一种主动配电网信息物理系统可靠性评价方法

摘要

本方案公开了一种主动配电网信息物理系统可靠性计算方法，该方法包括：基于信息链路有效性，采用序贯和非序贯蒙特卡罗模拟法进行抽样；利用配电网向上等值算法进行等效；通过解析算法对主动配电网信息物理系统的可靠性进行计算。本申请通过分析信息与物理系统的交互影响，建立基于混合通信网的、考虑路由转移和复杂故障因素的信息系统可靠性模型，并考虑故障恢复中分布式能源的贡献，分析信息元件失效对主动配电网可靠性的影响，提出主动配电网信息物理系统的可靠性评价方法，为主动配电网规划和运行提供有效的技术支撑。

说明书

技术领域

本发明涉及配电网可靠性评价方法，尤其涉及一种主动配电网信息物理系统可靠性的评价方法。

背景技术

分布式可再生能源的大规模并网改变了配电网的运行特征，同时也恶化了电网的电能质量和运行的经济性。在此背景下，2008年国际大电网会议中提出了“主动配电网(Active Distribution Network，ADN)”的概念，主动配电网通过实时监测运行状态并采取多种控制手段以避免状态恶化，进一步提升电网性能，同时提高能源利用效率。主动管理的实施离不开信息与通信技术(Information and Communication Technologies，ICT)，ICT系统及时、准确地传递和处理信息是主动配电网多种控制功能实现的基础，而ICT系统的随机失效能够引发主动控制失效、系统状态恶化和停电范围扩大等后果，可见，主动配电网的控制特征使其对ICT产生了高度依赖，呈现出与信息物理系统(Cyber-Physical Systems，CPS)定义的一致性，可视为典型的配电信息物理系统(Cyber-Physical DistributionSystems，CPDS)。因此，基于考虑信息系统影响的主动配电系统可靠性的评价才能准确反映配电可靠性的真实性能。

发明内容

本发明的目的在于通过分析信息与物理系统的交互影响，建立基于混合通信网的、考虑路由转移和复杂故障因素的信息系统可靠性模型，并考虑故障恢复中分布式能源的贡献，分析信息元件失效对主动配电网可靠性的影响，提出主动配电网信息物理系统的可靠性评价方法，为主动配电网规划和运行提供有效的技术支撑。

为达到上述目的，本方案如下：

一种主动配电网信息物理系统可靠性计算方法，该方法包括：

基于信息链路有效性，采用序贯和非序贯蒙特卡罗模拟法进行抽样；

利用配电网向上等值算法进行等效；

通过解析算法对主动配电网信息物理系统的可靠性进行计算。

优选的，所述信息链路有效性包括拓扑可靠性、延时可靠性和误码可靠性。

优选的，所述采用序贯和非序贯蒙特卡罗模拟法进行抽样包括对物理系统和信息系统进行抽样。

优选的，所述配电网向上等值算法包括将支路可靠性参数向上等效到支路首端节点上。

优选的，所述配电网向上等值算法基于信息链路上信息失效特征，计算出多开关参与故障隔离的等效故障时间。

优选的，所述解析算法为最小路算法。

优选的，基于联络线、计划孤岛供电能力、微电源有效动作概率和开关拒动率利用最小路算法计算得出联络线转供概率和计划孤岛运行概率。

优选的，所述信息链路有效性的模型可以表示为式(1)，

式(1)中，x

A(x

式(2)中，C(x

优选的，所述基于信息链路上信息失效特征，计算出多开关参与故障隔离的等效故障时间包括从物理域故障切除后的故障定位、故障隔离以及故障恢复三个配电自动化过程入手，以信息流为线索进行CPDS故障-影响耦合分析。

本方案的有益效果如下：

本申请通过分析信息与物理系统的交互影响，建立基于混合通信网的、考虑路由转移和复杂故障因素的信息系统可靠性模型，并考虑故障恢复中分布式能源的贡献，分析信息元件失效对主动配电网可靠性的影响，提出主动配电网信息物理系统的可靠性评价方法，为主动配电网规划和运行提供有效的技术支撑。

附图说明

为了更清楚地说明本方案的实施，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本方案的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是CPDS信息链路评估流程；

图2是CPDS系统故障状态分析；

图3是主动配电网信息物理系统元件可靠性参数；

图4是可靠性指标与网络平均负载率关系曲线。

具体实施方式

下面将结合附图对本方案的实施方式作进一步地详细描述。显然，所描述的实施例仅是本方案的一部分实施例，而不是所有实施例的穷举。需要说明的是，在不冲突的情况下，本方案中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等(如果存在)是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的实施例能够以除了在这里图示或描述的内容以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备，不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

申请人经研究，发现通过分析信息与物理系统的交互影响，建立基于混合通信网的、考虑路由转移和复杂故障因素的信息系统可靠性模型，并考虑故障恢复中分布式能源的贡献，分析信息元件失效对主动配电网可靠性的影响，提出对主动配电网的信息物理系统即主动配电网信息物理系统的可靠性进行评价的方法，为主动配电网规划和运行提供有效的技术支撑。

提出一种考虑信息传输性能的主动配电网信息物理系统可靠性评估方法。通过影响信息传输性能的主要因素，建立了信息链路有效性模型；该信息链路有效性模型包含拓扑可靠性、延时可靠性以及误码可靠性三个层面；基于信息链路有效性模型，提出了信息链路可靠性评估方法；基于信息系统与物理系统的作用机理，提出了考虑信息失效的信息物理系统状态分析方法；分别采用序贯和非序贯蒙特卡罗模拟法(Monte Carlo SimulationMethod，MCSM)对物理系统和信息系统抽样，利用改进的配电网向上等值算法将配电网进行等效，利用解析算法对信息物理系统的可靠性进行分析计算。

最小路法属于评估配电网可靠性的解析法之一，其思想是把最小路外元件的可靠性参数折算到对应的最小路内的节点上，进而计算该最小路内元件及节点的可靠性指标。本方案在此基础上改进了最小路法，借助网络等值法的思路首先将支路可靠性参数向上等效到支路首端节点上，再针对各类用户，利用最小路法求解其供电可靠性。

本方案与传统网络等值法向上等效不同的是，考虑信息失效特征，修正了下游故障经由开关处理后的等效平均停电时间模型，认为等效平均停电时间应为开关动作成功与失败两种状态下等效停电时间的期望，而不是等于传统配电网的开关动作时间，并以此给出了考虑多开关参与故障隔离的等效故障时间计算方法。同时，本方案在利用最小路法进行用户可靠性计算时，考虑了联络线与计划孤岛供电能力，并结合微电源有效动作概率与开关拒动率，给出了联络线转供概率与计划孤岛运行概率，更符合实际配电网运行情况。

其中，所述信息链路x的有效性模型为：

式(1)中，x

A(x

式(2)中，C(x

所述建立的拓扑可靠性、延时可靠性、误码可靠性模型，是计算信息链路有效性的一部分：

信息链路端到端拓扑可靠性主要由各信息路径中元件可用率、网络拓扑结构和通信协议共同决定。对于一条由m个元件组成的特定信息路径i，只有当该路径上元件状态都正常时，路径才能连通。

C(x

其中，S(k)为元件k的状态，不考虑老化失效的情况，信息域中大部分故障停运是可修复的，其元件状态变化可通过“运行-停运-运行”的循环来模拟。因此，信息元件k的可用状态S(k)为：

信息路径时延可靠性指信息在信息路径i的传输时间小于规定时间的能力。信息路径延时可靠性能够表示为：

式中τ(x

τ(x

式中τ

τ

信息路径误码可靠性指信息在信息路径传输的误码小于规定时间的能力。对于具有m'段连接线的通信路径i，只有当信道k'误码可靠性可靠E

E(x

针对两节点间信道k'，其误码可靠性可表示为：

式中γ

所述提出的信息链路有效性评估方法利用信息域元件状态和接入网负载状态，对接口层到应用层间端到端信息链路进行有效性评估，过程如下：

1)读入路由表与状态信息，将物理域元件对应接口层设备作为起始点，根据路由信息表搜寻接口层到应用层端到端信息链路；并初始化i＝1，执行下一步；

2)对于第i条路径，由(3)式计算路径拓扑可靠性；

3)分别计算主干网与接入网延时，根据(6)式计算链路总时延，基于(5)式评估延时可靠性；

4)根据(2)式计算路径可靠性A(x

5)根据(1)式计算信息链路可靠性A(x)，①若A(x)＝1则该信息链路有效；②否则信息链路无效；

6)返回链路状态信息。

所述提出的考虑信息失效的信息物理系统状态分析方法，是从物理域故障切除后的故障定位、故障隔离以及故障恢复三个配电自动化过程入手，以信息流为线索进行CPDS故障-影响耦合分析的方法。

若物理域故障发生时应用层也故障，整个配电自动化将会停运，配电网的故障定位、隔离和恢复都需要采用人工方式，延长了停电时间，也无法实现故障转移或孤岛运行。若故障点f位于x

以及故障点下游负荷停电时间与失电量：

在故障定位与隔离阶段中，分段开关x

S

若开关x

同时，x

在故障转移阶段中，能否成功实现负荷转移取决于联络开关y

S

成功转移的负荷在故障f下的停电时间为故障隔离时间与联络开关的转换时间t

微电网中的储能设备与分布式电源作为一种典型的可控电源，其是否能够有效并网运行，取决于自身的可用状态以及监测、控制信息链路的有效性，因此储能设备与分布式电源的可用状态可表示为：

式(17)中，A

S

通过孤岛运行而恢复的负荷在当前故障f下的停电时间应为故障隔离时间、联络开关的转换时间与孤岛转换时间t

本申请方案中，信息链路指由通信设备、通信光纤以及通信协议所组成的信息传输通道。

联络线转供概率指停电用户能通过联络线重新恢复供电的概率。

计划孤岛运行概率指停电用户能够通过孤岛中的分布式电源、储能设备恢复供电的概率。

下面结合附图1至4，对本申请进行详细说明。

基于对信息传输性能的影响因素分析，本可利用A(x)来构建物理域节点x功能信号(监测、控制或控制反馈信号)的信息链路有效性模型，即物理系统x节点相应接口层设备与服务器之间的信息链路有效性模型。为了保证信源(物理系统节点x所对应的IED设备)到信宿(服务器)的拓扑可靠性，信源与信宿间通常存在n条(n≥1)传输路径，通常系统基于路径最短距离或平均时延最短策略选择一条处于连通状态的路径进行传输，因此物理域节点x处IED设备到服务器间的信息链路有效性可表示为：

式(1)中，x

A(x

式(2)中，C(x

信息链路端到端拓扑可靠性主要由各信息路径中元件可用率、网络拓扑结构和通信协议共同决定。对于一条由m个元件组成的特定信息路径i，只有当该路径上元件状态都正常时，路径才能连通，即C(x

C(x

其中，S(k)为元件k的状态，不考虑老化失效的情况，信息域中大部分故障停运是可修复的，其元件状态变化可通过“运行-停运-运行”的循环来模拟。因此，信息元件k的可用状态S(k)为：

信息路径时延可靠性指信息在信息路径i的传输时间小于规定时间的能力。信息路径延时可靠性能够表示为：

式(5)中τ(x

信息路径延时主要由接口设备以及通信网络路径延时组成：

τ(x

式(6)中τ

τ

在SDH等同步传输协议的主干网通信结构中，延时包括节点延时和线路传输延时，节点设备延时τ

式(20)中，L

工业以太网中采用TCP/IP协议，通信链路端到端传输路径时延不仅受路由跳数影响，还与节点(交换机)处理时延相关，而交换机节点的处理时间与其负载率相关。同时由于通信链路端到端TCP层具备差错重传机制，重传延时又受信道误码和网络负荷影响。由此可见，当工业以太网负载一定情况下，其两点间通信链路的延时会呈现出概率特性，当业务负载一定情况下，路径传输时延可采用Pareto分布来描述，概率分布函数表示为：

式(21)中t

当数据在通信信道中传输时，由于线路过长、信道性能或环境噪声过大，点对点传输将会产生误码。对于具有m'段连接线的通信路径i，只有当信道k'误码可靠性可靠E

E(x

针对两节点间信道k'，其误码可靠性可表示为：

式中γ

所述提出的信息链路有效性评估方法利用信息域元件状态和接入网负载状态，对接口层到应用层间端到端信息链路进行有效性评估，见图1，过程如下：

1)读入路由表与状态信息，将物理域元件对应接口层设备作为起始点，根据路由信息表搜寻接口层到应用层端到端信息链路；并初始化i＝1，执行下一步；

2)对于第i条路径，由(22)式计算路径拓扑可靠性；

3)分别计算主干网与接入网延时，根据(25)式计算链路总时延，基于(24)式评估延时可靠性；

4)根据(21)式计算路径可靠性A(x

5)根据(20)式计算信息链路可靠性A(x)，①若A(x)＝1则该信息链路有效；②否则信息链路无效；

6)返回链路状态信息。

所述提出的考虑信息失效的信息物理系统状态分析方法，是从物理域故障切除后的故障定位、故障隔离以及故障恢复三个配电自动化过程入手，以信息流为线索进行CPDS故障-影响耦合分析的方法。

若物理域故障发生时应用层也故障，整个配电自动化将会停运，配电网的故障定位、隔离和恢复都需要采用人工方式，延长了停电时间，也无法实现故障转移或孤岛运行。以带联络开关的单条馈线为例(见图2)进行说明，故障点f位于x

当故障f发生后，工作人员经过t

以及故障点下游负荷停电时间与失电量：

断路器切除故障后，配电主站根据各IED上传的监测信息进行故障判别及故障定位。若故障段上游开关x

同时，如果开关x

因此，在故障定位与隔离阶段中，分段开关x

S

值得注意的是，由于断路器已成功将馈线断开，因此S

S

A(x

同时，x

主动配电网故障恢复包括负荷转移与恢复以及计划孤岛的启动，前者可以通过遥控开关动作实现，但联络开关控制信息链路或控制反馈信息链路失效，或者分段开关控制信息链路失效都将导致负荷转供失败。因此，在故障转移阶段中，能否成功实现负荷转移取决于联络开关y

S

同理，式(15)能够简化为：

S

因此，能够成功转移的负荷量为：

其在故障f下的停电时间为故障隔离时间与联络开关的转换时间t

由于光伏分布式电源与储能设备容量各不相同，加之光伏发电量具有不确定性，因此微电网在不同时刻表现出的发电特性不尽相同，需要在故障发生前实现确定孤岛范围，在其与配电网断开后有计划地对孤岛内负荷供电，保证微电网系统的稳定运行。为了充分发挥光伏DG和储能设备的效能，缩小停电范围，降低因配电网故障造成的损失，孤岛范围应包含尽可能多的负荷。考虑到光伏DG出力不可调度，以及储能电池的容量和输出功率的限制，对于某一微电网而言，孤岛运行的约束条件为：

其中，L(t)、P

微电网中的储能设备与分布式电源作为一种典型的可控电源，其是否能够有效并网运行，取决于自身的可用状态以及监测、控制信息链路的有效性，因此储能设备与分布式电源的可用状态可表示为：

其中，A

S

对式(17)与式(18)联立，并化简：

通过孤岛运行而恢复的负荷在当前故障f下的停电时间应为故障隔离时间、联络开关的转换时间与孤岛转换时间t

在MATLAB中针对图3所示测试系统进行可靠性评估。该测试系统中黑色线条表示物理域结构，蓝色表示信息域结构。该系统中控制、监测、保护均由IED单元进行动作实现，并通过工业以太网和SDH与服务器、主站控制中心进行通信。其中，该配电网络包含3台光伏发电装置与3台储能系统，见表1，孤岛运行网络中一共11个负荷点，总平均负荷功率为2.3879MW，见表2。系统中物理和信息元件故障率和修复时间等可靠性参数综合参考见表3。表1是CPDS各元件参数；表2是物理域负荷参数；表3是光伏电源与储能配置。

表1

表2

表3

通过仿真发现，从结果中可以看出，仅考虑物理系统元件故障的情况下可靠性指标低于考虑信息系统故障的情况，表明信息域的随机故障会使得CPDS可靠性有所降低。同时，轻载通信网络与中载通信网络的CPDS系统可靠性明显高于重载通信网络的CPDS，表明接入网络平均负载率对CPDS可靠性存在一定影响，接入网重载情况下以延时为代表的性能失效对整体CPDS可靠性有着显著影响。

为了分析接入网负载率对CPDS可靠性的影响，将接入网平均负载率按0.1％的步长从0增至100％，可以得到不同平均负载率下可靠性指标仿真结果及平滑处理后的变化曲线，见图4。从上述仿真结果能够看出，当负载率大于40％左右后，可靠性指标随着网络负载率增大而增大，当负载率超过70％后，可靠性指标随着负载率急剧攀升，信息传输平均时延随着负载率增加也逐渐增加，导致信息链路失效概率增大，影响CPDS故障配电自动化，可靠性降低。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。