整理美国电气和电子工程师协会动力装置与系统汇刊PAS.docx
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整理美国电气和电子工程师协会动力装置与系统汇刊PAS
美国电气和电子工程师协会动力装置与系统汇刊PAS-98卷，6号1979年11-12月
IEEE可靠性测试系统
一份由应用概率方法委员会的可靠性测试系统任务小组准备的报告
摘要
这份报告描述了一种能够用来测试或者比较电力系统的可靠性分析方法的负荷模型，发电系统和输送网络。
其目的是确定一个系统，该系统能够广泛提供一个关于发电和输电综合可靠性报告的基础。
该负荷模型给出了一年中每个基础单位每小时的负荷，按照时间的顺序表示，这样每天，每周以及季节性的模式就可以被模型化。
该发电系统包含32个单元，容量从12到400MW。
发电机组给出了可靠性和运营成本的数据。
该输送系统包含24个由38条线路或者两个电压等级（138和230kV）的自耦变压器所连接的负载/发电母线。
输送系统包括电缆，有共同输送途径的线路以及共同塔架的线路。
传输系统的数据包括线路长度，阻抗，电压等级以及可靠性数据。
介绍
对于电力系统可靠性评估的方法已经有了长足的发展。
为了提供一个基础用以比较来自不同方法的结果，我们可以有一个参考，或者是一个“测试”的系统，该系统包括了在可靠性评价中需要的基础数据。
该报告的目的就是提供这样一个“可靠性测试系统”。
这份报告描述了一个负荷模型，发电系统和输送网络。
目的是确定一个系统，该系统能够广泛提供一个关于发电和输电综合可靠性报告的基础。
制定每个应用程序所需要的所有的参数是不实际的。
我们的目标就是建立一个核心系统，该系统可以通过个人补充一个特殊的应用中需要的增加的或修改的参数。
比如说，该文章中提到的可靠性测试系统不包含一下数据：
--在负荷/发电母线上的变电配置
--分布式系统配置
--与其他系统的互联
--继电保护配置
--未来的增长，比如负荷增长，未来的单元尺寸，类型和可靠性
美国电力研究所（电科院）最近报道了合成电力公司系统的数据。
这些数据比本报告中所提到的有更加庞大的系统。
他们的主要目的是用于评价替代技术。
一个较小的测试系统是由32号研究委员会的CIGRE01工作小组开发的。
但是这个系统被认为太小，而且在适用于可靠性分析上是不完整的，特别是当考虑到复合系统的时候。
可靠性测试系统的说明
负荷模型
该测试系统的年最大复合式2850MW。
表1的数据给出了每周的最大负荷对年最大负荷的百分比。
年最大负荷出现在第51周。
表1的数据显示了一个典型的模式，即2个季节性的高峰。
第二个高峰出现在23周（90%），而且两个峰值之间的低谷是在70%左右。
如果第一周为一月，则表一介绍了一个冬季负荷高峰系统。
如果第一周是作为一个夏季的月份，该表就描述了一个夏季高峰系统。
表1
每周最大负荷占年最大负荷的百分比
周
最大负荷
周
最大负荷
1
86.2
27
75.5
2
90.0
28
81.6
3
87.8
29
80.1
4
83.4
30
88.0
5
88.0
31
72.2
6
84.1
32
77.6
7
83.2
33
80.0
8
80.6
34
72.9
9
74
35
72.6
10
73.7
36
70.5
11
71.5
37
78.0
12
72.7
38
69.5
13
70.4
39
72.4
14
75.0
40
72.4
15
72.1
41
74.3
16
80.0
42
74.4
17
75.4
43
80.0
18
83.7
44
88.1
19
87.0
45
88.5
20
88.0
46
90.9
21
85.6
47
94
22
81.1
48
89
23
90.0
49
94.2
24
88.7
50
97.0
25
89.6
51
100.0
26
86.1
52
95.2
表2给出了日峰值负荷的一个循环，及该负荷值占周最大负荷的百分比。
同样，每周的最大负荷周期被假设使用与所有季节。
表1和表2的数据，连同年最大负荷定义了一个364天的日峰值负荷模型，而且我们认为每年的第一天是星期一。
表2
日最大负荷占周最大负荷的百分比
星期
最大负荷
星期一
93
星期二
100
星期三
98
星期四
96
星期五
94
星期六
77
星期天
75
表3给出了三个季节的工作日和周末的每小时负荷模型。
每个季节模型都是以周为间隔给出的。
前两列体现的是冬季（晚高峰），接下来的两列体现的是夏季（午高峰）。
表3中每个季节以周为间隔的显示可以代表它在冬季高峰系统当中的应用。
如果表1是以夏季开始的，那么表3中对于每一列的每小时负荷模型的应用的间隔必须被相应的修改。
表3
每小时的最大负荷占日最大负荷的百分比
小时
冬季周1-8和44-52
夏季周18-30
春秋季周9-17和31-43
工作日
周末
工作日
周末
工作日
周末
12-1am
67
78
64
74
63
75
1-2
63
72
60
70
62
73
2-3
『正确答案』A60
68
58
66
规划审批机关在审批专项规划草案时，应当将环境影响报告书结论以及审查意见作为决策的重要依据。
60
69
（3）机会成本法3-4
（5）污染防止措施能否达到要求。
59
（一）安全预评价依据66
（三）环境标准和环境影响评价技术导则56
65
58
66
4-5
59
64
第五章 环境影响评价与安全预评价56
64
59
65
5-6
（四）安全预评价内容60
（4）是否满足环境功能区划和生态功能区划标准。
65
为了有别于传统的忽视环境价值的理论和方法，环境经济学家把环境的价值称为总经济价值（TEV），包括环境的使用价值和非使用价值两个部分。
58
62
65
65
6-7
74
66
64
62
72
68
7-8
86
70
76
66
85
74
8-9
95
80
87
81
95
83
9-10
96
88
95
86
99
89
10-11
96
90
99
91
100
92
11-中午
95
91
100
93
99
94
中午-1pm
95
90
99
93
93
91
1-2
95
88
100
92
92
90
2-3
93
87
100
91
90
90
3-4
94
87
97
91
88
86
4-5
99
91
96
92
90
85
5-6
100
100
96
94
92
88
6-7
100
99
93
95
96
92
7-8
96
97
92
95
98
100
8-9
91
94
92
100
96
97
9-10
83
92
93
93
90
95
10-11
73
87
87
88
80
90
11-12
63
81
72
80
70
85
结合表1，表2，表3以及年峰值负荷，定义出一个每小时的负荷模型，即364x24=8736该模型的全年负荷因子可以被计算得出为61.4%。
发电系统
表4给出了一个发电机组评级和可靠性数据的列表。
此外还给出了强制停运率，以及频率和持续时间的计算中所需要的参数（MTTF平均无故障时间，MTTR平均故障时间）。
表4仅仅给出了完全中断的数据。
发电单元也可以体验部分中断，可以使强制的，也可以是计划的。
部分中断对发电可靠性有重要的影响。
然而，部分中断的建模可以在很多方面实现；而且在所有其他方面没有一种单一的方法取得了广泛的使用。
因此任务小组选择保留部分中断的数据作为制定一个特殊的应用的参数。
表4
发电单元的可靠数据
单元大小MW
单元数量
强制故障率
平均无故障时间（小时）
平均故障时间（小时）
计划维护时间（周每年）
12
5
0.02
2940
60
2
20
4
0.10
450
50
2
50
6
0.01
1980
20
2
76
4
0.02
1960
40
3
100
3
0.04
1200
50
3
155
4
0.04
960
40
4
197
3
0.05
950
50
4
350
1
0.08
1150
100
5
400
2
0.12
1100
150
6
其中：
发电组合如下所示：
蒸汽来源
MW
%
石油燃料
951
28
煤燃料
1274
37
核燃料
800
2
燃气轮机
80
2
水轮机
300
9
总计
3405
100
表5给出了发电单元的运行成本数据。
对于电力生产，数据是在选定的输出水平的热率上给出的，因为燃料的成本受地理位置和其他因素相当大的影响。
以下是一般使用情况下的燃料成本。
（1979年为基础）
#6石油
2.30美元/升
#2石油
3.00美元/升
煤
1.20美元/升
核能
0.60美元/升
表5
发电单元运行成本数据
容量大小MW
类型
燃料
输出%
热率
Btu/kWh
操作和维护的成本固定$/kW/YR
固定
可变
12
化学蒸汽
#6石油
20
50
80
100
15600
12900
11900
12000
10.0
0.90
20
燃气轮机
#2石油
80
100
15000
14500
0.30
5.00
50
水轮机
见表6
76
化学蒸汽
煤
20
50
80
100
15600
12900
11900
12000
10.0
0.9
100
化学蒸汽
#6石油
25
55
80
100
13000
10600
10100
10000
8.5
0.8
155
化学蒸汽
煤
35
60
80
100
11200
10100
9800
9700
7.0
0.8
197
化学蒸汽
#6石油
35
60
80
100
10750
9850
9840
9600
5.0
0.7
350
化学蒸汽
煤
40
65
80
100
10200
9600
9500
9500
4.5
0.7
400
核能蒸汽
核能
25
50
80
100
12550
10825
10170
10000
5.0
0.3
操作和维护的成本也在1979的基础中计算在内了。
对于水电机组，容量和能量限制的数据在表6中给出。
表6
水轮机的容量和能量
季度
可用容量%
分配能量%
1
100
35
2
100
35
3
90
10
4
90
20
其中100%的可用容量=50MW;100%的分配能量为200GWh
传输系统
该输送网络由38条线路和变压器连接而成的24个母线位置所组成，如图1所示。
输电线路包括两个电压值，138kV和230kV。
230KV系统是图1的顶部部分,230/138kV变电节点站是在11,12,24母线。
发电单元的节点的位置在表7中示出。
可以看出，24条母线当中的10条是发电站。
表8给出了发电单元用于潮流计算的无功容量的数据。
表7
发电单元位置
母线
1单元
MW
2单元
MW
3单元
MW
4单元
MW
5单元
MW
6单元
MW
1
20
20
76
76
2
20
20
76
76
7
100
100
100
13
197
197
197
15
12
12
12
12
12
155
16
155
18
400
21
400
22
50
50
50
50
50
50
23
155
155
350
表8
发电单元的无功容量
容量大小
MW
无功
最小
最大
12
0
6
20
0
10
50
-10
16
76
-25
30
100
0
60
155
-50
80
197
0
80
350
-25
150
400
-50
200
在该系统中，14母线（同步调相机）和6号母线（电抗器）上有电压校正装置。
表9给出了这些设备的无功功率容量。
这些设备增加了测试系统保持额定电压的能力，特别是在一些偶然条件下。
提供的这些数量的调节容量是这个系统的设计参数，这些参数部分取决于我们所选择的可接受的电压范围的标准。
表9
电压调节装置
装置
总线
无功容量
同步调相机
14
50电抗性
200电容性
电抗器
6
100电抗性
图1IEEE可靠性测试系统
图中BUS表示母线，synchcond表示同步调相机，cable表示电缆
系统峰值时候的母线负载数据如表10所示。
母线之间负荷的不确定性和多样性的数据没有给出。
在年系统峰值时间之外，母线的负载在峰值负荷条件下被假定与系统的负荷有相同的比例关系。
每单位的母线负荷在表10的最后一列给出。
为了无功功率的要求，我们假定功率因数为98%。
这对应于在每一条母线上MW负荷大约20%的无功功率需求。
98%的功率因数假设适用于所有的负荷等级。
这些母线的限制（没有不确定性，没有多样性，恒功率因数）通常是在可靠性评价中作出的假设。
把通过这些假设所获得的结果同那些限制较少的模型相比较更有意义。
表10
母线负载数据
母线
负荷
母线负荷占系统负荷的百分比
有功
无功
1
108
22
3.8
2
97
20
3.4
3
180
37
6.3
4
74
15
2.6
5
71
1
2.5
6
136
28
4.8
7
125
25
4.4
8
171
35
6.0
9
175
36
6.1
10
195
40
6.8
13
265
54
9.3
14
194
39
6.8
15
317
64
11.1
16
100
20
3.5
18
333
68
11.7
19
181
37
6.4
20
128
26
4.5
总计
2850
580
100.0
传输网络的连接数据在图1中定义。
虽然我们还没有尝试做一些实际的地理布局，图1中显示的物理母线位置却相当符合线路的长度，这在表11中给出。
母线9,10,11,12是在一个单一的物理位置（降压站）；母线3和24也在一个单一的位置。
如图1所示，连接母线1到2和总线6-10的是138kV的电缆。
输电线路故障数据在表11中显示。
永久性的故障时那些为了恢复组件而进行的元件修复。
因此，对于永久故障中的停运率和停运时间在表中显示。
瞬时的故障是那些非永久的故障。
这些包括自动和手动的重合闸。
对于瞬时强制停运，只给出了停运率，这是由于停运时间很短。
在一些具体的应用中，输电线路的强制停运率（特别是瞬时停运）是依赖地理位置以及其他的因素。
表11的数据是美国和加拿大具有代表性的实验。
术语“故障率”已经在当前的工业实践当中被广泛应用。
但是这个词相对于输送装置来说在发电单元中有不同的意义。
在发电单元中，强制停运率是指发生在定期中断之间随机的强制中断时间点的概率。
这就是在表4当中所示的强制停运率的意义。
对于输送设备，术语“中断”通常是用来描述每单位的接触时间中断的次数。
这就是在表11以及在随后的表中限时的中断率的意义。
表11
输电线路的长度和强制故障数据
从母线
到母线
长度
英里
永久性
瞬时
故障率
故障时间
故障率
1
2
3
.24
16
0.0
1
3
55
.51
10
2.9
1
5
22
.33
10
1.2
2
4
33
.39
10
1.7
2
6
50
.48
10
2.6
3
9
31
.38
10
1.6
3
24
0
.02
768
0.0
4
9
27
.36
10
1.4
5
10
23
.34
10
1.2
6
10
16
.33
35
0.0
7
8
16
.30
10
0.8
8
9
43
.44
10
2.3
8
10
43
.44
10
2.3
9
11
0
.02
768
0.0
9
12
0
.02
768
0.0
10
11
0
.02
768
0.0
10
12
0
.02
11
0.0
11
13
33
.40
11
0.8
11
14
29
.39
11
0.7
12
13
33
.40
11
0.8
12
23
67
.52
11
1.6
13
23
60
.49
11
1.5
14
16
27
.38
11
0.7
15
16
12
.33
11
0.3
15
21
34
.41
11
0.8
15
21
34
.41
11
0.8
15
24
36
.41
11
0.9
16
17
18
.35
11
0.4
16
19
16
.34
11
0.4
17
18
10
.32
11
0.2
17
22
73
.54
11
1.8
18
21
18
.35
11
0.4
18
21
18
.35
11
0.4
19
20
27.5
.38
11
0.7
19
20
27.5
.38
11
0.7
20
23
15
.34
11
0.4
20
23
15
.34
11
0.4
21
22
47
.45
11
1.2
表11当中的永久性强制故障率可按下式计算：
138kV线路：
230kV线路：
138kV电缆：
其中L是线路或电缆在100英里以内的长度。
每个方程当中的常量指的是切换线路终端设备上的故障（包括母线部分，但不包括断路器）。
表11中的永久故障时间的数据是结合线路（或电缆）和终端设备的永久故障时间。
表11中所需要的单独的故障时间如下所示：
设备
永久故障时间，小时
线路/电缆
终端
138kV线路
9
11
230kV线路
18
8
138kV电缆
96
9
表11中的故障时间值是通过下面等式获得的：
其中
是线路或者电缆的故障率和故障时间，
为终端的故障率和故障时间。
在该测试系统当中，每两个电压节点间的平均线路长度被用来计算
的平均值，而不是计算每条线路的不同的修复时间。
因此，每个电压等级的平均故障时间就可以被计算出来。
对于两根电缆来说，可以通过实际的电缆长度来计算单独的修复时间。
表11中所示的变压器的故障持续时间是768小时，相当于32天。
在一个特殊情况下，变压器的故障持续时间将会因备用变压器是否可用而受到极大的影响。
表11中的瞬时强制故障率可以按下式计算：
138kV线路：
230kV线路：
我们假定瞬时故障只发生在输电线路中。
因此，不包含固定的终端故障期限，而且变压器和电缆线路的瞬时故障率将会被设置为0.
变电站中那些没有被当做线路来转换的部分的故障并没有在表11的故障数据中包含。
对于母线的部分，数据提供如下：
138kV
230kV
每个母线部分每年的故障
0.027
0.021
永久性故障的占有率
42
43
故障时间
19
13
对于断路器，统计数据如下：
断路器年物理失效率
0.0066
断路器年操作失误率
0.0031
故障时间，小时
72
物理失效是指为了修复或更换而进行的一个强制性的未事先安排的设备移动。
操作失误是指清除一个在断路器保护范围内的故障的失误。
如前所述，本报告没有给出负荷和发电母线的变电配置。
但是，对于任何假定的配置，前面关于母线部分和断路器故障部分的数据可以被用来变电站可靠性的建模。
输电设备的计划故障数据没有给出。
这并不意味这计划故障对可靠性的影响微乎其微。
就像发电单元的部分中断一样，输电线路的计划故障可以对可靠性产生一个主要的影响。
但是，很少有公布的关于计划故障的数据是可用的。
因此工作小组决定留下这部分的数据作为另外一个参数来指定一个特殊的应用。
我们希望这会鼓励各种组织提供典型的计划故障的数据。
有一些线路被假定认为它们至少有一部分长度是以同样的路径或者经过共同的杠塔。
这些线路通过在线路上画圈在图1中显示，并且用相关的字母识别。
表12给出了共同路径和相同杠塔的线路的实际长度。
例如，从母线22-21和母线22-17分别为47和73英里。
表12给出，这个距离的45英里处是一个共同的路径。
表12
共同路径或者相同结构的电路
路径编号
从母线
到母线
共同路径里程
共同结构里程
A
22
22
21
17
45.0
45.0
B
23
23
20
20
15.0
15.0
C
21
21
18
18
18.0
18.0
D
15
15
21
21
34.0
34.0
E
13
13
11
12
33.0
33.0
F
8
8
10
9
43.0
43.0
G
20
20
19
19
27.5
27.5
除了表11中显示的故障之外，表12中给出的线路的共同路径或者是常用的结构暴露于“共同模式”的故障，在这个模式中，单一的时间可以导致两条线路的故障。
当前对于这一个常用模式的事件的频率数据很受关注。
但是，这种模式的数据很少被公布。
因此，正如计划故障，工作小组选择不公布常用模式故障率的任意值。
同时希望测试系统的使用者可以公布数据或者在一些特殊的研究中使用的假设。
表13
阻抗和评级数据
从母线
到母线
阻抗
评级
设备
R
X
B
正常
短期
长期
1
2
.0026
.0139
.4611
175
200
193
138kV电缆
1
3
.0546
.2112
.0572
175
220
208
138kV电线
1
5
.0218
.0845
.0229
175
220
208
138kV电线
2
4
.0328
.1267
.0343
175
220
208
138kV电线
2
6
.0497
.1920
.0520
175
220
208
138kV电线
3
9
.0308
.119
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