规行为。推动汽车流通行业诚信体系建设，建立和完善信用信息系统，积极开展诚信经营宣传和教育活动。
（八）鼓励汽车流通业“引进来”和“走出去”。
推动汽车流通行业引进新技术和新业态，引导外资投向中西部和农村地区汽车流通网络建设，优化外商投资结构，提高利用外资质量和水平。鼓励有条件的汽车经销商配合汽车生产企业“走出去”，采取多种方式在国外建立合资、合作、独资销售及服务网络，保证出口产品的配件供应，增强售后维修服务能力。引导企业加大品牌建设投入，发挥品牌优势和效应，提高国际竞争力。
四、保障措施
（一）加强汽车流通行业管理。
各地商务主管部门要充分认识汽车流通管理工作的重要性，认真组织贯彻实施相关法规政策标准，创新和完善汽车流通管理机制，进一步明确工作职责，积极建立部门间沟通合作机制，研究新情况，解决新问题，大力推行政务公开，坚持依法行政，着力营造良好的汽车市场环境、政策法规和管理环境，认真做好汽车流通行业监督管理工作。
（二）健全法规标准体系。
加快汽车流通领域法规和标准体系建设，提高依法行政和标准化水平。着力推动出台《报废机动车回收拆解管理条例》，加快建立报废汽车回收拆解与安全、环保和资源再利用相衔接的管理制度。抓紧出台《机动车强制报废标准规定》、修订《汽车品牌销售管理实施办法》。积极研究制订汽车品牌经销商经营规范、二手车鉴定评估技术规范、配件交易市场经营规范、报废汽车回收拆解行业规划编制规范、汽车流通业态分类分级等相关标准。
（三）完善相关政策措施。
多渠道筹集资金，重点支持汽车流通流域加强汽车售后服务能力建设，发展品牌二手车经营，培育和建设报废汽车回收拆解骨干企业和破碎示范中心，建立和完善汽车流通公共信息服务平台。研究完善二手车交易、报废汽车回收拆解增值税征收政策，探索建立二手车临时产权登记制度，积极引导金融机构、融资担保机构加大对汽车流通企业的支持力度。
（四）建立统计评价体系。
建立汽车流通行业统计评价指标体系，加大对汽车流通统计机构、人员队伍和统计信息系统建设的支持力度，健全和畅通统计渠道，加强对行业发展规模、经营效益、行业结构、现代化程度和贡献度等方面的调查统计，及时准确反映行业发展现状、存在问题和发展趋势，为制订和完善政策法规提供依据。
（五）加强人才队伍建设。
积极组织商务系统开展汽车流通管理学习与培训，加强对外合作与交流，提升管理人员水平。加强汽车流通行业专家队伍建设，加快建立专家人才库，为制订行业政策法规标准及开展培训等提供智力支撑。鼓励企业吸收、培养专业技术和管理人才，建立和完善职业经理人、从业人员考评制度，提高行业队伍整体素质。
（六）发挥行业组织作用。
充分发挥汽车流通行业组织的桥梁和纽带作用，鼓励行业组织积极参与有关政策法规、标准、规划的制订、宣传和贯彻落实工作，推动行业自律。支持行业组织提供信息咨询、技术推广、人才培训等服务，加强汽车营销、二手车鉴定评估、汽车拆解等专业技术人员注册管理，积极开展行业信息统计分析和国际交流合作，及时掌握国际汽车流通发展新动向、新趋势，反映行业发展情况和企业诉求。
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