6.1日要闻回顾--安徽发布电力和能源发展十三五规划

亨通光电缅甸1000公里气吹微缆项目成功通过厂验

今年4月中旬，江苏亨通光电有限公司成功中标缅甸1000公里气吹微缆产品订单，5月29日，缅甸项目公司验收小组一行来亨通光电，对公司中标后首批订单产品进行厂验。

气吹光缆生产工艺较常规型号更复杂，针对缅甸气吹微缆项目，亨通光电于4月底设立微缆项目组，提前进行光缆产品的机台、设备、产品性能的验证。厂验期间，亨通光电质量部与检测中心按照技术要求对光缆的机械性能与光纤性能进行进一步验证，公司产品得到客户高度认可，顺利通过厂验。

亨通光电在缅甸市场的优异表现，只是亨通集团看着世界地图做企业，沿着“一带一路”走出去的一个缩影。

英威腾电源成功中标《湖南日报》采购项目

《湖南日报》是湖南省最具权威性、发行量最大的综合性大报。日前面向市场进行UPS采购项目公开招标，英威腾电源经过多次现场考察和有效沟通，凭借过硬的实力和完善的整体供电方案，最终在众多UPS厂商中脱颖而出，赢得了《湖南日报》的亲睐，为《湖南日报》机房及重要设备的正常运行保驾护航，确保供电安全万无一失。

在此项目中，英威腾提供的是自主研发生产的三进三出高端模块化UPSRM200，系统使用20kVA的功率模块，高度仅3U，此系列产品线功率涵盖：20KVA～400KVA，具有多项性能优势。

项目

世界首个特高压柔性直流换流阀问世 南网柔性直流技术取得重大突破

5月25日，国家重点研发计划项目“高压大容量柔性直流输电关键技术研究与工程示范应用”关键技术暨装备研制研讨会在西安举行。会上，项目团队全面展示了柔性直流换流阀的设计以及型式试验成果，宣告世界首个特高压柔性直流换流阀问世。这意味着南方电网在国际上首次将柔性直流技术推广到±800千伏特高压等级，送电容量提升至5000兆瓦，开启直流输电的新时代。

江苏环保厅拟对5项220kv输变电工程作审批意见公告

1、徐州220kV潘家庵变配套220kV线路改接工程

建设项目概况：220kV徐州电厂至潘家庵变（老站）改接新站线路，架空线路路径长0.72km，架空线路长2×0.72km。新建铁塔5基。导线采用2×JL/G1A-400/35型钢芯铝绞线。

2、江苏苏州菀坪220kV变电站第三台主变扩建工程

建设项目概况：本期扩建1×240MVA主变（#3），户外布置；扩建3组10Mvar电容器。

3、江苏苏州昭文220kV变电站扩建2号主变工程

建设项目概况：（1）220kV昭文变电站扩建工程：本期扩建1×240MVA主变（#2），户外布置；建设3组10Mvar电容器。

4、江苏苏州沙湖（三区北）220kV变电站第三台主变扩建工程

建设项目概况：扩建220kV沙湖变电站（户外型），现有2台240MVA主变（#1、#2），本期新增1台240MVA主变（#3），本期扩建后达到远景规模。

5、江苏昆山220kV南亚变电站扩建工程

建设项目概况：220kV南亚变电站，半户内型，变电站原有220kV主变2台，容量为2×80MVA（#3、#6），110kV主变4台，容量为4×60MVA（#4、#5、#7、#8），本期扩建220kV主变1台，容量为125MVA（#11），110kV主变1台，容量为75MVA（#10）。

锡盟-泰州特高压光纤通信工程（江苏段）贯通

5月17日，随着苏2标GN7139号塔接头盒安装完成，锡盟-泰州特高压直流输电光纤通信工程江苏境内的光缆熔接工作全部结束。经查验，各项指标均满足设计及运行要求，标志着该段通信线路全线贯通。

黑龙江启动中俄直流联网500千伏黑河背靠背换流站年度检修

近日，中俄直流联网500千伏黑河背靠背换流站2017年年度检修正式启动。

按照国家电网公司、国网黑龙江省电力有限公司的部署，该站年度检修工作采取500千伏设备全停方式进行，工期20天。共有17个作业面，200余人参检。其间，计划安排常规检修项目297项、主要消缺项目24项、专项工作2项。

据了解，500千伏黑河换流站是国家电网公司第一个跨国能源合作项目——中俄直流联网工程的核心。中俄直流联网工程是目前我国规划建设的从境外购电电压等级最高、容量最大的输变电工程。截至4月30日，该站已连续安全运行3026天，累计完成对俄购电112.16亿千瓦时，相当于节约标准煤370余万吨，减少二氧化碳排放1060余万吨。

四川成都第二座500千伏智能变电站投运 将缓解夏季供电紧张局面

5月31日，成都第二座500千伏智能变电站——白泉变电站4号主变成功带电，这也是四川投入运行的第六座500千伏智能变电站。该站的投运使四川500千伏电网新增容量240万千伏安，成都500千伏骨干电网进一步坚强，将一定程度上缓解成都部分地区夏季供电紧张的局面。

 500千伏白泉变电站位于成都市新都区清流镇境内，占地面积70.6亩。该工程本期新装主变压器2台总容量为240万千伏安，新建500千伏出线4回、220千伏出线12回。该站是四川地区首个采用程序控制投运的500千伏智能变电站。该站于2014年4月30日开工，历时三年建成。该站优化建筑结构，集成应用新技术，采用GIS全封闭气体绝缘电气设备，由于电气设备体积小型化，占地面积比常规面积缩小了一半，大幅减少了综合用地成本。

评论

国家电网公布电力体制改革最新进展数据

国家电网公司多措并举努力降低用户用能成本。2016年通过出台各种措施，年降低用户用能成本超过1400亿元。其中，已核定输配电价的省份年降低工商业用户电费超过110亿元；

2017年1~4月，国家电网公司经营区域总交易电量完成12356亿千瓦时，同比增长6.9%。其中，中长期合同电量10134亿千瓦时，占总电量的82.05%；市场交易电量2222亿千瓦时，同比增长73.1%。市场交易电量中，电力直接交易电量1706亿千瓦时，减少用户电费支出67亿元。

目前，国家电网公司经营区域内共有发电企业、电力用户、售电公司三类，合计37769家市场主体在交易平台进行了注册，参与了有关市场交易。其中，注册发电企业26628家，电力用户10181家，注册生效售电公司960家，正在公示售电公司222家。

电改这两年发电企业被扒了层皮 现在终于轮到电网了！

没有电网企业让利的电改不叫真电改，没有核算清楚输配电价的电改也是不成功的电改。

两年前，当电改的“九号文”发布的时候，业界一度欢腾，因为在很多人看来，一个数万亿的市场即将打开，很多人摩拳擦掌，跃跃欲试，纷纷成立售电公司，准备从中分得一杯羹。

然而，多个配套文件出台后发现，这场改革并未带来预期的红利，尤其是最被看好的增量配网、售电侧放开等领域，鲜有突破性进展，除了广东省售电业务开展较快之外，其他省份进展缓慢，或原地踏步或处于观望状态。当然，这两年外部市场也有一些变化，在前期乐观的预期之下，市场上多出了上万个空壳的售电公司，仅此而已。

梳理两年多来的电改进程，不难发现，几乎所有的让利都来自于发电一端，而电网虽然也在配合，各省成立独资的电力交易中心，但截止目前几乎毫发无损，更不要提“一城一池”之失了。

但这种局面可能会被打破，随着输配电价的逐步被核实，电网企业的奶酪即将被触动。

分布式发电威胁电网营收 电网亟需智能整合技术

近日，埃森哲发布年度“数字化电网”研究报告。结果显示，民用太阳能光伏和燃料电池等形式的分布式发电，会对公用事业（输配电）企业的收入构成最大威胁。

据了解，本次研究共采访了全球20多个国家的100余位公用事业企业高管。所有受访高管人员均参与了本企业有关智能电网的决策，其中71%来自综合性公用事业机构，29%来自独立电力企业。

近六成的受访高管预计，随着分布式可再生能源发电的部署，到2020年，他们运营的电网将变得更不稳定，故障将会增加。59%的受访者认为，倘若准备不足，配电网络对分布式发电的接纳容量会在10年内耗尽，企业之后需要追加高昂的资本投入，方可强化配电网络，接纳新的分布式发电容量。面临这样的颠覆性趋势，仅有14%的配电企业对其分布式发电网络的接纳能力有清楚的预估。

能源局唐俊：有序推进电力现货市场建设 促进电力结构转型

近期，国务院批转了国家发展改革委《关于2017年深化经济体制改革重点工作的意见》（国发〔2017〕27号），安排了2017年深化经济体制改革重点任务。对“供给侧结构性改革”，明确提出“去产能，更多运用市场化法治化手段，持续推动钢铁、煤炭、煤电等行业化解过剩产能”“坚持使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。减少政府的自由裁量权，增加市场的自主选择权。”“健全优胜劣汰质量竞争机制，增强企业对市场需求变化的反应和调整能力。”对电力来说，运用什么样的市场化法治化手段实现结构性调整？什么样的竞争机制能增强电力企业对市场需求变化的反应和调整能力？笔者认为，有序推进电力现货市场建设是一个合适的选择。

当前各地开展的电力直接交易，已固化为大家熟悉的中长期电力交易机制，但也存在明显不足，一是发电企业和电力用户只关注交易电量，不关心发、用电功率匹配和负荷变化，也不考虑电力实时平衡需要，随着交易规模的扩大，对电力安全运行影响也越来越大。二是以政府定价为参照，发电企业单边降价，发、用电企业实际发用电曲线与交易不相关，交易结果“同价而不同质”，即不同电力供需状况下的交易时段为同一价格，价格信号失真，甚至产生更为扭曲的“价格信号”，形成不了真正的市场机制。发挥不了市场在资源配置中起决定性作用，无益于电力行业的供给侧结构性调整。

技术

论述！智能接地配电系统应用中需要解决的关键技术问题

我国配电网大都采用中性点非有效接地方式，即使永久性单相接地，也可以保持正常的线电压为用户维持一段时间供电。

在单相接地故障处理方面的研究和关注点大都聚焦在单相接地选线和定位方面，已经取得了一些研究成果，但是选线和定位并非单相接地故障处理的全部内容，因为单相接地时经常伴随着电弧，在未准确获知电弧已经可靠熄灭的情况下，很难做出跳闸还是维持供电的决策。

智能接地配电系统是一种有效的解决方案，它不仅有助于解决小电流接地系统单相接地选线和定位困难问题，并且熄弧更加可靠。

为了方便实际应用，本文重点论述智能接地配电系统应用中需要解决的关键技术问题。

配电自动化从哪几个方面着手？

资产全生命周期管理是一项全面、系统的管理创新工作，它在资产管理基础上扩展为统筹兼顾资产的可靠性、使用效率、使用寿命、全生命周期成本的统一体，是从长期经济性出发，全面考量资产规划、设计、购置、安装、运行、维修、改造、更新直至报废的全过程，以期最小化资产全寿命周期成本，获取最优化资产经济效益，是对资产进行全方位动态管理，进而从管理角度对资产进行全方位规划、设计和执行，确保其落到实处，收到成效，实现资产管理最优化。

 这一理念同样适用于配电自动化的建设与运维之中，在配电自动化建设过程中，过去有过对配电自动化定位不清楚，应用主体不明确，建设好的系统没有能够真正使用起来，满足不了配电生产、运行和管理的需要。所以建设配电自动化应改变原有的管理模式，应建立从规划、设计、建设、测试、运行、维护的全生命周期管理理念，并将这一理念渗透在配网管理规范制定、设备与系统运行评价、配网优化检修与运维策略、配电专业现场标准化作业、配电自动化实景培训等全过程管理中。

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