一、智能电网概述
1.1 智能电网的定义
智能电网是将先进的传感测量技术、通信技术、信息技术、计算机技术和控制技术与物理电网高度集成而形成的新型现代化电网。智能电网通过对发电、输电、配电、用电等环节的实时监测和智能控制,实现电力系统的安全可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动。物联网技术作为智能电网的感知层和通信层,通过部署在电力系统各环节的智能传感器、智能终端、通信设备,实现电网状态的全面感知和数据的实时传输。
智能电网涵盖发电侧、输配电侧、用电侧以及电力市场等多个领域,包括智能变电站、配电自动化、用电信息采集、电动汽车充电设施、分布式能源接入、需求侧响应等多个子系统。与传统电网相比,智能电网具有自愈、互动、优化、兼容、集成等特征,能够更好地适应新能源大规模接入、电力市场化改革、能源互联网建设等新形势要求。
二、传统电网面临的核心痛点
2.1 电网运行监测困难
传统电网的监测手段有限,难以实时全面掌握电网运行状态。输电线路分布广、环境复杂,人工巡检工作量大、效率低、安全风险高。恶劣天气、地质灾害、外力破坏等因素威胁线路安全,但难以及时发现和处置。配电网点多面广,大量中低压设备缺乏在线监测手段,故障定位困难、抢修效率低。用电侧信息采集滞后,无法实时掌握用户用电情况和电能质量。
设备状态监测不足导致故障预防能力弱。变压器、断路器、电缆等关键设备的运行状态缺乏实时监测,设备隐患难以提前发现。维护保养主要依靠定期检修,存在"过度维护"和"维护不足"并存的问题。突发故障造成停电事故,影响供电可靠性和用户满意度。电网数字化水平低,难以支撑电网的精益化管理和科学决策。
2.2 新能源并网挑战
在"双碳"目标驱动下,风电、光伏等新能源快速发展,装机规模持续增长。但新能源发电具有间歇性、波动性、随机性特点,给电网运行带来巨大挑战。新能源出力受天气影响大,难以精准预测。大规模新能源接入改变了电网潮流分布,增加了调度难度。新能源发电设备多为电力电子设备,缺乏传统发电机的惯量和调频能力,影响电网稳定性。
分布式新能源如屋顶光伏大量接入配电网,传统配电网由单向供电变为双向潮流,配电网控制和保护面临新问题。分布式电源的并网、运行、检修需要协调管理,但传统配电网缺乏相应的监测和控制手段。储能技术虽然可以平抑新能源波动,但成本高、商业模式不清晰,推广应用有限。新能源消纳问题突出,部分地区"弃风弃光"现象严重,造成清洁能源浪费。
2.3 电力市场化改革要求
我国电力体制改革不断深化,售电侧放开、现货市场建设、增量配电网试点等改革措施陆续推出。电力市场化要求电网从单纯的物理输送转向包括市场交易在内的综合服务。市场主体多元化,包括发电企业、售电公司、电力用户、储能运营商等,各主体间需要信息共享和交易结算。
需求侧响应是电力市场的重要组成部分。通过价格信号引导用户调整用电行为,在电力供应紧张时主动减少负荷,在低谷时段增加用电,实现削峰填谷。但传统电网缺乏与用户的双向互动能力,用户响应手段有限。分布式能源、电动汽车、储能等资源需要聚合参与市场,但缺乏有效的聚合和管理平台。电力市场化改革需要智能电网提供技术支撑。
2.4 用电服务水平待提升
用户对电力服务的要求越来越高,不仅要求供电可靠,还要求服务便捷、透明、个性化。但传统电网在用电服务方面存在不足。停电信息通知不及时,用户往往在停电后才知情,影响生产生活安排。故障报修流程繁琐,响应慢,用户体验差。电费查询、业务办理需要到营业厅,不够便捷。
电能质量问题影响用户设备安全和生产质量。电压波动、谐波污染、三相不平衡等问题在工业用户中较为突出,但缺乏有效的监测和治理手段。用电安全隐患如窃电、违章用电等难以及时发现。居民用户对电费构成、用电习惯等缺乏了解,节能意识和能力不足。提升用电服务水平,增强用户获得感,是电网企业的重要任务。
2.5 电网运维效率低成本高
传统电网运维主要依靠人工,效率低、成本高、安全风险大。巡检工作劳动强度大,高空作业、野外作业存在安全隐患。缺陷处理不及时,小问题演变为大故障。设备检修停电时间长,影响供电可靠性。运维数据分散,缺乏系统分析,难以支撑资产全生命周期管理和精益化运维。
应急抢修能力有待提升。自然灾害、外力破坏等导致的大面积停电,抢修难度大、恢复时间长。应急资源调配缺乏统筹,效率不高。用户报修信息难以快速传递到抢修人员。抢修过程缺乏实时监控和协调指挥。提升电网运维的智能化、自动化水平,降低运维成本,提高供电可靠性,是电网发展的迫切需求。
三、物联网技术在智能电网中的核心应用
3.1 输电线路在线监测
输电线路是电力输送的通道,运行环境复杂,安全运行至关重要。物联网技术实现输电线路的在线监测和智能运维。输电线路监测系统包括视频监控、微气象监测、导线温度监测、杆塔倾斜监测、覆冰监测等多种传感器。这些传感器通过无线通信网络将数据传输到监控中心,实现对线路运行状态的实时掌握。
无人机巡检是输电线路运维的重要手段。无人机搭载高清摄像头、红外热像仪、激光雷达等设备,沿输电线路自主飞行巡检,采集线路、杆塔、设备的图像和数据。AI图像识别技术自动识别缺陷如导线断股、绝缘子破损、异物悬挂、树障等,生成缺陷报告。相比人工巡检,无人机巡检效率提高10倍以上,发现隐患的能力更强。
在线监测数据支持状态检修和故障预警。系统分析历史数据和实时数据,评估设备健康状态,预测设备剩余寿命,优化检修计划,从"定期检修"转向"状态检修"。异常情况如导线温度过高、杆塔倾斜、微气象恶劣等,系统立即预警,调度人员及时处置,避免故障扩大。输电线路物联网大幅提升了线路运维水平和供电可靠性。
3.2 智能变电站
变电站是电网的枢纽节点,智能化改造是智能电网建设的重点。智能变电站采用先进的传感器、智能组件、网络通信等技术,实现设备状态的全面感知、信息的数字化传输、功能的智能化控制。一次设备安装智能组件,如智能断路器、智能变压器,具备状态监测、故障诊断、自主控制等功能。二次系统采用数字化、网络化架构,信息共享、协同控制。
变电站设备状态监测系统实时监测变压器、断路器、隔离开关、电流互感器等关键设备的运行参数和状态量。变压器油温、铁芯温度、局部放电、油中溶解气体等参数反映设备健康状况。断路器操作次数、动作时间、触头磨损等参数评估设备寿命。系统建立设备健康档案,支持状态检修和资产管理。
变电站巡检机器人实现无人值守。巡检机器人沿固定路线自主巡视,采集设备表计、指示灯、开关位置等信息,识别设备异常。红外热像功能检测设备发热,发现接触不良、过载等问题。机器人将巡检数据上传监控中心,异常情况立即报警。巡检机器人替代人工例行巡检,降低运维成本,提高巡检质量和频次,支撑变电站无人值守运行模式。
3.3 配电自动化系统
配电网直接面向用户,是电网的"最后一公里"。配电自动化通过在配电线路和设备上安装智能终端,实现配电网的实时监测、故障快速定位隔离、供电快速恢复。配电终端(DTU/FTU)安装在配电线路的分段开关、环网柜、柱上开关等位置,监测电压、电流、开关状态等信息,接收调度中心的控制指令,执行开关分合操作。
故障定位隔离和供电恢复(FLISR)是配电自动化的核心功能。配电线路发生故障时,配电终端检测到故障电流,上报故障信息。配电自动化系统根据故障信息判断故障区段,自动控制开关动作,隔离故障区段,恢复非故障区段供电。整个过程在分钟级完成,大幅缩短故障停电时间,提升供电可靠性。传统人工处理模式需要数小时,差距明显。
配电网拓扑分析和负荷转供优化提升配电网灵活性。系统实时掌握配电网拓扑结构和负荷分布,制定最优负荷转供方案。设备检修需要停电时,系统计算负荷转供路径,通过遥控操作开关,将停电区域负荷转供到其他线路,最小化停电范围和时间。配电自动化让配电网从"被动应对"转向"主动管理",运行效率和可靠性大幅提升。
3.4 用电信息采集系统
用电信息采集系统实现用电数据的自动采集、传输、处理。智能电表安装在每个用电户,具备计量、通信、控制等功能,实时采集用电量、电压、电流、功率因数等数据。数据通过电力载波、无线公网等通信方式上传到采集主站。系统覆盖千家万户,是世界上最大的物联网应用之一。
用电信息采集支持多种电网管理和服务应用。远程抄表替代人工上门抄表,降低抄表成本,提高准确性。分时电价、阶梯电价等复杂计费模式得以实施。用电异常监测识别窃电、违约用电、电能质量问题等。负荷监测和预测为电网调度和规划提供数据支撑。停电事件主动上报,快速定位故障影响范围。
用电信息采集促进用电服务升级。用户通过手机APP或网上营业厅查询用电量、电费账单,了解用电构成和趋势,培养节能意识。停电信息及时推送,用户提前安排。业务办理线上化,用户足不出户完成报装增容、更名过户等业务。智能电表支持远程分合闸,欠费停电、复电无需上门,业扩报装现场勘查后即时通电,大幅提升用电服务便捷性和用户满意度。
3.5 新能源并网与调度
新能源并网监测系统实时采集风电场、光伏电站的发电功率、电压、频率、天气等数据,上传到电网调度中心。系统监测新能源设备运行状态,异常情况及时预警。新能源功率预测系统基于天气预报、历史数据、实时数据,采用AI算法预测未来几小时到几天的新能源出力,预测准确率不断提升,为电网调度提供依据。
储能系统是解决新能源波动的重要手段。储能监控系统监测电池的电压、电流、温度、荷电状态(SOC)等参数,优化充放电策略。储能参与调峰调频,在新能源出力高峰时充电存储,在用电高峰或新能源出力不足时放电,平抑新能源波动,提高新能源消纳能力。虚拟电厂聚合分布式新能源、储能、可调负荷等资源,作为整体参与电网调度和电力市场,提升资源利用效率。
电动汽车充电基础设施是电网的新型负荷,也是潜在的储能资源。充电桩物联网系统实现充电桩的远程监控、故障诊断、运营管理。有序充电引导电动汽车在低谷时段充电,减少对电网的冲击,降低用户充电成本。V2G(车网互动)技术让电动汽车在电网需要时向电网放电,电动汽车成为移动储能,增强电网调节能力。电动汽车与电网的友好互动是能源转型的重要方向。
四、物联网技术在智能电网中的关键技术特点
4.1 电力专用通信网络
电力系统对通信的可靠性、实时性、安全性要求极高。电力专用通信网络包括光纤通信、电力线载波、无线专网等多种方式。光纤通信是骨干网,带宽高、可靠性好,连接变电站、调度中心等重要节点。电力线载波利用电力线传输数据,无需额外布线,成本低,广泛应用于用电信息采集。
230MHz电力无线专网是近年发展的重要通信手段。230MHz频段是工信部分配给电力行业的专用频段,具有频率资源专用、覆盖范围广、穿透能力强、组网灵活等优势。电力无线专网支持配电自动化、用电信息采集、应急通信等业务,特别适合偏远地区和光纤难以覆盖的场景。5G切片技术为电力提供专用虚拟网络,满足不同业务的差异化需求。
4.2 边缘计算与雾计算
电力物联网产生海量数据,全部上传到主站处理会造成网络拥塞和时延过大。边缘计算将部分数据处理下沉到边缘节点如变电站、配电房、智能电表等,在本地完成数据的初步处理和分析。配电自动化的故障判断、智能电表的异常检测在边缘完成,减少数据传输量,提高响应速度。
雾计算介于云计算和边缘计算之间,在配电网的区域控制中心、台区等中间层级进行数据汇聚和分析。雾节点具备比边缘节点更强的计算能力,承担区域优化、负荷预测、电能质量分析等任务。云边雾协同架构充分发挥不同层级的优势,实现电网的高效、实时、智能运行。
4.3 电网大数据与AI应用
电力系统积累了海量数据,包括生产数据、营销数据、管理数据等。电网大数据分析挖掘数据价值,支撑电网规划、运行、营销、服务等业务。负荷预测模型预测未来负荷需求,指导电网规划和调度。设备故障预测模型分析设备监测数据,预测设备故障,支持状态检修。窃电识别模型分析用电行为特征,识别窃电用户。
人工智能技术在智能电网中应用广泛。图像识别技术应用于巡检图像分析、设备缺陷识别。自然语言处理技术应用于智能客服、工单处理。知识图谱技术整合电网多源异构数据,支持智能问答和辅助决策。强化学习技术应用于电网优化控制、需求响应等动态决策问题。AI技术让电网从"经验驱动"走向"数据驱动、智能决策"。
4.4 信息安全与防护
电力系统是国家关键基础设施,网络安全至关重要。电力物联网海量设备接入,攻击面扩大,安全风险增加。应建立纵深防御体系,包括物理安全、网络安全、主机安全、应用安全、数据安全等多个层面。电力专用通信网络与互联网物理隔离,边界安全防护。
终端设备安全是薄弱环节。智能电表、配电终端等分布广泛,物理防护困难,容易被攻击或伪造。应采用安全芯片、可信计算、加密通信等技术提升终端安全。定期安全检测和固件升级修复漏洞。建立安全监测和应急响应机制,及时发现和处置安全事件。电力物联网安全是系统工程,需要技术、管理、标准、法规等多方面保障。
4.5 标准体系与互联互通
智能电网涉及众多设备厂商和系统集成商,标准化是实现互联互通的基础。国家电网公司、南方电网公司等制定了智能电网相关标准,涵盖通信协议、数据模型、接口规范、安全要求等。IEC 61850是变电站自动化国际标准,定义了变电站内设备间的通信协议和信息模型,得到广泛应用。
电力物联网标准体系正在建设中。国家电网公司提出"泛在电力物联网"概念,制定了相关技术标准。南方电网公司推进数字电网建设,发布相关规范。标准的统一促进了设备的互联互通、数据的共享融合、应用的快速开发。但电力行业标准与通信行业标准、互联网标准还需要进一步协调,推动电力与信息通信的深度融合。
五、智能电网建设的实施路径
5.1 顶层设计与统筹规划
智能电网建设是复杂的系统工程,需要科学的顶层设计。明确智能电网建设的目标、任务、路线图。结合电网发展实际,确定建设重点和优先级。输电网重点建设智能变电站、输电线路在线监测;配电网重点建设配电自动化、分布式能源接入;用电侧重点建设用电信息采集、需求侧响应。
智能电网建设应与电网改造升级同步。新建工程应按智能电网标准设计和建设,老旧设备改造时同步实施智能化升级。避免"先建后改"造成投资浪费。建设模式可以自建、购买服务、第三方投资等多种方式。引入社会资本参与智能电网建设,拓宽融资渠道。建立智能电网建设评估体系,定期评估建设进展和实际效果,持续优化方案。
5.2 技术创新与试点示范
智能电网技术不断演进,需要持续创新。鼓励电网企业、设备厂商、科研院所、高校等开展技术研发。重点攻关电力物联网、人工智能、区块链、5G等新技术在电网中的应用。建设智能电网实验室和试验平台,开展技术验证和测试。知识产权保护激励创新,标准引领产业发展。
开展智能电网示范工程,验证技术可行性和经济性。选择有代表性的区域或场景,如城市核心区、工业园区、海岛、农村等,建设智能电网综合示范区,集成应用多种智能电网技术,形成可复制推广的经验和模式。国际合作引进先进技术和管理经验,提升我国智能电网国际竞争力。
5.3 数据共享与业务协同
打破数据孤岛,实现电网内部和电网外部的数据共享。电网内部,生产、营销、调度、财务等数据整合到统一平台,支撑跨部门业务协同。电网外部,与政府、气象、交通、能源等部门数据共享,支持智慧城市、能源互联网建设。数据开放在保障安全前提下向社会提供,激发创新应用。
业务协同提升电网整体效率。发输配用各环节协同优化,电源与电网协调发展,电力与天然气、热力等多种能源互补互济。电力市场、电网调度、用户服务深度融合,实现市场化环境下的电网高效运行。跨区域电网互联互通,资源优化配置。数据共享和业务协同是智能电网发挥整体效益的关键。
5.4 人才培养与能力建设
智能电网需要既懂电力又懂信息通信的复合型人才。电网企业应加强员工培训,提升数字化技能。高校优化电气工程专业课程设置,增加物联网、大数据、人工智能等内容。校企合作建设实训基地,培养应用型人才。引进高层次人才,建设创新团队。
建立智能电网运维体系。传统运维模式难以适应智能电网要求,需要建立新型运维组织和流程。集中监控中心实现设备的远程监控和集中调度。专业运维队伍负责设备巡检、故障抢修。智能运维平台整合运维数据,支持运维分析和决策。运维能力建设是智能电网可持续运行的保障。
5.5 安全防护与风险管控
智能电网安全包括信息安全和物理安全。信息安全方面,建立安全管理体系,包括安全策略、组织架构、管理制度、技术标准等。部署安全防护设备,如防火墙、入侵检测、病毒防护等。开展安全检测和风险评估,及时发现和消除安全隐患。安全应急预案和演练提升应对能力。
物理安全方面,变电站、机房等重要设施应有严格的物理防护,如围墙、门禁、视频监控等。关键设备冗余配置,提高系统可靠性。应急电源保障断电情况下的系统运行。自然灾害防护如防洪、防震、防雷等。全方位的安全防护和风险管控确保智能电网安全可靠运行。
六、智能电网发展趋势与展望
6.1 能源互联网
能源互联网是互联网理念和技术在能源领域的应用,以电力系统为核心,实现多种能源的互联互通、优化配置、智能管理。能源互联网具有开放、互联、对等、分享等特征。分布式能源、微电网、能源路由器等技术让能源生产和消费更加灵活。区块链技术应用于能源交易,实现点对点交易,降低交易成本。能源互联网是能源革命的重要方向,智能电网是其核心支撑。
6.2 数字孪生电网
数字孪生技术在虚拟空间构建物理电网的数字镜像。通过整合电网设备模型、拓扑模型、运行数据、地理信息等,在虚拟空间全息映射物理电网。物联网数据驱动数字孪生,实时同步物理世界状态。数字孪生电网支持规划仿真、运行优化、故障演练、人员培训等应用。未来,数字孪生与AI、VR/AR等技术融合,实现更智能的电网管理和更沉浸的运维体验。
6.3 柔性直流输电
柔性直流输电(VSC-HVDC)是电网技术的重大创新。相比传统交流输电和常规直流输电,柔性直流具有功率调节灵活、无需无功补偿、适合多端组网等优势。柔性直流特别适合新能源并网、海上风电送出、城市配电网增容等场景。物联网技术实现柔性直流设备的智能监测和控制,提升系统可靠性。柔性直流与智能电网深度融合,构建更加灵活高效的电网。
6.4 氢能与储能
氢能是清洁能源的重要形式。电解水制氢利用可再生能源发电,氢能储存运输,燃料电池发电,实现能源的灵活转换。氢能与电力系统耦合,参与电网调峰调频,提高新能源消纳。新型储能技术如液流电池、固态电池、飞轮储能等不断发展,成本下降、性能提升。储能在电网中的应用场景拓展,从调峰调频到黑启动、备用电源等。智能电网与氢能、储能协同发展,构建多能互补的能源系统。
6.5 全球能源互联
全球能源互联网是跨国跨洲的能源配置平台,通过特高压输电网络连接各大洲,实现全球能源资源优化配置。时区差异、季节差异、资源差异为全球能源互联提供了天然优势。北极风能、赤道太阳能等丰富的可再生能源通过全球能源互联网输送到负荷中心。物联网技术支撑全球能源互联网的监测、调度、交易。全球能源互联是应对气候变化、实现可持续发展的宏伟愿景。
七、总结
智能电网是电力工业现代化的必然趋势,是能源转型、电力市场化改革、保障能源安全的重要支撑。物联网技术作为智能电网的基础,通过全面感知、高速通信、智能分析,实现电网的数字化、网络化、智能化。
从输电监测到智能变电站,从配电自动化到用电信息采集,从新能源并网到需求侧响应,物联网技术在智能电网各环节发挥关键作用。电力通信网络、边缘计算、大数据AI、信息安全、标准互联等技术特点,使智能电网更加安全、可靠、高效、绿色。
智能电网建设需要顶层设计、技术创新、数据共享、人才培养、安全防护。面向未来,能源互联网、数字孪生、柔性直流、氢能储能、全球能源互联等趋势将推动智能电网向更高层次发展。达希物联将持续深耕电力物联网领域,以先进技术和优质产品,助力智能电网建设,为能源革命和电力现代化贡献力量。