配电自动化行业市场分析报告.docx
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配电自动化行业市场分析报告
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一、配电自动化的意义：
智能配电网的必由之路与高级阶段
1、配电网是电力传输的“最后10公里”
配电网是电力系统发电、输电和配电（供用电）链条中直接与用户相连并向用户分配电能的环节。
在我国110kV电压等级以下电网称为配电网，110/35kV属于高压配电网；10/6kV属于中压配电网；380／220V属于低压配电网。
我们可以把电力系统比作是人体血液循环系统，那么发电厂好比是心脏（产生电能），特高压/超高压/高压输电网络好比是主动脉，而配电网则像是遍布全身的毛细血管，负责将电能最终传送到用户侧。
我国习惯上把10kV中压配电网看做是配电网的主干，而它的供电半径约在10公里左右，因此我们可以说配电网是电力传输的“最后10公里”。
配电网架主要由两类设备构成：
（1）开关柜、环网柜、柱上断路器、重合器、分段器等各类开关设备；
（2）箱式变电站、柱上变压器等变压器设备，
（1）、
（2）通常称为一次设备。
2、配电自动化是电网系统的“末梢神经”
配电自动化（也称配网自动化）是运用计算机技术、自动控制技术、电子技术、通信技术及新的高性能配电设备等技术手段，对配电网进行离线与在线的智能化监控管理，使配电网始终处于安全、可靠、优质、经济、高效的最优运行状态。
其最终目的是为了提高供电可靠性和供电质量，自动隔离故障区段，减少停电范围和停电时间，降低维护工作量，提高整个配电系统的效率，提升服务电力用户的水平。
延续之前血液循环系统的比喻，我们可以认为作用在“心脏”（发电厂）和“主动脉”（特高压、超高压、高压输电网）上的智能系统（包括各级调度自动化和变电站自动化）好比是人体的“大脑和中枢神经”，它们负责指挥着电力系统庞大主体的协调运转；而配电自动化，就好比是电网系统的“末梢神经”，它负责实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。
按照国网公司标准严格定义，配电自动化是“以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。
”而“配电自动化系统”特指“实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA（数据采集及监视控制系统）、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、配电终端、配电子站（可选）和通信通道等部分组成。
”
配电主站系统是配电自动化系统的核心部分，安装在供电公司专用机房，由一系列工作站、微机、数据库服务器、前置服务器、网络设备及其它服务设备等组成，主要负责采集并存储现场终端设备的实时数据，提供图形化用户界面供调度值班人员对配电网进行实时监控、管理与分析应用，并提供与其他系统（调度SCADA等）的接口。
配电终端主要有三类：
（1）安装在开闭所内的DTU（站所终端）；
（2）安装在线路环网柜、柱上开关处的FTU（馈线监测终端）；（3）安装在箱式变、杆上变等配电变压器处的TTU（配变监测终端）；它们负责采集柱上开关、箱式变电站/开闭所、配电变压器等配电设备的运行信息并转发至主站，接收主站的远方控制命令，实现对配电一次设备的远方监控。
通讯网络提供现场终端设备与主站系统之间的通信通道，一般采用光纤、230MHZ无线电台、GPRS/CDMA等混合通讯方式：
对通讯实时性、可靠性要求较高的配电设备一般采用光纤通讯方式，如FTU/DTU等；对通讯实时性、可靠性要求不高的配电设备一般采用GPRS/CDMA等无线通讯方式，如TTU终端。
我们可以把配电自动化体系分为三个层级：
金字塔底端为大量的配电一次设备，主要为开关（包括架空开关、电缆开关柜、环网柜等），它们是配电自动化的手和脚，当故障发生时，由它们完成动作来物理切除和隔离故障点，将停电范围和停电时间限制在最小的程度；金字塔中层为配电终端设备（及通信信道），它们相当于神经躯干，对线路、设备进行三遥（遥信、遥测、遥控）监控，与配电开关配套，能快速定位和隔离线路故障，恢复非故障段供电；金字塔顶端为配网自动化主站系统，相当于大脑，覆盖全部配电网设备，实现配电网的运行监视和控制。
一次设备智能化是实现配电自动化的基础。
配电终端设备若要实现对线路、设备的三遥监控，必须建立在能与一次设备“对话”的基础上，而智能一次设备加装了电压/电流互感器后，终端设备即可与其进行遥信/遥测；开关设备若同时具备电动操作机构，则可在主站/终端的指令下完成开断动作，实现遥控功能。
3、配电自动化是建设智能配电网的必由之路和高级阶段
建设智能电网，第一要务就是解决供电可靠性问题。
而要提高供电可靠性，必须重点关注配电网。
目前在电力系统中，配电网是影响用户供电可靠性的短板。
根据数据统计，扣除缺电因素，目前我国用户的停电时间95%以上都是由配电网引起的。
提高配电网的供电可靠性和供电质量，是实现人民安居乐业、经济发展、生活富裕的重要保证。
衡量供电可靠性通常有两个指标：
一是用户平均停电时间，它指供电用户在统计期间（通常为年）的平均停电小时数；二是供电可靠率，它反映了一个供电企业的电网状况、供电水平和管理水平的高低。
2012年，国家电网公司城网供电可靠率为99.94%，用户年均停电时间为5.2小时；农网供电可靠率为99.74%，用户年均停电时间为23.2小时。
在影响我国配电网供电可靠性的因素中，预安排停电和故障停电分别占据73%和27%的比重。
在预安排停电中检修停电和工程停电是主要因素，占预安排停电时间的98%；故障停电中，外力因素、设备原因和自然因素是主要因素，占故障停电时间的79%。
需要强调的是，上述比例是考虑了我国城乡电网的平均值；而城市配电网由于网架相对农村电网成熟，转供能力强，因此检修停电和工程停电的比例更低，相应的因故障停电造成的供电可靠性下降的因素占比更高。
提高配电网供电可靠性的途径主要有两个：
第一是网架坚强，通过增加线路投资，采用高质量、大容量的一次设备，优化配电线路结构和配电接线方式，合理分段、合理选择开关，有效提高供电可靠性、供电能力和供电经济性；第二是网络智能，即配电自动化：
实现配电线路的灵活联络，自动隔离故障区段，缩小故障停电范围，减少故障停电时间，提高供电可靠性。
我们可以说，配电自动化是提高供电可靠性的必要手段，也是建设智能配电网的必由之路和高级阶段。
配电自动化的实施，一方面通过
（1）网络运行优化分析，提高转供能力
（2）开展带电作业（3）优化停电计划管理，减少重复停电（4）优化抢修资源配置，提高工作效率；最终达到减少计划停电时间的目的；另一方面
（1）通过故障自动定位，减少故障查找时间
（2）通过遥控操作，减少故障隔离操作时间（3）通过标准化抢修，减少故障修复时间；最终达到减少故障停电时间的效果。
配电自动化对于提高成熟电网供电可靠性具有投资少、见效快等显著优势，供电可靠性从99.9%至99.99%的提升主要依靠网架改造，从99.99%至99.999%的提升则必须依靠配电自动化建设。
供电可靠性的更高追求需要实施配电自动化，而良好的配电一次网架基础是配电自动化发挥作用的前提。
判断一个地区是否有建设配电自动化的必要，首先要看这个地区经济和社会发展程度，对供电可靠性的要求高不高，譬如电力负荷密度超过10MW/平方公里的地区，对电力的依赖程度已经很高，停电损失非常大，需要考虑立即上马配电自动化。
另一方面还要看配电网一次网架是否具备应用配电自动化的条件，网架结构应布局合理、成熟稳定，供电可靠率达到99.94%以上（用户年均停电时间少于5小时），说明该地区配电网基础已经比较好了，需要通过应用配电自动化继续提高供电可靠性，否则需要首先在改造一次网架上下功夫。
由以上标准可以看出，我国的大中城市已经基本具备实施配电自动化的条件，特别是北京、上海等核心城市，迅速实施配电自动化十分必要。
4、配电网/配电自动化发展与国际先进水平仍有较大差距
可以说，配电网及配电自动化是我国电网建设最薄弱的环节。
配电网存在的主要问题有：
（1）配电网发展仍然滞后，发展不平衡
近年来配电网投资力度不断加大，但由于历史欠账较多，配电网尤其是中压配电网发展仍然滞后，城市与农村、东部与中西部电网发展不平衡问题依然突出。
供电可靠性与国际先进水平仍有较大差距，以上海为例，用户年均停电时间比东京长5倍以上。
整体来讲，发展滞后（与经济发展需求、与国外先进电网）、地区不平衡（城农不平衡、东中西部不平衡）。
（2）电网结构薄弱，自动化水平低
10千伏网架结构依然薄弱。
城网和农网差距显著。
10千伏线路仍有近一半未实现互联，农网互联比例仅为城网1/3。
配电自动化水平较低。
配电自动化处于起步阶段，故障诊断、隔离和恢复时间较长，无法实现网络重构和自愈。
体现为互供能力差，直观感受为恢复供电时间长。
（3）配电网基础数据差，信息化手段落后
配电网管理涉及到发展、农电、运检、营销、调度等不同部门，基础数据分散在不同系统中。
系统之间的数据标准、模型不一致，此外，缺乏数据共维共享机制。
配电网投资少，建设水平低，导致配网通信及信息系统发展相对滞后，缺少信息获取渠道。
体现为管理精细化程度差，数据、图形和信息无法对应，甚至存在某种意义上的“盲”。
可以看到，我国的配电网供电可靠性与发达地区先进水平存在较大差距；特别是属于政治、经济、文化中心的北京、上海等核心城市，其配网供电水平与国际化大都会的地位并不相称。
究其根源，配电自动化发展滞后是主要原因；截至2012年底，国家电网公司配电自动化覆盖率仅为10%，涵盖26家省级公司、2.2万条10kV线路；而法国、日本的配电自动化覆盖率分别达到90%和100%。
5、以邻为镜——日本的配电自动化之路
日本的配网供电可靠性堪称世界一流。
以世界上最大的私营电力公司东京电力公司为例，其1986年后的供电可靠率就已达到99.99%以上，用户年平均停电时间在53分钟以内；08年东京核心区供电用户年平均停电时间仅为3分钟，供电可靠性位于世界最高水平之列。
对于配电自动化的重视与普及是日本配网供电安全的最大保障。
日本于60-70年代即着手研发各种就地控制方式和馈线开关的远方监视装置；85—90年，东京电力、北陆电力、关西电力、四国电力、东北电力、中部电力、北海道电力先后采用大規模配电自动化系统；到1986年，日本约86.5%实现了故障后按时限自动顺序送电，其中6.7%实现了配电线开关的远方监控。
九州电力公司在1950年代即开始配电自动化建设，1970年代完成了全部约500处变电站远方信息的收集；1994年实现了对全部开关的远方控制后，全公司配电网的停电时间保持在1~2分钟/年户水平。
二、配电自动化建设的进展
1、前期工作的经验和教训已为全面推广奠定基础
我国的配电自动化应用可基本分为四个阶段：
国网公司于90年代初开始配网自动化的技术研究以及建设探索，在2000年前后经历了技术试点和应用的热潮，但效果不佳，随后便陷入了反思和低谷；随着智能电网建设启动，于2009年重新制订了配网自动化的技术导则以及建设改造原则，并在2010年开展新一轮的配网自动化建设。
（1）起步与探索（80年代末至90年代中期）
我国配电自动化发展工作起步于80年代末，石家庄、南通分别引进了日本赠送的重合器、分段器等环路设备（相当于日本70年代水平），进行馈线自动化试点。
进入90年代后，厦门、石家庄、烟台、银川等地尝试建立配电自动化系统；1996年，上海浦东金藤工业区建成了国内第一条全电缆馈线自动化系统。
（2）大范围试点热潮（90年代末至2003年）
1997年亚洲金融危机爆发后，国家为刺激经济投巨资进行城网改造，于1998年召开推进城网建设和改造工作会议，当时的国家电力公司提出创一流供电企业，极大地推进了配电自动化应用。
到2003年，有一百多个地级以上城市开展了配电自动化试点工作，有的城市规模很大，如绍兴配电自动化系统，安装终端近5000套，基本覆盖了当时整个城区的配电网。
（3）沉寂与反思（2004至2008年）
03年之后，不少已经建成的配电自动化系统暴露出运行不正常、管理维护困难等问题，或闲置或废弃，教训深刻；一方面是一些地区配电网网架结构、一次装备薄弱，还不具备应用配电自动化的条件，出现“超前建设”；另一方面，有些系统的功能结构规划不合理、设备质量不过关，再加上供电企业对提高供电可靠性的认识不足，管理维护工作没有跟上。
随着全国缺电局面的出现，供电企业忙于应对电荒，配电自动化应用进入了低谷时期。
（4）随智能电网再度兴起（2009年至今）
随着国家电网提出建设坚强智能电网的目标，在总结之前的经验教训基础上，09年国网重新制定了配网自动化的发展战略、技术导则及建设改造原则，并于2010年开展新一轮的配网自动化建设。
至今为止，国网公司共完成了三批共30个城市（第一批4个、第二批19个、第三批7个）的配电自动化试点建设，全部通过了实用化验收或工程验收。
再加上山东等省份集中推进和12年建设10座重点城市配电网示范工程，国网公司目前共批复配电自动化项目65个，覆盖2518平方公里，改造配电线路6186条。
以第一批试点的北京、杭州、厦门、银川为例，应用配电自动化的试点区域平均故障处理时间从68分钟降至9分钟，实用化工作取得了显著成效。
即便至此，我国的配电自动化覆盖水平仍然非常低，前期的试点建设项目大多选取了城市核心区的部分区域，覆盖率和密度都十分有限；总体来看全国配电自动化覆盖率不到10%，发展快的地区7-8%，慢的地区仅1-3%。
南方电网公司从2009年开始逐步启动配电自动化的规模试点建设，广州、深圳、佛山、珠海等12个城市开展了试点工作，占整个南网公司65个地区局中的不到20%。
以中山供电局为例，分别在2000年、2003年和2008年完成了配电自动化一、二、三期工程投运，并于2011年通过配电自动化系统整体实用化验收；实现了中山城镇线路环网率100%和公用10kV主干线路自动化率100%的覆盖，并取得了不错的供电可靠性提升效果。
2、建设智能配电网上升到国家战略高度
2013年7月31日，国务院总理李克强主持召开的国务院常务会议确定，“加强城市配电网建设，推进电网智能化”是城市基础建设六项重点任务之一，这是近年来在国家层面上第一次将加强建设智能配电网上升到战略高度。
会议认为，加强城市基础设施建设，重点改善薄弱环节，顺应了人民期盼。
既可拉动有效投资和消费，又能增强城市综合承载能力、造福广大群众、提高以人为核心的新型城镇化质量。
配电网的发展是城镇化的基础。
“城镇化是我国现代化建设的历史任务，与农业现代化相辅相成。
要遵循城镇化的客观规律，积极稳妥推动城镇化健康发展。
”党的十八大和政府工作报告均对城镇化提出要求，我国城镇化进程将加速，对配电网的发展带来了巨大的机遇和更大的挑战：
一方面，国家把城镇化作为扩大内需的最大潜力，在基础设施领域加大投资力度，而配电网是城市建设的重要基础设施，将迎来新的发展机遇。
另一方面，配电网发展将直接面临城镇化进程加快的考验。
配电网服务于城乡广大人民群众，由于历史上长期“重发轻供”，配电网建设长期滞后。
随着分布式电源快速发展，电动汽车、储能装置等大量接入，配电网由无源网成为有源网，潮流由单向变为多向，要求配电网提高适应能力，加快升级改造显得日益紧迫。
保障高供电可靠性不容有失。
随着社会经济的发展和加快转变经济发展方式、产业结构调整，高新技术、高附加值产业、高精度制造企业等用户负荷越来越多，经济社会对电力的依赖度越来越高。
同时，随着居民生活水平和社会文明程度的提高，用户对停电的容忍度越来越低，停电造成的经济损失和社会影响越来越大，甚至可能引发社会稳定问题。
上海“6.5”停电事故折射出我国城市配电网相对薄弱的问题。
2013年6月5日晚8点10分至9点48分，因一根越江电缆发生故障，上海市核心区静安、普陀、黄浦、徐汇部分地区发生大面积停电事故，电网损失负荷约8万千瓦，受影响户数约1.3万户，持续一个半小时；事故造成地铁2号线区段停运，路面红绿灯失效，不少群众被困电梯报警求助消防。
而上海电力公司恰是近年来供电可靠性金牌A级企业，多年在国网系统内排名第一。
加强配电网已是国网公司“当务之急”。
国家电网公司董事长刘振亚在公司2013年年中工作会议上所指出：
“配电网发展滞后，欠账多，虽然近年来采取措施、加大投入，加快建设和改造，但问题尚未根本解决，配电网发展与国际先进水平还有明显差距。
”为此，国网在该会议上将配电网建设定义为“当务之急”。
3、不仅要算电网“小账”，更要算社会“大账”
配电自动化的投资主体为供电公司，作为企业，无疑要为任何一项投资计算项目回报；而配电自动化的投资规模巨大，供电企业本身收益不明显，仅仅是因减少停电而增加了一些电费收入，经济效益主要体现在为用户减少的停电损失上。
目前我国每度电产生的GDP在10元以上，而一度电的电费只有五六毛钱，停电给社会带来的经济损失是供电企业因停电少收电费损失的20倍。
因此谈到实施配电自动化的动力，必须把社会效益计算在内。
特别是经济发达地区，实施配电自动化带来社会效益更为显著。
根据相关研究数据，在我国某沿海城市（计划单列市），每因停电缺供1kWh电量，电力用户将损失47元；根据配电自动化项目经济性分析，在该城市实施配电自动化需电网公司投资约10亿元，可减少用户平均停电时间约1小时，年增供电量970万kWh；虽然供电公司仅增收电费700万/年，但全社会因减少停电而避免损失达4亿元/年。
我们认为，国家电网公司将通过全力建设配电自动化继续坚定履行其社会责任，为中国的城镇化发展和人民生活水平提高贡献最大力量。
国家电网公司作为全球最大的公用事业企业和中国最大的服务类企业，经营区域覆盖88%的国土面积，供电人口超过11亿人，肩负着为全面建成小康社会提供安全可靠、优质清洁电力的社会责任。
在其《2012社会责任报告》中明确指出，“坚持以最少的经济投入及社会、环境代价，保障更安全、更经济、更清洁、可持续的能源供应”，并且将“保障可靠可信赖的能源供应，履行安全供电责任，以电网安全运行维护社会公共安全”作为其履行社会责任的首要任务。
国网在历年披露的社会责任报告中，都十分重视和强调城乡电网供电可靠率的提升和平均停电时间的下降。
通过发展配电自动化，电网公司在提高供电服务质量的同时，亦可满足分布式新能源发电接入、电动汽车充换电服务等社会新增需求，实现其投资的社会效益最大化。
必须要指出的是，实施配电自动化的经济效益对供电企业来讲不仅仅只有增加售电的收入；当配电自动化形成规模化或全覆盖后，可以有效的对配电网络进行优化，动态调节用电负荷至均衡状态，明显降低线损率，这也是为何日本电力公司作为私营企业也会积极投入配电自动化的原因；另一方面，实施配电自动化可以轻松实现负荷转供，减少一次设备容量冗余备份，达到了“电子换钢铁”、节省整体投资的效果。
4、国网已吹响全面提升配电自动化的建设号角
国网公司成立专项工作组标志着配电自动化建设工作提升到了最大高度。
2013年7月25日，国家电网公司召开“配电自动化建设应用提升工作启动会暨专项工作组第一次工作会”，由公司副总经理、党组成员帅军庆担任工作组组长，出席会议并讲话。
为某项建设工作单独成立专项工作组并由公司副总亲自挂帅督阵，历史上只有特高压有此殊遇，可见配电自动化建设已经被国网公司提到了前所未有的新高度。
会议研究讨论了配电自动化建设应用提升工作方案，要求贯彻“统一标准、统筹规划、协调推进”方针，确立经济适用的配电自动化技术路线，编制公司层面配电自动化发展规划，建立配电自动化建设改造长期投资机制，统筹推进配电网与配电自动化系统建设，提高系统功能实用性，加强设备入网管理，优化主站功能，培育主流厂商，常态化开展配电自动化运行指标和运维质量考核，不断提高系统实用化水平；统一组织编制培训教材，强化一线人员专业培训，全面支撑公司配电自动化建设应用工作。
会议由公司总工程师张启平主持，中国电科院、南瑞集团（国网电科院）、许继集团均参加了会议。
2013年7月11日，国网公司印发了《关于加强配电网规划与建设工作的意见》重要政策文件，提出了其配电网发展最新思路：
“以提高供电可靠性为目标，提升发展理念，坚持统一规划、统一标准，建设与改造并举，全面建设结构合理、技术先进、灵活可靠、经济高效的现代配电网。
”《意见》阐明国网配电网发展目标是：
2015年全面解决无电地区用电问题，基本解决县域电网与主网联系薄弱问题；2017年供电可靠性持续提升，适应经济社会快速发展和城镇化发展用电的需要；2020年全面建成世界一流的现代配电网，适应分布式电源高渗透率接入，以及电动汽车、储能装置的“即插即用”。
明确提出2015、2017、2020年三个供电可靠性目标节点。
国网文件明确指出，要遵循《配电网规划设计技术导则》要求，科学划分供电区域，明确可靠性目标，按照差异化、标准化、适应性和协调性的原则发展建设现代智能配电网。
对于供电可靠性发展目标确定如下：
（1）到2015年，A+类供电区域户均停电时间小于15分钟，达到世界先进水平，率先建成现代配电网，A类供电区域小于90分钟，B类供电区域小于4小时，C、D类供电区域分别小于9小时、15小时。
（2）到2017年，A+类供电区域户均停电时间小于10分钟，A类供电区域小于60分钟，B类供电区域小于2小时，C、D类供电区域分别小于6小时、12小时。
（3）到2020年，A+类供电区域户均停电时间小于5分钟，达到世界领先水平，A类供电区域小于30分钟，达到世界先进水平，B类供电区域小于1小时，C类供电区域小于3小时，D类供电区域小于9小时。
2013年将是配电自动化发展承前启后的一年。
我们看到，随着建设智能配电网的意义上升到空前高度，当前国网公司总部和各地方电力公司正在紧锣密鼓的编制公司层面配电自动化发展规划，并根据09-12年试点城市的发展经验重新修订梳理配电自动化的系列标准（涵盖系统设计、信息交互、系统主站、配电终端、运检管理），我们预计这些工作将在2013年末至2014年初完成，为2014-2020年配电自动化进入全面建设高速发展时期铺平道路。
2014-2015年，配电自动化投资的重点区域将是国网辖区内的核心城市。
根据国网公司公布的供电可靠性目标节点（图26），再考虑供电可靠性需求和负荷重要程度，我们判断，2014-2015两年国网将配电自动化应用提升的主要重点放在31个核心城市，包括4个直辖市（北京、上海、天津、重庆）、21个省会城市、4个计划单列市（大连、青岛、宁波、厦门）以及唐山和苏州。
2016-2020年，投资的重点从核心城市逐步过渡到一般地级城市及发达县域。
根据国网发展目标，B类供电区域的户均停电时间要从2012年的6小时，分别下降至2015年的4小时和2020年的1小时，C类供电区域的户均停电时间要从2012年的12小时，分别下降至2015年的9小时和2020年的3小时；我们认为进入“十三五”阶段后，配电自动化的普及范围将明显扩大，由A+、A类的核心城市逐步向B、C类的一般地市及发达县域延伸。
三、配电自动化投资规模
想要在电网公司整体规划出台前臆测准确究竟会有多大的投资规模，无疑是一件仁者见仁的事情；根据我们调研得到的信息，综合前期配电自动化试
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