核心技术掌握在自己手中有多重要？关注电力的朋友肯定知道，我国独有的特高压输电技术，破解了能源供需逆向分布难题，支撑了“西电东送”这一伟大工程实施，是名副其实的“大国重器”。但您知道吗？在动辄2000千米甚至3000千米长的特高压直流输电工程中，有一个不到30米长的管状设备，曾让我们“卡了脖子”。它的技术曾被国外垄断，单支采购成本高达上千万元。这个设备就是特高压直流穿墙套管。今天，就跟大家聊聊这个设备，以及我们是如何突破技术封锁，走出一条自主创新之路的。特高压直流输电的“咽喉”先说说为什么有套管，以及套管为啥要穿墙。发电厂发出来的电和平时我们所用的电都是交流电，所以直流输电就需要“换流”。交流电在送端换流站“交换直”，到达目的地后，再在受端换流站“直换交”。换流阀是将三相交流电转换为更适合超远距离传输的直流电的核心设备，被称为特高压直流输电的“心脏”。这个“心脏”非常精密，需要在恒温恒湿的环境中工作，对洁净程度的要求甚至超过手术室。因此，换流站里会盖一个巨大的阀厅，把这个“心脏”保护起来，与外部环境隔离。那么问题来了。在自然环境下，带电的±1100千伏导线距离接地体的安全距离是9米，±800千伏导线也需要距离接地体至少6米。如何将电压这么高的线路接进阀厅，接到换流阀上呢？直接砌进墙里？墙体会导电，肯定不行。挖一个半径大于所需安全距离的大洞？那阀厅就无法隔绝外部环境了。怎么办？建设者们会用一根巨大的管子套住导线，再穿过阀厅的墙壁连接到换流阀上。没错，这根管子就是特高压直流穿墙套管。它是换流站内连接阀厅内换流阀和外部直流场的关键设备，就像是特高压直流系统的“咽喉”，是电流在送端换流站出阀厅、在受端换流站进阀厅必须经过的通道。它必须承载高电压和大电流，起到通流、绝缘和机械支撑的作用。这项技术难在哪儿？生活中，其实有挺多穿墙的管子，比如自来水管、天然气管等等。这类管子通常只需要解决密封性能和结构强度问题。特高压直流穿墙套管就不一样了：特高压直流穿墙套管，一半在户外，一半在室内，整体重量接近15吨，总长度20米以上，高压导体距离接地金属外壳，最短距离不足0.5米。耦合结构设计难这样一个多种材料制成、又长又重的设备，插在阀厅墙体上，仅在中间部位有墙体提供硬性支撑。它的自身重力会导致挠度变形（杆件、梁或板等结构构件在受到垂直于其轴线的外力作用时发生的垂直于轴线方向的位移），要保持结构稳固和密封性能，本身就十分难。材料配方掌握难特高压直流穿墙套管使用的绝缘材料主要有六氟化硫气体、环氧树脂浸纸材料（胶浸纸）等。套管要同时具备耐高压、耐热性能，设计还要考虑不同材料间的界面效应、空间电荷效应等因素，确保±800千伏及以上的高电压、大电流能够安全通过阀厅墙体。各种绝缘材料的使用比例，环氧树脂浸纸为主要材料的超长超大电容芯体的绕制与固化，大型外护套的制造，以及超长导电杆的加工，这些工艺极难掌握。相关配方差之毫厘，谬以千里。此外，精密的制造工艺、严苛的试验考核标准，也是这项技术的难点。成功实现国产化价格降低一半 故障率为“0”关键核心技术要不来、买不来、讨不来，如果不掌握在自己手中，就会制约特高压直流输电技术的发展。由于国外的技术封锁，中国电力科研人员只能摸着石头过河，硬着头皮干！2014年，也就是世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远的特高压输电工程——±1100千伏昌吉—古泉特高压直流输电工程开工建设的两年前。国家电网公司中国电科院牵头的联合攻关团队启动了“±1000 kV级直流SF₆气体绝缘穿墙套管核心技术研究及装置研制”项目。该项目目标直接锁定最高电压等级——±1100千伏特高压直流穿墙套管。3年时间，攻关团队经过成百上千次的样本分析和试验，攻克了一个又一个难题，最终成功掌握了这项技术。材料配方体系方面开发了穿墙套管主绝缘电容芯体高性能环氧树脂复合材料配方体系，掌握了关键性能参数随温度、时间变化的规律，攻克了超大型环氧芯体无气泡浸渍技术和固化过程热应力抑制技术难题；发明了具有双交联固化网路结构的穿墙套管支撑绝缘子环氧树脂材料配方；掌握了芯体环氧树脂复合材料空间电荷、绝缘子环氧树脂材料表面电荷分布规律，提出了电荷效应抑制方法，提高了不同材料界面绝缘性能。耦合结构设计方面提出了基于多物理场耦合的穿墙套管多目标寻优设计方法，掌握了±1100千伏、±800千伏特高压直流穿墙套管电、热、力分布规律，实现了绝缘、载流、机械等关键结构的优化设计；提出了直流穿墙套管内外绝缘场强控制原则和协同优化配置方法，掌握了“纯六氟化硫气体绝缘”和“环氧芯体六氟化硫复合绝缘”两类直流穿墙套管的内外绝缘场强控制基准。试验体系方面建立了世界首台/套±1100千伏特高压直流穿墙套管模拟运行工况综合试验平台和试验技术体系，为今后自主研发更高水平套管打下坚实基础。核心技术掌握在自己手中有多重要？关注电力的朋友肯定知道，我国独有的特高压输电技术，破解了能源供需逆向分布难题，支撑了“西电东送”这一伟大工程实施，是名副其实的“大国重器”。但您知道吗？在动辄2000千米甚至3000千米长的特高压直流输电工程中，有一个不到30米长的管状设备，曾让我们“卡了脖子”。它的技术曾被国外垄断，单支采购成本高达上千万元。这个设备就是特高压直流穿墙套管。今天，就跟大家聊聊这个设备，以及我们是如何突破技术封锁，走出一条自主创新之路的。特高压直流输电的“咽喉”先说说为什么有套管，以及套管为啥要穿墙。发电厂发出来的电和平时我们所用的电都是交流电，所以直流输电就需要“换流”。交流电在送端换流站“交换直”，到达目的地后，再在受端换流站“直换交”。换流阀是将三相交流电转换为更适合超远距离传输的直流电的核心设备，被称为特高压直流输电的“心脏”。这个“心脏”非常精密，需要在恒温恒湿的环境中工作，对洁净程度的要求甚至超过手术室。因此，换流站里会盖一个巨大的阀厅，把这个“心脏”保护起来，与外部环境隔离。那么问题来了。在自然环境下，带电的±1100千伏导线距离接地体的安全距离是9米，±800千伏导线也需要距离接地体至少6米。如何将电压这么高的线路接进阀厅，接到换流阀上呢？直接砌进墙里？墙体会导电，肯定不行。挖一个半径大于所需安全距离的大洞？那阀厅就无法隔绝外部环境了。怎么办？建设者们会用一根巨大的管子套住导线，再穿过阀厅的墙壁连接到换流阀上。没错，这根管子就是特高压直流穿墙套管。它是换流站内连接阀厅内换流阀和外部直流场的关键设备，就像是特高压直流系统的“咽喉”，是电流在送端换流站出阀厅、在受端换流站进阀厅必须经过的通道。它必须承载高电压和大电流，起到通流、绝缘和机械支撑的作用。这项技术难在哪儿？生活中，其实有挺多穿墙的管子，比如自来水管、天然气管等等。这类管子通常只需要解决密封性能和结构强度问题。特高压直流穿墙套管就不一样了：特高压直流穿墙套管，一半在户外，一半在室内，整体重量接近15吨，总长度20米以上，高压导体距离接地金属外壳，最短距离不足0.5米。耦合结构设计难这样一个多种材料制成、又长又重的设备，插在阀厅墙体上，仅在中间部位有墙体提供硬性支撑。它的自身重力会导致挠度变形（杆件、梁或板等结构构件在受到垂直于其轴线的外力作用时发生的垂直于轴线方向的位移），要保持结构稳固和密封性能，本身就十分难。材料配方掌握难特高压直流穿墙套管使用的绝缘材料主要有六氟化硫气体、环氧树脂浸纸材料（胶浸纸）等。套管要同时具备耐高压、耐热性能，设计还要考虑不同材料间的界面效应、空间电荷效应等因素，确保±800千伏及以上的高电压、大电流能够安全通过阀厅墙体。各种绝缘材料的使用比例，环氧树脂浸纸为主要材料的超长超大电容芯体的绕制与固化，大型外护套的制造，以及超长导电杆的加工，这些工艺极难掌握。相关配方差之毫厘，谬以千里。此外，精密的制造工艺、严苛的试验考核标准，也是这项技术的难点。成功实现国产化价格降低一半 故障率为“0”关键核心技术要不来、买不来、讨不来，如果不掌握在自己手中，就会制约特高压直流输电技术的发展。由于国外的技术封锁，中国电力科研人员只能摸着石头过河，硬着头皮干！2014年，也就是世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远的特高压输电工程——±1100千伏昌吉—古泉特高压直流输电工程开工建设的两年前。国家电网公司中国电科院牵头的联合攻关团队启动了“±1000 kV级直流SF₆气体绝缘穿墙套管核心技术研究及装置研制”项目。该项目目标直接锁定最高电压等级——±1100千伏特高压直流穿墙套管。3年时间，攻关团队经过成百上千次的样本分析和试验，攻克了一个又一个难题，最终成功掌握了这项技术。材料配方体系方面开发了穿墙套管主绝缘电容芯体高性能环氧树脂复合材料配方体系，掌握了关键性能参数随温度、时间变化的规律，攻克了超大型环氧芯体无气泡浸渍技术和固化过程热应力抑制技术难题；发明了具有双交联固化网路结构的穿墙套管支撑绝缘子环氧树脂材料配方；掌握了芯体环氧树脂复合材料空间电荷、绝缘子环氧树脂材料表面电荷分布规律，提出了电荷效应抑制方法，提高了不同材料界面绝缘性能。耦合结构设计方面提出了基于多物理场耦合的穿墙套管多目标寻优设计方法，掌握了±1100千伏、±800千伏特高压直流穿墙套管电、热、力分布规律，实现了绝缘、载流、机械等关键结构的优化设计；提出了直流穿墙套管内外绝缘场强控制原则和协同优化配置方法，掌握了“纯六氟化硫气体绝缘”和“环氧芯体六氟化硫复合绝缘”两类直流穿墙套管的内外绝缘场强控制基准。试验体系方面建立了世界首台/套±1100千伏特高压直流穿墙套管模拟运行工况综合试验平台和试验技术体系，为今后自主研发更高水平套管打下坚实基础。通俗地说，就是攻关团队突破了材料、设计、工艺及试验等一系列关键技术难关，研制出了世界首支±1100千伏带绝缘支撑纯六氟化硫绝缘直流穿墙套管、首支±1100千伏环氧芯体六氟化硫气体复合绝缘直流穿墙套管，并成功应用于±1100千伏昌吉—古泉特高压直流输电工程中。这一成果国内首创、世界领先。通俗地说，就是攻关团队突破了材料、设计、工艺及试验等一系列关键技术难关，研制出了世界首支±1100千伏带绝缘支撑纯六氟化硫绝缘直流穿墙套管、首支±1100千伏环氧芯体六氟化硫气体复合绝缘直流穿墙套管，并成功应用于±1100千伏昌吉—古泉特高压直流输电工程中。这一成果国内首创、世界领先。

安徽省能源局关于进一步做好新型储能项目库管理工作的通知 各市发展改革委，省电力公司：为加快推动我省新型储能规模化建设和高质量发展，根据《国家发展改革委 国家能源局关于印发<新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）>的通知》（发改能源〔2025〕1144号）等文件精神，按照市场主导、合理布局、积极有序、保障安全的总体要求，现就进一步做好新型储能项目库管理工作有关事项通知如下。一、实施分级分类管理（一）省能源局根据全省能源发展规划和电力系统调节需要，统筹全省新型储能发展总体规模和规划布局，指导各市加强项目谋划储备、合理确定年度实施项目和储备项目清单，并做好各市项目统计汇总和调度管理工作。各市发展改革委负责本市项目库建设管理，按要求做好年度实施项目清单和储备项目清单编制、调整和报备等工作，及时将拟开工建设项目纳入年度实施项目清单并组织实施。（二）按电网侧、电源侧和用户侧三类对新型储能项目实行分类管理。电网侧新型储能项目，应根据电力调节需要、规划布局要求、建设条件落实情况等，按要求纳入年度实施项目清单；电源侧新型储能项目，在所对应新能源项目纳入开发建设方案或建成后，可直接纳入年度实施项目清单并组织实施；用户侧新型储能项目，不纳入项目库清单管理范围，但应做好开工建设与并网信息数据的统计和报送。（三）建立项目库动态管理机制，年度实施项目清单和储备项目清单应及时滚动调整。具备实施条件的项目要及时纳入年度实施项目清单，并按计划开工建设；纳入年度实施项目清单半年内未开工或未按承诺时间在合理工期内建成并网的项目，要及时调出年度实施项目清单；正在谋划、开展前期工作尚不具备纳入年度实施清单条件的项目，可纳入储备项目清单。二、强化电网侧储能项目实施清单管理各市发展改革委要重点做好电网侧新型储能项目纳入年度实施项目清单工作，在发展规模范围内，综合考虑本市新能源发展、电网接入、负荷增长等情况，科学制定年度建设计划，合理规划布局电网侧新型储能项目，引导项目按需建设、有序发展。纳入年度实施清单的电网侧新型储能项目，应具备以下主要条件：（一）符合国家和我省有关新型储能项目规划布局、建设管理、安全生产等方面要求，已按规定完成备案手续，已取得自然资源部门用地预审意见或明确不需用地预审的说明、电网接入初步意见等支撑性材料，能够在纳入年度实施清单后半年内实质性开工建设。（二）投资主体具备相应的经济技术实力，建设方案、主要技术指标、关键设备选型符合新型储能电站相关标准、规范和要求，工程造价合理；优先支持与新能源项目单位签订1年及以上长期租赁协议的电网侧新型储能项目建设。（三）原则上应在新能源大规模汇集且消纳受限、电力需求波动大、大容量直流馈入等区域合理布局，优先支持拟接入推荐站点的项目建设；鼓励项目分期入库实施，合理确定单期建设规模，电化学储能充放电时长不低于2小时，支持建设长时储能。（四）支持采用创新技术、具有一定示范意义的项目建设，鼓励采用构网型技术、固态/半固态电池、液流电池、钠离子电池、氢储能以及火电灵活性改造等创新应用场景项目建设。三、相关工作要求（一）省能源局会同电网企业，根据电力系统调节需要，加强统筹协调，提前主动服务指导各地优化电网侧新型储能项目布局，合理确定年度规模，推进有序发展。各市发展改革委要及时总结评估项目实施情况，依据项目建设进展，及时补充调整项目清单，确保新型储能建设与电力系统发展需求相适应。（二）根据《国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）要求，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的可给予容量电价电网侧独立新型储能电站清单，将根据有关要求另行制定。请各市发展改革委科学统筹、合理确定电网侧独立新型储能年度发展规模，并充分向拟建项目提示风险，引导企业理性投资。（三）各市发展改革委要加强项目管理和协调调度，推动纳入实施清单的项目按计划开工建设，并督促项目在开工前依法提交质量监督注册申请，在建设过程中履行好安全生产主体责任，切实提升新型储能电站质量安全水平。项目并网前原则上不得变更投资主体。（四）电网企业应依据年度实施项目清单，及时做好电网接入审查和并网服务工作。台区储能和电网替代型储能项目，由各市发展改革委会同电网企业研究确定后，纳入年度实施清单，发展规模单列。（五）请各市发展改革委按照本通知要求，会同有关部门和单位，抓紧研究制定本市2026年度新型储能建设计划，编制年度实施项目清单和储备项目清单，于2026年6月15日前向省能源局报备，项目建设方案及相关支撑材料一并报送，后续项目清单动态调整及时报送。（六）已纳入全省2025年度实施项目清单的项目，已开工的可结转至本市2026年度实施项目清单；未开工的需重新组织评估，符合条件的结转至本市2026年度实施项目清单。 (联系人：省能源局新能源处张新华，联系电话：0551-63609489)

变电站属于电网工程项目，企业投资建设电网工程项目应按照《福建省人民政府关于印发政府核准的投资项目目录（对接国家2016年本）的通知》（闽政〔2017〕21 号）规定，报送有关项目核准机关核准 。

海底电缆是跨海、跨江河输电工程的重要输送载体，由于其运行环境特殊，传统的陆地电缆监测手段无法满足长距离海底电缆全天候监测及全程管理的需要，海底电缆的运维巡检和故障探测是当前亟待解决的技术难点。海底电缆巡检机器人是一款专门用于海底电缆施工勘查及运维巡检的自主型智能巡检装备。该机器人采用模块化设计，机体由碳纤维轻质外壳、内置金属框架、防水耐压舱体组合而成。海底电缆巡检机器人自带储备能源，自主规划作业，搭载光声磁等各类探测设备，无需水面船只实时跟随和人工干预作业过程，根据预设作业指令即可实现水面和水下多自由度自主航行控制，可代替人工潜水进入远洋、深海及危险水域，执行针对海底电缆的施工勘查和运维巡检等作业任务，协助运维单位构成多维度海底电缆监控体系。

虚拟电厂是一种通过信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可控负荷、电动汽车等多种分布式资源聚合和协同优化的协调管理系统。通过虚拟电厂，可提升电力保供和新能源就地消纳能力，助力构建新型电力系统。虚拟电厂是什么？虚拟电厂的核心在于聚合与通信。分布式电源、分布式储能、可控负荷、充电桩等不同类型的分布式资源就像是“沙”，通过虚拟电厂，可实现“聚沙成塔”。虚拟电厂具备传统电厂的功能，能够实现精准的自动响应，机组特性曲线也可模拟常规发电机组，但与传统电厂仍存在较大区别。01形式不同传统电厂指具有传统物理生产流程的集中式大型电厂。虚拟电厂不具有实体存在的电厂形式，相当于一个电力“智能管家”，由多种分布式能源聚合而成，等同于独立的电厂在运营。02电能量流动方向不同传统电厂能量流动是单向的，即电厂→输电网→配电网→用户。而虚拟电厂能量流动是双向的，也就是说虚拟电厂市场主体可以与电力市场实现实时互动。03负荷特征不同传统电厂的负荷通常是静态可预测的，而虚拟电厂的负荷端是动态可调整的，在高峰时段可缓解尖峰负荷。04生产与消费的关系不同传统电厂的电力生产须遵循负荷端的波动变化，并通过调度集中统一调控。虚拟电厂参与主体的负荷端可根据电力生产相应调整。05调度目标不同传统电厂的分配比较单一，调度目标也是追求单一利益最大化。虚拟电厂内部涉及不同主体间的利益分配问题，需要在保障各主体利益的前提下追求整体利益最大化，调度目标也向利益均衡分配转变。虚拟电厂本身不直接发电，而是把零散电力负荷聚合起来，对外等效形成一个发电厂。它打破了传统电力系统中发电厂之间、发电侧和用电侧之间的物理界限。虚拟电厂可实现削峰填谷，有助于提升电网的安全稳定运行。它既可作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合系统填谷；既可快速响应指令，配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同于电厂，参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场，获得经济收益。虚拟电厂的作用与发展6月5日，山东电力交易中心上线与现货价格联动的虚拟电厂灵活调节类零售套餐。近年来，我国虚拟电厂建设开始步入战略发展阶段。2021年以来，国家层面的能源规划、低碳转型、碳达峰行动方案和新型储能指导意见等政策中，都明确支持虚拟电厂参与调节电力系统、电力辅助服务和现货市场交易等。近日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。《行动方案》提出，结合电力保供、新能源发展等需求，利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂。建立健全虚拟电厂技术标准体系，完善虚拟电厂的市场准入、安全运行标准和交易规则，常态化参与系统调节，提升电力保供和新能源就地消纳能力。推进虚拟电厂建设，不仅有利于将需求侧的分散资源聚拢利用、整合协同，与电网进行灵活、精准互动响应，缓解电力供需矛盾，还能节省传统电厂和电网的投资，并让参与响应的用户获取一定激励。虚拟电厂不仅能挖掘需求侧的负荷潜力，还能从电源侧提高新能源的利用效率。当前，新能源建设加快推进，随着新能源装机占比不断提高，其间歇性、随机性、波动性特点使得电力系统调节更加困难。虚拟电厂可平抑新能源发电的波动，补足新能源发电“靠天吃饭”的短板，提升安全保供能力。上海实践8月7日，国网上海市电力公司成功完成了迎峰度夏期间全市最大规模的虚拟电厂快速削峰能力验证，创下调控能力新高峰，最大响应负荷突破历史记录，达到70.43万千瓦。这一安全低碳、柔性智慧的电力系统调节方式有效缓解了持续高温下上海电网供电压力。8月8日，2024虚拟电厂（上海）高峰论坛在上海举办。近年来上海虚拟电厂发展迅速，自2019年上海电网启动虚拟电厂运营体系以来，目前已接入超过1600户用户资源，可调资源申报量超过97万千瓦，并持续增长。为稳步提高虚拟电厂的调控能力，自2023年以来，国网上海电力积极引导潜在客户参与虚拟电厂调控，建立点对点专项沟通渠道，定期组织开展虚拟电厂沟通交流会，了解市场诉求，推动编制与虚拟电厂相关的方案、规范。未来，上海虚拟电厂调控能力预计将达到地区最高负荷5%。通过将分散的可调控用电设备、储能装置以及分布式新能源等资源整合起来，虚拟电厂成为了一个灵活的能源调控网络，能有效平抑电网波动，保障电网安全稳定的重要价值和经济效益日益凸显。据测算，在上海实施同等效果的削峰填谷，虚拟电厂的投资仅为源侧机组投资的20%~30%。为提升虚拟电厂实际削峰和填谷能力，国网上海电力推进上海市虚拟电厂运管平台数字化改造。该平台已实现与电力交易、调度、运营商平台数据的贯通，做到虚拟电厂全生命周期管理、全交易流程贯通、全调用过程可视、全执行效果评估，具备一体化管理调控功能。通过该平台，国网上海电力可协助虚拟电厂运营商管理维护虚拟电厂资源，全流程跟踪指导虚拟电厂调控负荷过程。浙江实践8月5日晚，浙江组织了今夏首次虚拟电厂参与电网的移峰错峰，最大响应负荷132.3万千瓦。当晚，浙江哲丰储能电站以虚拟电厂的形式，将1.4万千瓦的负荷平移至夜间23点至第二天早上8点的用电低谷时段，相当于3.5万个家庭每小时的平均用电量。根据尖峰谷电价的价差以及地方政府的相关补贴，此次调节能为该电站带来约11900元的收益。同日，衢州市公交集团利用充电管理平台，结合充电桩分布、车辆停放、不同车型所需电量、充满电时间及次日班次等因素，将原来的尖峰、高峰时段充电，调整到平峰时段、低谷时段充电，当晚调整负荷1900千瓦，帮助电网移峰错峰。浙江衢州供电公司整合了电动汽车、储能、分布式光伏等电力资源进行移峰错峰。通过这些虚拟电厂的共享互济和优化配置，促进电力供需平衡。在近年来的陆续探索中，截至目前，国网浙江省电力有限公司已服务89个第三方独立主体包括虚拟电厂、负荷聚合商在交易平台完成注册。第三方独立主体参与电力辅助服务81天，累计参与交易主体个数74个，交易电量2751.9万千瓦时，涉及二级用户29360户，最大单日响应负荷43.12万千瓦。2024年，浙江将深化技术和市场机制创新，推动虚拟电厂资源聚合规模持续壮大，力争实现其规模达400万千瓦。据规划，到“十四五”末，通过需求响应、辅助服务、电力市场等多元化途径，虚拟电厂将成为支撑浙江电力系统安全稳定、清洁低碳、经济高效运行的有效载体，进而提升电力供应保障能力和新能源消纳水平。