浅谈中国智能电网的发展现状
中国与欧美国家在智能电网建设方面起点相同，国内很多行业中的**企业和科研机构都很关注智能电网的发展。国家电网公司提出了建设以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的，自主**、国际**的坚强智能电网的发展目标。南方电网公司近期也在积极研究智能电网发展问题。2009年2月，华北电网公司智能化电网建设成果——华北电网稳态、动态、暂态三位一体**防御及全过程发电控制系统在京通过专家组的验收。 1、我国发展侧重：输变电、配电至用户侧 与美国相比，我国的电力环境有很大的不同，我国能源与用电负荷分布的情况以及网售合并的垄断性电力市场决定了我国应侧重长距离输变电的发展，即在时点和力度上都优先发展输电网络，用户侧智能化短期内只需采集用户用电信息。 2、能源分布集中使得我国分布式发电较少 我国的电力资源分布相对集中，从煤炭资源的分布区域看，华北地区*多，占国内保有储量的49.25%，其次为西北地区，占国内的30.39%;水电主要集中在南部，中、西南两地占有我国水电资源的近80%;我国可开发的风电资源主要集中在东北，西北两地;能源的集中使得我国必然进行集中式的大规模发电，全力发展大火电，大水电，大风电。 3、用电负荷相对集中于东南沿海地区。 仅长三角、珠三角、环渤海三地区用电量占国内总用电量的43%。用电负荷与西北，西南清洁能源集中地区距离较长的特点使得我国应重点发展长距离、高容量、低损耗的输电骨干网络。 4、网售合并的垄断性电力市场降低了对用户侧智能的要求。 我国的电力市场还未完全开放，发电企业的上网电价由发改委制定，国家电网与南方电网两公司垄断电力输配售3 个环节，电力市场各环节均处于高度垄断。因此，短时间内无法实现电价自由定价，用户不必选择供电商。用户侧智能的要求低于欧美国家，短期内应以电网公司对用电信息的采集监控为主，用户则较少自主参与电力市场。 5、环境差异决定我国应重点发展长距离输电 5.1 大规模投资确保我国 2020 年建成智能电网 国家电网公司定位建设目标——坚强智能电网。国家电网公司表示将**建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主**、国际**的坚强智能电网。可以看出国网将特高压与电网的坚强性放在一个较高的位置，优先发展输变电成为必然趋势。 5.2 国网重磅投资，2020 年我国将建成坚强智能电网。 智能电网的发展速度由投资力度决定，到2020 年智能电网总投资规模将以万亿计算。按照规划，2009-2010 年为试点阶段。到2015 年，在关键技术和设备上实现重大突破和广泛应用;到2020年，**建成坚强智能电网。2011 年到2020 年将是智能电网发展的黄金时期。 5.3 国内各地响应参与建设智能电网。 比如，福建省计划投入120 亿元建设福建海西智能电网，在《海西电网中长期发展规划》中，福建提出构筑以一千千伏高压电网为支撑、五百千伏超高压电网为主干的海西坚强智能电网;上海已成立上海市电力公司——中国电力科学研究院智能电网联合研发中心开展上海世博园智能电网示范工程。 5.4 智能电网建设创造万亿元需求 从上文分析我国的智能电网发展侧重将是从输变电、配电至用户侧，结合国网公司现有的规划来看，未来2-3 年内，即2012 年前，特高压、数字化变电站将是建设高峰期;2012-2015 年智能调度将逐渐引入;2009-2013 年用电信息采集和智能电表的需求将有较快增长。 目前，国网与南网公司对于特高压交流与直流的规划已经清晰，并在国内多个地区进行了数字化变电站的试点工作。关于用户侧，短期内，国网规划建设用电信息采集系统，注重对用户侧的管理而无用户互动参与电力市场，我们认为这是符合我国国情的智能用户侧. 6、未来 6.1 特高压——7000 亿元解决长距离输电问题 特高压是我国坚强智能电网的关键组成部分。如上文对于我国资源分布和用电负荷分布的分析，长距离低损耗送电是我国电网必须解决的问题，特高压作为骨干电网正解决了这个问题。 “特高压电网”，指交流1000 千伏、直流正负800 千伏及以上电压等级的输电网络。目前中国的长距离输电和世界其他国家一样，主要用500 千伏的交流电网，国外并没有1000 千伏交流线路在长距离运行。特高压电网能够适应东西2000 至3000 公里，南北800 至2000 公里远距离大容量电力输送需求，有利于大煤电基地、大水电基地、大风电基地和大型核电站群的开发和电力外送。 特高压电网性能优势显著 1：显著的输电能力提升。1 回1000 千伏特高压交流输电线路的自然输送功率接近500万kW，约为500 千伏线路的4 至5 倍；正负800 千伏直流特高压输电能力可达640 万-750 万kW，是正负500 千伏线路的两倍多;在输送相同功率的情况下，特高压交流线路可将*远送电距离延长3 倍。 2：大幅的输电损耗下降。特高压交流线路在输送相同功率的情况下，可将*远送电距离延长3 倍，而损耗只有500 千伏线路的25%至40%。输送同样的功率，采用1000 千伏线路输电与采用500 千伏的线路相比，可节省60%的土地资源。采用特高压为输电主干线路，将使得我国每年减少输电损耗1100 亿千瓦时，相当于节约用煤4000 万吨，减少CO2 排放1.1 亿吨。 2012 年之前将是特高压黄金建设期。按照国网规划，2020 前特高压总投资将达6330 亿元，2011 年2012 年步入**建设智能电网阶段，每年投资将超过1000亿元，到2012 年特高压投资将超过3000 亿元，达到总投资的一半，再加上南网，预计到2020 年两网的总投资规模将超过7000 亿元。 6.2 数字化变电站——6 年内**实现，成就智能化基础 数字化变电站是建设统一坚强智能电网的基础。一次设备智能化、二次设备信息化是数字化变电站的本质。通过在变电站的站控层、间隔层以及过程层采用**的标准IEC61850 通信协议，避免了设备重复投入，电磁兼容性能优越。数字化变电站有力的改变了传统变电站的建设投运模式，为智能电网应用提供统一的信息和技术支撑服务，是电网智能化所需大量数据的基本提供单元。 数字化变电站达到**的数字化与标准化。传统变电站采集一次设备模拟量，采用电缆进行数据传输，来达到监控和操作一次设备的目的，此外，其在站控层虽已实现数字化，但协议复杂多变，各厂家设备无法兼容。数字化变电站则是对一次设备的数据进行就地数字化，即过程层数字化，且在变电站内采用了标准通信协议IEC61850 进行数据传输。 数字化变电站的建设带动一次设备智能化变革。新建变电站将使用智能化一次设备，电子式互感器将替代电磁式互感器，智能开关将替代传统开关。这将对互感器与开关行业进行**。率先具备电子式互感器与智能开关生产能力的企业将占领相关一次设备市场。 数字化变电站的进一步扩展应用是智能变电站。国电南瑞提出在数字化变电站技术基础上，通过对软件应用层面的设计改造，可以使得设备和系统具有自描述、自适应、自诊断、自愈、智能告警等功能，进一步为智能电网的基础建设做好准备。智能化应用是数字化变电站的*终目标。 6.3智能调度——电网运行总指挥、预计年需求5 亿元 我国采用分区、分级调度制度。电力系统调度用以控制整个电力系统的运行方式，目前我国已建立了较完备的五级调度体系，国调、网调、省调、地调和县调，其中真正起作用的核心调度是网调、省调与地调。目前每年调度自动化市场的需求大约在4.5 亿元，我们预计2013 年期智能调度将替代传统调度自动化，其市场需求可达每年5 亿元。 智能调度更重视信息的反馈和基于信息的自动化处理。当前电网调度强调自动化和工业计算机控制，是基于电网运行情况与用电情况的自动调整供电方式。智能调度则采用IEC61970 国际标准接口，系统信息的反馈能力和自动化处理能力提升，机组具有较高的“自适应”水平，对现有调度控制中心功能的重大扩展，增强了电网在遇到事故时快速自动排除故障，保障供电的能力。 6.4用户用电信息采集系统——800 亿元初步建成“智能用户侧” 我国智能用户侧以用电信息采集与管理为主。美国智能用户侧除具有用电监控、自动抄表、用电检查等电网公司享用的功能外，还具有用户了解实时电价和按照自己需求，实时选择供电商以及用电质量等服务。而如前文所述，我国智能用户侧发展以用电信息采集与管理为主。 用户用电信息采集系统是通过对配电变压器和终端用户的用电数据的采集和分析，实现用电监控、推行阶梯定价、负荷管理、线损分析，*终达到自动抄表、错峰用电、用电检查(防窃电)、负荷预测和节约用电成本等目的。建立**的用户用电信息采集系统需要建设系统主站、传输信道、采集设备以及电子式电能表(即智能电表)。 目前国网公司用电信息采集覆盖率为4.5%。近年来，公司系统逐步建设了负荷管理、集中抄表等用电信息采集系统，在公司经营管理和**生产中发挥了积极作用。截止2008 年9 月底，公司经营区域内共有电力用户17353.1 万户，已实现采集775.4 万户，总体采集覆盖率4.5%。 国网公司将**建设用电信息采集系统，系统和数据采集终端的采购资金约230亿元。未来4 到5 年中，国网共需27 套网省级系统软件，单价约500 万元，共计约1.35 亿元。各类数据采集终端设备共需约2000 万台，费用估算如下表，预计未来5 年内采集系统与采集设备需求的年复合增长率可达40%。 未来 4-5 年，国网规划投资近400 亿元采购智能电表，其中载波表约占270 亿元。智能电表是指具有远程自动抄表功能的电能表，可分为配电线载波表与RS-485接口电能表两大类，目前大多数智能电表都支持双向计费。根据国网计划，未来4-5 年将更换各类智能电表约1.2 亿台，耗资近400 亿元。