中国电网现状(超高压)
中国能源电力行业现状与发展趋势
中国能源电力行业现状与发展中国电力工业自1882年在上海诞生以来，经历了艰难曲折、发展缓慢的67年，到1949年发电装机容量和发电量仅为185万千瓦和43亿千瓦时，分别居世界第21位和第25位。
1949年以后我国（大陆，下同）的电力工业得到了快速发展。
1978年发电装机容量达到5712万千瓦，发电量达到2566亿千瓦时，分别跃居世界第8位和第7位。
改革开放之后，电力工业体制不断改革，在实行多家办电、积极合理利用外资和多渠道资金，运用多种电价和鼓励竞争等有效政策的激励下，电力工业发展迅速，在发展规模、建设速度和技术水平上不断刷新纪录、跨上新的台阶。
装机先后超过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，从1996年底开始一直稳居世界第2位。
进入新世纪，我国的电力工业发展遇到了前所未有的机遇，呈现出快速发展的态势。
一、发展现状（一）电力建设快速发展发电装机容量、发电量持续增长。
改革开放以来到上世纪末，我国发电装机和发电量年均增长率分别为7.8%、7.9%。
发电装机容量继1987年突破1亿千瓦后，到1995年超过了2亿千瓦，2000年达到了3亿千瓦。
发电量在1995年超过了1万亿千瓦时，到2000年达到了1.37万亿千瓦时。
进入新世纪，我国电力工业进入历史上的高速发展时期，投产大中型机组逐年上升，2004年5月随着三峡电站7＃机组的投产，我国电源装机达到4亿千瓦，到2004年底发电装机总量达到4.41亿千瓦，其中：水、火、核电分别达10830、32490、701.4万千瓦。
2004年发电量达到21870亿千瓦时。
2000～2004年，5年净增发电装机容量14150万千瓦，2004年我国新增电力装机容量5100万千瓦，超过美国在1979年创造的年新增装机4100万千瓦的世界历史最高记录。
预计今年新增装机容量约为6000万千瓦，年末装机容量将超过5亿千瓦。
电源结构不断调整和技术升级受到重视。
水电开发力度加大，2004年9月，随着青海黄河上游公伯峡水电站首台机组建成投产，我国水电装机超过了1亿千瓦，达到10830万千瓦，占总装机容量的24.6%，目前在建规模约4700万千瓦。
特高压交流输电技术发展现状
特高压交流输电技术发展现状1. 引言1.1 特高压交流输电技术发展现状概述特高压交流输电技术是一种高端技术，能够实现跨越长距离传输大量电力，是电力系统中的重要组成部分。
随着社会经济的发展和电力需求的增加，特高压交流输电技术在近年来得到了迅速发展。
特高压交流输电技术通过提高输电电压和线路容量，减少输电损耗和占地面积，提高了电网的稳定性和可靠性，为我国电力供应的安全性和稳定性提供了有力保障。
特高压交流输电技术在促进电力资源优化配置、提高电网运行效率、促进节能减排等方面也发挥着重要作用。
当前，特高压交流输电技术已经成为电力行业发展的重要方向，受到了广泛关注和重视。
未来，随着技术的不断创新和完善，特高压交流输电技术将会继续发展壮大，为国家电力事业的发展做出更大贡献。
2. 正文2.1 特高压交流输电技术的历史发展特高压交流输电技术是电力传输领域的重要技术之一，经过多年的发展和进步，已经取得了许多重要的成就。
特高压交流输电技术的历史可以追溯到上世纪初，最早出现在欧洲和美国。
最初，特高压交流输电技术主要用于解决长距离电力传输的问题，例如将发电厂产生的电能传输到远离城市的地区。
随着工业化和城市化的发展，特高压交流输电技术得到了进一步的推广和应用。
在特高压交流输电技术的发展过程中，出现了许多关键的技术突破和挑战。
随着传输距离的增加和输电线路的容量要求不断提高，研究人员不断寻求提高传输效率和减少能量损失的方法。
特高压交流输电技术还面临着环境保护和电网安全等方面的挑战，需要不断创新和改进技术。
特高压交流输电技术的发展历程充满了挑战和机遇。
通过不断的创新和努力，特高压交流输电技术已经取得了长足的进步，为电力传输领域的发展做出了重要贡献。
在未来，特高压交流输电技术将继续发展，为建设清洁、高效的电力系统提供技术支持。
2.2 特高压交流输电技术的主要应用领域1. 长距离输电：特高压交流输电技术能够实现长距离、大容量的电能输送，有效解决了远距离电力输送存在的能量损耗和输电效率低的问题。
高压输电发展现状及未来趋势分析
高压输电发展现状及未来趋势分析概述随着经济的快速发展和城市化进程的加速，对电力供应的需求也与日俱增。
而高压输电作为电力供应链中的重要环节，其发展现状及未来趋势对于能源供给的稳定性和可持续性起着至关重要的作用。
本文将探讨高压输电发展的现状，并分析未来的趋势。
一、高压输电发展现状1. 高压输电技术的发展随着电力系统规模的不断扩大，高压输电技术也取得了长足的发展。
目前，交流输电技术广泛应用于高压输电领域，包括特高压交流输电技术（UHVAC）、超高压交流输电技术（UHVDC）、柔性交流输电技术等。
这些技术的应用大大提高了电力输送效率和稳定性，同时降低了输电损耗。
2. 高压输电线路的建设在高压输电线路建设方面，目前已建设了大量的特高压输电线路和超高压输电线路。
特高压输电线路可以将电能传输距离提高到数千千米，超高压输电线路提高了输电电压，减少了输电损耗。
这些线路的建设不仅改善了电力供应的可靠性，还在一定程度上促进了各地区经济的发展。
3. 高压输电市场的竞争格局高压输电领域存在着一定的市场竞争，国内外企业都在争夺高压输电项目。
一些传统电力企业以及跨国能源企业在高压输电领域的布局非常积极。
同时，随着技术的不断更新换代，一些新兴科技公司也加入了高压输电领域，推动了市场竞争的加剧。
二、高压输电发展趋势1. 智能化与数字化随着信息技术的迅猛发展，智能化和数字化成为高压输电发展的趋势。
未来，高压输电系统将更加自动化和智能化。
通过引入先进的传感器和监测设备，实时监测和调控高压输电线路，提高系统的可靠性和运行效率。
2. 可再生能源的接入全球对可再生能源的需求不断增加，高压输电将扮演重要的角色来接入这些能源。
随着可再生能源的规模化发展，高压输电系统需要更高的输电能力和稳定性来适应这些能源的输送。
因此，超高压直流输电和柔性交流输电等技术将会得到更多的应用。
3. 能源互联网的构建未来，高压输电将与电力系统的其他部分更加紧密地相互联系，形成一个以能源为中心的互联网。
中国电力网目前基本状况及划分
中国电力网目前基本状况及划分<?xml:namespace prefix = o ns = "urn:schemas-microsoft-com:office:office" />额定电压等级的划分:( KV)1kV以上(含1KV)电压称为“高电压”1kV以下(不含1KV)电压称为“低电压”36V、24V、12V 国规定为“安全电压”我国常用的电压等级：220V、380V、6kV、10kV、35kV、110kV、220kV、330kV、500kV输电线路的划分:10KV以下(含10KV)线路----------配电线路35KV、60KV线路----------------输电线路110KV、220KV线路--------------高压输电线路330KV以上线路-----------------超高压输电线路电网输电方式:直流电(正负)输送交流电(线电压)电网的划分:60KV以下电网(含60KV)---------地域电网，110KV、220KV------------------区域电网330KV以上电网(含60KV)--------超高压电网电网区域划分华北电网东北电网华中电网华东电网西北电网南方电网中国目前最高交流电压输送等级:750KV（兰州---官亭线）中国目前最高直流电压等级为正负:500KV 葛洲坝---上海南桥天生桥---广州线贵州---广东线三峡---广东线100KV 宁波---舟山线）50KV 上海---嵊泗群岛线实施中的最高电压等级输电线路(向----上线±800千伏)向家坝-上海±800千伏特高压直流示范工程从向家坝复龙换流站出线，途经四川、重庆、湖南、湖北、安徽、浙江、江苏、上海等8省市，止于上海奉贤换流站，线路长1906.7公里，工程静态总投资174.07亿元，工程动态投资179.98亿元。
锦屏-苏南±800千伏特高压直流示范工程从西昌锦屏换流站出线，途经云南、四川、重庆、湖南、湖北、安徽、浙江、江苏等8省市，最后止于江苏省吴中市的苏南换流站，全线总长度约2090.5公里，工程静态总投资190.38亿元，工程动态总投资198.27元。
超高压输电技术PK特高压输电技术谁更优？
超高压输电技术PK特高压输电技术谁更优？超高压输电技术PK特高压输电技术谁更优？根据“十二五”规划，“十二五”期间中国电网五年的投资规模将达到1.58万亿元，年均为3000亿元，其中交直流特高压电网预计占三分之一，110千伏的以下预计占三分之一，220至750千伏之间也将占到三分之一。
由此可见，高压，超高压和特高压在电网建设中各自占据着举足轻重的地位。
超高压输电技术和特高压输电技术和研究和应用都不可小视。
超高电压是指330千伏至765千伏的电压等级，即330(345)千伏、400(380)千伏、500(550)千伏、765(750)千伏等各种电压等级。
特高压输电是指交流1000千伏或直流±800千伏电压等级。
超高压直流输电的优点和特点 ①输送容量大。
现在世界上已建成多项送电3GW的高压直流输电工程。
②送电距离远。
世界上已有输送距离达1700km的高压直流输电工程。
我国的葛南(葛洲坝-上海南桥)直流输电工程输送距离为1052km，天广(天生桥-广东)、三常(三峡-常州)、三广(三峡-广东)、贵广(贵州-广东)等直流输电工程输送距离都接近1000km。
③输送功率的大小和方向可以快速控制和调节。
④直流输电的接入不会增加原有电力系统的短路电流容量，也不受系统稳定极限的限制。
⑤直流输电可以充分利用线路走廊资源，其线路走廊宽度约为交流输电线路的一半，且送电容量大，单位走廊宽度的送电功率约为交流的4倍。
如直流±500kV线路走廊宽度约为30m，送电容量达3GW;而交流500kV线路走廊宽度为55m，送电容量却只有1GW。
直流电缆线路不受交流电缆线路那样的电容电流困扰，没有磁感应损耗和介质损耗，基本上只有芯线电阻损耗，绝缘水平相对较低。
⑥直流输电工程的一个极发生故障时，另一个极能继续运行，并通过发挥过负荷能力，可保持输送功率或减少输送功率的损失。
⑦直流系统本身配有调制功能，可以根据系统的要求做出反应，对机电振荡产生阻尼，阻尼低频振荡，提高电力系统暂态稳定水平。
我国特高压发展所面临的问题
1、我国电网存在的问题(1)新中国成立以来我国长期处于电力短缺状态，多年来致力于增加电源建设以满足电力供给需求。
因此，形成了电网作为电源的配套工程的局面，电网被动地跟随着电源和符合的发展而发展，未能通过电网的发展主动地引导电源的建设，结果导致我国南北向跨大区大容量输电网络规模过小，输电能力不足。
近年来，由于我国经济发达地区燃煤电厂发展比较快，而山东、河北、河南等地区的电煤供应日渐短缺，电煤的供应更多地依靠山西、内蒙古、陕西等北部地区的煤炭基地，在北电南送能力不足的条件下，使得北煤南运的数量和运程大大增加，最终导致近年来我国中部、东部和南部大部分地区电煤因运输“瓶颈”的限制而供应不足，出现严重缺电的局面。
这一问题如不及时解决，将来随着上述地区用电负荷的进一步增长，缺点局面将会更加严重。
(2)现有 500kV 电网输送能力不能满足大范围电力资源优化配置和电力职场的要求。
输电走廊限制了输电线路的假设，沿海经济发达地区线路走廊尤其紧张，规划中拟建设的火电基地规模巨大，要将其电力输送往用电负荷中心，如果全部采用 500kV 及以下电压等级的输电线路，则输电线回路将过多，线路走廊紧张的矛盾难以解决。
(3)电力负荷密集地区电网短路电流控制困难，例如华东、华北电网已经出现有一部分 500kV 及以下电压等级的输电线路，则输电线路回数将过多，线路走廊紧张的矛盾难以解决。
(4)长链型电网结构动态稳定问题突出，在东北、华北、华中电网500kV 交流联网结构比较薄弱的情况下，存在低频震荡问题。
(5)受端电网存在多直流集中落点和电压稳定问题。
到 2020 年，如果西电东送华东电网全部采用直流输电方式，落点华东电网的直流换流站将超过10 个，受端电网在严重短路故障的情况下，电力系统因电压低落发生连锁反应的风险较大。
为避免因能源运输“瓶颈”的制约而影响我国国民经济的健康持续发展，必须实现我国能源资源的优化配置。
而解决将来因北煤南运运力不足和运费过高导致我国中部、东部和南部电力不足和电费过高的问题，需要建设和发展大电网，例如特高压电网，以实现输电与输煤并举的战略。
特高压直流输电现状分析
特高压直流输电现状分析摘要：近年来，经济快速发展，电力行业需求越来越大，国内特高压直流输电技术是指在电压等级为±800kV（±750kV）及以上的条件下进行输电。
特高压直流输电的主要优点是对于电的输送量更大，输电距离更远，根据最近召开的能源第十七次会议进行的相关预测，当前世界能源发展势头旺盛，从现代到2030年，能源产业产值将会翻倍增长，主要的能源产值国家为当前新型大国如印度、中国等一些后期发展中国家。
我国现阶段电力工业发展状态良好，预测在未来15-20年内，国内的电力工业水平竟会达到国际领先水平，相关产值将会不断增加。
根据我国电力发展规划，国内电机总容量将会达到更高的应用水平，以人们的生活与社会生产提供强大动力。
运用特高压直流输电技术，这无疑十分符合当下我国的用电需求，这对于我国的经济建设和经济发展大有帮助。
关键词：特高压；直流输电；现状引言特高压电网是指由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区，结构清晰的大电网。
其中，国家电网特高压骨干网架是指由1000kV级交流输电网和±600kV级以上直流输电系统构成的电网。
从上世纪60年代开始，美国、前苏联、德国等国家考虑到部分地区需特大容量、超远距离输电，尝试了特高压交直流输电。
自1966年起瑞典查尔姆斯大学开始初步研究±750kV导线。
之后很多国家也先后开展了多项特高压直流输电研究工作，例如某直流输电工程，此工程直流输电电压可达到±600千伏，输电功率达到630万千瓦，输送距离806公里，较以前的直流输电工程有大幅度发展。
上世纪90年代，世界上第一个复杂的三端直流输电工程完成，并同时建成了长达250KM的海缆直流输电工程。
当前直流输电已成为一种重要的电力传输方式，特别是随着计算机和光纤等新技术的发展，使直流输电系统的保护、控制及调节更加完善，大幅提升了直流输电系统运行的可靠性。
国内外特高压输电技术发展情况综述
国内外特高压输电技术发展情况综述1.背景自从电能作为人们生活中廉价而又清洁的能源以来，随着电网的不断发展壮大，输电电压经历高压、超高压两个发展阶段，目前又跨入了特高压输电的新的历史时期。
这种发展标志着我国综合实力的不断提高，电力行业技术水平的提高。
近来，由于石油价格的暴涨，1993年11月在宜昌召开的中国电机工程学会电力系统与电网技术综合学术年会上发表《关于着手开展特高压输电前期科研的建议》以来，各方面的人士对特高压输电技术给予了高度的关注。
那么何谓特高压输电呢？特高压输电系指比交流500kV输电能量更大、输电距离更远的新的输电方式。
它包括两个不同的内涵：一是交流特高压（UHC），二是高压直流（HVDC）。
具有输电成本经济、电网结构简化、短路电流小、输电走廊占用少以及可以提高供电质量等优点。
根据国际电工委员会的定义：交流特高压是指1000kV以上的电压等级。
在我国，常规性是指1000kV以上的交流，800kV以上的直流。
我们国家是在何种情形下进行特高压研究的呢？不妨从如下几个方面来看：从能源利用上来说，看国际上常以能源人均占有量、能源构成、能源使用效率和对环境的影响，来衡量一个国家的现代化程度。
目前我国人均年消耗的能源水平很低，如果在21世纪中叶赶上国际中等发达水平，能源工业将要有大的发展。
据最近召开的世界能源第十七次会议预测，世界能源工业还要进一步发展，到2030年，世界的能源产量将翻一番；到21世纪末再翻一番，其中主要集中在中国、印度、印尼等发展中国家。
我国电力将在未来15～20年内保持快速增长，根据我国电力发展规划，到2003年、2010年、2020年我国电力装机容量将分别达到3.7亿千瓦、6亿千瓦和9亿千瓦。
从世界范围来看，交流特高压和高压直流将长期并存，而交流特高压输变电设备是交流特高压和高压直流的基础。
而新的输电电压等级的出现取决于诸多因素。
首先是长距离、大电量输送方式的增长需求，其次是输电技术水平、经济效益和环境影响等方面的考虑。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
特高压电压发展现状及相关知识电网输电电压划分“特高压电网”，指1000千伏的交流或±800千伏的直流电网。
输电电压一般分高压、超高压和特高压。
国际上，高压(HV)通常指35~220kV的电压；超高压(EHV)通常指330kV及以上、1000kV以下的电压；特高压(UHV)指1000kV 及以上的电压。
高压直流(HVDC)通常指的是1 600kV及以下的直流输电电压，士600 kV以上的电压称为特高压直流(UHVDC)。
我国目前绝大多数电网来说，高压电网指的是110kV和220kV电网；超高压电网指的是330kV，500kV和750kV电网。
特高压输电指的是正在开发的1000 kV交流电压和1 800kV直流电压输电工程和技术。
特高压电网指的是以1000kV输电网为骨干网架，超高压输电网和高压输电网以及特高压直流输电高压直流输电和配电网构成的分层、分区、结构清晰的现代化大电网。
近期，国家电网“十二五”特高压投资规划出台。
国家电网在2010年8月12日首度公布，到2015年建成华北、华东、华中（“三华”）特高压电网，形成“三纵三横一环网”。
据了解，未来5年，特高压的投资金额有望达到2700亿元。
这较“十一五”期间的200亿投资，足足增长了13倍之余。
有分析人士据此指出，我国电网将迈入特高压时代。
这对于发电设备公司来说，无疑是一个令人振奋的消息。
那么，在这场2700亿特高压投资盛宴中，发电设备公司究竟能分得几杯羹呢？电网建设迈入特高压时代国家电网8月12日还宣布，世界上运行电压最高的1000千伏晋东南―南阳―荆门特高压交流试验示范工程已通过国家验收，这标志着特高压已不再是“试验”和“示范”阶段，后续工程的核准和建设进程有望加快。
此前，我国的特高压电网建设也正在逐步推进。
2009年1月16日，国内首条特高压示范工程――晋东南-荆门1000千伏特高压交流输电示范工程正式投运，至今已成功运行1年7个月。
此外，2010年7月8日，向家坝-上海±800千伏特高压直流输电示范工程成功投入运行。
这是目前规划建设的世界上电压等级最高、输送距离最远、容量最大的直流输电工程。
根据国家电网的测算，到2020年，晋陕蒙宁新等西部煤电基地规划向中东部地区外送煤电2.34亿千瓦，其中通过特高压交直流电网外送1.97亿千瓦。
按照国家电网的计划，山西、陕北煤电通过特高压交流外送，蒙西、锡盟、宁东煤电通过特高压交直流混合外送，新疆、蒙东煤电通过特高压直流向“华北、华东和华中”电网送电。
除传统的煤电之外，特高压也将承担起水电的送电任务。
中国西部12个省份技术可开发水电装机容量4.4亿千瓦，占全国的80%以上，尤其西南地区是未来中国水电开发的重点地区据国家电网公司提供的数据显示，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍，而且送电距离也是后者的2到3倍，因此效率大大提高。
此外，输送同样功率的电量，如果采用特高压线路输电可以比采用500千伏超高压线路节省60%的土地资源。
特高压能大大提升我国电网的输送能力。
中国在直流高压输电也将投入更多进行研究。
我个人认为在特高压输电方面直流在某些方面优越于交流（自己看法，没有具体科学依据）！华泰联合证券认为，根据国网、南网的规划，到2020年，我国将投入6，000亿元用于交直流特高压电网的建设。
而在“十二五”期间，也就是未来五年，交直流特高压的投入将达到4，000亿元。
预计2010年特高压投资约为300亿元，未来市场空间广阔。
中国电网分布中国电力分为六大电网：西北·东北·华北·华中·华东·南方1，华北电网：华北电网有限公司供电区域包括北京、天津、河北、山西、山东和内蒙古西部地区，供电面积125万平方公里，供电人口2.3亿；其中，直接经营的供电区域包括北京、天津和河北北部地区，供电面积13.2万平方公里，供电人口4200万。
华北电网覆盖面积163万平方公里，人口2.3亿。
截止2004年底，华北电网统调装机容量为7447万千瓦，其中京津唐电网装机容量2024万千瓦，占27.18%。
500KV线路共88条，11045公里；变电站40座，主变47台变电容量43459兆伏安；其中京津唐网500千伏变电站11座，主变13台，变电容量18959兆伏安。
2004年华北电网最大负荷4675万千瓦，增长16.64%，京津唐电网最大负荷为2220万千瓦，同比增长13.21%。
1．国外智能电网研究现状目前，美国、加拿大、澳大利亚以及欧洲各国都相继开展了智能电网相关研究，而其中最具代表性的是美国与欧洲。
美国电科院EPRI推动的IntelliGrid研究计划致力于开发智能电网架构。
欧洲于2005年成立了欧洲智能电网论坛，2008年9月发布的《欧洲未来电网发展策略》提出了欧洲智能电网的发展重点和路线图。
在输电领域，PJM(美国典型的独立系统运行机构)负责13个州的电网调度运行和电力市场组织，主要从广域测量技术和高级调度控制中心着手开展智能输电网研究工作。
在配电和用电领域，开展了大量的智能化实践，包括智能表计、电压控制和动态储能等，提高电网与用户的互动性，以及风电等新能源的使用率。
美国科罗拉多州的一个9万人小镇波尔得(Boulder)从2008年起建设全美第一个“智能电网”城市。
其主要技术路线是：构建配电网实时高速双向通信网络；建设能够远程监控、准实时数据采集和通信，以及优化性能的智能变电站；安装可编程家庭用户控制系统；支持小型风电和太阳能发电、混合电力汽车、电池储能系统等分布式发电储能技术。
2．国内智能电网研究现状在智能电网相关的技术领域已经开展了大量的研究和实践，为智能电网的发展打下了良好基础。
金融危机以后，美国把新能源开发作为应对金融危机的重要举措，提出来了智能电网。
我国在2009年5月也正式提出智能电网的建设概念和目标，和国外基本上是同等发展。
如特高压输电，大电网运行控制，高级调度中心，灵活交流输电技术，SG186信息系统建设，数字化变电站，城乡电网安全可靠供电，电网环保与节能等。
我国统一坚强智能电网的特点：一是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；二是利用先进的通信、信息和控制技术；三是以信息化、自动化、互动化为特征；全面涵盖发电、输电、配电、用电环节。
3．智能电网建设分三个阶段第一阶段：2009～2010年，为规划试点阶段。
重点开展以下工作：智能电网发展规划编制，现在已经完成；正在制定技术和管理标准；开展关键技术研发和设备研制；开展各个环节的试点。
第二阶段：201l～2015年，为全面建设阶段。
重点开展以下工作：加快特高压电网和城乡电网建设，为智能电网建设提供可靠基础；初步形成智能电网运行控制和互动服务体系；关键技术和设备研制实现重大突破和广泛应用。
第三阶段：2016～2020年，为引领提升阶段。
重点开展以下工作：全面建成统一坚强智能电网；电网的资源配置能力、安全水平、运行效率以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高；在服务清洁能源开发和保障能源供应中发挥重要作用。
4．每个环节的具体目标(1)发电环节大规模可再生能源发电出力预测，发电运行控制技术研究；电网接纳大规模可再生能源能力及其对电网安全稳定影响等关键技术研究，制订并网技术标准；建立风、光、储一体化仿真分析平台。
2009～2011年：建成风电和太阳能发电研究中心，张家口现在已开始建设太阳能和风电研究中心，这是我国太阳能检测中心，检测达到标准才可以入网。
在新能源发电运行控制、功率预测等方面取得突破。
2012～2015年：风电、太阳能发电等新能源信息化、数字化和自动化技术得到普遍应用。
2016～2020年：所有并网风电场实现风电功率预测；可再生能源有序并网发电，实现协调经济运行。
(2)输电环节全面掌握特高压交、直流输电技术，加快特高压和各级电网建设；开展分析评估诊断与决策技术研究，实现输电线路状态评估的智能化；加强线路状态检修、全寿命周期管理和智能防灾技术研究应用；加强灵活交流输电技术研究。
2009～2011年：加快建设交流特高压工程；建成±800和±660千伏直流输电工程；完成750 kV串补、750 kV／l 000 kV可控电抗器、短路电流限制器、新型无功补偿装置研究和工程示范。
2012～2015年：加快华北一华中一华东特高压电网建设；全面掌握和应用特高压直流输电技术；完成特高压串补和灵活交流输电装置关键技术开发和应用；实现输电线路标准化与全寿命周期管理。
2016～2020年：建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展为基础的统一坚强智能电网；电网的资源配置能力、安全水平、运行效率以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高；在服务清洁能源开发和保障能源供应中发挥重要作用。
(3)变电环节制定智能变电站和智能装备技术标准和规范；建设广域同步信息采集系统；构建综合测控保护体系；研究各类电源规范接纳技术；开展智能设备及设备智能化改造技术研究；转变检修模式，实现资产全寿命综合优化管理。
2009～2011年：制定技术标准规范体系；初步实现信息统一采集；支持大型能源基地、可再生能源规范接入；初步形成基于风险控制检修模式；完成智能变电站建设及改造试点。
2012～2015年：跨域实时信息初步共享；各类电源的规范接入；实现智能设备对优化调度和运行管理的信息支撑；建立资产全寿命周期管理和检修工作体系；电网重要枢纽变电站智能化建设和改造。
2016～2020年：枢纽及中心变电站完成智能化建设和改造；超过50％的关键变电站实现关键设备的智能化；建立面向智能电网和智能化设备的运行管理体系；基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式；形成基于状态的全寿命周期综合优化管理。
(4)配电环节建成高效、灵活、合理的配电网络，具备灵活重构、潮流优化能力和可再生能源接纳能力，在发生紧急状况时支撑主网安全稳定运行；实现集中／分散储能装置及分布式电源的兼容接入与统一控制；完成实用性配电自动化系统的全面建设；全面推广智能配电网示范工程应用成果，配电网主要技术装备达到国际领先水平。
2009～2011年：研究智能配电网的总体框架和技术发展规划；开展重点科研项目攻关和试点工程建设；建立智能配电网仿真实验平台；智能配电网示范工程建设。
2012～2015年：完善智能配电网技术架构体系；继续优化完善配电网架；在全面总结试点经验的基础上，研究建立智能配电系统的成熟度评估模型和实验平台。
2016～2020年：在重点城市建成具有自愈、灵活、可调能力的智能配电网。
(5)用电环节全面开展智能用户管理与服务；推广应用智能电表；实现电网与用户的双向互动，提升用户服务质量，满足用户多元化需求；通过智能电网建设推动智能楼宇、智能家电、智能交通等领域技术创新；改变终端用户用能模式，提高用户用电效率。