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坚强智能电网总报告04293
自主创新、国际领先
坚强智能电网
综合研究报告
(初稿)
“坚强智能电网体系研究”技术综合组
2009年4月28日
前言
电网是经济社会发展的重要基础设施,实现电网的安全稳定运行、提供高效优质清洁的电力供应是全面建设小康社会和构建社会主义和谐社会的重要保障。
进入二十一世纪以来,国内外电力企业、研究机构和学者逐步形成“智能电网”的未来电网发展理念,并着手开展一系列研究与实践工作。
作为全球最大的公用事业企业,国家电网公司以高度的社会责任感,积极推动电网技术的创新与发展,推动能源开发和利用方式的变革。
在对我国能源资源格局、负荷分布特点以及未来发展趋势等开展了大量研究分析的基础上,结合世界电网发展新趋势以及我国电网发展改革的实际,立足于服务发电企业、服务用户、服务社会的基本理念,提出了规划建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础,利用先进的通信、信息和控制技术,构建以信息化、自动化、数字化、互动化为特征的国际领先、自主创新、中国特色的坚强智能电网的战略发展目标,形成了“一个目标、两条主线、三个阶段、四个体系、五项内涵、六个应用环节”的坚强智能电网发展战略构架,确定了分阶段建设目标和重点任务,拟定了坚强智能电网技术发展路线,并对坚强智能电网建设目标实现后在节能、环保、社会服务以及带动经济社会发展等方面的社会经济效益进行了初步分析评估。
1.建设坚强智能电网的重要意义
电网是经济社会发展的基础设施和重要的公用事业,是现代化建设的基本保障,关系国家能源安全和国计民生。
建设坚强智能电网,充分发挥电网在资源优化配置、全面服务国民经济发展中的作用,对我国经济社会全面、协调、可持续发展具有十分重要的现实意义。
一是满足经济社会快速发展需要。
预计到2020年,中国全社会用电需求及相应的发电装机总规模均将达到现有水平的2倍以上,需要电网加快发展,满足经济社会快速发展的用电需要。
二是优化能源布局与结构。
我国能源资源分布与生产力布局极不平衡,以煤为主的消费格局将在一定时期内长期存在。
建设坚强智能电网,有利于促进大型能源基地集约化开发及低损耗输送,推动风电、光伏发电等可再生能源和低碳化能源发展。
三是服务资源节约型、环境友好型社会建设。
推动可再生能源和用户侧新型电能利用模式的发展,提高清洁的电能在终端能源消费中的比重,降低一次能源消耗,减少粉尘、二氧化硫等污染物排放。
四是提高供电安全可靠性和服务水平。
高新技术产业发展和人民生活水平提高,需要电网依靠技术进步和管理提升,进一步提高供电安全可靠性、电能质量和用户服务水平,更好地服务经济社会发展。
五是实现更好的社会经济效益。
优化机组运行方式,提高能源利用效率,创新供电业务模式,提供更加完善的用户增值服务。
2.国内外智能电网研究现状
2.1国外智能电网发展概况
目前,美国、欧洲等国家电网正在结合各国经济社会发展特点,积极开展智能电网研究和实践工作。
在电网发展基础方面,各国电力需求趋于饱和,电网经过多年的快速发展,架构趋于稳定、成熟,具备较为充裕的输配电供应能力。
在研究驱动力方面,美国主要是对陈旧老化的电力设施进行彻底地更新改造,欧洲国家主要是促进并满足风能、太阳能和生物质能等可再生能源快速发展的需要。
在功能目标方面,是利用先进的信息化、数字化技术提升电力工业技术装备水平,提高资源利用效率,积极应对环境挑战,提高供电可靠性和电能质量,完善社会用户的增值服务。
在国家战略方面,智能电网已成为国家经济和能源政策的重要组成部分,积极应对国际金融危机,加大基础产业投资,拉动国内需求,推动劳动就业。
在研究重点方面,主要关注与用户的双向互动、关注可再生能源和分布式电源发展与管理、注重商业模式和技术手段创新,关注配电和用户环节的研究实践。
2.2我国智能电网发展现状
近年来,我国已深入开展了现代化电网建设运行管理相关的研究和实践工作,部分项目已进入试点阶段,大量科研成果已转化并广泛应用到实际工程中,部分智能电网技术和装备已处于国际领先水平,为建设坚强智能电网提供了技术支撑和设备保障。
一是在特高压输变电核心技术和设备国产化上取得重大突破,为坚强智能电网发展提供了重要的技术支撑。
全面掌握了特高压输变电核心技术,成功研制了代表世界最高水平的全套特高压交流设备,形成了目前世界上实验能力最强、技术水平最高的特高压试验研究体系,建立了全套的特高压工程设计、施工和运行维护技术规范体系。
二是大电网安全运行控制能力、继电保护技术和装备水平已居于国际领先地位。
广域测量控制系统的功能和应用达到领先水平,向量测量装置(PMU)在世界上投运数量最多,国产化性能、精度、处理能力均优于国外产品;中国自主研发的能量管理系统(EMS)在省级以上调度机构得到了广泛的应用并达到国际先进水平,自动电压控制、继电保护和安稳控制装置等方面具有明显技术优势。
三是依托先进可靠的电力通信网络建成高效集成的统一信息系统平台,为坚强智能电网发展提供了可靠的信息支撑。
建成“三纵四横”的电力通信主干网络,形成了以光纤通信为主,微波、载波等多种通信方式并存的通信网络格局;以“SG186”工程为代表的国家电网信息系统集成开发整合工作已取得阶段性成果,ERP系统已完成建设试点并开始大规模推广。
四是用户侧自动抄表量测、定制电力、用户双向互动服务逐步开展,为坚强智能电网发展积累了丰富的实践经验。
从上世纪90年代开始,中国逐步开展负荷管理、集中抄表等用电信息采集系统试点建设,研究制定统一功能规范。
五是在大规模可再生能源的集中并网及储能领域取得重要研究成果,为坚强智能电网发展提供了大量的技术储备。
深入开展了光伏发电监控及并网控制等关键技术研究;建立风电接入电网仿真分析平台,制订了风电场接入电力系统技术规定等相关标准,建立了国内唯一具有专业资质的风电检测机构;对电化学储能等前沿课题开展基础性研究。
六是我国坚强智能电网试点工作已逐步开展。
2007年在华东电网启动了高级调度中心、统一信息平台等试点建设工作。
2008年在华北、上海电网启动了数字电表等用户侧智能电网试点建设工作。
3.总体发展目标和基本架构
3.1总体发展目标
我国坚强智能电网发展的总体目标是:
以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础,利用先进的通信、信息和控制等技术,构建以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。
坚强智能电网能够友好兼容各类电源和用户接入与退出,最大限度地提高电网的资源优化配置能力,提升电网的服务能力,保证安全、可靠、清洁、高效、经济的电力供应;推动电力行业及其它产业的技术升级,满足我国经济社会全面、协调、可持续发展要求。
3.2特征与内涵
坚强智能电网的基本特征是技术上体现信息化、数字化、自动化、互动化,管理上体现集团化、集约化、精益化、标准化。
信息化、数字化、自动化、互动化是坚强智能电网的基本技术特征。
信息化是坚强智能电网的基本途径,体现为对实时和非实时信息的高度集成和挖掘利用能力;数字化是坚强智能电网的实现基础,以数字化形式清晰表述电网对象、结构、特性及状态,才能实现各类信息的精确高效采集与传输;自动化是坚强智能电网发展水平的直观体现,依靠高效的信息采集传输和集成应用,实现电网自动运行控制与管理水平提升;互动化是坚强智能电网的内在要求,通过信息的实时沟通及分析,实现电力系统各个环节的良性互动与高效协调,提升用户体验,促进电能的安全、高效、环保应用。
坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动是坚强智能电网的基本内涵。
坚强可靠是指拥有坚强的网架和强大的电力输送能力,可提供安全可靠的电力供应,是中国坚强智能电网发展的物质基础;经济高效是指提高电网运行和输送效率,降低运营成本,促进能源资源的高效利用,是对中国坚强智能电网发展的基本要求;清洁环保是指促进可再生能源发展与利用,减少化石能源消耗,提高清洁电能在终端能源消费中的比重,降低能耗并减少排放,是经济社会对中国坚强智能电网的基本诉求;透明开放是指为电力市场化建设提供透明、开放的实施平台,提供高品质的附加增值服务,是中国坚强智能电网的发展理念;友好互动是指灵活调整电网运行方式,友好兼容各类电源和用户接入与退出,激励电源和用户主动参与电网调节,是中国坚强智能电网的主要运行特征。
3.3基本构架
电网基础体系、技术支撑体系、智能应用体系、标准规范体系是坚强智能电网的四大体系。
电网基础体系是电网系统的物质载体,是实现“坚强”的重要基础。
技术支撑体系是指先进的通信、信息、控制等应用技术,是实现“智能”的基础。
智能应用体系是保障电网安全、经济、高效运行,最大效率利用能源和社会资源,提供用户增值服务的具体体现。
标准规范体系是指技术、管理方面的标准、规范,以及试验、认证、评估体系,是建设坚强智能电网的制度保障。
3.4总体发展阶段
坚强智能电网分为三个发展阶段,按照“统一规划、分步实施、试点先行、整体推进”的原则建设实施
2009~2011年为第一阶段,即研究试点阶段。
完成坚强智能电网的整体规划,形成顶层设计;加强各级电网建设,开展关键性、基础性、共用性技术研究,进行技术和应用试点。
到2011年,坚强智能电网关键技术试点工作全面开展。
建设“三华”同步电网,“两纵两横”特高压网络架构基本形成;电网具备接纳国家规划发展的可再生能源发电规模;完成智能变电站建设及改造试点工程;建成智能调度技术支持系统整体试点;全面开展智能用户服务关键技术研究,研发智能用电设备,完成智能配电网示范性工程建设;完成“SG186工程”。
2012~2015年为第二阶段,即全面建设阶段。
形成坚强智能电网建设标准,规范建设要求;跟踪发展需要、技术进步并进行建设评估,滚动修订发展规划,坚强智能电网建设全面铺开。
到2015年,基本建成坚强智能电网,关键技术和装备达到国际领先水平。
基本建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的国家电网;具备接纳和优化配置大型火电、水电、核电和可再生能源基地电力的能力;在电网部分重要区域内开展枢纽变电站智能化建设和改造;初步建成智能调度中心,智能调度技术支持系统达到国际领先水平;双向互动服务在大中城市得到推广,在有条件的地方开展分布式能源试点;基本建成SG-ERP系统。
2016~2020年为第三阶段,即完善提升阶段。
在全面建设的基础上,评估建设绩效,结合应用需求和技术发展,进一步完善和提升中国坚强智能电网的综合水平,引领国际智能电网的技术发展。
到2020年,全面建成坚强智能电网,技术和装备全面达到国际领先水平。
建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的更加坚强的国家电网;发电及需求之间实现实时互动反馈;超过50%的关键变电站实现全站设备的智能化;建成安全防御、运行优化、高效管理三位一体的智能调度体系;智能化用电设备得到广泛应用,双向互动服务全面推广;分布式能源系统以及具备发电能力和用电功能的各种终端用电设备实现“即接即用”;全面建成SG-ERP系统,信息化达到国际领先水平。
4发展路线
4.1发展思路和原则
坚持从中国国情出发,以社会用户服务需求为导向、以先进科学技术为手段、以满足经济社会可持续发展为目标,着眼于未来电网发展趋势,以坚强网架为基础、以信息平台为支撑,全面落实“电力流、信息流、业务流”一体化融合的智能电网理念,构建高度一体化的贯穿发电、线路、变电、调度、配电和用户各环节的电网可持续发展体系。
建设坚强智能电网,必须把握以下基本原则:
一是坚持以特高压为骨干网架,各级电网协调发展;二是坚持以信息为支撑平台,贯穿智能电网各业务环节;三是坚持以智能调度为协调运作中心,覆盖智能电网各业务环节;四是坚持整体规划、统一部署、试点先行、平行推广。
4.2发电环节
4.2.1发展基础
为实现机网协调发展,公司深入开展了大规模可再生能源发电运行控制、发电出力预测、电网接纳能力、对电网安全稳定影响等关键技术研究,制订并网技术标准;研究开发了风电功率预测示范系统,建立了风电接入电网仿真分析平台。
我国发电机励磁、调速等设备已实现了数字化、自动化;风电等新能源发电运行控制技术已取得突破。
我国电源结构以火电为主,水电、抽水蓄能、燃气发电等快速调节电源不足,随着可再生能源的加快发展,电网调峰的矛盾日益突出;抑制电力系统低频振荡、发电机次同步振荡/谐振的技术需要进一步研究;风电场运行、控制、调度等技术水平较低,不能满足大规模接入电网要求;光伏发电控制及并网技术处于起步阶段;250MW及以上蓄能机组主设备国产化率较低。
4.2.2发展目标
积极采用先进、高效的多元化发电技术,实现电源发展方式集约化、结构布局科学化、并网接入标准化、运行控制智能化;实现机网信息的双向交换,提高电网对发电侧的控制水平,提高发电装备综合使用和能源利用效率,促进节能降耗;强化电源支撑能力,优化机组运行方式,提升机网协调水平,实现可再生能源有序接入,保障电力系统安全稳定运行。
2009~2011年,实现机组重要运行参数在线监测,建成基于实测的统一模型参数数据库;建成风电和太阳能发电研究中心,在新能源发电运行控制、功率预测技术等方面取得突破;30个以上10万千瓦级大型风电项目并网发电,风电总装机超过500万千瓦。
2012~2015年,实现机组主要设备工况和故障的在线监测;风电、太阳能发电等新能源信息化、数字化和自动化技术得到普遍应用,大型风电场建立功率预测系统;光伏系统应用总量超过40万千瓦。
2016~2020年,常规机组快速调节和深度调峰等灵活运行技术得到广泛应用;所有并网风电场实现风电功率预测;可再生能源有序并网发电,并与电力系统的协调经济运行。
若干个200万千瓦以上的风电大省,6个百万千瓦级大型风电基地,50万千瓦海上风电并网发电,风电总装机超过1亿千瓦。
4.2.3技术路线
以国家能源发展战略为导向,以自主创新为主导,自主研发与引进吸收相结合,提升机网协调水平,研究火电、水电、核电、燃气机组等各类电源的运行和控制技术,提升电源的信息化、数字化、自动化和互动化水平;依托国家风电技术与检测研究中心、太阳能发电技术与检测研究中心建设等重点工程,加快新能源发电及其并网技术研究,规范新能源的并网接入和运行;以300MW抽水蓄能机组国产化为契机,进一步提升蓄能机组调节速度和能力。
4.2.4重点工程
建设风力发电技术研究中心:
在中国电科院建设国家风电技术与检测研究中心。
风电试验基地占地面积18.7平方公里,试验机位30个,最大单机容量6MW,联网电压等级220千伏。
建设太阳能发电技术研究中心:
在国网电科院建设国家太阳能发电技术与检测研究中心,满足我国大规模太阳能发电接入的实际需要。
4.3线路环节
4.3.1发展基础
近年来,公司加快以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网发展,在输电线路建设和生产管理方面取得了一系列重大技术成果,并得到广泛应用。
全面掌握了特高压输变电核心技术,研制了代表世界最高水平的全套特高压交流设备,特高压试验示范工程成功投运;加快实施线路标准化建设,推广“两型三新”输电线路应用;开展输电线路状态检修、在线监测等重大技术研究,提升线路安全运行水平;积极采用大截面导线、钢管塔等新技术、新材料、新工艺;部分灵活交流输电技术研发应用国际领先,可控串补(TCSC)、静止无功补偿器(SVC)等灵活交流输电技术在500千伏及以下电压等级输电系统中开展示范应用;传统直流技术广泛应用,特高压直流输电示范工程建设进展顺利。
我国输电线路技术与国外先进水平相比,线路规划、设计、建设、运行等全过程技术和管理标准化存在差异;运行维护与装备管理较为粗放,线路巡视检测、评估诊断与辅助决策的技术手段和模型还不够完善;对线路运行状态、气象与环境监测面不够;750千伏及以上电压等级的灵活交流输电技术有待突破。
4.3.2发展目标
以国家电网规划为指导,加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网;实现输电线路状态检修和全寿命周期管理;广泛采用灵活交流输电技术,提高线路输送能力和电压、潮流控制的灵活性。
2009~2011年,加快特高压和各级电网建设,推广灵活输电技术应用。
“三华”同步电网“两纵两横”特高压网络架构初步形成;110千伏及以上线路超过70万公里,其中特高压交流线路1.1万公里;同塔多回、紧凑型线路等先进技术在全国范围内得到大规模应用;特高压直流输电核心技术方面达到国际领先水平。
2012~2015年,形成完善成熟的特高压建设标准体系,全面建设特高压交直流输变电工程。
基本建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网;110千伏及以上线路超过100万公里,其中特高压交流线路3.5万公里;灵活输电技术全面推广应用,关键技术和装备达到国际领先水平;特高压串联补偿器和静止同步串联补偿器(SSSC)关键技术实现示范应用;实现对输电线路勘测、设计、设备建模、运行维护的高度支撑和有效管控。
2016~2020年,进一步完善和提升我国坚强智能电网的综合水平,引领国际智能电网的技术发展。
全面建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网,110千伏及以上线路超过130万公里,其中特高压交流线路超过5万公里,特高压电网大范围优化配置资源能力达到3亿千瓦以上。
特高压及FACTS技术和装备全面达到国际领先水平。
统一潮流控制器(UPFC)关键技术实现示范应用。
4.3.3技术路线
全面掌握特高压交直流输电技术,形成特高压建设标准体系,加快特高压和各级电网建设。
开展分析评估诊断与决策技术研究,实现输电线路状态评估的智能化;建立输电线路建设与运行的一体化信息平台,加强线路状态检修、全寿命周期管理和智能防灾技术研究应用。
加强灵活交流输电技术研究。
4.3.4重点工程
2011年前,加快建设淮南~上海、陕北~长沙、锡盟~上海、蒙西~潍坊等交流特高压工程,建成向家坝~上海±800千伏特高压和宁东~山东±660千伏直流工程,建成河西走廊750千伏通道,实现新疆与西北主网联网、西藏与青海联网运行。
完成750千伏串补、750千伏/1000千伏可控电抗器(CSR)、500千伏电网短路电流限制器(FCL)、移动式百兆乏级STATCOM研究和工程示范。
建成适应智能化FACTS设备通用控制保护平台,并应用于示范工程。
推广应用同塔多回、串补、SVC等先进适用输电技术。
2015年前建成锦屏~苏南、宁东~浙江、溪洛渡~浙西、酒泉~泰州等特高压直流工程,加快建设坚强的特高压电网,建成较为完善的西北750千伏主网架。
完成特高压串联补偿器、静止同步串联补偿器(SSSC)、统一潮流控制器(UPFC)的关键技术开发和示范应用。
实现输电线路标准化与全寿命周期管理,加强与气象等部门的沟通协作,建立线路综合防灾和安全保障信息共享机制和技术平台。
4.4变电环节
4.4.1发展基础
我国在变电站自动化领域已居国际先进水平,具有自主知识产权的变电站自动化系统和设备完全实现了国产化。
新建站均配备了变电站综合自动化系统,大部分老站通过技改进行了变电站综合自动化改造。
部分网省公司的110千伏及以上变电站无人值班率达到85%以上。
数字化变电站技术在工程化和实用化方面走在世界前列,已在200多座变电站开展试验示范工作。
设备状态监测覆盖面逐步增大,可靠性水平和检修效率显著提高,初步构建起资产全寿命周期管理体系。
按照坚强智能电网要求,目前变电站自动化系统信息共享程度较低,综合利用效能还未充分发挥;设备检修模式较为落后,需要加快由定期检修向状态检修过渡;一次装备的智能化技术水平有待提高。
4.4.2发展目标
设备信息和运行维护策略与电力调度实现全面互动,实现基于状态的全寿命周期综合优化管理。
枢纽及中心变电站全面建成或改造成为智能化变电站。
实现全网运行数据的统一采集、实时信息共享以及电网实时控制和智能调节,支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。
2009~2011年,加快特高压和各级电网建设,推广灵活输电技术应用。
110千伏及以上变电容量28亿千伏安,其中特高压交流变电站21座、变电容量1.2亿千伏安;制定数字化/智能化变电站、智能设备技术标准规范体系;初步实现电网运行数据的统一采集;支持大型能源基地、可再生能源规范接入;初步形成基于变电设备故障诊断和自诊断评估体系的风险控制检修模式;建立公司资产全寿命周期管理体系;完成智能变电站建设及改造试点工程。
2012~2015年,形成完善成熟的特高压建设标准体系,全面建设特高压交直流输变电工程。
110千伏及以上变电容量47亿千伏安,其中特高压交流变电站46座、变电容量超过3亿千伏安;初步实现变电站站间、区域内、跨区域实时信息集成共享;在电网重要区域内开展枢纽变电站智能化建设和改造;实现各类电源的规范接入,满足各类用户多样化需求;加强智能化设备对电网优化调度和运行管理的信息支撑功能;进一步优化设备检修策略,形成围绕资产全寿命周期管理的设备运行、检修工作体系。
2016~2020年,全面建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网。
110千伏及以上变电容量79亿千伏安,其中特高压交流变电站61座、变电容量约5.8亿千伏安;枢纽及中心变电站完成智能化建设和改造,超过50%的关键变电站实现全站设备的智能化;建立面向智能电网和智能化设备的设备运行管理体系;基本实现基于企业绩效管理的设备检修模式,初步形成基于状态的全寿命周期综合优化管理。
4.4.3技术路线
制定智能变电站和智能装备的技术标准和规范;建设智能电网完整、准确、及时、一致和可靠的信息采集系统,开展基础信息统一信息建模及工程实施技术研究,构建就地、区域、广域综合测控保护体系;研究各类电源规范接纳技术,满足各类用户的多样化服务需求;完善智能设备的自诊断和状态预警能力;完善设备检修模式,开展资产全寿命周期管理。
4.4.4重点工程
制定智能变电站及装备标准规范。
提出智能变电站的架构和技术体系,制定相应的标准和规范,指导未来智能变电站建设和老站改造,规范设计、建设、验收、运行维护和试验。
提出符合智能电网技术要求的智能化设备的技术标准体系,规范智能化设备的研究开发和常规装备的智能化改造工作。
智能变电站建设。
建设智能电网全景信息采集系统,开展基础信息统一建模技术研究,构建就地、区域、广域综合测控保护体系,研究各类电源及用户的接入、退出、保护及隔离技术,开展变电站智能化改造和智能变电站建设工作。
智能装备研发及装备智能化改造。
联合并带动相关产业部门,整体提升我国电网智能装备技术水平,实现电网灵活优化控制;通过对变电设备的典型参量信息的分析和挖掘,为电网优绩高效运行提供详实的装备可靠性实时数据。
全寿命周期综合优化管理体系建设。
深化检修策略优化和资产全寿命周期管理,建立精益化的评估体系,从资产的全寿命周期安全、效能、成本角度,形成基于企业绩效管理的设备检修模式,逐步建立全寿命周期综合优化管理体系。
4.5配电环节
4.5.1发展基础
公司在加强坚强电网建设的同时,统筹城乡电网发展,加快新农村电网建设和城乡配电网建设和改造,加大重点城市及地、县级电网建设改造,加强和完善地区配电网网架,逐步消除供电“瓶颈”,不断提升供电能力和供电可靠性。
配电自动化和馈线自动化技术研究较为深入并得到初步应用,配电自动化水平逐步提高;配电网分布式发电与新能源接入技术研究深入开展。
与国外相比,我国配电网网架结构相对薄弱;配网自动化覆盖范围不到9%,远远低于发达国家水平,实用化水平较低;由于技术不成熟、网架结构调整频繁、运行维护力量不足等原因,大部分处于闲置状态;配电网相关技术和管理制度欠缺,亟待完善;在储能电池的制造与大规模应用技术等方面落后于发达国家。
4.5.2发展目标
建成高效、灵活、合理的配电网络,配电网具备灵活重构、潮流优化能力和可再生能源接纳能力,在发生紧急状况时支撑主网安全稳定运行;实现集中/分散储能装置及分布式电源的兼容接入与统一控制;供电可靠性和电能质量显著提高;
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