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。

天要凝冻，线要覆冰，这是现阶段人力尚且不能扭转的自然现象。那如何抵御这种“魔法攻击”？打败魔法的只有魔法。而我们的电网员工的“魔法”就是直流融冰装置——利用热力融冰。“黑科技”一键除冰直流融冰主要是通过对输电线路施加直流电压并在输电线路末端进行短路，使导线发热对输电线路进行融冰的技术。融冰时，在线路对侧进行短接，可大幅增加线路电流让导线自身发热。除冰时温度可达10摄氏度，一次可实现100多公里线路的快速融冰。融冰的原理其实与我们教科书上经典的小灯泡物理实验相同。通过对输电线路施加直流电压并在输电线路末端进行短路，使导线发热，对输电线路进行融冰。简单来说，线路就像“热得快”，只需要在控制室内一键操作，便可快速加热，无需人员前往现场人工除冰。此外，还有固定式、移动式、便携式等多种高效直流融冰装备，可适用于不同环境、不同电压等级、不同长度的线路融冰。以电融冰需要多少电？前一段时间，南方多地进行了直流融冰，有小伙伴问头条君：高压输电线路绵延几十或几百公里，对其施加直流电压要消耗很多电吗？我们可以一起来算一下~以2021年12月27日郴州220千伏福外I线（线路线型2×LGJ-300，长度66.4千米，覆冰厚度13.5毫米）直流融冰为例，电网员工先对A、C两相串联送融冰电流，A、C两相覆冰脱落后，再进行B、C两相串联送融冰电流，最终完成三相导线的融冰工作。融冰电流约为2004安，则融冰功率约为2004安×12.5伏=25050千瓦，即融冰一小时耗电25050度。第一次融冰20分钟，耗电8350度。第二次融冰15分钟，耗电6263度。一般来说，配网线路融冰1千米，耗电量大概需要100~200千瓦时，主网线路融冰1千米，耗电量为200~800千瓦时不等。具体耗电量与线路结构、长度，融冰时的风速、气温，以及覆冰厚度等环境参数相关。同一型号导线，线路越长，所需的融冰电压也就越高。

福建2024年“四纵三横”电网主干网架基本形成。广西2024年，推动“云电送桂”、“青电入桂”，优化电网网架结构，推进白龙核电一期、源网荷储一体化试点等项目。2025年将完善农村电网等设施。黑龙江2024年黑龙江省电网投资额、并网新能源、外送电量均创历史最高。吉林2025年，大力推动新能源产业跨越式发展。产业投资超过 1300 亿元，新能源装机 600 万千瓦以上。深化“绿电+消纳”模式创新，加快绿能产业园区建 设，增量配电网从“建网”向“强网”演化。最大程度降低全社会用 电成本，提升企业竞争力。内蒙古2024年，胜利至张北特高压输电工程投入运行，全面完成偏远农牧户和边防哨所电网延伸及新能源通电升级工程。在全国率先开展跨省特高压绿电交易，绿电交易规模居全国第1位。2025年，电力集团要实施好“强网”行动，全面建成“四横六纵”500 千伏主干网架，加快新型电力系统建设，为全区绿色发展作更多贡献。湖南2024年，衡长株潭特高压输变电装备成为我省第5 个国家先进制造业集群。海南2024年，500 千伏主网工程进度过半，高低压报装承诺时间及成本指标达全国前沿水平。2025年推进电网、通信、供排水设施等一批灾后重建项目，规模部署智能网联汽车“车路云一体化”建设。上海2025年，积极稳妥推进碳达峰碳中和。加快建立能耗双控向碳排放双控转型机制，推进蒙电入沪、深远海风电等重大项目，推动虚拟电厂、新型储能建设应用，建设电动汽车充放电网络。广东2025年，加紧经济社会发展全面绿色转型。加快梅州二期、云浮水源山、汕尾陆河、肇庆浪江、惠州中洞、河源岑田、茂名电白等一批抽水蓄能项目建设，积极发展分布式光伏，完善新能源消纳和调控政策措施，推进粤藏直流等电网项目核准建设。重庆2024年，川渝 1000 千伏特高压交流工程建成投运，张家坝500 千伏变电站增容工程等开工建设。2025年，力争哈密—重庆特高压直流工程建成投用。辽宁2025年，加快农村电网改造升级。江西2024年，武汉至南昌特高压交流工程。山西2025年，推进新型储能、抽水蓄能、虚拟电厂建设，实施现代智慧配电网示范工程，构建新型电力系统。河南2025年，推动工业绿色微电网建设应用，支持新型基础设施绿电直供。江苏2025年重点打造智能电网、工程机械等 10 条具有国际优势。宁夏2025年加快构建新型能源体系和新型电力系统，科学统筹新能源开发与火电、电网、储能、消纳、效益和地方利益等方面关系。新建宁夏电网 7 个 750 千伏输变电工程，外送能力达到 2000 万千瓦。投资 250 亿元建设现代煤化工、硅基、铝锰基、大数据算力等 4 个绿电园区。青海2024年，建成投运果洛 330 千伏第二回电源线路，提前投运丁字口、红旗 750 千伏输变电工程。国家电网青海电力公司建成全国首个清洁能源和绿色算力调度中心；中国移动、国家电投联建的全球首个“自发自储自用自保”绿色微电网万卡算力中心示范项目启动；海西州最后一个大电网未覆盖乡通电。2025年，稳步提升“青豫直流”送电能力，开工“青桂直流”绿电外送工程，确定第三条绿电外送通道，建成玉树 330 千伏第二回电源线路等工程，加速构建源网荷储一体化新型能源体系。全面建成玉树州剩余 9 乡“大电网建设+微电网改造”工程。新疆2024年，“疆电外送”第四通道煤电项目、塔额 750 千伏输变电工程等一批重点项目开工建设，塔城至乌苏 750千伏输变电工程建成投运。西藏2025年，建成投运金上至湖北特高压直流输电工程。安徽2024年，加快能源清洁低碳转型和新型电力系统建设，新增光伏发电装机 1088 万千瓦，陕电入皖特高压工程开工建设。四川2024年，川渝 1000 千伏特高压交流工程建成投运。2025年，阿坝至成都东 1000 千伏特高压交流工程等项目建设。提速实施孟底沟水电站、理塘索绒光伏发电、盐源抽水蓄能电站等电源电网项目。支持工业园区等率先发展绿色微电网，高效运行并持续迭代升级全省统一的算力调度服务平台。甘肃2025年，积极推广源网荷储一体化、微电网、绿电园区等模式。