CN114219231B - 电力系统的性能评估方法、电子设备和存储介质 - Google Patents
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Abstract
本申请提供了一种电力系统的性能评估方法、电子设备和存储介质，方法包括：获取电力系统的网络拓扑信息；获取所述设备的设备描述信息；对所述设备的设备描述信息与所述网络拓扑信息进行融合处理，确定所述电力系统的系统状态；考虑所述电力系统的系统状态，根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，提出新的电力系统的故障指标计算公式；根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果。能够更准确、高效的确定电力系统的性能。
Description
技术领域
本申请涉及智能电网技术领域，尤其涉及一种电力系统的性能评估方法、电子设备和存储介质。
背景技术
伴随着大量分布式电源的接入和先进的测量、传感、控制、计算、通信技术的引入，配电网逐步成为信息流与能量流高度耦合的信息物理系统(CPS)，即配电CPS。信息系统和物理系统的交互耦合为配电网高效运行筑起坚固后盾的同时也为故障风险的跨空间传递提供了通道。传统的电力系统可靠性理论中，配电网的可靠性分析是纯物理系统的可靠性分析，信息系统即配电自动化系统对配电网的控制作用并未纳入考虑范围。配电自动化技术的发展使得配电网故障能更快速地被处理，同时，配电自动化系统自身可能发生的故障以及传输问题也会使配电网出现与以往不同的故障状态。因此，用传统配电网可靠性理论分析CPS架构下的配电系统难以准确反映配电CPS的真实性能。
发明内容
本申请提供了一种电力系统的性能评估方法、电子设备和存储介质，能够更准确、高效的确定考虑信息流性能的电力系统的性能。
第一方面，本申请实施例提供了一种电力系统的性能评估方法，其特征在于，包括：
获取电力系统的网络拓扑信息，所述网络拓扑信息用于指示所述电力系统中的多个设备之间的物理连接关系，所述多个设备包含信息设备和物理设备；
获取所述设备的设备描述信息，所述设备描述信息包括所述信息设备的若干通信参数及物理设备的若干运行参数；
对所述设备的设备描述信息与所述网络拓扑信息进行融合处理，确定所述电力系统的系统状态；
考虑所述电力系统的系统状态，根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，提出新的电力系统的故障指标计算公式；
根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果。
第二方面，本申请实施例提供了一种电子设备，包括存储器和处理器；
所述存储器用于存储计算机程序；
所述处理器，用于执行所述计算机程序并在执行所述计算机程序时，实现前述的电力系统的性能评估方法的步骤。
第三方面，本申请实施例提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时使所述处理器实现上述的方法的步骤。
本申请实施例提供了一种电力系统的性能评估方法、电子设备和存储介质，通过获取电力系统的网络拓扑信息和系统中设备的设备描述信息，进行融合处理，确定所述电力系统的系统状态；根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，提出新的电力系统的故障指标计算公式；根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果。所述系统状态既可以体现系统状态中的遥测/遥控/遥信的状态，又可以用于分析故障自愈过程中配备三遥(遥测/遥控/遥信)/二遥(遥测/遥信)终端的配电信息物理融合系统状态变化过程；以及根据提出的新的电力系统的故障指标计算公式，确定性能结果，能够更准确、高效的确定考虑信息流性能的电力系统的性能。
应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本申请实施例的公开内容。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下文对现有技术和实施例中所需要使用的附图作简单的介绍，下述附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来说，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是本申请实施例提供的一种电力系统的性能评估方法的流程示意图；
图2是一实施方式中性能评估方法的场景示意图；
图3是一实施方式中性能评估方法的流程示意图；
图4是一实施方式中电力系统的拓扑示意图；
图5是配备不同终端的系统的通信可用度变化时电能不足期望值(EENS)的示意图；
图6是系统不同区域的通信可用度变化时EENS的示意图；
图7是信息设备的传输性能变化时EENS的示意图；
图8是信息设备的传输性能变化时系统平均停电持续时间(SAIDI)的示意图；
图9是信息设备的故障率变化时EENS和SAIDI的示意图；
图10是本申请实施例提供的一种电子设备的示意性框图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
附图中所示的流程图仅是示例说明，不是必须包括所有的内容和操作/步骤，也不是必须按所描述的顺序执行。例如，有的操作/步骤还可以分解、组合或部分合并，因此实际执行的顺序有可能根据实际情况改变。
下面结合附图，对本申请的一些实施方式作详细说明。在不冲突的情况下，下述的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
请参阅图1，图1是本申请实施例提供的一种电力系统的性能评估方法的流程示意图。所述性能评估方法可以应用在电子设备中，用于对电力系统的性能进行评估等过程。
在一些实施方式中，电子设备可以为终端设备或服务器，其中终端设备例如包括手机、平板电脑、笔记本电脑、台式电脑、个人数字助理；服务器可以为独立的服务器或者为服务器集群。
举例而言，请参阅图2，服务器获取终端设备发送的电力系统的相关信息，根据所述相关信息对所述电力系统的性能进行评估，以及将评估的结果发送给终端设备。当然本申请实施例的性能评估方法也不限于此场景。
目前有考虑配电信息物理系统供电性能评估方法通常考虑信息环节数据传输有误对配电系统供电的影响，分析信息元件自身的故障率及信息传输时延的影响，建立相应的信息系统连通和时延模型，利用事件树的方法分析配电网故障处理过程，进而提出相应的故障性指标修正模型。现有技术对于信息系统失效对故障自愈过程故障处理时长的影响大多是采用固定值，将通信过程视为通信链路上的孤立事件，而且在进行配备自动化系统的配电网故障分析时往往忽略了配电信息物理系统在配电网故障自愈过程中的状态变化过程，不能准确高效的实现考虑信息流性能的电力系统性能评估。
针对现有技术的以上缺点，本申请的发明人提出一种新的电力系统的性能评估方法，使得性能评估过程中可以考虑根据电力系统的故障自愈过程得到的配备三遥(遥测/遥控/遥信)/二遥(遥测/遥信)终端的电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，并且提出新的电力系统的故障指标计算公式。在一些实施方式中，可以利用所述电力系统中起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度表征多个所述电力系统的系统状态中遥测/遥控/遥信的有效通信状态出现的概率，利用所述电力系统中物理开关可用度表征多个所述电力系统的系统状态中物理开关的正常运行状态出现的概率，从而高效的评估电力系统的性能。
如图1所示，本申请实施例的性能评估方法包括步骤S11至步骤S15。
S11、获取电力系统的网络拓扑信息，所述网络拓扑信息用于指示所述电力系统中的多个设备之间的物理连接关系，所述多个设备包含信息设备和物理设备。
在一些实施方式中，信息设备如智能电子设备(Intelligent ElectronicDevice，IED)，光网络单元(Optical Network Unit，ONU)，无源光纤分路器(PassiveOptical Splitter，POS)，光线路终端(Optical Line Terminal，OLT)、交换机、路由器、监控中心服务器、通信链路等；物理设备如断路器、分段开关、联络开关、智能操作箱、馈线、线路、负荷等，将上述信息设备和物理设备都抽象为点，设备间的物理连接关系都抽象为边，形成连通图。其中，智能电子设备负责将采集到的基本电气量加以数字化传输；监控中心服务器是采集网络中信息的终端，信息层面上具有吸收流量的特性；断路器、智能操作箱等设备，是控制网络的信息终端，信息层面上同样具有吸收流量的特性。
示例性的，将信息设备中的通信链路以及物理设备中的线路也抽象为点，因此在该连通图中，边仅是物理连接关系的抽象映射，其自身不存在任何属性。
在一些实施方式中，采用邻接矩阵对连通图的拓扑连接关系进行描述，当然也不限于此。
示例性的，所述网络拓扑信息包括所述电力系统中任意两个设备之间的拓扑连接关系。
S12、获取所述设备的设备描述信息，所述设备描述信息包括所述信息设备的若干通信参数及物理设备的若干运行参数。
设备描述信息，可以称为设备模型。其中，信息设备模型可以用一种或多种通信参数描述，可以理解的，每种通信参数的值都会对通过该信息设备的流量的某种属性的评价指标造成影响。物理设备模型可以用一种或多种运行参数描述，可以理解的，每种运行参数都会对该物理设备的性能指标造成影响。所述设备描述信息包括基于所述若干通信参数的模型得到的所述信息设备的通信结果，还包括基于所述若干运行参数的模型得到的所述物理设备的运行结果。另外，具体的，设备参数可以根据预设的网络拓扑信息来确定参数的选取。
示例性的，所述若干通信参数包括以下至少一种：运行参数，丢包参数，时延参数，误码参数，当然也不限于此。所述若干运行参数包括以下至少一种：性能参数，条件参数，可靠性参数，当然也不限于此。
在一些实施方式中，采用多维网络模型对信息设备所组成的信息系统进行建模，采用一般的二态模型对物理设备所组成的物理系统进行建模，当然也不限于此。
示例性的，所述的采用多维网络模型进行信息系统建模可以考虑信息流性能，所述的信息流性能可由所述信息设备的若干通信参数确定，包括以下至少一种：运行特性、丢包特性、时延特性、误码特性，当然也不限于此。在对所述电力系统的信息系统和物理系统分别建模后，利用智能电子设备和智能操作箱作为信息系统与物理系统的媒介设备建立联系。
S13、对所述设备的设备描述信息与所述网络拓扑信息进行融合处理，确定所述电力系统的系统状态。
将所述信息设备的通信结果以及所述物理设备的运行结果与所述拓扑连接关系相结合，得到所述电力系统的遥测/遥控/遥信的状态，其中遥控的状态包括遥控信息的通信结果以及物理开关的运行结果。利用智能电子设备和智能操作箱作为信息系统与物理系统的媒介设备建立联系，形成考虑信息流性能的电力信息物理融合系统，融合网络拓扑信息和设备的设备描述信息的系统状态不但可以完整体现电力系统的网络拓扑和网络拓扑中各设备的状态，并且可以体现系统中的遥测/遥控/遥信的状态。
示例性的，遥测/遥控/遥信的状态，举例而言，可以划分为以下至少一种：有效通信状态、故障状态、降级运行状态，当然也不限于此。物理开关的状态，举例而言，可以划分为以下至少一种：正常运行状态、故障状态，当然也不限于此。
在一些实施方式中，根据用户的操作确定所述多个信息设备中的若干设备为起点信息设备，即输出信息流的信息设备，以及根据用户的操作确定所述多个信息设备中的若干设备为终点信息设备，即汇聚信息流的信息设备。在另一些实施方式中，可以基于预设的起点、终点预设规则，在所述多个信息设备中确定起点信息设备和终点信息设备，例如在实现遥测或遥信时，确定其中一个智能电子设备为起点信息设备，确定一个监控中心服务器为终点信息设备，又例如在实现遥控时，确定其中一个监控中心服务器为起点信息设备，确定一个智能操作箱为终点信息设备，当然也不限于此。
S14、考虑所述电力系统的系统状态，根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，提出新的电力系统的故障指标计算公式。
在一些实施方式中，所述电力系统的系统状态包括所述配备遥测/遥控/遥信状态，其中遥控的状态包括遥控信息的通信结果以及物理开关的运行结果。考虑其对故障自愈过程中故障定位、故障隔离和故障恢复的处理时间产生的影响，即考虑配电自动化影响下的电力系统的信息物理融合系统状态变化过程；根据产生的影响的内容和对象共同对应新的电力系统的故障指标计算公式，然后根据所述电力系统的系统状态，确定其在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值，将所述相应数值代入所述故障指标计算公式中，得到所述电力系统的单次故障指标计算结果。
在一些实施方式中，所述产生的影响的对象包括至少以下一种：
故障上游区域；故障所在区域；故障下游区域，其中故障下游区域可细分为故障下游可负荷转供区域及故障下游不可负荷转供区域。
在一些实施方式中，所述产生的影响的内容包括至少以下一种：
故障定位阶段，遥测失效，故障定位时间由原来的近似为0的遥测时间变为人工故障定位时间；
故障隔离阶段，遥控失效或系统仅配备遥测/遥信，故障隔离操作时间由原来的近似为0的遥控时间变为故障隔离人工倒闸操作时间，其中遥控失效包括遥控信息通信失效以及物理开关运行故障；
故障隔离阶段，遥信失效，故障隔离反馈时间由原来的近似为0的遥信时间变为检修人员排查时间；
故障恢复阶段，遥控失效或者系统仅配备遥测/遥信，故障上游区域及故障下游可负荷转供区域的故障恢复操作时间由原来的近似为0的遥控时间变为故障恢复人工倒闸操作时间；故障所在区域及故障下游不可负荷转供区域的故障恢复操作时间为人工修复故障时间，其中遥控失效包括遥控信息通信失效以及物理开关运行故障。
示例性的，当遥测/遥控/遥信的状态为有效通信状态，其在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值为1；当遥测/遥控/遥信的状态为故障状态，相应数值为0。当物理开关的状态为正常运行状态，其在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值为1；当物理开关的状态为故障状态，相应数值为0。
示例性的，当智能终端为三遥(遥测/遥控/遥信)终端，其在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值为1，若为二遥(遥测/遥信)终端则为0；若所在故障下游区域负荷点可负荷转供，其在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值为1，否则为0。
示例性的，所述产生的影响的内容和对象共同对应新的电力系统的故障指标计算公式，对故障后果进行量化分析，能够更准确、高效的确定电力系统的性能评估结果。包括：
通过第一预置公式tU＝(1-Iitm)th1+(1-Iits1ISS)th2+(1-Iifb1)th3+(1-Iits2ICB)th4计算故障上游区域负荷点的停电时间；
通过第二预置公式tF＝(1-Iitm)th1+(1-Iits1ISS)th2+(1-Iifb1)th3+th5计算故障所在区域及故障下游不可负荷转供区域负荷点的停电时间；
通过第三预置公式tL＝(1-Iitm)th1+(1-Iits1ISS)th2+(1-Iifb1)th3+(1-Iits2ITS)th4计算故障下游可负荷转供区域负荷点的停电时间；
式中，th1～th5分别为人工故障定位时间、故障隔离人工倒闸操作时间、检修人员排查时间、故障恢复人工倒闸操作时间、人工修复故障时间；ISS、ICB、ITS分别为分段开关、断路器、联络开关的运行结果，取1为正常运行，取0为退出运行；Iitm、Iifb、Iits1、Iits2分别为区域m故障定位阶段遥测、故障隔离阶段遥信、故障隔离阶段遥控、故障恢复阶段遥控的通信结果，取1为遥测/遥信/遥控有效通信状态，取0为遥测/遥信/遥控失效。
S15、根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果。
根据多个所述电力系统的系统状态，多次确定它们在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值，多次将所述相应数值代入所述故障指标计算公式中，得到所述电力系统的故障指标计算结果。
在一些实施方式中，根据多个所述电力系统的系统状态，确定它们在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值，多次将所述相应数值代入所述故障指标计算公式中，并且通过预设的规则得到所述电力系统的故障指标计算结果。举例而言，若将多个所述电力系统的系统状态对应的相应数值多次分别代入第一预置公式、第二预置公式、第三预置公式中，然后将计算结果求平均值，即可得到预设的规则下的所述电力系统的故障指标计算结果，即负荷点所在区域平均停电时间。
在一些实施方式中，可以利用所述电力系统中起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度表征多个所述电力系统的系统状态中遥测/遥控/遥信的有效通信状态出现的概率；利用所述电力系统中物理开关可用度表征多个所述电力系统的系统状态中物理开关的正常运行状态出现的概率。
示例性的，利用所述通信可用度替换所述遥测/遥控/遥信的有效通信状态在所述故障指标计算公式中的相应数值，利用所述可用度替换所述物理开关的正常运行状态在所述故障指标计算公式中的相应数值，得到所述电力系统的性能结果，包括：
通过第四预置公式
计算故障上游区域负荷点的平均停电时间；
通过第五预置公式
计算故障所在区域负荷点的平均停电时间；
通过第六预置公式
计算故障下游区域负荷点的平均停电时间；
式中，th1～th5的含义如前所述，A1m、A2m、A3m、A4m分别为区域m故障定位阶段遥测通信可用度、故障隔离阶段遥控通信可用度、故障隔离阶段遥信通信可用度、故障恢复阶段遥控通信可用度；ASS为分段开关可用度，ACB为断路器可用度，ATS为联络开关可用度；监控区域m的智能终端为三遥(遥测/遥控/遥信)终端则TERm取值为1，若为二遥(遥测/遥信)终端则TERm取值为0；若负荷点所在区域可负荷转供，BUm取值为1，否则BUm取值为0。
在一些实施方式中，获得所述电力系统中起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度的性能分析方法包括以下至少一种：
解析法、可靠性框图、故障树分析、故障模式和后果分析法、故障后果分析法、网络法、状态空间法、最小路集法、最小割集法、全概率分析法、Petri网、GO法、Markov分析、频率和持续时间法、模拟法、蒙特卡罗法，当然也不限于此。
示例性的，采用蒙特卡罗方法利用多维网络模型计算起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度，利用二态模型计算物理开关的可用度，再应用解析法遍历所有故障场景计算可靠性指标，能够更准确、高效的进行电力系统的性能评估。
在一些实施方式中，请参阅图3，获取解析法中需要遍历的场景，获取蒙特卡罗模拟法的仿真次数阈值Ysim，获取电力系统的网络拓扑信息，以及获取电力系统中信息设备的若干通信参数及物理设备的若干运行参数，包括设备相关的性能参数；对所述电力系统的网络拓扑信息和设备描述信息进行融合处理，得到电力系统的系统状态，所述系统状态还包括遥测/遥控/遥信的状态，其中遥控的状态包括遥控信息的通信结果以及物理开关的运行结果；基于所述电力系统状态，根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，进而提出新的电力系统的故障指标计算公式，利用所述电力系统中起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度表征多个所述电力系统的系统状态中遥测/遥控/遥信的有效通信状态出现的概率，并且将所述故障指标计算公式中的遥测/遥控/遥信的有效通信状态的出现概率用所述通信可用度替换；而所述通信可用度需要通过仿真得到，每一次仿真抽样都得到遥测/遥控/遥信的状态，不断累积仿真次数直至Ysim，在得到所述通信可用度之后即可代入所述故障指标计算公式中计算负荷点可靠性参数，基于所设置的故障场景一一遍历，最终得到不同故障场景下的电力系统的故障指标计算结果。
在一些实施方式中，以基于改进的IEEE33节点系统所构建的配电自动化网络模型为例，请参阅图4，其中，信息系统由接入层和骨干层组成，接入层负责配电终端与配电子站之间的通信，一般采用以太网无源光网络(ethernet passive optical network，EPON)，包含智能电子设备(intelligent electronic device，IED)，光网络单元(optical networkunit，ONU)，无源光纤分路器(passive optical splitter，POS)，光线路终端(opticalline terminal，OLT)等设备；骨干层负责配电子站与控制中心之间的通信，一般采用同步数字体系(synchronous digital hierarchy，SDH)光纤传输网，由交换机、路由器、服务器、通信链路等设备组成；该物理系统配备5个分段开关(SS1-SS5)以及6个联络开关(TS1-TS6)，分段开关和联络开关将系统分割为6个区域(Area1-Area6)，则可形成如图4所示的基于改进的IEEE33节点系统所构建的配电自动化网络模型。故障处理过程的各项时间
分别取值1h，0.5h，0.4h，0.5h，4h。
本算例采用多维信息网络模型，信息系统参数如下：节点丢包多态划分为0％、2.5％、5％、7.5％、10％，各状态对应稳态概率为0.850、0.090、0.057、0.002、0.001，丢包阈值为92.5％；节点延时均值取63.58ms，方差取11ms2，节点时延阈值为101.35ms，系统时延阈值取600ms；节点误码率取10-5，单位时间传输净载数据比特数取20Mbits，报头数据比特数取20Mbits，净载数据误码阈值取1500bits，报头数据误码阈值取10bits。
物理系统的各项参数如表1所示。信息设备的可靠性如表2所示。
表1物理系统的参数
表2设备的可靠性参数
设置如下场景进行计算：
场景1：排除信息系统的作用，即所有操作由人工完成。
场景2：所有开关配备三遥终端，信息系统的传输过程完全可靠。
场景3：所有开关配备三遥终端，考虑信息系统随机失效和传输特性的影响。
场景4：所有开关配备二遥终端，考虑信息系统随机失效和传输特性的影响。
仿真次数阈值为1000000次时，对测试系统进行仿真计算，得到结果如表3、表4、表5所示：
从表3可以得出，在结合信息系统的多维网络模型，考虑信息系统随机失效和传输特性后，根据蒙特卡罗模拟法获得各智能终端(源节点)与控制中心(汇节点)间的通信可用度。
表3各区域终端与控制中心之间的通信可用度
表4区域故障率与供电线路故障率
表54个场景下的负荷点平均停电持续时间和年平均停电持续时间
从表4中可以看出，由于信息系统失效可能导致物理系统故障范围扩大，考虑信息系统作用后的区域故障率对比区域内供电线路的等效故障率略有上升。
从表5中可以看出，配备三遥终端的配电自动化系统的引入使得负荷点平均停电持续时间和负荷点年平均停电时间大幅降低，这是因为配电自动化系统发挥正常作用时，故障定位、故障隔离以及供电恢复所需时间都会降低。信息系统的失效虽然不会直接导致供电线路故障率的上升，但可能会增加供电线路故障后的处理时间，因此考虑信息系统的随机失效和传输特性后r和U两个指标有所上升。此外，与三遥终端对比，二遥终端由于不具备遥控，各个开关的操作需要人工进行，一定程度上增加了故障处理时间，因此配备二遥终端的场景r和U两个指标要比配备三遥终端的场景高。
表6 4个场景下的系统可靠性指标
从表6中可以看出，引入配备三遥终端的配电自动化系统后，由于故障定位、故障隔离和故障恢复时间大大缩短，SAIFI(系统平均停电频率)、SAIDI、EENS大幅下降，可见信息系统使配电网供电可靠性得到了明显的提升。考虑信息系统的随机失效和传输特性后，SAIFI、SAIDI、EENS略有上升，这是因为信息系统的不可用可能导致故障隔离范围扩大，供电恢复时间增长。因此在配电CPS可靠性评估中十分有必要考虑信息系统的作用。当将系统中的三遥终端更换为二遥终端时，由于二遥终端不具备遥控，不能在第一时间遥控开关进行隔离故障并进行故障下游的负荷转供。相比采用三遥终端，采用二遥终端的系统具有更长的故障隔离时间和供电恢复时间。因此，采用二遥终端时，SAIFI和EENS相较采用三遥终端时有较大幅度的上升，显然，采用三遥终端的配电CPS具有更高的可靠性。
图5为信息系统各终端与控制中心之间的通信可用度下降至原始值的70％的过程中EENS的变化。可以看出，EENS随通信可用度的下降而上升，配备三遥终端的信息系统对通信可用度的变化略敏感于配备二遥终端的通信系统。
图6为当不同区域智能终端与控制中心之间的通信可用度下降为原始值的70％时，系统的EENS的变化。可以看出由于区域5的负荷量最大，通信失败时系统缺供电量相较于其他区域通信失败时的系统缺供电量更大，其EENS相应地为最高。因此，当通信资源有限时而负荷重要程度一样时，应优先保证负荷量大的区域的通信质量。
图7、图8为以2.5％的步长将节点性能从原性能的130％劣化至原性能的70％后可靠性指标EENS、SAIDI的变化曲线，信息设备传输性能的提升对系统可靠性有着稍微积极的影响，但系统对传输性能的下降非常敏感。可以看出，此配电信息物理系统对信息设备的误码特性的敏感程度要比丢包和延时特性要高。
图9为信息设备故障率从原始故障率的1％上升至原始故障率20倍的过程中系统可靠性指标EENS和SAIDI的变化。与系统传输性能的变化相比，系统可靠性指标EENS、SAIDI对设备故障率的变化并不敏感，限制系统通信性能的主要约束为传输特性约束。
本申请实施例提供的性能评估方法，通过获取电力系统的网络拓扑信息和系统中设备的设备描述信息，进行融合处理，确定所述电力系统的系统状态；根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，提出新的电力系统的故障指标计算公式；根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果。所述系统状态既可以体现系统状态中的遥测/遥控/遥信的状态，又可以用于分析故障自愈过程中配备三遥(遥测/遥控/遥信)/二遥(遥测/遥信)终端的配电信息物理融合系统状态变化过程；以及根据提出的新的电力系统的故障指标计算公式，确定性能结果，能够更准确、高效的确定考虑信息流性能的电力系统的性能。示例性的，本申请实施例的性能评估方法分析了故障自愈过程中配备三遥/二遥终端的配电信息物理融合系统状态变化过程，能够更准确的分析配电自动化对电力系统的信息物理系统状态的影响。
示例性的，本申请实施例的性能评估方法提出了新的配电网故障分析指标计算公式，对故障后果进行量化分析，能够更准确、高效的确定电力系统的性能评估结果。
示例性的，有效地桥接了物理系统可靠性模型与信息系统可靠性模型，为未来智能电网信息-物理耦合架构的信息物理系统提供一个新的性能评估思路。
示例性的，可以根据电力系统的系统状态，得到其在新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值，并由此得到电力系统的单次故障指标计算结果。
示例性的，根据多个所述电力系统的系统状态，确定它们在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值，由此得到电力系统的故障指标计算结果。
示例性的，利用所述电力系统中起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度表征多个所述电力系统的系统状态中遥测/遥控/遥信的有效通信状态出现的概率；利用所述电力系统中物理开关可用度表征多个所述电力系统的系统状态中物理开关的正常运行状态出现的概率。
示例性的，电力系统的系统状态是复杂而又多变的，在一些实施方式中采用蒙特卡罗方法利用多维网络模型计算起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度，利用二态模型计算物理开关的可用度，当然也不限于此。在求得通信可用度后再应用解析法遍历所有故障场景计算可靠性指标，能够更准确、高效的进行电力系统的性能评估。
请参阅图10，图10是本申请实施例提供的电子设备700的示意性框图。可选的，电子设备700可适用于前述的性能评估方法。
在一些实施方式中，电子设备700可以为终端设备或服务器，其中终端设备例如包括手机、平板电脑、笔记本电脑、台式电脑、个人数字助理；服务器可以为独立的服务器或者为服务器集群。
该电子设备700包括一个或多个处理器701，一个或多个处理器701单独地或共同地工作，用于执行前述的性能评估方法的步骤。
示例性的，电子设备700还包括存储器702。
示例性的，处理器701和存储器702通过总线703连接，该总线703比如为12C(Inter-integrated Circuit)总线。
具体地，处理器701可以是微控制单元(Micro-controller Unit，MCU)、中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)或数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)等。
具体地，存储器702可以是Flash芯片、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)磁盘、光盘、U盘或移动硬盘等。
其中，所述处理器701用于运行存储在存储器702中的计算机程序，并在执行所述计算机程序时实现前述的性能评估方法的步骤。
示例性的，所述处理器701用于运行存储在存储器702中的计算机程序，并在执行所述计算机程序时实现如下步骤：
获取电力系统的网络拓扑信息，所述网络拓扑信息用于指示所述电力系统中的多个设备之间的物理连接关系，所述多个设备包含信息设备和物理设备；
获取所述设备的设备描述信息，所述设备描述信息包括所述信息设备的若干通信参数及物理设备的若干运行参数；
对所述设备的设备描述信息与所述网络拓扑信息进行融合处理，确定所述电力系统的系统状态；
考虑所述电力系统的系统状态，根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，提出新的电力系统的故障分析指标计算公式；
根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果。
本申请实施例提供的电子设备的具体原理和实现方式均与前述实施例的性能评估方法类似，此处不再赘述。
本申请实施例还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序中包括程序指令，所述计算机程序被处理器执行时使所述处理器实现上述实施例提供的性能评估方法的步骤。
其中，所述计算机可读存储介质可以是前述任一实施例所述的电子设备的内部存储单元，例如所述电子设备的硬盘或内存。所述计算机可读存储介质也可以是所述电子设备的外部存储设备，例如所述电子设备上配备的插接式硬盘，智能存储卡(Smart MediaCard，SMC)，安全数字(Secure Digital，SD)卡，闪存卡(Flash Card)等。
应当理解，在此本申请中所使用的术语仅仅是出于描述特定实施例的目的而并不意在限制本申请。
还应当理解，在本申请和所附权利要求书中使用的术语″和/或″是指相关联列出的项中的一个或多个的任何组合以及所有可能组合，并且包括这些组合。
以上所述，仅为本申请的具体实施方式，但本申请的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本申请揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本申请的保护范围之内。因此，本申请的保护范围应以权利要求的保护范围为准。
Claims (8)
1.一种电力系统的性能评估方法，其特征在于，包括：
获取电力系统的网络拓扑信息，所述网络拓扑信息用于指示所述电力系统中的多个设备之间的连接关系，所述多个设备包含信息设备和物理设备；
获取所述设备的设备描述信息，所述设备描述信息包括所述信息设备的若干通信参数及物理设备的若干运行参数；
对所述设备的设备描述信息与所述网络拓扑信息进行融合处理，得到所述电力系统的系统状态；
考虑所述电力系统的系统状态，根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，提出新的电力系统的故障指标计算公式，具体包括：
第一预置公式tU＝(1-Iitm)th1+(1-Iits1ISS)th2+(1-Iifb1)th3+(1-Iits2ICB)th4
第二预置公式tF＝(1-Iitm)th1+(1-Iits1ISS)th2+(1-Iifb1)th3+th5
第三预置公式tL＝(1-Iitm)th1+(1-Iits1ISS)th2+(1-Iifb1)th3+(1-Iits2ITS)th4
第四预置公式
第五预置公式
第六预置公式
式中，tU、tF和tL分别是故障上游区域负荷点的停电时间、故障所在区域及故障下游不可负荷转供区域负荷点的停电时间、故障下游可负荷转供区域负荷点的停电时间；
和
分别是故障上游区域负荷点的平均停电时间、故障所在区域负荷点的平均停电时间、故障下游区域负荷点的平均停电时间；th1～th5分别为人工故障定位时间、故障隔离人工倒闸操作时间、检修人员排查时间、故障恢复人工倒闸操作时间、人工修复故障时间；ISS、ICB、ITS分别为分段开关、断路器、联络开关的运行结果，取1为正常运行，取0为退出运行；Iitm、Iifb1、Iits1、Iits2分别为区域m故障定位阶段遥测、故障隔离阶段遥信、故障隔离阶段遥控、故障恢复阶段遥控的通信结果，取1为遥测/遥信/遥控有效通信状态，取0为遥测/遥信/遥控失效；A1m、A2m、A3m、A4m分别为区域m故障定位阶段遥测通信可用度、故障隔离阶段遥控通信可用度、故障隔离阶段遥信通信可用度、故障恢复阶段遥控通信可用度；ASS为分段开关可用度，ACB为断路器可用度，ATS为联络开关可用度；监控区域m的智能终端为三遥终端则TERm取值为1，其中三遥终端包含遥测、遥控和遥信终端，若监控区域m的智能终端为二遥终端则TERm取值为0，其中二遥终端包含遥测和遥信终端；若负荷点所在区域可负荷转供，BUm取值为1，否则BUm取值为0；
根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果：
通过第一预置公式计算故障上游区域负荷点的停电时间；
通过第二预置公式计算故障所在区域及故障下游不可负荷转供区域负荷点的停电时间；
通过第三预置公式计算故障下游可负荷转供区域负荷点的停电时间；
通过第四预置公式计算故障上游区域负荷点的平均停电时间；
通过第五预置公式计算故障所在区域负荷点的平均停电时间；
通过第六预置公式计算故障下游区域负荷点的平均停电时间。
2.根据权利要求1所述的性能评估方法，其特征在于，所述根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果，包括：
根据所述电力系统的系统状态，确定其在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值，将所述相应数值代入所述故障指标计算公式中，得到所述电力系统的单次故障指标计算结果。
3.根据权利要求2所述的性能评估方法，其特征在于，所述根据所述电力系统的系统状态及所述新的电力系统的故障指标计算公式，得到所述电力系统的性能结果，还包括：
根据多个所述电力系统的系统状态，多次确定它们在所述新的电力系统的故障指标计算公式中的相应数值，多次将所述相应数值代入所述故障指标计算公式中，得到所述电力系统的故障指标计算结果；
多个所述系统状态中不同的系统状态，至少有一种所述网络拓扑信息或设备描述信息的不同。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的性能评估方法，其特征在于，所述网络拓扑信息包括所述电力系统中任意两个设备之间的拓扑连接关系；所述设备描述信息包括基于所述若干通信参数的模型得到的所述信息设备的通信结果，还包括基于所述若干运行参数的模型得到的所述物理设备的运行结果；
所述对所述设备的设备描述信息与所述网络拓扑信息进行融合处理，得到所述电力系统的系统状态，包括：
将所述信息设备的通信结果以及所述物理设备的运行结果与所述拓扑连接关系相结合，得到所述电力系统的遥测/遥控/遥信的状态，其中遥控的状态包括遥控信息的通信结果以及物理开关的运行结果。
5.根据权利要求1-3中任一项所述的性能评估方法，其特征在于，所述考虑所述电力系统的系统状态，根据电力系统的故障自愈过程得到所述电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，包括：
考虑配电自动化影响下的电力系统的信息物理融合系统状态变化过程，即考虑配备遥测/遥控/遥信智能终端对故障自愈过程中故障定位、故障隔离和故障恢复的处理时间产生的影响；
所述产生的影响的对象包括至少以下一种：
故障上游区域；故障所在区域；故障下游区域，其中故障下游区域可细分为故障下游可负荷转供区域及故障下游不可负荷转供区域；
所述产生的影响的内容包括至少以下一种：
故障定位阶段，遥测失效，故障定位时间由原来的近似为0的遥测时间变为人工故障定位时间；
故障隔离阶段，遥控失效或系统仅配备遥测/遥信，故障隔离操作时间由原来的近似为0的遥控时间变为故障隔离人工倒闸操作时间，其中遥控失效包括遥控信息通信失效以及物理开关运行故障；
故障隔离阶段，遥信失效，故障隔离反馈时间由原来的近似为0的遥信时间变为检修人员排查时间；
故障恢复阶段，遥控失效或者系统仅配备遥测/遥信，故障上游区域及故障下游可负荷转供区域的故障恢复操作时间由原来的近似为0的遥控时间变为故障恢复人工倒闸操作时间；故障所在区域及故障下游不可负荷转供区域的故障恢复操作时间为人工修复故障时间，其中遥控失效包括遥控信息通信失效以及物理开关运行故障。
6.根据权利要求3所述的性能评估方法，其特征在于，多次将所述相应数值代入所述故障指标计算公式中，得到所述电力系统的故障指标计算结果，包括：
利用所述电力系统中起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度表征多个所述电力系统的系统状态中遥测/遥控/遥信的有效通信状态出现的概率，利用所述通信可用度替换所述遥测/遥控/遥信的有效通信状态在所述故障指标计算公式中的相应数值；利用所述电力系统中物理开关可用度表征多个所述电力系统的系统状态中物理开关的正常运行状态出现的概率，利用所述可用度替换所述物理开关的正常运行状态在所述故障指标计算公式中的相应数值；
获得所述电力系统中起点信息设备与终点信息设备之间的通信可用度的性能分析方法包括以下至少一种：
解析法、可靠性框图、故障树分析、故障模式和后果分析法、故障后果分析法、网络法、状态空间法、最小路集法、最小割集法、全概率分析法、Petri网、GO法、Markov分析、频率和持续时间法、模拟法、蒙特卡罗法。
7.一种电子设备，其特征在于，包括存储器和处理器；
所述存储器用于存储计算机程序；
所述处理器，用于执行所述计算机程序并在执行所述计算机程序时，实现如权利要求1-6中任一项所述的电力系统的性能评估方法的步骤。
8.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时使所述处理器实现如权利要求1-6中任一项所述的电力系统的性能评估方法的步骤。
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