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IEC61850 119
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SCADA 192
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 61850 252
3.6.4.2 DNP3和IEC 60870-5 254
3.6.4.3 IEEE C37.118 254
3.6.4.4 IEC 61968-9和MultiSpeak 254
3.6.4.5 ANSI C12.19、ANSI C12.18、ANSI C12.21和ANSI C12.22 255
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C12.19 332
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
3.10.4.8 802.16e 334
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20-20-20 501
4.12.1.2 美国的EISA和ACES 501
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