2018年中国电网设备制造行业发展现状及发展趋势分析【图】 2018年03月28日 13:37
（一）行业发展背景 电网设备制造业依托于电网的建设与发展状况。当前，智能电网已成为世界范围内的发展趋势，而智能电网必须具备高可靠性及高自动化率，为达到此目标，一方面电网设备需实现智能化，另一方面配电自动化需达到更高的水平。在此背景之下，输变电监测行业、智能巡检机器人行业和和配电及自动化控制行业迎来发展契机。
1、我国电力系统的构成 电力系统由发电厂、输电环节、变电环节、配电环节及电力用户组成，其构成如下图所示： 数据来源：公开资料整理 由上图所示，发电厂生产出电能，经变电、输电及配电等环节配送到用户，从而完成电能从生产到消费的整个过程。发电环节与用户环节之间的网络及设备即为电网。
2、我国电网的发展概况 （1）电网发展历程 就规模而言，我国电网发展经历了局部电网、跨省互联电网及跨区域互联电网 3 个阶段，具体如下所述：
①局部电网的形成 该阶段大致截止于 20 世纪 60 年代末 70 年代初。 1970 年以前，我国电网容量普遍偏小，除东北、华东和京津唐地区外，大部分电网的最高运行电压仅为110kV。由于电网系统规模偏小，事故抵御能力低下，电力系统可靠性及电能质量均处于较低水平。为解决以上问题，以大、中城市为中心的配电网逐步通过220kV 线路相互连接，以 220kV 线路为主网架、以省域为主要覆盖范围的局部电网开始形成。随着国民经济的不断发展，用户对电力的需求越来越大，对供电可靠性的要求也越来越高，这从客观上推动了后续联网规模持续扩大。
②跨省互联的发展阶段 该阶段为 70 年代初至 80 年代末，在该阶段，很多地区逐步由孤立的 110kV、220kV 电网互联形成 220 或 330kV 的省级乃至跨省电网。至 1989 年，我国已形成包含东北电网、华北电网、华东电网、华中电网、西北电网、川渝电网、南方互联电网（含香港电网和澳门电网）在内的 7 个跨省电网。从该阶段成果来看，无论是电网规模方面，还是网络结构、电压等级方面都已取得巨大成就，为后续跨大区联网奠定了基础。
③跨区域互联的发展阶段 该阶段为 80 年代末至今。在前阶段跨省互联的基础上，跨大区联网开始逐步实现。 1989 年 9 月，华中、华东电网间的±500kV 超高压直流输电工程正式投入运行，标志着我国从省际联网向跨大区联网迈进。至 2016 年，我国在运、在建特高压输电工程共计 17 项， 总线路长度已超过 2.8 万公里。电网互联规模的扩充，直接带动了电网投资的增长。
在经过前述三阶段的发展，我国电网建设虽然已经取得巨大的成就，但是仍存在电网智能化水平低，配电网络的城乡差异大、自动化覆盖率低的问题，电网的现状离智能电网高可靠性、高自动化率的目标仍有较大距离。
（2）智能电网简述 智能电网，是一个高度智能化、自动化的电力网络，通过各类传感器对电网内关键设备的运行状况进行实时监控，经网络系统收集、整合所得数据并进行分析和判断，最终实现对整个电力系统的优化管理。 随着智能电网现实意义的不断凸显， 我国对智能电网逐步由概念探讨阶段演进到现实推进阶段。
①我国智能电网的政策演进 2009 年 5 月，国家电网公司首先在“2009 特高压输电技术国际会议”上首次提出“坚强智能电网”概念。所谓坚强智能电网，是指以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强网架为基础、通信信息平台为支撑，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节并覆盖所有电压等级，具有信息化、自动化、互动化特征，可实现“电力流、信息流、业务流”高度一体化融合，具有坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放和友好互动内涵的现代电网。2010 年 3 月，“加强智能电网建设”被写入当年的《政府工作报告》，上升为国家战略。国家电网公司、南方电网公司先后制定出发展规划：
时间 单位 事件 内容 2010.5 国家电网公司 首次向社会公布我国智能电网发展计划
将分三阶段逐步推进坚强智能电网建设，到
2020年全面建成坚强智能电网
2013.9 南方电网公司 发布《南方电网发展规划(2013—2020年)》 到2020年，城市配电网自动化覆盖率达到80%，应用微电网技术解决海岛可靠供电问题，基本实现电网信息标准化、一体化、实时化和互动化
2014.7 国家电网公司 发布《2015-2020年电网智能化滚动规划指南》 到2020年，全面推广应用输变电状态监测、直升机巡检、无人机巡检和机器人巡检等先进技术，实现输变电设备的智能巡检、电网运行状态的实时评估和辅助决策，全面建成具有信息化、自动化和互动化特征的智能电网
2017.8 南方电网公司 《南方电网“十三五”智能电网发展规划研究报告》 智能电网架构体系涵盖“5个环节+4个支撑体”等九大领域。 5个环节分别为：清洁友好的发电、安全高效的输变电、灵活可靠的配电、多样互动的用电、智慧能源与能源互联网。 4个支撑体系分别为：全面贯通的通信网络、高效互动的调度及控制体系、集成共享的信息平台、全面覆盖的技术保障体系等
数据来源：公开资料整理 ②我国电网智能化改造的目标 电网智能化改造是一个系统工程，就输电、变电和配电环节而言，其智能化建设目标如下图所示：
数据来源：公开资料整理 在输电环节，需实现全网雷电活动联网探测和高精度定位、全部特高压线路和大跨越杆塔状态在线监测、主要灾害多发区和微气象区监测等功能。在变电环节， 变压器、电抗器、断路器、 GIS、电力电缆、高压套管等设备故障率相对较高、故障影响较大，需对其进行及时可靠的工况检测、监测，并对工况信息进行及时传输汇总。在配电环节，通过采用先进的自动化、通信和信息技术，分阶段、分层次地规划和实施，逐步提高配电网络（主要包括配电主站、配电终端、配电子站和通信通道等部分）的自动化水平，实现配网调控一体化和智能化。
（二）行业发展现状 1、输变电监测行业概况 电力设备是电力网络的重要组成部分，设备的状态直接关系到电网的稳定运行，因此对电力设备进行检测、监测及预判性维护是保障设备安全、电网稳定运行的重要手段。随着电网规模的不断扩大，设备数量的不断增多，传统的管理与检修技术已经不能满足需求，如何有效把握设备状态、 增加检修效率、 降低检修成本、提高设备使用寿命是目前所面临的问题。
（1）电力设备的检修模式 电力设备的检修模式的发展大致可以分为三个阶段：事故检修—定期检修—状态检修。事故检修是 20 世纪 50 年代以前主要采取的方式，即在设备发生故障或事故以后进行检修；定期检修是一种基于时间的检修，其理论依据是：设备能通过定期检修，周期性地恢复到接近新设备的状态。状态检修是通过对设备状态进行监测后根据其健康状态安排检修的一种策略。该种检修方式起源于 20世纪 60年代美国航空工业飞行器的设备检修工作中，1978 年开始广泛应用于美国海军舰艇的设备检修， 20 世纪 80 年代又在核工业中推广应用，并很快发展到电力工业的电力设备检修中。因此状态检修是按设备的实际运行情况来决定检修时间与部位，针对性较强，且经济合理。
（2）电力设备状态检修与输变电设备监测关系 电力设备状态检修的基础是确定设备的状态，监测设备则为此提供基础。输变电监测设备主要通过对输、变电环节的电气、机械等设备的运行状态进行监测，通过各类传感器获取其运行状况、运行质量的相关信息，动态跟踪各种劣化过程的发展状况，以便电力运维管理部门在电力设备可能出现故障或性能下降到影响正常工作前，及时进行维修、更换，从而保障电力设备运行的安全性、稳定性和可靠性。 （3）电力设备监测的方式
电力设备监测的手段主要包括带电检测、在线监测和离线检测等三种。其中，带电检测是指对运行状态下的电力设备状态量进行现场检测，例如巡检人员使用便携式红外测温仪进行温度检测、巡检机器人对电力设备的红外检测等；在线监测一般采用相关设备或仪器，安装在被监测的设备上，用来对被监测设备进行不间断实时在线监测，如对变压器油中溶解气体的监测；离线检测一般通过定期对停止运行的设备进行规定项目的检查，发现设备的问题和隐患。带电检测、 在线监测一般与状态检修模式相匹配；离线监测则与被动检修、定期检修的模式相匹配。
（4）输变电监测行业发展现状及趋势 随着社会经济的快速发展，电网规模不断扩大，设备数量急剧增加。技术水平的提高、运行标准要求的日趋严格以及电网智能化发展的快速推进， 使得传统的电力设备计划检修制度已不能适应电力网络和企业发展方式的需要；并且，输变电设备是电网公司的重要固定资产，如何与时俱进的提升资产管理效率，对电网公司意义重大。因此，状态检修模式获得电网公司的全面推广，从而输变电监测行业获得了广阔的发展空间。
①电网的发展要求推广状态检修 在电力工业发展过程中，电力设备的检修管理模式也历经变迁。在其发展初期，检修管理以故障检修模式为主；到 20 世纪中、后期，则以定期计划检修为主；进入 21 世纪后，电网规模迅速扩大，由于定期计划检修模式针对性不强，既造成部分检修资源的浪费，又因检修人员不足而导致部分设备的“失修”。状态检修的意义重大：首先，过去由于缺乏科学的评价标准和方法，加上积累的资料有限，对设备健康水平的掌握既不全面、也不准确、更不系统，推行状态检修后，可以对设备状态的评级可以做到更加准确、全面和系统； 其次，由于状态评价后对设备健康水平有了准确、全面而系统的掌握，大大增强了设备检修的针对性；再次，可以大幅降低原先检修模式的工作量，检修质量和设备健康水平也能得以提高，为电网公司资产全寿命周期管理工作奠定了基础。美国电力研究院（electric power research institute， EPRI）和施工规范协会（construction specifications institute， CSI）的统计数据表明，在电力系统实施状态检修可以提高设备利用率 2%~10%，节约检修费用 25%~30%，延长设备使用寿命