2018年中国电网设备制造行业发展现状及发展趋势分析【图】

　　(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：

　　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 10%~15%。鉴于此，我国从“十一五”时期开始，逐步加大对电力设备监测技术，如在线监测、带电检测等技术的研发和试点力度，为全面推广实施状态检修提供了必要的条件。

　　②智能电网建设，需要监测设备的配套

　　智能电网将通信技术、计算机技术、传感测量技术、控制技术等诸多先进技术和原有的电网设施进行高度融合与集成，形成新型电网，代表了未来电网的发展趋势。就输电环节而言，国家电网公司在《国家电网智能化规划总报告》中提出：全面实施输电线路状态检修和全寿命周期管理，建设输变电设备状态集中监测中心，实现对特高压线路、重要输电走廊、大跨越、灾害多发区的环境参数和运行状态参数的集中实时监测和灾害预警。就变电环节而言，国家电网公司在《国家电网智能化规划总报告》中将变电站状态监测系统建设作为智能变电站的重要内容。智能变电站通过状态监测单元实现变压器油色谱、组合电器局部放电、避雷器全电流等主要设备及其重要参数的在线监测，为电网设备管理提供基础数据支撑。2016 年 7 月，智能电网建设再次被列入《“十三五”国家科技创新规划》重大项目。该规划提出：聚焦部署大规模可再生能源并网调控、大电网柔性互联、多元用户供需互动用电、智能电网基础支撑技术等重点任务，实现智能电网技术装备与系统全面国产化，提升电力装备全球市场占有率。2016 年 12 月，发改委、能源局联合发布《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》。该规划提出：推进“互联网+”智能电网建设，全面提升电力系统的智能化水平;全面建设智能变电站，推广应用在线监测、状态诊断、智能巡检系统，建立电网对山火、冰灾、台风等各类自然灾害的安全预警体系。2017 年 2 月，能源局发布《2017 年能源工作指导意见》。意见提出：要制定实施《关于推进高效智能电力系统建设的实施意见》，配套制定各省(区、市)具体工作方案;研究制定《智能电网 2030 战略》，推动建立智能电网发展战略体系。随着智能电网建设的不断深入，作为智能化基础的输变电监测行业将迎来新一轮的发展契机。

　　2、配电及自动化控制行业发展概况

　　电网建设第一要务便是解决供电可靠性问题。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。配电及自动化控制设备大体包括配电管理设备及馈线自动化设备，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的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。

　　(1)配电及自动化行业发展历程

　　我国配电自动化发展工作起步于 80 年代末，随着坚强智能电网建设的提出，在总结之前的经验教训基础上，国家电网公司于 2009 年重新制定了智能电网配电环节的发展战略、技术导则及建设改造原则，并于 2010 年开展新一轮的配电自动化建设。南方电网公司也从 2009 年开始逐步启动配电自动化的规模试点建设，在广州、深圳、佛山、珠海等 12 个城市开展了试点工作。就技术而言，配电自动化系统大致经历了三个发展阶段。第一阶段：主要是借助非智能的自动化设备(如重合器和分段器等)来加快故障的查找、停电区域隔离和健全区域的恢复供电，没有智能分析故障和记录、管理等功能。第二阶段：基于远程监控装置，智能终端装置，利用通信网络、监控计算机和馈线智能终端等实现配电自动化。这个时期的配电自动化系统主要包含了远程监控、故障隔离、电能管理等功能。第三阶段：随着计算机技术的发展，在第二阶段的基础上开发了地理信息系统等，形成了集合 SCADA 系统、设备管理，仿真调度，故障呼叫，电能管理等一系列功能的综合配电系统。

　　(2)配电及自动化的基本框架

　　配电自动化系统结构根据系统大小一般分为三层或两层：三层结构为主站层、子站层、终端层;两层结构为主站层、终端层。主站层是整个配电网监控和管理系统的核心，实现配电网的监测和控制，分析配电网运行状态，协调配电子网之间关系，对整个配电网络进行有效管理。子站层作为中间层，它将馈线终端设备(FTU)、配电变压器配电终端(TTU)，开闭所配电终端(DTU)采集的各种现场信息中转给配网控制中心的通信处理机。对于配网中监控设备较多的情况，设置子站层可以提高通信效率。子站层常设在变电站或大型开闭所内，向下与终端层通信、向上与主站层通信。在一些较小的配电网中，监控设备较少，可以不设置子站层。终端层是整个系统的基础，它实现对柱上开关、配电变压器、开闭所等各种现场信息的采集处理及监控功能，主要包括 FTU、 TTU、 DTU 等。配电自动化系统各层通过通信线路连接起来，完成对配电网的监控和管理。

　　(3)我国配电网自动化发展现状及趋势

　　配电网直接面向工业企业和电力用户，其自动化程度直接影响系统的供电可靠性和供电质量。我国配电网分布广、设备多、网架结构较为薄弱，配电自动化程度还处于较低水平。发改委、能源局在《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》中提出，加大配电自动化建设，到 2020 年实现整体配电自动化覆盖率达90%。根据国家电网公司、南方电网公司以及相关省、市电力企业规划，其中较大部分投资将投向配用电自动化建设领域。根据国家电网公司 2010 年 9 月出台的《国家电网公司“十二五”电网智能化规划》，并结合南方电网公司投资，“十二五”期间，两网配用电自动化建设总投资约为 1,398.76 亿元，其中配电自动化系统 421.13 亿元。2015 年，能源局在印发的《配电网建设改造行动计划(2015-2020)年》中明确提出：通过实施配电网建设改造行动计划，有效加大配电网资金投入。2015-2020 年，配电网建设改造投资不低于 2 万亿元，其中 2015 年投资不低于3,000 亿元，“十三五”期间累计投资不低于 1.7 万亿元。综上可见，随着国家在配网领域的投资规模逐步加大，配电及自动化行业迎来快速发展机遇。

　　3、智能巡检机器人行业发展概况

　　(1)智能巡检机器人行业概况

　　智能巡检机器人属于输变电监测行业的新兴子行业，其基本功能为移动监测平台，属于检测技术与机器人技术相融合的新型监测设备，可以实现对变电站、开闭所等场所内的电力设备进行带电监测，其产生及推广是基于智能电网建设的需求。在智能电网建设布局中，积极利用机器人等现代技术手段发展智能作业，提升电力行业的作业效率，提升供电可靠性，降低成本，已成为智能电网建设的重要组成部分。

　　(2)智能巡检机器人的市场概况

　　①符合智能电网发展趋势

　　近年来，两大电网公司大力推广智能巡检机器人在电力系统中的应用。国家电网公司在 2010 年出台的《国家电网公司“十二五”智能化规划》中提出，“十二五”期间将改进变电站运行管理方式，从传统有人值班逐步向集中监控、无人值班方式转变; 2015 年，国家电网公司在中国电力科学研究院建立智能机器人入网检测试验室，并制定出阶段性发展目标：“2018 年，开展小型化、工具化机器人应用试点，建成变电站智能机器人巡检信息管理平台; 2020年，全面推广小型化、工具化机器人，在公司系统变电运维班组内进行全面配置”。

　　②智能巡检机器人市场需求将从区域向全国扩张，总体市场空间巨大

　　智能巡检机器人在电力行业的应用场景包括电网相关的变电站、换流站、配电站、发电厂变电场所等。由于地区发展的不均衡，智能电网改造通常存在区域内先行试点、逐步普及，再到不同区域推广、全国推行的过程，智能巡检机器人的应用也不例外。浙江省是国家电网体系内最早试点变电站无人值守的区域，对智能巡检机器人的推广普及走在全国前列，随着智能巡检机器人在浙江省范围内规模化的成功示范应用，其他省份的推广也渐次展开。根据电网公司发展规划，未来

　　我国 110kV及以上的变电站将逐步实现智能化和无人值守,加之新建变电站以及其它应用场景的需求，未来智能巡检机器人的整体市场规模可期。

　　(三)行业与上下游行业之间的关联性

　　本行业的上游主要为原材料及零部件行业，下游终端客户以电网公司及发电企业为主，产业链的主要构成如下图所示：

　　数据来源：公开资料整理

　　我国电子及配套行业经过多年的发展，上游的一般性原材料及零部件行业均已获得充分的发展，配套企业众多，供应充足，通常不会被单一供应商垄断;但一部分关键性材料和核心部件仍来源于国外， 随着全球贸易自由化的快速发展，整体供应也较为充足。