引言

随着科学技术的进步和能源发展格局的变化，电力系统在经济发展中起到越来越重要的作用，电网关键技术得到快速发展，尤其是输配电、可再生能源、需求响应、新材料应用、信息通信技术等方面的研究有了新的突破，为智能电网实现电网运行和控制的信息化、智能化，改善能源结构和利用效率，满足电力应用的各种需求，提高电力传输的经济性、安全性和可靠性提供了理论基础。

2006年以来，中国(含台湾地区)、日本和韩国根据各自的现有条件及需求，都制定了电网关键技术的发展路线，并启动了示范工程。中国国家电网公司部署了一大批研究和工程示范项目，一些成熟的技术目前已进入全面推广阶段。在这个关键时期，各国间的交流、合作显得尤为重要，是规避技术风险、降低早期投资风险的有效途径，也是经济全球化背景下各个国家的理性选择。

本文首先阐述中日韩电网技术的发展现状，对比分析各个地区电网关键技术，分析了未来电网在特高压、大电网仿真及运行控制、高级量测、能效测评、信息通信等技术的发展趋势。最后，从各国技术发展路线、热点研究方向、实践成果以及面临的主要问题等方面进行了总结，为实现各国的发展目标、加强各国(地区)间交流、分享成功经验、推进技术协作、共同参与工程实践具有重要作用。

1  电网发展现状

1.1  中国

在世界关注气候变化，矿产资源日趋枯竭、生态环境日趋恶化之际，中国率先加入到全球性能源革命的行列。习近平主席在联大峰会倡导构建全球能源互联网，推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求。国家电网公司刘振亚董事长则进一步阐述了构建全球能源互联网的理论体系和发展愿景[1]。到2050年，清洁能源占一次能源消费总量的80%左右，成为主导能源，每年可替代相当于240亿t标准煤的化石能源，减排二氧化碳670亿t、二氧化硫5.8亿t，全球能源碳排放115亿t，仅为2009年的50%左右，可以实现全球温升控制在2℃以内的目标。

截至2014年底，中国发电装机容量136 019万kW，比2013年末增长8.7%。其中火电占比约67.3%，水电占比约22.2%，核电占比约1.5%，并网风电占比约4.8%，并网太阳能发电占比约1.9%。新能源发电持续快速增长，发电比例大幅提高，风电和太阳能发电同比分别增长12.2%和171%。以特高压交直流输电为主的输电通道建设加快，跨区输

电能力不断增强，2014年全国完成跨区送电量

2741亿kW×h，同比增长13.1%[2]。

中国在未来10 a将仍然保持较快的用电增长需求，且面临调整电源结构、提高可再生能源比例的压力。基于中国的能源资源分布特点及发展需求，电网将呈现“西电东送、北电南送”的格局，当前正处于特高压工程大规模建设和加快发展的阶段，以特高压为主干网架、交直流混合输电的电网形态将基本形成。中国的电网将在坚强智能电网建设的基础上，逐步进入以全局能源资源优化配置为核心的全球能源互联网时代。

台湾电网主网电压等级包括345 kV和161 kV，系统频率为60 Hz，结构总体较为合理，西部环网较强，电力流从南流向北部负荷中心，见图1。台湾总装机超过30 GW×h，电源结构以火电为主，约占73%，核电约占13%，水电约占10%，有少量新能源发电。电力平均年增长率约3.4%[3]。

台湾地理与日本类似，皆属于岛屿，受日本核电事故启示，台湾一旦出现电力危机依靠自身电力系统难以支撑电网运行，只有与大陆联网才能保证台湾电网的安全稳定运行，提高抗灾防御能力，此外，可以解决金门、马祖、澎湖等外岛的电力供应问题，预计2020年实现福建、台湾的电网互联。台湾电网的发展方向主要致力于发展新能源，建设智能电网，开展需求侧管理研究与应用等。

1.2  日本

目前，日本核电站的发电总量占其国家电力的30%，火电等一次能源约占比60%，水电、风电、光电等清洁能源占比10%。当前日本电力工业的主要任务是调整电源结构，增加核电和可再生能源比例，降低二氧化碳排放。日本政府结合自身国情，决定构建以发展新能源为主的智能电网，解决太阳能和风能大规模接入带来的稳定性、普及电动汽车、实现能源可视化管理等配用电领域的问题[4]。

2020年前，日本计划在全国高速公路建设100座充电站，推动新一代节能环保汽车的普及应用。预计2020年日本电动汽车使用量为27万辆，2030年则达到190万辆。海上风电能力增至1 GW以上，计划将风力发电能力增至目前的40多倍。

1.3  韩国

目前，韩国的电力结构分配为38%煤电，37%核电，18%天然气发电和6%石油发电，只有1%为可再生资源发电(绝大多数为水电)。韩国希望未来20 a将绿色能源在总能源中所占的比例提高到11%，智能电网将会是这项工作的重要组成部分。2006年，韩国总发电容量达到64.5 GW，峰值电量达到58.99 GW。预计到2020年，韩国电力公司在发电、输电、配电、用电等方面的投资保持稳步增长[5]。

为满足未来电力需求，韩国需要持续建设传统的大型热电厂，包括核电、煤电等。但由于环保要求的限制，韩国电力公司积极发展分布式能源，如冷热电联供、风电和太阳能发电等，这些分布式能源的出现对电力系统的运行和控制提出了较高要求。

 2  电网关键技术对比

2.1  特高压技术

2.1.1  中国

中国特高压技术于20世纪90年代开始研究，2006年开工建设第一条1000 kV交流线路，2009年顺利投入商业运行，成为世界上第一条商业化运营的线路，截至目前，已投运的特高压交流线路有3条，特高压直流线路有6条(国网4条，南网2条)，计划核准开工建设十几条特高压线路。

中国成为世界上唯一掌握特高压输电技术的国家，率先建立了特高压技术标准体系，形成特高压国际标准4项，国家标准27项，行业标准23项，特高压交流电压成为国际标准电压。借助示范工程，开发了具有自主知识产权的特高压交流输电工程技术，实现了科研攻关、工程设计、设备研制、成套设计、运输安装、调试试验和调度运行的全面自主化，特高压设备的综合国产化率达到90%[6]。

2.1.2  日本

日本最早于1973年起开始研究特高压输电技术，1988年开始建设第1条350 km的1000 kV试验线路，1995年建成，是世界上第2个建成特高压线路的国家。研究建设过程中，做了多项试验，初步验证了特高压技术的可行性。

在特高压交流输电技术领域，日本探索了一系列新技术、新方法，用于解决建设、装备及运行中的难题，如快速接地开关、高性能氧化锌避雷器、高吨位瓷绝缘子、组装式变压器、全组合式SF6变电站以及防雷绝缘、无功补偿等技术问题。相关研究试验为后续特高压输电技术研究积累了许多数据和经验，但日本特高压线路建成后一直按500 kV降压运行，未能实现真正意义的特高压输电，在实际运行上缺少借鉴。

2.2  大电网仿真及运行控制技术

2.2.1  中国

中国的装机容量、电网规模和发电量已均居世界第1位。近几年电网规模不断扩大，电压等级逐步提升，实现了1000 kV交流特高压、±800 kV直流特高压工程投产运行，电网仿真分析和运行控制领域的关键技术也取得了诸多突破。为满足大电网规划、运行、研究、培训等多方面的要求，在大电网仿真分析领域，开展的工作主要包括数模混合仿真、全数字实时仿真、机电-电磁暂态混合仿真、全电磁暂态仿真等仿真实验技术，以及PSD电力系统分析软件、电力系统分析综合程序等大型综合分析软件的开发，开发了电力系统动态安全评估和预警系统、电力系统动态计划校核系统等，解决了交直流混联电网、大规模交流同步电网、多馈入直流输电等大量仿真分析难题，目前正在开发建设新一代的全网仿真分析平台，以满足更大规模交直流混合电网的多方面需求[7]。

中国电网多年来依托“三道防线”保障电力系统的安全稳定运行，但伴随更多新能源发电接入及交直流输电工程投运，电压等级多、电网规模大，电网运行特性复杂，运行控制难度大。在大电网运行控制领域，结合在线分析决策技术，针对电网运行中出现的新特性和新问题，主要开展了交直流协调控制技术、源网荷协调控制技术、基于响应的稳定控制技术等方向的研发和应用，电网运行控制技术处于领先地位[8]。

台湾电网较为稳定，停电事故较少，南投至花莲的东西向输电线路是东西部电网的重要联络线，受电网规模影响，其运行控制较为简单。

2.2.2  日本、韩国

日本已形成以500 kV为骨干的全国互联电网，东西部地区分别采用50 Hz和60 Hz频率运行，日本电网从属于九大电力公司，电网间是弱联系，电量交换较少，且日本超高压输电的特点是距离短但容量大。韩国电力系统最高电压等级为765 kV，其发电和负荷也不均衡，有长距离、大容量输电的需求。由于日本、韩国面积较小，受地理等条件限制，均未与其他国家联网，自身规模不大，当前仿真工具和运行控制技术已能够满足要求。

在仿真领域，日本、韩国都已开始采用实时数字仿真来研究系统中的各种问题，如加拿大的实时数字仿真(real time digital simulation，RTDS)应用规模最大的就是韩国电力公司，有26个计算单元，可以模拟400多个三相节点。由于输电网规模较小，目前应用于小系统的电网仿真均可适用，技术更新的需求较小。

同样，在运行控制领域，由于电网规模较小，电网结构相对简单，运行控制问题不突出，当前主要开展基于广域监测系统(wide area measurement system，WAMS)的在线应用。日本应用WAMS技术进行在线全局动态监测，用于低频振荡研究，并在传统电力系统稳定器(power system stabilizer，PSS)中加入广域信号，构成广域PSS。韩国2002年投运8台相量测量单元(phasor measurement unit，PMU)组成集中式系统，每15 min完成1次预想事故的稳定计算，实现暂态稳定控制。

2.3  高级量测技术

国家电网公司于2008年底全面启动用电信息采集系统建设，分析采集系统的建设现状及应用需求，深入研究采集系统建设中有关主站、采集设备、电能表、通信协议、通信接口、安全防护、检验检测、运维管理、增值服务等，制定涵盖主站、采集终端和智能电能表的标准体系，确定了标准数据模型，形成采集系统标准化设计方案，开展关键技术研发和系统建设试点工作[9]。2015年12月，国家电网公司已经安装3.16亿只智能电能表和1059万只采集终端。用电信息采集系统全面建成后，作为公司SG186信息系统的子系统，为公司加强精细化管理提供强大的数据支撑，并满足用户需求侧管理的要求，为用户提供用电信息实时查询和有针对性的用电建议等服务[10]。

台湾地区由于地狭人多，新增电力设施困难较大，短期内难以解决电力不足问题。因此，加强电力需求侧管理并整合分布式能源成为当前技术开发的主要目标。自2010年起，台湾科技部主导推出“智能电网与读表主轴项目计划”，并注重关键技术开发与制定系统建设工作方案。2013年，台湾启动智能电能表应用和用电信息采集系统建设，在2020年完成建设目标80%，2030年前完成全部建设工作。台湾地区用电信息采集系统建设模式和技术方案与大陆地区基本相似。截至2015年10月，台湾电力公司已为全部专变用户安装了智能电能表和采集设备，并建设覆盖1万户居民用户的用电信息采集试点工程。虽然台湾地区用电信息采集系统建设起步较晚，但其规划阶段就与智能家居相结合，技术要求起点较高。此外，台湾地区智能电能表成本远高于大陆，大陆智能电能表有较大的市场输出潜力。

日本电力中央研究所于2009年7月成立了智能电网研究会；2010年开始，日本东京电力、东京工业大学、东芝公司和日立制铁机械株式会社等单位将在东京工业大学校园内联合开展日本智能电网示范工程试验。用太阳能电池板供电，剩余电量储存在蓄电池中或销售给电力企业。东京电力和关西电力等电力公司投资构建第二代智能电网，目标是除在所有家庭安装智能电能表以外，还计划加强送变电设施及蓄电装置建设。智能电能表作为第二代智能电网的核心设备，主要测量每个家庭电力消费情况，随时掌握太阳能发电量等信息。2010年起，东京电力为居民用户安装2000万只智能电能表。关西电力为居民用户新装40万只智能电能表，更换智能电能表数量约为1200万只。预计2020年前，日本智能电能表需求量约5000万只，投资计划超过1万亿日元[11]。

韩国在济州岛开展大规模智能电网实验，采用住宅监控与智能电表等结合的模式，开展智能住宅实验计划，涉及济州岛南部地区的6000多个家庭用户，参与实验的家庭用户利用屋顶的太阳能面板发电。该实验计划持续到2013年，韩国电力公司通过获得设备的性能、居民的反应等各种反馈，来研究解决商用化过程中的各项课题。韩国拟于2016年完成为国内半数家庭安装节能智能电表的计划，以帮助消费者更准确地了解用电情况，同时具有智能信息记录功能的智能电表还可为将来阶梯电价收费等政策的制定提供参考数据，为国家电力供应提供指导[12]。

2.4  需求响应技术

目前，中国大陆在需求响应系统开发、试点项目实施过程中，借鉴了开放式自动需求响应(OpenADR)的有关内容，但更多的是立足国内现状，基于电网企业相关业务应用系统(如负控、用采等)，建设需求响应平台，通过招募负荷聚合商等对电力用户侧负荷资源进行统一调控[13-17]。同时，我国的需求响应机制和项目设计，多数情况下由政府主导，参与用户以工商业用户为主[18-19]。无论是天津中新生态城需求响应试点项目，还是由北京、上海、佛山、苏州等地政府部门主导的相关项目，都取得了较好的效果，并带动了相应技术的开发。但受大陆电力体制和电价政策的约束，在需求响应机制和项目设计方面的研究进展相对缓慢，还远没有发展到完全依靠市场价格去实现需求响应的阶段[20]。

台湾在需求响应实施过程中，综合考虑了需求侧能源管理和分布式电源接入所起到的虚拟调峰作用，将需求响应资源、分布式电源(含储能)以及管理节能措施进行统一调配和优化管理。台电综研所、台湾成功大学等单位基于OpenADR开展了需求响应系统开发与项目试点，其中负荷聚合系统通过了美国OpenADR联盟的协议一致性测试，符合接入上层自动需求响应服务器(auto demand responseserver，ADRS)的技术条件。

日本在实施需求响应过程中，依赖OpenADR开展系统建设，参与用户以居民和商业用户为主。日本依托京阪奈(京都府)、横滨智慧城市建设[21]，将需求响应技术与其他系统融合，实现供需互动、削峰填谷和高效用能的目标。以商业设施、工厂、集合住宅和独立住宅为对象，实证了安装了太阳能发电系统、家庭能源管理系统(home energy management system，HEMS)和区域能源管理系统(central energy management system，CEMS)，向需求方提示引导节电的电价方案和奖励措施，实施了国内最大规模的需求响应(demand response，DR)实验，使削峰等接近计划值的DR运行精度也得到提高。采用尖峰电价手法，实现最大削峰15.2%；通过面向楼群的需求响应实现削峰20%；通过智能楼宇能管系统(building energy management system，BEMS)、工厂能管系统(factory energy management system，FEMS)，实现削峰约30%。此外，还研究并实证了电动汽车充放电环境下的DR，通过改善汽车导航的DR请求画面来提高削峰率，从电动汽车(electric vehicle，EV)充电管理系统向EV用户发出削峰和移峰的需求[21]。

韩国于2014年11月25日提出需求响应市场新规范，反映了从“可靠供电”到“高效用电”的能源规范转变。从传统的成本定价、集中发电、短期需求侧管理向基于需求和能效的动态定价、基于信息通信技术的需求侧响应、集中需求能效管理转变。市场开放6个月后，共有12个注册负荷聚合商，954个用户参与，1550 MW负荷得到验证测试。在需求响应市场中实施能够反映首尔都市区需求响应资源社会价值的区域定价法(容量+最大变化量成本法)。

2.5  信息通信技术

信息通信技术(information and communication technology，ICT)是促进电网建设和发展的重要支撑技术，中日韩在电力ICT技术发展过程中有共性，也有差异。

中国电网的骨干传输网光缆总长度已达到115.8万km，110(66) kV以上电压等级变电站光纤覆盖率达到100%，正逐步扩展延伸至35 kV变电站；终端通信接入网总体覆盖率为45.66%，其中10 kV PON网络光缆长度达到16.7万km，其他通信方式还包括电力线载波(power line carrier communication，PLC)、无线专网等，并将基于2G/3G/4G无线公网统一建设电力无线虚拟专网，承载运检、营销、基建、物资等电力业务。日本输变电通信网络主要采用自建光纤和微波，终端通信接入网已覆盖包括农网在内的全部配电网，目前正向用户侧延伸，以承载日益增加的分布式光伏、电动汽车、家庭智能用电等智能电网业务。其中，配网无线主要租用NTT DoCoMo、KDDI等运营商网络，PLC和IEEE 802.15.4 g主要用于HEMS和BEMS。韩国依托其在互联网基础设施，尤其是光纤资源的优势发展电力通信业务，并充分利用三星、LG等IT巨头的影响力，在应用层通信规约方面与ISO、IEC、IEEE、Zibgee等国际标准组织接轨，也提出了通信IP化和数据服务化的重要性。台湾地区的电力ICT技术应用相对滞后，也未设置独立的电力信息通信研究机构，但其提出的运用大数据与云计算技术提供用电增值服务的研究计划较具有前瞻性。

总体来看，中(含台湾)、日、韩的电力骨干通信网都已基本完善，目前各方建设的重点是配用电侧的终端通信接入网，中国大陆在顶层设计、统筹规划、标准制定等方面体现出了体制优势，因而在网络规模、覆盖率、多网融合等方面保持领先；各方对云计算、大数据、物联网、移动互联等ICT新技术的应用都处于探索阶段，由于我国政府“互联网+”[22]以及公司全球能源互联网战略蓝图的提出，中国大陆已率先将新一代互联网技术付诸实践于能源电力领域，并提出ICT技术对电网发展由支撑到驱动再到引领的行动计划。

 3  电网关键技术趋势分析

3.1  特高压技术

特高压交直流输电技术已经比较成熟，装备设备应进一步降低成本，朝向高可靠、少维护，小型化或组合式发展。当前仍然处于特高压建设的过渡期，未来研究需更多关注成网后特高压系统的系统问题。具体包括：

1）特高压系统精细化设计及高端装备研制。

加强提升特高压系统的精细化、规范化设计，提高特高压设备及运维技术水平。考虑地理地形、天气环境、环保及运输等限制，研制组合式设备或进一步小型化，提高设备的可靠性，降低维护成本。

此外，需研制在特高压系统中应用的新型套管、新型FACTS装置、电子式互感器等高端设备。

2）特高压系统电网构建及安全稳定控制技术。

伴随特高压输电工程逐步投运，将进一步形成特高压电网，需研究论证特高压输电工程建设时序、电网结构以及系统的安全稳定水平，特别是成网初期与500 kV电网间的相互影响及耦合关系，研究分析特高压系统的故障模式和故障特征，以及围绕特高压系统安全稳定运行的风险预警和综合防御技术等。

3.2  大电网仿真及运行控制技术

1）全过程、多尺度、精细化仿真技术。

为应对电网日益增加的规模及运行复杂性，电力系统仿真技术对仿真的要求越来越高，要求对暂态、次暂态、稳态乃至中长期的电力系统进行仿真，仿真精度也要求更加严格，仿真技术进一步追求全过程、多尺度、精细化。

2）在线实时仿真技术。

大电网运行变化快，特性复杂，需加强在线实时仿真分析的能力，快速地判断系统运行状态，做出分析决策，辅助调度人员控制运行。引入并行计算、云计算等先进技术，实现大规模混合电网的超实时仿真，应用于系统的运行分析与控制。

3）大规模混合仿真技术。

电网中直流输电线路增多，与交流系统间的相互影响逐渐凸显。交直流系统间的机电暂态过程和电磁暂态过程相互交织，对传统仿真带来了较大的挑战，在全电磁暂态受限于电网仿真规模的情况下，需研究满足大规模交直流混合电网的机电-电磁混合仿真技术。

4）在线分析与控制技术。

随着PMU广泛布点，电网在线应用逐步具备了可行性。分析和控制技术也逐步走向广域化、在线化。应进一步加强基于响应的大电网安全稳定控制技术，以及大电网在线安全评估及预警技术。

5）集中协调与分散自治运行控制技术。

各区域电网间的同步或异步联网程度增加，跨区功率交换大规模增加，应进一步发展广域集中源网荷协调控制，跨区交直流协调控制等技术。此外，应进一步研究继电保护和安全稳定控制间的协调关系，进而梳理三道防线间的协调配合。同时要发挥就地紧急控制的快速性优势，研究基于本地信息的分散自治控制。

3.3  高级量测技术

全球能源互联网是集能源传输、资源配置、市场交易、信息交互、智能服务于一体的“物联网”，是共建共享、互联互通、开放兼容的“巨系统”[1]。应用信息通信技术实现量测设备的互联互通，功能满足按需扩展，信息就地存储处理与云计算技术相结合，充分发挥高级量测系统的网络化、互联化功能，使其成为能源互联网的重要组成部分，为建设全球能源互联网提供基础信息交互和智能服务。

1）互操作技术。

实现电网与用户的双向互动是未来智能电网的重要发展方向，电力客户逐渐成为电力系统运行和互操作的重要参与主体。互操作技术除为电力企业提供电网全维信息外，还要满足不同用户的个性化需求，综合运用手机客户端、智能用电终端、线上个人账户等双向互动平台，为用户提供实时电价和用电信息查询，下发节能方案、提示安全用电信息等相关内容，指导用户调整用电行为，降低用电成本，提高用电效率。

2）双向计量技术。

分布式电源、储能电池和电动汽车的发展及应用不仅可以解决用户用能问题，还可将富余的电能反馈到电网中，电能计量方式从单向计量转变为双向计量模式，传统的单向计量技术不能满足分布式发电应用的需要，研究和应用双向计量技术将会有良好的发展前景。

3）用电信息智能分析与数据挖掘技术。

高级量测系统采集的数据量大、面广、频度高，智能电网高级应用对数据分析和挖掘技术提出了较高要求。但目前在用电信息数据应用方面缺乏智能化分析手段，不能从海量数据中快速提取有用信息，为供电电能质量监测、分析用户用电行为、指导用户科学用电、实施节能减排政策、优化能源结构提供理论依据。因此，研究用电信息智能分析与数据挖掘技术，提高计量设备量值、状态在线监测与智能诊断能力是目前迫切需要解决的关键问题，也是高级量测技术发展和应用面临的巨大挑战。

4）信息安全技术。

高级量测技术是采集、传输和存储海量用电数据的基础。为确保数据安全传输和系统可靠运行，需要加强信息安全技术在系统安全、访问控制、网络安全、数据安全等方面的研究和应用，从系统主站、信息通信、采集设备、计量仪表等方面建立牢固可靠的安全防护系统，保证数据传输和存储的完整性、机密性和可用性。

3.4  需求响应技术

1）应用场景。

未来，需求响应技术应用将从传统的应对电网负荷尖峰削减负荷，解决电网薄弱环节过载问题，逐步向以电网为纽带，实现电源(含各类分布式电源)、电网及负荷侧(含电动汽车等新型负荷)双向互动方向发展，最终实现全社会综合能源互联互济、绿色低碳和高效利用，既可支撑广域的全球能源互联网，也可应用于用户侧分布式可再生能源、清洁燃料、储能、热泵、冷热电负荷及微能源网之间的协同互动。

2）机制及商业模式。

未来，需求响应业务的发展更多依赖健全的政策机制、创新的商业模式以及广大电力用户的积极参与。在社会用能绿色、高效、经济的目标下，考虑可再生能源的间歇性、负荷不确定性，保障用户各种用能需求的同时随需而入、即插即用，需充分发挥在线的荷-网-源协同统一调控平台大数据分析、预测、调控及效果评价功能，构建以大数据分析、云架构为支撑，以数据为核心的能源生态系统。政府(行业协会)为主导，能源服务公司、负荷聚合商、传统能源供应商、第三方主体及终端用户等相关各方共同参与，制定契合全体能源生态系统各参与主体的政策机制，探索形成可持续发展的市场化商业运营模式。

3）信息模型及通信规范。

随着用户侧设施智能化水平的提升，需求响应业务的实现将更多依赖信息流在需求响应服务商、需求响应聚合商以及电力用户等参与方之间的可靠交互。以OpenADR为基础，制定统一的本地化信息模型及通信规范，开发具备互联互通的需求响应软件平台及终端设备。届时，用户侧设施只要具备通信、电参数量测等功能，即可参与需求响应；用户可以登陆负荷聚合商或需求响应服务商的管理系统，负荷聚合商或需求响应服务商开展需求响应业务所依赖的平台也将更加注重与其他相关业务应用系统间的信息交互，在提高信息共享能力的同时，降低需求响应业务的执行成本。

3.5  信息通信技术

1）云计算技术。

研究适用于电网应用的统一云平台架构是未来电力云的研究重点，支撑电力系统控制、电网运维管理、企业运营监测，也是实现能源互联网全球资源配置的技术路径之一。通过电力通信网随时随地、按需定制、灵活便捷的获取计算资源，包括网络、服务器、存储、应用和服务等，从而盘活电网计算资源，提升资源利用效率，实现灵活调配和高效运转。需要研究面向智能电网应用统一部署、负载均衡、公共IT组件、运行支撑的应用服务资源池关键技术，突破面向海量信息分析与复杂应用处理的软硬件资源负荷预测关键技术，加快完成云环境下智能电网业务计算和应用关键技术研发和试点验证，提升生产控制云、企业管理云、电网服务云支撑能力。

2）大数据技术。

大数据是指无法在一定时间内用传统数据库软件工具对其内容进行提取、管理和处理的数据集。大电网拥有大数据资产，以数据为核心，建立数据、数学与业务的关联并进行模型分析，是电网大数据创新应用的关键点和难点[23]。中国紧密结合电力行业业务与数据特性，自主设计研发了跨专业的电力大数据统一平台，平台具备对离线与实时数据的采集能力、对结构化和半结构化数据的存储与计算能力，可提供多种数据分析挖掘算法与敏捷BI可视化展现等功能，并通过数据驱动的工作流、平台管控、数据管控等模块，实现对平台技术与数据资源的有效管理。需进一步加快研究满足智能电网各业务的统一数据模型，开展基于大数据平台的城市电网辅助规划、生产控制、运维检修、营销计量、用户用电行为分析、负荷预测等技术研发。

3）泛在网技术。

物联网、移动互联、软件定义网络、下一代互联网(IPv6)及企业卫星通信网等新技术将构建天地协同、无缝切换、广域覆盖的异构融合泛在网体系，有力支撑已有业务的升级及新兴业务的拓展。需进一步加强泛在网顶层设计，突破电网跨区互联大容量远距离传输技术和工业级高可靠低延时配用电通信技术，承载多种新能源并网、保护及采集装置通信接入技术需求。同时，智能传感、模式识别等基础感知技术也将为电网设备状态实时采集、智能监测、故障预警提供高效手段，提升电网全程在线感知的广度和深度[24]，实现电网的IT化和可知可控，真正形成电网信息物理融合系统(power grid cyber physical system，GCPS)[25]。

4）工控安全技术。

工业控制系统的网络与信息安全问题是关系到电网生存性和抗毁性的重要技术。开展电网工控系统安全态势感知与综合防御技术研究，突破面向电网工控系统的可重构专用安全密码算法和智能主流芯片的渗透测试及逆向分析技术，基于多源异构工控终端监测数据采集，研究工控终端典型攻击检测与深度分析关键技术，建立电网工控系统安全漏洞库与网络攻防靶场，加强网络战环境下电网工控系统生存性能力建设。

 4  泛东亚能源互联网探讨

从资源、负荷分布及各国电力需求角度出发[26]，

东亚及北亚具备电网互联的基础。基于全球能源互联网战略构想，本文在东亚和北亚这一局部地域提出构建“泛东亚能源互联”远景设想。

1）蒙古南部地区为戈壁沙漠，煤炭、风力资源丰富，可打捆外送至中国东部和中部地区。

2）俄罗斯远东地区煤炭、水力资源丰富，可在中俄黑河±500 kV直流联网工程的基础上，进一步扩大联网规模，承接俄罗斯电力输入及未来极地风电开发。

3）朝鲜半岛的资源分布不均匀，资源大部分都分布在朝鲜境内。主要矿产资源储量占整个半岛储量的80%~90%。但朝鲜电力基础薄弱，常年缺电。如果实现与中、韩、日电网互联，在联网初期可解决电力短缺问题，完成电网建设和大规模电源开发后，可以将富裕电力外送。韩国、日本均属于能源短缺国家，电网互联可以在负荷高峰季节解决电力短缺的问题，同时减少了电源投资，通过市场手段实现资源互补[27]。

此外，台湾与福建联网也具备较好的基础和条件，一方面联网点位于台湾的西部地区，网架结构强，紧邻负荷中心，另一方面，可以提高台湾电网的安全稳定水平，提高其抗灾防御能力，同时也有利于台湾电网进一步提高新能源接入比例，节能减排。从经济角度，大陆与台湾的上网电价差也符合支撑台湾向大陆购电的电力输送需求。

笔者认为，因地缘优势，泛东亚联网在全球能源互联愿景中最具备先期研究的可行性，符合中国及周边国家和地区的能源资源配置需求，具有天然的互联基础和联网需求，从能源资源分布来看，东亚各国的能源资源可以实现优化配置，具备互补性，在良好的市场机制和价格杠杆的基础上，可以实现多方共赢的目标，可以进一步突破当前资源能源交易中的贸易壁垒。在电网互联技术层面，中国具有多年来丰富的运行经验和国际上领先的电网运行控制技术，依托坚强的中国大电网，各国与中国电网互联可以得到有力的支撑和保障，各种形式的联网也具备可以实施的技术保障和工程基础。

能源互联是基于多端、平等、交互、共享等原则和理念的能源配置平台，可实现全局能源资源优化配置，并以构建清洁、绿色能源体系为目标，通过合理的商业模式和自由的市场交易机制，以合作、对等、共赢的理念运作，双向通道，自由运作，可以满足各国能源资源的优化配置需求及可持续发展的发展要求。

对于泛东亚电网互联，比较具备可行性的是通过直流联网，中国常规高压和特高压直流输电技术已经世界领先，并有丰富的建设和运行经验，当前已建和在建的先进直流输电技术(柔性直流输电)也发展迅速，可以为泛东亚电网互联提供一种更灵活先进的可行性输电方案。中国的电网安全运行控制技术可以为跨国电网互联提供安全保障，同时可以结合日本先进的电力数字化、信息化技术，提升联网的监控采集能力和智能化水平。

5  结论

1）中国独有的特高压技术在海外(如巴西等国家)已有应用需求，需进一步推进完善特高压国际标准体系，为技术输出和工程应用奠定基础。

2）在大电网仿真及运行控制领域，已积累了丰富的经验，特别是在应对交直流混联、大规模新能源接入等电网新问题、新特性方面，提出了一系列新的分析方法和解决方案，日本、韩国等国家对此非常关注。

3）中国高级量测(advanced metering infrastruc-ture，AMI)建设为亚洲地区在智能电能表推广应用及需求侧管理领域的蓬勃发展提供了良好的借鉴经验，尤其是系统建设方案、智能电能表、采集设备、主站应用平台、安全防护体系等核心技术和台湾地区、日本、韩国相比，处于国际领先水平，其他国家基本处于建设初期，具有大范围市场需求。因而，中国AMI技术可以作为具有国际竞争力的核心业务输出到国际市场。

4）需求响应技术应用方面，日本积累了大量实证经验可供借鉴，尤其是家庭能源管理系统、楼宇能管系统、电动汽车充放电环境下的DR、工厂能管系统及区域能源管理系统与电网互动方面。2016年后中国大陆完全的零售竞争将提高用户满意度，在可再生能源发展和电力市场监管改革的形势下，需求响应的重要性将会进一步提升。国家电网公司电能服务平台积累了海量用户用能信息，通过挖掘平台数据获取用户用能行为模式，结合可再生能源系统预测、控制及电网调控信息，智能电网与用户双向互动的途径、内涵将更加丰富，适应中国本地化的电力需求响应相应技术、标准、装置及辅助机制的研制与应用工作亟需开展，加速培育需求响应技术市场。

5）中日韩三国由于其经济发展、网架结构、技术战略的不同，其信息通信技术的应用也呈现不同特征。未来电力通信网将形成光纤为骨干，电力线载波和无线为补充，企业卫星为辅助的天地协同、公专结合的广泛互联网络基础设施，在“互联网+”和全球能源互联网背景下向通道智能化、标准统一化、开放共享化、对等交互化方向演进。同时，未来电网将呈现信息-物理高度融合的技术特征，基于云计算和大数据技术，电网现有信息架构将逐步向统一的云平台和大数据平台迁移，电网的计算资源和数据资产的利用将更加高效，对推动电网创新发展的作用将更加突显。

通过近几年与韩国、日本等电力部门开展的技术交流与合作，从地缘条件和资源禀赋来看，东亚地区具备互联的需求和基础，可以借鉴欧洲的电力市场交易机制，构建以东亚和北亚为中心的电力互联网和市场交易区，实现各国能源资源的合理配置，从全局出发，减少能耗和损耗，达到共赢互惠的目的。