CN103597707B - 具有动态反向/正向云化的分布式智能架构 - Google Patents

Abstract

在一个实施例中，电网应用功能驻留在公用电网中的初级电网设备中，初级电网设备可以判断是否将电网应用功能的至少一部分分布到公用电网中的一个或多个分布式次级电网设备。一般来说，一个或多个分布式次级电网设备将与初级电网设备相关联的公用电网的子集（例如，子电网）相关联。一旦做出判断，初级电网设备可以根据所述判断将电网应用功能或其部分动态地分布到分布式次级电网设备。另外，在另一个实施例中，电网应用功能也可以被例如从特定的次级电网设备或者从初级电网设备撤回到始发电网设备。

Description

具有动态反向/正向云化的分布式智能架构

相关申请

本申请要求由Jeffrey D.Taft于2011年5月31日提交的题为“VARIABLE TOPOLOGY DISTRIBUTED INTELLIGENCE FOR SMARTGRIDS（智能电网的可变拓扑分布式智能）”美国临时申请No.61/491,377及由Jeffrey D.Taft于2012年5月30日提交的题为“DISTRIBUTEDINTELLIGENCE ARCHITECTURE WITH DYANAMICREVERSE/FORWARD CLOUDING（具有动态反向/正向云化的分布式智能架构）”的美国申请No.13/483,873的优先权，其内容通过引用并入本说明书中。

技术领域

本公开一般涉及公用控制系统，例如，涉及“智能电网（smartgrid）”技术。

背景技术

公用控制系统和数据处理系统实际上已经被大大地集中化。能源管理系统（EMS）、配电管理系统（DMS）、监控和数据采集（SCADA）系统存在于控制或操作中心中，并且一般依赖于与现场设备和系统的低复杂度通信。有几种用于公用事业应用的分布式控制系统，包括用于使用变电站外部的馈电电路上的设备间的对等（peer-to-peer）通信执行故障隔离的无线网状系统。另外，特定的保护方案涉及变电站到变电站之间的通信和本地处理。然而，一般来说，集中式系统是主要的电网控制架构。

此外，电网控制操作通常通过由初级电网控制设备实现的电网控制应用功能执行，这是低效的。

附图说明

通过参照下面结合附图的描述，可以更好地理解本说明书的实施例，相同的附图标记表示相同或功能相似的元件，其中：

图1示出了示例简化的公用电网层级结构；

图2示出了示例简化的基于公用电网的通信网络（例如，“智能电网”网络）；

图3示出了示例简化的设备/节点；

图4示出了展示与大规模智能电网的复杂度相关联的挑战的示例表格；

图5示出了智能电网核心功能栈的示例；

图6示出了各种反馈布置的示例；

图7示出了展示等待时间层级结构的示例图表；

图8示出了数据生命期限类的示例表格；

图9示出了分析架构的示例；

图10示出了分布式分析元件的类型的示例；

图11示出了示例数据存储架构；

图12A-12E示出了示例分层服务架构模型（“栈”）；

图13示出了分布式智能平台的示例逻辑栈；

图14A-14D示出了分层服务平台的示例；

图15示出了具有正向和反向云化的可变结构虚拟化的示例；

图16示出了分布式平台操作环境的示例；以及

图17示出了具有动态反向和正向云化的分布式智能架构的示例简化过程。

具体实施方式

概览

根据本公开的一个或多个实施例，电网应用功能是驻留在公用电网中的初级电网设备上的，初级电网设备可以判断是否将电网应用功能的至少一部分分布到公用电网中的一个或多个分布式次级电网设备。一般来说，一个或多个分布式次级电网设备将与初级电网设备相关联的公用电网的子集（例如，子电网）相关联。一旦做出判断，初级电网设备可以根据这个判断动态地将电网应用功能或其部分分布到分布式次级设备。另外，在一个或多个实施例中，电网应用功能也可以被例如从特定的次级电网设备或从初级电网设备撤回到始发电网设备（originating grid device）。

详细描述

电力一般通过由相互连接的发电站的网络、输电电路、配电电路和变电站组成的输电网和配电网从发电厂传输到最终用户（工业、企业、房主等）。一旦到达最终用户，电力能够用来为任意数目的设备供电。一般来说，在输电和配电阶段需要各种功能来操作电网，比如保护、控制（流量控制、调节、稳定和同步）、使用计量、资产监测和优化、系统性能和管理等。

图1示出了示例简化公用电网和电力分配的示例物理层级结构。特别地，能源可以在一个或多个发电设施110（例如，煤电厂、核电厂、水力发电厂、风力发电厂等）产生并传输给一个或多个输电变电站120。接下来能源从输电变电站120传送到配电变电站130以分布到各种馈电电路（例如，变压器）140。因此，馈电电路140可以通过相应的电力线为诸如房屋、建筑物、工厂等的各种终端“站点”150“馈送”能源。

需要注意的是公用电网的示意性结构是以高度简化的层级结构示出的，例如，顶部的发电设施、作为下一层的输电变电站、作为再下一层的配电变电站等的层级结构。然而，本领域技术人员将理解图1仅是为了讨论的例子，而实际的公用电网可能以复杂得多的方式操作（例如，即使在垂直集成的公用事业中）。也就是说，图1示出了基于电力的层级结构（即，电力开始于发电层并最后到达最终站点），而不是基于逻辑控制的层级结构。特别地，在传统环境中，输电和初级配电变电站在相同的逻辑层，而发电通常在其自己的层并且实际上由平衡管理机构（BalancingAuthority）或其它合格的调度实体（Qualified Scheduling Entity）的自动发电控制（AGC）来控制的，然而输电线和变电站是由输电操作员能源管理系统（EMS）的控制的。在一些情况下，初级配电变电站可以由输电EMS控制，而比如当通过配电系统操作员（DSO）配电时，是由配电控制中心控制的。（一般来说，如所示的，配电馈电电路逻辑上属于初级配电变电站。）

在分布式控制的情况下，也就是说，就基于控制的层级结构而言，变电站可以被分组，以使得一些变电站比其它变电站逻辑上高一层。以这种方式，可以通过分配功能来避免将完全相同的功能放入每个变电站中的需要，以便将逻辑控制层级结构施加于另一平坦的结构上，比如根据本说明书所述的技术。在这种情况下，输电变电站可以被分组和分层，而初级配电变电站可以单独地分组或分层，但是需注意的是将配电变电站逻辑上分组在输电变电站下不是必需的（或甚至可能的）。

一般来说，公用事业公司能够从在它们的软件应用和数据存储中的准确的配电馈电电路（中等电压/低电压或“MV/LV”电路）连通性信息获益。这在断电管理和方便规划、建设、运营和维护的应用中是特别有用的。然而，由于建模的复杂性和电力网络的动态性质，尝试在地理信息系统（GIS）环境内构建或近似电路模型是具有挑战性的。也就是说，尽管公用事业可能有“完工的（as-built）”数据库，由于包括在电网建设上的不准确或不完整的数据采集、没有反映在数据库的更新中的电路变化以及电网的结构损坏的各种原因，它可能与实际的电网不同。另外，由于馈电电路开关工作在正常操作或紧急操作的过程中，电路拓扑可能动态地改变。这种改变产生“操作的（as-operated）”拓扑，这一拓扑是动态的，并且没有反映在“完工的”数据库中。

为协助控制公用电网，在电网100的不同位置可以使用各种测量和控制设备。这样的设备可以包括各种能源导向设备，比如自动重合器、电源开关、断路器等。另外，也可以使用其它类型的设备，比如传感器（电压传感器、电流传感器、温度传感器等）或计算设备。电力公用事业在发电、输电和配电中广泛地使用交流（AC）功率系统。多数高压或中等电压级别的系统和设备在三相电上工作，其中电压和电流以均匀交错的波形分为三组。描述AC功率系统波形（电流相对于电压）的基本数学对象是“相量（phasor）”（相位角矢量）。被称为相量测量单元（PMU）的计算设备已经被几个公司商业化来从功率波形中计算相量。由于相位角是相对量，所以当组合取自电网的不同部分的相量时必须将相位角因子对齐到共同的参考相位；这在PMU中通常是通过使用GPS定时信号实现。这种相量被称为同步相量。

图2是通信网络200的示意框图，通信网络200示例性地被看作是公用电网通信网络的示例。网络200示例性地包括通过诸如有线连接或共享介质（例如，无线连接、电力线通信（PLC）连接等）的各种通信方法相互连接的节点/设备，其中诸如路由器、传感器、计算机等的某些设备可以例如，基于距离、信号强度、当前操作状态、位置等与其它设备进行通信。本领域的技术人员将理解计算机网络中可以使用任意数目的节点、设备、连接等，并且本说明书所示视图为简化视图。数据分组可以使用预先定义的诸如某些已知的有线协议、无线协议（例如，IEEE标准802.15.4、WiFi、蓝牙、DNP3（分布式网络协议）、ModBus、IEC61850等）、PLC协议、或其它适当的协议的网络通信协议在计算机网络200的节点/设备之间交换。在此背景（context）下，协议由一组定义了节点间如何彼此交互的规则构成。

示例性地，控制中心210（以及备份控制中心210a）可以包括通过网络开关219相互连接到系统控制网络205的各种控制系统处理设备215和数据库217。另外，一个或多个变电站220可以通过开关229连接到控制网络205，并且可以支持诸如分布式数据服务222、电网状态服务（例如，“部分状态（parstate）”，对整个电网状态的部分的判断）223、控制应用225等的各种服务/处理。变电站220也可以具有GPS时钟221来提供定时，可以使用IEEE标准1588将定时分布到一个或多个场区域路由器（FAR）250（下面的）。需要注意的是监测中心230也可以通过开关239与网络205进行通信，并且可以包括各种分析系统235和数据库237。变电站220可以通过各种通信方法与各种其它变电站（例如，如上面所提到的，从输电变电站到配电变电站）进行通信。例如，一个或多个无线LAN控制器（WLC）240和场区域路由器（FAR）250的层级结构可以提供图1中基础公用电网的各部之间的特定的基于位置的通信。WLC240（也可以看做一类较高电网级别的FAR）可以包括诸如数据收集245和控制应用246等的各种服务。一般来说，共享馈电电路部上电网设备（例如，FAR250-X）可以与两个有关的变电站（例如，如图所示的两个WLC240）进行通信。此外，FAR250也可以包括它们自己的数据收集服务255，并且可以从诸如传感器和/或致动器（例如，房屋能源控制器、电网控制器等）的一个或多个终点通信设备260收集数据或者将数据分布到它们。

智能电网操作的具体细节如下所述。需要注意的是尽管在通信网络200和基础公用电网100（例如，控制中心、变电站、终点等）之间存在广义相关性，这种相关性也只是一般假设，而不是必须的。例如，一个或多个FAR250可以与一个或多个馈电电路140相关联，或者是更精细的，比如“极-顶（pole-top）”路由器等。换句话说，图1和图2所示的层级结构不想要进行具体的关联，而仅仅是用于说明的层级结构的示例。

图3是可以和本说明书所述的一个或多个实施例一起使用的示例节点/设备300（例如，如上面的图2所示的任何有能力的“智能电网”节点）的示意框图。特别地，设备300是通用的和简化的设备，并且可以包括通过系统总线350相互连接的一个或多个网络接口310（例如，有线、无线、PLC等）、至少一个处理器320和存储器340，以及电源360（例如，电池、插件等）。

一个或多个网络接口310包含用于在耦合到网络200的链路上传输数据的机械、电气和信号电路。网络接口可以被配置来使用各种不同的通信协议发送和/或接收数据。还需要注意的是，节点可以具有两种不同类型的网络接口310，例如，无线和有线/物理连接，并且本说明书的视图仅仅用于说明。而且，尽管网络接口310是与电源360分开地示出的，对于PLC网络接口310可以通过电源360进行通信，或者可以是电源的整体构件。在某些特定的配置中，PLC信号可以耦合到馈送入电源的电力线。

通用设备300的存储器340包括多个可由处理器320和网络接口310寻址的存储位置，用于存储与本说明书所述的实施例相关联的数据结构和软件程序。需要注意的是，某些设备可能具有有限的存储器或没有存储器（例如，没有用于存储除操作于设备和相关联的缓存上的程序/处理之外的存储器）。处理器320可以包括适于执行软件程序和操作数据结构345的所必要的逻辑或元件。操作系统342的一个或多个部分通常驻留在存储器340中并由处理器执行，操作系统342尤其通过支持在设备上执行的软件处理和/或服务的调用操作功能性地组织设备。如本说明书所述，这些软件处理和/或服务可以包括一个或多个电网专用应用处理348。需要注意的是，尽管特定的电网应用处理348在集中式存储器340中示出，其他实施例提供了具体地在网络元件或网络集成的计算元件310中操作的处理。

包括各种计算机可读介质的其它存储器和处理器类型，可以用来存储并执行与本说明书所述技术有关的程序指令，对本领域技术人员来说是显而易见的。而且，尽管本说明书示出了各种处理，可以明确地拟定各种处理可以被实施为被配置来依据本说明书所述技术（例如，根据相似处理的功能性）操作的模块。此外，尽管已经分别地示出了各个处理，本领域技术人员将理解处理可以是其它处理内部的例程或模块。

如上面所指出的，公用事业控制系统和数据处理系统事实上已在很大程度上集中化。能源管理系统（EMS）、配电管理系统（DMS）和监控和数据采集（SCADA）系统存在于控制或操作中心中，并且一般依赖于与现场设备和系统的低复杂度通信。各种电网控制系统的制造商和公用事业都认可分布式智能的价值，特别是在配电级别上。

一般来说，分布式智能被定义为在对物理上分散的多元件环境（特别是电网的基础设施，但是一般也包括物理网络）中嵌入数字处理和通信能力。在传感、测量和数据采集领域中，关键的问题是：

-传感和测量-确定要感测的量、类型和传感器的位置以及作为结果的信号的特性；

-数据采集-收集传感器数据、传感器数据传输；

-系统状态和可观察性–能够用于指导对具有拓扑结构和系统动态的物理系统的传感器系统的设计的关键概念；以及

-传感器网络架构-传感器网络的外部特性、元件及结构。

分布式智能的关键元件包括：

-分布式数据收集和保留（persistence）-电网状态的测量、功率质量、资产压力和利用系数、环境数据、实时电网拓扑以及设备操作状态，与中央SCADA相对；

-分布式数据转换和分析-处理所测得的数据和由电网设备和系统产生的事件消息以提取有用的信息、准备应用使用的数据或者为了集成目的关联并过滤数据和事件，与数据中心处理相对；以及

-分布式控制-以直接发送到相对本地的控制器的电网控制致动器的控制命令执行实际的控制算法，与中心控制相对。

通过建立网络平台（NaaP）来支持分布式应用并理解围绕着动态物理网络系统的传感和测量的关键问题，智能通信网络的关键能力可以被定义为（例如，如下所述）支持当前和未来的电网应用。特别地，随着信息通信技术（ITC）网络随物理电网收敛以及智能功能贯穿电网，用于测量和控制的集中式架构变得越来越不足。将控制中心以外的智能分布到电网中的多个位置提供了通过解决对低等待时间路径的需求并且支持诸如数据聚合、控制联合和解聚合的各种功能来增加数据管理与控制系统的鲁棒性和提高性能的机会。

特别地，在智能电网和一般大规模系统中使用分布式智能有一些令人信服的理由，比如：

-低等待时间响应-分布式智能架构能够提供处理数据并将数据提供给终端设备而无需返回控制中心的能力；

-低采样时间差-多个数据收集代理能够轻松地将第一个到最后一个采样时间差最小化以获得较好的系统状态快照；

-可扩展性-对数据采集或处理没有单个瓶颈（choke point）；在分层的分布式系统的较低级别的分析能够被处理并传递到层级结构中的较高级别。这种安排能够通过将大量低级别数据转换为较少量的包含相关信息的数据来保持每个级别的数据量大致不变。这也有助于对电网能够产生的猝发性异步事件消息数据（例如，在馈电电路瞬间断电或电压暂降（sag）过程中来自仪表的最后一点消息）的管理。可扩展性问题不只是通信瓶颈之一，然而-它也是（并且也许更重要的）数据保留管理问题，和处理能力的问题。像其它数据收集引擎一样，在完整规模的智能电网环境中，将中心SCADA用于数据收集的系统变得既受存储器约束又受CPU约束；以及

-鲁棒性-本地自治的操作、在存在网络存储残片的情况下继续操作、优雅的系统性能和面对故障时的功能退化等。

分布式处理的标准方法遭受与电网环境相关的缺点的影响。这些缺点包括无法处理增量转出（rollout）、智能的可变分配以及应用不是为分布式（或可扩展的）环境设计的。此外，现有的方法不反映电网的内在结构，也不提供在智能所位于的电网中的整组位置范围内或异构计算平台范围内的集成。当前系统还遭受无法与遗留（legacy）软件一起工作的影响，因此，需要大量的在应用级别的软件开发工作，来使应用适于该平台，并且还缺乏零接触部署能力和必要的安全措施。

例如，既然IP通信和嵌入式处理能力以共用事业能够使用的形式成为可用的，采用分布式智能的一个主要的障碍是公用事业无法在大的离散步骤中使大型装备和系统变化。相反地，它们必须通过可能要花费数年来完成的变化。这是由于它们的使命的本质和公用事业所必须处理的财务现实。在实践中，公用事业必须能够从集中式智能转换为分布式智能，并且必须能够在很长一段时间内或许是永久地工作在复杂的混合模式中。这意味着当在整个服务区域内维持全面操作时，公用事业必须能够逐步采用分布式智能，并且能够随时间推移和地理变化适当地改变分布式架构。仅有分布式架构的实现方式是不够的；在什么功能被分布到电网内的哪些处理位置方面必须容易并持续地可变，并且必须能够与遗留控制系统同时存在于遗留控制系统所留在的位置。因此，对于有效的分布式智能存在各种可变的拓扑：

-转换可变性-分布式智能功能的采用在地理上（拓扑地）和时间上都将是不均匀的，并且也没有一刀切的解决方案，即使对单个公用事业也如此；

-最终状态可变性-不是每项分布式智能功能都将被推向同一类的每个终端节点，并且分布式智能功能和分配将不得不随着系统的生命周期而改变；

-操作可变性-用户必须能够改变功能的位置以应对故障和维护等。

另外，大规模智能电网的设计和实施造成了一些具有挑战性的架构问题。这些问题中的很多在试点规模中并不显示重要的影响或并不明显，但在全面规模中却能够成为决定性的。需要注意的是，在本说明书中，一般“在全面规模中”意味着下述的一个或多个：

-终点规模-在每个配电网中智能终点是数以百万计的；

-功能复杂性规模-显示出通过电网耦合的隐藏层的功能或应用的数目或类型是三个或更多；或者作用于相同馈电电路部分或者输电线的控制系统（不包括保护继电器）的数目是三个或更多；以及

-地理空间复杂性-智能电网基础设施的地理/地理空间复杂性超出了少量的变电站服务区域或简单的都会区域部署，直到也许具有贯穿不同公用事业的服务区域或者跨多个公用事业和相关组织或在多个公用事业和相关组织之间共享的基础设施的大区域部署。

在图4所示的表400中，示出了由大规模智能电网的这些级别的复杂度带来的一些挑战。例如，大规模智能电网的超大规模（ULS）特性通常与分散控制，本质上相互冲突的不同需求，持续演进和部署，异构的、不一致的和变化的元件，以及各种正常故障条件相关联。而且，因为系统和控制通过电网电气物理学固有地耦合并且因此以在系统设计中可能未予解释的方式进行交互，所以存在通过电网的隐藏耦合。在规模上电网还可以被看做多目标、多控制系统，其中多个控制影响相同的电网部分，并且控制中的一些位于公用事业外部并且/或者操作在多时间尺度上。此外，大量的或聚合的控制命令，尤其是关于次级负荷控制和稳定性的控制命令，可能未考虑到电网内特定的位置，并且考虑到馈电电路或者甚至分区级别的电网状态，可能不被分解到该级别。最后，智能电网产生的数据必须用在若干等待时间尺度中的任何一个上，这些等待时间尺度中一些相当短，从而排除了纯粹的集中式处理和控制方法。需要注意的是，除图4中所示的这些问题外还有另外的影响大规模智能电网架构的问题，但是这些问题代表了一些关键性的挑战。

智能电网具有某些关键性属性导致了由智能电网支持的核心功能级别的概念。这些关键性属性包括：

-地理上分布的模拟基础设施；

-包括在模拟上层结构顶部分层的数字处理和无处不在的基于IP的数字连接的数字上层结构；以及

-连接到智能电网数字上层结构和模拟基础设施边缘的嵌入式处理器和更一般的智能设备；这些设备既包括测量设备（传感器）又包括控制设备（致动器）。

考虑到这种环境和我们对所想要的电网的行为的性质的当前理解，我们可以识别若干关键性功能类；由对想要的智能电网行为、电网结构和应用于电网的数字上层结构的性质的组合而内在地产生的功能组。对这些核心功能组的理解是开发智能电网的分层网络服务架构视图的关键。本说明书示出了一个模型，其中任何类型的智能电网应用都是基于由电网本身产生的核心功能类的逻辑平台构建的。

图5示出了概念和功能类本身。例如，为支持电力电网或任何物理网络的分布式智能，网络服务的概念可以被扩展为服务组栈，其中随着在栈中向上移动服务越来越面向领域。这意味着较低的层包含普通网络服务。接下来的一层包含支持分布式智能的服务。第三层提供支持领域专用的核心功能的服务。顶层提供支持对实时系统的应用集成的的服务。

具体而言，如图5中的模型所示，功能级别分为四层。

1）基础层510：

-电力递送链统一：在整个智能电网中以低等待时间使用数字通信来管理安全数据流并且集成虚拟化信息服务；使智能电网信息的N-路（不只是双路）流动可行；通过先进的网络协议、整合联网和服务插入提供集成。需要注意的是这一层是基于先进的网络和通信的，并且一般可以被认为是系统统一。在这一模型中，联网发挥了基础性作用；这是智能电网资产的分布式性质的直接结果。

2）第二层520：

-自动低级别控制521-变电站内部和外部的数字保护、远程分段以及自动重合闸、馈电电路级别流量控制、本地自动电压/无功调节、稳定性以及同步性；以及

-远程测量522-监控并测量电网参数和包括直接功率变量的物理变量、诸如电能质量测量的衍生因子、使用（计量）、资产状况、操作的拓扑、以及支持更高级别的功能类和应用所必须的所有数据。

3）第三层530是：

-控制解聚合531-在高层级计算的控制命令必须被分解为与电力递送链中每个级别的需求和状况相一致的多个命令；完成这一操作的处理是对沿电力递送链向上移动的数据聚合的逻辑反向，并且必须使用电网状况和电网拓扑的知识来完成解聚合；以及

-电网状态判断532-电气测量、功率状态估计、以及可视化、电压和电流相量、总线和发电机相位角、稳定裕度（stability margin）、实际功率和无功功率流量、电网设备位置/状况、DR/DSM可用容量和实际响应测量、存储设备充电级别、电路连接和设备参数化。

4）第四层540是：

-故障智能541-检测短路和开路以及设备失灵；故障和失灵分类、特性（故障参数）故障位置判断、支持断电智能、支持自适应保护和故障隔离、故障预测、故障信息通知和记录；

-操作智能542-与电网操作相关的信息的所有方面，包括系统性能和操作效率，以及诸如断电管理或故障隔离的处理的状态；

-断电智能543-检测电压的服务点损耗、内部/外部问题判断、瞬时事件过滤和记录、外延映射和断电验证、根源判断、恢复跟踪和验证、嵌套的根源发现、断电状态和过程可视化、组员调度支持；

-资产智能544-这有两部分：

ο资产使用智能-资产加载与评级、峰值负载测量（振幅、频率）、实际需求曲线测量、负载/功率流量平衡测量、动态（实时）解评级/重评级、实时资产盈利/损耗计算；以及

ο资产健康/积累应力智能-设备健康状况判断、在线设备和系统故障诊断、设备失灵和即将发生的失灵通知、资产积累应力测量、生命周期损耗（LoL）计算、预计的失灵时间（ETTF）预测、资产失灵系统风险（AFSR）计算；以及

-控制联合545-电网控制越来越多地涉及可能通过独立的控制系统实现的多个控制目标。逐渐演化为多控制器、多目标系统，其中这些控制系统中的很多想要操作相同的致动器。智能电网的核心功能是使这些控制系统联合：包括需求响应（DR）和DSM、电压调节、电容控制、功率流量控制、保护电压降低（CVR）、电动汽车充电控制、线损控制、负载平衡控制、DSTATCOM和DER逆变器无功控制、可靠性事件控制，虚拟电厂（VPP）控制和仪表连接/断开和使用限制控制等。

这些功能类可以支持一个或多个智能电网应用550。因此，一般情况下，智能电网网络，即公用电网和通信网络连同分布式智能设备的组合，可以包括各种类型的控制、数据采集（例如，传感和测量）、以及分布式分析，并且可以通过分布式数据保留系统相互连接。此外，示例还可包括，分布式SCADA数据收集和聚合，电网状态判断和发布，电网数据的分布式分析的实现、控制命令分配和操作认证，控制功能联合（合并多目标/多控制系统以使得共同的控制元件以非冲突的方式使用），对来自电网设备的事件流进行处理以过滤、防止溢出并对低等待时间响应事件进行检测和分类，以及提供遗留设备的虚拟化以使得它们与现代的网络安全和设备操作方法相兼容。

特别地，可能有一些类型的控制，比如顺序控制（例如，以各种种类的开关系统为代表的无状态和有状态的）、稳定装置（例如，缓和动态系统行为，通常通过输出或状态反馈以使得系统在扰动后趋向于返回到平衡）以及调节器（例如，其中使得系统跟随参考输入的动态，参考输入可以是动态的或静态设置的点）。很多时候，所有这三种类型都出现在同一控制系统中。就电网来说，流量控制是顺序控制，而模型功率阻尼振荡和电压/无功控制分别表示稳定性和调节控制。

对于大多数控制系统，反馈是关键性组件。图6示出了输出反馈610和状态反馈620，这两者都是很常见的。图6也示出了稍微复杂的反馈装置630，拟在当系统表现出两种非常不同的动态设置，一快一慢时使用。对基本控制环路和数学理论量有很多扩展，并且实践是庞大的和广泛使用的。

关于在电网环境中的数据采集、传感和测量支持多种目的，这同样也适用于许多其它以地理分散或大量的终点为特征的系统，尤其是当需要某种形式的控制时。因此，传感系统的设计能够是相当复杂的，涉及问题物理参数选择、传感器混合和布局优化、测量类型和采样率、数据转换、传感器校准以及对非理想的传感器特性的补偿等。

另外，对诸如电网的大规模系统中的数据的收集表现出循环时间、数据突发（bursting）和样本歪斜等问题。对于大规模系统有多种数据收集模式，每种都表现出复杂性，尤其是当系统模型涉及将数据传输到中心位置时。在很多标准SCADA系统采用的典型的循环扫描方法中，第一个和最后一个样本之间的时间歪斜代表了控制系统的一个问题，当循环扫描时间短于系统动态时，这是微不足道的，但是当动态随着先进的调节和稳定性在带宽上增加，以及随着传感点数目的增加，采样时间歪斜问题变得显著。

数据在电网中的各种位置以各种方式被消耗；其中大部分都不位于企业数据中心，并且很多电网数据并没有进入数据中心。其中的一些甚至都没有进入控制/操作中心，由于必须在电网设备和系统中“即时（on-the-fly）”消耗。因此根据使用数据的设备、系统或应用的等待时间需求对数据进行分类是重要的，并且也必须对适当的保留（或缺乏）进行定义。需要注意的是，很多电网数据有多种用途；事实上，对智能电网的经济和系统设计（网络、数据架构、分析）有重要影响以确保数据用于支持尽可能多的结果的是元素的协同。

图7是示出了等待时间问题的图表700，由于等待时间层级是对具有控制系统和其它实时应用的物理网络的数据管理和分析应用设计的关键概念。特别地，在示例（非限定）图表700中，电网传感器和设备是与非常低的等待时间相关联的，其中高速/低等待时间实时分析可能需要毫秒到亚秒的等待时间以通过机器到机器（M2M）接口为各种保护和控制系统提供结果。如图表700所示出及描述的，等待时间层级继续向较高的等待时间关联，直到在商业数据存储层级达到相当高的等待时间，其中数据可以在数天到数月内被用于商业智能处理，并通过对各种报告、仪表板、关键性能指标（KPI）等的人机界面（HMI）传输。需要注意的是，图表没有示出给定的数据元素事实上可能具有多种等待时间需求，这取决于它可能被使用的各种方式，这意味着任何特定的数据可能有多个目的地。

等待时间层级结构问题直接连接到生命期限（lifespan）类的问题，这意味着根据数据是如何被使用的，有可能不得不采用的各种存储级别。这通常会导致具有被应用于与数据源和汇点、外加等待时间需求相关的电网中不同点的不同类型的存储的分层数据存储架构。

图8示出了表格800，列出了与智能电网设备和系统相关的一些类型的数据生命期限类。特别地，中转数据仅在从源传输到汇点（sink）并被使用所必需的时间内存在；它只是瞬时地保留在网络和数据汇点中并随后被丢弃。示例是用于保护继电器的事件消息和用于闭环控制的传感数据；保留时间可能是几微秒。另一方面，突发/流数据是在突发中产生或处理的数据，可以暂时地存在于先入先出（FIFO）队列或循环缓冲区中直到被消耗或覆写。突发/流数据的示例包括遥测数据和异步事件消息（假设它们还没有被记录），并且经常对这些类型的数据的存储是直接包含在应用中的，例如，CEP引擎事件缓冲区。操作数据包括可能每时每刻都被使用但以刷新的值持续地更新以使得由于仅需要当前（刷新）值而使老的数据被覆写的数据。操作数据的示例包括诸如SCADA数据的电网（功率）状态数据，可能每隔几秒钟更新一次。事务性数据存在于延长的但并非无限期的时间内，并且通常用于事务处理和商业智能应用中。事务性数据可以存储在包含于应用中的数据库、或者存储在数据仓库、数据集市或业务数据存储库中。最后，归档数据是必须保存很长的（甚至是无限期的）时间段的数据，并且通常包括仪表使用数据（例如，七年）、在ISO/RTO的PMU数据（几年）、日志文件等。需要注意的是，一些数据可能会保留多个副本；例如，ISO必须一式四份地保留PMU数据。就像具有等待时间层级结构一样，当以不同的方式使用电网数据时，电网数据通过各种使用期（lifetime）类前进。这意味着当一些数据的使用期类随它们是如何被使用的而改变时，这些数据将从一种数据存储类型迁移到另一种。

分布式分析可以可以以完全集中式的方式实现，比如通常以操作于非常大的商业数据存储库上的商业智能工具实现。然而，对于实时系统，更加分布式的方法可能在避免不可避免的瓶颈中是有用的。特别适合于处理两种类的智能电网数据（流式遥测和异步事件消息）的工具是复杂事件处理（CEP），近来也被称为流式数据库处理。CEP以及它的单个流前驱事件流处理（ESP）能够被安排在分层分布式处理架构中，这在保留体现在多数据流上的必要的信息时，有效降低了数据量。

图9示出了这样的分析架构的示例。在这种情况下，分析对故障和断电智能的仪表事件和线传感数据进行处理。特别地，各种线传感器905可以通过一个或多个ESP910传输它们的数据，并且可以被变电站920处的馈电电路CEP915收集。变电站CEP925聚合馈电电路CEP数据以及来自变电站设备930的任何数据，这些数据可以被中继到控制中心940内的控制中心CEP935。连同来自仪表DCE945的仪表事件和来自数据库950的其它数据一起，控制中心CEP935可以相应地执行比任何低级别的CEP都更高级别的分析。

一般来说，分布式分析能够被分解为有限组的分析计算单元（“DA”单元），这些单元具有与其它这样的单元的逻辑连接。全分布式分析能通过根据需要组成或相互连接基本分析单元来构建。本说明书定义了分布式分析单元的五种基本类型，并示于图10中：

1.本地环路1010-对数据进行操作的分析单元将其最终结果报告给诸如低等待时间控制的消耗应用；

2.上传1020-分析单元对数据进行操作并随后提交其最终结果；

3.分层的1030-两个或更多分析单元操作数据以产生部分分析结果，随后较高级别的分析单元融合这些部分分析结果并报告结果；

4.对等的1040-两个或更多分析单元操作数据以创建部分结果；它们随后交换部分结果以计算最终结果并且每个分析单元报告各自独特的最终分析；以及

5.数据库存取1050-除本地数据外，分析单元从数据存储中检索数据；分析单元操作本地数据和检索所得的数据以产生结果，该结果能够被保存在数据存储装置中或报告给应用或另一个分析单元。

因而，第六种类型，“通用DA节点”1060，能够被构建来表示上述五种基本类型中的每种。

鉴于上述分布式分析的概念，包括图10中所示的数据库存取元件1050，考虑将分布式数据保留作为结构单元变得有用。对智能电网的低级别或低等待时间分析（主要涉及控制）需要状态信息，并且当一般总是需要本地状态组件时，通常的情况是全局状态的元素也是必要的。操作数据（本质上延长的系统状态）可以保留在分布式操作数据存储装置中。考虑真正的分布式数据存储装置的原因是在面对潜在网络存储残片时的可扩展性和鲁棒性。在功率系统中，在控制中心和初级变电站级别实现分布式时间序列（历史记录（historian））数据库是常见的做法。这里描述的技术可以通过采用结合各种数据存储装置的数据联合来将分布式时间序列数据库和分布式操作数据存储装置包含到集成数据架构中。

图11示出了数据存储架构1100，为了支持广泛的分析、控制及对商业流程的决策支持，数据存储架构1100联合了分布式和集中式元件。特别地，控制中心1110可以包括各种集中式存储库或数据库，比如波形存储库1112、操作（Ops）数据数据库1114和时间序列数据库1116。例如，正如在本领域可以理解的，控制中心1110内的通用接口模型（CIM）服务1118可以基于这样的基础数据操作。来自各种输电变电站数据库1120、初级配电变电站1130、次级变电站数据库1140、配电馈电电路（或其它分布式智能点）数据库1150的数据自身可以被联合（例如，通过数据联合处理1119）。通常，边缘设备（终点、站点等）不必有进一步的数据库或存储能力，但是可以依赖于对给定的实现方式的考虑和各种因素。

值得注意的是，这里所述的架构可以基于上面的核心功能组概念构建以将电网功能扩展到控制中心和企业数据中心级别，使用分层模型统一通常被设计和操作就像它们是分离的和无关的元件和方法。这一模型也可以被扩展来提供与应用集成以及分布式处理相关的服务。这产生了四层模型，其中每一层都包括多个服务层。这四层如下（从栈底部向上），其中每一层或级都要构建于它们之下的层上：

1.网络服务；

2.分布式智能服务；

3.智能电网核心功能服务；以及

4.应用集成服务。

图12A-12E示出了分层服务架构模型（“栈”）1200。特别地，图12A示出了分层服务的完整的栈模型。应用集成服务1210包括实现应用到数据源和彼此之间的连接的服务。需要注意的是，如图12B所示在栈的顶层分成两个平行的部分：一个针对企业级别的集成1212，另一个针对实时操作级别的集成1214。对于企业级别，有许多可用的解决方案，并且在面向服务的架构（SOA）中对企业服务总线和相关的中间件的使用是常见的。对于实时操作一侧，本说明书的架构较少地依赖于这样的中间件工具而更多地依赖于网络服务。这是由于两方面的原因：基于网络的应用集成能够以比中间件方法低得多的等待时间执行，并且在控制中心环境中使用中间件引入了不希望的成本和支持复杂度的层，而在实时操作级别的集成的性质不需要企业SOA环境的更一般的文件传输和服务组合能力。应用集成层的企业一侧实际上不是分布式智能（DI）平台的一部分；其被示出是为了完整性，并且识别这一形式的集成环境的接口可能需要作为完整的集成计算平台框架的一部分。

另外，智能电网核心功能服务层1220（详见图12C）一般包括上面的图5中所列出的组件，即从智能电网的上层结构的能力所派生的或者由智能电网的上次结构的能力所需要的服务。此外，分布式智能服务层1230（图12D）包括对多个地理上分散的联网处理器（其中一些是嵌入式的）的数据管理和数据处理的支持。最后，网络服务层1240（图12E）包括用于电网设备、处理系统和应用的基于IP的数据传输服务。需要注意的是，由于CEP是核心电网架构模型中网络管理的基础，此处说明性地包括CEP。

理解如上面的图12A-12E所示的分层服务栈的另一种方法是从设备本身的角度来看作为逻辑栈。例如，图13示出了分布式智能平台的逻辑栈1300。需要注意的是，并非栈1300的所有部分都想要存在于系统的每个处理节点上。图13是与图12A-12E所示的分层服务栈1200相关联的，但是逻辑栈1300还示出了两种类型的数据存储装置的布局（历史记录1365用来存储数据的时间序列，因此保持过去的值（例如，所有的）的集合，和数据库1336用来一般只存储最近的（例如，周期性刷新的）一组操作变量值），并且API层1340用来来将平台的某种能力暴露给应用和平台栈的上层。一般来说，栈1300的基层是已知的IPv4/v6协议栈1310、其上是电网协议1320和对等（P2P）消息传输协议1325。栈1300的更上一层是标准网络服务1332，嵌入式CEP引擎1334和分布式数据库1336。通过API层1340，栈1300到达分布式智能服务1350和统一计算/管理程序（hypervisor）1355，电网专用网络服务1360和历史记录1365置于其上。应用集成服务/工具1370位于栈1300顶部，允许一个或多个应用1380相应地与电网设备进行通信。

基于上面的描述，可以创建分层服务平台，这是一个分布式架构，分层服务和智能电网应用可以在其上运行。分布式应用架构利用电网中的各种位置，比如，例如，现场区域网络路由器和次级变电站路由器、初级变电站、控制中心和监控中心及企业数据中心。需要注意的是这一架构能够被扩展到包括不是公用基础设施的一部分的设备的边缘设备，比如建筑物或家庭能源管理平台、电动汽车和充电器等。

图14A-14D示出了上面描述的分层服务平台的示例。例如，如图14A-14D中所详述的，企业数据中心1410可以包括各种商业智能（BI）工具、应用（企业资源规划或“ERP”、客户信息系统或“CIS”等）和基于统一计算系统（UCS）的存储库。其它系统也可以存在，比如仪表数据管理系统（MDMS）。企业数据中心1410可以通过公用事业层网络1420与一个或多个公用事业控制中心1430处于通信的关系，公用事业控制中心1430除各种可视化工具、控制接口、应用、数据库外还包括头-端控制和其它系统。举例来说，服务就绪引擎（SRE）、应用扩展平台（AXP）或UCG可以在结构上组织公用事业控制中心1420。控制中心1430可以通过系统控制层网络1440达到一个或多个初级变电站1450，电网连接路由器（GCR）通过本地设备接口与各种服务（应用、数据库等）相互连接。于是，公用事业FAN(现场区域网络)1460（或附近区域网络（NAN））可以弥合到极顶FAR1470或者（例如，在欧洲）次级配电变电站1480的间隙，以相应地达到各种专业消费者（prosumer）资产1490。

分布式智能架构

如上面所指出的，电网控制操作通常由通过初级电网控制设备实现的电网控制应用功能执行。如图1所示，在示例性公用电网100中，电网控制应用通常是由中心设备（例如，控制中心115）管理的，中心设备控制各种存在于相关联的公用电网100或子电网中的输电变电站120、配电变电站130、馈电站140等。这种传统的方法是低效的、不灵活的和非自适应的。本说明书所公开的架构从这样的集中化移动到将“正向云化”和“反向云化”用作电网控制应用的动态分布式智能架构的一部分。例如，在传统的虚拟化技术中（即，“正向云”或“正向云化”），应用是运行在各种分布的桌面上的，并且他们的数据/输出被收集在集中化的位置，称为“云”（“cloud”）（例如，远程数据中心），云提供虚拟环境以远程运行应用。然而，在公用电网的分布式智能架构的情况中，这种虚拟处理被反转来创建反向云方法：集中式电网应用被解析到公用电网或子电网中，并运行在分布式的计算资源组上（例如，初级电网设备、次级电网设备、第三级的电网设备等电网设备，但通常不是台式电脑）。反向云化，及其在反向云化和正向云化之间的动态分配，可以具体地参考电网操作，但是应该注意这并不是必须的。

图15示出了在反向和正向云环境中这样的分布式智能架构应用到公用电网1500的简化控制模型的示例。公用电网1500可以包括多个可以在逻辑上组织在层级结构中的控制级别，该层级结构在公用电网1500中以及整个子电网（例如子电网1560、子电网1562和子电网1564等）中保持为一个整体。通常情况下，具有区域控制的控制中心1515将占据公用电网中的高级别或子电网中的最高级别，并且公用电网1500中可以存在多个控制中心1515。电网控制中心1515监督它们下面的各种级别的电网设备，例如，具有地带控制的“AA”配电变电站131（如本领域所理解的）、具有地区控制的配电变电站130、具有区段控制的馈线站140等等直到站点级别150（例如，消费者/专业消费者使用级别）。（需要注意的是，尽管图15的说明一般涉及分布式组件，本说明书的技术并不限于此，并且可以应用到任何可以在逻辑上安排在一般的层级结构中的电网组件中。）

具体而言，根据下面详述的本公开的一个或多个实施例，本说明书所述的技术将电网控制操作视作可以根据需求（或更一般地，任何判断）动态地分布在整个公用电网中的电网应用功能，有效地允许一个或多个电网应用功能的存在在整个公用电网或子电网内按照需要扩张和收缩。例如，如图15所示，电网应用功能可以驻留于公用电网的初级电网设备中，并可以判断是否至少将电网应用功能的一部分分布到一个或多个公用电网中的次级电网设备。通常情况下，初级电网控制设备可以是控制中心1515，然而，任何有能力的电网设备也可以发挥这种作用（例如，AA配电变电站131、配电变电站130、馈电站140等）。通常情况下，这样的分布式次级电网设备将与与初级电网设备相关联的公用电网的子集（例如，子电网1560、子电网1562或子电网1564）相关联。一旦做出判断，初级电网设备可以根据判断通过反向云动态地将电网应用功能或其一部分分布到分布式次级设备，或者可选地，通过正向云将分布式电网应用功能拉回初级电网设备。

举例说明，图15将这种动态分配过程描述为连接电网层级结构的各种级别上的电网设备的实线和虚线。实线表示反向云化，意味着应用已经从集中的位置（即，初级电网设备）或较高层或电网级别推到分散的低层或电网级别。反之，虚线表示正向云化，意味着应用已经从较低级别拉回到较高层或电网级别。这种方法是高度自适应的。例如，控制中心1515可以将电网应用功能向下推到子电网1560和1564中的AA配电变电站131，而同时将分布式电网应用功能从子电网1562中的AA配电变电站131拉回。应该注意的是这种方法允许组合控制的可能性。例如，子电网1560中的AA配电变电站131在子电网1560的上下文中也可以发挥初级电网设备的作用。因此，除通过反向云从控制中心1515“接收”电网应用功能之外，子电网1560中的AA配电变电站131也可以将相同的或不同的应用功能推向子电网1560中较低层的设备，比如，配电变电站130。根据示例性实施例，应用虚拟化的层或电网级别可以由中心管理工具控制。

此方法并不限于公用电网中的电站或变电站级别。恰恰相反的，可以预期此方法可以扩展到变电站之外的平台，例如，现场区域网络设备和非公用电网连接的设备。应当理解的是，应用虚拟化中的正向云和反向云的原则是通用的，并且不限于使用电力电网。这种方法通过使电网应用功能能够按需分配到子电网区域增加了电网控制效率和灵活性。

举例说明，再次参考图3，本说明书所述的技术可以通过硬件、软件和/或固件执行，比如根据电网专用应用过程348，可以包含由处理器320执行的计算机可执行指令以执行本说明书所述技术相关的功能。例如，本说明书所述技术可以被视作“动态正向/反向电网应用分配过程”，并且可以位于如本说明书所述的诸如电网设备（例如，初级电网设备、次级电网设备、第三级的电网设备等等）、电网服务设备及电网服务控制设备的参与设备300的分布式组中，过程348的功能为下面详述的各种实施例的技术中的特定的设备量身定做。

在操作上，本说明书所述的技术通常允许集中的电网控制应用动态地分布到公用电网或子电网中的初级电网控制设备，并在那些分布式计算资源（例如，初级电网设备、次级电网设备、第三级的电网设备等电网设备）上运行。这将虚拟化概念以被称作“反向云”的方式用在云中。如上所述，在通常的“正向云”虚拟化中，应用可以运行在各种分布式计算资源上（例如，台式电脑），并且它们的输入/输出被收集在称作云的集中位置，云为远程运行分布式资源提供了虚拟化环境。在电力公用电网的分布式处理的情况中，这一过程是反向的，并且集中的应用被动态地分布并运行在计算资源（例如，初级电网设备和次级电网设备）的分布式组上。

如上所述，所公开的分布式智能架构不是单向的。与此相反，由于对提供电网控制应用计算的非均匀和动态分布的需求，这一架构利用反向和正向云能力。因此本说明书所述的技术允许对反向/正向云化的动态分配。例如，在驻留于公用事业控制中心的应用与大量分布电网数据源和控制设备进行通信的情况中，希望将应用分布到多个初级变电站或初级电网设备，以使得应用的每个副本都可以为与变电站服务区相关联的测量和控制设备的子集执行应用功能。反向云用于将应用分布到目标变电站。变电站也可以被组织在层级结构中，以使得当应用被分布到初级变电站时，可以进一步被分配（即，再分配）给第二层的变电站。有利的是，这移除了电网控制应用执行环境和特定的物理硬件块（例如，初级电网设备、服务器等）之间的对应关系。换句话说，正向/反向云化作为分布式智能架构的一部分有效地部署了电网控制应用在其上起作用的靠近公用电网或子电网的电网控制应用执行环境，降低了等待时间并且增加了电网控制应用的可扩展性。

根据本说明书的一个或多个实施例，“应用虚拟化”提供了控制应用如何分布到处理器的机制并且可以用于“正向云”和“反向云”模式中，以便获得跨公用电网动态运行智能电网功能的必要的灵活性。

考虑下述情形，电网控制应用（例如，需求响应或“DR”管理应用）驻留在公用电网控制中心中，并与大量的分布电网数据源和控制设备进行通信。将电网控制应用分布到多个初级变电站或电网控制设备可能是有益的，以使得应用的每个副本都可以为与变电站服务区域相关联的测量和控制设备的子集执行电网控制应用功能（例如，相应的子集/子电网的DR管理）。在这种示例中，反向云化可以被用来将应用分布到目标变电站或电网控制设备。将变电站或电网控制设备也组织在层级结构中可能也是有益的，以使得当电网控制应用被分布到初级变电站或电网控制设备时，可以随后被再分布到第二层变电站或次级电网控制设备。关于这两种情况将进一步举例说明。

例如，考虑子电网1562中的AA配电变电站131平台需要修理或升级而必须在一段时间内无法使用的情况。如图15所示，与子电网1562中的AA配电变电站131相关联的电网控制应用可以被虚拟化返回到能够驻留电网控制应用的公用电网中的下一个较高层（即，正向云化），并且该电网控制应用是在较高层上操作的就好像是在较低层上操作。换句话说，子电网1562中的AA配电变电站131现在具有“虚拟”地区控制，由于地区控制电网应用事实上是在其它地方执行的；在这种情况中，通过一个或多个控制中心1515的区域控制电网应用。类似地，如果子电网1564中的配电变电站130没有必要的计算平台来支持特定的电网控制应用，正向应用可以被用来将应用移动回公用电网的下一个较高层（例如，AA配电变电站131）并好像在较低层上操作一样地操作。换句话说，电网1562中的配电变电站130现在有虚拟区域控制。

在应用虚拟化中，正向云化可以用作当条件需要时或当较低层不再需要应用/服务时将服务和应用从较低处理层拉回的机制。由于这样的服务/条件可能是暂时的，对电网架构（例如，控制系统或工程师）而言能够控制诸如电网控制应用等的应用虚拟化的方式是重要的。

图16示出了管理和操作分布式智能架构的方法。根据示例实施例，分布式智能架构1600是基于集中式的网络管理系统1610的，有能力将电网应用或电网应用功能从安全电网应用代码数据库1540推向（例如，反向云化）其它电网设备（例如，控制中心1515、AA配电变电站131、配电变电站130、馈电电路140、云服务器1675、现场区域网络设备1680、电网附属设备1685等等）以根据需要自主操作。网络管理系统1610通过包括反向云管理器1655和虚拟服务器重定位器1670的改进型服务器虚拟化管理程序1650推送电网应用或电网应用功能。

网络管理系统1610基于由电网CIM设备1620提供的电网结构信息和/或由网络拓扑设备1630提供的电网拓扑信息判断是否存在对共用电网中特定的电网应用功能的需求（或其它要求或触发）。如果做出这样的判断，网络管理系统1610还判断哪个电网设备应该接受电网应用并随后通过改进型服务器虚拟化管理程序1650将适当的电网应用推向适当的设备。根据示例实施例，网络管理系统1610包括用户界面1615，通过用户界面1615用户能够手动确定何时何地分配电网应用。

网络管理系统1610还通过从电网CIM设备1620和网络拓扑设备1630接收的信息监测对已经被反向云化（即推送）到其它电网设备的电网应用功能的继续使用（例如，需要）。如果网络管理系统1610判断不再存在这样的需要/使用，它通过改进型服务器虚拟化管理程序1650将相关的电网应用功能拉回（撤回）。

根据示例实施例，网络管理系统1610可以与初级电网设备整体地相关联。可选地，网络管理系统1610可以被提供为与一个或多个初级电网设备进行通信的单独的管理系统服务。

图17依据本说明书所述的一个或多个实施例示出了对具有动态反向和正向云化的分布式智能架构的示例简化过程1700。过程1700可以开始于步骤1705，并继续进行到步骤1710，其中，如上面所详述的，与初级电网设备（例如，控制中心115）相关联的网络管理系统1610驻留有电网应用功能。

过程继续进行到步骤1715，其中网络管理系统1610基于由电网CMI设备1620和网络拓扑设备1630提供的电网结构和拓扑信息判断是否将至少部分电网应用功能从电网应用代码数据库1640分布到一个或多个分布式次级电网设备（例如，AA配电变电站131、配电变电站130等）。

一旦在步骤1720中判断至少部分电网应用功能应该被分配，过程继续进行到步骤1725，其中网络管理系统1610通过反向云管理器1655和虚拟服务器重定位器1670将至少部分电网应用功能分布到一个或多个分布式次级电网设备。

网络管理系统1610监控由电网CMI设备1620和网络拓扑设备1630提供的电网结构和拓扑信息，并在步骤1730中判断在这一个或多个次级电网设备处是否仍然需要电网应用功能。

一旦在步骤1735中判断不再需要电网应用功能，网络管理系统1610在步骤1740中将电网应用功能撤回到初级电网设备。

随后过程1700可以在步骤1745中示意性地结束，虽然基于如本公开在上面详述的正向和反向云化的动态性返回到上述任何步骤的选择是显著的。

应当指出尽管如上所述过程1700的某些步骤是可选的，图17所示的步骤仅仅是用于说明的示例，并且某些其它步骤可以根据需要被包括或排除。此外，尽管示出了步骤的特定顺序，这种排序仅仅是说明性的，并且在不脱离本说明书实施例的范围的情况下可以使用任何合适的步骤安排。

因此，本说明书所述的技术为分布式智能电网控制构架提供了动态反向云化和正向云化。特别地，本说明书所述的技术可以将应用动态地分布到多个初级变电站以使得应用的每个副本可以对与变电站服务区域相关联的测量和控制设备的子集执行应用功能。实际的功能可以基于实时需求和/或具体的功能动态地向下或向上推送。

值得注意的是，分层网络服务架构方法解决了规模上智能电网的复杂性管理，这是最具挑战性的智能电网设计问题之一。短期采用分层网络服务架构允许有效的过渡到分布式元件和集中式管理混合的新的控制系统。随后，随着智能电网实现方式接近全规模（在任何给定的维度），复杂性管理和其它智能电网架构问题将从分层网络服务架构中获益。

换个说法，既然通信和嵌入式处理能力正变得以公用事业公司能够使用的形式可用，采用分布式智能的主要障碍是公用事业公司不能以断续的步骤在它们的系统中做出大的改变。相反，它们必须通过要花费几年时间的过渡来实现。这是由于公用事业公司所面临的经济现实和它们的使命的性质。在实践中，公用事业需要从集中式智能过渡到分布式智能，并在很长一段时间，或许是永久，运作在复杂的混合模式。这意味着公用事业服务提供者需要能够逐步采用分布式智能同时维持整个服务区的全面运作，并能够随时间推移和地理变化适当地修改分布式架构。仅有分布式架构实现方式是不够的；在什么功能被分布到电网内的哪些处理位置方面必须容易并持续地可变，并且必须能够与遗留控制系统同时存在于遗留控制系统所留在的位置。

因此本公开展示了支持随时间推移和地理变化可变的拓扑的分布式智能平台的一个或多个具体地特征。平台提供了在可能存在于控制和操作中心、变电站、现场网络设备、现场边缘设备、数据中心、监测中心、客户办公室设备、移动设备以及可能位于输电和配电公用电网外部的功率递送链实体中的服务器中的可用的计算平台上定位、执行、重定位应用和网络服务的机制。这些技术使用通信网络作为面向未来的平台以逐步并可变地实现分布式智能，并且由此获得相关联的利益而无需被迫做出站不住脚的大的转变或在其服务区内导出使用单一固定的架构。

尽管已经示出并描述了为公用电网控制操作服务的自动发现和预配置提供的示例性实施例，应该理解的是在本说明书实施例的范围和精神内可以做出各种其它改写和修改。例如，本说明书已经示出并描述了与电网相关的实施例。然而，在其更广泛意义上的实施例并不像所限制的，并且事实上在适当情况下可以用于诸如气、水等的其它类型的公用网，或者特定类型的“智能”网络。例如，除公用电网外，最近的趋势表明未来将向在包括建筑、社区/城市、交通、能源等的各个领域的基于传感器-致动器自动化迈进。专家指出，在未来的几十年内，将有上万亿的传感器-致动器设备的结构嵌入到我们周围的事物中。这种结构将带来整体的自动化，这将大大提高环境/资源效率以及环境内的生活和人类生活质量。此外，尽管示出了某些协议，也可以相应地使用其它合适的协议。

举例说明，本说明书的技术能够跨包括公用事业外部但与其连接的网络的整个电力递送链。另外，本说明书的技术适用于所有其它邻接，比如：

-轨道系统-电动轨道电源控制和监控、所有轨道和车辆的状况监控、路由控制、事故检测/预防、移动WiFi、控制中心；

-道路/高速公路-危险检测（雾/冰/洪水/地震损坏）、桥梁/立交桥结构状况、拥塞监控、应急支撑、交通控制设施；

-河流和运河-水闸和大坝、洪水检测/程度测量、堤坝和堤岸、水流/深度、流量；

-污水/废水/雨水排水系统-污水处理厂、水流/堵塞监测、泄漏/溢出检测；

-等。

前面的描述已经指向特定的实施例。然而，明显地，可以对所述实施例做出其它变化和修改，并获得其部分或全部优点。例如，可以明确地预计本说明书所述的组件和/或元件能够以存储在具有在计算机上执行的程序指令的有形的（非暂时性的）计算机可读介质（例如，盘/CD/RAM/EEPROM等）上的软件、硬件、固件或它们的组合实现。因此，这种描述只能看做以示例的方式而不是限制本说明书实施例的范围。因此，所附权利要求的目标是覆盖本说明书实施例的真实精神和范围内的所有这样的变化和修改。

Claims (20)

1.一种用于动态分布电网应用功能的方法，包括：

在公用电网的初级电网设备中驻留所述电网应用功能；

判断是否将所述电网应用功能的至少一部分分布到所述公用电网中的一个或多个分布式次级电网设备，所述一个或多个分布式次级电网设备与所述公用电网内的数据收集设备的子集相关联，所述公用电网与所述一个或多个分布式次级电网设备中的至少一个分布式次级电网设备以及所述初级电网设备相关联；以及

根据所述判断将所述电网应用功能的至少一部分动态分布到所述一个或多个分布式次级电网设备，其中，经动态分布的所述电网应用功能的至少一部分在所述一个或多个分布式次级电网设备上被运行，以针对与所述一个或多个分布式次级电网设备相关联的所述数据收集设备的子集执行经动态分布的电网应用的一部分，否则所述电网应用的一部分将由所述初级设备执行。

2.如权利要求1所述的方法，其中，所述初级设备处的所述电网应用功能是从与与所述初级电网设备相关联的公用电网的超集相关联的始发电网设备分布来的。

3.如权利要求2所述的方法，还包括：

判断所述电网应用功能在所述初级电网设备处不再被使用；以及，作为响应，

将所述电网应用功能从所述初级电网设备撤回到所述始发电网设备。

4.如权利要求1所述的方法，其中，判断是基于对从包括下述参数的群组中选出的公用电网参数的分析的：始发电网设备、初级电网设备或次级电网设备的处理能力；始发电网设备、初级电网设备或次级电网设备上的处理负荷；对所述电网应用功能的等待时间要求；所述公用电网的状态；所述公用电网的子集的状态；与所述初级设备相关联的公用电网的大小；与所述一个或多个分布式次级设备相关联的公用电网的大小；以及它们的任意组合。

5.如权利要求1所述的方法，其中，动态分布还包括：

判断所述电网应用功能在所述次级电网设备处不再被使用；以及，作为响应，

将所述电网应用功能从所述次级电网设备撤回到所述初级电网设备。

6.如权利要求1所述的方法，其中，动态分布还包括：

分布所述电网应用功能的责任。

7.如权利要求1所述的方法，其中，动态分布还包括：

分布所述电网应用功能的应用代码。

8.如权利要求1所述的方法，其中，判断包括：

接收指示判断的用户输入。

9.如权利要求1所述的方法，其中，所述电网应用功能的至少一部分包括与相应的次级电网设备的子集相关的所有功能或者所有功能的一部分。

10.如权利要求1所述的方法，其中，所述电网应用功能的至少一部分对应于与所述初级电网设备相关联的公用电网。

11.如权利要求1所述的方法，其中，判断还包括：

对所述公用电网中的一个或多个分布式次级电网设备中的每一个的处理能力做出单独的判断；以及

根据所述单独的判断动态分布所述电网应用功能。

12.如权利要求1所述的方法，其中，始发电网设备、初级电网设备和/或次级电网设备包括从包括以下元件的群组中选出的至少一个处理元件：企业服务器；云虚拟化服务器；云服务器；操作/控制中心虚拟化服务器；变电站计算平台；现场区域路由器；嵌入式电网设备；平衡/交换服务器；场所设备；以及电网附接的嵌入式设备/系统。

13.一种用于动态分布电网应用功能的装置，包括：

一个或多个网络接口，与公用电网或子电网计算机网络通信；

处理器，耦合到所述网络接口并适于执行一个或多个过程；以及

存储器，被配置来存储所述处理器可执行的过程，该过程在被执行时能操作来：

在公用电网的初级电网设备中驻留所述电网应用功能；

判断是否将所述电网应用功能的至少一部分分布到所述公用电网中的一个或多个分布式次级电网设备，所述一个或多个分布式次级电网设备与所述公用电网内的数据收集设备的子集相关联，所述公用电网与所述一个或多个分布式次级电网设备中的至少一个分布式次级电网设备以及所述初级电网设备相关联；以及

根据所述判断将所述电网应用功能的至少一部分动态分布到所述一个或多个分布式次级电网设备，其中，经动态分布的所述电网应用功能的至少一部分在所述一个或多个分布式次级电网设备上被运行，以针对与所述一个或多个分布式次级电网设备相关联的所述数据收集设备的子集执行经动态分布的电网应用的一部分，否则所述电网应用的一部分将由所述初级设备执行。

14.如权利要求13所述的装置，其中，所述初级设备处的所述电网应用功能是从与与所述初级电网设备相关联的公用电网的超集相关联的始发电网设备分布来的。

15.如权利要求14所述的装置，其中，所述过程在被执行时还能操作来：

判断所述电网应用功能在所述初级电网设备处不再被使用；以及，作为响应，

将所述电网应用功能从所述初级电网设备撤回到所述始发电网设备。

16.如权利要求13所述的装置，其中，判断是基于对从包括下述参数的群组中选出的公用电网参数的分分析的：始发电网设备、初级电网设备或次级电网设备的处理能力；始发电网设备、初级电网设备或次级电网设备上的处理负荷；对所述电网应用功能的等待时间要求；所述公用电网的状态；所述公用电网的子集的状态；与所述初级设备相关联的公用电网的大小；与所述一个或多个分布式次级设备相关联的公用电网的大小；以及它们的任意组合。

17.如权利要求13所述的装置，其中，所述过程在被执行时还能操作来：

判断所述电网应用功能在所述次级电网设备中不再被使用；以及，作为响应，

将所述电网应用功能从所述次级电网设备撤回到所述初级电网设备。

18.如权利要求13所述的装置，其中，所述过程在被执行时还能操作来：

分布所述电网应用功能的责任或应用代码至少之一。

19.一种用于动态分布电网应用功能的设备，包括：

用于驻留所述电网应用功能的装置；

用于判断是否将所述电网应用功能的至少一部分分布到公用电网中的一个或多个分布式次级电网设备的装置，所述一个或多个分布式次级电网设备与所述公用电网内的数据收集设备的子集相关联，所述公用电网与所述一个或多个分布式次级电网设备中的至少一个分布式次级电网设备以及初级电网设备相关联；以及

用于根据所述判断将所述电网应用功能的至少一部分动态分布到所述一个或多个分布式次级电网设备的装置，其中，经动态分布的电网应用功能的至少一部分在所述一个或多个分布式次级电网设备上被运行，以针对与所述一个或多个分布式次级电网设备相关联的所述数据收集设备的子集执行经动态分布的电网应用的一部分，否则所述电网应用的一部分将由所述初级设备执行。

20.如权利要求19所述的设备，其中，所述设备还包括：

用于判断所述电网应用功能在所述次级电网设备处不再被使用的装置；以及，

用于响应于所述判断将所述电网应用从所述次级电网设备撤回到所述初级电网设备的装置。