《面向智能电网的需求响应及其电价研究》—智能电网概论（三）

1.3 智能电网组成体系

智能电网主要由四大体系构成，即高级计量体系、高级配电运行体系、高级输电运行体系和高级资产管理体系。要形成上述四大体系.智能电网还必须具备两大基础：灵活的网络结构和集成的通讯系统。

1. 3.1高级计量体系

高级计量体系①(Advanced Metering Infrastruscture，AMI)是指智能电表通过多种通信介质，按需或以设定的方式测量、收集并分析用户用电数据，能够提供开放式双向通信的系统，是智能电网的基础信息平台。AMI可以实现电力供应商与用户的互动交流，电力供应商能精确地知道用户的用电规律，从而对需求和供应有一个更好的平衡;并且支持实时电价，用户可根据电价变化，选择用电时间，利用其分布式发电与储能设备参与削峰填谷，使用户由被动的电力消费者变为配电网运行控制的积极参与者。

AMI是许多技术和应用集成的解决方案。它的4个主要组成部分是：智能电表、通信网络、量测数据管理系统( MDMS)和用户户内网络(HAN))。除此之外，为了充分利用AMI取得的数据，需要为许多现有的应用系统建立专用接口，如负荷预测、故障响应、客户支持和系统运行等。

1.智能电表

智能电表是可编程的电表，除了用于电能量记录外，还可以实现很多功能。它能根据预先设定时间间隔(如15min、30min等)来测量和储存多种计量值(如电能量、有功功率、无功功率、电压等)。它还具有内置通信模块，能够接人双向通信系统和数据中心进行信息交流。

智能电表具有双向通信功能，支持电表的即时读取(可随时读取和验证用户的用电信，皂、)、远程接通和开断、装置干扰和窃电检测、电压越界检测，也支持分时电价或实时电价和需求侧管理。智能电表还有一个十分有效的功能，即在检测到失去供电时电表能发回断电报警信息，这给故障检测和响应提供了很大方便。

智能电表能够作为电力公司与用户户内网络进行通信的网关，使得用户可以近于实时地查看其用电信息和从电力公司接收电价信号。当系统处于紧急状态或需求侧响应并得到用户许可时，电表可以响应电力公司对用户户内电器的负荷控制命令。值得一提的是，智能电表不仅仅局限于终端用户，有的电力公司也计划在配电变压器和中压馈线上安装电表。其中的一部分将与实时数据采集与控制系统相结合，以支持系统监测、故障响应和系统实时运行等功能。

智能电表的一些典型的功能还包插：①提供双向计量，能支持具有分布式发电的用户;②提供断电报警和供电恢复确认信息处理;③提供电能质量的监视;④可以进行远程编程设定和软件升级;⑤支持远程时间同步;⑥能根据需求侧响应要求而限制负荷。

2.通信网络

AMI采用同定的双向通信网络，能够每天多次读取智能电表，并能把表计信息包括故障报警和装置干扰报警近于实时地从电表传到数据中心。常见的通信系统的结构包括分层系统、星状、网状网、电力线载波，可以采用不同的媒介向数据中心实施广域通信，如电力线载波(PLC)、电力线宽带(BPI.)、铜或光纤、无线射频、互联网等。

在分层系统网络中，局域网(I。AN)连接电表和数据集中器，而数据集中器则通过广域网( WAN)和数据中心相连。数据集中器通常在杆塔上、在变电站里或其他一些设施上，它们是局域网和广域网的交汇点。

在局域网中，数据集中器即时或按照预先设定的时间收集或接收附近电表的计量值或信息，再利用广域网把数据传到数据中心。数据集中器可以中继数据中心发给下游电表和用户的命令和信息。局域网对通信的速率要求不高，因此对它最主要的考量是以最低的成本连接用户。常见的通信方式为电力线载波(PLC)、电力线宽带( BPL)，塔式或网格状无线射频网络。目前，局域网大多采用不开放的私网协议，但正慢慢地向开放式网络标准(如TCI)/IP和ANSI 0.12. 22等)发展。

3.量测数据管理系统( MDMS)

处于数据中心中的信息系统和应用是AMl的一个重要组成部分，而其中最重要的是量测数据管理系统( MDMS)。MDMS是一个带有分析工具的数据库，通过与AMI自动数据收集系统(ADCS)的配合使用，处理和储存电表的计量值。

ADCS按照预先设定的时间或由事件触发的任何时间把智能电表的计量或报警信息取回数据中心。通过企业服务总线( ESB)将数据与其他系统分享。一些实时运行需要的信息会直接转发到相关的系统[如停电管理系统(OMS)、行动工作者管理系统( MWM)、调度管理系统(DMS)、能量管理系统(EMS)、配电自动化和其他运行方面的应用系统]。MDMS从ESB取得数据后，对其进行处理和分析，然后按要求和需要传给其他对实时性要求不高的系统，如用户信息系统(CIS)、计费系统、企业资源计划( ERP)、电能质量管理、负荷预测系统、变压器负荷管理(TLM)等。

MDMS的一个基本功能是对AMI数据进行确认、编辑、估算，以确保即使通信网络中断和用户侧故障时，流向上述信息系统或软件的数据流也是完整和准确的。

取决于计费系统的功能设计和类型，可以利用MDMS提供的数据去实施分时记费、峰期电价和其他一些复杂的计费方法。

现时的通常做法是，MDMS一般在每天的午夜到凌晨3点的时间段里把前一天的电表的计量值全部收集回来。经过分析和处理后，把有关数据分享于其他相关的应用和系统。电力公司会在早晨6点把用户前一天的详细间隔用电和电费信息放在电力公司的门户网站上，以方便用户随时读取。

除了支持对多种市政计量仪表(气、电、水)的管理功能外，MDMS数据也可控制电表(例如，按需即时读取、接通或断开)、能够维持系统读表操作的实施时间、支持需求侧响应和停电修复。

相对于存储系统控制和运行实时数据的历史数据库( PI).MDMS将存储终端用户的每日更新的、连续的间隔测量值(通常的计量间隔是：居民用户1h.商业和工业用户5min，变压器表计15min，中压馈线表5min)，由此可以取得前所未有的、大量的详细系统信息(电表计量和报警信息)。

结合地理信息系统( GIS)，可以取得系统上每一点的精确的负荷曲线甚至电压特性，为系统管理、运行和资产管理提供可靠的依据，从而使得越来越多的高级应用，如能量平衡、窃电监测和根据电表报警信息进行故障预测等，可以通过AM1系统得到实现。

充分利用已收集的大量信息，是取得AMI效益的关键。许多电力公司计划整合现存信息系统的劝能，并建立与MDMS的接口，以提高其功能水平。

4.用户户内网络( HAN)

用户户内网络( HAN)的概念只是在最近两年才出现的，因此很多公司还没有把它包括在AMI项目计划之中。HAN通过网关或用户人口把智能电表和用户户内可控的电器或装置(如可编程的温控器)连接起来，使得用户能根据电力公司的需要.积极参与需求侧响应或电力市场。

1.3.2高级配电运行体系

高级配电运行体系( Advanced Distribution Operation Infrastructure，ADOI)主要的作用是使“自愈”功能得以实现，主要包括高级配电自动化、配电快速仿真与模拟、分布式电源运行、AC/DC微网运行、新兴电力电子装置、配电SCADA、配电地理系统( GIS)7个部分。

1.高级配电自动化

美国电力科学研究院( EPRI)在其“智能电网体系”(IntelliGrid Architecture)研究报告中提出了高级配电自动化( Advanced Distribution Automation，ADA)的概念，将其定义为：“配电网革命性的管理与控制方法，它实现配电网的全面控制与自动化并对分布式电源进行集成，使系统的性能得到优化。”

ADA包含高级配电运行自动化(Distribution Operation Automation，DOA)和高级配电管理自动化( Distribution Management Automation，DMA)两方面的技术内容。DOA以完成配电网安全监控与数据采集(DSCADA)、馈线自动化(FA)、电压无功控制，分布式电源( Distributed Electric Resource，DER)调度等实时应用功能;DMA以地理图形为背景信息，实现配电设备空间与属性数据以及网络拓扑数据的录入、编辑、查询与统计管理。在此基础上，DMA完成停电管理、检修管理、作业管理、移动终端(检修车)管理等离线或实时性要求不高的功能。

2.配电快速仿真与模拟

快速仿真与模拟(Fast Simulation and Modeling-FSM，FSM)是一套专门用于电网运行、规划和管理的软件工具集，它能够对电力系统进行实时的仿真分析，对电网故障提前作出预测和反应;为保证系统自动、持续地优化运行，向操作员提出预防控制措施，达到改善电网稳定性、安全性、可靠性和提高运行效率的目的。输电环节的快速仿真与模拟( FSM)简称为输电快速仿真与模拟(Transmission Fast Simulationand Modeling-TFSM)，配电环节的快速仿真与模拟(FSM)简称配电快速仿真与模拟(Distribution Fast Simulation and Modeling-DFSM).

DFSM主要完成了“信息——知识——智能”的过程，即配电网自我认知过程和部分重要智能的产生过程，是智能配电网“智能”的核心部分。DFSM的主要功能包括：实时的状态估计，供安全监视、评估与优化使用;系统(包括功率交换、系统效率、可靠性、电能质量等)性能的连续优化功能;预测仿真能力(即安全分析)，能够避免可能对系统造成较大影响的预想事故发生;若事故发生，通过自愈能力尽量减少损失，恢复正常运行;从运行和规划的角度对电网进行“What-if"分析，并为运行人员推荐运行方案;在多个层次上提供辅助决策功能;把对市场、政策和风险的分析聚合到系统模型中去，把它们对系统安全性和可靠性的影响进行定量化的评估。

DFSM运行模式一股有如下了种：一是实时模式，按预先设置的时间间隔(1～15分钟)min周期运行，或在实时事件(如拓扑结构变化)的触发下即时启动。二是研究模式，对配电网进行“What -if"分析和研究，为运行人员和管理人员提供推荐方案。三是前瞻模式，使运行人员了解未来几分钟(超短期)、1小时到1周(短期、中长期)的运行状态变化趋势。

3.分布式电源运行

智能电网的核心在于构建具备智能判断与自适应调节能力的多种能源统一入网和分布式管理的智能化网络系统，可对电网和用户用电信息进行实时监控和采集，且采用最经济、最安全的输配电方式将电能输送给终端用户，实现对电能的最优配置与利用，提高电网运营的可靠性和能源利用效率。

分布式电源(DER)的种类很多①，包括小水电、风力发电、光伏电源、燃料电池和储能装置(如飞轮、超级电容器、超导磁能存储、液流电池和钠硫蓄电池等)。

一般来说，其容量从1kW～10MW。配电网中的DER由于靠近负荷中心，降低了对电网扩展的需要，并提高了供电可靠性，因此得到广泛采用。特别是有助于减轻温室效应的分布式可再生能源，在许多国家政策的大力支持下，迅速增长。目前，在北欧的几个国家，DER已拥有30%以上的发电量份额;在美国DER目前只占总容量的7%，而预期到2020年时这一份额将达25%。

大量的分布式电源并于中压或低压配电网上运行，彻底改变了传统的配电系统单向潮流的特点，要求系统使用新的保护方案、电压控制和仪表来满足双向潮流的需要。然而，通过高级的自动化系统把这些分布式电源无缝集成到电网中来并协调运行，将可带来巨大的效益。除了节省对输电网的投资外，还可提高全系统的可靠性和效率，提供对电网的紧急功率和峰荷电力支持，及其他一些辅助服务功能，如无功支持、电能质量改善等;同时，它也为系统运行提供了巨大的灵活性。例如，在风暴和冰雪天气下，当大电网遭到严重破坏时，这些分布式电源可自行形成孤岛或微网.向医院、交通枢纽、广播电视等重要用户提供应急供电。

4.AC/DC微网运行

AC/DC微网是指接有分布式电源的配电子系统，是一个预先设计好的孤岛，主网脱离后可孤立正常运行，维持所有或部分重要用电设备的供电。微电网与大电网是有机整体，可以灵活连接、断开，既可与大电网联网运行.也可在电网故障或需要时与主网断开单独运行。微电网采用了大量先进的现代电力技术，如快速的电力电子开关与先进的变流技术、高效的新型电源及多样化的储能装置等，用以提高重要负荷的供电可靠性，满足用户定制的多种电能质量需求，更好地发挥分布式电源的作用。

微电网主要技术和功能主要包括储能技术、微电网协调控制技术和虚拟发电厂技术等。

(1)储能技术。储能系统由两部分组成：由储能元件(部件)组成的储能装置;由电力电子器件组成的能量转换系统( Power Conversion System，PCS)。储能装置主要实现能量的储存、释放或快速功率交换，能量转换系统通过电力电子设备实现充放电控制、交直流电转换、功率调节控制及运行参数检测监控等。

(2)微网协调控制技术。微网技术将分布式电源、储能装置、电力电子设备及终端用户有效整合，形成电力系统中的一个可控单元，可以灵活地并网和独立运行，其入网标准只针对微网和大电网公共连接点( PCC)上，解决了分布式电源大规模接人问题，能进一步提高电力系统运行的灵活性、可控性和经济性，更好地满足电力用户对电能质量和供电可靠性的更高要求。

(3)虚拟发电厂技术。为了克服风能、太阳能等可再生能源的间歇性，电力系统往往需要增加备用容量，从而使得这些电源的经济性降低。随着这些电源比例的逐步提高，电网的运行和调度的问题变得越来越突出。且前欧洲提出了利用分布式能量管理系统( DEMS)的虚拟发电厂(Virtual Power Plants，VPP)技术。虚拟发电厂把一个地区的分布式电源、储能装置和负荷集成起来，虚拟成电网一个独立个体，具有类似大规模发电厂。或集中负荷一样的可控性，可以提前向电网提交发电计划和负荷需求。

5.新兴电力电子装置

电力电子技术是一门新兴的应用于电力领域的电子技术，就是使用电力电子器件(如晶闸管、GTO、IGBT等)对电能进行变换和控制的技术。电力电子技术所变换的“电力”功率可大到数百MW甚至(W，也可以小到数W甚至1W以下，与以信息处理为主的信息电子技术不同，电力电子技术主要用于电力变换。

配电系统迫切需要解决的问题是如何加强供电可靠性和提高电能质量。电能质量控制既要满足对电压、频率、谐波和不对称度的要求，还要抑制各种瞬态的波动和干扰。电力电子技术和现代控制技术在配电系统中的应用，即用户电力( Custom Power)技术。用户电力技术(CP)和FACTS技术是快速发展的姊妹型新式电力电子技术。采用FAC:TS的核心是加强交流输电系统的可控性及增大其电力传输能力;发展CP的目的是在配电系统中加强供电的可靠性和提高供电质量。CP和FACTS的共同基础技术是电力电子技术，各自的控制器在结构和功能上也相同，其差别仅是额定电气值不同，目前两者已逐渐融合于一体，即所谓的DFACTS技术。具有代表性的用户电力技术产品有：动态电压恢复器( DVR)、固态断路器(SSCB)、

故障电流限制器(FCL)、统一电能质量调节器(PQC)等。

6.配电SCADA

电力系统的复杂性和重要性使得其离不开监视和控制。传统的监控任务使用模拟屏( Mimic board)实现，屏上有一个系统接线网，展现了系统的概貌，其上面是仪表指示灯等，从现场采集的各种信号被送到接线网对应的部件上，从模拟屏上可以直接查看系统的实时情况。这种方法简单直观，但是成本太高、功能有限，当系统增大时需要很大的空间来增建模拟屏，同时随着模拟屏的增大，其直观性也逐渐消失，随着计算机技术的发展，用计算机屏幕来显示系统的接线冈，实时状况变得切实可行。SCADA系统就是在这样一个发展过程中的产物，

SCADA为Supervisory Control And Data Acquisition缩写，是”监视控制和数据采集”的意思。SCADA 一般由中央监控系统、通信系统、现场执行设备三部分组成。配电网SCADA系统是配电网自动化的基础。作为电力系统自动化系统的一个底层模块，配电SCADA肩负着几项重要的任务：向配电网的调度、管理人员提供配电网的实时数据、信息，方便他们了解配电网的实时情况和负荷变化的趋势：为各种电力系统自动化高级功能软件提供准确，及时的信息，从而实现对配电网乃至整个电网的优化控制、调度、故障预测和排除，提高供电质量、供电的可靠性和安全性;用远方遥控代替手工操作，提高工作效率，减轻运行、操作、维护人员的劳动强度。

从功能上看，配电网的SCADA系统和其他系统的SCADA系统大致相同，主要实现“四遥”功能，即：遥信，采集配电网的各种开关设备的实时状态.通过配电网的信道送到监控计算机，遥测，采集配电网的各种电能(如电流、电压、用户负荷、电度等)的实时数值，通过配电网的信道送到监控计算机;遥控：操作人员通过监控计算机发送开关开合命令，通过配电网信道传达到现场，使现场的执行机构操作开关的开合，达到给用户送电、停电等目的;遥凋：操作人员通过监控计算机或者高级监控程序自动发送参数调节命令，通过配电信道传送到现场，使现场的调节机构对特定的参数进行调节，达到负荷大小、电压、功率因数调节等目的。此外，配电网SCADA系统也同样要给监控、操作人员提供画面，要给电力系统其他高级管理软件提供数据共享的接口。

7.配电地理系统(GIS)

配电地理信息系统就是采用GIS技术描述电力行政机构地理分布，方便查询相关信息等;电力线路信息、设备设施(水混杆、塔杆、变压器、环网箱、电缆分支箱等).实现电量分布图、缺陷分布图，实时跟踪巡检，考勤管理;从全局把握设备设施的空间分布情况、使用情况和历史信息曲线等信息，主要应用于电力网络的日常运营工作、系统采用移动终端作为前端信息载体和无线通讯工具，充分利用后台的数据挖掘技术，为电力部门提供各种及时的运营信息，加大电力运营的监控力度，降低电力事故的发生频率。实现农电生产管理工作革新，摆脱传统的作业模式，增强系统的可视化程度，提高工作效率和管理效率，提高农电管理素质和劳动生产率，提高供电的可靠性，加强电力市场建设，健全客户服务体系。

1.3.3高级输电运行体系

高级输电运行体系(Advanced Transportation Operation Infrastructure，ATOI)主要实现输电智能化，强调的是阻塞管理和降低大规模停运风险，主要包括输电阻塞管理、输电WAMS、SCADA、输电GIS技术、EMS高级报警可视化、输电系统仿真与模拟等。其中阻塞管理、输电SCADA、WAMS和输电GIS技术是核心。

1.输电阻塞管理

电网每条线路上的有功潮流的绝对值有一安全限值，限值还具有一定的相对安全裕度(即在应急情况下潮流绝对值可以超过限值的百分比的上限)。如果各机组出力分配方案使某条线路上的有功潮流的绝对值超出限值，称为输电阻塞。当发生输电阻塞时，需要研究如何制订既安全又经济的调度计划。输电阻塞管理的方法就是通过消减或者调整，重新进行电力分配。传统的阻塞管理方法主要分为两类：一是在考虑各种约束的基础上，直接利用最优潮流来计算最优发电计划;二是采用分布计算方法，首先得到无约束中标计划，随后根据约束条件调整不同节点处的机组出力，以满足电网运行的安全性要求。

在智能电网中，智能决策支持系统首先在考虑各种约束的基础上制定相应的最优发电计划;而在实际运行中，将跟踪电网中实时变化的负荷，在电网安全运行的调度计划基础上，对发电机组的出力(发电功率)进行优化调整，防止线路上的有功潮流的绝对值超出限值。

2.输电WAMS/SCADA

输电WAMS/SCADA是随着GPS技术民用化而迅速发展起来的一项新技术，同步对时体系是WAMS系统最为显著的特征之一，这使得在WAMS系统主站对广域电力系统进行同步观测成为可能。WAMS系统在电力系统中的应用可以分为两类：一是取代常规SCADA/EMS系统建立新的电力系统数据测量平台;二是以基于WAMS的数据测量平台为前提，开发在常规SCADA/EMS测量系统平台上难以进行的应用功能，如电力系统状态估计、电力系统暂态过程跟踪和暂态稳定性预测、电力系统区间低频振荡模式在线辨识、电力系统降阶模型辨识、电力系统潮流计算和电力系统广域阻尼控制等②。

3.输电地理信息系统(GIS)

输电地理信息系统是是利用计算机技术、网络技术将电网分布、台账及实时信息按其实际空间位置表达给客户，集空间查询统汁、运行维护、分析管理等功能于一体的应用系统，是一种直接融人现代电力生产经营活动中的、全新的信，自、化管理工具。作为信息技术和电力系统的紧密结合，GIS在电力领域巾的应用具体表现为整个国家的电力输电线路、电厂、电站及相关设备的综合建库，反映电网运行的实时信息、综合管理信息系统( MIS)，形成大型的综合计算网络平台，极大地提高电网的管理和维护效率。它主要的功能有6个：地理信息查询;台账查询：业务数据查询;统计;系统数据维护;用户管理。此外，GIS可供浏览相关标准、规范、反措、技术报告及新闻，并通过交流平台，为用户提供及时、全面、准确的信息。

1.3.4高级资产管理体系

高级资产管理体系(Advanced Asset Management Infrastructure.AAMI)主要综合应用各种先进自动化技术、计算机技术、通信技术、信息技术以及现代管理理念和技术，优化调整电力资产的管理和运行，每个资产将和其他资产进行很好地配合，最大限度地发挥其功能，以最低的成本实现所期望的优质服务，大大改进电网的运行和效率。主要分为囚个层次：用户层;业务逻辑层;应用服务层;系统服务层。主要的管理分为设备资产管理、缺陷管理、发电计划及项目管理、检修管理、备品备件及工器具管理等。

智能电网高级资产管理体系能够实现资产全生命周期优化管理、集成式工程管理、状态检修、智能分析决策和可视化管理。

1.资产全生命周期优化管理

智能配电网IT技术、电力电子技术、网络通信技术和传感器，，IFDs等先进技术的广泛应用，为建立更加先进、科学的资产管理模式和方法创造了条件，同时准确、及时的在线监测也为资产的优化管理提供了坚实的基础。

资产全生命周期管理(Asset Lifecycle Management.ALM).以资产为管理对象，以建立一体化的信息平台为手段，统筹考虑，系统优化资产全生命周期内各个环节，即从资产形成前期、资产形成过程的科研、选型、设汁、购建、安装调试等开始，贯穿于资产运营期间的运行维护保养与资产的移动、调动、封存、借川、变更，直至资产报废退出的整个生命周期的管理，在满足安全、效能的前提下追求资产全生命周期内可靠性和经济性的最优结合。

实现资产全生命周期管理的基础是资产信息化。在传统电力系统中，由于与资产相关的信息分散在规划，生产、物流、财务等各个独立的系统中，必然造成信息孤岛，成为实现资产全生命周期管理的主要障碍。智能电网各种先进计算机技术和通信技术的广泛应用，使得资产信息化更易于实现，同时应用信息融合技术，使得资产信息实现在统一平台下的管理，从而为实现资产全生命周期管理提供了有利条件。在资产信息化的基础上，从源头加强成本控制，通过工程管理精细化，降低工程造价，加强资产经济运行管理，降低运行维护成本，完善资产报废监督程序，规范处理过程，加强技术鉴定，强化资产退役和报废的管理，实现对智能配电网资产的全生命周期管理。

2.集成式工程管理

智能电网高级资产管理是一种集成式的工程管理，不但需要跟踪工程安全状况，统计和分析工程质量状态，保证工程信息及时传递，以及对工程信息的综合分析和决策等，而且管理范围扩大，不仅包括工程方面的各项管理功能，更包括了工程技术、管理、财务、信息技术等各方面的交互应用，同时要对智能电网工程的整个生命周期进行管理，实现工程资产的优化管理，提高工程资产利用率和工程管理效率，并与其他资产管理系统建立接口，对资产进行综合管理。

智能电网集成式工程管理的实现，是以工程管理信息化为基础的。智能电网各种先进技术的应用为工程管理信息化提供了技术条件，而工程管理信息化是提高智能配电网工程效率、节约资源的重要手段。通过建立专门的工程信息管理系统(如MIS系统等)对工程的各种信息进行统一、综合管理，明确工程目标，通过信息采集技术、信息分析和加工技术、信息筛选技术、信息输}}{提供技术等对复杂冗余的各类信息进行合理的获取和分析.为工程决策和实施提供准确的信息支持。

同时，在工程建设项目投资决策阶段，在对外部条件信息综合考虑的基础上，对拟建项目进行策划并对其可行性进行技术经济分析和论证，作出最佳投资决策;在设计阶段，以投资估算控制初步设计，从组织、技术、实施、经济等各方面采取措施，合理有效地管理工程资产;在施工阶段，以全生命周期造价管理的思想和方法为指导，综合考虑工程建设的成本，使工程组织方案和施工方案更加科学合理，施工过程中资产利用率显著提高，同时降低工程施工成本;在工程验收阶段，要确定最终工程建设造价，考核工程建设效益，并对工程各阶段资料信息进行整理、分析和积累，综合检验决策、设计、施工质量，为下一个阶段的运行维护打好基础;在运行维护阶段，通过制订合理的运行维护方案，运用科学的管理理论和手段，实施全面统一管理，实现资产合理利用，降低运行和维护成本，配合智能电网实现优质高效的服务。

通过完善的丁程管理体系，并将工程管理纳入资产管理范围中，对实现智能配电网资产精细化、全生命周期优化管理，提高资产使用效率，降低成本，提高效益具有积极作用。

3.状态检修

状态检修是一个优化检修的概念，不同于传统的以周期时间为依据的检修方武，即利用状态监测和诊断技术获取设备状态和故障信息，判断设备异常，预测故障发展趋势，在故障发生前，根据设备状态对其维修，是一种建。漫在计算机技术、检测技术、电力技术、诊断技术等多学科基础上的检修方式。状态检修对于智能电网的资产管理来说，有着非同寻常的重要作用。状态检修能够及时地处理设备隐患、克服定期检修的盲目性、减少人力投入，提高设备检修过程中的针对性和有效性，加强设备的综合分析和精细化管理，从而达到最大限度延长设备寿命，提高设备运行可靠性的曰的，实现智能电网资产的优化管理。

智能电网状态检修是以状态监测和故障诊断为基础，通过建立设备状态数据库和专家系统，依靠变电站自动化功能来实现的。状态监测是状态特征量的收集过程.而在线监测技术是收集状态特征量的重要手段和途径。智能电网先进完善的在线监测技术，为状态检修提供了可靠的特征量，保证了状态检修的准确性。在线监测由单个设备为目标向整体监测延伸，状态检修也不再局限于某一设备，而是同时考虑整个电力系统设备的运行以及电力供求关系的调整。设备状态数据库会收集设备出厂试验、历次试验报告、各种状态参数、维修记录、运行记录、故障记录和异常现象等，为状态分析提供科学依据。专家系统会根据状态监测所得到的各测量值及其运算结果所提供的信息，并根据设备状态数据库中设备知识和经验，进行推理判断，找出设备的故障类型、部位及严重程度，提出对设备最优的维修处理建议。同时制定相应的规范，包括对状态检修参数的定义、状态参数转换为设备欢陷的技术措施、维修步骤、隔离计划、设备参数、故障代码、工单格式等。由于智能电网对资产(设备)实行全生命周期优化管理，在满足安全、效率的前提下追求资产全生命周期内可靠性和经济性的最优结合，使状态检修在管理体系上得到保障，在智能配电网中显现其优越的成效。

4.智能决策分析

智能电网各种智能设备数量庞大，网络结构复杂，走线方式多样，各类在线实时数据和信息日益复杂，同时各种信息之间相互关联的程度也越来越紧密。例如.实时信息与离线信息、动态信息与静态信息、运行信息与管理信息、技术信息与资产信息等将更加紧密地联系在一起。为了能在上述海量的信息中获取、发布、共享和管理知识资源，消除信息孤岛，使信息更加准确、及时、全面和详实，提升其反映电网系统真实情况的水平，实现智能电网对各类资产多层次、全面优化管理，需要在智能电网中引入智能决策分析系统。

智能决策分析系统可以对电网的安全性和经济性进行评估.给出使电网运行满足安全、优质、经济相结合方式下的决策方案。在电网发生故障时，还可对各种报警信息进行在线分析和处理，执行故障诊断，给出处理故障所需的故障恢复方案及相关的故障操作指导。

智能决策分析系统的基础是数据仓库技术，联机分析处理和数据挖掘技术。数据仓库是通过多数据源信息的概括、聚焦和集成，建立面向主题、集成、时变、持久的数据集合，为决策提供可用信息，智能配电网的各类在线实时信息和数据、历史数据和基础数据存储在数据仓库中，以此作为智能决策分析系统的数据基础：联机分析处理技术通过对数据仓库的即时、多维、复杂查询和综合分析，得出隐藏在数据中的总体特征和发展趋势，以此作为智能决策分析的依据。资产信息、工程信息和检修信息提供基础数据，通过对它们的抽取、集成和转换，存放在资产管理数据仓库中，作为整个智能决策分析系统的数据源。通过联机分析和数据挖掘技术，对数据仓库中的数据进行各种查询、分析和挖掘，由此产生对资产管理的智能决策分析。

通过智能决策分析系统，可对智能电网网络设计实现优化，对资产寿命和网络运行进行分析，同时对维修计划、设备保养管理、突发故障维修、备件管理等决策提供智能分析。此外，智能决策分析系统还可以预测智能配电网运行的薄弱环节，对预想事故提出对策。由此可见，智能决策分析系统对智能电网资产管理有十分重要的作用，为实现资产全方位、多层次的优化管理提供了辅助决策分析功能。

5.可视化管理

传统电网的管理系统，主要集中在自动化信息的采集和控制方面，对基本状态信息的可视化表现考虑不足，易造成运行人员的“盲管”现象，不利于配电网的安全运行。智能电网通过可视化管理，可以将智能电网的运行状态以图形或图像的方式予以显示，实时采集电网及其资产运行数据以及电能质量、故障停电等数据，为运行人员提供高级的电网监控界面，使其能更方便、更直观地了解当前电网资产的运行状态。

智能电网可视化管理系统通过将地埋空间信息系统GIS的文字、图形、表格等信息一体化，把设备属性、配电网馈线信息、工程信息、实时数据采集与监控SCADA信息紧密联系在一起，提供一个兼容的信息拓展平台，并将用户信息、设备信息、线路信息等在平台上集中体现。智能配电网可视化管理系统基本模块如图1-1所示：

管理控制模块负责对智能电网网络拓扑信息和资产的位置、属性以及变更信息进行综合管理，并与数据库中的存储信息进行交流，及时更改数据库中网络和资产的信息;数据处理模块负责对资产(设备)在线监测信息、工程信息、电网线路信息等数据的收集和处理，并将经过处理的信息送入数据库模块，实时更新图形化显示的资产信息;数据库模块负责其他两个模块的信息存储和交流，以供查询和分析使用。GIS与SCADA分别提供资产信息和在线监测信息，并通过两者相互集成，对可视化管理系统提供信息支持。

通过可视化管理，可以提高智能配电网的可视化程度，监测和识别智能电网动态行为，为资产的统一管理和资产信息的交换提供数据标准和规范。在此基础上，可实现“智能电网全资产可视化”，对资产的全生命周期做到实时管理，掌握其实际运行状态和信息，使资产时时处于最优化运行状态，提高利用率，降低运行和维护成本，以满足智能配电网资产管理的特点和要求。