电力系统可靠性基础知识

电力系统可靠性基础知识主要内容1概述2电力系统可靠性评估数学基础3发输电系统可靠性评估4配电系统可靠性评估1概述

1.1基本概念电力系统可靠性是对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能力的度量。包括充裕度和安全性两个方面。充裕度（adequancy，也称静态可靠性），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，同时考虑系统元件的计划停运及合理的期望非计划停运。安全性（security，也称动态可靠性），是指电力系统承受突然发生的扰动的能力。电力系统的电能质量

供电质量指标包括供电可靠性和电能本身质量两个方面。电能本身质量是反映电能品质优劣程度的指标，通常包括：

1.电压偏差；

2.频率偏差；

3.电压波动和闪变；

4.三相电压不平衡度；

5.谐波电压和波形畸变等。基本概念（续）电力系统可靠性可分成：发电系统可靠性（HL1）、发输电系统可靠性（HL2）、输电系统可靠性、配电系统可靠性及发电厂变电所电气主接线可靠性；1.2发展过程国外：20世纪50年代，可靠性概念开始用于工业；1968年美国电力可靠性协会（NationalElectricReliabilityCouncil,NERC）成立；1981年加上加拿大和墨西哥，北美电力可靠性协会（NERC）成立；1997、1998年NERC推出《规划标准》和《执行细则》（电力系统可靠性执行标准）；西欧和俄罗斯也相继制定各自标准。一我国电力工业可靠性管理发展历程系统性的工业可靠性研究始于20世纪40年代，主要应用于军事工业、航空航天技术等一些技术密集型行业。日益庞大复杂的系统的出现：需要完善的可靠性工程技术支撑又需要周密的可靠性管理保障。60年代起，可靠性技术逐步应用于电力工业。主要由于：

一是国民经济越现代化，人们对电的依赖越深，对供电质量要求也越高。

二是电网越来越大，机组容量越来越大，超高压远距离输电增多，同步电网规模扩大，控制系统复杂性提高，电网稳定问题突出，如何如何合理地保证供电可靠性成为迫切需要解决的问题。七十年代后期，中国的电力工作者就注意到电力可靠性问题,并着手进行中国电力可靠性工作的前期研究，主要内容为：广泛收集国际上有关电力可靠性的资料，扩大眼界；有针对性地在国内个别电力企业中进行实践试点，取得感性体验；有计划地开展科技宣讲和培训工作，为实行电力可靠性管理准备干部。20世纪80年代，一些发达国家大都进行了可靠性立法，遵循国际标准化组织(ISO)和国际电工委员会(IEC)的标准，制定了较为完善的国家标准，并设有国家级和行业级的可靠性中心和数据交换网络。20世纪80年代末，在前期通讯、电子和航空等行业陆续启动可靠性工程的基础上，我国开始可靠性立法，颁布了37个可靠性国家标准和18个可靠性军工标准。电子、军工和航空航天等行业全面开展可靠性管理，成立可靠性组织并出台了实施规划。1981年中国水利电力部颁布了有关电力系统安全稳定运行的《电力系统安全稳定导则》1983年成立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年水电部成立电力可靠性管理中心，开展发、输、配电设备及系统的可靠性统计以及有关标准的研究制定工作，推动电力可靠性管理工作深入开展。一些大学和科研机构也开始陆续开展电力系统可靠性的理论研究和教学工作国内20世纪80年代末至90年代初期，我国电力系统可靠性的研究和应用有了较大发展，开发了如电源规划软件、发输电系统可靠性评估软件、配电系统可靠性评估软件、发电厂变电大容量所电气主接线可靠性评估软件等，并在三峡电站、三峡电力系统、东北电力系统等应用。这些工作进展同时推动了电力规划、设计、研究和制造部门在系统规划和工程设计中开始进行可靠性评估。电力系统的复杂性明显增加

电网的安全稳定问题日益突出！大电网交直流混合大机组

超高压远距离输电

大容量

电力工业发展趋势正式纳入管理：1999年，电力供电可靠性管理正式纳入行业管理的范畴，中心更名为：“中国电力企业联合会电力可靠性管理中心”2006年，电力可靠性管理正式纳入电监会的监管体系，电力可靠性管理中心更名为国家电力监管委员会电力可靠性管理中心。这标志着电力可靠性管理工作从以往受政府部门委托，根据企业和社会需要，开展电力可靠性管理的行业行为，转变为在电监会的直接领导下，在全行业支持下的政府监管行为。电力可靠性管理一方面，电力可靠性管理作为提升电力企业管理水平和设备健康水平的一种科学管理方法对电力系统的安全运行和连续可靠的供电所发挥的重要作用日益显著。另一方面，电力可靠性管理工作已经成为电力企业生产管理的重要组成部分，通过提高设备和电网的可用率和安全性来满足社会对电力的需求，促进电力工业的可持续发展。我国电力可靠性管理体系日趋完善国家电力监管委员会负责全国电力可靠性的监督管理工作电监会电力可靠性管理中心负责全国电力可靠性监督管理的具体工作并承担电力可靠性管理行业服务工作电监会派出机构负责辖区内电力可靠性监督管理各级电力企业负责本企业内电力可靠性管理工作电力可靠性管理步入法制化轨道2007年5月10日，可靠性中心组织制定的《电力可靠性监督管理办法》正式签发实施，为开展电力可靠性监督管理工作提供了法规依据。《电力可靠性监督管理办法》不仅对电力可靠性信息系统建立和可靠性信息的分析应用等工作进行了详细要求，还明确了电力监管机构和各级电力企业的可靠性监督管理职责。电力可靠性管理加快标准化进程《发电设备可靠性评价规程》《输变电设施可靠性评价规程》《供电系统用户供电可靠性评价规程》《直流输电系统可靠性评价规程》《电力可靠性基本名词术语》《燃气轮机发电设备可靠性评价规程（试行）》《风力发电设备可靠性评价规程（试行）》电力可靠性管理统一的技术平台发电设备可靠性信息管理系统输变电设施可靠性信息管理系统供电系统用户供电可靠性信息管理系统直流输电系统可靠性信息管理系统可靠性实现数据资源全社会共享自1994年起，连续17年成功举办电力可靠性指标发布会，其间还出版各类可靠性管理资料200多期。系统全面地分析、记录了中国电力系统及设备每年的运行状况和存在问题，及时公布和反馈了各类可靠性信息和技术动态，使多年积累的大量可靠性数据资源实现了全社会共享，为电力企业安全生产、提高管理水平和竞争力，提供了有效服务，起到了积极的推进作用。电力可靠性管理工作开展二十多年来，不仅很好地适应了我国电力工业发展过程中每一次变化和改革，在改革中不断强化和完善自身的管理体系和能力，还指导电力企业在安全生产管理中，科学地运用电力可靠性管理中的各项指标，分析、评价电力设备的制造质量、安装质量、运行质量和管理水平，指导电力制造企业研究提高发供电设备的制造质量，加深和改进对电力安全生产管理、设备运行管理规律性的认识，帮助电力企业创造了良好的业绩，保障了稳定的电力安全生产局面。我国电力工业运行可靠性水平稳步提高20年多来，通过强化可靠性管理，我国的发电设备、输变电设施、用户供电的可靠性水平均有大幅度提高。供电可靠性要求

《供电营业规则》供电企业应不断改善供电可靠性，减少设备检修和电力系统事故主对用户的停电次数及每次停电持续时间。供用电设备计划检修应做到统一安排。供用电设备计划检修时：对35千伏及以上电压供电的用户的停电次数，每年不应超过一次；对10千伏供电的用户，每年不应超过三次。我国供电可靠性的差距

而同期美国城乡用户年均停电时间不到2小时,欧洲发达国家在1小时左右,韩国不到20分钟,而在新加坡、日本则不到10分钟。根据有关研究结果,停电每少供一度电会给用户带来40元左右的经济损失。2008《电力监管报告》

《报告》指出了当前与老百姓关系密切的供电领域存在的问题。如供电质量统计数据质量不高。公布的供电可靠率与实际情况出入较大，甚至发布虚假数据。

指标虚高造成的不良后果：国家电网公司文件通知，开始在全国范围内开展县供电可靠性指标核实和重新报送的工作，集团公司立即布置实施。核实的原则是“对于过去的数据不分析、不追究”。部分县供电企业片面追求指标排名，指标虚高现象凸显，造成农网整体指标水平偏高，为农网建设改造争取国家政策造成负面影响。造成误导。不能通过指标分析，找到真正影响供电可靠率的因素，不断改进工作。造成浪费。丧失供电可靠性专业管理的基础和意义，指标成为空中楼阁，失去统计分析的价值，起不得辅助决策的意义。1、供电可靠性差对电网和用户及供电企业的主要危害①不利于电网安全运行。②降低网内供电设备的利用率，并影响经济效益。③影响用户生产的统筹安排，打乱生产秩序，给生产造成不应有的损失。特别是对于具有现代化生产能力或连续生产的工矿企业、科研单位和农业紧急抗旱、排涝影响更大，甚至会造成无法弥补的损失。④减少供电量，直接影响供电企业的经济效益。⑤给人民生活带来极大的不便。2、.提高和改善供电可靠性的办法供电可靠性的高低，标志着供电能力的高低。它代表着电力工业对国民经济的发展和人民生活用电的满意程度，为适应电力市场的需要，最大限度地提高供电可靠性，必须做好如下工作：（1）紧紧依靠当地政府，主动争取各级政府及领导的支持；（2）大力宣传、贯彻、执行《电力法》和配套法规，依法供电，巩固和扩大农电市场；（3）千方百计筹措资金，加大对主网架建设的投资力度，使其电网布局合理。同时在较长的供电线路上装设分段开关和分支开关，以便在事故处理或限电时缩小停电范围；（4）给用电质量要求较高的用户配接双电源供电；（5）发展城区环网供电；（6）加强供电设备的管理，层层组织，责任到人，提高设备的健康水平；（7）推广配电网络带电作业技术；（8）建立健全电网信息网络，充分利用调度自动化系统，加强电网县级调度管理，对工矿企业（包括乡镇企业）实行峰谷电价，装设负荷自动控制装置，促使其生产用电移峰填谷，保障灯峰照明；（9）成立过硬的抢修队，配备先进的交通、通讯检修工具等，做到对事故快速抢修。对提高我国供电可靠性的几点看法（一）合理的电网结构是提高供电可靠率的根本保障1、合理的受端电网结构在保证供电安全和终端用户供电可靠性方面起关键作用。受端系统是整个电力系统最重要的组成部分，是实现合理电网结构的关键环节，是从根本上提高整个电力系统安全稳定水平的重要基础，其规划设计必须将电网和电源在结构上统筹考虑，合理布局。2、坚强的配电网是提高供电可靠率最为重要的物质基础。在我国整个电力系统中，配电网是相对最为薄弱的环节。一是配网规划管理薄弱。缺乏科学的整体规划，使配电网在结构设计上先天不足，特别是不能满足导则要求的分层分区以及负荷中心各级支撑电源的要求，而这正是打造坚强配电网的关键环节，也是保证在任何条件下最大限度不间断供电的重要基础。二是配网发展严重滞后。三是配电设备陈旧老化严重。一些设备长期满载甚至超载运行，对供电可靠性造成严重影响。四是配网转供能力和供电能力较差。我国很多城市配网不满足电网安全准则“N-1”要求。配网容载比普遍偏低，我国配网结构大大落后于国际先进水平，长期以来配网规划建设难以纳入城市规划，导致配网建设用地难、施工难，建设成本高。打造坚强可靠的配电网，当务之急是将配网纳入正常的规划、建设与管理程序，在源头上保证配网整体结构设计的合理性。无论高压、中压和低压配电网，均应实行分区供电，各分区配网之间相互独立，但在检修和事故状态时具备相互支援能力；还应创新规划理念，研究确定适合电网实际的配电网模式。要积极争取政策支持，改善建设环境，加大配网投入；另外，加大配网投入也是提高供电可靠性的重要保证，加强配网建设需要大量资金投入，资金压力相当大，除电网企业千方百计自筹资金外，要积极争取国家给予政策支持来以减轻电网建设资金压力。（二）新技术的广泛应用是提高供电可靠率的技术支撑影响供电可靠率的因素主要包括技术和管理两个方面。造成用户停电原因主要分为故障停电和预安排停电，除了预安排停电中的系统电源不足限电外，其它停电原因均与技术和管理因素有关。统计数据显示，2009年我国城市电力用户的停电原因中，故障停电占总停电次数的34%，占总停电时户数的20.82%；非限电性预安排停电占总停电次数的65.62%，占总停电时户数的78.68%。对比来看，国外先进水平国家事故总停电率远低于我国，非限电性预安排停电只占总停电次数的1/4左右，也大大低于我国的水平。这说明通过抓新技术应用和管理深化来提高供电可靠性的潜力巨大。

提高供电可靠率首先要减少停电次数，其次在停电发生的情况下，要尽量减少停电时间，控制停电范围。结合电网企业的特点，当前应重点做好以下技术工作：一是提高设备可靠性。系统的可靠性是建立在每个设备单元可靠性基础上的，这是网架结构效益得以发挥的基础保障。要在电网基建和改造两个环节尽量选用性能优良、可靠性高，免维护、少维护的设备，延长设备检修周期，减少由于设备原因造成的停电。二是提高技术水平减少停电。在污染及雷害较严重的区域，着重提高线路绝缘水平，加强防污、防雷措施。推广开展带电作业、设备状态检修等技术，减少停电。三是提高配网自动化水平。通过采集电网实时状态、设备工况、负荷管理情况、潮流动向等数据，掌握系统和各元件信息，及时发现并消除影响供电可靠性的隐患。在故障发生后，实现各类故障的自动定位、隔离和非故障区的快速恢复供电，或迅速转移负荷，增强转供能力，减少停电时间。四是加强二次系统管理，杜绝保护误动造成失压事故.五是提高信息化工作水平，提高管理效率。开发更加实用的供电可靠性专用软件，与电力企业现有数据采集系统实现数据集成与共享，便于迅速查找薄弱环节并加以改进。（三）管理的不断深化是提高供电可靠率的重要手段当电网结构、设备性能等硬件条件都一定的时候，要进一步挖掘供电可靠性的潜力，就必须通过管理创新优化现有资源的配置来实现，重点在以下方面：1、加强停电综合管理。可靠性的本质是减少停电次数和停电时间，随着电网健康水平的改善，故障停电的几率将会下降，因此，减少预安排停电时间，便成为提高供电可靠率更加重要的因素。自2001年以来，我国每年非限电性的预安排停电占停电总次数的60％左右，是影响供电可靠率最主要的因素。加强配网计划停电综合管理，可以有效减少停电次数与时间。一是要树立以客户为中心的服务理念，从最大限度减少客户停电损失出发，做好从编制停电计划到落实停电方案等一系列工作。二是要加强施工停电管理。优化设计配网改造工程、新增用电工程等工作流程，把施工准备完成在停电之前。设计上考虑在10千伏线路增加负荷开关，当新增用户接入时不再全线停电。三是要避免重复停电。加强内部沟通与协调，尽可能将属于同一线路的不同类型的作业安排在同一时间段进行，努力提高停电的效益成本比。2、强化可靠性管理。建立健全可靠性管理组织机构，规范完善可靠性管理工作制度。借助信息化手段提高可靠性统计分析工作质量。建立切实可行供电可靠性指标考核体系和激励机制。3、加强检修作业管理。高度重视并做好停电检修计划编制工作，加大执行考核力度。做好主网检修计划与配网检修计划的衔接，尽量降低主网检修对配网造成的影响。制定典型检修工作停电标准，严格控制停电次数与时间。优化停电检修流程，准备工作做在停电前；提高工作质量与效率，减少检修操作停电时间；提前预约恢复送电时间，做好送电准备；合理开展状态检修和带电检修作业，尽量减少电网检修、抢修的停电时间。4、完善配网管理制度，规范业务流程，夯实配网管理基础。在确保安全的前提下，优化两票工作流程，提高工作效率，缩短检修、施工等预安排停电时间。5、创新技术手段与综合治理相结合，有效防范和严厉打击破坏电力设施行为，防止外力破坏造成停电。1.3电力系统可靠性评估

1)目标和任务目标：保证电力系统的充裕度；保证电力系统的安全性；保证电力系统的完整性；保证停电后系统迅速恢复运行。电力系统可靠性评估

任务：规划阶段：对未来电力系统和电能需求进行预测；收集设备的技术经济数据；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；选择优化方案。设计阶段：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：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，确定互联系统的输送电力和电能量。评估手段主要有4种：建立可靠性评估模型目前主要有解析法和蒙特卡罗法（模拟法）建立可靠性信息管理系统建立重大事故监测装置区间分析3)故障准则及故障严重性评估故障认定准则一旦发生下列情况，便认为系统处于各种故障状态：负荷越界；频率越界；电压超过极限；有功功率不足；无功功率不足，电压下降；不可控的解列；连锁反应；电压崩溃；频率崩溃；故障严重性评估进行可靠性预测时，应考虑所有可能的故障模式，并对系统严重性作出评估。2电力系统可靠性评估数学基础2.1概述可靠性评估需要两个关键过程：第一是选择系统状态并计算状态概率；第二是针对选择的状态所引起的系统问题及其校正措施进行分析。系统选择主要有两种主要方法：状态枚举法和蒙特卡罗模拟法。2.2简单系统发电系统可靠性评估的本质是计算服从一定概率分布的两个随机变量（即发电容量和负荷需求）之间的差值。这就是数学上的卷积概念。2.2简单系统设两个随机变量X和Y具有下述离散概率密度函数：则随机变量的均值由下式计算：概率卷积此即数学上的离散卷积概念简单系统——概率卷积（续）

对发电系统可靠性评估,风险指标通常是在给定条件下的Z的均值。例如，如果X代表负荷需求，Y代表发电容量，则期望缺供电力为在给定X大于Y的条件下的Z的均值。对离散卷积，公式为：

即使X和Y是连续随机变量，他们的概率密度函数也可离散化，以便于使用上式。串联和并联网流法由串联网络的定义可得出如下关系：

串联网络等效图式中，A为可用率；U为不可用率；为失效率。串联系统：→简单系统——串联和并联网流法（续）由并联网络的定义可得出如下关系：并联系统：→并联网络等效图式中，A为可用率；U为不可用率为修复率。马尔可夫方程马尔可夫方程是以状态空间图为基础，也被称为状态空间法。这种方法的主要优点是所有状态及其相互转移有着很清晰的图形表示；缺点是对大系统的应用相当困难。对于由N个两状态（运行和停运）元件组成的系统，其系统状态数为2N。当N较大时，状态空间图的建立几乎是不可能的。频率-持续时间法

频率-持续时间法是由状态频率和转移率计算频率和持续时间的基本方法，尽管频率平衡的概念也可用于建立极限状态概率的状态空间方程式，但可将其看成马尔可夫方法的派生。2.3复杂系统

对于大规模系统的可靠评估，主要有两类方法：状态枚举和蒙特卡罗仿真，后者可分成序贯和非序贯抽样方法。

对于复杂系统使用的方法，其基本思路是通过包括以下四个步骤的迭代过程实现可靠性评估：选择一个系统状态；分析系统状态，判断其是否是失效状态；计算失效状态的风险指标；修改累计指标。复杂系统（续）

状态枚举法和蒙特卡罗模拟法是两种不同的选择系统状态的主要方法。

两种方法的指标计算公式有不同的表达式，但这两种方法中的系统分析是相同的，而且不依赖于系统状态的选择方法。

发电、配电、变电站和输电系统的系统分析技术不同。

通常用于发电和配电系统的分析技术相对简单明了，用于变电站电气接线的分析技术则更复杂一些，而最复杂的是用于输电网的分析技术。

以下将结合算例详细介绍。3发输电系统可靠性评估3.1概述发输电系统可靠性是指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应点供应电力和电能量的能力的度量。包括充裕性和安全性两个方面。充裕性是对系统的静态特性进行概率评价；安全性则是对系统的动态特性进行评价。发输电系统风险评估的系统分析并非是简单的连通性问题,它涉及到潮流计算、故障分析以及诸如消除过载、发电重新调度、负荷削减和切换操作等校正措施。其系统状态选择中需要考虑的问题有：系统元件的独立停运，共因、电站相关和其他相关停运，气候影响，母线负荷的不确定性和相关性，降额状态模拟，以及系统的其他约束条件等。3.2充裕度评价的指标体系充裕度指标分成负荷点指标和系统指标两类。切负荷概率PLC

S是有切负荷的系统状态集合；是系统状态i的持续时间，T为总模拟时间。切负荷频率EFLC是有切负荷的状态数。充裕度评价的指标体系(续）切负荷持续时间EDLC每次切负荷持续时间ADLC负荷切除期望值ELC电量不足期望值EENS3.3评估方法1)基本步骤2)元件失效模型3)负荷曲线模型4)故障分析5)负荷削减的最优化模型)6状态枚举)7状态抽样法——非序贯蒙特卡罗仿真1)基本步骤发输电系统风险评估主要包括四个方面：确定元件失效模型和负荷模型；选择系统状态；识别并分析系统问题；进行可靠性指标计算。方法：状态枚举和蒙特卡罗仿真2)元件失效模型发电机组使用两态（运行和停运）或多态（计入降额状态）模型来模拟。当使用蒙特卡罗模拟法时，所有发电机的状态或状态转移都可直接抽样而无需简化；当使用状态枚举法时，系统状态数随发电机台数及其降额状态数呈指数增长；输电元件包括架空线路、电缆、变压器、电容器和电抗器等，通常用两状态（运行和停运）模型来模拟这些元件；高压直流输电（HVDC）线路有时要求用多态模型来计入一个或多个降额状态；3)负荷曲线模型当使用序贯蒙特卡罗仿真时，直接利用时序负荷曲线作为负荷模型；对于状态枚举法或状态抽样法，则利用非时序负荷曲线。使用单一负荷曲线；某些母线上的负荷可能在全部研究时间内保持恒定；将各个母线负荷按其遵循的不同负荷曲线分类为相应的母线组；4)故障分析

发电机组的预想故障分析简单直观。如果在每个发电机母线上余下的发电容量可以弥补同一母线上由于失去发电机而引起的不可用容量，则无需削减负荷；否则，就应当使用最优化潮流模型来研究发电容量的重新调度。输电预想故障分析较为复杂。其目的是计算一个或多个元件失效后的线路潮流和母线电压，以识别是否引起线路过载、电压越限、母线孤立或系统分离成孤岛等问题。发输电系统风险评估中常用的分析输电故障的两个基本方法。基于交流潮流的灵敏度法

研究一个输电系统中线路i—j停运情况，假设i—j停运前两端的潮流是和，停运前母线i和j上有两个外加注入功率，用和表示。如果外加注入功率完全与线路i—j的停运等效。可以证明，线路i—j的潮流和停运前状态的外加注入功率存在以下关系：

在母线i和j的这一外加注入功率可通过求解上述方程得出。然后可求解下式获得由线路i—j停运引起的母线电压幅值增量和相角增量：式中，是停运前状态的潮流方程雅克比矩阵；是电压幅值增量，它的元素；是电压相角增量矢量，其元素是，定义如下：得到母线电压后，即可计算线路i—j停运后的线路潮流。类似方法可以适用于多条线路停运的情况。基于交流潮流的灵敏度法（续）基于直流潮流的故障分析基于直流潮流的预想故障分析提供线路停运后快速而有足够精度的有功潮流，风险评估中需要考虑大量的这种停运情况。多重线路停运后的节点阻抗矩阵可以由停运前的节点阻抗矩阵直接计算：式中，、分别是线路停运前和停运后的节点阻抗矩阵，其中忽略了全部线路的电阻；括号中的0和S分别表示系统正常和停运状态；W是对角线矩阵，其中的对角线元素是停运线路的电抗；M是由节点-线路关联矩阵中对应于停运线路的列所组成的子矩阵。基于直流潮流的故障分析

线路停运后的潮流可由下式计算：是停运状态的有功潮流矢量；PG和PD分别是发电输出和负荷功率矢量；是停运状态S的有功潮流和注入功率间的关系矩阵，其第m行可计算如下：是线路m的电抗；下标r和q分别表示线路m的两端节点编号；和分别是的第r和第q行。5）负荷削减的最优化模型当停运引起系统问题时，通过专门的最优潮流（OPF）模型进行发电重新调度，以消除系统约束违限；同时尽可能避免负荷削减，或者在无法避免时使负荷削减最小。有两种模型：基于交流潮流的最优潮流模型基于直流潮流的最优潮流模型基于交流潮流的最优潮流模型是母线i的负荷削减量；ND、NG、N和L分别是系统中负荷母线、发电母线、所有母线以及所有支路的集合。基于直流潮流的最优潮流模型与基于交流潮流的最优潮流模型相比，直流模型中略去了全部与无功功率相关的量。大量计算表明，对发输电系统风险评估而言，这是一个可接受的合理简化。6）状态枚举法主要步骤如下：建立多级水平负荷模型，对每一级负荷水平进行枚举；利用枚举技术选择系统状态；进行预想故障分析；风险指标计算公式：负荷削减概率PLC

是状态s的概率；是多级负荷模型中第i个负荷水平下系统全部失效状态的集合；是第i个负荷水平的时间长度；NL是负荷水平分级数；T是负荷曲线的时间期间全长。期望缺电电量EENS是状态s的负荷削减量。状态枚举法（续）期望负荷削减频率EELC是元件离开状态s的第j个转移率；是离开状态s的转移率总数。

负荷削减平均持续时间ADLC实际应用状态枚举法应注意：（1）所有被枚举的系统状态之间必须是互斥的；（2）对于包含有大量元件的系统，要枚举所有的系统状态在计算上是不现实的。（3）状态枚举法不能模拟时序相关事件。7）状态抽样法——非序贯蒙特卡罗仿真状态抽样法常常用于发输电系统风险评估，尤其是适用于研究复杂运行措施和模拟负荷不确定性和相关性，或研究气候影响等特殊要求的情况。主要步骤如下：建立多级水平负荷模型，对每一级负荷水平进行枚举；利用蒙特卡罗模拟选择系统状态；利用正态分布随机变量以计及母线负荷的不确定性；元件状态（运行、停运或降额）利用均匀分布随机变量来模拟；进行预想故障分析，如果必要则还要进行最优潮流分析，以估计所选择状态需要削减的负荷量；状态抽样法——非序贯蒙特卡罗仿真（续）主要风险指标计算公式负荷削减概率PLC

是抽样中状态s的发生数；是抽样总数。期望缺电电量EENS期望负荷削减频率EELC负荷削减平均持续时间ADLC3.4算例分析——状态枚举法例子例（输电系统可靠性分析）：系统接线图如下图所示，各母线节点的发电、负荷数据和输电线路数据如表。发电和负荷母线数据母线号发电负荷额定容量MW调度出力MW%MW110010010.58020031.624032002005.24040021.116050031.6240675046000总计1050760100760输电线路数据线路号母线节点起至号长度Km阻抗最大传输容量MWRX11--2400.10.410021--4600.150.68031--5200.050.210042--3200.050.210052--4400.10.410062--6300.080.310072--6300.080.310082--6300.080.310093--5200.050.2100103--5200.050.2100114--6300.080.3100124--6300.080.3100135--6610.150.61100停运线路号母线节点号LSC系统供电能力不足MW正常——875011--2867021--4865031--5879042--3879052--4874062--67362472--67362482--67362493--58030103--58030114--6649111124--6649111135--67910确定导致系统故障的事件

停运线路号原始数据MTTR(h)MTBF(h)停运率正常————00.6450021——182000.040.02687510.0033593928133.30.060.04117040.00514629384000.020.01316330.00164541484000.020.01316330.00164541582000.040.02687510.0033593968266.70.030.01994850.0024935778266.70.030.01994850.0024935788266.70.030.01994850.00249357984000.020.01316330.001645411084000.020.01316330.00164541118266.70.030.01994850.00249357128266.70.030.01994850.00249357138133.30.060.04117040.00514629系统停运数据及状态概率、状态频率算例分析——状态枚举法例子计算结果(续1)确定性可靠性指标发电利用系数输电储备系数最小负荷供应能力MW最大电力不足MW最大电量不足kW·h概率性可靠性指标电力不足概率（LOLP）电力不足频率（FLOL）电量不足期望值（EENS）单位负荷缺电率（BPII）单位负荷电量不足率（BPECI）

算例分析——状态枚举法例子计算结果(续2)3.4算例分析——状态抽样法算例IEEE-RTS年度化指标蒙特卡罗法和状态枚举法计算结果比较可靠性指标蒙特卡罗仿真状态枚举样本数目发电机停运层次100001000004层5层ENLC54.7534257.9268147.9665354.21938EDLC698.88737.23102657.78259711.28967PLC0.080.084390.07530.08142EDNS13.9704514.8720811.9938313.76009EENS122045.8828129922.4688104778.1046120208.1172BPII3.336523.640422.613513.21786BPECI42.8231145.5868336.7642642.17828PBACI173.67123179.10896155.28572169.14433MBPCI0.00490.005220.004210.00483SI2569.386722735.209472205.855222530.69702CPUtime（min）0.6236.5518.353.3IEEE-RTS79、IEEE-RTS96和TH-RTS2000介绍

IEEE-RTS79和IEEE-RTS96是美国电气电子工程师学会（IEEE）公布的两个发输电测试系统。

TH-RTS2000是清华大学为了在国内建立起完整的电力系统可靠性研究和应用体系，而于2000年建立的系统。序号项目名称IEEE-RTS79IEEE-RTS961发表年份197919962单机容量/MW12400124003发电机台数32964总装机容量/MW3405102155母线条数24736线路条数331047变压器台数5168电抗器台数139年最大负荷/MW2850855010电压等级/kVAC:138/230AC:138/230加DC输电线3.1IEEE-RTS79、IEEE-RTS96和TH-RTS2000介绍

4配电系统可靠性评估

4.1概述配电系统主要指10~110kV网络。配电网的一些特点：配电系统是由许多特有的元件所组成，例如，架空裸线、架空电缆、地理电缆、断路器、空气开关、熔断器、变压器、调压器等；根据现有设计标准，配电系统为冗余系统，即任一元件的故障均可采用手动或自动的切换方式使用户不致长期断电。由于配电系统的结构往往比较复杂，为了运行方便，一般采用环形网络开环运行（形成辐射型）概述配电系统可靠性是指供电点到用户，包括变电所、高低压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。配电系统可靠性主要评估充裕度，它通过可靠性指标来体现。对用户而言，任何一个用户均希望对它能充分保证供电，不受到停电的影响，因此他们感兴趣的可靠性指标显然是服务质量；对供电部门而言，感兴趣的指标是对系统所有用户的平均服务质量或最差供电指标。4.2配电系统可靠性指标以一个例子引出各指标。设某一配电系统从六段母线引出六条主馈电线，共有55000个用户。每条馈电线的用户数见表1，统计到某年的用户停电数据见表2，由表2推算出的系统停运数据见表3。母线从母线引出的馈电线供电用户数A5000B15000C10000D10000E7000F8000总计55000表1配电系统数据停电情况用户停电次数持续时间/h1A50001D10000.22C500023B40000.54D20001.75总的用户停电次数17000

受停电影响的用户数16000

停电情况用户停电次数持续时间/min用户停电时间/min1A500060300000D100012120002C50001206000003B4000301200004D2000105210000总计17000

1242000表格2用户停电数据表格3系统停运数据配电系统可靠性指标计算1、系统平均停电频率指标每个由系统供电的用户在每单位时间内的平均停电次数2、用户平均停电频率指标每个受停电影响的用户在每单位时间里经受的平均停电次数。3、系统平均停电持续时间指标每个由系统供电的用户在一年内经受的平均停电持续时间。4、用户平均停电持续时间指标一年中被停电的用户经受的平均停电持续时间。5、平均供电可用率指标一年中经受的不停电小时总数与用户要求的总供电小时数之比。6、平均供电不可用率指标一年中用户的积累停电小时总数与用户要求的总供电小时数之比。或4.3配电系统可靠性分析算例

1)基本公式平均故障率、平均停运时间和平均年停运时间的计算公式：

2)算例设简单的辐射型系统如图所示，假设线路A、B和C的故障率和维修时间如表1所示。图2简单的三负荷点辐射型系统线路（次数/年）（小时）A0.26B0.15C0.158表1元件数据负荷点用户数平均负荷需求（千瓦）L12001000L2150700L3100400总计4502100表2负荷数据负荷点（次数/年）（小时）(小时/年)L10.261.2L20.35.71.7L30.456.42.9表格3负荷点可靠性指标负荷点用户数平均负荷需求（千瓦）L12001000L2150700L3100400总计4502100表格2负荷数据4.4各种影响因素分析算例及计算结果分支线保护的影响隔离开关的影响保护系统故障的影响转移负荷的影响（转移不受限制）1.算例及计算结果算例系统接线图元件长度（公里）（次/年）（小时）线段

120.24210.14330.34420.24分支线

a10.22b30.62c20.42d10.22系统可靠性参数负荷点用户数连接的平均负荷（千瓦）A10005000B8004000C7003000D5002000系统的用户和负荷可靠性指标：断电次数/用户·年；小时/用户·年；小时/用户；千度/年，度/用户·年；计算结果元件故障负荷点A负荷点B负荷点C负荷点DrUrUrUrU线段

10.240.80.240.80.240.80.240.820.140.40.140.40.140.40.140.430.341.20.341.20.341.20.341.240.240.80.240.80.240.80.240.8分支线

a0.220.40.220.40.220.40.220.4b0.621.20.621.20.621.20.621.2c0.420.80.420.80.420.80.420.8d0.220.40.220.40.220.40.220.4总计2.22.7362.22.7362.22.7362.22.7362.分支线保护的影响在每条分支线的T接点加装熔断器。这时，分支线短路使相应的熔丝烧断，这将会在故障清除前使这一负荷点开断，但不影响即不会导致其他任何负荷点开断。在这种情况下，所有负荷点的可靠性指标都得到了改善，尽管对每个负荷点改善的程度是不同的。最不可靠的负荷点是B，这是因为故障主要影响该分支线。系统可靠性指标为：

断电次数/用户·年；小时/用户·年；小时/用户；

千度/年，

度/用户·年；分支线保护的影响元件故障负荷点A负荷点B负荷点C负荷点DrUrUrUrU线段

10.240.80.240.80.240.80.240.820.140.40.140.40.140.40.140.430.341.20.341.20.341.20.341.240.240.80.240.80.240.80.240.8分支线

a0.220.4b0.621.2c0.420.8d0.220.4总计1.03.63.61.43.144.41.23.334.01.03.63.63.隔离开关的影响沿主馈电线在某些敏感的点装设隔离开关即隔离器。通常，这些不是切断故障的开关，从而馈电线上的任何短路都将引起主断路器动作。然而，在监测到故障以后，可以开断开关的隔离开关并重合断路器。这个办法能使在电源点和隔离点之间的所有负荷点在清除故障的过程完成之前就恢复供电。布置隔离点的系统如图4所示，并设总的隔离和操作时间为0.5小时。图4用隔离开关及熔断器后的电网隔离开关的影响(续1)在这种情况下，负荷点A、B、C的可靠性指标都得到了改善，其改善的程度距电源点近的那些点较大，而距电源点远的那些点则较小。负荷点D的指标保持不变，这是因为隔离不会消除故障对这个负荷点的影响。系统可靠性指标为：断电次数/用户·年；小时/用户·年；小时/用户；千度/年，度/用户·年；隔离开关的影响(续2)元件故障负荷点A负荷点B负荷点C负荷点DrUrUrUrU线段

10.240.80.240.80.240.80.240.820.10.50.050.14