5G技术在智能电网中的四大应用场景

从电流走向视角来看，电网主要包括五大环节：发电、输电、变电、配电及用电。通过对电力行业充分的需求调研、讨论和分析，我们从中识别并筛选出了对于无线通信具有潜在需求，未来5G技术在智能电网中最具代表性的四大场景：智能分布式配电自动化、毫秒级精准负荷控制、低压用电信息采集、分布式电源。

场景1：智能分布式配电自动化

配电自动化(DistributedAutomation)是一项集计算机技术、数据传输、控制技术、现代化设备及管理于一体的综合信息管理系统，其目的是提高供电可靠性，改进电能质量，向用户提供优质服务，降低运行费用，减轻运行人员的劳动强度。配电自动化的发展大致可以分为三个阶段。

第一阶段是基于自动化开关设备相互配合的配电自动化阶段，主要设备为重合器和分段器等，不需要建设通信网络和计算机系统。其主要功能是在故障时通过自动化开关设备相互配合实现故障隔离和健全区域恢复供电。这一阶段的配电自动化系统局限在自动重合器和备用电源自动投入装置。自动化程度较低，这些系统目前仍大量应用。

第二阶段的配电自动化系统是基于通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的配电自动化系统，在配电网正常运行时也能起到监视配电网运行状况和遥控改变运行方式的作用，故障时能及时察觉。并由调度员通过遥控隔离故障区域和恢复健全区域供电。

随着计算机技术的发展，产生了第三阶段的配电自动化系统。它在第二阶段的配电自动化系统的基础上增加了自动控制功能。形成了集配电网SCADA系统、配电地理信息系统、需方管理(DSM)、调度员仿真调度、故障呼叫服务系统和工作管理等一体化的综合自动化系统，形成了集变电所自动化、馈线分段开关测控、电容器组调节控制、用户负荷控制和远方抄表等系统于一体的配电网管理系统(DMS)，功能多达140余种。现阶段的配电自动化以此为目标建设和完善。

当前主流方案采用集中式配电自动化方案，其通信系统主要传输数据业务，包括终端上传主站(上行方向)的遥测、遥信信息采集业务以及主站下发终端(下行方向)的常规总召、线路故障定位(定线、定段)隔离、恢复时的遥控命令，上行流量大、下行流量小，主站为地市集中部署。

随着电力可靠供电要求的逐步提升，要求高可靠性供电区域能够实现电力不间断持续供电，将事故隔离时间缩短至毫秒级，实现区域不停电服务，则对集中式配电自动化中的主站集中处理能力和时延等提出了更加严峻的挑战，因此智能分布式配电自动化成为未来配网自动化发展的方向和趋势之一。其特点在于将原来主站的处理逻辑分布式下沉到智能配电化终端，通过各终端间的对等通信，实现智能判断、分析、故障定位、故障隔离以及非故障区域供电恢复等操作，从而实现故障处理过程的全自动进行，最大可能地减少故障停电时间和范围，使配网故障处理时间从分钟级提高到毫秒级。

场景2：毫秒级精准负荷控制

电网负荷控制主要包括调度批量负荷控制和营销负荷控制系统两种控制模式。电网故障情况下，负荷控制主要通过第二道防线的稳控系统紧急切除负荷，防止电网稳定破坏;通过第三道防线的低频低压减载装置负荷减载，避免电网崩溃;这种稳控装置集中切负荷社会影响较大，电网第三道防线措施意味着用电负荷更大面积损失。在目前特高压交直流电网建设过渡阶段，安全稳定控制系统依然是紧急情况下保障电网安全的重要手段。若某馈入特高压直流发生双极闭锁，受端电网损失功率超过一定限额，电网频率将产生严重跌落，甚至可能导致系统频率崩溃。为确保直流故障后电网稳定安全稳定运行，通常综合采用多直流提升、抽蓄电站切泵等措施来平衡电网功率的缺额，但上述措施在直流严重故障下仍不足以阻止电网的频率跌落，紧急切负荷措施依然是必要手段。针对类似直流双极闭锁等严重故障，若采用过传统方式以110KV负荷线路为对象，集中切除负荷的方式，将会触发国务院599号令所规定的电力事故等级，造成较大的社会影响。而采用基于稳控技术的精准负荷控制系统，控制对象精准到生产企业内部的可中断负荷，既满足电网紧急情况下的应急处置，同时仅涉及经济生活中的企业用户，且为用户的可中断负荷，将经济损失、社会影响降至了最低，是目前负荷控制系统的一大技术创新。

传统配网由于缺少通信网络支持，切除负荷手段相对简单粗暴，通常只能切除整条配电线路。从业务影响、用户体验等角度出发，希望尽可能做到减少对重要用户的影响，通过精准控制，优先切除可中断非重要负荷，例如电动汽车充电桩、工厂内部非连续生产的电源等。

场景3：低压用电信息采集

低压用电信息采集业务是对电力用户的用电信息进行采集、处理和实时监控的系统，实现用电信息的自动采集、计量异常监测、电能质量监测、用电分析和管理、相关信息发布、分布式能源监控、智能用电设备的信息交互等功能。

电力用户用电信息采集业务当前主要用于计量，主要传输数据业务，包括终端上传主站的状态量采集类业务以及主站下发终端(下行方向)的常规总召命令，呈现出上行流量大、下行流量小的特点，现有的通讯方式主要包括230M、无线公网和光纤传输方式，各类用户终端采用集中器方式目前主站为省公司集中部署。早期采集的方式是一天24个计量点，目前是分为5min和15min采集方式，其中0点为统一采集。

未来新业务带来用电信息数据(准)实时上报的新需求。同时，终端数量级进一步提升。未来的用电信息采集将进一步延伸到家庭，能够获取所有用电终端的负荷信息，以更精细化的实现供需平衡，牵引合理错峰用电。例如当前欧美等国已经在实行的电价阶梯报价机制，需要实时公示通知电价，以便用户能够按需预约采购。

场景4：分布式电源

风力发电、太阳能发电、电动汽车充换电站、储能设备及微网等新型分布式电源是一种建在用户端的能源供应方式，可独立运行，也可并网运行。随着我国能源变革发展的深入推进，对于清洁能源的快速并网与全消纳也成为电网企业迫切需要解决的难题。

我国分布式电源发展迅速，占比逐年增加,年均增加近1个百分点。到2020年分布式电源装机容量可达1.87亿千瓦,占同期全国总装机的9.1%。分布式电源接入是坚强智能电网发展中不可缺少的重要环节。分布式电源集成到电网中可带来巨大的效益。除了节省对输电网的投资外，它可提高全系统的可靠性和效率，提供对电网的紧急功率和峰荷电力支持。同时，它也为系统运行提供了巨大的灵活性。如在风暴和冰雪天气下，当大电网遭到严重破坏时，这些分布式电源可自行形成孤岛或微网向医院、交通枢纽和广播电视等重要用户提供应急供电。

但是，分布式电源并网给配电网的安全稳定运行带来了新的技术问题和挑战。由于传统配电网的设计并未考虑分布式电源的接入。在并入分布式电源后，网络的结构发生了根本变化，将从原来的单电源辐射状网络变为双电源甚至多电源网络，配网侧的潮流方式更加复杂。用户既是用电方，又是发电方，电流呈现出双向流动、实时动态变化。

因此，配电网急需发展新的技术和工具，增加配电网的可靠性、灵活性及效率。分布式电源监控系统可以实现分布式电源运行监视和控制的自动化系统，具备数据采集和处理、有功功率调节、电压无功功率控制、孤岛检测、调度与协调控制及与相关业务系统互联等功能，主要由分布式电源监控主站、分布式电源监控子站、分布式电源监控终端和通信系统等部分组成。

综上所述，基于智能电网的应用场景分析可见，不同场景下的业务的要求差异较大，体现在不同的技术指标要求上。运营企业和网络设备商应针对这些行业的技术指标要求，进一步量化网络的技术指标和架构设计，包括进一步量化5G网络切片安全性要求、业务隔离要求、端到端业务时延要求，协商网络能力开放要求、网络管理界面等，以及探讨商业合作模式、未来生态环境等，提供满足电力行业多场景差异化的完整解决方案，并进行技术验证和示范。