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。