從電流走向視角來看，電網主要包括五大環節：發電、輸電、變電、配電及用電。通過對電力行業充分的需求調研、討論和分析，我們從中識別并篩選出了對于無線通信具有潛在需求，未來5G技術在智能電網中最具代表性的四大場景：智能分布式配電自動化、毫秒級精準負荷控制、低壓用電信息采集、分布式電源。
場景1：智能分布式配電自動化
配電自動化(DistributedAutomation)是一項集計算機技術、數據傳輸、控制技術、現代化設備及管理于一體的綜合信息管理系統，其目的是提高供電可靠性，改進電能質量，向用戶提供優質服務，降低運行費用，減輕運行人員的勞動強度。配電自動化的發展大致可以分為三個階段。
第一階段是基于自動化開關設備相互配合的配電自動化階段，主要設備為重合器和分段器等，不需要建設通信網絡和計算機系統。其主要功能是在故障時通過自動化開關設備相互配合實現故障隔離和健全區域恢復供電。這一階段的配電自動化系統局限在自動重合器和備用電源自動投入裝置。自動化程度較低，這些系統目前仍大量應用。
第二階段的配電自動化系統是基于通信網絡、饋線終端單元和后臺計算機網絡的配電自動化系統，在配電網正常運行時也能起到監視配電網運行狀況和遙控改變運行方式的作用，故障時能及時察覺。并由調度員通過遙控隔離故障區域和恢復健全區域供電。
隨著計算機技術的發展，產生了第三階段的配電自動化系統。它在第二階段的配電自動化系統的基礎上增加了自動控制功能。形成了集配電網SCADA系統、配電地理信息系統、需方管理(DSM)、調度員仿真調度、故障呼叫服務系統和工作管理等一體化的綜合自動化系統，形成了集變電所自動化、饋線分段開關測控、電容器組調節控制、用戶負荷控制和遠方抄表等系統于一體的配電網管理系統(DMS)，功能多達140余種。現階段的配電自動化以此為目標建設和完善。
當前主流方案采用集中式配電自動化方案，其通信系統主要傳輸數據業務，包括終端上傳主站(上行方向)的遙測、遙信信息采集業務以及主站下發終端(下行方向)的常規總召、線路故障定位(定線、定段)隔離、恢復時的遙控命令，上行流量大、下行流量小，主站為地市集中部署。
隨著電力可靠供電要求的逐步提升，要求高可靠性供電區域能夠實現電力不間斷持續供電，將事故隔離時間縮短至毫秒級，實現區域不停電服務，則對集中式配電自動化中的主站集中處理能力和時延等提出了更加嚴峻的挑戰，因此智能分布式配電自動化成為未來配網自動化發展的方向和趨勢之一。其特點在于將原來主站的處理邏輯分布式下沉到智能配電化終端，通過各終端間的對等通信，實現智能判斷、分析、故障定位、故障隔離以及非故障區域供電恢復等操作，從而實現故障處理過程的全自動進行，最大可能地減少故障停電時間和范圍，使配網故障處理時間從分鐘級提高到毫秒級。
場景2：毫秒級精準負荷控制
電網負荷控制主要包括調度批量負荷控制和營銷負荷控制系統兩種控制模式。電網故障情況下，負荷控制主要通過第二道防線的穩控系統緊急切除負荷，防止電網穩定破壞;通過第三道防線的低頻低壓減載裝置負荷減載，避免電網崩潰;這種穩控裝置集中切負荷社會影響較大，電網第三道防線措施意味著用電負荷更大面積損失。在目前特高壓交直流電網建設過渡階段，安全穩定控制系統依然是緊急情況下保障電網安全的重要手段。若某饋入特高壓直流發生雙極閉鎖，受端電網損失功率超過一定限額，電網頻率將產生嚴重跌落，甚至可能導致系統頻率崩潰。為確保直流故障后電網穩定安全穩定運行，通常綜合采用多直流提升、抽蓄電站切泵等措施來平衡電網功率的缺額，但上述措施在直流嚴重故障下仍不足以阻止電網的頻率跌落，緊急切負荷措施依然是必要手段。針對類似直流雙極閉鎖等嚴重故障，若采用過傳統方式以110KV負荷線路為對象，集中切除負荷的方式，將會觸發國務院599號令所規定的電力事故等級，造成較大的社會影響。而采用基于穩控技術的精準負荷控制系統，控制對象精準到生產企業內部的可中斷負荷，既滿足電網緊急情況下的應急處置，同時僅涉及經濟生活中的企業用戶，且為用戶的可中斷負荷，將經濟損失、社會影響降至了最低，是目前負荷控制系統的一大技術創新。
傳統配網由于缺少通信網絡支持，切除負荷手段相對簡單粗暴，通常只能切除整條配電線路。從業務影響、用戶體驗等角度出發，希望盡可能做到減少對重要用戶的影響，通過精準控制，優先切除可中斷非重要負荷，例如電動汽車充電樁、工廠內部非連續生產的電源等。
場景3：低壓用電信息采集
低壓用電信息采集業務是對電力用戶的用電信息進行采集、處理和實時監控的系統，實現用電信息的自動采集、計量異常監測、電能質量監測、用電分析和管理、相關信息發布、分布式能源監控、智能用電設備的信息交互等功能。
電力用戶用電信息采集業務當前主要用于計量，主要傳輸數據業務，包括終端上傳主站的狀態量采集類業務以及主站下發終端(下行方向)的常規總召命令，呈現出上行流量大、下行流量小的特點，現有的通訊方式主要包括230M、無線公網和光纖傳輸方式，各類用戶終端采用集中器方式目前主站為省公司集中部署。早期采集的方式是一天24個計量點，目前是分為5min和15min采集方式，其中0點為統一采集。
未來新業務帶來用電信息數據(準)實時上報的新需求。同時，終端數量級進一步提升。未來的用電信息采集將進一步延伸到家庭，能夠獲取所有用電終端的負荷信息，以更精細化的實現供需平衡，牽引合理錯峰用電。例如當前歐美等國已經在實行的電價階梯報價機制，需要實時公示通知電價，以便用戶能夠按需預約采購。
場景4：分布式電源
風力發電、太陽能發電、電動汽車充換電站、儲能設備及微網等新型分布式電源是一種建在用戶端的能源供應方式，可獨立運行，也可并網運行。隨著我國能源變革發展的深入推進，對于清潔能源的快速并網與全消納也成為電網企業迫切需要解決的難題。
我國分布式電源發展迅速，占比逐年增加,年均增加近1個百分點。到2020年分布式電源裝機容量可達1.87億千瓦,占同期全國總裝機的9.1%。分布式電源接入是堅強智能電網發展中不可缺少的重要環節。分布式電源集成到電網中可帶來巨大的效益。除了節省對輸電網的投資外，它可提高全系統的可靠性和效率，提供對電網的緊急功率和峰荷電力支持。同時，它也為系統運行提供了巨大的靈活性。如在風暴和冰雪天氣下，當大電網遭到嚴重破壞時，這些分布式電源可自行形成孤島或微網向醫院、交通樞紐和廣播電視等重要用戶提供應急供電。
但是，分布式電源并網給配電網的安全穩定運行帶來了新的技術問題和挑戰。由于傳統配電網的設計并未考慮分布式電源的接入。在并入分布式電源后，網絡的結構發生了根本變化，將從原來的單電源輻射狀網絡變為雙電源甚至多電源網絡，配網側的潮流方式更加復雜。用戶既是用電方，又是發電方，電流呈現出雙向流動、實時動態變化。
因此，配電網急需發展新的技術和工具，增加配電網的可靠性、靈活性及效率。分布式電源監控系統可以實現分布式電源運行監視和控制的自動化系統，具備數據采集和處理、有功功率調節、電壓無功功率控制、孤島檢測、調度與協調控制及與相關業務系統互聯等功能，主要由分布式電源監控主站、分布式電源監控子站、分布式電源監控終端和通信系統等部分組成。
綜上所述，基于智能電網的應用場景分析可見，不同場景下的業務的要求差異較大，體現在不同的技術指標要求上。運營企業和網絡設備商應針對這些行業的技術指標要求，進一步量化網絡的技術指標和架構設計，包括進一步量化5G網絡切片安全性要求、業務隔離要求、端到端業務時延要求，協商網絡能力開放要求、網絡管理界面等，以及探討商業合作模式、未來生態環境等，提供滿足電力行業多場景差異化的完整解決方案，并進行技術驗證和示范。
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