中国电力自动化行业细分研究.docx
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中国电力自动化行业细分研究
中国电力自动化行业细分研究
报告目录
第一章中国电力自动化行业基本发展情况4
第一节行业概况5
第二节电力自动化的主要构成6
一、变电站综合自动化6
二、调度自动化10
三、配电自动化16
第三节中国电力自动化行业的发展态势26
一、市场层面分析26
二、技术层面分析26
第二章中国电力自动化产业分析29
第一节电力自动化产品的购买行为分析30
一、购买者的特征30
二、购买者的特征31
三、影响购买的因素31
第二节电力自动化市场细分评估33
一、电力系统内的高压市场33
二、电力系统内的中压市场33
三、电力系统内的低压市场33
四、电力系统外工业领域市场34
五、铁路行业自动化34
第三节电力自动化产品营销渠道分析35
一、电力自动化产品营销渠道特点35
二、典型营销渠道35
第四节电力自动化行业潜在进入者威胁分析37
一、在位优势形成的品牌壁垒对潜在进入者形成一定阻碍37
二、营销渠道的壁垒37
第五节替代产品的压力分析38
第三章中国电力自动化产品市场容量及行业竞争分析39
第一节电力自动化产品市场容量分析40
一、主要需求因素40
二、电力自动化产品市场容量预测43
第二节电力自动化市场竞争分析48
一、电力系统内市场竞争48
二、电力系统外工业领域市场竞争49
图表目录
图表1：
变电站综合自动化系统结构图10
图表2：
调度自动化系统结构图16
图表3：
配电系统结构图25
图表4：
“西电东送”总体规划规模单位：
万千瓦40
图表5：
国内特高压电网建设规划41
图表6：
“十一五”期间重点城市分电压等级投资结构41
图表7：
电力市场化建设的方式及时间安排42
图表8：
中国铁路建设规划单位：
万公里42
图表9：
各种电压等级变电站自动化产品所占比重44
第一章中国电力自动化行业基本发展情况
第1节行业概况
电力工业是国民经济发展的基础行业，电力系统的安全不仅仅涉及行业本身，而且涉及其他用电行业的安全，涉及到国家经济的健康发展，甚至是社会的稳定。
电力自动化设备主要职能是保证电力系统安全、经济运行，保障输电质量和提高输电效率。
近年来，随着国民经济的快速发展，我国电力行业也加快了发展脚步，电力行业近年来对电源和电网基础设施建设的投入稳定增长，特别是城乡电网的改造、西电东送、小火电的关停、新电厂的投入，为包括电力自动化设备厂商在内的中国电力设备厂商提供了良好的市场环境和发展机遇，电力自动化设备行业一直保持着稳定发展。
电力设备行业主要包括四个子行业：
电源设备行业、输变电一次设备行业、输变电自动化设备行业和电力环保设备行业。
不同子行业具有不同的产品。
电源设备行业主要生产锅炉、汽轮机、水轮机、发电机及电站空冷机组等。
输变电一次设备行业主要生产变压器、电抗器、电感器、电容器、开关设备、电线电缆等，简称电力一次设备。
输变电自动化设备行业主要生产对一次设备进行控制、监控和保护的设备，又称电力自动化设备，包括：
变电站综合自动化、调度自动化、配电自动化、线路保护、主设备保护和电能计费自动化产品等。
电力环保设备行业主要包括处理烟尘、废水、二氧化硫和氮氧化物的相关设备，包括除尘器、烟气脱硫和脱氮设备。
电力自动化设备用于对一次设备的保护以及对电力系统的自动控制、调度，主要包括变电站综合自动化、电网调度自动化等软硬件产品，主要职能是保障输电质量和提高输电效率。
电力自动化设备按适用的电压分类，可分为高压产品（220千伏及以上电压等级）和中低压产品（110千伏及以下电压等级）两个不同的领域。
经过几代电力和机械制造科技工作者的努力，我国继电保护及自动化设备的生产、制造、安装、运行水平有了显著提高。
短短的五十年，已经赶上并超过了一些发达国家。
第2节电力自动化的主要构成
一、变电站综合自动化
1、继电保护
电力系统由发电机、变压器、母线、输配线路及用电设备组成。
而在电力系统中常见有危险故障和一些异常运行状态，而这些现象会发展成事故，使整个系统或其中一部分的正常工作遭到破坏，以致造成对用户少送电、停止送电或电能质量降低到不能容许的地步，甚至造成设备损坏和人身伤亡。
而电力系统各元件之间是通过电或磁的联系，任何一元件发生故障时，都可能立即在不同成度上影响到系统的正常运行。
因此，切除故障元件的时间常常要求短到1/10s甚至更短。
而这个任务靠人完成是不可能的，所以要有一套自动装置来执行这一任务。
电力系统继电保护装置就是装设在每一个电气设备网上用来反映它们发生的故障和不正常运行情况，从而动作于断路器跳闸或发出信号的一种有效的反事故的自动装置。
电力系统安全自动装置着眼于事故后和系统不正常运行情况的紧急处理，以防止电力系统大面积停电和保证对重要负荷连续供电及恢复电力系统的正常运行。
当电力系统的被保护元件发生故障时，继电保护装置应能自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除，以保证无故障部分迅速恢复正常运行，并使故障件免于继续遭受损害；当电力系统的被保护元件出现异常运行状态时，继电保护应能及时反应，并根据运行维护条件，而动作于发出信号、减负荷或跳闸。
此时一般不要求保护迅速动作，而是根据对电力系统及其元件的危害程度规定一定的延时，以免不必要的动作和由于干扰而引起的误动作。
继电保护的组成一般由测量部分、逻辑部分和执行部分组成。
电力系统继电保护技术是随电力系统发展的。
熔断器是最早出现的简单过电流保护，由于电力的发展，用电设备功率、发电机的容量不断增大，发电厂、变电所和供电往的接线不断变化，电力系统中正常工作电流和短路电流都不断增大，单纯的熔断器保护无法满足要求。
而电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力，因此继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。
上世纪60年代到80年代是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代。
其中天津大学与南京电力自动化设备厂合作研究的500kV晶体管方向高频保护和南京电力自动化研究院研制的晶体管高频闭锁距离保护,运行于葛洲坝500kV线路上,结束了500kV线路保护完全依靠从国外进口的时代。
在20世纪70年代中,基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。
到80年代末集成电路保护已形成完整系列,逐渐取代晶体管保护。
到90年代初集成电路保护的研制、生产和应用仍处于主导地位，这是集成电路保护时代。
我国从20世纪70年代末即已开始了计算机继电保护的研究，1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用,揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。
从90年代开始我国继电保护技术已进入了微机保护的时代。
不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色，为电力系统提供了一批新一代性能优良、功能齐全且工作可靠的继电保护装置。
随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。
继电保护技术未来趋势是向计算机化、网络化、智能化、保护、控制、测量和数据通信一体化发展。
2、变电站自动化
“变电站自动化系统”这一名词，国际电工委员会解释为“在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化系统”。
在国内，所说的变电站自动化系统，包含传统的自动化监控系统，继电保护、自动装置等设备，是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统。
自20世纪90年代以来，变电站自动化技术一直是我国电力行业的热点技术之一。
每年都有千百座新建变电站投入电网运行，新建变电站基本上都采用了自动化系统模式，同时每年还有许多老变电站的技术改造，也基本上以自动化系统模式为主。
（1）变电站自动化发展阶段
变电站二次部分传统按功能分为四大类产品：
继电保护、故障录波、当地监控和远动。
按系统模式出现顺序可将变电站自动化发展分为三个阶段：
第一阶段：
面向功能设计的集中式RTU加常规保护模式。
80年代及以前，是以RTU为基础的远动装置及当地监控为代表。
该类系统实际上是在常规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU装置，功能主要为与远方调度通信实现“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）；与继电保护及安全自动装置的联结通过硬接点接入或串行口通信较多。
此类系统称为集中RTU模式，目前在一些老站改造中仍有少量使用，此阶段为自动化的初级阶段。
第二阶段：
面向功能设计的分布式测控装置加微机保护模式。
第二阶段始于90年代初期，单元式微机保护及按功能设计的分散式微机测控装置得以广泛应用，保护与测控装置相对独立，通过通信管理单元能够将各自信息送到后台或调度端计算机。
特点是继电保护（包括安全自动装置）按功能划分的测控装置独立运行，应用了现场总线和网络技术，通过数据通信进行信息交换。
此系统电缆互联仍较多，扩展性功能不强。
第三阶段：
面向间隔、面向对象设计的分层分布式结构模式。
第三阶段始于90年代中期，随着计算机技术、网络及通信技术的飞速发展，采用按间隔为对象设计保护测控单元，采用分层分布式的系统结构，形成真正意义上的分层分布式自动化系统。
目前国内外主流厂家均采用了此类结构模式。
（2）分层分布式技术成为潮流
若按变电站自动化系统二次设备分布现状可纵向分为三层：
变电站层、网络层、间隔层；也有厂家或学者将网络层归入变电站层进行描述，即纵向分为变电站层、间隔层两层。
变电站层横向按功能分布为当地监控、保护信息管理及远方通信。
变电站层功能分布的形式取决于网络层的结构、变电站电压等级以及用户的实际需求。
当地监控功能作为当地运行人员的人机交互窗口，以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式实现当地的“四遥”。
通过“五防”系统联锁控制开关的分合，按VQC原理调节变压器档位或投切电容器组。
保护信息管理功能作为当地继保人员的人机交互窗口，也可以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式对继电保护及安全自动装置的运行状况以及故障发生后通过故障录波及保护动作信息进行故障分析和诊断。
远方通信功能是将当地监控和保护信息管理功能通过通信在远方实现，是变电站实现无人值班的前提条件。
远方监控和保护信息管理功能同样可以各自独立即通过不同的通道和规约分别接至调度中心和保护信息管理主站，也可以合二为一即通过同一通道接至远方主站。
网络层完成信息传递和系统对时等功能。
通过信息交换，实现信息共享，减化变电站的设备配置，从整体上提高变电站自动化系统的安全性和经济性。
目前国内外产品流行两种网络层结构：
即双层网和单层网结构。
现场总线具有使用方便、简单、经济的特点，以太网具有网络标准、开放性好、高速率、传输容量大的特点。
但目前由于以太网在性能和应用特点上仍不能完全替代现场总线，面向实时控制的工业以太网技术及标准正处于研究和制定过程中，所以现场总线将会和以太网并存相当长时间。
间隔层主要是继保、监控设备层。
可集中组屏也可分布在各继电保护小间内或安装在开关柜上。
继保、监控既可以各自独立也可以合二为一。
它对相关一次设备进行保护、测量和控制，响应就地层、变电站层、远方主站的操作要求，对采集的信息进行处理上传，并在变电站层、远方主站控制失效的情况下仍能完成保护、测量和控制功能。
三层之间的关系。
变电站层、网络层、间隔层既相互独立又相互联系。
变电站层功能的实现依赖于网络层和间隔层的完好性；但是间隔层功能的实现，特别是继电保护及安全自动装置的功能的实现决不能依赖于网络层和变电站层；远方主站监控功能的实现应不依赖于变电站层设备。
（3）运行管理模式与变电站综合自动化
保护和远动专业管理模式对变电站综合自动化技术发展的影响。
由于变电站综合自动化系统源于传统的“四遥”，并在微机保护、远动基础上发展起来的，保护和远动分属不同的部门和专业，运行管理是分开的，随着变电站自动化技术的发展，特别是近阶段，在中低压站已经采用保护和测控合一的综合装置，许多厂家在研制高压和超高压站的装置时，已经考虑将保护、测控、故障录波等功能综合在一个装置内。
无人值班的运行管理模式与变电站自动化技术的关系。
目前已实现无人值班的变电站，并不都是采用所谓的综合自动化系统。
但是应该看到，自动化技术的发展，为无人值班或少人值班变电站提供了更先进的技术支持，使变电站设计更加合理，布局紧凑，运行更加可靠，更利于无人值班的管理。
3、变电站综合自动化技术发展趋势
随着集成电路和计算机技术的飞速发展，各种新型的大规模集成电路将会进一步应用在继电保护和测控装置上，如32位CPU、数字信号处理芯片DSP、高速数据采集系统、嵌入式实时操作系统、大容量Flash、可编程逻辑器件CPLD、FPGA等。
这些新器件的应用将使保护和测控装置的电路板更加小型集成化，装置通信、数据存储及处理能力更强。
将间隔的控制、保护、故障录波、事件记录和运行支持系统的数据处理等功能，通过模块化设计集成在一个统一的多功能数字装置内是可行的，间隔内部和间隔间以及间隔同站级间的通信可统一用一层网即光纤以太网来实现。
高集成化系统的发展，无疑能降低成本，提高系统可靠性，有利于实现统一的运行管理。
目前在许多中低压站已实现。
变电站自动化技术是伴随着现代科技技术发展，尤其是网络技术、计算机软、硬件技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步，自动化系统以按对象设计的全分层分布式为潮流，朝着二次设备功能集成化，一次设备智能数字化方向发展；运行管理朝着各专业协调统一和站内无人值班模式发展。
图表1：
变电站综合自动化系统结构图
二、调度自动化
电网调度自动化系统是利用现代化先进的电子技术，计算和网络技术和通信技术，综合处理和集成网上的实时数据，离线数据、电网结构、设备参数和地理信息等多种信息，形成调度自动化系统。
近年来,随着电网的逐渐扩大，电网调度自动化系统在生产和生活中发挥着越来越重要的作用，为电网的安全经济运行提供了重要依据。
各级调度中心的任务不同，调度自动化系统的规模也不同，但无论哪一级调度自动化系统，都具有一种最基本的功能，就是监视控制和数据收集系统，又称SCADA系统功能（SupervisoryControlAndDataAcquisition）。
SCADA主要包括以下一些功能：
（1）数据采集；
（2）信息显示；（3）监视控制；（4）报警处理；（5）信息存储及报告；（6）事件顺序记录；（7）数据计算；（8）具有RTU（远程终端单元）处理功能；（9）事件追忆功能。
自动发电控制功能AGC：
AGC系统主要要求达到对发电机发电多少不是由电厂直接控制，而是由电厂上级的调度中心根据全局优化的原则来进行控制。
经济调度控制功能EDC（EconomicDispatchControl）：
EDC的目的是控制电力系统中各发电机的出力分配，使电网运行成本最小，EDC常包含在AGC中。
安全分析功能SA（SecurityAnalyze）：
SA功能是电网调度为了做到“防患于未然”而配备的功能。
它通过计算机对当前电网运行状态的分析，估计出可能出现的故障，预先采取措施，避免事故发生。
如果电网调度自动化系统具有了SCADA+AGC/EDC+SA功能，就称为能量管理系统EMS（EnergyManagementSystem）。
1、我国电网调度自动化的发展历程
我国的电网调度自动化起步较早，大体经历了远动化、数字化和自动化3个阶段。
早在20世纪50年代中期，就开始研制有接点遥信和频率式遥测远动装置，在东北、北京等地区进行无人值班变电站的试点，并在计算技术的影响下，由布线逻辑向数字化、软件化的方向发展。
1958年电力部主管部门作出了一次关于研发计算机的重要技术决策：
支持当时的华北电力设计院派人参加由中国科学院计算所研制的我国第一台大型数字电子计算机（104机）的调试和投运工作。
此工作导致了电力部门161电子管计算机和167晶体管计算机两代计算机的研制和应用开发工作。
随后骨干力量分流到电力部南北两个主要研究单位——电力自动化研究院和中国电力科学研究院（以下简称电自院和电科院），促进电力部门较早地进入数字技术领域。
两代计算机的先后投运和推广应用，在设计、研制、科研和运行领域培养了大批计算技术应用人才，推动计算机和远动技术相结合，向自动化方向发展。
1972年，广东省中调所和华北电力设计院合作，使广东省自制的108乙机与SF58有接点遥信和频率式遥测远动装置（零/满刻度为3/5周期）互连成功。
这是我国最早实现计算机与远动结合的一个实例。
但起步早并不一定就发展快。
据前苏联所著的计算机史称，我国1959年向国庆十周年献礼的104机，当时位居亚洲第一。
但是，由于当时我国走的是一条按部就班的由电子管、锗晶体管、硅晶体管、集成电路的路子，很快就被绕过电子管和晶体管、直接走向集成电路、实现跨越式发展的日本超过了。
这也是我国电网调度自动化技术在改革开放前发展不快的一个原因。
（1）我国第一套SCADA系统的引进
改革开放前，我国电网调度自动化领域内的远动化和数字化是按远动和计算机两个专业各自发展的。
二者结合组成一体化的SCADA系统，并取得“引进—消化—开发—创新”的快速发展，则是改革开放后的事。
1978年电力部主管部门力排众议，作出了第二次技术决策：
随1979年我国第一条500kV平武线输电工程引进我国第一套计算机与远动终端（RTU）一体化的SCADA系统。
随平武工程从瑞典ASEA公司引进的SINDAC-3 SCADA系统，通过DS-801 RTU对平武线一线三站实现了安全监控。
经消化、开发、汉化并接入其他远动终端后，该系统扩充为整个湖北电网调度自动化系统，稳定运行达15年以上。
SINDAC-3的引进，确立了计算机与远动相结合的SCADA理念。
差不多与此同时，电力部通信调度局还从日本日立公司引进了用于通信调度的仅含主站的H80E系统。
电科院和电自院分别参与了上述两项工程的引进和开发工作。
在“引进—消化—开发—创新”方针的指引下，部属南北两院在20世纪80年代中期起先后开发了PDP-11/24、MicroVAXII、VAX-11/750、VAX4000等计算机与远动终端相结合的SCADA系统。
调度运行单位在管理体制上也逐渐将计算机和远动两个专业合并为自动化专业。
（2）自主版权的EMS
由SCADA发展到EMS，其广度和深度要求是不同的。
广度方面，单纯的SCADA系统对远动终端（RTU）的数量并无要求，可多可少；但支持EMS的RTU的数量必须满足构建全网实时数据库的需要。
深度方面，EMS除需实时数据库和SCADA功能的支持外，还必须装备各种智能型高级应用软件。
这就带来了基于网络接线及元件参数的网络数据库和接入不同应用软件的应用编程接口问题。
计算技术起步较早的电力部门，20世纪60年代就开发了电力系统潮流、短路、稳定等基本应用软件，并广泛投入离线使用。
但如何与SCADA结合接入实时系统并直接控制发电过程，却是个新问题，这就导致了20世纪80年代后期东北、华北、华中、华东四大网EMS的引进工作。
和第一次SCADA的引进不同，这次EMS的引进是有选择地引进的。
重点放在EMS的支撑平台和自动发电控制（AGC）上，EMS高级应用软件完全由国内开发。
从英国西屋公司引进的WESDAC-32系统，使用了美国ESCA公司的HABITAT支撑平台和AGC软件。
电力部两院参与引进，并各自分担两网的现场验收、系统汉化和RTU接入等任务。
四大网EMS投入运行不久，电力部通信调度局的H80E系统也随着通调局升为国家电力调度中心而由西门子的SPECTRUM分布式系统所取代。
第二次引进，在较高层面上实现了又一次“引进—消化—开发—创新”，导致20世纪90年代自主版权EMS支撑平台和应用软件的先后问世。
电自院的SD-6000、OPEN-2000，电科院和东北电管局合作的CC-2000就是这个时代的产物。
其中，CC-2000尤其值得一提[2]。
四大网EMS投入运行后的20世纪80年代末90年代初，开放式分布式系统和面向对象技术得到了很大发展。
和开放式分布式对立的是封闭的集中式系统。
这种系统的好处是一机多用、节约资源投资，但存在第三方产品难于接入、不易扩展更新等缺点。
四大网引进的WESDAC-32就有这样的弊端。
随着计算机技术的发展，性价比日益提高，资源投资已不成问题，但要实现开放式和分布式，必须解决各种接口和通信协议的标准化问题。
随着20世纪80年代末开放式系统结构（OSA）的兴起，POSIX、SQL、OSF/Motif、TCP/IP等涉及操作系统、数据库、用户界面和通信等有关的标准先后建立，为开放式分布式系统的发展铺平了道路。
同样，类似集成电路由组件、插件、部件发展到系统的面向对象软件技术，也存在需要较多资源支持和类库（class）/ 组件（component）的标准化问题。
这也是自20世纪60年代提出面向对象技术以来，为什么几起几落的一个原因。
但是，即使到了资源问题业已解决的90年代中期，面向对象的标准化问题仍未见突破。
为改变由单一厂家提供EMS、第三方应用难于接入、系统更新扩充困难的局面，国外某些大学早就开始对面向对象技术应用于EMS应用软件的研究和开发工作，如DEMS（Distributed EMS）、IEMS（Integrated EMS）等。
但支撑平台的开发由于投资和标准风险太大迟迟未行动。
在此时刻，电力部主管部门又一次作出重要决策：
在支持开放式分布式系统开发的同时毅然支持CC-2000系统对面向对象技术进行探索和开发。
敢于创新须与善于创新相结合，CC-2000的投资风险可通过自行开发来降低，但标准风险必须紧紧跟踪面向对象技术的发展和标准的制订进程，最大限度地避免或减少可能发生的技术偏离。
实践表明，CC-2000所采用的事件总线（event bus）和匿名消息交换机制，与随后IEC 61970参考模型中的集成总线（integration bus）和“订阅/发布”信息的发布模式极为接近，这就为CC-2000今后高水平的版本更新打下了良好基础。
历经4年后，CC-2000于1996年在东北电网投入运行，并在有关单位的合作下将来自电科院、电自院、清华大学、东北网调等开发的各种EMS高级应用软件接入系统，实现了国内全部自主版权、接入多方应用软件的EMS功能。
（3）公用信息模型（CIM）的行业标准
CC-2000接入多方应用软件，是在IEC 61970控制中心应用编程接口（CCAPI）标准[4]发布前进行的。
由于当时没有公认标准可循，缺乏共同语言，只能靠有关各方现场通力合作，奋斗数月方告完成。
这充分地说明了建立应用编程接口（API）标准的必要性。
国际上的对象管理组织（OMG），长期致力于基于公用对象请求代理机制（CORBA）API标准的制定工作。
但由于其面向各行各业，涉及面广，因而多年讨论未能定下来。
控制中心应用编程接口（CCAPI）将API限定在控制中心（CC）之内。
这原是美国电力研究院（EPRI）的一个代号为RP-3654的开发项目，后被认定为IEC 61970 EMS-API CIM国际标准的基础，并由此导致在OMG内产生一专门工作组Utility SIG（Special Interest Group）。
和程序（方法）与数据完全分开的面向应用不同，面向对象技术将数据分为公用数据和私有数据，并将私有数据和方法封装在一起。
CCAPI由3部分组成：
描述数据结构的公用信息模型（Common Information Model，CIM），允许程序之间通信
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