系统上线与核心功能 - 国家电投贵州金元黔西电厂智慧安全可视化系统于8月底上线运行 [1] - 系统集成大数据分析、人工智能算法、视频监控与AI识别等多项前沿科技 [1] - 系统让安全管理从“事后补救”转向“事前预防”，从“被动监管”变为“主动防控” [1] 风险预警与行为识别 - 基于大数据分析与人工智能算法对数据进行深度挖掘，提前预判潜在安全风险 [1] - 利用AI识别技术自动识别现场未戴安全帽、违规动火、高空抛物等不安全行为并即时抓拍存档 [1] - 当人员出现违规操作或闯入危险区域时，系统立即发出预警并将信息精准推送至相关人员手机 [1] 人员安全管理 - 通过为每位员工配备智能定位终端，实现对人员位置和行动轨迹的实时追踪 [1] - 系统能实时掌握人员分布情况以合理调度人力资源，并在紧急情况下快速确定人员位置 [1] - 结合电子围栏技术，当人员靠近或进入危险区域时系统自动发出声光报警以杜绝违规行为 [1] 系统集成与应用 - 智慧安全可视化系统接入了智能“两票”及交接班系统 [1] - 系统为电力生产安全提供了有力保障，有效提升了安全管理效率与风险防控能力 [1]

技术升级 - 德宏供电局76座变电站时间同步系统改造工程完工，从依赖国外GPS授时全面切换至中国自主研发的北斗卫星同步时钟装置 [1] - 改造工程共更换主时钟装置152台、扩展时钟装置35台，并为每座变电站新装北斗卫星天线 [1] - 改造同时解决了老设备问题，包括更换老化电线和为备用线路加装绝缘保护套 [1] 运营效益 - 变电站彻底消除毫秒级时间误差，设备计时精准度大幅提升 [1] - 新时钟装置能实时显示时间、北斗卫星接收数量及系统工作状态，运维人员日常巡检效率提高，无需反复核对数据 [1]

9月9日，从黑龙江省市场监督管理局获悉，由国网黑龙江电科院牵头筹建的"黑龙江省寒地电网运行维 护标准化技术委员会"顺利完成公示，标志着国网黑龙江电力首个地方电网标委会获批设立。 寒地电网运行维护是极寒地区电力保障的关键环节，涉及低温防冻、覆冰防治、冻土区设备运维等特殊 技术领域。多年来，黑龙江电科院在极寒电网运维领域持续积累，组织专家深入漠河、黑河等高寒区域 开展实地调研，系统分析低温、冻雨、覆冰等极端环境对电网设备的影响，为标准化工作奠定实践基 础。 据悉，该标委会将开展寒地电网运维标准体系研制、地方标准制修订及推广工作，重点规范极端气候下 设备巡检、缺陷处理等技术要求，填补寒地电网地方标准体系空白。这一进展将为黑龙江电网应对极端 气候提供科学规范的技术支撑，对保障电网安全稳定运行具有里程碑意义。 ...

项目概述 - 江苏省首个S2G（站网互动）换电站于9月11日在南京江宁方山服务区正式投入常态化运营 [1] - 该项目标志着南京在探索换电站参与电网削峰填谷的新模式上取得突破 [1] - 该站由国网江苏南京供电公司与蔚来能源联合打造 [1] 技术规格与试点地位 - S2G是一种创新能源交互形式，可将换电站内空闲电池的电量集中、大规模反向输送给电网 [1] - 方山服务区换电站是国家首批车网互动规模化应用试点项目"宁电通"的示范场景之一 [1] - 全站配备21组电池，总电池电量约1600千瓦时 [1] 运营数据与经济效益 - 在8月调试期间，该站选择每日下午及晚间两个用电高峰时段固定向电网放电 [1] - 调试期间累计放电量超5200千瓦时，最大放电功率达410千瓦 [1] - 据测算，该站目前仅通过峰时放电，每日可获得约206元的额外收益，叠加政府补贴后经济效益显著 [1] 行业意义 - 该站的稳健运营为"站网互动"经济的商业化推广探明了可行路径 [1] - 项目为新型电力系统建设提供了创新实践 [1]

公司技术应用与成效 - 国网天津蓟州供电公司部署新型电力系统中心源网荷储协同管控平台，通过AI研判和语音提示处理告警信息，改变了此前平均每天需人工查看5000余条配网告警信息的状况[1] - 平台依托大模型自动解析配网告警信息，实现第一时间筛选关键信号、查阅保护定值并通过语音播报提示监控人员，显著提升告警响应速度[2] - 平台打通与“i国网”平台的信息交互，监测到异常时可实时精准推送信息至对应运维检修人员手机，实现“发现即处理”和自动上报，平台协同处置能力达“零延时”[2] - 系统具备强大智能归纳与分析能力，可将每日采集的海量告警数据自动生成规范化日报、月报、季报和年报，辅助工作人员全面掌握配网运行态势[2] - 公司采用“大模型+工作流”技术自主研发“告警智能研判”“线路态势感知”等AI应用，替代人工对负载率、电压平衡等关键指标进行实时监测和风险预警，精准定位潜在问题区域[3] 行业发展趋势与公司战略 - 天津市能源绿色低碳转型持续推进，新能源占比不断提升，分布式光伏、电动汽车等新型负荷大量接入，电网从单向辐射网络转型为多源随机交互的新型电力系统[1] - 为应对配电网运行方式日益复杂的挑战，国网天津市电力公司加快建设“电力+算力”深度融合的新型智能运维模式[1] - 公司以业务需求为导向，统筹算力资源部署光明电力大模型，赋能基层单位创新应用，将业务人员从繁重重复低效劳动中解放出来，提升电网运行精细化、智能化水平[3] - 公司推动电力与算力协同赋能，以光明大模型为核心采用“经验+数据”双驱动架构，开展基于数据的电网建模，突破传统机理模型依赖，实现电网作业方式、服务模式、管理模式全面升级[3]

文章核心观点 - 云南电网公司以“八新破八题”为路径，推动世界一流新型电力系统省级示范电网建设，在清洁低碳、安全充裕、经济高效等方面取得显著成效 [1][4][8] 新型电力系统建设的优势 - 资源禀赋突出，蕴藏全国约20%绿色能源，新能源远景可开发容量超1.5亿千瓦，新能源装机突破6800万千瓦，较“十三五”末增加5497万千瓦 [2] - 区位优势独特，国内送电能力达4215万千瓦，位居全国前列，跨境通过15回线路与越南、老挝、缅甸联网 [2] - 技术力量雄厚，建成世界最先进省级异步送端大电网，形成完备的“中长期+现货+辅助服务”市场体系 [2] - 应用场景丰富，已形成省内、域内、跨域、跨境“四个市场”，具备多场景联动、全要素集成的示范区条件 [2] 新型电力系统建设的挑战 - 电源结构变化导致供需平衡难，新能源随机性、波动性加大电源出力不确定性 [3] - 形态特性变化导致安全运行驾驭难，新能源渗透率最高达70%，电网向多元双向混合结构转变 [3] - 市场格局变化导致资源配置协调难，“四个市场”加速培育使资源优化配置难度增大 [3] - 技术底座变化导致创新融合支撑难，需加强基础技术改进与新一代技术融合应用 [3] 新型电力系统建设的新举措 - 建立协同新机制破解资源统筹难题，云南省与南方电网高层10次互访，签订全国首个央地共建新型能源体系协议 [4] - 优化电源新结构破解调节能力欠缺，加快大型稳定电源建设，挖掘存量电源调节能力，推进储能和抽水蓄能建设 [4] - 建设坚强新网架破解安全支撑不足，“十四五”南方电网在滇纳统投资超千亿元，纳规500千伏项目60个，相当于再造云南主网 [5] - 拓展高效新市场破解多元利益博弈，统筹“四个市场”用电需求和清洁能源消纳，探索澜湄区域共同电力市场 [5][6] - 构建互动新模式破解电力供需协同，建立政企联动、源网荷储协同保供格局，构筑用能管理“四道防线” [6] - 推行现代新服务破解新型主体接入，发布“绿电招商”十项举措，接入时间平均压减3~5个月 [6] - 应用数智新技术破解科技赋能难题，加大“云大物移智链”应用，建成“1+16”能源大数据中心 [7] - 凝聚攻关新智慧破解创新协同不足，建立“十大技术攻关”体系，支撑“1+2+4”示范区建设 [7] 新型电力系统建设的新成效 - 清洁低碳成色更足，电源装机1.67亿千瓦，清洁能源装机1.51亿千瓦全国第一，清洁能源装机及发电量占比均超90%，新能源利用率超95% [8] - 安全充裕基础更实，大电网连续28年安全稳定运行，昆明成为南方电网首个通过安全评估并建成坚强局部电网的城市 [8] - 经济高效特征更显，西电东送超2万亿千瓦时，跨境购售电超800亿千瓦时全国第一，市场化电量占全社会用电量比例超75% [9] - 供需协同水平更高，有力应对2021~2023年实际缺电超900亿千瓦时不利局面，实现保供应、促消纳、稳增长“三保三赢” [9] - 灵活智能成效更好，服务新型储能投产547万千瓦，规模南方电网第一，35千伏及以上架空线路实现无人机自主巡检全覆盖 [9] 新型电力系统建设的经验启示 - 政企协同共建是系统推进根本保障，通过“两型”建设推动全社会绿色低碳转型 [11] - 数智融合创新是突破升级核心驱动，需推动“电、算、数、智”深度融合以提升电网资源配置和风险防御能力 [11] - 市场均衡发展是高效互动重要牵引，需构建经济高效、公平合理的电力市场体系，以价格信号引导资源优化配置 [11] - 培育标准体系是集成应用关键一招，需打造特色技术标准体系并通过重点项目开展验证 [12] - 打造特色示范是突破跃升关键要素，需通过“试点验证、模式凝练、规模推广”路径推动关键技术集群突破 [12]

项目运营表现 - SK水电站自2023年9月14日投入商业运营以来累计向巴基斯坦输送清洁电力28亿千瓦时[1] - 运营期间实现电力生产零事故零损失的安全目标并建立100余项制度规程[5] - 项目被巴基斯坦政府授予优秀纳税单位等多个奖项[5] 能源结构影响 - 电站持续供应清洁电能有效优化巴基斯坦能源结构并降低对传统能源的依赖[3] - 项目为筑牢巴基斯坦国家能源安全防线提供关键支撑[3] - 作为中巴经济走廊标杆项目显著体现清洁能源优势[3] 社会经济效益 - 建设期间为当地提供6000余个就业岗位且运营期稳定提供100多个就业机会[5] - 连续7年植树超15万棵并援建鳟鱼孵化所和当地政务服务中心[5] - 开展教育助学活动并在自然灾害期间积极参与抢险救灾[5] 战略合作意义 - 项目作为中巴经济走廊首批清单项目及中国能建海外投资建设的最大水电站[1] - 为构建新时代中巴命运共同体提供重要支撑并为高质量共建中巴经济走廊注入新活力[3] - 巴政府表示将强化安全保障并深化与中方合作[3]

项目概况 - 新疆阜康抽水蓄能电站枢纽工程通过专项验收 为西北首座抽水蓄能电站 将保障西北电网安全 促进新能源消纳 助力新型电力系统建设[1] - 电站位于新疆昌吉回族自治州阜康市 是国内首座由设计院牵头EPC建设的百万千瓦级抽水蓄能电站[1] - 中国电建所属西北院牵头 联合水电三局 水电十五局联营体EPC总承包[1] 技术参数 - 电站装机容量1200兆瓦 安装4台单机容量300兆瓦立轴单级混流可逆式水泵水轮机组[1] - 电站属一等大（1）型工程 由上水库 下水库 输水系统 地下厂房和地面开关站等建筑物组成[1] - 双向双倍调节能力达240万千瓦[2] 运营数据 - 上 下水库挡水 泄水建筑物均经过3个汛期考验 最高运行水位已达到正常蓄水位[1] - 截至2025年8月31日 4台机组单机运行时间均已超过4300小时[1] - 累计机组发电量28.94亿千瓦时 抽水电量35.30亿千瓦时 电站综合循环效率达81.13%[1] 环保效益 - 每年可促进风 光等清洁能源消纳超过26亿千瓦时[2] - 每年节约标准煤耗16.5万吨 减排二氧化碳49.6万吨 具有显著节能减排效益[2] 功能定位 - 承担电力系统调峰 填谷 调频 调相等任务[1] - 对保障电力系统安全稳定运行 推动新型电力系统建设发挥重要作用[2]

页岩气勘探突破 - 四川盆地资阳页岩气田两口井测试产量均超百万立方米 刷新我国页岩气产量纪录[1] - 其中一口井测试日产气量达到140.7万立方米 开发气藏为距今5.4亿年前的寒武系页岩层系[1] - 高产井位于地下4500米以深区域 属于超深层页岩气勘探范围[1] 技术突破与创新 - 首次采用国内最大尺度携砂压裂一体化装置 创新形成超深层页岩气压裂技术[1] - 突破复杂地质工程条件挑战 包括难钻地层厚、埋藏深、压力高、温度高等难题[1] - 实现页岩气勘探开发广度和深度上的战略突破 拓展开发空间和资源潜力[1]

政策背景与目标 - 国家发展改革委与国家能源局2024年2月发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，通过市场化手段解决新能源消纳难题 [1] - 2024年5月出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，提出绿电直连项目消纳新场景 [1] - 2024年9月12日两部委联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，从参数要求、费用承担、市场路径三个维度规范就近消纳项目 [1] 项目建设技术要求 - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，以厘清权责边界并减少大电网安全隐患 [2] - 新能源项目年自发自用电量需占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 高自发自用比例要求实现"就地生产，就地消纳"，减少公共电网输送压力，例如为年用电量1000万千瓦时工业用户配套光伏项目时，需确保600万千瓦时被用户自用且占用户总用电量30%以上 [3] 项目经济性评估 - 经济性核心在于对比公共电网购电成本与自发自用成本，电力现货市场连续运行地区参考历史现货价格波动，未运行地区参考中长期交易价格 [4] - 输配电费改革从"与电量挂钩"转为"按容（需）量缴纳"，计算公式为：容（需）量电费=按现行政策容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [4] - 系统运行费暂时按项目下网电量缴纳，自发自用电量无需缴费，但未来将向按占用容量方式过渡 [5] 负荷率与输配电成本关系 - 若项目负荷率低于全省110千伏及以上工商业两部制用户平均水平，按平均负荷率计算的容量电费会高于原按电量收取的输配电费 [5] - 若项目负荷率高于全省平均水平，按平均负荷率计算可减少输配电费支出 [5] - 对供电可靠性要求高的用户可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费 [5] 市场参与路径与收益模式 - 电力现货市场连续运行地区允许余量上网，上网电量交易价格按市场规则执行，可通过现货价格波动获取超额收益（如用电高峰时段高价售电），但也需承担价格低谷甚至负电价风险 [6] - 电力现货市场未连续运行地区原则上不允许向公共电网反向送电，投资者需优化发电曲线与用户用电曲线匹配度，通过提升自发自用比例节约外购电费实现收益 [7]