高压直流输电系统极控信号通信网络可靠性分析.pdf

第４３卷第１２期２０１５年６月１６日电力系统保护与控制ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌＶｌｏ１．４３ＮＯ．１２Ｊｕｎ．１６．２０１５高压直流输电系统极控信号通信网络可靠性分析（１．中国南方电网电力调度控制中心，广东广州５１０６２３；２．南方电网公司超高压输电公司广州局，广东广州５１０４０５）摘要：高压直流输电系统极控信号的可靠传输是高压直流输电系统稳定运行的重要因素。目前的研究缺少极控信号发送全过程的宏观分析，忽视了不同业务需求对极控信号传输可靠性分析的影响。介绍了站间极控信号丢失带来的影响，对直流极控信号采用ＰＣＭ接入、路由器接入和站间整个通信传输过程进行分析对比，结合不同运行方式和风险等级下对极控系统可靠性的需求，提出了基于信号传输能力的可靠性分析方法。通过±５００ｋＶ高肇直流和±８００ｋＶ楚穗直流进行实例计算，得出了可靠性随业务需求变化的趋势，分析比较了极控信号传输可靠性。总结了提高直流极控信号传输可靠性的方法，对提高直流控制系统的稳定性具有指导意义。关键词：高压直流输电；极控信号；可靠性；业务需求；通信通道ＲｅｌｉａｂｉｌｉｔｙａｎａｌｙｓｉｓｏｎＨＶＤＣｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｎｅｔｗｏｒｋＪＩＮＸｉｎ，（１．ＣＳＧＰｏｗｅｒＤｉｐａｔｃｈｉｎｇＣｏｎｔｒｏｌＣｅｎｔｅｒ，Ｇｕａｎｇｚｈｏｕ５１０６２３，Ｃｈｉｎａ；２．ＧＺＢｕｒｅａｕ，ＣＳＧＥＨＶＰｏｗｅｒＴｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎＣｏｍｐａｎｙ，Ｇｕａｎｇｚｈｏｕ５１０４０５，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅｒｅｌｉａｂｌｅｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｏｆｔｈｅＨＶＤＣｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｉｓｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄｔｏｂｅｔｈｅｋｅｙｔｏｍａｋｅＨＶＤＣｓｙｓｔｅｍｒｕｎｓｔａｂｌｙ．Ｉｎｒｅｃｅｎｔｓｔｕｄｉｅｓ，ｔｈｅｗｈｏｌｅｐｒｏｃｅｄｕｒｅａｎａｌｙｓｉｓｏｆｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｉｓｎｏｔｍｅｎｔｉｏｎｅｄ，ａｎｄｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｓｅｒｖｉｃｅｄｅｍａｎｄｏｎｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｉｓｉｇｎｏｒｅｄ．Ｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｓｄｕｅｔｏｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｌｏｓｔｉｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ，ａｎｄｔｈｅｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓｏｆＤＣｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｂｅｔｗｅｅｎＰＣＭａｃｃｅｓｓａｎｄｒｏｕｔｅｒａｃｃｅｓｓｉｓｃｏｍｐａｒｅｄ．Ｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈｔｈｅｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｄｅｍａｎｄｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｏｐｅｒａｔｉｏｎｍｏｄｅａｎｄｒｉｓｋｇｒａｄｅ，ｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙａｎａｌｙｓｉｓｍｅｔｈｏｄｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｓｉｇｎａｌｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｃａｐａｃｉｔｙｉｓｐｒｏｐｏｓｅｄ．Ｂｙｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎａｎｄａｎａｌｙｓｉｓｏｆｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｉｎ士５００ｋＶＧａｏｚｈａｏＤＣａｎｄ士８００ｋＶＣｈｕｓｕｉＤＣ，ｔｈｅｔｒｅｎｄｔｈａｔｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｖａｒｉｅｓｗｉｔｈｔｈｅｓｅｒｖｉｃｅｄｅｍａｎｄｓｉｓｔｈｅｎｅｖａｌｕａｔｅｄ，ａｎｄｔｈｅｎｔｈｅｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｉｓｃｏｍｐａｒｅｄａｎｄａｎａｌｙｚｅｄ．Ｉｎｔｈｅｅｎｄ，ｔｈｅｍｅｔｈｏｄｓｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆＤＣｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎａｒｅｓｕｍｍａｒｉｚｅｄ．ＩｔｈａｓａｇｕｉｄｉｎｇｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｃｅｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｓｔａｂｉｌｉｔｙｏｆＤＣｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＨＶＤＣ；ｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌ；ｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙ；ｓｅｒｖｉｃｅｄｅｍａｎｄ；ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎｐａｔｈ中图分类号：ＴＮ９１４．３３２文献标识码：Ａ—文章编号：１６７４３４１５（２０１５）１２－０１１０－０７０引言南方电网是一个交、直混合系统，高压直流输电系统的故障直接影响电网安全稳定运行。当直流发生双极闭锁会使交流通道电压急剧下降，甚至会使系统失稳，还可能由于电压降低造成其他直流线路闭锁的连锁反应等问题。高压直流输电极控信号的可靠传输，是保障高压直流输电系统稳定运行的重要因素之一。站内极控传输通道的异常、站间通信网络的故障，会直接妨碍直流控制系统的正常通信，进而影响解闭锁等操作的自动配合功能。因此，研究高压直流输电系统极控信号的可靠性有重要的意义。极控信号在高压直流输电系统的发送分为系统处理、站内接入、站间传输三个阶段。现有研究主要集中在信号系统处理和站间传输阶段【１Ｊ。在系统处理阶段，研究如何部署极控设备，以保证极控信号正确发出。例如：在系统设计时根据系统强迫不可用率、单极强迫停运率等指标约束底层元件可靠性【２，通过在ＲＴＤＳ平台上仿真、优化计算是否需要增加直流极控金鑫高压直流输电系统极控信号通信网络可靠性分析．１ｌ１一设备冗余，避免因设备故障导致的极控信号未能正确发出Ｊ。在站问传输阶段，一些文献采用了ＲＢＤ（ＲｅｌｉａｂｉｌｉｔｙＢｌｏｃｋＤｉａｇｒａｍ）分析法Ｊ和蒙特卡洛仿真法［８－９］分析了底层元件对传输网络可靠性的影响。现有文献，孤立的分析极控信号发送和传输的过程，既缺少极控信号发送全过程的宏观分析，也忽视了不同保护业务对极控信号传输可靠性分析的影响。本文分析极控信号发送全过程的可靠性，既考虑信号在发送、传输过程中受到的软硬件故障影响，未能正确发送到对端的因素；又考虑不同的运行方式、风险等级对极控信号可靠传输的需求，从而从业务角度对直流控制的可靠性进行评估，为高压直流输电控制系统的站问通信设计和运维提供更有效的决策依据。１高压直流输电系统极控信号传输过程高压直流输电系统的极控信号，通常在整流站和逆变站之间进行传输。直流站间极控信息的交互，保障了控制及保护功能的正常运行。极控系统站间传输的模拟量和数字量如表１所示。表１极控系统站间传输的模拟量和数字量Ｔａｂｌｅ１Ａｎａｌｏｇ＆ｄｉｇｉｔａｌｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｄａｔａｂｅｔｗｅｅｎｓｔａｔｉｏｎｓ类型名称模拟量Ｉｄｒｅｆ．ＩｄＬｉｍｉｔ、ＰｒｅｆＡＣ、ｆ、ＰｒｅｆＲｕｎｕｐｂａｃｋ是否整流站、直流线路故障、直流保护强制触发角延迟、控对站制关断、双极平衡运行、接地极线路电流降低控制、紧急停数字量运、极闭锁请求、手动闭锁请求、交流电压异常、功率上升回降、阀组闭锁其他传输时间校验、时钟同步故障、高端阀组触发脉冲允许、数字量低端阀组触发脉冲允许、单阀组准备解锁当两个站极控之间的极控信号（￣８ｏｏｋＶ时为ＨＶＤＣＴｅｌｅｃｏｎｔｒｏ１）两路通道同时中断时，直流系统的运行将受到以下限制：１）两站运行人员必须通过电话联系协调操作；２）运行人员已选择的直流功率变化率不会受到限制，但在功率快速变化时，电流裕度将瞬时消失，而逆变站的功率和电流追踪功能仍能维持稳定运行；３）系统的功率稳定功能受影响，紧急情况尽管可降低直流功率，但逆变站可能会瞬间失去电流裕度；４）逆变站的ＡＰｒｅｆＡＣ值（稳定功能）被冻结；５）逆变站的功率限制功能被闭锁；６）如果整流侧未能检测到直流线路故障，则直流线路故障恢复顺序不会启动。极控信号的传输过程大致分为三个部分：极控系统处理过程、站内接入过程、站间传输过程。极控信号首先要通过极控系统处理。高压直流输电极控系统由冗余的双套系统和系统选择切换单元组成，两套系统完全独立，正常时一个系统工作，另一个系统热备用；当工作系统故障时，可由系统选择切换单元自动切换到热备用系统，切换平滑快速，不会造成信息丢失。极控信号在极控系统处理之后，通过站内通信设备接入主干传输网。单套极控系统有ＣＨ１和ＣＨ２两个通道，通过ＰＣＭ或路由器接入通信传输双平面。早期建设的直流输电系统，其极控信号多采用西门子ＰＣＭ通信方式集中接入传输网；以±８００ｋＶ楚穗直流为代表的新建直流输电系统，其极控信号多采用路由器专用２Ｍ通道的方式接入传输网。极控信号通过通信传输设备，实现了低速率电信号至高速率光信号的复用，通过ＯＰＧＷ传输到对站通信传输设备。站问通信网是以ＳＤＨ传输设备组成的主干通信网，其拓扑多以环形、网形为主。根据极控信号传输部署方式的不同，极控信号的传输过程大致可分集中式（以下简称方式一）和分布式（以下简称方式二）两种类型。方式一和方式二信号传输过程分别如图１、图２所示。由图１可见，方式一中，极控信号通过ＳＩＭＡＤＹＮＤ装置ＥＰ３．１板ＤＳＰ信号处理完成后，同时从Ｄ０９、Ｄ１０的ＩＭ３．１板进行传输的。极控信号从通信板封装后，经过一系列协议转换，将极控保护信号封装成低速数据流，通过ＰＣＭ设备集中汇聚，将１９．２ｋｂｐｓ的低速率信号复用成２Ｍｂｐｓ（７５ｏｈｍｓ接口）高速率信号，再通过ＳＤＨ光传输设备分插复用成６５５Ｍｂｐｓ的光信号，沿输电线路ＯＰＧＷ进行传输。在站内传输过程中，通道中任意一个元件的故障均会导致通道不可用。由图２所示，方式二采用了分布式系统结构，通过站内ＬＡＮ网将控制、保护和监控信号集中在汇聚路由器，通过双绞线输出２Ｍｂｐｓ（１２０ｏｈｍｓ）接至ＳＤＨ光传输设备。后续传输过程和方式一相同，分插复用成６５５Ｍｂｐｓ的信号流进行传输。从极控信号的传输过程来看，方式一与方式二共同点是：站内传输采用的是双通道并联，结构简单，两回通道之间设备完全隔离，并且设备电源均采用双电源解耦隔离，在排除火灾、地震、站用电失压、人为等问题因素，可以认为两条通道没有相关ＩＩ生。站间传输是基于ＳＤＨ的环形网络传输双平面，环形拓扑具有网络自愈能力，通过通道保护可以很容易实现１＋１自愈保护。方式一与方式二的差别在于：方式二采用的分布式系统结构，提高了传输效率，增强了网管功能；但是汇聚路由器作为核心节点，其设备可靠性的高低会直接影响信号传输的整体可靠性。．１１２．电力系统保护与控制图１高压直流系统极控信号ＰＣＭ接入传输平面图Ｆｉｇ．１ＨＶＤＣｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｆｏｒＰＣＭａｃｃｅｓｓＪＣＩＳＣｏＩＲｏｕｔｅｒｌＪＩ２８１ｌＩＲｏｕｔｅｒ２—Ｒｎｌ１十Ｐｒ一Ｎ《极１阀２控制２卜＿一１Ｍ宝．Ｉｎ极１阀２控制１一Ｊｌ极ｌ保护２ｌ－６宝］Ｅ极１保护１ｓ极１极控２卜ｊｗＩ极１极控ｌＪ站服务器１］站服务器２ｋ－图２高压直流系统极控信号路由器接入传输平面图Ｆｉｇ．２ＨＶＤＣｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｆｏｒｒｏｕｔｅｒａｃｃｅｓｓ２基于信号传输能力的电力通信网络可靠分析方法目前通信网络的可靠性研究方法主要是采用ＲＢＤ（ＲｅｌｉａｂｉｌｉｔｙＢｌｏｃｋＤｉａｇｒａｍ，ＲＢＤ）框图法，该方法将系统拆分成多个与系统相关的组件，利用组件之间的逻辑关系绘制一系列并联或串联配置块，通过容斥定理求解系统可靠度。然而采用该方法有两个不足之①处：网络结构复杂时，仅靠通信路径找出所有最小路集ＭＰＳ（ＭｉｎｉｍａｌＰａｔｈＳｅｔｓ，ＭＰＳ）的计算复杂度很‘“②大０Ｊ。忽略了实际通信系统的多态性。对多态系统２Ｊ可靠性的分析要比二态系统复杂得多，通常是——ＮＰＨａｒｄ问题甚至是群ＰＨａｒｄ问题引。本文结合业务传输可靠性的研究，综合考虑信号通道的可用性，将网络的多态问题转化成二态问题，得出基于信号传输的电力通信网络可靠分析方法。将电力通信网网络可靠性定义为：电力通信系统在满足用户对通信服务质量和业务最低需求的前提下，不间断地向电力系统提供通信连通的概率［１４Ｊ。对于直流极控信号的传输而言，网络的可靠性就是网络可以在两端站点建立正常的、无误码、低时延、收发双工，能够满足不同运行方式和风险等级要求，用于传输直流极控信号的通道可用概率。根据以上定义，先建立高压直流输电系统极控信号传输可靠性的评估模型。假设提供ｎ（ｎ）条路由的网络，时刻满足业务需求的能力为（，其数学表达式可以写成、一∑（）Ｔｈ（ｔ、＝圭！：其中，ｆｉｔ）表示第ｉ条路由在时刻的运行状态，是第ｉ条路由提供业务能力的表现，其数学表达式可以写为肌，＝言根据日负荷曲线，可以画出阈值（随时间ｆ变一１１４．电力系统保护与控制正常值为每公里１７５０００４，ｍ￣／公里¨，约２０年／公里。根据２０１２年至２０１４年运行统计，平均维修时间包括备品准备、进站车程、检修工时三个部分。换流站内有ＳＩＭＡＤＹＮＤ板卡备品；通信设备备品准备时间约１个小时。检修人员进站车程３个小时，更换板卡或装置时间２￣４个小时，ＯＰＧＷ故障更换一般需要２４个小时。由此可以得到平均维修时间如表２所示。表２元件可靠性数据表Ｔａｂｌｅ２Ｅｌｅｍｅｎｔｓｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｐａｒａｍｅｔｅｒｓｔａｂｌｅ通过图１可见，站内信号传输与站间信号传输，通过光传输设备隔离开，不具有相关性，因此对可靠性分析可以分为站内可靠性分析和站问可靠性分析。首先对站内可靠性进行分析。根据式（５）和表２可以计算出±５００ｋＶ高肇直流站内极控信号ＣＨ１可靠度为０．９９９４５０５３７，ＣＨ２可靠度为０．９９９３７６３５２；±８００ｋＶ楚穗直流站内极控信号ＣＨ１可靠度为０．９９９９６３３４，ＣＨ２的可靠度为０．９９９９６５７８２。虽然ＳＩＭＡＴＩＣＴＤＣ产品通信接口板ＣＰ５１的可靠性也略低于老式的ＳＩＭＡＤＹＮＤ产品的通信接口板ＩＭ３．１，±８００ｋＶ楚穗直流的站内极控信号可靠度略高，原因在于改变了传统的协议转换和透传，采用了基于以太网的网络结构，从而减少了级联节点，提高了可靠度。站间极控信号ＣＨ１承载于由马可尼１６６４设备组成的主干网Ａ，ＣＨ２承载于由烽火７８０Ｂ设备组成的主干网Ｂ，±５００ｋＶ高肇高压直流输电系统极控信号光传输路由如图４所示。—————…ｒ——————…ｒ——————ｒ一Ⅲ△４２４怀集１２１州１２３４岭ｌ＿８８柳东ｌ５８４河池卜１０２ｌ０９｛独Ｉ【『ｒ－１２ｏ＿＿青岩————Ｌ—————————————————————。。—一————Ｌ———。。—’。———————’’’’—————。—、主用路＿相传输延时：ｌ２６８９ｍｓ备用路由传输延叫：１２．８４６ｍｓ１０６５７Ｉ３百色｝２２７１灭换２ｏ１天一｝２２金州５必仁８１八河『图４±５００ｋＶ高肇高压直流输电系统极控信号光传输路由Ｆｉｇ．４￣：５００ｋＶＧａｏｚｂａｏＨＶＤＣｐｏｌｅｃｏｎｔｒｏｌｓｉｇｎａｌｏｐｔｉｃａｌｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｒｏｕｔｉｎｇ由图４可见，ＣＨ１和ＣＨ２路由基本完全相同，传输设备不同。由于ＯＰＧＷ光缆故障大多是雷击下整股损毁，因此站点之间的光缆可以被认为是所有路由的共因单元；分光器同理也属于所有路由的共因单元。由于直流极控信号在中间站点没有下站，且交叉板都具有冗余配置，可靠性较高，因此将中问站点视为相互独立的单元；肇庆、高坡为始终点，作为同一通道两条路由的共因单元；安顺是高坡必经站点也作为同一通道两条路由的共因单元。由此可以将直流极控信号传输拓扑为四条路由，分别是ＣＨ１主用路由、ＣＨ１备用路由、ＣＨ２主用路由、ＣＨ２备用路由。经过共因单元合并，得到７４个节点，４条ＭＰＳ的ＲＢＤ框图。根据式（５），计算可靠度为０．９９９７３。±８００ｋＶ２高坡ｆ楚穗直流极控信号传输可靠性分析过程类似，经过光传输路由分析、计算可以得到可靠度为０．９９９８５。±８００ｋＶ楚穗直流和±５００ｋＶ高肇直流都保“”“”持了３个９接近４个９的可靠度。（１）采用路由器／交换机接入可靠度优于ＰＣＭ接入。由以上计算可以得出，±５００ｋＶ高肇直流采用ＰＣＭ接入光传输网，±８００ｋＶ楚穗直流采用路由器接入光传输网。两者都是采用２Ｍｂｐｓ速率接入，单台物理设备的可靠性相当，但从极控信号从整流侧到逆变侧的整个传输过程来看采用ＰＣＭ接入方式的可靠性要差。虽然路由器／交换机存在网络风暴、端口拥塞导致传输信号丢失的可能；但ＰＣＭ接入方式设计繁冗，中间协议转换过程较多，对软硬件的要求较高；且相对于路由器／日恼金鑫高压直流输电系统极控信号通信网络可靠性分析．１１５．交换机传输的信息量要小，对ＩＥＣ６１８５０协议为趋势的智能化接入支持能力要差。（２）系统可靠性随业务需求提高而下降。如果在上述分析的基础上，要求主用路由和备用路由同时都可用，或者要求双通道所有路由都必须处于畅通的状态，那么以现有的网络性能不能满足３“”个９的可靠性要求。随业务需求变化，可靠性变化曲线如图５所示。婚暑蛭………ｆ一Ｕ１４ｕ一一一一￣８００ｋＶＣｈｕＳｕｉ、、、、、、、ｆ、、。ｔ｛ｌ２３４５６７８９阈值Ｔｈ图５随业务需求提高可靠性变化曲线Ｆｉｇ．５Ｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｃｈａｎｇｅｗｉｔｈｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｓｅｒｖｉｃｅｄｅｍａｎｄ由图５可见，无论是±５００ｋＶ高肇直流还是±８００ｋＶ楚穗直流，随着业务需求Ｔｈ的提高，系统的可靠性呈下降趋势。这是因为用户对系统提出了更高的要求，而现有的网络结构和可靠性指标并不能满足这个要求，因而可靠度减少。在Ｔｈ＝５时，可靠度下降很快，甚至降低了可靠度数量级。为了能够提高直流极控信号传输的可靠性，首先在通信传输平面上可以采用ＡＳＯＮ技术，增加保护路由，每增加一条保护路由，可靠性都会上升；其次针对站内传输系统中的薄弱节点，采取软件、硬件的１＋１保护，提高极控主备切换实验和备用通道定检的频率，及时发现故障隐患，可以提高设备运行时间；再次，由于分析计算可靠“”性指标时，并没有细化维修时间，提高事故抢修技能，降低抢修时间，在一定程度上也可以增加可靠性。４结论本文针对两种直流极控信号传输过程进行了对比分析，结合不同的直流运行方式和风险等级，针对直流极控业务，对传统的ＲＢＤ可靠性分析方法进行了改进，提出了基于信号传输能力的可靠性分析方法，并进行了验证。通过两种方式的可靠性对比发现，提高直流极控信号的关键在于降低网络复杂度、提高关键设备可靠度和增加保护路由。另外，已知ＭＰＳ求解系统可靠度依旧是个难题，条件概率随网络规模成指数增长，如何降低计算复杂度值得继续深入研究；如何更加准确地描述高压直流输电系统二次元件的寿命和故障分布函数曲线，也是可靠性分析的重点。随着直流极控系统国产化的步伐加快、以及ＡＳＯＮ技术在南网主干通信网的投入运行，相信直流极控系统的可靠性很快就可以有质的飞越。参考文献［１］谢开贵，纪静，曹侃，等．大电网可靠性影响因素综述［Ｊ］＿电工技术学报，２０１１，２６（９）：１４９－１５４．ＸＩＥＫａｉｇｕｉ，ＪＩＪｉｎｇ，ＣＡＯＫａｎ，ｅｔａ１．Ｒｅｖｉｅｗｏｆｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｆｏｒｂｕｌｋｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｓｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙ［Ｊ］．ＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１１，—２６（９）：１４９１５４．［２］朱韬析．提高南方电网直流保护动作可靠性的建议【Ｊ】．电力系统保护与控制，２０１０，３８（５）：６４．６７．ＺＨＵＴａｏｘｉ．ＳｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆＨＶＤＣｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｉｎＣＳＧ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１０，３８（５）：６４－６７．［３］谢开贵，吴韬，黄莹，等．基于二分法的高压直流输电系统可靠性最优分解［Ｊ］．电工技术学报，２０１０，—２５（５）：１４９１５４．ＸＩＥＫａｉｇｕｉ，ＷＵＴａｏ，ＨＵＡＮＧＹｉｎｇ，ｅｔａ１．ＲｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｐｔｉｍａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｆｏｒＨＶＤＣｓｙｓｔｅｍｓｕｓｉｎｇｂｉｓｅｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄ［Ｊ］．ＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１０，２５（５）：１４９－１５４．［４］王伟，周鹏鹏，傅润炜，等．直流现场层模拟系统研究［Ｊ］．电力系统保护与控制，２０１１，３９（８）：１１９．１２３．ＷＡＮＧＷｅｉ，ＺＨＯＵＰｅｎｇｐｅｎｇ，ＦＵＲｕｎｗｅｉ，ｅｔａ１．ＳｔｕｄｙｏｎＨＶＤＣｐｒｏｃｅｓｓｆｉｅｌｄｓｉｍｕｌａｔｏｒｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１１，３９（８）：—１１９１２３．［５］曾丽丽，杨敏，周金文，等．高压直流输电极控冗余系统同步机制研究【ＪＪ．电力系统保护与控制，２０１１，—３９（１３、：１００１０４．ＺＥＮＧＬｉｌｉ，ＹＡＮＧＭｉｎ，ＺＨＯＵＪｉｎｗｅｎ，ｅｔａ１．ＳｙｎｃｈｒｏｎｉｚａｔｉｏｎｒｅｓｅａｒｃｈｏｆｒｅｄｕｎｄａｎｔＨＶＤＣｐｏｌｅ咖啪哪啪哪哪００Ｏ０ＯＯ０Ｏ００．１１６一电力系统保护与控制ｃｏｎｔｒｏｌｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．ＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄＣｏｎｔｒｏｌ，２０１１，３９（１３）：１００－１０４．［６］俞斌，郭创新，王越，等．考虑信息系统作用的电力系统可靠性研究［Ｊ］．电工技术学报，２０１３，４１（７）：７－１３．ＹＵＢｉｎ，ＧＵＯＣｈｕａｎｇｘｉｎ，ＷＡＮＧＹｕｅ，ｅｔａ１．Ｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｔｈｅｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆｔｈｅｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇｉｍｐａｃｔｓｏｆｔｈｅｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．ＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１３，４１（７）：７－１３．［７］ＺＨＡＮＧＲｕｉｒｕｉ，ＺＨＡＯＺｉｙａｎ，ＣＨＥＮＸｉ，ｅｔａ１．Ｄｅｓｉｇｎ—ａｎｄｉｍｐｌｅｍｅ￣ｉｏｎｏｆａＲＢＤｂａｓｅｄａｌｇｏｒｉｔｈｍｆｏｒｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙａｎａｌｙｓｉｓｏｆｅｌｅｃｔｒｉｃｐｏｗｅｒｃｏｍｍｕｎｉｃ￣ｉｏｎｎｅｔｗｏｒｋ［Ｃ】／／Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ＆ＤｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ＆Ｅｘｐｏｓｉｔｉｏｎ：Ａｓｉａａｎｄｐａｃｉｆｉｃ，Ｓｅｏｕｌ，２００９：１－４．［８］李志刚，李玲玲．串联系统的可靠性评估方法［Ｊ］．电工技术学报，２０１１，２６（１）：１４６．１５３．ＬＩＺｈｉｇａｎｇ，ＬＩＬｉｎｇｌｉｎｇ．Ａｍｅｔｈｏｄｏｆｅｖａｌｕ￣ｉｎｇｔｈｅｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｅｒｉｅｓｓｙｓｔｅｍｓ［Ｊ］．ＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆＣｈｉｎａ—ＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１１，２６（１）：１４６１５３．［９］汪兴强，丁明，韩平平．互联电力系统可靠性评估的改进等效模型【Ｊ】．电工技术学报，２０１１，２６（９）：２０１．２０７．ＷＡＮＧＸｉｎｇｑｉａｎｇ，ＤＩＮＧＭｉｎｇ，ＨＡＮＰｉｎｇｐｉｎｇ．Ａｎｉｍｐｒｏｖｅｄｅｑｕｉｖａｌｅｎｔｍｏｄｅｌｆｏｒｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｅｖａｌｕ￣ｉｏｎｉｎｉｎｔｅｒｃｏｎｎｅｃｔｅｄｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．ＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｆＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１１，２６（９）：２０１・２０７．［１０］ＹＥＨＷＣ．Ａｓｉｍｐｌｅｈｅｕｒｉｓｔｉｃａｌｇｏｒｉｔｈｍｆｏｒｇｅｎｅｒ￣ｉｎｇａｌｌｍｉｎｉｍａｌｐａｔｈｓ［Ｊ］．ＩＥＥＥＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｎＲｅｌｉａｂｉｌｉｔｙ，—２００７，５６（３）：４８８４９４．１１１］ＡＢＲＡＨＡＭＪＡ．Ａｎｉｍｐｒｏｖｅｄａｌｇｏｒｉｔｈｍｆｏｒｎｅｔｗｏｒｋｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙ［Ｊ】．ＩＥＥＥＴｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓｏｎＲｅｌｉａｂｉｌｉｔｙ，１９７９，—２８（１）：５８６１．［１２］ＬＥＶＩＴＩＮＧＵｎｉｖｅｒｓａｌｇｅｎｅｒ￣ｉｎｇｆｕｎｃｔｉｏｎｉｎｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙ—ａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ［Ｍ］．ＳｐｒｉｎｇｅｒＶｅｒｌａｇ，２００５．［１３］ＺｌＯＥ．Ｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ：ｏｌｄｐｒｏｂｌｅｍｓａｎｄｎｅｗｃｈａｌｌｅｎｇｅｓ［Ｊ］．ＲｅｌｉａｂｉｌｉｔｙＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇａｎｄＳｙｓｔｅｍ—Ｓａｌｔｙ，２００９，９４：１２５１４１．［１４］梁雄健，孙青华．通信网可靠性管理［Ｍ】．北京：北京邮电大学出版社，２００５．［１５］ＶＥＲＢＲＵＧＧＥＳ，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