技术领域本发明涉及电力通信复合系统可靠性分析领域，尤其涉及一种通信故障对电网实时负荷控制影响的量化分析方法。
背景技术：
随着智能电网的建设，传统电力系统逐渐演变成信息系统与电力系统深度融合的时空多维异构的电力信息物理融合系统(CPS,CyberPhysicalSystem)。电力CPS在为广域电网的实时控制提供全局信息技术支撑的同时，对信息的可靠性提出了更高的要求。通信的延时、误码和中断等故障将使得互联电网全局最优协调控制失去保证，甚至可能导致控制器采取错误策略，恶化系统性能。已有研究指出通信系统的故障是部分大停电事故的主要原因之一。因此研究通信系统对电力系统的影响并解决关键问题具有广阔的应用前景。目前，针对通信系统对电力系统影响的研究主要集中在以下几个方面：(1)以特定电力业务或通信网络模型为研究对象，评估电力通信系统运行可靠性；(2)建立考虑电力一次系统与电力通信系统-的复合模型，分析通信故障下电网故障特性及综合脆弱程度；(3)将通信影响等外部因素简化为特定运行工况，研究其对电网运行可靠性的影响。现有研究对系统的过于简化，或重点考虑网络结构而忽略了两个系统的物理特性，对实际系统运行与控制的指导意义有限。
技术实现要素：
为了弥补以往对电力通信系统运行风险考虑的不足，本发明提供一种通信故障对电网实时负荷控制影响的量化分析方法。为实现上述目的，将电力系统和通信系统考虑成耦合和相互依存的复合系统进行分析，本发明的一种通信故障对电网实时负荷控制影响的量化分析方法包括如下步骤；步骤(1)：扫描通信系统故障判断是否有通信故障；若有，则扫描电力系统故障，转入步骤(2)；若无，则结束；步骤(2)：确定是否有电力故障发生；若有，则分析通信故障发生后电力系统的可观性和可控性；若无，则结束；步骤(3)：根据步骤(2)对电力系统可观性和可控性的分析，判断电力系统故障发生的区域；若发生在可观测区域中，则利用实时负荷控制措施处理，若发生在不可观测区域中则依靠继电保护措施执行；若控制设备发生故障，则依靠继电保护设备动作完成；步骤(4)：判断电力系统中是否出现孤立节点；若电力系统中出现孤立节点，则切除该节点的负荷；返回步骤(2)；步骤(5)：根据步骤(3)和步骤(4)的控制得出平均期望故障失负荷量MLoad作为分析所述通信故障对电网实时负荷控制影响的最终评估指标，如下所示：MLoad=Σi=1mLoad_sheddingiM]]>其中，M为通信系统及电力系统故障测试总次数，m为当前通信故障情况下测试的电力系统故障次数，Load_shedding是每次由通信故障和电力系统故障决定的电力系统运行方式下，为维持电力系统运行要求需要切除的负荷量；步骤(6)：判断是否完成所有电力系统故障扫描；若完成，则转入步骤(7)；若未完成，则继续扫描电力系统故障，返回步骤(2)；步骤(7)：判断是否完成所有通信系统故障扫描；若完成，则结束；若未完成，则返回步骤(1)。与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：本发明基于通信系统故障对电力系统实时负荷控制业务影响的量化分析方法可以通过减载量大小对电网中监测及控制设备的重要度评价，利用这个指标的效果，主要有两方面，一方面，数值的大小直接反应通信故障影响程度的大小，而且通过数值之间的对比，可以对观测设备布局、线路容量和负荷容量进行优化，另一方面在实施大规模网络的计算时，这种指标方法可以提高计算速度。而且通过对设备可用性概率的统计分析，可实现对电力通信复合系统风险评估。基于此，对各类通信故障发生的潜在风险以及造成的后果考虑，实时调整电网集中控制措施，使电网事故扩大的风险最小，从而为构建计及通信风险的电网在线辅助决策系统提供实施依据。附图说明图1为本发明提出的通信系统故障影响分析框架图；图2为本发明所测试电力通信复合系统的电力网络图(a)和通信网络图(b)；图3为本发明的仿真方法实现流程图。具体实施方式下面结合附图对本发明的技术方案进行详细说明：图1为本发明提出的通信系统故障影响分析框架图。如图1所示，一方面，受自然或人为等因素的影响，通信系统面临故障的风险，如设备故障、线路故障及电信业务故障，具体表现为传输延时增加，数据误码率增加及通信中断等。通信网络中传输的电力业务会因此受到影响，如继电保护系统中传输延时过大时，将导致保护设备误动。另一方面，电网运行状态的调整通过分析监视、控制信息，依靠相应的电力业务实施。各类电力业务在通信时效性、准确性和可靠性方面，对通信指标的要求并不一致，如继电保护系统和安全控制系统对通信实时性和可靠性要求较高，而信息管理及电能计量遥测等业务则对数据完整性要求较高。因此通信系统故障对电力系统影响研究应包括两方面：通信故障影响分析以及受通信故障影响后，电力业务实施效果分析。图2为本发明所测试电力通信复合系统的电力网络图(a)和通信网络图(b)，在此实施方式中以实时负荷控制措施为例进行说明，具体实施时，可以不局限于实时负荷控制措施。如图2所示的电网中，图2(a)为电力系统的一次网络，根据电力通信网络特征，采用如图2(b)所示电力信息通信网络。为保证全网可观测性，在节点1，4，6，7，10，14处装有PMU。各负荷和发电机节点分别设置有负荷控制设备以及发电机出力调节设备。图2(b)中节点4为通信系统的信息中心。电力一次系统潮流计算结果表明节点1，2，3为系统的主要发电中心，实际发电量占全网的96.8％，最大发电量占全网79.5％，节点3具有全系统最高的负荷，且节点1，2，3的出力受线路最大输送容量的限制。图3为本发明的量化分析方法实现流程图。具体实施场景如下：电网中任意一条线路发生故障后断开，造成电网中有功潮流发生变化，部分线路可能出现过载问题。电网数据处理中心通过分析接收到的电网状态数据，判断是否有线路过载，若有则通过负荷减载措施进行调整，以消除线路过载问题，则该过程为一次完整的实时负荷控制过程。但是，当电力通信系统发生故障后，电网的部分节点失去可观、可控性，使实时负荷控制业务无法实施或实施效果受到影响。当依靠实时负荷控制措施，无法消除线路过载问题时，线路的过电流保护装置将会动作，切除过载线路。具体步骤如下：步骤(1)：以全网网损最小为目标，确定电网的基准潮流。根据电力一次网络和通信网络运行情况，确定电力一次系统和通信系统故障集，扫描通信系统故障并确定通信故障，再对电力系统进行故障扫描；步骤(2)：确定是否有电力故障发生；如果发生了电力故障，从电力系统可观性、可控性的角度分析通信故障对电力系统的影响；分析通信故障对电力系统的影响可以通过以下表达式说明：P＝f(A(α1,β1,...,γ1),A(α2,β2,...,γ2),·..,A(αn,βn,...,γn))其中，αi,βi,...,γi代表电网中节点i的受通信影响的通信状态量；A(αi,βi,...,γi)是考虑节点i通信状态的相关电力业务的执行结果；f为电力业务执行后，电力系统运行指标评价函数，用于最终评价通信故障对电力系统的影响。不失一般性，以实时负荷减载为例，可用αi,βi分别代表通信中断后，节点i可观性和可控性受到的影响，其中可观性指该节点的电力状态信息可以直接测量或计算获得，可控性指该节点可以接收到的控制信号，并控制电力一次设备正确动作。A(αi,βi)代表计及节点可观性、可控性影响后，实时负荷减载业务的实施结果，f可以表示基于实时负荷业务实施后的电网状态，对电网的供电可靠性进行评估。步骤(3)：确定故障发生的区域，若发生在可观测区域中，利用预先计划的处理方案应对；在本发明中，采用实时负荷控制措施，减载量按最优负荷减载算法配置；若发生在不可观测区域则依靠继电保护措施执行；若控制设备发生故障，则依靠继电保护设备动作完成；步骤(4)：若电网中出现孤立节点，则关停该节点上的发电机，切除该节点的负荷，然后返回步骤(2)再进行分析计算，确定是否有其他新故障发生；步骤(5)：以平均期望故障失负荷量Mload作为最终评估指标，在每次故障仿真时更新负荷控制代价指标Load_loss；最终评估指标平均期望故障失负荷量Mload以及在每次故障仿真时更新负荷控制代价指标Load_loss的计算方法如下所示：Mload=Load_lossM]]>Load_loss=Σi=1mLoad_sheddingi]]>其中，M为通信系统及电力系统故障测试总次数，m为当前通信系统故障下测试的电力系统故障次数，即通信系统故障为n的话，M＝n×m；Load_shedding是每个由通信状态(是否发生故障)和电网状态(电力系统N-1)决定的电力系统运行方式下，为维持电力系统供需平衡(电力系统运行要求)需要切除的负荷量；步骤(6)：更新负荷控制代价指标，直至设置的所有的电力一次系统和通信系统故障均被测试过。本发明基于通信系统故障对电力系统实时负荷控制业务影响的量化分析方法通过减载量大小对电网中监测及控制设备的重要度评价，其失效造成的负荷减载量越大表明其越重要。而且由于设备都有故障率的，通过统计里面的风险分析方法可以用来计算潜在风险造成的代价，可以体现电力通信复合系统面临的风险程度。通过对设备可用性概率的统计分析，可实现对电力通信复合系统风险评估。基于此，对各类通信故障发生的潜在风险以及造成的后果考虑，实时调整电网集中控制措施，使电网事故扩大的风险最小，从而为构建计及通信风险的电网在线辅助决策系统提供实施依据。电力通信复合系统仿真结果如下：(1)通信系统正常当通信系统工作正常时，电力一次系统中发电机节点、负荷节点均可以观测和控制。在此基础上，对电力系统线路N-1故障遍历测试，由于线路传输容量的限制，在某些严重故障情形下，电网需要通过负荷减载以平衡电网功率。采用所提方法对该情况下负荷减载情况进行计算，平均每次故障预期失负荷量为3.56MW。具体各线路故障下对应的负荷减载量如下表所示：表1通信系统正常，电网故障对应的负荷减载量注：负荷减载量单位为MW(2)PMU故障PMU的配置及正常运行保证了系统的可观测性。但当某个PMU发生故障时，系统中的一些节点的可观测性将受到影响，不能对电网的故障及时响应，只能依靠电网的其他控制措施，如继电保护措施，这将增加电网负荷控制的代价。对电网中每个PMU发生故障的情况加以考虑，得出电网发生线路N-1故障后预期失负荷量如下表所示：表2单个PMU和电网同时故障时的预期负荷减载量注：Mload单位为MW从上表的结果可以看出，PMU设备故障后，对电网抵御事故风险的能力的影响差异较大。其中影响表现最突出的是PMU1的故障，原因是PMU1故障后导致节点1和节点2观测性受影响，使系统中功率支撑能力较强的节点1和节点2失去发电及负荷调节能力，再加上线路传输容量的限制，而造成系统失去大电源，产生严重功率不平衡。对原先PMU布局重新考虑，在电力一次系统节点1，3，5，7，10，13处配置PMU，在保证全网可观测性的情况下，提高了大电源、大负荷节点处观测设备的冗余度，仿真结果表明，PMU布局改进后，单一PMU故障对大电源区域节点的可观测性影响很小，电网故障下，预期的负荷减载量也由原来的48.82MW下降到3.56MW，效果显著。因此该方法可以发现可观测性重要程度较高的节点，可作为优化电力系统观测设备布局的条件。(3)节点控制设备故障对系统中部分节点的控制器发生故障的情况进行分析，分别主要包含两个方面：1)控制中心对控制器故障已知，并避免故障设备动作；2)控制中心对控制器故障未知，并正常做出控制措施。首先，针对情形1)，选取带负荷节点为研究对象，仿真结果如下表所示：表3节点控制设备和电网同时故障下预期负荷减载量注：Mload单位为MW从上表中可以发现，节点3控制设备故障后，对电网造成的影响最大，而节点4，5，10，11，13控制设备的故障对电网并未造成影响，其原因在于，节点3负荷需求最大，而线路受入、送出能力有限，而节点4，5，10，11，13负荷需求相对较小，联络线路多，具有更好的供电可靠性。针对情形(2)的仿真分析，在区域负荷与线路传输容量配置不合理时，控制器的不可靠动作存在扩大事故影响的隐患，以通信系统中节点10控制设备故障，一次系统线路6-11断线故障为例，节点10,11总负荷量为12.5MW，而关键线路9-10的传输功率仅为10MW，因此，控制中心采取了节点10,11分别减载1.39MW，1.11MW的措施，而实际上由于节点10控制器故障，其减载操作并未进行，线路9-10过载运行触发过电流保护，造成节点10,11负荷均被动失去，扩大了负荷控制代价。(4)通信链路故障发生多条线路同时故障时，对电力通信网络的破坏程度则会比较严重。基于此，针对多条通信线路同时发生故障中断的情形进行了仿真，结果如下表所示。表4多条通信链路与电网同时故障下预期负荷减载量注：Mload单位为MW从以上仿真结果可以看出，本发明提出的方法，可用于分析PMU故障、节点控制设备故障及通信链路故障对实时负荷控制的影响大小，进而可以指导提出考虑最小化故障代价的PMU设备布局，设计基于控制设备运行可靠性的实时负荷控制策略以及通信影响下的电网运行风险分析等方面。