淺談中國智能電網的發展現狀
中國與歐美國家在智能電網建設方面起點相同，國內很多行業中的**企業和科研機構都很關注智能電網的發展。國家電網公司提出了建設以信息化、數字化、自動化、互動化為特征的，自主**、國際**的堅強智能電網的發展目標。南方電網公司近期也在積極研究智能電網發展問題。2009年2月，華北電網公司智能化電網建設成果——華北電網穩態、動態、暫態三位一體**防御及全過程發電控制系統在京通過專家組的驗收。 1、我國發展側重：輸變電、配電至用戶側 與美國相比，我國的電力環境有很大的不同，我國能源與用電負荷分布的情況以及網售合并的壟斷性電力市場決定了我國應側重長距離輸變電的發展，即在時點和力度上都優先發展輸電網絡，用戶側智能化短期內只需采集用戶用電信息。 2、能源分布集中使得我國分布式發電較少 我國的電力資源分布相對集中，從煤炭資源的分布區域看，華北地區*多，占國內保有儲量的49.25%，其次為西北地區，占國內的30.39%;水電主要集中在南部，中、西南兩地占有我國水電資源的近80%;我國可開發的風電資源主要集中在東北，西北兩地;能源的集中使得我國必然進行集中式的大規模發電，全力發展大火電，大水電，大風電。 3、用電負荷相對集中于東南沿海地區。 僅長三角、珠三角、環渤海三地區用電量占國內總用電量的43%。用電負荷與西北，西南清潔能源集中地區距離較長的特點使得我國應重點發展長距離、高容量、低損耗的輸電骨干網絡。 4、網售合并的壟斷性電力市場降低了對用戶側智能的要求。 我國的電力市場還未完全開放，發電企業的上網電價由發改委制定，國家電網與南方電網兩公司壟斷電力輸配售3 個環節，電力市場各環節均處于高度壟斷。因此，短時間內無法實現電價自由定價，用戶不必選擇供電商。用戶側智能的要求低于歐美國家，短期內應以電網公司對用電信息的采集監控為主，用戶則較少自主參與電力市場。 5、環境差異決定我國應重點發展長距離輸電 5.1 大規模投資確保我國 2020 年建成智能電網 國家電網公司定位建設目標——堅強智能電網。國家電網公司表示將**建設以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強電網為基礎，以信息化、數字化、自動化、互動化為特征的自主**、國際**的堅強智能電網。可以看出國網將特高壓與電網的堅強性放在一個較高的位置，優先發展輸變電成為必然趨勢。 5.2 國網重磅投資，2020 年我國將建成堅強智能電網。 智能電網的發展速度由投資力度決定，到2020 年智能電網總投資規模將以萬億計算。按照規劃，2009-2010 年為試點階段。到2015 年，在關鍵技術和設備上實現重大突破和廣泛應用;到2020年，**建成堅強智能電網。2011 年到2020 年將是智能電網發展的黃金時期。 5.3 國內各地響應參與建設智能電網。 比如，福建省計劃投入120 億元建設福建海西智能電網，在《海西電網中長期發展規劃》中，福建提出構筑以一千千伏高壓電網為支撐、五百千伏超高壓電網為主干的海西堅強智能電網;上海已成立上海市電力公司——中國電力科學研究院智能電網聯合研發中心開展上海世博園智能電網示范工程。 5.4 智能電網建設創造萬億元需求 從上文分析我國的智能電網發展側重將是從輸變電、配電至用戶側，結合國網公司現有的規劃來看，未來2-3 年內，即2012 年前，特高壓、數字化變電站將是建設高峰期;2012-2015 年智能調度將逐漸引入;2009-2013 年用電信息采集和智能電表的需求將有較快增長。 目前，國網與南網公司對于特高壓交流與直流的規劃已經清晰，并在國內多個地區進行了數字化變電站的試點工作。關于用戶側，短期內，國網規劃建設用電信息采集系統，注重對用戶側的管理而無用戶互動參與電力市場，我們認為這是符合我國國情的智能用戶側. 6、未來 6.1 特高壓——7000 億元解決長距離輸電問題 特高壓是我國堅強智能電網的關鍵組成部分。如上文對于我國資源分布和用電負荷分布的分析，長距離低損耗送電是我國電網必須解決的問題，特高壓作為骨干電網正解決了這個問題。 “特高壓電網”，指交流1000 千伏、直流正負800 千伏及以上電壓等級的輸電網絡。目前中國的長距離輸電和世界其他國家一樣，主要用500 千伏的交流電網，國外并沒有1000 千伏交流線路在長距離運行。特高壓電網能夠適應東西2000 至3000 公里，南北800 至2000 公里遠距離大容量電力輸送需求，有利于大煤電基地、大水電基地、大風電基地和大型核電站群的開發和電力外送。 特高壓電網性能優勢顯著 1：顯著的輸電能力提升。1 回1000 千伏特高壓交流輸電線路的自然輸送功率接近500萬kW，約為500 千伏線路的4 至5 倍；正負800 千伏直流特高壓輸電能力可達640 萬-750 萬kW，是正負500 千伏線路的兩倍多;在輸送相同功率的情況下，特高壓交流線路可將*遠送電距離延長3 倍。 2：大幅的輸電損耗下降。特高壓交流線路在輸送相同功率的情況下，可將*遠送電距離延長3 倍，而損耗只有500 千伏線路的25%至40%。輸送同樣的功率，采用1000 千伏線路輸電與采用500 千伏的線路相比，可節省60%的土地資源。采用特高壓為輸電主干線路，將使得我國每年減少輸電損耗1100 億千瓦時，相當于節約用煤4000 萬噸，減少CO2 排放1.1 億噸。 2012 年之前將是特高壓黃金建設期。按照國網規劃，2020 前特高壓總投資將達6330 億元，2011 年2012 年步入**建設智能電網階段，每年投資將超過1000億元，到2012 年特高壓投資將超過3000 億元，達到總投資的一半，再加上南網，預計到2020 年兩網的總投資規模將超過7000 億元。 6.2 數字化變電站——6 年內**實現，成就智能化基礎 數字化變電站是建設統一堅強智能電網的基礎。一次設備智能化、二次設備信息化是數字化變電站的本質。通過在變電站的站控層、間隔層以及過程層采用**的標準IEC61850 通信協議，避免了設備重復投入，電磁兼容性能優越。數字化變電站有力的改變了傳統變電站的建設投運模式，為智能電網應用提供統一的信息和技術支撐服務，是電網智能化所需大量數據的基本提供單元。 數字化變電站達到**的數字化與標準化。傳統變電站采集一次設備模擬量，采用電纜進行數據傳輸，來達到監控和操作一次設備的目的，此外，其在站控層雖已實現數字化，但協議復雜多變，各廠家設備無法兼容。數字化變電站則是對一次設備的數據進行就地數字化，即過程層數字化，且在變電站內采用了標準通信協議IEC61850 進行數據傳輸。 數字化變電站的建設帶動一次設備智能化變革。新建變電站將使用智能化一次設備，電子式互感器將替代電磁式互感器，智能開關將替代傳統開關。這將對互感器與開關行業進行**。率先具備電子式互感器與智能開關生產能力的企業將占領相關一次設備市場。 數字化變電站的進一步擴展應用是智能變電站。國電南瑞提出在數字化變電站技術基礎上，通過對軟件應用層面的設計改造，可以使得設備和系統具有自描述、自適應、自診斷、自愈、智能告警等功能，進一步為智能電網的基礎建設做好準備。智能化應用是數字化變電站的*終目標。 6.3智能調度——電網運行總指揮、預計年需求5 億元 我國采用分區、分級調度制度。電力系統調度用以控制整個電力系統的運行方式，目前我國已建立了較完備的五級調度體系，國調、網調、省調、地調和縣調，其中真正起作用的核心調度是網調、省調與地調。目前每年調度自動化市場的需求大約在4.5 億元，我們預計2013 年期智能調度將替代傳統調度自動化，其市場需求可達每年5 億元。 智能調度更重視信息的反饋和基于信息的自動化處理。當前電網調度強調自動化和工業計算機控制，是基于電網運行情況與用電情況的自動調整供電方式。智能調度則采用IEC61970 國際標準接口，系統信息的反饋能力和自動化處理能力提升，機組具有較高的“自適應”水平，對現有調度控制中心功能的重大擴展，增強了電網在遇到事故時快速自動排除故障，保障供電的能力。 6.4用戶用電信息采集系統——800 億元初步建成“智能用戶側” 我國智能用戶側以用電信息采集與管理為主。美國智能用戶側除具有用電監控、自動抄表、用電檢查等電網公司享用的功能外，還具有用戶了解實時電價和按照自己需求，實時選擇供電商以及用電質量等服務。而如前文所述，我國智能用戶側發展以用電信息采集與管理為主。 用戶用電信息采集系統是通過對配電變壓器和終端用戶的用電數據的采集和分析，實現用電監控、推行階梯定價、負荷管理、線損分析，*終達到自動抄表、錯峰用電、用電檢查(防竊電)、負荷預測和節約用電成本等目的。建立**的用戶用電信息采集系統需要建設系統主站、傳輸信道、采集設備以及電子式電能表(即智能電表)。 目前國網公司用電信息采集覆蓋率為4.5%。近年來，公司系統逐步建設了負荷管理、集中抄表等用電信息采集系統，在公司經營管理和**生產中發揮了積極作用。截止2008 年9 月底，公司經營區域內共有電力用戶17353.1 萬戶，已實現采集775.4 萬戶，總體采集覆蓋率4.5%。 國網公司將**建設用電信息采集系統，系統和數據采集終端的采購資金約230億元。未來4 到5 年中，國網共需27 套網省級系統軟件，單價約500 萬元，共計約1.35 億元。各類數據采集終端設備共需約2000 萬臺，費用估算如下表，預計未來5 年內采集系統與采集設備需求的年復合增長率可達40%。 未來 4-5 年，國網規劃投資近400 億元采購智能電表，其中載波表約占270 億元。智能電表是指具有遠程自動抄表功能的電能表，可分為配電線載波表與RS-485接口電能表兩大類，目前大多數智能電表都支持雙向計費。根據國網計劃，未來4-5 年將更換各類智能電表約1.2 億臺，耗資近400 億元。