小型380伏变220伏变压器

@茹娟5515：有没有380变220的交流的小变压器! -
巴农17627402535…… 输入的是两相10kv,输出是一根380,不过在后面分成了3根380,所以你看到三根火线,一根零线,其零线与任意一根380之间就是220 ,相线之间没电压,证明输出是一根,你可以测一下,路灯变压器大多如此,

@茹娟5515：380伏电压怎么转变成220伏电压 -
巴农17627402535…… 380v电压转换成220v电压我们的生活中经常遇到,有两种简单和经常用到方法: 1、380v的电压有三条线的叫三相电,有四条线的叫四项电.无论哪个都有一条零线,其它几条都是火线.取其中的一条火线和零线,出来的电压就是220v了. 2、接到变压器上变压,通过变压器线圈阻力把380v电压变到220v.值得注意的是,三相电接变压器的方法,三角接法出来的还是380v,只有星形接法出来的才是220v电压.

@茹娟5515：我有三相380电源想要把它变成220伏的请问有什么好办法 -
巴农17627402535…… 变压器.用输入380V,输出220V的即可. 但要注意根据负载变压器的容量选型了.

@茹娟5515：有没有380变220的交流的小变压器!
巴农17627402535…… 三相电380变220 配一个BK-1500-2000VA变压器即可.用380输入,自藕输出220.效率高. 直接买一个2千伏安的380/220单相变压器就可以了.体积也不会很大.

@茹娟5515：380V三厢电源变到220V如何选择变压器 -
巴农17627402535…… 你的电机是三相的还是单相的?如果电机也是三相的,那么选择三相变压器,变压器容量放点余量,可选择5kVA的三相变压器.

@茹娟5515：380伏怎么接变成220伏图 -
巴农17627402535…… 在两项间加一个电容

@茹娟5515：380伏变220伏的小变压器多少钱 -
巴农17627402535…… 得看是多大容量 从几千到几万

@茹娟5515：小型变压器一次则380V改成220V功率下降多少 -
巴农17627402535…… 得看你如何改造. 1、最简单的方法,拆掉初级线圈的42%,或者从原来线圈的58%处抽一个220V的线头,由于线径未变,承受电流不变,功率必定按照380:220比例降为原功率的58%. 2、拆去初级线圈,采用1.72倍原有截面积的漆包线重新绕制原匝数的58%,即加粗导线,减少匝数,刚好仍然填满原来的铁芯空间,在减低电压的同时加大了电流承载能力,则功率不变.

@茹娟5515：380伏电压怎么转变成220伏电压? -
巴农17627402535…… 方法:1、如果380V是三相四线的市电系统,直接取三相中的一根线和中性线,即可得到220V电键念压,且不用考虑电源的能力,因为市电是一个功率无穷大的系统,只要加装合适的断路器就可以了.2、如果380V是三相系统中的两线而败磨来,可以采用一个380V/220V的变压器,通过变压器稿枯困得到220V,但变压器的功率一定要大于负载的功率,并考虑一定的安全系数,例如负载功率的1.2倍.

@茹娟5515：380V电没有零线地线怎么变成220V -
巴农17627402535…… 星型接法,这样每个用电器的端电压就是220v. 但有一点:非常危险,因为中心点悬空,当三个电器运行正常时,中心点电位为0,只要其中的一个用电器烧毁(不管最后造成短路还是断路),那么中心点(就是你拧在一起的那个点)的电位就...

报告出品方：国泰君安

以下为报告原文节选

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1. 电力 IT 护航新型电力系统，数据要素及 AI 开创新空间

1.1. 源网荷储均产生变革新需求，新型电力系统转型迫切

电力由发电、输电、变电、配电及用电五大环节构成。发电是电能产生的最初环节，是指利用动力发电装置将水能、石化燃料(煤、油、天然气)的热能、核能等原始能源转换为电能的生产过程。输电是电力系统的重要环节之一，通过输电可以将电能输送到远离发电厂的负荷中心，使电能的开发和利用不受地域限制。变电作为发电厂和电力用户之间的纽带，是利用一定设备将低等级电压转为高等级电压（升压）或者将高等级电压转为低等级电压（降压）的过程。配电指电能的分配，配电系统由配电变电所、高压配电线路、配电变压器、低压配电线路以及相应的控制保护设备组成。用电即为电能的消耗，是电力最后一环。

虽然煤电当前仍是电力安全保障的基石，但新能源正逐步成为发电量增量中的主体部分，随之电源侧、电网侧、用户侧和储能侧均在发生重大变化。作为基础保障性电源，我国仍将在很长一段时间内保持煤电装机和发电量的适度增长，随着大型风电光伏基地建设推进，电网资源优化配置平台的作用凸显，西电东送的跨省通道规模也在快速增长。配电网层面，为了保障新能源就近消纳利用，各类新型负荷在快速接入，分布式智能电网也在快速发展之中；储能层面，目前是多应用场景、多技术路线发展状态，技术路线诸如压缩空气储能、电化学、抽水蓄能等，重点是满足系统日内平衡调节的需求，场景形态诸如“新能源+储能”、基地化新能源配建储能、电网侧独立储能、用户侧储能削峰填谷、共享储能等模式，在源、网、荷各侧开展布局应用。

图 2 传统电力与新能源发电装机容量增量对比如下（单位：万千瓦）

终端用能侧，当前不断涌现新的电力消费模式，电气化水平也在逐步提升，以新能源为导向的新业态逐步成型。目前新型能源在跨领域融合、负荷聚合服务、综合能源服务等贴近终端用户的新业态正快速涌现，负荷侧的多源负荷、分散化需求响应资源正在快速整合，电子电气设备大量接入，因此对用户侧的灵活调节控制和快速响应能力提出了新的高要求，新能源就近消纳需求也十分刚需。同时，工业、基建以及交通等领域的终端用能电气化水平在快速提升，因此，建立高效节能的电力系统也越发迫切。

传统电力系统转型是当务之急，整体电力系统发展已经开始由传统电力系统向新型电力系统逐步转型。在新能源渗透率越来越高的背景下，多源负荷广泛接入，终端电气化水平愈发提升，对快速响应能力和实时平衡能力都提出了新要求。新能源的接入也给供电侧、电网侧、配电侧的带来重大变化。所以技术方面、管理方面以及市场体制机制方面都需要有很多的创新，才能应对新型能源电力所提出的新发展需求，因此电力系统转型十分迫切。

图 4 电力系统转型十分迫切

1.2. 新型电力系统既是传统电力系统的沿袭又是突破与创新

新型电力系统跟传统电力系统的区别主要体现在功能定位、供给结构、系统形态、运行调控体系等层面上。功能定位上，新型电力系统是通过源网荷储各环节的关键核心技术创新和重大装备攻关，来促进产业结构提档升级；供给结构上，传统以化石能源发电为主体要转向新能源提供支撑转变；系统形态上，要从原来“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素去延伸，考虑到支撑高比例新能源接入系统和外送消纳，未来将仍以交直流区域互联大电网为基本形态的同时，推进柔性交直流输电等新型输电技术普及，同时推广分布式智能电网，就地就近消纳新能源，形成“分布式”与“大电网”兼容并存的电网格局；运行机理和调控体系方面，伴随大规模新能源和分布式能源接入，电力系统调度运行与新能源功率预测、气象条件等外界因素结合更加紧密，源网荷储各环节数据信息海量发展，需要实时状态采集、感知和处理能力逐渐增强，调度层级多元化扩展，由单个元件向多个元件构成的调控单元延伸，调度模式需由源荷单向调度向适应源网荷储多元互动的智能调控转变。

新型电力系统在装备形态上也与传统电力系统有着显著差异。传统电力系统大都以同步电动机形式发电，而新型电力系统接入了多种电子化器件，例如逆变器中采用了 ICVT 设备，ICVT 通常采用先进的控制算法和智能电子器件实时监测电力系统中的电压状态，并且可以基于需要来调整。所以新型电力系统的形态跟传统系统就有着显著的区别。

新型电力系统并未否决传统电力骨架网络体系，但分布式能源的发电层、输电层和配电层均有显著区别。传统电力系统除了发电厂、电网和电力用户三大核心环节，还涉及到配电、机电保护、自动化、通讯等二次设备以及一些辅助系统组成的网络系统。发电层是电力系统的起点，传统发电来源包括燃煤、核能、水电等，针对集中式的电量，其需要先通过变压器升压以便在输电过程中减少能量损失，升压之后再逐级降压，降到 380 伏或 220 伏送到用户侧，而分布式电源的方式是直接接到 10 千伏及以下的中低压，选择就地平衡或者穿越上级变压器来传输。输电层设备包括变电站、高压输电线路和变压器。配电层电力通常经过变压器降压，随后通过低压配电线路传送。

新要素进入电力系统，冲击了原有电网平衡状态，源荷两端的变化是新型电力系统的主要特征。电力供给侧和需求侧的实时平衡是传统电力系统和新型电力系统均要满足的基本原则，电力的“即发即用”的物理特性决定了实时平衡这个基本规律。因此，在新型电力系统中风光储能和多元负荷大量接入的时候，考虑到源网荷储的各个要素跟传统电力系统不同，加之又要满足实时平衡的客观规律，所以边界条件会发生变化。

例如，水电、核电和火电的源端燃料控制手段十分成熟，在燃料可控以及终端负荷波动较小的情况下，负荷的预测较为准确，偏差在 0.2%左右，因此传统电力运行十分平稳。但以风、光为代表的新型能源，源端能量处于较大波动之中，同时负荷侧受端又接入了电动车、电采暖、变频制冷系统等，使得负荷侧弹性更大，因此源荷两端的变化给新型电力系统的安全、经济和稳定运行提出了较大挑战。

图 6 新型电力系统理想蓝图是负荷柔性、多源协同互补、动态延时平衡

1.3. 新型电力系统的长效发展也面临着五大类挑战

首先，新型电力系统在保供压力上的挑战是空前的。极端天气频发导致了保供难度提升，而新能源的接入更放大了这种压力。在保供的时候，一般尖峰负荷以脉冲的形式出现，时间极短，但很多电源建设有周期性、滞后性，同时新能源靠天吃饭，同时率有时不足 5%，所以高峰时段顶峰的贡献十分有限，因此保供中的作用也有限，所以这也是要配储的原因之一。考虑十四五规划之后，限电情况依然会存在，这类问题是新型电力系统面临的重要挑战之一。

新能源的接入导致的电源侧和负荷侧的强不确定性，导致调节能力缺失。

相比于国外，其新能源消纳较为理想的原因是燃气在电网装机中占主要比例，例如美国加州，主力电源是燃机，燃机跟燃煤相比，它能够在 1分钟的时间范围内将额定装机出力从 0 提升到 50%以上，火电在相同时间内只能提升到 2%左右，所以我国以煤电为主的发电构成使得自身的出力变化无法与新能源的变化同步协调，也一定程度降低了接入新能源以后的调节能力，从而电力平衡无法得到有效保障。

图 8 根据各类电源装机结构可以看出，主力主要还是靠煤炭发电

新型电力系统也是“双高”电力系统，双高系统的特性决定了内生的功率变化特性，对安全稳定带来挑战。新能源占比高和电力电子设备占比高意味着“双高”，在这种系统中，惯性、阻尼都较低，惯性是用来衡量当电力频率变化时整个系统的一个缓冲能力。例如在传统火电的同步机中，倘若发生事故，转子不会立刻降为 0，慢慢降低的这个过程，称之为惯性，因此，电网故障发生的时候，惯性会注入功率和电压来继续支撑，从而一定程度缓和甚至免除故障。然而在双高电力系统中，逆变器为代表的电子化设备接入，从而系统不是高惯性，所以故障的时候光伏和风机组件容易脱网，从而导致局部电压崩溃。所以，这也是在辅助服务中增加了转动惯量、快速调压等新交易品种的原因所在。

新能源发电的规模要控制，否则会增加控制难度。传统千万千瓦级火电站的调度相对单一，一对一的调度指令相对简单。但风光的项目体量小，要达到火电相同发电量则要建设好几百个风光电站，所以调度任务也从一对一到“一对多”，控制系统复杂度指数级增长。从负荷侧来看，现在也要把多源负荷纳入调度范围，所以，源端数量增加叠加需求侧数量级增加，因此，在当前新能源调度和消纳还未充分完成的背景下，控制其规模的进一步增加有利于将来的良性发展。

图 10 近年来我国新能源电力利用率已经趋于稳定

监管和市场的体制机制更是新型电力系统安全运行的基础性支撑，适应新型电力系统的体制机制亟待完善。当前面临主要矛盾是，一方面要多负荷互动协调，而且要实时平衡，另一方面又要保证传统电网的稳定运行规律。但我国目前电力现货市场改革刚刚起步，又例如新型储能的商业模式也不太清晰，相应成本无法有效疏导。而且输配电价、上网电价、销售电价的改革也有待深化。所以，要真正能实现源网荷储的各要素调动来保证电网系统稳定运行，相应的监管机制和市场机制应该要发挥基础性支撑作用。

因此要控制电网安全稳定运行，就要综合整个电网的要素进行高效高频互动融合。原先在传统电力系统中，各要素的互动能力没必要很强，因为负荷侧基本刚性，源侧做发电计划即可，调节幅度也不大。但如今，随着新能源接入，资源调节能力出现了瓶颈，出现调节瓶颈的主要原因就是主力电源的调节性差，比如火电爬坡效率、出力的变化速度等方面要落后于新能源的变化。因此，这时候就要其他类似抽水蓄能、储能、燃气甚至将来的小微发电等电能接入到系统里，然后用信息化、数字化智能化方式去反应、互动和链接，保证各要素高效互动。因此，新型电力系统的灵活性要求比传统电力系统更高。要完成这种要素互动融合，就涉及到了电力信息化技术，电力信息化技术是新型电力系统提出的新要求。

图 12 “源网荷储”多元互动协调系统概况如下

1.4. 信息化技术智能融合，护航电力系统全生命周期

新能源发电受气候影响较大，导致其发电具有较强间歇性与波动性，将影响电网运行安全，先进的软件信息化技术可以精准有效解决行业痛点与需求。“大云数物移智”等技术在电力领域的大规模、大范围应用赋能软、硬件设备，能实现电源侧、电网侧、负荷侧及储能侧各类可控资源与信息的数据接入与处理，全面提升我国电力产业数字化、网络化和智能化水平。数字化技术与“电、气、热、信”等多网进行横向紧密耦合，与“源网荷储”等各环节进行纵向高效深度融合，有助于多终端、跨地域、跨业务电网的建设，实现万物互联及人机交互。

电力系统各个环节催生不同电力 IT 需求。电力 IT 在发电环节主要提供功率预测、电站设计、装备检测、智能并网和电厂及企业内部运维管理等服务。在输电环节，起电路设计、自动化监控、自动化运维和智能调度的作用。在变电环节，有电路设计、配网故障定位检测、自动化监控、自动化运维和配电网自动化系统的需求。电力 IT 在配电环节提供自动化监控、运维和控制相关产品及服务。在最后环节，电力 IT 能实现用电环节的交易结算、用电信息采集整理、智能营销系统、智能电表、虚拟电厂、综合用能服务等等。

输电、变电、配电与调度作为电网生产部门和调度部门的主要环节，其数字化转型关系着“源网荷储”的协调互动以及能源互联网的构建。智能输电：除了特高压输电线路建设，输电环节的数字化建设主要在于通过智能巡检、AI 与 ORC 等技术实现在线监测线路故障，提高线路防灾减灾能力，降低线损率；智能变电：建设智能变电站实现信息采集自动化以及在线分析决策，最终实现变电站无人值守；智能配电：利用分布式电源接入、微电网、配电自动化等技术对配电网进行智能化监控管理，提高供电稳定性，实现电网经济高效运行；智能调度：构建智能调度系统，实时监测电网运营情况，确保电力供需平衡，辅助电网运行实施方案。

从实践角度来看，信息化技术智慧融合的细分领域就涉及到了功率预测、虚拟电厂等“发输变配用”的各个应用环节的数字化和智能化。当前我国传统电力信息化、互动性程度较低，要提高各电力要素之间的互动，就要提升信息化水平。例如之前对低压侧的分布式光伏处理比较简单，如果发电较多，之后就直接控制表机，不让它发电，这样名义上虽然是进入了整个电网，但潜在系统性没有体现出来，所以需要信息化技术提供一种柔性的调送电能机制。比如聚合形成虚拟电厂，跟配电侧自动化系统对接。再例如智能配电网，特别是低压下的元素调控、观测和预测，这是未来新型电力系统信息化技术的着力点。所以，深度融合长时间尺度新能源资源评估和功率预测、智慧调控、新型储能等技术应用十分刚需，智慧融合相关技术可以推动系统友好型“新能源+储能”电站建设，优化调度运行方式，新能源与储能协调运行也能大幅提升发电效率和可靠出力水平，也能提升新能源主动支撑能力，使其逐步具备与常规电源相近的涉网性能。

图 15 以南网为例，规划、建设、运营、管理和服务相关的 IT 产品及解决方案在各个环节均有体现

新型电力系统下，发电功率预测尤为重要。采用相关新能源软件，通过与物联网设备相结合对新能源发电设备进行部署跟踪，对定时定点采集的数据上传到新能源云平台数据库，从而实现数字技术为新能源产业赋能的目标。包括，①对新能源场站发电设备的发电功率进行科学预测与有效控制，保证新能源电力安全上网，提升能源企业的综合运营效率；②并网智能控制软件，实现电力的实时平衡，电力系统需要根据整体电力供需情况对新能源发电实现有效管控，使其具备可调性、规律性和平滑性；③微电网能源管理：微电网控制提供了集成的模型驱动设计软件和控制硬件解决方案，以开发、模拟、优化，测试和部署微电网，使得微电网具有可微调的能力，以实现最大的系统弹性。新能源软件通过协调各方共同搭建线上线下全面相互支撑的产业能源云和数据库，有助于打破产业链各参与者的数据壁垒。

本质上讲，新型电力并网带来的难题就是新能源可控性太弱，所以就需要新能源发电并网主动支撑技术。原来新能源方面还没有有功控制、无功调节、频率控制和电压控制等等能力，在低、高电压穿越这种电网故障应对上的能力也有限，所以新型电力系统中，需要自动发电控制 AGC技术来协助有功功率变化，也需要在网内配置同步调相机或 SVG 来应对无功缺失问题。再者，新能源并网后，预测方面有挑战，那就要多套预测系统辅助实现精度的提升。所以，多类新能源发电并网中的支撑技术的目的就一个，就是要保证新型电力系统下新能源跟常规的水电、火电等都成为可控的有效电源，所以新能源要向常规电源的控制能力和性能要求去靠齐。

1.5. 乘信创与数据要素东风，AI 技术助力电力 IT 价值倍增

电力是行业信创领域八大重点行业之一，两大电网集团聚焦信创发展。

自 2013 年开始，国家正式开始实施 2+8+N 的信创体系建设。电力是关系国计民生的基础产业，电力供应和安全事关国家安全战略，事关经济社会发展全局。两大电网领军企业率先布局，国网、南网强调信创发展重要性：南网《“十四五”电网发展规划》中提出逐步构建“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的主网架形态，安全可控是重要要求之一。国网发布实施国内企业首个“双碳”行动方案和构建新型电力系统行动方案，大力实施新型电力系统科技攻关行动计划，努力打造新型电力系统原创技术策源地。相关企业也纷纷布局，国网信通、远光软件、东方电子、南网科技等相关能源消费、电网管理及数字运营的服务商纷纷布局电力信创产品，推出相关嵌入式设计、物联网应用平台等相关产品，为抓住电力信创市场机遇做准备。

新型电力系统网络将从“用”、“存”、“传”、“采”四大场景实现信息化，拉动招标进度。新型电力系统支撑体系架构整体分为“三区四层”即生产控制大区、管理信息大区和互联网大区，以及数据采、传、存、用四层。其中数据传输层、应用层等信息化建设将加速电力信息化招标进度。

国网全面推行“数据主人制”，数据在电力产业链中的价值倍增作用呼之欲出。根据国家电网报 2023 年 8 月 11 日披露，国家电网印发关于全面推行数据主人制的实施意见，实施意见提出了全面推行数据主人制的工作目标，坚持管业务必须管数据、管数据就是管业务，横向建立业务负责制的数据管理模式，纵向促进数据管理职责落实到一线人员，实现数据管理延伸到业务源头、下沉到基层一线，形成横向协同、纵向贯通、源头治理的常态机制，全面提升数据质量水平，支撑新型电力系统建设和数字化转型。同时，在具体行动路径上，国家电网明确在 2023 年聚焦电网生产、客户服务、电力能量流三类基础数据，组织 27 家省级电力公司完成数据主人的认定发布，初步建立基于数据主人的数据责任体系；2024 年，加强数据主人制体系的迭代完善，推动数据主人有效发挥作用；2025 年，实现数据主人制的制度化、常态化运转。

国家电网以数据为抓手加快数字化转型，旨在有效支撑电网生产和经营管理。随着电力系统各环节信息化应用日趋增加，数据呈现指数级增长，这对数据质量的治理提出了更高要求。因此通过这种“谁产生、谁负责”数据主人制，以数据为抓手来抓治理，从根本上完善了责任体系，也保障了物理电网和数字电网精准映射，从而推动了数据源端治理，为将来进一步的业数融合也打下基础。从安全角度看，数据主人制也将支撑电网安全生产和保障客户优质服务，为数字化转型和精益管理提效提速。

前沿技术在电网智能化应用中演绎较快，人工智能技术首次规模化应用于输电线路发热检测。2023 年 8 月 14 日，国网电力空间技术有限公司、华北电力大学等研发出了输电线路红外缺陷智能识别系统，并产业化应用在了超特高压线路运维领域，这也是首次 AI 技术能够规模化应用在输电线路发热检测领域。传统的输电线路发热检测依赖人工判断，效率低、准确性小，从而导致的危险也大。在 AI 技术赋能下，系统只要上传巡检红外视频，就可以识别发热缺陷，进而助力运维单位将跳闸停电等隐患扼杀在萌芽中。技术团队正是利用了“最小化标注+阶梯式学习+干扰点屏蔽”的技术路线，实现了 90%的精度。由此可见，随着电网集团这类公司试点大模型为代表的新型 AI 应用，再进行推广，电力各环节的智能化应用也将有广阔的市场空间。

2. 发输变配用各环节信息化能力已成为新型电力系统的核心竞争力

2.1. 发电侧：新能源电站 IT 需求巨大，全方位智能化赋能

目前从发电侧出发，新能源发电厂的 IT 需求更大更迫切。传统能源发电厂经过数年实践，智能化改造较为完备，现阶段更关注新一代数字技术与生产、服务环节的深度结合；随着分布式光伏、风电等能源形式的普及，可再生及分布式能源正在迅速增长，新能源发电站的信息化需求与日俱增，相应的信息化技术日新月异。

电力 IT 的核心目标是提升能源系统的效率（能源利用率）和安全性（运维稳定性），新能源发电侧的 IT需求重点包含两方面：一是电站建设及运营，即电站设计及选址、电站智能运维及设备监测、电站内部管理软件三大信息化需求；二是发电规划与调控，即功率预测、智能并网两大信息化需求。

2.1.1. 因地制宜而建站，电站设计数字化赋能能源 EPC

新能源具有“靠天吃饭”的特性，因此发电 IT 体系从电站建设的设计和选址开始就至关重要。EPC 包括设计、采购和施工三个阶段。随着新能源产业近年来的快速发展，风电场、大型光伏电站的开发条件也愈发复杂多样，基于平面化的二维地理信息系统在项目设计、施工和运维在精细化、集成化、协同化等方面遇到瓶颈，逐渐无法解决设计成果质量和效率之间的矛盾。

数字化解决方案可以赋能新能源资产选址与设计。在选址方面，基于物联网、大数据等技术，利用无人机进行建设现场勘察，根据现场条件对地形、阴影、土壤类型分析、植被剖面、面积/围栏等进行智能评估和筛选，并根据所选地址的实际情况进行场址优化与自动出具设计方案；在设计方面，BIM（建筑信息模型）技术是一种基于数字化的建筑设计、施工和管理方法，它通过三维可视化模型，实现建筑物全生命周期的信息管理。首先，线上 BIM 系统可以简化从内部设计、施工签约、监理到技术方案审批的整套流程，通过系统线上操作即可实现跨地域、跨施工单位之间的协调。其次，可以将三维数字化协同设计施工一体化技术应用在工程全生命周期管理上，同时利用数字化技术协助质量考察和工程电力文档的在线归档。最后，配套的数字化管理考核体系也可协助进行施工管理。

图 20 智能无人机光伏电站选址

以海上风电为例，数字化统筹管理尤为重要。海上风电场的选址要比陆地选址复杂得多，风能资源、建设条件、施工条件及运营环境与陆上项目均有不同，必须要符合海洋功能区划和岸线利用规划。在选址时，首先要考虑必要的建设条件，包括并网、交通和施工条件等；其次，要考虑自然条件因素，如风力、光照、气象及地质资源等；最后，其它考量因素包括水动力及泥沙冲淤影响、生态环境影响和鸟类影响等。因此，对海上风电 EPC 项目而言，数字化统筹管理尤为重要。由于距离陆地较远，加之海上天气多变，海上建设作业需要缜密的工作计划，考虑建设时间、工序、以及材料与备品备件的准备等。运用数字化解决方案能够有所助益。

2.1.2. 功率预测助力电网调控与管理，保证电力供需平衡

新型电力系统首要解决的问题就是功率预测问题，功率预测系统在提升了新能源利用效率的同时保证了电力系统的安全稳定。传统电力系统可以在准实时前提下做风险预案，但风光电的波动近秒级变化，若发电侧功率低于负荷侧一定幅度，会造成局部停电及社会生活和生产停滞等众多严重的后果，产生较大的经济损失；若发电出力高于用电负荷一定幅度，则会造成用户侧电压增高，增加电网的安全风险，甚至导致电网瘫痪。因此就要求很窄的时段内要计算出下一个时间段的潮流变化以及故障潜在点，调控方式从离线准实时向实时在线演进成了一个必然趋势，因此在稳定可靠性控制方面，新型电力系统首要解决的问题就是功率预测问题。为了化解新能源发电的随机性、波动性对电力系统平衡造成的困扰，电网调度部门要求并网新能源电站需每日上报功率预测结果，以制定合理的电力调度计划。通过对新能源场站发电功率的精准预测，可方便电网企业预先了解不同时间段内新能源电力的发电规模，电网调度部门提前做好传统电力与新能源电力的调控计划，改善电力系统的调峰能力，增加新能源电力的并网容量，从而提高新能源电力的利用效率。

预计未来随着考核进一步收紧、电力市场和分布式能源大量接入，功率预测需求将进一步提升。新能源装机越多，系统的混沌性越大，对于系统的威胁性也会越大，新能源发电的考核将继续收紧。目前整体政策对新能源调度考核区间容忍度较高，对火电只赋予了 2%左右的偏差要求，而风光在 20%的偏差范围内不考核。随着新能源发电量的迅速提升，宽松的考核区间难以维持电力系统的电力平衡，电网安全风险随之增加，因此未来新能源的考核区间进一步收紧是可预见的趋势，在此情景下功率预测的重要性将持续提升；随着分布式光伏不断接入国家网络，功率预测技术也能辅助分布式的小量级能源成功耦合到主配网当中或发电计划当中，功率预测能保证新型电力系统的可观测、可调控。

电力现货市场的快速发展也对功率预测技术提出高要求，功率预测精准与否也能降低成本投入。未来随着电价波动频率（从 15min 到 5min、1min）的提升和波动范围的扩大，发电侧将更加依赖功率预测。电力现货交易市场的模式下，电价受供需关系影响，火电充任光电和风电的后备部队，在负荷侧的预测用电量给定情况下，新能源出力多、电价就会下降。因此不仅是预测错误之后罚款的合规需求，电价高低会直接影响能否收回成本的问题。新能源项目在投资规划中，将不再与以往一样，完全按照固定电价、固定小时数收益的因素去核算，而是要结合市场化因素对项目的接入电价进行预测。在新能源进入市场化交易后，项目的发电优先排序、出力曲线等都将成为收益测算的重要指标，在这样的趋势下，唯有充分有效的功率预测可以保证现货市场量价的高水平。

功率预测系统由服务器、测风测光设备以及预测模型等共同构成。功率预测系统主要由预测服务器、安装于服务器内的软件和测风或测光设备构成，系统为功率预测软件提供运算环境、数据传输、电站当地气象数据的监测和获取等；功率预测软件内有预测模型，主要用于超短期功率的计算和预测。短期功率预测数据报送与电网后，用于电网调度做未来1 天或数天的发电计划；超短期功率预测系对新能源电站及时发电功率的预测，用于电网调度做不同电能发电量的实时调控。

2.1.3. 智能并网管控电力生产，保障电力实时平衡

为实现电力实时平衡，电力系统需要根据整体电力供需情况对新能源发电进行有效管控，使其具备可调性、规律性和平滑性。新能源电站通过引入并网智能控制系统来实现根据电网的要求对电力生产情况进行实时管控。根据控制方式的不同，分为自动发电控制系统（AGC 系统）、自动电压控制系统（AVC 系统）和快速频率响应系统。

自动发电控制系统（AGC 系统）以光伏/风电的并网有功功率为控制目标。根据电网需求的变化和电网调度指令，结合电站内机组的状态、损耗等，通过优化算法，制定优化控制策略等，使电站满足电网的电能调控需求。

自动电压控制系统（AVC 系统）以光伏/风电的无功功率为控制目标。

将采集的逆变器/风机和无功补偿装置实时运行数据上传电网调度，同时接收电网调度下发的电压控制指令，经过模型分析和策略模块的分析计算，通过对逆变器/风机、无功补偿装置、调压变压器分接头等设备的统一协调控制，实现电站并网点电压的闭环控制和电站的优化运行，满足电网的调控要求。

自动发电控制系统和自动电压控制系统的控制过程涉及到了用户端、电站端和调度部门。在流程上，电网调度部门收集各个新能源电站的功率预测数据和其他生产计划数据，然后电网调度部门根据对区域用电需求进行的预测以及省级联络线的输电计划，制定电能生产需求。随后，根据电能预测数据、用户端电能需求预测数据以及电力系统现状，制定发电计划和调度计划；调度层面，电网调度部门根据发电计划形成调控命令，下发每个新能源电站，新能源电站根据命令进行电能生产的调整和控制，新能源场站实时向电网调度部门反馈生产电能情况，双方对命令执行情况进行修正。

图 24 自动发电控制系统和自动电压控制系统的控制过程如下所示

快速频率响应系统以电力系统频率为调控目标。频率是电力系统主要的安全稳定指标，频率不稳定会直接影响电网安全。频率的大小由发电端有功出力和用户端负荷消耗的供需平衡关系决定，供大于求时频率偏高，供不应求时频率偏低，只有供需基本平衡时频率才会稳定在50Hz左右，这时常规的按照 50Hz 额定频率生产制造的电器设备才能最大效率地运转。基于频率的这一特点，发电端频率调整的主要方法是调整发电有功功率。

2.1.4. 电站智能运营及设备监测解放生产力，增加便利性

新能源资产人工运维成本高，数据实时采集难，智能运维监测系统化解困境。新能源资产数量大、分布广、地点偏，风电资产还具备体型高、设备转动等特点，导致人工运维成本交高，同时数据实时采集难，不便对突发事故进行动态实时监测。智能运维监测系统可以通过物联网传感设备对发电设备进行监测控制，并且实时采集数据上传到云端进行人工智能分析管理。运维工作人员远程操控无人机设备对场站内的进行实时维稳，能够最大程度提升场站设备的运行效率，降低发电损耗。

具体的智能运维检测一般有三个维度：无人监控与巡检、设备健康预警、数字孪生。在无人监控与巡检领域，企业可以通过结合机器人定位系统、监控系统和预警系统等，实时监控新能源资产的设备状态，及巡检机器人的状态和路径。根据埃森哲研究数据，无人监控与巡检可降低巡检成本 25%-30%，降低维护成本 20%-30%，减少安全事故发生率 70%-90%，因避免生产效率下降而造成损失所带来的收入增加约为 5%-10%。

图 25 无人机选址和设备检查作用分析如下所述

设备的智能运维需要建立在对关键部件状态的充分采集和监测的基础上，进行风险分析和预警。在设备健康预警领域，一般利用 SCADA、CMS、智能传感器等对设备的状态进行实时追踪，全面了解所有关键部件的健康状况，并对存在风险的设备进行预警，以便维修人员提前准备检修方案。

发电站的数字孪生映射可以实现整体结构的实时运维分析。数字孪生下，通过三维可视化的手段将整个新能源发电站的整体结构、设备分布情况在系统上进行立体化呈现，满足多样化展示需求，方便运维人员了解设备信息，从而集中控制设备并实现远程维护。

对于风电发电侧，智能化有线监测系统在风电行业中逐步获得广泛应用。

由于风电的核心设备发电机组主要分布在戈壁、丘陵、沿海或海洋等地域偏远、人员稀少地区，风电行业具有设备运行位置高、设备维修费用高、日常巡检难度大、现场工作人员易流失等行业特点。目前通过使用有线监测系统可有效实现对风力发电机组远程集中实时监测，提升设备监测和管理智能化水平。

光伏组件维护是运维中的重中之重，巡检与缺陷诊断数字化手段十分刚需。光伏组件的污渍、遮挡、热斑等高频问题是导致电站设备故障的主要原因，若能及时发现这些问题并处理，电站的总体发电效率将大幅提升。现有的光伏组件的运维是通过光伏组件后置监控器、人工手持热像仪穿梭检查面板并记录热斑位置来实施，这种传统的人工运维方式面临着效率低、成本高的问题。针对光伏电站巡检与缺陷诊断受制于复杂地形的问题，应用旋翼无人机和激光雷达高精度定位技术和相配合的光伏电站智能巡检与缺陷诊断策略已成为当前较为有效的解决方案。利用无人机巡检现场，采集海量多源（可见光/红外）图像数据，通过利用 AI技术进行融合分析，精准判断故障类型（组件热斑与隐裂状态）及其对电站发电效率（索结构外观与光伏组件缺陷）的影响，为电站运维提供辅助决策，人员经验依赖性弱，设备故障发现效率高，提升光伏发电厂效益。

随着新能源电站数量和装机容量的不断提升，如何提高电站的运营管理效率也已成为关注的重点。新能源电站智能运营系统基于先进小微传感单元采集多源数据，融合 AI 和大数据分析技术。对电站所相关的各类数据进行实时采集、分析，并通过终端显示电站运行情况，对故障、问题提供预警及警报。在整个环节中大幅提高了设备运行的保障度和人员的安全性。智能运营系统通过配备智能监测、告警管理、运维管理、统计分析、日常办公等模块，可实现电站远程监控、数据统一管理、智能运维、运营指标分析等功能，可减少电站的人员配置，提高电站的运营效率和管理效率。

2.2. 输电侧：自动运行监测，实时评估预警

输电线路分布广泛，传统人工巡检存在实时性差等诸多问题。我国能源资源与负荷（供给与需求）呈现逆向分布，煤炭资源多集中在西部和北部，水能、太阳能主要分布在西北和西南地区，而能源需求则集中在东部。因此输电线路分布广泛、线路长、基塔高，路径多选择分布在山地、丘陵等地带，传统人工巡检的方式存在安全性低、管理难、效率低、响应慢、实时性差等问题。

输电环节的数字化建设主要在于通过智能巡检、AI 与 ORC 等技术实现在线监测线路故障，提高线路防灾减灾能力，降低线损率。输电线路智能运维管理主要分为通道可视化及本体状态监测、无人机巡检及机器人巡检，三种输电线路智能运维管理方式应用于不同的具体场景，相互补充，共同参与完成整个输电线路的智能运维管理。

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