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第1章 电力行业概况1

1.1 美国：电力行业历史回顾2

1.1.1 电气化和监管2

1.1.2 1965年美国东北部停电事件4

1.1.3 1973～1974年能源危机4

1.1.4 放松管制5

1.1.5 2000～2001年西部能源危机7

1.1.6 2003年东北部大停电8

1.2 世界其他地区9

1.2.1 西欧和东欧9

1.2.2 拉丁美洲10

1.2.3 中东和非洲10

1.2.4 亚太地区10

1.3 电力监管体系11

致谢12

参考文献12

第2章 智能电网是什么？为什么现在提出？13

2.1 智能电网还是更加智能的电网？13

2.2 智能电网的驱动力15

2.3 利益：不仅仅是商业上的论证16

2.3.1 电力公司的利益17

2.3.2 用户利益18

2.3.2.1 实时信息和动态定价的节能效果19

2.3.2.2 削减高峰需求和扩展需求响应19

2.3.3 环境利益21

2.3.4 提高可再生清洁能源的比重23

2.3.5 电动汽车与电网的整合24

2.3.6 协同收益25

2.4 美国电力行业面临的挑战26

2.4.1 发电和能源结构的变化26

2.4.1.1 煤26

2.4.1.2 天然气26

2.4.1.3 核能27

2.4.1.4 燃油27

2.4.1.5 可再生能源发电27

2.4.1.6 储能技术28

2.4.1.7 用户需求管理28

2.4.2 输电线路扩建28

2.4.3 新的需求28

2.4.4 新技术带来的机遇29

2.4.5 监管面临的挑战29

2.5 联邦政府对美国智能电网的影响29

2.5.1 2007年能源独立与安全法案，第ⅩⅢ编29

2.5.2 2009年美国复苏与再投资法案30

2.5.3 美国能源部31

2.5.3.1 智能电网示范项目和投资补贴31

2.5.3.2 智能电网工作组32

2.5.3.3 电力咨询委员会32

2.5.4 美国国家标准与技术研究院33

2.5.4.1 智能电网互操作性工作组33

2.5.4.2 智能电网咨询委员会36

2.5.5 联邦能源管理委员会36

2.6 国际条约和非政府组织37

2.6.1 条约和谈判37

2.6.2 国家、地区的行动和先例39

2.6.2.1 亚洲／太平洋地区39

2.6.2.2 欧洲40

2.6.2.3 非洲／拉丁美洲41

2.6.3 非政府组织41

2.7 智能电网行业计划42

2.7.1 EPRI的IntelliGridTM理念42

2.7.2 EPRI智能电网示范计划42

2.7.3 智能能源协会44

2.7.4 智能电网协会44

2.7.5 智能电网架构委员会44

2.7.6 国际电工委员会第57技术委员会45

2.7.7 IEC智能电网战略小组（SG3）46

2.7.8 英国低碳转型计划46

2.7.9 电力网络战略小组46

2.7.10 OFGEM低碳网络基金46

2.7.11 欧洲可再生能源战略46

2.7.12 可持续电力和分布式发电中心47

2.7.13 智能电网信息交换中心47

2.8 智能电网的市场前景47

2.8.1 市场驱动力47

2.8.2 市场潜力49

2.8.3 智能电网和IT支出预测50

参考文献52

参考书目56

第3章 智能电网技术57

3.1 技术驱动力57

3.1.1 电网改造57

3.1.2 智能电网的特征58

3.1.3 智能电网技术框架62

3.2 智能能源67

3.2.1 可再生能源发电67

3.2.1.1 智能电网下的市场调控与驱动67

3.2.1.2 集中式发电与分布式发电69

3.2.1.3 可再生能源技术71

3.2.1.4 智能电网中的可再生能源需求74

3.2.2 储能系统74

3.2.2.1 储能技术在智能电网条件下的市场调控与驱动74

3.2.2.2 集中式与分布式储能系统77

3.2.2.3 储能技术79

3.2.3 电动汽车83

3.2.3.1 智能电网下的市场调控与驱动83

3.2.3.2 电动汽车技术84

3.2.3.3 电动汽车对电网的影响86

3.2.4 微网89

3.2.4.1 微网的定义90

3.2.4.2 发展微网的驱动力90

3.2.4.3 微网的收益91

3.2.4.4 微网的挑战与机遇92

3.2.4.5 微网试点工程92

3.2.4.6 微网的类型94

3.2.4.7 微网的架构95

3.2.5 新能源接入的挑战、收益及方案97

3.2.5.1 接入标准97

3.2.5.2 可再生能源接入的影响98

3.2.5.3 电动汽车接入的影响104

3.3 智能变电站109

3.3.1 保护、监测和控制设备（IED）110

3.3.2 传感器110

3.3.3 监控与数据采集（SCADA）111

3.3.3.1 主站111

3.3.3.2 远程终端设备112

3.3.4 变电站技术的进步114

3.3.5 智能馈线应用平台118

3.3.6 互操作性和IEC61850119

3.3.6.1 过程层123

3.3.6.2 间隔层123

3.3.6.3 站层123

3.3.6.4 IEC61850的优点124

3.3.7 基于IEC61850的变电站设计125

3.3.7.1 变电站设计模式的转变125

3.3.7.2 IEC61850变电站层次结构127

3.3.7.3 IEC61850变电站架构129

3.3.7.4 基于站层总线的架构129

3.3.7.5 站层和过程总线架构131

3.3.8 变电站在智能电网中的角色134

3.3.8.1 工程与设计135

3.3.8.2 通信基础设施135

3.3.8.3 运行与维护136

3.3.8.4 企业集成136

3.3.8.5 试验与调试136

3.4 输电系统137

3.4.1 能量管理系统137

3.4.1.1 能量管理系统的历史137

3.4.1.2 当前的能量管理系统技术138

3.4.1.3 智能电网能量管理系统的发展139

3.4.1.4 控制系统网络安全方面的考虑143

3.4.2 柔性交流输电和高压直流输电150

3.4.2.1 电力系统的发展151

3.4.2.2 柔性交流输电系统153

3.4.2.3 高压直流输电161

3.4.3 广域监测、保护和控制（WAMPAC）168

3.4.3.1 概述168

3.4.3.2 WAMPAC的技术驱动力及其优点171

3.4.3.3 智能电网中的WAMPAC需求171

3.4.3.4 主要的WAMPAC应用实例173

3.4.3.5 WAMPAC在智能电网中的角色183

3.4.4 输电系统在智能电网中的角色189

3.5 配电系统192

3.5.1 配电网管理系统192

3.5.1.1 配电网SCADA192

3.5.1.2 配电网SCADA及控制的发展趋势193

3.5.1.3 配电网管理系统现状195

3.5.1.4 配电网管理系统的发展趋势197

3.5.2 电压无功控制（VVC）199

3.5.2.1 电力传输损耗200

3.5.2.2 配电网的电压波动200

3.5.2.3 电压对负荷的影响201

3.5.2.4 VVC的动机、目的和效益202

3.5.2.5 变电站内的VVC装置203

3.5.2.6 馈线上的VVC装置207

3.5.2.7 VVC的实现208

3.5.2.8 电压无功优化（VVO）214

3.5.3 故障监测、隔离和恢复供电（FDIR）218

3.5.3.1 配电网系统故障219

3.5.3.2 FDIR的驱动力、目标与益处219

3.5.3.3 FDIR设备220

3.5.3.4 FDIR的实现223

3.5.3.5 智能电网的可靠性要求230

3.5.4 停电管理（OMS）231

3.5.5 高效配电变压器233

3.6 通信系统235

3.6.1 通信：智能电网的关键条件235

3.6.2 智能电网通信需求236

3.6.2.1 高级计量体系中的通信技术236

3.6.2.2 智能电网运行的通信技术237

3.6.2.3 家庭局域网242

3.6.3 智能电网的无线网络解决方案243

3.6.3.1 蜂窝通信243

3.6.3.2 射频无线网状网络250

3.6.4 通信标准和协议251

3.6.4.1 IEC 61850252

3.6.4.2 DNP3和IEC 60870-5254

3.6.4.3 IEEE C37.118254

3.6.4.4 IEC 61968-9和MultiSpeak254

3.6.4.5 ANSI C12.19、ANSI C12.18、ANSI C12.21和ANSI C12.22255

3.6.4.6 高可用性协议255

3.6.4.7 时间同步协议255

3.6.5 智能电网中的通信问题256

3.6.5.1 技术复杂性的处理256

3.6.5.2 遗留技术整合、转移和技术生命周期256

3.6.5.3 通信服务规划和演变趋势257

3.6.5.4 无线网络的网络安全258

3.6.5.5 管理和组织的挑战262

3.6.6 智能电网通信：集成路线图263

3.7 监视和诊断265

3.7.1 体系结构265

3.7.1.1 层次1：就地层次266

3.7.1.2 层次2：站／馈线层次267

3.7.1.3 层次3：中央控制室层次268

3.7.2 无线传感器网络269

3.7.3 诊断270

3.7.4 未来的趋势272

3.8 地理空间技术272

3.8.1 技术路线图272

3.8.1.1 纸质地图的时代273

3.8.1.2 数字地图的出现274

3.8.1.3 从地图到地理空间信息系统275

3.8.1.4 在电力企业各层面的应用275

3.8.1.5 发展中国家地理空间技术的应用277

3.8.2 发展中的电网278

3.8.3 地理空间中的智能电网278

3.8.3.1 核心空间功能279

3.8.3.2 电网的规划和设计281

3.8.3.3 电网的运行和维护283

3.8.3.4 移动的地理空间信息技术284

3.8.3.5 吸引用户288

3.8.4 智能电网对地理空间技术的影响289

3.8.4.1 规模上的处理289

3.8.4.2 向实时化转变289

3.8.4.3 支持分散的用户290

3.8.4.4 可用性290

3.8.4.5 可视化291

3.8.4.6 相关标准292

3.8.4.7 数据质量292

3.8.4.8 更加开放：传感器和其他数据源293

3.8.4.9 更加封闭：出于安全性考虑293

3.8.4.10 更加封闭：出于私密性考虑294

3.8.5 未来的方向294

3.8.5.1 结构295

3.8.5.2 云计算295

3.8.5.3 新地理技术（neo-geo）的地位295

3.9 资产管理296

3.9.1 资产管理的驱动力297

3.9.1.1 安全性297

3.9.1.2 可靠性297

3.9.1.3 经济性298

3.9.1.4 监管体制298

3.9.2 资产利用优化298

3.9.3 资产管理的实施300

3.9.4 当智能电网遭遇商业行为：电力运行部门眼中的资产管理301

3.9.4.1 资产状态监测301

3.9.4.2 对劳动力更有效的管理304

3.9.4.3 电力部门资产管理应用实例313

3.9.5 当智能电网遭遇用户实际需求：用户眼中的资产管理315

3.9.5.1 现场发电315

3.9.5.2 能量需求及消费的管理316

3.9.6 集中化数据驱动的资产管理317

3.9.6.1 数据采集317

3.9.6.2 数据集成及分析318

3.9.6.3 基于数据的决策318

3.9.6.4 决策的实施319

3.9.7 资产管理与地理空间信息的整合319

3.9.8 智能电网背景下的先进资产管理技术320

3.10 智能电表及高级计量体系（AMI）326

3.10.1 电表的演化过程327

3.10.2 电表读数方法的演化过程330

3.10.3 建设高级计量体系的驱动力及所带来的效益331

3.10.4 高级计量体系的通信协议、标准及典型方案332

3.10.4.1 ANSI C12.18及C12.19332

3.10.4.2 IEC 61968-9：通用信息模型333

3.10.4.3 IEC 62056 DLMS-COSEM标准333

3.10.4.4 北美电力可靠性委员会：关键设施继电保护安全性需求书333

3.10.4.5 美国国家标准技术局334

3.10.4.6 智能能源规范334

3.10.4.7 通用信息模型334

3.10.4.8 802.16e334

3.10.5 高级计量体系的安全性334

3.10.5.1 高级计量体系的安全战略334

3.10.5.2 高级计量体系的安全性需求335

3.10.5.3 高级计量体系安全性方面所面对的威胁336

3.10.5.4 高级计量体系的实用安全性规范336

3.10.6 智能电网中的高级计量体系需求337

3.10.6.1 计量数据的读取337

3.10.6.2 内部设备的管理337

3.10.6.3 远程配置337

3.10.6.4 固件升级337

3.10.6.5 时钟同步337

3.10.6.6 确保本地访问337

3.10.6.7 试验和诊断337

3.10.6.8 其他功能337

3.10.6.9 对用户用电界面的支持337

3.10.6.10 与电力企业应用系统的集成338

3.11 需求侧管理339

3.11.1 需求侧管理的机制340

3.11.2 用户用电模式和用电行为342

3.11.3 电能的节约和推迟利用344

3.11.4 供电侧的功率平衡347

3.11.5 用电侧的功率平衡348

3.11.6 电力企业和用户之间的互动349

3.11.7 需求侧管理的价值350

3.11.8 智能电网对需求侧管理的技术支持354

3.11.8.1 超越“削峰填谷”356

3.11.8.2 电力企业的需求响应管理358

3.11.8.3 提高用户参与需求侧管理能力的措施367

3.12 智能电网的技术整合及企业级应用集成372

3.12.1 应用系统集成后的协同作用372

3.12.2 技术整合实例375

3.12.2.1 配电网运行应用系统的集成375

3.12.2.2 高级计量体系与配电网运行应用环境的集成379

3.12.2.3 利用多种智能电网技术的停电管理381

3.12.2.4 劳动力资源管理、资产管理和电网管理系统的集成382

3.12.3 企业级集成385

3.12.4 数据集成与应用程序集成的对比386

3.12.5 企业服务总线387

3.12.6 服务导向架构387

3.12.7 企业信息管理387

3.12.7.1 构建企业信息管理框架388

3.12.7.2 企业语义模型的角色390

3.12.7.3 ESM的架构393

3.12.7.4 ESM的信息源394

3.12.7.5 EIM总体规划的建立和部署395

3.12.7.6 EIM带来的效益395

3.12.7.7 运行技术系统和信息技术系统的集成396

3.13 高级智能电网应用中的高性能计算402

3.13.1 智能电网中的计算挑战403

3.13.1.1 数据的复杂性404

3.13.1.2 模型的复杂性406

3.13.1.3 计算的复杂性407

3.13.2 高性能计算对现有功能的改进409

3.13.2.1 并行状态估计409

3.13.2.2 并行静态安全分析409

3.13.3 高性能运算带来的新功能414

3.13.3.1 动态状态估计414

3.13.3.2 实时的线路容量计算417

3.13.4 智能电网中的高性能计算419

3.14 网络安全技术420

3.14.1 安全的定义420

3.14.1.1 机密性420

3.14.1.2 完整性421

3.14.1.3 可用性421

3.14.1.4 可控性422

3.14.1.5 真实性422

3.14.1.6 实用性422

3.14.2 通信模型423

3.14.3 安全功能424

3.14.3.1 分层化安全模型424

3.14.3.2 身份认证425

3.14.3.3 授权426

3.14.3.4 审查426

3.14.3.5 密钥管理426

3.14.3.6 消息完整性427

3.14.3.7 网络完整性427

3.14.3.8 系统完整性428

3.14.4 安全威胁428

3.14.4.1 人为因素428

3.14.4.2 处理过程429

3.14.4.3 相关技术429

3.14.5 智能电网中的网络安全433

3.14.5.1 身份认证与授权服务433

3.14.5.2 证书服务434

3.14.5.3 网络安全服务435

3.15 智能电网的标准化工作436

3.15.1 关于标准和技术的简介436

3.15.2 标准制定组织439

3.15.2.1 关注智能电网标准的典型SDO工作组简介440

3.15.3 行业联盟440

3.15.3.1 智能电网行业联盟实例441

3.15.4 用户组441

3.15.5 智能电网标准的评估441

3.15.6 智能电网标准的需求差异分析和建设任务的分解443

3.15.6.1 发电方面的技术标准444

3.15.6.2 输电方面的技术标准444

3.15.6.3 配电方面的技术标准445

3.15.6.4 AMI通信技术方面的技术标准446

3.15.6.5 用户方面的技术标准446

3.15.6.6 企业级集成方面的技术标准447

3.15.6.7 NERC的CIP标准447

3.15.7 超越标准化448

3.15.8 关键问题449

3.15.8.1 先进技术的部署仍未完全研究成功449

3.15.8.2 小型电力企业缺乏市场推动力450

3.15.8.3 在互操作性方面存在弱点450

3.15.8.4 企业应用集成方面的问题451

3.15.8.5 缺乏标准的配电局域网，尤其是无线网状网络和电力线宽带网络451

3.15.8.6 过多的家庭局域网标准453

3.15.8.7 电力企业与用户间关口的确定454

3.15.8.8 通用信息模型454

3.15.8.9 历史遗留的输配电自动化系统454

3.15.8.10 设备孤立时经济性差，设备整合时初期投资需求高454

3.15.8.11 不同业务的融合455

3.15.8.12 整体安全性的实现456

3.15.9 最佳实践456

3.15.10 立法和监管457

3.15.11 智能电网标准的进一步发展458

缩略语表461

附录 相关技术列表465

参考文献467

参考书目474

第4章 智能电网的发展障碍及成功的关键因素478

4.1 电力企业的组织和业务流程转型480

4.2 运行技术和信息技术的融合482

4.3 综合系统方法483

4.4 网络安全484

4.5 数据隐私485

4.5.1 美国电网安全486

4.6 利益实现486

4.7 绩效目标和进度衡量491

4.8 技术投资和创新491

4.9 用户参与和自主控制权492

4.10 供应伙伴494

4.11 标准的制定、协调和加速发展494

4.12 政策和监管497

4.12.1 政策措施实例501

4.12.1.1 欧盟的气候和能源方案20-20-20501

4.12.1.2 美国的EISA和ACES501

4.12.1.3 英国的监管审查政策502

4.13 行业知识和技能502

4.13.1 美国劳动力供应减少503

4.14 知识和未来教育504

4.14.1 未来学习的形式和目标507

4.14.2 知识构建计划实例：英国电力学会508

参考文献509

第5章 全球智能电网计划511

5.1 智能电网投资511

5.2 澳大利亚514

5.2.1 领导机构514

5.2.2 项目实例514

5.2.3 国家驱动力和利益514

5.2.4 规模514

5.3 加拿大514

5.3.1 领导机构514

5.3.2 项目分类／技术514

5.3.3 项目实例515

5.3.4 地区驱动力和利益515

5.3.5 国家驱动力和利益516

5.3.6 规模516

5.4 中国516

5.4.1 领导机构516

5.4.2 项目分类／技术516

5.4.3 项目实例517

5.4.4 地区驱动力和利益517

5.4.5 国家驱动力和利益517

5.4.6 规模517

5.5 欧洲518

5.5.1 领导机构518

5.5.2 项目分类／技术518

5.5.3 项目实例518

5.5.4 地区驱动力和利益518

5.5.5 国家驱动力和利益518

5.5.6 规模518

5.6 印度519

5.6.1 领导机构519

5.6.2 项目实例519

5.6.3 国家驱动力和利益519

5.6.4 规模519

5.7 日本519

5.7.1 领导机构519

5.7.2 项目实例519

5.7.3 国家驱动力和利益519

5.7.4 规模520

5.8 韩国520

5.8.1 领导机构520

5.8.2 项目实例520

5.8.3 国家驱动力和利益520

5.8.4 规模520

5.9 拉丁美洲520

5.9.1 领导机构520

5.9.2 项目分类／技术520

5.9.3 项目实例520

5.9.4 地区驱动力和利益521

5.9.5 国家驱动力和利益521

5.9.6 规模521

5.10 美国521

5.10.1 领导机构521

5.10.2 项目分类／技术521

5.10.3 项目实例522

5.10.4 地区驱动力和利益522

5.10.5 国家驱动力和利益522

5.10.6 规模523

5.11 其他国家和地区523

5.11.1 领导机构523

5.11.2 项目分类／技术523

5.11.3 项目实例523

5.11.4 地区驱动力和利益523

5.11.5 国家驱动力和利益524

5.11.6 规模524

5.12 全球合作与发展524

5.12.1 美国、加拿大、爱尔兰、法国、澳大利亚和日本524

5.12.1.1 领导机构524

5.12.1.2 项目分类／技术524

5.12.1.3 项目实例524

5.12.1.4 地区驱动力和利益524

5.12.1.5 国家驱动力和利益525

5.12.1.6 规模525

5.13 总结525

参考文献526

参考书目526

第6章 智能电网：未来之路在何方？527

6.1 未来几年527

6.2 市场驱动力和促进因素529

6.2.1 技术创新530

6.2.2 政策和监管重点及电力市场的作用532

6.2.3 经济增长和全球电力市场的变化533

6.3 是一时的时尚还是彻底失败，或终将功成名就？536

参考文献537