知识之窗

智能电网的八个主要功能特征

　　智能电网包括八个方面的主要特征，这些特征从功能上描述了电网的特性，而不是最终应用的具体技术，它们形成了智能电网完整的景象。 　　智能电网是自愈电网。从本质上讲，自愈就是智能电网的“免疫系统”。自愈电网进行连续不断的在线自我评估以预测电网可能出现的问题，发现已经存在的或正在发展的问题，并立即采取措施加以控制或纠正。以确保电网的可靠性、安全性、电能质量和效率。 　　智能电网激励和包括用户。从智能电网的角度来看，用户的需求完全是另一种可管理的资源，它将有助于平衡供求关系，确保系统的可靠性;从用户的角度来看，电力消费是一种经济的选择，通过参与电网的运行和管理，修正其使用和购买电力的方式，从而获得实实在在的好处。 　　智能电网将抵御攻击。智能电网的安全策略将包含威慑、预防、检测、反应，以尽量减少和减轻对电网和经济发展的影响。 　　智能电网提供满足21世纪用户需求的电能质量。电能质量指标包括电压偏移、频率偏移、三相不平衡、谐波、闪变、电压骤降和突升等。 　　智能电网将减轻来自输电和配电系统中的电能质量事件。通过其先进的控制方法监测电网的基本元件，从而快速诊断并准确地提出解决任何电能质量事件的方案。此外，智能电网的设计还要考虑减少由于闪电、开关涌流、线路故障和谐波源引起的电能质量的扰动，同时应用超导、材料、储能以及改善电能质量的电力技术的最新研究成果来解决电能质量的问题。 　　智能电网将容许各种不同类型发电和储能系统的接入。 　　智能电网将使电力市场蓬勃发展。智能电网通过市场上供给和需求的互动，可以最有效地管理如能源、容量、容量变化率、潮流阻塞等参量，降低潮流阻塞，扩大市场，汇集更多的买家和卖家。 　　智能电网优化其资产应用，使运行更加高效。例如，通过动态评估技术以使资产发挥其最佳的能力，通过连续不断地监测和评价其能力使资产能够在更大的负荷下使用。

风电与大规模储能蓄电相结合的优点

　　风电直接应用与大规模蓄电相结合有如下的优点： 　　1、均衡供电，提高风电对用电企业的供电质量和能力 　　风电有间歇性和不稳定性，而用电的生产设备则力求连续、均衡、按最佳条件运行，以求得生产的高效率和高质量。大规模蓄电正可起此作用，风大电多时进行大规模蓄电，风小电少时由蓄电池随时补充。 　　2、减轻电网“谷”期的压力，增加“峰”期的供电能力 　　我国很多风电场在午夜后风力增大，而这时正是电网负荷的“谷”期，风电并网实际上是增加了电网“调峰”的负担。特别是实行分时计价中，“谷”电的电价很低，此时上网的风电越多，电网公司的经济损失就越大，燃煤电厂因电网“调峰”需要而减发的任务也加重。风电经蓄电后上网，可大大减轻对电网“谷”期的压力，并增加“峰”期的供电能力。 　　3、提高风电的使用价值 　　风电直接应用与大规模蓄电相结合后，售给电网的电能只是过剩的部分，其规模远小于风电直接并网，所需的辅助设备大幅度降低，从而可降低风电成本;而且在“峰”期售给电网的电能一定会受电网的欢迎，上网电价将不再是国家政策照顾的“平均价”，而可提高至接近“峰”期的市价，至少较易达成协议。 　　4、充分发挥风电分布式供电优势，扩展风电的作用 　　我国广阔的西部地区及大量海岛，缺少大电网，独家使用的微、小型风力机数量不断增加。随着生活水平的提高和风力机价格的下降，有可能逐步发展以大、中型风力发电机组为核心的小型局域电网，为分散的村镇提供生活和生产用的电能。与电网不直接并网的分布式风电站必需有相应规模的蓄电装置与之配套运行，才能发挥好风电的作用，保证供电的昼夜连续性和稳定性。 　　所以，与大规模蓄电相结合，是单纯风电直接应用的发展和拓宽;既适用于大型风电场，也适合中、小型风电场;并可提高分布式供电的质量和经济性，探索出有中国特色的、有自主知识产权的风能利用的新途径。

王晓林：推进电力安全生产改革发展 全面落实企业安全生产主体责任

　　推进电力安全生产改革发展全面落实企业安全生产主体责任 　　安全生产是关系人民群众生命财产安全的大事，是经济社会协调健康发展的标志，党的十八大以来，党中央、国务院对安全生产工作作出一系列重大决策部署，2016年12月9日印发的《中共中央国务院关于推进安全生产领域改革发展的意见》(中发【2016】32号，以下简称《意见》)充分体现了以习近平同志为核心的党中央对安全生产工作的重视和以人民为中心的发展理念。 　　《意见》提出了加强和改进安全生产工作的一系列重大改革举措和任务要求，是当前和今后一个时期全国安全生产工作的行动纲领，对于推动我国安全生产工作整体水平的提升具有重大里程碑意义。 　　经济发展，电力先行，保证电力安全至关重要。长期以来，我国电力安全生产始终保持了总体稳定的良好态势，但在国民经济和社会发展的新形势下，依旧暴露出一些突出问题，尤其是江西丰城发电厂“11·24”特别重大人身伤亡事故，再一次给电力安全生产敲响警钟。我们必须主动适应新常态、落实新举措，以深入贯彻落实《意见》为契机，推进电力安全生产改革发展，全面落实电力企业安全生产主体责任，坚决遏制和防范重特大电力事故，实现事故起数和死亡人数“双下降”。重点做到七个“强化”： 　　一是强化安全生产红线意识。 　　习近平总书记强调：“人命关天，发展决不能以牺牲人的生命为代价。这必须作为一条不可逾越的红线。”安全红线是发展必须坚守的底线，是指导我国安全生产工作改革发展的总方向。电力工业是国民经济基础命脉产业，直接关系到国民经济发展和社会稳定，直接关系到小康社会能否如期全面建成，我们必须牢牢守住这条红线，时刻绷紧安全生产这根弦，坚持预防为主、标本兼治，自觉遵守国家有关安全生产的法律法规、制度和标准，切实加强电力安全生产管理，依法履行电力安全生产各项责任，持续保持电力安全生产稳定局面，为全面建成小康社会提供安全可靠的电力保障。 　　二是强化安全生产主体责任落实。 　　《意见》和《安全生产法》均明确规定“要强化和落实生产经营单位的主体责任”。电力企业是电力安全生产的责任主体，对本单位安全生产工作负全面责任，要严格履行安全生产法定责任，按照“党政同责、一岗双责、齐抓共管、失职追责”要求，健全自我约束、持续改进的常态化机制。要实行全员安全生产责任制度，尤其要落实企业主要负责人及其他分管负责人的安全生产责任、各部门负责人及岗位作业人员的安全生产责任，建立安全生产责任考核标准及奖惩措施。完善电力安全生产保证体系和监督体系，做到安全责任、管理、投入、培训和应急救援“五到位”。 　　三是强化安全监管和责任追究。 　　习近平总书记强调，“对事故责任单位和责任人要打到疼处、痛处，让他们真正痛定思痛、痛改前非，有效防止重演。”电力企业要加强对安全生产责任制落实情况进行监督考核，考核结果应当在本单位公示。国家能源局将严格落实安全生产“一票否决”制，强化电力安全生产属地监管责任落实，地方政府能源管理部门、派出能源监管机构要形成监管合力，依法查处电力安全生产违法违规行为。对被追究刑事责任的生产经营者实施相应的职业禁入，对事故发生负有重大责任的社会服务机构和人员严肃追究法律责任并依法实施相应的行业禁入。 　　四是强化安全生产双重预防机制建设。 　　要健全安全风险辨识评估机制，构建风险辨识、评估、预警、防范和管控的闭环管理体系，建立健全风险清册或台账，确定管控重点，实行风险分类分级管理，加强新材料、新工艺、新业态安全风险评估和管控，有效实施重点区域、高风险作业等风险控制。要牢固树立隐患就是事故的观念，健全隐患排查治理制度、重大隐患治理情况向所在地负有安全监管职责的部门和企业职代会“双报告”制度;制定隐患排查治理导则或通则，建立隐患排查治理系统联网信息平台，严格重大隐患挂牌督办制度，实行隐患治理“绿色通道”，优先安排人员和资金治理重大隐患。 　　五是强化安全生产投入。 　　要研究制定电力安全生产费用提取标准，实行安全专项资金专项使用。确保电力企业职工安全生产教育培训、安全技术装备、设备更新改造、防护用品的费用支出。积极研发采用先进适用的新技术、新工艺、新设备、新产品，逐步淘汰不符合相关安全标准、安全性能低下、职业危害严重、危及安全生产的落后技术、工艺和设备、设施。要加大重大安全科技攻关力度，建立健全多元化安全投入长效机制。 　　六是强化电力应急管理。 　　要按照统一领导、综合协调，属地为主、分工负责的原则，完善国家指导协调、地方政府属地指挥、企业具体负责、社会各界广泛参与的电力应急管理体制。要强化电力企业应急能力建设，从组织机构保障、预案编制管理、应急演练、应急保障等多方面，培养提升企业的实战型应急能力。要按照国办印发的《国家大面积停电事件应急预案》要求，推进各级政府和相关企业加强电力应急指挥机构建设，明确工作职责，保障经费投入，确保应急管理工作落到实处。要落实推进各级政府完成大面积停电事件应急预案的修订工作，健全各级人民政府主导、社会各方力量共同参与的大面积停电事件应对机制。 　　七是强化企业安全教育培训。 　　要牢固树立“培训不到位”是最大安全隐患的观念，强化对企业主要负责人、安全管理人员、班组长、农民工等群体的安全培训，提升安全意识和安全技能。要充分利用媒体、微视频、微博、微信、客户端等多种方式，学习贯彻法律法规和电力安全发展理念，推广电力安全生产典型经验。加强电力安全生产公益宣传、知识技能培训、案例警示教育，构建责任明确、载体多样、管理规范的电力安全培训体系。 　　2017年全国“安全生产月”已经到来，主题就是“全面落实企业安全生产主体责任”，电力行业各单位要切实开展好安全生产月各项活动，把企业主体责任落实到位，为迎接党的十九大胜利召开营造良好的安全环境。

中国南方电网公司反事故措施（2017年版）

南方电网公司反事故措施(2017年版) 　　1总则 　　1.1公司设备反事故措施管理办法中明确，公司将定期归纳总结设备事故事件的经验教训，提炼相关技术性防范措施，作为公司反事故措施发文执行。每次反措发文过程中，公司各专业管理部门均需梳理上次反措条文的执行情况，当反措要求已执行完毕或相关要求已纳入到技术标准中时，该条反措即可作废，否则将继续实施执行。本次发文中时效性要求明确为“有效期至下次公司反措发布时”,是指该条文将长期实施执行，待下次反措发文时，通过评估条文实施执行情况，再次明确条文将继续实施执行或作废;时效性要求明确改造时间的，应在限期内完成改造。所有反措条文均适用于存量及增量设备。

国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于云南增量配售电业务改革有关问题的复函

　　国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于 　　云南增量配售电业务改革有关问题的复函 　　云南省能源局： 　　近日，你们和昆明配售电有限公司反映了配售电业务开展中存在的困难和问题。国家发展改革委、国家能源局对相关问题进行了认真研究，现函复如下。 　　一、关于呈贡信息产业园区配电网建设项目实施主体问题 　　背景情况：呈贡信息产业园区是省级工业园，2016年11月，昆明市政府将其列入昆明市增量配电网建设试点，明确昆明配售电有限公司为该项目建设主体。昆明配售电有限公司与园区管委会以及园区投资开发公司签订了合作协议，取得了项目核准，并已完成配电网Ⅰ期建设。但由于多种原因，呈贡信息产业园项目未列入首批国家增量配电业务试点。 　　（一）关于未列入首批国家增量配电业务试点的项目，是否可以进行配电网建设的问题。 　　2016年，国家发展改革委、国家能源局先后联合印发《有序放开配电网业务管理办法》和《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，明确了增量配网项目管理和运营的相关程序、要求，确定了首批增量配电业务改革试点项目，规范了试点范围、项目核准、主体确定、供电责任、配电网运营等试点项目工作。云南是电力体制改革综合试点地区，我们支持云南在按照上述文件要求做好试点项目的同时，积极筛选其他符合条件的项目，加快推广增量配电改革。 　　（二）关于在已取得项目核准，并已开展增量配电网建设的情况下，能否认可昆明配售电有限公司为呈贡信息产业园区配电网项目建设主体的问题。 　　对于增量配电业务项目主体选择，应视具体情况区别对待：一是对既有的拥有配电网存量资产绝对控股权的项目业主（除电网企业存量资产外），可直接向地方能源管理部门申请作为增量配电网项目的业主，向国家能源局派出能源监管机构申请领取电力业务许可证（供电类）；二是对《有序放开配电网业务管理办法》印发前地方政府已开展的增量配电试点项目，按照之前已明确的项目业主、供电范围、建设计划抓紧推进；三是对《有序放开配电网业务管理办法》印发后新发生的项目，地方政府应按照该办法，履行相关的业主确定程序。可依照上述条件，研究明确确定呈贡信息产业园区配电网建设项目主体的程序。 　　二、关于增量配电网配电费问题 　　背景情况：《有序放开配电网业务管理办法》规定，“配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行”。昆明配售电有限公司提出，按照《云南省物价局转发国家发展改革委关于云南电网2016-2018年输配电价文件的通知》，10千伏配电网接入110千伏变电站应交上游的输配电价为0.07元/千瓦时，但有人认为接入电网企业的110千伏变电站出线端的输配电价应为0.1692元/千瓦时，这样10千伏增量配电网就没有相应的过网费。 　　我们认为，根据《有序放开配电网业务管理办法》和《云南省物价局转发国家发展改革委关于云南电网2016-2018年输配电价文件的通知》的规定，增量配电网接入省级电网共用网络，应当按照接入点电压等级执行省级电网共用网络输配电价。如增量配电网接入110千伏变电站的10千伏出线端，应执行10千伏输配电价，即0.1692元/千瓦时；若接入110千伏变电站的高压侧，则应执行110千伏输配电价，即0.07元/千瓦时。增量配电网内电力用户的配电价格，按用户所在电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。 　　三、关于增量配电网接入输电网问题 　　背景情况：昆明配售电有限公司提出，他们就呈贡信息产业园区增量配电网并网、接入工作与电网企业沟通对接，困难重重，影响了呈贡信息产业园区增量配电网建设的推进工作。 　　我们认为，按照《有序放开配电网业务管理办法》要求，配电网运营者享有公平接入电网的权利，电网企业应按照电网接入的有关规定以及电网运行安全的要求，向项目业主无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。因并网互联产生争议的，可以按照《电力并网互联争议处理规定》（电监会令21号），提请国家能源局派出能源监管机构处理。 　　此外，国家能源局正在组织编制接入电网管理办法，制定《电网公平开放监管办法》，修订《电力市场监管办法》，将进一步明确电网接入原则和流程，完善监管措施，进一步加强对电网企业等有关市场主体的监管，维护公平、公正、公开的市场秩序。同时，鼓励试点地区探索制定配电网接入相关办法，明确配电网接入标准。 　　四、关于电力业务许可证领取问题 　　背景情况：昆明配售电有限公司提出，电力业务许可证申请要求提供建设实体资料，但建设实体的前提又必须取得电力业务许可证才能开展工作，这两种要求互为前置条件。 　　（一）关于经营增量配电业务的企业如何领取电力业务许可证的问题。 　　拥有配电网运营权的售电公司，应当依法取得电力业务许可证（供电类）。2016年12月，国家能源局印发《关于对拥有配电网运营权的售电公司颁发管理电力业务许可证（供电类）有关事项的通知》（国能资质〔2016〕353号），对许可条件、申请材料、办理流程、颁发机构等均作出了明确规定，售电公司应依照该文件要求申领电力业务许可证（供电类）。 　　（二）关于是否可先预审核配电网资质，待实体建成后再申请领取正式资质的问题。 　　根据国能资质〔2016〕353号文件要求，取得电力业务许可证并非开展配电网实体建设的前置条件，配售电企业可先行开展配电网络建设相关工作，待具有与申请从事的电力业务相适应的配电网络和营业网点后，提供配电区域证明材料、地理平面图及其他申请材料，申请电力业务许可证（供电类）即可。 　　五、关于非电网企业所有的存量电力资产问题 　　背景情况：昆明市现存一定体量的政府投资建设的非电网企业所有的电网资产，目前无法实现投资收益，还要负担相应的维修费用。同时，电力用户仍需缴纳该部分存量电力资产的过网费。昆明市拟将此类电力资产统一注入到昆明配售电有限公司，作为配售电公司的有效资产收取输配电费，用于进一步降低企业用电成本和实现地方政府的投资回收。 　　我们认为，《有序放开配电网业务管理办法》规定，“除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网，适用于本办法”，“拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务。”地方政府投资建设的电网资产依法转让给配售电企业的，配售电企业应当按照《有序放开配电网业务管理办法》的规定，取得电力业务许可，开展配电业务。 　　六、关于明确配电网结算主体的问题 　　背景情况：《有序放开配电网业务管理办法》规定，配电网运营者向配电区域内用户提供“承担配电区域内结算业务，按照政府核定的配电价格收取配电费，按照国家有关规定代收政府性基金和交叉补贴，按合同向各方支付相关费用”等配电网服务。昆明配售电有限公司请求对配售电公司与用户结算、开票、与电网企业结算等具体流程作出规定。 　　我们认为，国家发展改革委在《关于重庆市售电侧改革试点工作有关问题的复函》中已明确：拥有配电网运营权的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票。地方政府可根据国家发展改革委上述意见，研究制定本地实施细则。 　　七、关于电力市场化交易公平竞争问题 　　背景情况：昆明配售电有限公司提出，云南售电公司首批注册10家，电网企业的售电公司占比较大，目前电网企业以“代报”的方式参与电力市场化交易竞争，一方面利用其垄断优势对社会资本售电公司形成压倒性的竞争优势，另一方面加大对流失到其他售电公司电力用户的干扰和威胁。 　　我们认为，“管住中间、放开两头”是中发9号文明确的电力体制改革架构，售电侧改革是本次电改的重要内容。我们将进一步加强监管，坚决打击任何市场主体违反公平竞争，阻挠改革进程的做法。同时，我们将适时组织开展改革成效评估，如电网企业售电公司在竞争性售电业务领域确实处于垄断地位，阻碍市场公平竞争，我们将及时调整完善相关政策。 　　八、关于售电公司缴纳保证金问题 　　背景情况：昆明配售电有限公司提出，按照2017年的云南省交易规则规定，售电公司不仅要缴纳最低200万元的保证金，还需承担用电客户10%的偏差电费，售电公司不仅承担较大交易风险，还大大的缩减了资金流动，生存空间有限。 　　我们认为，售电侧改革初期，试点地区可以根据本地售电侧市场竞争程度、市场主体条件等情况，自行决定是否采取征收保证金等措施降低违约风险。对尚无结算职能的售电公司，可不收取保证金，以体现权责对等。收取保证金要依法进行，保证金标准要合理设定，以保护市场主体的积极性。试点地区还应结合信用体系建设，积极探索保证金以外其他鼓励市场主体诚信守约的政策措施。 　　国家发展改革委办公厅国家能源局综合司 　　2017年5月5日 　　

电力安全事故应急处置和调查处理条例

第一章总则 　　第一条为了加强电力安全事故的应急处置工作，规范电力安全事故的调查处理，控制、减轻和消除电力安全事故损害，制定本条例。 　　第二条本条例所称电力安全事故，是指电力生产或者电网运行过程中发生的影响电力系统安全稳定运行或者影响电力正常供应的事故（包括热电厂发生的影响热力正常供应的事故）。 　　第三条根据电力安全事故（以下简称事故）影响电力系统安全稳定运行或者影响电力（热力）正常供应的程度，事故分为特别重大事故、重大事故、较大事故和一般事故。事故等级划分标准由本条例附表列示。事故等级划分标准的部分项目需要调整的，由国务院电力监管机构提出方案，报国务院批准。 　　由独立的或者通过单一输电线路与外省连接的省级电网供电的省级人民政府所在地城市，以及由单一输电线路或者单一变电站供电的其他设区的市、县级市，其电网减供负荷或者造成供电用户停电的事故等级划分标准，由国务院电力监管机构另行制定，报国务院批准。