CN111882125A - 基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法，其步骤包括：1、Prim算法修正电网社团分区结果；2、构建电力信息物理系统；3、构建故障的风险传递函数，计算线路初始故障概率和信息节点初始失效概率，形成事故链的初始故障集；4、选取故障阶段，当相应故障开断信息上传至调度中心，调度中心下发相应控制命令；5、根据后续风险传递函数，依次选取下一个故障阶段中故障线路和失效节点；6、遍历初始故障集，重复步骤4‑步骤5至满足结束条件后记录事故链数据并输出。本发明能动态描述电力信息物理系统中故障在电网和信息网交互传播的发展过程，从而能为电力信息物理系统连锁故障的防控提供理论指导。
Description
技术领域
本发明属于电力系统领域，具体的说是一种基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法。
背景技术
电力信息物理系统是实现智能电网的一种可行途径。如何在连锁故障的演化过程中考虑信息和物理系统两者的交互作用，是一个值得研究的问题。
电力信息物理系统中电网和信息网相互依存，故障在两个网络相互传递，导致电网和信息网不同程度的受损，造成严重的经济损失。当前研究主要针对由攻击引起的连锁故障，对信息延时引起电力信息物理系统连锁故障的演化模式鲜有研究，信息网中通信的延时会导致调度中心无法准确感知电网的实际运行状况，在电网发生故障的情况下，通信就显得尤为重要，若调度中心无法掌握电网的实际运行状况，则做出的控制策略可能会导致故障的进一步蔓延。因此电力信息物理系统的连锁故障建模需要考虑物理层电网的潮流，信息层数据流，以及信息层延时因素对物理层电网故障建模、安全控制等方面的影响。
发明内容
本发明是为了解决上述现有技术存在的不足之处，提出一种基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法，以期能动态描述电力信息物理系统中故障在电网和信息网交互传播的发展过程，从而能为电力信息物理系统连锁故障的防控提供理论指导。
本发明为达到上述发明目的，采用如下技术方案：
本发明一种基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法的特点是按如下步骤进行：
步骤1、通过社团分区方法对电网进行预分区，得到预分区后的电网；
利用Prim算法对所述预分区后的电网中相应节点的归属进行调整，得到修正后的电网；
步骤2、根据修正后的电网拓扑结构，构建电力信息物理系统；
步骤3、构建故障的风险传递函数，并计算线路初始故障概率以及信息节点失效概率，从而根据设定的初始故障概率阈值形成事故链的初始故障集；
步骤4、定义变量j并初始化j＝1；
依次将所述初始故障集中的线路或节点设为第j个故障阶段；
步骤5：电网选取第j个故障阶段，在所述第j个故障阶段中发生的线路故障和信息节点失效故障在电网与信息网之间交互传递，若线路故障的开断信息成功上传至调度中心，则所述调度中心下发相应控制命令；否则调度中心无控制，所述电网动作保护；
步骤6、所述电网进行区域功率的再平衡控制：
若电网发生解列，则先在解列区域内进行发电机有功出力调整后，再对所述电网进行潮流计算；
所述发电机有功出力调整包括：当发电机出力达到下限时，切除部分发电机；当发电机出力达到上限时，切除部分有功负荷；
若电网未发生解列，则直接对所述电网进行潮流计算；
步骤7、判断事故链搜索是否满足结束条件，若是，则执行步骤9，否则执行步骤8；
所述事故链搜索的结束条件为：所述电网的负荷损失率达到所设定的阈值或电网的解列个数达到所设定的孤岛阈值；
步骤8、在第j个故障阶段后，根据后续风险传递函数，选取第j+1个故障阶段中故障线路和失效节点，再依次开断所述第j+1个故障阶段的故障线路候选集中的线路和失效节点候选集中的节点后，将j+1赋值给j并返回步骤5；
步骤9、记录整个事故链相关数据并输出，包括：事故链路径、事故链各环节采取的控制措施和控制量、事故链发生概率和风险值。
本发明所述的基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法的特点也在于，所述修正后的电网是按如下过程得到：
步骤1.1、通过社团分区方法对电网进行预分区，得到预分区后的电网；
步骤1.2、设置分区要求：
(1)每个区域内至少存在一个发电机和一个负荷；
(2)区域数量小于发电机与负荷数量的最小值；
(3)区域内的功率接近平衡；
(4)每个区域内的节点的地理位置与电气距离均相对接近；
步骤1.3、利用Prim算法对电网进行初步分区，得到Prim分区结果；
步骤1.4、计算预分区后的电网的区域内发电机和负荷的功率，并对照所述Prim分区结果，若当前区内发电机的功率大于负荷功率，将相应发电机调到相邻区或将相邻区内负荷调到当前区；若负荷功率大于发电机功率，则进行相反调节，从而满足所述分区要求。
所述步骤2中的电力信息物理系统包括电网与信息网，且所述信息网分为核心层、骨干层和接入层；
所述核心层由主调度中心和备用调度中心组成，负责整个电网的安全运行及经济调度；
所述骨干层为区域调度中心，负责区域内调度及汇聚、转发所述接入层的信息，其节点数由电网的分区数量决定，且骨干层节点以环状互联后与所述核心层相连；
所述接入层负责信息采集与调度命令下达，且发电厂和变电站对应的接入层的节点归属于所述骨干层；
所述电网的节点和所述信息网中接入层的节点一一对应，且所述电网中的节点为所述信息网中接入层的节点提供能量支持，而信息网中接入层的节点监测和控制对应的电网中的节点。
所述步骤3中的风险传递函数包括：电网初始线路停运的风险传递函数、信息节点初始失效的风险传递函数、后续线路停运的风险传递函数和信息网后续信息失效的风险传递函数；
利用式(1)计算电网中第k条线路Lk的初始线路停运风险传递函数
：
式(1)中，
表示由线路老化因素x1引起的线路停运概率，
表示潮流初始分布时第k条线路Lk因潮流因素x2而停运的概率，并有：
式(2)中，λoi为第k条线路Lk的单位长度老化故障率，lk为第k条线路Lk的长度；Np为电网中线路总数量；
式(3)中，ηk表示线路负载率指标、ωk表示潮流占比指标；ek表示潮流变化指标，并有：
式(4)-式(6)中，Fk,0为第k条线路Lk的初始潮流值，Fk,max为第k条线路Lk的潮流极限值,ΔFi为第k条线路Lk退出运行后第i条线路Li的潮流变化量；
利用式(7)计算信息网中第j个信息节点初始失效风险传递函数
式(7)中，
为第j个节点因网络拓扑因素x4的失效概率，
为第j个节点因信息占用因素x5的失效概率，并有：
式(8)中，kj为第j个节点的度数，Nc为信息网中节点总数量，且Nc＞1；
式(9)中，nj为第j个节点的数据包数量；
利用式(10)得到第j个故障阶段中第m条线路Lm的关联性指标
式(10)中,Akm、Bkm、Hkm分别表示潮流波动指标、潮流耦合指标和线路负载率指标，并有：
式(11)-(13)中，Fm、Fm,max分别为第m条线路Lm的潮流值和潮流极限值，Fm′为第k条线路Lk开断后第m条线路Lm的潮流值，Fk为线路第k条线路Lk的潮流值；Hkm为第m条线路Lm的负载率；
利用式(14)得到后续线路停运风险传递函数
式(14)中，fi next表示第j个故障阶段中第i条线路Li的关联性指标，ξ为阈值；
利用式(15)得到电网和信息网的交互影响过程中信息网的后续信息失效风险传递函数
式(15)中，flag为信息网中节点是否失效的标志位，1表示失效，0表示未失效，δ为传输延时引起的信息失效概率，并有：
式(16)中，
为信息网中节点
的信息传输时间，Ta为信息网中信息传输的平均时间，Tmax为最大信息传输时间，并有：
式(17)中，
表示信息网中第n个节点最大信息传输时间。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
1、本发明动态描述电力信息物理系统中故障在电网和信息网交互传播的发展过程，为电力信息物理系统连锁故障的防控提供了理论指导。
2、本发明通过Prim算法修正社团分区得到的分区结果，不仅使修正后的区域在实际地理位置上联系紧密，而且加强了区域间的电气联系，使分区结果更适合调度和监控。
3、本发明将风险元理论应用于电力信息物理系统连锁故障预测，有利于找出受风险因素影响较大的风险传递路径，适用于连锁故障预测和风险评估研究。
附图说明
图1为本发明电力信息物理系统连锁故障预测流程图；
图2为本发明分区过程示意图。
图3为本发明电力信息物理系统结构示意图；
图4为本发明实施例信息网络结构图；
图5为本发明初始信息节点失效与传输时间的关系图。
具体实施方式
本实施例中，一种基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法是在电力信息物理系统中，将风险元理论应用于连锁故障，动态描述故障在电网和信息网交互传播的发展过程，本发明的连锁故障预测具体流程如图1所示，根据风险函数预测初始故障线路和初始故障节点，在初始故障选定后，电网将故障开断信息上传至调度中心，上传过程中信息因延时失效，调度中心根据已感知的电网制定控制策略并下达到相应节点，若无线路过载，即可根据风险传递函数选取后续故障线路，若仍有线路过载，则由电网保护断开过载线路。本实施例中以IEEE39节点电力系统动态模拟电力信息物理系统连锁故障过程，该方法是按如下步骤进行：
步骤1、通过社团分区方法对电网进行预分区，得到预分区后的电网；
利用Prim算法对所述预分区后的电网中相应节点的归属进行调整，得到修正后的电网；
该修正后的电网是按如下过程得到：
步骤1.1、通过社团分区方法对电网进行预分区，得到预分区后的电网；
步骤1.2、设置分区要求：
(1)每个区域内至少存在一个发电机和一个负荷；
(2)区域数量小于发电机与负荷数量的最小值；
(3)区域内的功率接近平衡；即：功率缺额在区域内发电机额定功率的0％-50％，同区域内的负荷在发电机额定功率的0％-60％内；
(4)每个区域内的节点的地理位置与电气距离均相对接近。
步骤1.3、利用Prim算法对电网进行初步分区，得到Prim分区结果；
步骤1.4、计算预分区后的电网的区域内发电机和负荷的功率，并对照Prim分区结果，若当前区内发电机的功率大于负荷功率，将相应发电机调到相邻区或将相邻区内负荷调到当前区；若负荷功率大于发电机功率，则进行相反调节，从而满足分区要求。
实施例中社团分区与Prim分区的区域功率统计如表1所示。
表1区域功率统计
分析表1可知，社团分区后前3个区域的功率极不平衡，不满足分区要求(3)，区域1和3的发电机功率过剩，区域2的功率缺额大，Prim分区结果中区域功率相对平衡，参考Prim分区结果，修改相应发电机和负荷节点的归属，分区结果如图2所示。
步骤2、根据修正后的电网以及其拓扑结构，构建电力信息物理系统；
该电力信息物理系统包括电网与信息网，且信息网分为核心层、骨干层和接入层；
核心层由主调度中心和备用调度中心组成，负责整个电网的安全运行及经济调度；
骨干层为区域调度中心，负责区域内调度及汇聚、转发接入层的信息，其节点数由电网的分区数量决定，且骨干层节点以环状互联后与核心层相连；
接入层负责信息采集与调度命令下达，且发电厂和变电站对应的接入层的节点归属于骨干层；
电网的节点和信息网中接入层的节点一一对应，且电网中的节点为信息网中接入层的节点提供能量支持，而信息网中接入层的节点监测和控制对应的电网中的节点。电力信息物理系统结构示意如图3所示，实施例信息网络结构如图4所示。
步骤3、构建故障的风险传递函数，并计算线路初始故障概率以及信息节点失效概率，从而根据设定的初始故障概率阈值形成事故链的初始故障集；
电力信息物理系统连锁故障在电力网络和信息网络间交互传递，线路的接连断开等原因可能引起信息节点失效，信息节点失效导致对应的电力节点信息无法上传，也无法执行控制命令；信息传输延时会导致调度中心无法获取电力网络的实际运行情况，控制命令存在偏差，可能进一步导致电网的线路停运，如此往复循环，导致故障的不断蔓延。电力信息物理系统中元件的相继停运最终导致连锁故障，影响元件的停运的风险元为自身故障和潮流转移等。电力信息物理系统连锁故障的风险元信息如表2所示。
表2电力信息物理系统连锁故障的风险元信息表
电力信息物理系统连锁故障中风险传递函数包括：电网初始线路停运的风险传递函数、信息节点初始失效的风险传递函数、后续线路停运的风险传递函数和信息网后续信息失效的风险传递函数；
利用式(1)计算电网中第k条线路Lk的初始线路停运风险传递函数
式(1)中，
表示由线路老化因素x1引起的线路停运概率，
表示潮流初始分布时第k条线路Lk因潮流因素x2而停运的概率，并有：
式(2)中，λoi为第k条线路Lk的单位长度老化故障率，lk为第k条线路Lk的长度；Np为电网中线路总数量；
式(3)中，ηk表示线路负载率指标、ωk表示潮流占比指标；ek表示潮流变化指标，并有：
式(4)-式(6)中，Fk,0为第k条线路Lk的初始潮流值，Fk,max为第k条线路Lk的潮流极限值,ΔFi为第k条线路Lk退出运行后第i条线路Li的潮流变化量；
利用式(7)计算信息网中第j个信息节点初始失效风险传递函数
式(7)中，
为第j个节点因网络拓扑因素x4的失效概率，
为第j个节点因信息占用率因素x5的失效概率，并有：
式(8)中，kj为第j个节点的度数，Nc为信息网中节点总数量，且Nc＞1；
式(9)中，nj为第j个节点的数据包数量；
根据电网初始线路停运的风险传递函数及信息节点初始失效的风险传递函数可得初始故障集如表3所示。
表3初始故障集
利用式(10)得到第j个故障阶段中第m条线路Lm的关联性指标
式(10)中,Akm、Bkm、Hkm分别表示潮流波动指标、潮流耦合指标和线路负载率指标，并有：
式(11)-(13)中，Fm、Fm,max分别为第m条线路Lm的潮流值和潮流极限值，Fm′为第k条线路Lk开断后第m条线路Lm的潮流值，Fk为线路第k条线路Lk的潮流值；Hkm为第m条线路Lm的负载率；
利用式(14)得到后续线路停运风险传递函数
式(14)中，fi next表示第j个故障阶段中第i条线路Li的关联性指标；本实施例中，ξ＝1.4；
利用式(15)得到电网和信息网的交互影响过程中信息网的后续信息失效风险传递函数
式(15)中，flag为信息网中节点是否失效的标志位，1表示失效，0表示未失效，δ为传输延时引起的信息失效概率，并有：
式(16)中，
为信息网中节点
的信息传输时间，Ta为信息网中信息传输的平均时间，Tmax为最大信息传输时间，并有：
式(17)中，
表示信息网中第n个节点最大信息传输时间。
初始故障集中信息节点失效与传输时间的关系如图5所示(失效节点为0表示无节点失效)，可见信息平均传输时间Ta波动较小，节点Vc43是区域4的调度中心，该节点失效后Ta最大，系统中剩余的骨干层节点承担信息传输任务，导致信息在骨干层排队时间延长，信息最大传输时间Tmax骤升。Tmax确定，Ta越大，信息系统越容易发生信息延时。
步骤4、定义变量j并初始化j＝1；
依次将初始故障集中的线路或节点设为第j个故障阶段；
步骤5：电网选取第j个故障阶段，在第j个故障阶段中发生的线路故障和信息节点失效故障在电网与信息网之间交互传递，若线路故障的开断信息成功上传至调度中心，则调度中心下发相应控制命令；若开断信息上传不成功，则调度中心无控制，电网中的保护和安稳装置根据系统状态动作保护；
步骤6、电网进行区域功率的再平衡控制：
若电网发生解列，则先在解列区域内进行发电机有功出力调整后，再对电网进行潮流计算；
发电机有功出力调整包括：当发电机出力达到下限时，切除部分发电机；当发电机出力达到上限时，切除部分有功负荷；
若电网未发生解列，则直接对电网进行潮流计算；
步骤7、判断事故链搜索是否满足结束条件，若是，则执行步骤9，否则执行步骤8；
事故链搜索的结束条件为：电网的负荷损失率达到所设定的阈值或电网的解列个数达到所设定的孤岛阈值；
步骤8、在第j个故障阶段后，根据风险传递函数，选取第j+1个故障阶段中故障线路候选集或失效节点候选集，再依次开断第j+1个故障阶段的故障线路候选集中的线路或失效节点候选集中的节点后，将j+1赋值给j并返回步骤5；
步骤9、记录整个事故链相关数据并输出，包括：事故链路径、事故链各环节采取的控制措施和控制量、事故链发生概率和风险值。
本实施例中，分别以L29和Vc11为初始故障，说明信息有效性对连锁故障的影响。表4为线路L29初始故障停运，故障开断信息上传成功，表5为信息节点Vc11初始故障，故障开断信息上传成功，表6为线路L29初始停运，故障开断信息上传失效。连锁故障演化过程分别为表4至表6。
表4 L29初始故障，其开断信息上传成功的连锁故障演化过程
表5初始故障为Vc11失效，L29开断信息上传成功的连锁故障演化过程
表6 L29初始故障，其开断信息上传失效的连锁故障演化过程
分析表4-表6，故障路径中信息网节点Vc24、Vc11分别发送电力网线路L29和L12的开断信息(本实施例中，开断信息由线路两端的节点编号较大的节点上传)。故障路径(以下简称路径)1中，L29断开后，区域4内L23、L27过载，Vc7因信息延时失效，L29开断信息上传成功，采取区域调度，其骨干层节点下发的控制命令为：区域4中G6(发电机6)切除88MW，B16(母线16)切除22MW，B24切除66MW，L23、L27过载消除。根据后续风险传递函数，用模糊聚类方法，选出下级故障L28开断后，Vc9失效，调度中心接收到L28开断信息，系统解列为两部分，发电机调整543MW。下级故障选出L24开断后，无线路过载，但Vc24无电力供应，成为孤立节点；下级故障选出L12开断后，Vc29失效，调度中心仍能接收到L12开断信息并做出控制消除过载，后续L7断开，Vc13失效，电网无线路过载，L14断开后，Vc11失效，系统解列为三部分，故障路径终止。
路径2以Vc11为初始故障，L29故障断开至L12断开故障路径与路径1相同，但由于Vc11失效，L12开断信息未上传成功，调度中心感知电网无过载，实际电网L8、L17、L18过载，保护动作断开L18，调度中心做出控制命令，消除L18开断引起的过载，此时调度中心未感知解列，实际电网解列成三部分，安稳措施动作，故障路径结束。
对比路径1和3，不同在于L29开断后失效信息节点不同。路径1中，虽然Vc7失效，调度中心仍可以接收L29开断信息，采取正确的控制消除过载，后续开断L28，系统解列为两部分。路径3中，Vc24失效，L29开断信息未上传成功，调度中心感知电网无过载，无控制措施，实际L29断开后，L23、L27过载，后续L23由保护动作断开，调度中心控制消除L23断开引起的过载，但由于L29断开信息上传失效，调度中心未感知电网解列。可见，L29开断后，Vc24和Vc7信息失效对调度中心的控制策略影响不同，进而影响电力信息物理系统连锁故障路径的走向。因此信息有效性对调度制定合理经济的控制措施很重要，还可能影响连锁故障路径走向。
故障路径概率及风险值如表7所示。
表7故障路径概率及风险值
从表7可得，路径3概率及风险值较路径1增大，可见信息失效会加快连锁故障的发生。路径2中Vc11失效，调度中心未收到L12开断信息，后续未判断系统解列，导致安稳措施动作切除部分发电机和负荷，控制代价增大，其风险值比路径1稍高。
Claims (4)
1.一种基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法，其特征是按如下步骤进行：
步骤1、通过社团分区方法对电网进行预分区，得到预分区后的电网；
利用Prim算法对所述预分区后的电网中相应节点的归属进行调整，得到修正后的电网；
步骤2、根据修正后的电网拓扑结构，构建电力信息物理系统；
步骤3、构建故障的风险传递函数，并计算线路初始故障概率以及信息节点失效概率，从而根据设定的初始故障概率阈值形成事故链的初始故障集；
步骤4、定义变量j并初始化j＝1；
依次将所述初始故障集中的线路或节点设为第j个故障阶段；
步骤5：电网选取第j个故障阶段，在所述第j个故障阶段中发生的线路故障和信息节点失效故障在电网与信息网之间交互传递，若线路故障的开断信息成功上传至调度中心，则所述调度中心下发相应控制命令；否则调度中心无控制，所述电网动作保护；
步骤6、所述电网进行区域功率的再平衡控制：
若电网发生解列，则先在解列区域内进行发电机有功出力调整后，再对所述电网进行潮流计算；
所述发电机有功出力调整包括：当发电机出力达到下限时，切除部分发电机；当发电机出力达到上限时，切除部分有功负荷；
若电网未发生解列，则直接对所述电网进行潮流计算；
步骤7、判断事故链搜索是否满足结束条件，若是，则执行步骤9，否则执行步骤8；
所述事故链搜索的结束条件为：所述电网的负荷损失率达到所设定的阈值或电网的解列个数达到所设定的孤岛阈值；
步骤8、在第j个故障阶段后，根据后续风险传递函数，选取第j+1个故障阶段中故障线路和失效节点，再依次开断所述第j+1个故障阶段的故障线路候选集中的线路和失效节点候选集中的节点后，将j+1赋值给j并返回步骤5；
步骤9、记录整个事故链相关数据并输出，包括：事故链路径、事故链各环节采取的控制措施和控制量、事故链发生概率和风险值。
2.根据权利要求1所述的基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法，其特征是，所述修正后的电网是按如下过程得到：
步骤1.1、通过社团分区方法对电网进行预分区，得到预分区后的电网；
步骤1.2、设置分区要求：
(1)每个区域内至少存在一个发电机和一个负荷；
(2)区域数量小于发电机与负荷数量的最小值；
(3)区域内的功率接近平衡；
(4)每个区域内的节点的地理位置与电气距离均相对接近；
步骤1.3、利用Prim算法对电网进行初步分区，得到Prim分区结果；
步骤1.4、计算预分区后的电网的区域内发电机和负荷的功率，并对照所述Prim分区结果，若当前区内发电机的功率大于负荷功率，将相应发电机调到相邻区或将相邻区内负荷调到当前区；若负荷功率大于发电机功率，则进行相反调节，从而满足所述分区要求。
3.根据权利要求1所述的基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法，其特征是，所述步骤2中的电力信息物理系统包括电网与信息网，且所述信息网分为核心层、骨干层和接入层；
所述核心层由主调度中心和备用调度中心组成，负责整个电网的安全运行及经济调度；
所述骨干层为区域调度中心，负责区域内调度及汇聚、转发所述接入层的信息，其节点数由电网的分区数量决定，且骨干层节点以环状互联后与所述核心层相连；
所述接入层负责信息采集与调度命令下达，且发电厂和变电站对应的接入层的节点归属于所述骨干层；
所述电网的节点和所述信息网中接入层的节点一一对应，且所述电网中的节点为所述信息网中接入层的节点提供能量支持，而信息网中接入层的节点监测和控制对应的电网中的节点。
4.根据权利要求1所述的基于风险元理论的电力信息物理系统连锁故障预测方法，其特征是，所述步骤3中的风险传递函数包括：电网初始线路停运的风险传递函数、信息节点初始失效的风险传递函数、后续线路停运的风险传递函数和信息网后续信息失效的风险传递函数；
利用式(1)计算电网中第k条线路Lk的初始线路停运风险传递函数
式(1)中，
表示由线路老化因素x1引起的线路停运概率，
表示潮流初始分布时第k条线路Lk因潮流因素x2而停运的概率，并有：
式(2)中，λoi为第k条线路Lk的单位长度老化故障率，lk为第k条线路Lk的长度；Np为电网中线路总数量；
式(3)中，ηk表示线路负载率指标、ωk表示潮流占比指标；ek表示潮流变化指标，并有：
式(4)-式(6)中，Fk,0为第k条线路Lk的初始潮流值，Fk,max为第k条线路Lk的潮流极限值,ΔFi为第k条线路Lk退出运行后第i条线路Li的潮流变化量；
利用式(7)计算信息网中第j个信息节点初始失效风险传递函数
式(7)中，
为第j个节点因网络拓扑因素x4的失效概率，
为第j个节点因信息占用因素x5的失效概率，并有：
式(8)中，kj为第j个节点的度数，Nc为信息网中节点总数量，且Nc＞1；
式(9)中，nj为第j个节点的数据包数量；
利用式(10)得到第j个故障阶段中第m条线路Lm的关联性指标
式(10)中,Akm、Bkm、Hkm分别表示潮流波动指标、潮流耦合指标和线路负载率指标，并有：
式(11)-(13)中，Fm、Fm,max分别为第m条线路Lm的潮流值和潮流极限值，Fm′为第k条线路Lk开断后第m条线路Lm的潮流值，Fk为线路第k条线路Lk的潮流值；Hkm为第m条线路Lm的负载率；
利用式(14)得到后续线路停运风险传递函数
式(14)中，fi next表示第j个故障阶段中第i条线路Li的关联性指标，ξ为阈值；
利用式(15)得到电网和信息网的交互影响过程中信息网的后续信息失效风险传递函数
式(15)中，flag为信息网中节点是否失效的标志位，1表示失效，0表示未失效，δ为传输延时引起的信息失效概率，并有：
式(16)中，
为信息网中节点
的信息传输时间，Ta为信息网中信息传输的平均时间，Tmax为最大信息传输时间，并有：
式(17)中，
表示信息网中第n个节点最大信息传输时间。
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