power system reliability
简介
电力系统按可接受的质量标准和所需数量不间断地向电力用户供应电力和电能量能力的度量。电力系统可靠性包括充裕度和安全性两个方面。
充裕度(adequacy)是指电力系统维持连续供给用户总的电力需求和总的电能量的能力，同时考虑到系统元件的计划停运及合理的期望非计划停运。充裕度又称静态可靠性，也就是在静态条件下电力系统满足用户电力和电能量的能力。
安全性(security)是指电力系统承受突然发生的扰动，例如突然短路或未预料到的失去系统元件的能力。安全性也称动态可靠性，即在动态条件下电力系统经受住突然扰动并不间断地向用户提供电力和电能量的能力。
电力系统规模很大，习惯上将电力系统分成若干子系统，根据这些子系统的功能特点分别评估各子系统的可靠性。
发电系统可靠性 统一并网的全部发电机组按可接受标准及期望数量，满足电力系统负荷电力和电能量需求能力的度量。(见发电系统可靠性)
发输电系统可靠性 由统一并网运行的发电系统和输电系统综合组成的发输电系统按可接受标准和期望数量向供电点供应电力和电能量能力的度量。其可靠性包括充裕度和安全性两方面。(见发输电系统可靠性)
输电系统可靠性 从电源点输送电力到供电点按可接受标准及期望数量满足供电负荷电力和电能量需求能力的度量。它也包括充裕度和安全性两个方面。(见输电系统可靠性)
配电系统可靠性 供电点到用户，包括配电变电所、高低压配电线路及接户线在内的整个配电系统及设备按可接受标准及期望数量满足用户电力及电能量需求能力的度量。(见配电系统可靠性)
发电厂变电所电气主接线可靠性 在组成主接线系统的元件(断路器、变压器、隔离开关、母线)可靠性的指标已知和可靠性准则给定的条件下，评估整个主接线系统按可靠性准则满足供电点电力及电能量需求能力的度量。(见输电与配电卷变电所主接线可靠性)
电力系统可靠性是通过定量的可靠性指标来度量的。一般可以是故障对电力用户造成的不良影响的概率、频率、持续时间、故障引起的期望电力损失及期望电能量损失等，不同的子系统可以有专门的可靠性指标。
发展过程
20世纪50年代，可靠性概念开始用于工业，并首先在军用电子设备中得到应用。60年代中期，美国、西欧、日本、苏联等国家的电力系统陆续出现稳定性的破坏事故，导致大面积停电，引起很大的震动，可靠性管理和技术开始引入电力系统。1965年美国东北部系统发生大停电，美国政府对这次事故组织了调查。在此基础上，1968年成立了美国电力可靠性协会(NationalElectric Reliability Council，NERC)，将全美分成12个安全协作区(后改为11个)，各自制订了可靠性准则，力求保证电力系统能经受较大事故的冲击，避免由于连锁反应而导致大面积的停电。1981年由于加拿大和墨西哥的一些电力系统的参加，改名为北美电力可靠性协会(North American Electric Reliability Council)，英文缩写仍为NERC。与此同时，西欧、日本各国也纷纷在电力部门开展了电力可靠性管理工作。在推动电力系统的可靠性理论和种种技术问题的研究方面，国际大电网会议(International Conference on Large HighVoltage Electric System; Conference Internationale desGrands Reseaux Electriques a Haute Tension，CIGRE)、电气与电子工程师学会(Institute of Electrical andElectronic Engineers，IEEE)、爱迪生电气学会(EdisonElectric Institute，EEI)、美国电力研究院(ElectricPower Research Institute，EPRI)等都做出了重要贡献。
20世纪90年代电力市场的出现和1996年美国西部电力系统发生两次特大停电事故。这成为影响电力系统可靠性进一步发展的重要因素。电力市场要求竞争必须基于公开、公正、公平原则，电力自由交易又必须在保证可靠性的基础上才能持续地、健康地进行。1996年7月2日和1996年8月10日美国的两次特大停电事故，停电负荷分别为7.5 GW和30.5 GW影响用户分别为200万和750万户。NERC在总结1996年两次特大停电事故的经验教训和电力市场特点的基础上，对原有的电力系统可靠性标准进行修订，于1997年推出了《规划标准》，《规划标准》要求在成员之间强制执行。1998年NERC又推出《执行细则》，对《规划标准》进行详细的解释和细化。
1990年3月起英国电力企业私有化之后，体制上有较大变化。国家电力公司NGC对私有化以前制订的6部与可靠性有关的标准进行了审查，认为这些标准仍然适用。这6部标准是：PLM-SP—1——发电厂接入系统的规划安全标准;PLM-SP—2——超高压输电网规划安全标准; PLM-SP—4——稳定性规划标准;PLM-ST—9——电压规划标准;ER P2/5——供电安全导则;OM3——供电可靠性运行标准。
1994年，俄罗斯对1984年起实行的苏联《电力系统稳定导则》进行了修订，推出了俄罗斯《电力系统稳定导则》。
1981年中国水利电力部颁布实行了《电力系统安全稳定导则》。它是指导电力系统的规划、计划、设计、基本建设、生产运行和科研试验等部门有关电力系统安全稳定工作的准则。导则明确提出，要求建立保证电力系统安全稳定运行的三道防线。第一道防线，对常见的单一故障，如单相瞬时接地，要保持系统稳定运行和对负荷的正常供电;第二道防线，对概率较小的单一严重故障，如三相短路，必须保持系统稳定运行，但允许损失部分负荷;第三道防线，对严重的多重故障，系统可能失去稳定，但必须采取预防措施防止系统崩溃，避免系统发生长期大面积停电，并尽可能迅速恢复系统的正常运行。
1983年中国成立了中国电机工程学会可靠性专业委员会。同年中国电工技术学会成立电工产品可靠性研究会。1985年在水利电力部成立了电力可靠性管理中心，开展了发电设备、输变电设备、配电设备和系统的可靠性统计工作。一些大学和研究机构开展了电力系统可靠性的理论研究和教学。电力规划、设计、研究和电力设备制造部门在系统规划和工程设计中开始进行可靠性评估。运行部门开展了可靠性管理工作，进入20世纪90年代，中国电力系统可靠性的研究和应用有新的发展，开发了有自主版权的电源规划软件，发输电系统可靠性评估软件，配电系统可靠性评估软件，发电厂变电所电气主接线可靠性评估软件等，并在中国三峡电力系统、东北电力系统等得到应用;发电、输变电设备的可靠性统计制度化，并开始用于电力企业的管理。
1999年6月中国电力企业联合会成立了电力行业可靠性管理委员会。此外，在电力设备如变压器和发电机的可靠性管理和评估方面也有新进展。
电力系统可靠性评估
在电力系统的规划、设计、运行的全过程中，坚持系统的全面的可靠性定量评估制度，是提高电力系统效能的有效方法。在可靠性评估中，除了对可能出现的故障要进行故障分析，采取相应措施，以减少故障造成的影响外，还可对可靠性投资与相应带来的经济效益进行综合分析，以确定合理的可靠性水平，并使电力系统的综合效益达到最佳。为了实现电力系统可靠性评估，首先要确定可靠性目标，然后应用评估手段，依据可靠性准则确定故障准则并对故障严重性做出估计。
目标和任务 评估电力系统可靠性要贯穿于规划、设计和运行各阶段中。为保证电力系统可靠性达到期望水平，在各阶段都必须实现以下目标：①保证电力系统的充裕度;②保证电力系统的安全性，采取措施使系统能经受住可能的偶发事故而不必削减负荷或停电，并避免对系统和元件造成严重损坏;③保持电力系统的完整性，限制故障扩大，减小大范围停电;④保证停电后系统迅速恢复运行。
各阶段电力系统可靠性评估的任务是：
规划阶段 规划系统的可靠性评估有4方面的工作任务：①对未来的电力和电能量需求进行预测;②收集设备的技术经济数据;③制定可靠性准则和设计标准，依据准则评估系统性能，识别系统的薄弱环节;④选择优化方案。
设计阶段 重点是发输电系统的可靠性评估，其可靠性设计原则应是：当遭受超过设计规程规定的大扰动时，不利影响扩散的风险最小;应使系统有足够备用容量来限制扰动后果的蔓延，避免停电范围扩大，保护运行人员免遭伤害，保护设备免遭损坏。
运行阶段 对运行系统进行可靠性评估，以便在可接受的风险度下建立和实施各种运行方式，确定运行备用容量，安排计划检修，确定购入和售出电量，确定互联系统的送受电力和电能量。
评估手段 有三种：①建立可靠性评估模型;②建立可靠性信息管理系统;③建立重大事故监测装置。
建立可靠性评估模型 在认真观察过去的系统行为的基础上，建立元件和系统的可靠性评估模型并采用相应的评估软件。目前主要有解析法和蒙特卡洛法(或称模拟法)两种方法。解析法基于马尔柯夫模型，准确度较高，但计算量随着元件数的增多呈指数增长，当系统规模大到一定程度时，采用此法有一定的困难。蒙特卡洛法则利用计算机做随机试验，最后对试验结果进行统计与计算，其计算结构简单，但计算误差与试验次数的平方根成反比，为降低误差必须显著增加计算时间。因此，必须把这两种方法有机地结合起来。
建立可靠性信息管理系统 其任务是根据现场运行设备状态的观察记录，用计算机进行处理，使之成为符合可靠性评估要求的数据。建立可靠性信息管理系统是一项基础工作，它可以使可靠性信息作为一种资源更充分地发挥作用。北美电力可靠性协会开发的发电设备可用率数据系统(generating availability datasystem，GADS)，包括了北美电力系统的发电机、汽轮机、锅炉、水轮机、反应堆等主机和辅机的全部可靠性数据，能向电力公司和制造企业提供有效、准确的运行和设计数据。中国从1983年起也建立了发电设备可靠性数据、配电系统供电可靠性数据和输变电设备可靠性数据的管理系统，能向电力公司和制造企业提供有效的可靠性数据。
建立重大事故监测装置 以地区为基础安装故障扰动监测设备，如事件顺序监测设备，故障记录设备，动态扰动记录设备等。发输电系统的故障和扰动信息对判定系统元件的行为，分析扰动性质和原因，改进可靠性建模都是十分必要的。
可靠性准则 为在电力系统中达到所需可靠性水平应满足的条件，可靠性评估应以相应的可靠性准则为基础。可靠性准则分为概率性指标或变量的准则和确定性行为或性能试验准则两类。
概率性指标或变量的准则 规定满足可靠性目标值的数值参数，或者不可靠度的上界，例如供电可用率为0.999，相应的不可用率为0.001，即一年中允许停电的上限为8.76 h。这些准则的应用形成了概率可靠性评估的基础。
确定性行为或性能试验准则 规定了电力系统应能承受的发电系统或输电系统计划和非计划停运组合的条件。每种故障组合的定义应包括扰动本身以及扰动前的系统运行状况。例如目前中国及许多国家在电力系统中采用N-1准则，就是考虑在N个元件(发电机、变压器、线路等)的系统中失去一个元件后，系统必须正常供电。不允许因故障而导致削减用户的电力和电能量的供应。N-1准则属于确定性准则，概念清晰，可操作性好，应用很广。
故障准则及故障严重性估计 为了计算可靠性的概率指标，或应用确定性的可靠性准则检验电力系统，评估电力系统可靠性，必须首先规定系统故障的准则。同时，因各种系统故障的严重性不同，为此还要进行系统故障严重性估计并规定一些反映严重性程度的指标。
系统故障的准则 在计算电力系统可靠性概率指标或应用确定性可靠性准则考验电力系统时，一旦发生下列情况，便认为系统处于故障状态：①负荷越界;②频率越界;③电压超过极限;④有功功率不足;⑤无功功率不足，电压下降;⑥不可控的解列;⑦不稳定;⑧连锁反应;⑨电压崩溃;⑩频率崩溃。
国际大电网会议1987年公布的《电力系统可靠性分析应用导则》中还将电力系统状态划分为安全状态、警戒状态、警报状态、紧急状态、特紧急状态、部分停机限电状态、全停状态等7种。前4种属于发输电合成系统的正常状态，后三种属于故障状态。(见发输电系统故障状态)
系统故障严重性估计 进行可靠性预测时，应考虑所有可能的故障模式，并对故障严重性做出评估。确定性行为或性能试验是将预先考虑的突发事故加到设想的正常系统中，并模拟系统的响应和恢复过程。以概率指标为基础的系统可靠性预测需具有跟踪系统进入故障状态的能力，以便对突发事故造成的故障的严重程度做出估计。
电力系统可靠性的进展
由于电力工业的发展及知识经济的推动，电力系统可靠性的研究和应用无论在深度和广度方面都已取得并将进一步取得新进展。突出地表现在为适应电力市场的要求而修订可靠性准则，开展以可靠性为中心的设备检修策略两个方面。
可靠性准则的修订 电力市场要求可靠性提供技术支持，要求对原有的可靠性准则进行修订。电力市场条件下电力系统发生故障的风险增大了，首先用户需求的不确定性增大，其次多个市场贸易主体的分散决策过程导致电力和电能量贸易的不确定性增大，使电力系统的运行条件广泛变化。为此要经常对风险进行预测和评价，制订化解风险的对策。目前许多国家都在研究如何制订符合电力市场要求的可靠性准则，其中比较典型的是NERC在1997年公布的《规划标准》和1998年公布的《执行细则》，其中主要内容如下：
(1)在发展电力市场时，电力系统同样必须有规划和设计，必须有严格的可靠性准则，而且是强制性的，责任单位和责任人必须无条件执行。
(2)在做电力系统规划时应考虑在正常条件下，即全部输电设施投运，按正常程序操作，网络能将发电机发出的功率输出以满足设计的不同水平的用户需求，并提供合同规定的(不可取消的)不同水平的输电服务。
(3)事故导致单个元件停运(例如发电机或输电线单相接地或三相短路)的条件下，网络应能供电给设计的负荷需求和提供合同规定的(不可取消的)所有水平的输电服务。输电系统应能承受计划的大型电力设备的维修停运，并能连续地运行在发热的、电压稳定的、功角稳定的极限之内。
(4)事故导致两个元件停运(例如断路器或母线单相接地故障或三相短路，正常切除，手动调整，接着又发生另一个单相接地或三相故障，然后正常切除)，网络应能供电给设计的负荷需求和合同规定的(不可取消的)所有水平的输电服务，在这种情况下，允许切掉部分负荷，允许切除发电机或削减规定的(不可取消的)传输电力。输电系统应能经受大型设备维修停运，并能连续地运行在发热的、电压稳定的、功角稳定的极限之内。
(5)应对发输电系统中一些极端严重事件引起两个元件停运或连锁式停运进行风险评价。这些事件包括：三相故障延时切除;在同一线路走廊的全部输电线路停运;一个发电厂全部发电机停运;一个变电所的一级电压设备加一台变压器全部停运;一个大负荷或大负荷中心停运等。风险评价的内容包括：评估可能在一个大区域或多个区域造成永久性失负荷的后果;评估发输电系统的一部分或全部不能达到新的稳定运行点的可能性;以文件的形式提出在互联系统整体可靠性的基础上，减少和消除这些事件风险的措施和步骤。
以可靠性为中心的维修 以可靠性为中心的维修(reliability centered maintenance，RCM)是指设备根据可靠性工程原理来组织维修的一种科学管理策略。它节省大量的人力物力，提高维修效果，是电力系统可靠性领域的重大进展。它的主要内容和任务包括三项：①进行故障模式和影响分析(failure modes and effectsanalysis，FMEA)，识别每台设备在完成系统总功能中是否处在危险状态。②进行逻辑树分析(logic treeanalysis，LTA)，以便对系统中的危险设备(系统元件)确定维修任务，防止危险设备发生故障;③将RCM分析所提出的建议集成为一个维修计划，通常有专门用于RCM的工作站或PC机。RCM的显著优点是：它根据对设备过去行为的分析，找出危险设备，进而确定维修项目。根据美国EPRI的数据，对核电站、变电所、燃煤火电厂煤灰运输系统、余热发电厂废水处理系统应用RCM后节省的维修费用见表。
RCM节省的检修费用