日前，海南智能电网2019－2021年建设方案正式出台，据工作目标，在高质量完成提升电网三年行动计划的基础上，利用2019－2021年三年时间，基本建成安全、可靠、绿色、高效的智能电网，全省“获得电力”指数力争达到国内一流水平。
2019年，高质量完成提升电网三年行动计划，全面加强各级电网网架结构，客户平均停电时间降至18小时以下，配网中压线路可转供电率达到80％，清洁能源发电量占比达到45％。
2020年，全面加快智能电网建设，客户年平均停电时间降至15小时以下，综合电压合格率达98．95％以上，配网中压线路可转供电率达到85％以上，城区、重点城镇全面实现双电源供电，清洁能源发电量占比达到50％。
2021年，基本建成安全、可靠、绿色、高效的智能电网，全省“获得电力”指数力争达到国内一流水平，客户年平均停电时间降至8小时以内，10千伏线路可转供电率达到90％以上，城区、城镇中压线路电缆化率提升至55％，乡村户均配变容量提升至2．2千伏安以上，配电自动化覆盖率达到100％，综合电压合格率提升至99％以上，清洁能源发电量占比不低于55％。
海南智能电网2019－2021年建设方案
深入贯彻习近平总书记“4?13”重要讲话和中央12号文件精神，以“电网智能化、企业数字化”为技术路线，推进海南城乡电网智能化升级改造，提高电网网络化、智能化水平，全面提升供电服务水平，改善全省电力营商环境，通过打造海南智能电网综合示范省，支撑海南自由贸易试验区和中国特色自由贸易港建设。
一、总体思路
2019－2021年三年累计投入530．4亿元（包括海南电网投资200亿元、联网二回工程投资9亿元、昌江核电二期等电源项目投资321．4亿元），加快推进海南智能电网建设。通过推进“75111”工程，即：7项省域系统工程项目、5个综合示范项目、1个数字电网平台、1个智能电网实验室和1个智能电网论坛，全面提升海南电网自动化、智能化水平，强化电网对海南自贸区（港）建设的支撑能力。
重点通过加强主网、配网网架结构建设，提高电网供电可靠性和防风抗灾能力；通过新技术、新设备、新材料应用，利用现代通信技术和控制技术，提升电网智能化水平；通过广泛布置通信网络和持续完善调控体系，提升电网安全稳定水平；通过实现企业数字化，提升电网管理水平，提高海南电网公司对智能电网的驾驭能力。
二、工作目标
在高质量完成提升电网三年行动计划的基础上，利用2019－2021年三年时间，基本建成安全、可靠、绿色、高效的智能电网，全省“获得电力”指数力争达到国内一流水平。
2019年，高质量完成提升电网三年行动计划，全面加强各级电网网架结构，客户平均停电时间降至18小时以下，配网中压线路可转供电率达到80％，清洁能源发电量占比达到45％。
2020年，全面加快智能电网建设，客户年平均停电时间降至15小时以下，综合电压合格率达98．95％以上，配网中压线路可转供电率达到85％以上，城区、重点城镇全面实现双电源供电，清洁能源发电量占比达到50％。
2021年，基本建成安全、可靠、绿色、高效的智能电网，全省“获得电力”指数力争达到国内一流水平，客户年平均停电时间降至8小时以内，10千伏线路可转供电率达到90％以上，城区、城镇中压线路电缆化率提升至55％，乡村户均配变容量提升至2．2千伏安以上，配电自动化覆盖率达到100％，综合电压合格率提升至99％以上，清洁能源发电量占比不低于55％。
三、建设内容
（一）7项省域系统工程
1．推进绿色能源发展
积极促进清洁能源电力发展。开展海南中长期电源发展规划研究，探索既有燃煤电厂近零排放及综合治理，完善昌江核电二期工程前期工作并尽早开工，力争2019年投产文昌气电首台机组，加快推动万宁、海口、洋浦等天然气电厂建设，储备一批燃气发电项目，确保电力充足供应，满足系统调峰需求。到2021年，全省清洁能源装机占比达到65％，系统调峰能力更加充裕。
有序推动分布式电源发展。推进储能示范项目建设，开展海岛智能微网等技术研究与示范应用，加快推动建设陵水、儋州等垃圾焚烧发电项目，满足新增分布式电源并网需求。在确保电网安全稳定运行的基础上，有序推进光伏发电开发利用，不断提升海南新能源电力发电量占比。到2021年，全省分布式电源装机规模超过240万千瓦，基本实现分布式电源发电量全额消纳。
2．打造安全高效的主网
持续优化主网结构。进一步加强海南电网与南方主网的联络，2019年建成投产海南联网二回工程。提前启动500千伏主网项目前期工作，适时建设500千伏坚强主网。加快建设洛基－头铺双回等输电通道，着力消除220千伏主网架电力输送瓶颈，加快建设一批35－110千伏线路，基本解决变电站单电源供电问题。
提升电网抗灾能力。35千伏及以上新建线路和全线改造线路采用50年一遇气象重现期标准建设。在管沟覆盖的地区实施10千伏线路入地改造，提高配网防风抗灾能力。到2021年，全面建成各市县保底电网，重要用户供电线路基本具备抵御50年一遇台风能力，一般用户供电线路抵御50年一遇台风可实现快速复电。
提升输电线路智能化运维水平。全面推广应用设备在线监测、无人机巡线、智能巡视机器人、故障定位、雷电定位以及视频监控等成熟智能技术，提升输电线路智能化运维水平。到2021年，110千伏及以上输电线路全部实现智能故障监测，35千伏及以上输电线路全部实现无人机巡视。
加快推进智能变电站建设。新建三亚海棠、改扩建东方龙北等一批35－220千伏变电站。加大变电站设备在线监测应用力度，主要采用后期植入式传感器，同时研究原装集成式设备，结合巡检机器人的推广运用，提升变电站智能化水平。加快实现变电站一次设备模块化、二次设备集成化、通信网络化。
3．构建灵活可靠的配网
加强配网结构建设。持续强化配网一次网架建设，提前完成新一轮农村电网改造升级，结合乡村产业振兴和生态振兴战略打造现代农村电网，持续提升配电网可转供水平和防风抗灾能力。到2021年，乡村户均配变容量达到2．2千伏安，全省10千伏公用线路可转供电率提升至90％以上，全省客户年平均停电时间降至8小时以内。
加强配电网自动化建设。全面推进配电自动化建设，实现配网故障的智能定位和自动隔离。同时加强配电自动化与海南电网现有营销、调度系统数据融合，建立配网主动抢修管理平台，提升配网管理水平。到2021年，全省配电自动化覆盖率达到100％，全面实现10千伏配电网可观、可测、可控。
提升配电网装备水平。全面完成残旧、淘汰设备改造，着重推广智能柱上开关、智能环网柜、智能配电房，试点推广建设配网广域同步监测等配电网故障智能监测系统；开展低压智能台区试点建设，实现低压无功自动补偿、三相不平衡自动优化和电能质量自动监控优化。
4．建设多样互动的用电服务体系
提升智能量测系统的高级应用水平。在实现智能电表和低压集抄全覆盖的基础上，加快推进量测体系高级应用，实现关键用电信息、电价信息与居民共享。试点开展低压侧客户停电时间和停电次数的精确统计，以及低压停电精确定位，实现低电压客户用电状况自动扫描监测、状态精准识别和故障主动上报。
推广“互联网＋”供电服务，实现客户用电报装“简单、快捷、透明、免费”。通过微信、网上营业厅、海南电网95598热线等多种手段推广远程报装服务，实现业务办理进度网上查询和系统闭环管理。扩大海南电网公司用电工程投资界面延伸范围，持续减少全省客户报装时间和降低接电成本。2019年起，海口、三亚逐步试点推行200千伏安及以下客户采用低压供电，高压客户业扩投资界面在3000千伏安的基础上逐步扩大延伸范围。
推动智能家居与智能小区建设。到2021年，建成1－2个智能小区示范项目，实现电力光纤入户和“三表集抄”“四网融合”；在智能小区内建设若干个智能家居综合示范点，实现智能插座、用电设备智能终端等智能用电交互终端部署，试点建设“互联网＋”智能家居能源管理系统。
开展客户需求侧管理。在城市空调负荷集中、且建筑物具备一定空间条件的区域推广冰蓄冷、水蓄冷技术。选择2－3座工商业建筑楼宇，建设峰谷调节的储能设备，开展智慧楼宇建设。实现基于价格或激励的自动需求响应，充分挖掘负荷侧可调度资源，进一步实现“源、网、荷”协调互动。
5．加快推进综合能源服务
利用分布式电源开展综合能源服务。在三大科技城等重点园区，以及机场、医院、酒店等重点区域建设燃气冷热电多联供分布式电源；有序推进分布式屋顶光伏建设；探索建设电源侧、电网侧或用户侧的分布式储能示范项目。到2021年，建成2－3个智慧能源综合示范项目，基本形成涵盖发、输、配、用全环节的综合能源服务体系，推动能源产业价值链整合。
加快充换电基础设施建设。积极推动电动汽车充换电设施建设及运营，加大集中式充电站和分散式充电桩建设力度，推动形成覆盖全省的充换电基础设施网络。到2020年，在全省配套建设各功率充电桩8．5万个，满足9万辆清洁能源汽车需要。
积极推进电能替代。推进包括东方八所港等港口岸电、海口美兰等机场桥载、农村以电代柴、城市电磁厨房等相关领域的电能替代，提高电能占终端能源消费的比重，降低碳排放。到2021年，电能替代电量达7．5亿千瓦时。
积极推进资源共享。以“互联网＋”智慧能源的建设理念，支持能源大数据集成与共享，创新商业模式；稳步推进与中国铁塔和三大电信运营商的电力杆塔及光纤等资源共享，助力5G互联网通信基础设施建设。到2021年，建成共享铁塔约200基，进一步推进能源和信息领域资源的开放共享。
