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发电设备可靠性评价规程

发电设备可靠性评价规

程

Document serial number【UU89WT-UU98YT-UU8CB-UUUT-UUT108】

发电设备可靠性评价规程

1. 范围

本规程规定了发电设备可靠性的统计及评价办法，适用于我国境内的所有发电企业（火电厂、水电厂（站）、蓄能水电厂、核电站、燃气轮电站）发电能力的可靠性评估。

2 基本要求

发电设备（以下如无特指，机组、辅助设备统称设备）可靠性，是指设备在规定条件下、规定时间内，完成规定功能的能力。

本标准指标评价所要求的各种基础数据报告，必须准确、及时、完整地反映设备的真实情况。

“发电设备可靠性信息管理系统”程序、事件编码、单位代码，由“电力可靠性管理中心”（以下简称“中心”）组织编制，全国统一使用。

发电厂（站）或机组，不论其产权所属，均应纳入全国电力可靠性信息管理系统，实施行业管理。

3 状态划分

发电机组（以下简称“机组”）状态划分

全出力运行

(FS)

运行- 计划降低出力运行(IPD)

(S) 第1类非计划降)

低出力运行(IUD

降低出力运行- 第2类非计划降低出力运行(IUD

)

(IUND) 非计划降低出力运行-第3类非计划降)

低出力运行(IUD

可用- (IUD) 第4类非计划

)

降低出力运行(IUD

(A)

全出力备用(FR)

备用-

(R) 计划降低出力备用(RPD)

降低出力备用- 第1类非计划降)

低出力备用(RUD

(RUND) 非计划降低出力备用-第2类非计划降)

低出力备用(RUD

(RUD) 第3类非计划

)

降低出力备用(RUD

第4类非计划

)

降低出力备用(RUD

在使用-

(ACT)

)

大修停运(PO

)

计划停运-小修停运(PO

机 (PO) 节日检修和公用系统计划检修停运(PO

)

组

-- 不可用-

状 (U)

态第1类非计划停运(UO

)

)-强迫停运(FO)

第2类非计划停运(UO

)

非计划停运-第3类非计划停运(UO

(UO) 第4类非计划停运(UO

)

第5类非计划停运(UO

停用(IACT)

辅助设备的状态划分

运行(S)

可用(A)-

备用(R)

)

辅助设备状态- 大修(PO

计划停运(PO)- 小修(PO

)

不可用(U)- 定期维修(PO

)

非计划停运(UO)

4 状态定义

在使用(ACT)―设备处于要进行统计评价的状态。在使用状态分为可用（A）和不可用（U）。

可用（A）－设备处于能够执行预定功能的状态，而不论其是否在运行，也不论其能够提供多少出力。可用状态包含运行（S）和备用（R）。

a)运行（S）－对于机组，指发电机或调相机在电气上处于联接到电力系统工作（包括试运行）的状态，可以是全出力运行，计划或非计划降低出力运行；对于辅助设备，指磨煤机、给水泵、送风机、引风机和高压加热器等，正在（全出力或降低出力）为机组工作。

b)备用（R）－设备处于可用，但不在运行状态。对于机组又有全出力备用、计划及各类非计划降低出力备用之区分。

c)机组降低出力（UND）－机组达不到毛最大容量运行或备用的情况（不包括按负荷曲线正常调整出力）。机组降低出力可分为计划降低出力和非计划降低出力。

计划降低出力（PD）－机组按计划在既定时期内的降低出力。如季节性降低出力，按月度计划安排的降低出力等。机组处于运行则为计划降低出力运行（IPD）；机组处于备用，则为计划降低出力备用（RPD）。

非计划降低出力（UD）－机组不能预计的降低出力。机组处于运行则为非计划降低出力运行状态（IUD）；机组处于备用，则为非计划降低出力备用状态（RUD）。按机组降低出力的紧迫程度分为以下4类：

第1类非计划降低出力（UD1）－机组需要立即降低出力者；

第2类非计划降低出力（UD2）－机组虽不需立即降低出力，但需在6h内降低出力者；

第3类非计划降低出力（UD3）－机组可以延至6h以后,但需在72h时内降低出力者。

第4类非计划降低出力（UD4）－机组可以延至72h以后，但需在下次计划停运前降低出力者。

不可用（U）－指设备不论其由于什么原因处于不能运行或备用的状态。不可用状态分为计划停运和非计划停运。

a)计划停运（PO）－指机组或辅助设备处于计划检修期内的状态（包括进行检查、试验、技术改革、换装核燃料，或进行检修等而处于不可用状态）。计划停运应是事先安排好进度，并有既定期限。

对于机组计划停运分为大修（PO1）、小修（PO2）、节日检修和公用系统计划检修（PO3）三种。

对于辅助设备计划停运分为大修（PO1）、小修（PO2）、和定期维护（SM）三种。

b)非计划停运（UO）－指设备处于不可用（U）而又不是计划停运（PO）的状态。

对于机组，根据停运的紧迫程度分为以下5类：

第1类非计划停运（UO1）－机组需立即停运或被迫不能按规定立即投入运行的状态（如启动失败）。

第2类非计划停运（UO2）－机组虽不需立即停运，但需在6h以内停运的状态。

第3 类非计划停运(UO3)－机组可延迟至6h以后,但需在72h以内停运的状态。

第4类非计划停运（UO4）－机组可延迟至72h以后,但需在下次计划停运前停运的状态。

第5类非计划停运（UO5）－计划停运的机组因故超过计划停运期限的延长停运状态。

上述第1～3类非计划停运状态称为强迫停运（FO）。

停用（IACT）－机组按国家关政策，经规定部门批准封存停用或进行长时间改造而停止使用的状态，简称停用状态。机组处于停用状态的时间不参加统计评价。

5状态转变时间界线和时间记录的规定

状态转变时间的界线

运行转为备用或计划停运或1～4类非计划停运:以发电机与电网解列时间为界。

备用或1～4类非计划停运转为运行：以发电机并网时间为界。

计划停运或1～5类非计划停运转为备用，以报复役交付调度的时间为界。

计划停运或第5类非计划停运转为运行，以报复役前的最近一次并网时间为界。

计划停运转为第5类非计划停运：以开工前主管电力公司批准的计划检修工期为界。

备用或1～4类非计划停运转为计划停运：以主管电力公司批准的时间为界。

备用或计划停运或1～5类非计划停运转为第1类非计划停运：以超过现场规程规定的启动时限或调度命令的并网时间为界，并计启动失败一次；在试运行和试验中发生影响运行的设备损坏时，以设备损坏发生时间为界。

备用转为第4类非计划停运以批准检修工作开始时间为界。

辅机状态的转换时间以运行日志记录为准。

时间记录的规定

设备状态的时间记录采用24h制。00:00为一天开始,24:00为一天之末。

设备状态变化的起止时间，以各级调度部门的记录为准。

机组非计划停运转为计划停运只限于该机组临近计划检修且距原计划开工时间―大修在60d以内小修在30d以内，经申请且征得上级生产技术部门同意和调度批准，方可转为计划停运。填报按下述规定：自停运至调度批准前记作非计划停运；从调度批准时起至机组交付调度（运行或备用）止，为计划停运。

新建机组可靠性统计评价从首次并网开始。

6容量和电能术语定义

毛最大空量（GMC）－一台机组在某一给定期间内，能够连续承载的最大容量。一般可取机组的铭牌额定容量（INC），或经验证性试验并正式批准确认的容量。

毛实际发电量（GAAG）－机组在给定期间内实际发出的电量。

毛最大发电量（GMG）－机组在给定期间内，连续按毛最大容量运行所应发出的电量。

机组降低出力容量（UNDC）－机组在降低出力状态时实际能达到的最大连续出力（AC）与毛最大容量（GMC）的差值。其数学表达式为：

UNDC＝GMC－AC

或UNDC＝INC－AC

供热机组的铭牌额定容量（INC）按纯凝汽式工况或额定供热工况下的额定电功率的较大值计算。

时间术语定义如下。

a)大修停运小时(POH1)－设备处于计划大修停运状态的小时数。

b)小修停运小时(POH2)－设备处于计划小修停运状态的小时数。

c)节日检修和公用系统计划检修停运小时（POH3）－在法定节日：元旦、春

节、“五一”、“十一”期间，机组计划检修状态下的停运小时数或公用系统进行计划检修时，对应停运机组的停运小时数。

d)定期维护小时(SM)－辅助设备处于定期维护状态下的停运小时数。

a)非计划停运小时按状态定义可分为下列5类：

第1类非计划停运小时数(UOH

)－机组处于第1类非计划停运状态的小时数；

第2类非计划停运小时数(UOH

)－机组处于第2类非计划停运状态的小时数；

第3类非计划停运小时数(UOH

)－机组处于第3类非计划停运状态的小时数；

第4类非计划停运小时数(UOH

)－机组处于第4类非计划停运状态的小时数；

第5类非计划停运小时数(UOH

)－机组处于第5类非计划停运状态的小时数；

b)非计划停运小时（UOH）－机组在统计期内发生的所有各类非计划停运小时之和，即

UOH=UOH

1+UOH

+UOH

或 UOH=∑UOHi（式中i=1～5）

强迫停运小时(FOH)－机组处于第1、2、3类非计划停运状态的小时数之和。

FOH=UOH

1+UOH

+UOH

或FOH=∑UOH i(式中:i=1～3)

统计期间小时（PH）－设备处于在使用状态的日历小时数。

可用小时（AH）－设备处于可用状态的小时数。

可用小时等于运行小时与备用小时之和，用公式表示为：

AH＝SH＋RH

不可用小时（UH）－设备处于不可用状态的小时数。

不可用小时等于计划和非计划停运小时之和或统计期间小时与可用小时之差。用公式表示为：

UH=POH+UOH=PH-AH

机组降低出力小时（UNDH）－机组处于降低出力状态下的可用小时数。

a)机组降低出力运行小时（IUNDH）－机组处于降低出力状态下的运行小时数。

b)机组降低出力备用小时（RUNDH）－机组处于降低出力状态下的备用小时数。

a)计划降低出力运行小时（IPDH）－机组处于计划降低出力状态下的运行小时数。

b)计划降低出力备用小时（RPDH）－机组处于计划降低出力状态下的备用小时数。

非计划降低出力小时（UDH）－机组处于非计划降低出力状态下的可用小时数。

a)非计划降低出力运行小时（IUDH）－机组处于非计划降低出力状态下的运行小时数。

b)非计划降低出力备用小时（RUDH）－机组处于非计划降低出力状态下的备用小时数。

c)非计划降低出力小时按状态定义又分为：

第1类非计划降低出力小时(UDH

)

①第1类非计划降低出力运行小时(IUDH

)

②第1类非计划降低出力备用小时(RUDH

)

第2类非计划降低出力小时(UDH

)

①第2类非计划降低出力运行小时(IUDH

)

②第2类非计划降低出力备用小时(RUDH

)

第3类非计划降低出力小时(UDH 3) ①第3类非计划降低出力运行小时(IUDH 3) ②第3类非计划降低出力备用小时(RUDH 3) 第4类非计划降低出力小时(UDH 4) ①第4类非计划降低出力运行小时(IUDH 4) ②第4类非计划降低出力备用小时(RUDH 4)

等效停运小时――指按上述方式分类的机组降低出力小时数折合成按毛最大容量计算的停运小时数。对于各类降低出力的等效停运小时，可在相应的降低出力小时符号前加字母“E ”表示。如UDH 1表示第1类非计划降低出力小时,EUDH 1则表示第1类非计划降低出力的等效停运小时。

等效停运小时可按下式计算：

E( )i =()GMC

T D i i ∑

式中：E( )i —按本条定义“中任一方式分类（括号内注明属哪一分类）计算的等效停运小时。

D( )i —括号内所指方式分类的第i 类的降低出力数。 T i —第i 类降低出力状态持续小时数。 GMC —毛最大容量（或INC —铭牌容量）。

统计台年（UY ）－为一台设备的统计期间小时数或多台设备的统计期间小时数之和除以8760小时，即：

对一台设备:UY=

8760PH

对多台设备:UY=8760

PH ∑ 7状态填报的规定运行

a)机组在毛最大容量下全月运行（包括能达到毛最大容量，但调度安排调峰运行），只须填写一条运行事件记录（FS ）；若当月发生任何停运或降低出力运行事件，只需如实填写停运或降低出力事件，按毛最大容量运行事件可不填写。

b)辅助设备全月运行，须填写一条运行事件记录（S ）；当月若发生停运，则只须填写停运事件，运行事件可不填写。

0－4）。

0－IUD 4）。 0

）。

“补充说明”栏中注明。

a)在降低出力量为a(MW)的A事件期间内，存在另一个降低出力量为b(MW)的

B事件。此时，若a

事件的起止时间，降低出力量为b-a的降低出力记录；若a>b，则需填写A事件

的记录，并在“补充说明”栏中说明B事件。

b)在降低出力量为a(MW)的A事件未结束时，发生了另一个降低出力量为

b(MW)的B事件。而在B事件结束前，A事件已结束（即A、B两事件的时间段部

分重叠）。在这种情况下，若a>b，则A事件记录按实际填写，而B事件的起始

时间为A事件的终止时间；若a

而B事件的记录则按实际的起止时间填写。

备用

”。

“R

计划降低出力备用（RPD）降低出力容量大于或等于毛最大容量的2%。

计划降低出力备用（RUD）降低出力容量大于或等于毛最大容量的5%,且持

续时间大于或等于1小时;降低出力容量大于或等于毛最大容量的30%,不论时间

长短。

）。

0－4

）。

0－4

，并估算降低的出力量（或根据该项维修影响运行出力量填写）。

），如果该项工作可以在机组运行时进行，则机组状态应极为非计划降低1～4

）。

出力备用时间（UO

1～4

计划停运

非计划停运

）。

1～4

“基础事件”；对于不能区分先后的，以修复时间最长的事件作为“基础事

件”。把机组此次停运状态的时间作为基础事件的记录时间。

对于设备多种原因造成机组非计划停运，除了要填写“基础事件”外，还必

须再将“基础事件”和其他所有事件――按实际修复时间进行记录。

停用

启动

a)启动成功－在给定期间内，按有关规程，将一台设备从停运状态转为运行

状态为一次成功的启动。

b)启动失败－在给定期间内，未能将一台设备从停运状态转为运行状态为一

次不成功的启动，并记启动失败一次。启动延误的时间对于机组按第一类非计划

停运计，对于辅助设备按非计划停运计。

8评价指标

计划停运系数（POF ）非计划停运系数（UOF ）强迫停运系数（FOF ）可用系数（AF ）运行系数（SF ）

机组降低出力系数（UDF ）等效可用系数（EAF ）毛容量系数（GCF ）利用系数(UTF)

利用小时 UTH

UTF=--------------×100%=----×100%

统计期间小时 PH

出力系数（OF ）强迫停运率（FOR ）非计划停运率（UOR ）等效强迫停运率（EFOR ）

%100)

321()

321(?+++++++ERUDH ERUDH ERUDH FOH SH EDH EUDH EUDH FOH

强迫停运发生率（FOOR ）（次/年）

强迫停运次数 FOT

FOOR=------------×8760=-----×8760

可用小时 AH

暴露率(EXR)

EXR=%100%100?=

?AH

可用小时

运行小时平均计划停运间隔时间（MTTPO ）平均非计划停运间隔时间（MTTUO ）平均计划停运小时（MPOD ）平均非计划停运小时（MUOD ）平均连续可用小时（CAH ）

平均无故障可用小时（MTBF 或MTBFA ）

对于机组:FOT

MTBF =

强迫停运次数可用小时

对于辅机设备:MTBFA=

UOT

非计划停运次数运行小时

启动可靠度（SR ）

抽水蓄能机组按发电工况和抽水工况分别统计、计算。平均启动间隔小时（MTTS ）辅助设备故障平均修复时间(MTTR)

MTTR=

UOT

RPH ∑

非计划停运次数累积修复时间

辅助设备故障率(λ) 次/年

8760 8760

λ=-------------------=------ 平均无故障运行小时 MTBF

辅助设备修复率(μ) 次/年

8760 8760

μ=-------------------=------ 故障平均修复时间 MTTR

检修费用（RC ）一台机组一次检修的费用（包括材料费、设备费、配件费人工费用等子项）。

9统计评价范围

机组统计评价范围包括火电机组、水电机组、抽水蓄能机组、核电机组、燃气轮机组和燃气－蒸汽联合循环机组。

。

燃气－蒸汽联合循环发电机组的统计范围包括燃气轮机组及余热锅炉、蒸汽轮机、发电机和主变压器及其相应的辅助系统、公用系统和设施。

辅助设备的统计范围系指磨煤机、给水泵组、送风机、引风机、高压加热器等。

母管制火电机组除了统计汽轮发电机组外，锅炉应单独进行统计。其范围为锅炉及相应的附属、辅助设备。锅炉的状态、术语定义和评价指标等除下列变动外，其余均与本规程中机组的相应规定相同。

“机组”、“并网”分别改为“锅炉”、“并炉”、“毛最大容量”、“毛实际发电量”、“毛最大发电量”分别改为“锅炉毛最大蒸发量”、“锅炉实际蒸发量”、“锅炉最大蒸发量”。

“停运”，改记为“备用”。

当发电机组作调相机运行时，不论是单元制机组，母管制发电机组或供热机组，除统计汽轮发电机组外，锅炉要按规定单独进行统计。

10基础数据注册

机组注册内容、事件数据及计划检修报告按表1-5要求的内容进行填报；辅助设备注册内容及事件数据报告按表6-11要求的内容进行填报。

所有机组和辅助设备均应按规定代码、编号进行注册。单列，用阿拉伯数字填写，如01、02、10、11……。

双列，第一位填英文字母，第二位填阿拉伯数字，如A1、A2、A3……，B1、B2、B3……。

单、双列中的阿拉伯数字，按给水流动方向，从小到大顺序编号。

“0”，更新时应修改注册，每更新一次，更新号顺次增加。临时替换也按更新处理（辅助设备更新系指辅助设备本体的更新，更换电动机和其它原动机不作更新）。

“停用日期”，批复之日记为“退出统计日期”；若批复之日该辅助设备未停运，则其实际停运日期同作“停用日期”和“退出统计日期”。

11事件编码填写注意事项

事件编码是描述设备故障及其原因的特殊标识符，是基础数据的重要组成部分，所有编码应按照“中心”对电力设施可靠性统计编码要求认真填写。

机组及辅助设备的非计划停运事件，机组的计划和非计划降低出力运行或设备停运事件，节目检修停运、有重大特殊项目的计划停运事件，都应填写相应的事件编码。填写编码时应找准设备部位，查清技术原因，明确责任单位，十位数码要填全，使之译成文字后成为一个完整、符合逻辑的语句。

事件编码的前六位系分三个层次，反映引起事件的设备部件，说明事件是由于该部位部件的故障或缺陷而引起的。不要按表面现象填写：如机组保护动作跳闸停运，若系保护误动，则填写该误动保护装置的编码；若保护正确动作，则应填写被保护设备的编码。注意把设备和与其连接的，但不属于设备本体上的附属装置，如管道阀门、热控系统等严格区分开来，不要把后者引起的事件加在前者上。

事件编码的7、8位码表示事件状态发生的技术原因（物理的、化学的、电气的、机械的、或人为的），并成为技术原因（分类）编码。

事件编码的9、10位码表示事件发生的责任原因，并称为责任原因（部门）编码。

机组统计范围以外的系统引起机组停运和降低出力事件，第1、2位填写“98”编码，第3-8位填写“999999”，第9、10位码填写相应的责任原因编码。

因煤（油）质不良造成锅炉灭火、结焦或制粉、送粉设备、输煤机械故障时，应填写相应的设备编码。若未造成锅炉、制粉送粉设备、输煤机械故障，但机组需要降低出力运行时，第1、2位填写“10”编码，第3-8位填写“999999”，第9、10位码填写相应的责任原因编码。

机组第5类非计划停运事件，若因某设备（部件）检修造成延期，应填写该设备（部件）编码；若检修延期是由于众多项设备检修未完成，可只填写影响检修进度的主要设备编码。

第9、10位责任原因编码填写注意事项

12统计报告

机组可靠性基础数据由发电厂和调度所负责分别记录和统计，并按电力行业可靠性管理归口部门规定的报送时间和审核程序上报。

报告若需修改，必须以文件形式逐级上报，说明更改内容和变更原因；各级主管部门对上报的报告必须认真核实后进行转报；修改已报出“基础数据”须在报告后一个季度内完成，事件于下次报告时一并完成。

报送“中心”的可靠性基础数据报告范围如下：

可靠性基础数据报告，按机组和辅机设备分别编制。机组有五种（表1-5）：即机组注册内容报表、机组主设备注册内容、机组月度事件数据报表、机组月度发电量报表和机组月度计划检修报表；辅助设备有两种（表6-11）,即辅助设备注册内容报表和辅助设备月度事件数据报表。

跨月事件必须拆成两条记录，迄于上月末记录和始于下月初记录。两条记录必须保持时间连续、状态、编码等一致。

记录和报告都要采用可靠性术语。

每台机组每月均需填写实际月发电量。若机组当月未运行，即毛实际月发电量填写为“0”。发电量的单位为“MW·h”。

机组计划检修以及非计划检修事件，均应按炉、机、电分别填写检修工日和费用。

单位: 主管: 填表: 填表日期: 年月日

机组主设备注册内容

一、锅炉

锅炉编号\机组号燃用燃料（煤、油、气）

锅炉整体型式（TT型、塔型、T型）设计煤质（Q、V、W、A、S、t1、t3）

型号排渣方式（固态、液态）

额定蒸发量(t/h)燃烧方式（切圆、对冲、W火焰、旋风、

L火焰）

主蒸汽额定温度(C)炉堂结构（单、双）

主蒸汽额定压力(MPa)空气预热器型式（管式、回转式）

再热蒸汽流量（t/h）热风温度（C）

再热汽额定温度(入口/出口, C)排烟温度（C）

再热汽额定压力(入口/出口,MPa)设计效率（％）

设计给水温度(C)出厂日期

工质流动方式(直流、自然、控制、复合

循环)

二、汽轮机

汽轮机编号\机组号排汽压力(kPa)

汽轮机型式设计热耗（kJ/）

汽轮机型号循环水进口温度(C)

额定功率(MW)再热蒸汽温度(C)

最大连续功率(MW)再热蒸汽压力(MPa)

额定转速(rpm)出厂日期

主蒸汽温度(C)

主蒸汽压力（MPa）

三、汽轮发电机

汽轮发电机编号\机组号转子额定电流（A）

汽轮发电机型号额定功率因数（cosф）

额定容量(MW)冷却方式

最大出力(MW)额定氢压（kPa）

额定转速（rpm）设计效率（％）

定子额定电流（A）出厂日期

出口电压（kV）

四、主变压器

主变压器编号\机组号接线方式

主变压器型号线圈数

额定容量(kVA)冷却方式

额定电压(kV)出厂日期

五、水轮机

水轮机编号\机组号额定流量（m3/s）

水轮机型式额定转速（rpm）

水轮机型号飞逸转速（rpm）

转轮直径(mm)比转速(ns)

设计水头（含最大、最小，m）吸出高度（m）

设计流量（m3/s）出厂日期

六、水轮发电机

水轮发电机编号\机组号额定电压（kV）

水轮发电机型号转子额定电流（A）

额定容量（MW）额定功率因数（cosф）

最大出力（MW）冷却方式

额定转速（rpm）设计效率（％）

定子额定电流（A）出厂日期

七、水泵/水轮机(泵工况)

除按五水轮机注册外,尚须补充下列项目:转速(rpm)

)

最大所程/相应抽水流量m/m3/s比转速(n

最小扬程/相应抽水流量m/m3/s吸出高度(m)

最大扬程泵轴输出功率(MW)注:*表示该性能指标与发电工况有区

别。

八、电动发电机（电动机工况）

除按六水轮发电机注册外,尚须补充下列

电动工况额定转速（rpm）

项目:

电动工况功率因数（cosф）电动机效率（％）

九、燃气轮机

燃气轮机编号空气流量(Nm3/min)

燃气轮机型式燃气压力(kPa)

燃气轮机型号燃气流量(m3/min)

轴功率（MW）排气温度(C)

燃料消耗量(Kg/min) 出厂日期

十、燃气轮发电机

燃气轮发电机编号转子额定电流（A）

燃气轮发电机型号额定功率因数（cosф）

额定容量（MW）冷却方式

最大出力（MW）额定氢压（kPa）

额定转速（rpm）设计效率(%)

定子额定电流（A）出厂日期

出口电压（kV）

十一、核岛设备

编号\机组号主冷却剂出堆温度(C)

堆类型主冷却剂进堆温度(C)

堆型号(PWR、BWR、GCR、HWR、ART-FBR)蒸汽发生器型号

堆热功率(MW)蒸汽发生器热功率（MW）

电功率(MW)蒸汽流量（t/h）

环路数蒸汽压力（MPa）

燃料组件数蒸汽温度（℃）

压力容器直径（m）给水温度（℃）

主冷却剂泵型号蒸汽干度

主冷却剂流量（t/h）循环倍率（K）

主冷却剂运行压力（MPa）出厂日期

十二、核电常规岛

汽轮机、汽轮发电机、主变压器注册内容

同前

表3

机组月度事件数据报表

单位: 主管: 填表: 填表日期: 年月日

表4

机组月度发电量报表

单位: 主管: 填表: 填表日期: 年月日

表5

机组月度计划检修报表

机组

年度

单位: 主管: 填表: 填表日期: 年月

日

表6

火电厂辅机设备—磨煤机注册填报表

（一）

(二)

单位: 主管: 填表: 埴表日期: 年月日

(整理)安全性可靠性性能评价

3．3 安全性、可靠性和性能评价 3．3．1主要知识点了解计算机数据安全和保密、计算机故障诊断与容错技术、系统性能评价方面的知识，掌握数据加密的有关算法、系统可靠性指标和可靠性模型以及相关的计算方示。 3．3．1．1数据的安全与保密（1）数据的安全与保密数据加密是对明文（未经加密的数据）按照某种加密算法（数据的变换算法）进行处理，而形成难以理解的密文（经加密后的数据）。即使是密文被截获，截获方也无法或难以解码，从而阴谋诡计止泄露信息。数据加密和数据解密是一对可逆的过程。数据加密技术的关键在于密角的管理和加密/解密算法。加密和解密算法的设计通常需要满足3个条件：可逆性、密钥安全和数据安全。（2）密钥体制按照加密密钥K1和解密密钥K2的异同，有两种密钥体制。 ①秘密密钥加密体制（K1=K2）加密和解密采用相同的密钥，因而又称为密码体制。因为其加密速度快，通常用来加密大批量的数据。典型的方法有日本的快速数据加密标准（FEAL）、瑞士的国际数据加密算法（IDEA）和美国的数据加密标准（DES）。 ②公开密钥加密体制（K1≠K2）又称不对称密码体制，加密和解密使用不同的密钥，其中一个密钥是公开的，另一个密钥是保密的。由于加密速度较慢，所以往往用在少量数据的通信中，典型的公开密钥加密方法有RSA和ESIGN。一般DES算法的密钥长度为56位，RSA算法的密钥长度为512位。（3）数据完整性数据完整性保护是在数据中加入一定的冗余信息，从而能发现对数据的修改、增加或删除。数字签名利用密码技术进行，其安全性取决于密码体制的安全程度。现在已经出现很多使用RSA和ESIGN算法实现的数字签名系统。数字签名的目的是保证在真实的发送方与真实的接收方之间传送真实的信息。（4）密钥管理数据加密的安全性在很大程度上取决于密钥的安全性。密钥的管理包括密钥体制的选择、密钥的分发、现场密钥保护以及密钥的销毁。（5）磁介质上的数据加密

风力发电设备可靠性评价规程修订稿

风力发电设备可靠性评价规程 WEIHUA system office room 【WEIHUA 16H-WEIHUA WEIHUA8Q8-

风力发电设备可靠性评价规程（试行） 1 范围本规程规定了风力发电设备可靠性的统计办法和评价指标。适用于我国境内的所有风力发电企业发电能力的可靠性评价。风力发电设备的可靠性统计评价包括风电机组的可靠性统计评价和风电场的可靠性统计评价两部分。风电机组的可靠性统计评价范围以风电机组出口主开关为界，包括风轮、传动变速系统、发电机系统、液压系统、偏航系统、控制系统、通讯系统以及相应的辅助系统。风电场的可靠性统计评价范围包括风电场内的所有发电设备，除了风电机组外，还包括箱变、汇流线路、主变等，及其相应的附属、辅助设备，公用系统和设施。 2 基本要求本规程中指标评价所要求的各种基础数据报告，必须尊重科学、事实求是、严肃认真、全面而客观地反应风力发电设备的真实情况，做到准确、及时、完整。与本规程配套使用的“风电设备可靠性管理信息系统”软件及相关代码，由中国电力企业联合会电力可靠性管理中心（以下简称“中心”）组织编制，全国统一使用。 3状态划分风电机组（以下简称机组）状态划分如下：运行 (S) 可用(A) 调度停运备用备用 (DR)

(R) 场内原因受累停运备用在使用受累停运备用 (PRI) （ACT） (PR) 场外原因受累停运备用 (PRO) 计划停运不可用(U) (PO) 非计划停运 (UO) 4 状态定义在使用（ACT）——机组处于要进行统计评价的状态。在使用状态分为可用（A）和不可用（U）。可用（A）——机组处于能够执行预定功能的状态，而不论其是否在运行，也不论其提供了多少出力。可用状态分为运行（S）和备用（R）。 4.2.1 运行（S）——机组在电气上处于联接到电力系统的状态，或虽未联接到电力系统但在风速条件满足时，可以自动联接到电力系统的状态。机组在运行状态时，可以是带出力运行，也可以是因风速过高或过低没有出力。 4.2.2 备用（R）——机组处于可用，但不在运行状态。备用可分为调度停运备用（DR）和受累停运备用（PR）。 4.2.2.1 调度停运备用（DR）——机组本身可用，但因电力系统需要，执行调度命令的停运状态。 4.2.2.2 受累停运备用（PR）——机组本身可用，因机组以外原因造成的机组被迫退出运行的状态。按引起受累停运的原因，可分为场内原因受累停运备用（PRI）和场外原因受累停运备用（PRO）。 a) 场内原因受累停运备用（PRI）——因机组以外的场内设备停运（如汇流线路、箱变、主变等故障或计划检修）造成机组被迫退出运行的状态。 b) 场外原因受累停运备用（PRO）——因场外原因（如外部输电线路、电力系统故障等）造成机组被迫退出运行的状态。

电力系统可靠性评估指标

电力系统可靠性评估指标 1.1 大电网可靠性的测度指标 1. (电力系统的)缺电概率 LOLP loss of load probability 给定时间区间内系统不能满足负荷需求的概率，即 ∑∈=s i i P LOLP 式中：i P 为系统处于状态i 的概率；S 为给定时间区间内不能满足负荷需求的系统状态全集。 2. 缺电时间期望 LOLE loss of load expectation 给定时间区间内系统不能满足负荷需求的小时或天数的期望值。即 ∑∈=s i i T P LOLE 式中：i P 、S 含义同上； T 为给定的时间区间的小时数或天数。缺电时间期望LOLE 通常用h/a 或d/a 表示。 3. 缺电频率 LOLF loss of load frequency 给定时间区间内系统不能满足负荷需求的次数，其近似计算公式为 ∑∈=S i i F LOLF 式中：i F 为系统处于状态i 的频率；S 含义同上。LOLF 通常用次/年表示。 4. 缺电持续时间 LOLD loss of load duration 给定时间区间内系统不能满足负荷需求的平均每次持续时间，即 LOLF LOLE LOLD = LOLD 通常用小时/次表示。 5. 期望缺供电力 EDNS expected demand not supplied 系统在给定时间区间内因发电容量短缺或电网约束造成负荷需求电力削减的期望数。即 ∑∈=S i i i P C EDNS 式中：i P 为系统处于状态i 的概率；i C 为状态i 条件下削减的负荷功率；S 含义同上。期望缺供电力EDNS 通常用MW 表示。

可靠性管理制度

黑泉水力发电厂设备可靠性管理制度 1、总则 1.1本标准规定了黑泉水力发电厂发电设备可靠性管理的管理职能、管理内容与要求、检查与考核。 1.2本标准适用于黑泉水力发电厂发电设备可靠性的管理。 2、管理职能生产科是电厂发电设备可靠性管理的归口部门，负责电厂发电设备可靠性管理的统计和分析。检修科、运行部门负责本部门所管辖设备的可靠性管理工作。 3、管理内容与要求 3．1 组织机构 3．1．1 电厂可靠性管理网络由可靠性管理领导小组和可靠性管理网络人员组成。领导小组组长由分管生产副厂长担任，领导小组成员由生产科、检修科、运行部门等组成。 3．1．2可靠性管理领导小组名单：组长：金晨杰副组长：王宁克成员：陈顺沛鲍占民马海民陈海英李刚刘芳何雪珂。 3．1．3可靠性管理领导小组的任务，确保电厂发电可靠，努力完成上级下达的可靠性指标，保证发电设备可靠性原始数据的正确、完整、及时，定期进行可靠性分析，提出改进设备可靠性的措施。

3．2 组长职责 3．2．1 在厂长的领导下，指挥、督促职能部门开展发电设备可靠性管理工作，保证完成上级下达的可靠性指标和本电厂提出的可靠性目标。 3．2．2 贯彻执行上级下达的关于可靠性管理的各项规定，经常检查电厂可靠性管理工作，定期听取汇报，及时解决存在的问题。 3．2．3 掌握电厂发电设备健康状况及存在问题、隐患，对可能构成影响机组可靠性指标的问题应及时组织有关人员采取措施加以解决。 3．2．4 掌握电厂可靠性指标的完成情况，对不能完成的预定指标要组织电厂有关部门进行分析，确定处理方案并督促落实。 3．3 生产科职责 3．3．1 生产科负责全厂可靠性管理工作。 3．3．2 随时掌握各部门可靠性指标的状况，如发现不能完成指标，应及时采取措施，制订可行方案，经批准后贯彻执行。 3．3．3 抓好全厂可靠性管理人员的理论和实践培训和技术演练工作，提高可靠性管理人员的管理水平。 3．4 各部门职责 3．4．1 各科室负责本部门发电设备的可靠性管理工作。 3．4．2 认真贯彻执行国家及系统内各项关于发电设备可靠

风力发电系统可靠性评估体系

风力发电系统可靠性评估体系摘要：近年来，我国的用电量不断增加，风力发电系统有了很大进展。由于风电具有随机性、间歇性和波动性等特点，风力发电系统的可靠性对大规模并网电力系统安全性造成较大影响，如何准确评估风力发电系统可靠性，这提出了全新的挑战。首先分析了风力发电系统的结构特点，提出了一种基于期望故障受阻电能相等的方法，用相同容量的发电机等效替代风电机“组串”，并根据元件状态特性对系统可靠性状态进行划分，最后建立时间、出力、系统等指标体系。关键词：风力发电系统；等效替代；可靠性评估；指标体系引言随着风力发电技术迅猛发展，装机容量大幅增加，已成为可再生能源中技术最成熟、应用最广泛的发电技术之一。由于风电具有间歇性、波动性和随机性等特点，使得大规模风电接入电力系统后带来了不确定的因素，因此如何准确评估风力发电系统的可靠性显得非常重要。 1风力发电系统的特点 1.1风机输出功率影响因素分析

1）季节与时间的影响中国“三北”地区风资源较为丰富。一般来说，一年中春季和冬季风资源较丰富，夏季风资源较贫乏；在一天中来说，白天风资源较贫乏，而夜晚风资源较丰富。 2）风速大小的影响风电机组的运行状态和输出功率都与风速息息相关。图1给出了风电机组输出功率与风速的曲线。 2可靠性状态的划分 1）全额运行状态：当风速较快时，即风力发电系统输出功率能够达到总装机容量的70%以上。2）资源限制减额运行状态：当风速较慢时，即风力发电系统输出功率低于总装机容量的70%。3）故障减额运行状态：风力发电系统部分元件故障导致输出功率减少的状态。 3可靠性指标体系 3.1时间指标 1）全额运行时间FRH：风力发电系统处于全额运行状态（即输出功率达到总装机容量70%）的累计运行时间。2）资源限制减额运行时间RDH：风力发电系统由于风速的限制，输出功率小于总装机容量的70%的累积运行时间。3）故障减额运行时间FDH：风力发电系统中部分元件故障，导致输出功率减小的累积运行时间。4）故障停运时间FOH：风力系统由于元件故障发生全站停运的累计时间。由

可靠性评估

可靠性概念理解：可靠性是部件、元件、产品、或系统的完整性的最佳数量的度量。可靠性是指部件、元件、产品或系统在规定的环境下、规定的时间内、规定条件下无故障的完成其规定功能的概率。从广义上讲，“可靠性”是指使用者对产品的满意程度或对企业的信赖程度。可靠性的技术是建立在多门学科的基础上的，例如：概率论和数理统计，材料、结构物性学，故障物理，基础试验技术，环境技术等。可靠性技术在生产过程可以分为：可靠性设计、可靠性试验、制造阶段可靠性、使用阶段可靠性、可靠性管理。我们做的可靠性评估应该就属于使用阶段的可靠性。机床的可靠性评定总则在GB/T23567中有详细的介绍，对故障判定、抽样原则、试验方式、试验条件、试验方法、故障检测、数据的采集、可靠性的评定指标以及结果的判定都有规范的方法。对机床的可靠性评估时，可以在此基础上加上自己即时的方法，做出准确的评估和数据的收集。可靠性研究的方法大致可以分为以下几种： 1）产品历史经验数据的积累； 2）通过失效分析（Failure Analyze）方法寻找产品失效的机理； 3）建立典型的失效模式； 4）通过可靠性环境和加速试验建立试验数据和真实寿命之间的对应关系；5）用可靠性环境和加速试验标准代替产品的寿命认证； 6）建立数学模型描述产品寿命的变化规律； 7）通过软件仿真在设计阶段预测产品的寿命；大致可把可靠性评估分为三个阶段：准备阶段、前提工作、重点工作。准备阶段：数据的采集（《数控机床可靠性试验数据抽样方法研究》北京科技大学张宏斌）用于收集可靠性数据, 并对其量化的方法是概率数学和统计学。在可靠性工程中要涉及到不确定性问题。我们关心的是分布的极尾部状态和可能未必有的载荷和强度的组合, 在这种情形下, 经常难以对变异性进行量化, 而且数据很昂贵。因此, 把统计学理论应用于可靠性工程会更困难。当前，对于数控机床可靠性研究数据的收集方法却很少有人提及, 甚至可以说是一片空白。目前, 可靠性数据的收集基本上是以简单随机抽样为主, 甚至在某些情况下只采用了某一个厂家在某一个时间段内生产的机床进行统计分析。由此所引发的问题就是: 这样收集的数据不能够很好地反映数控机床可靠性的真实状况, 同时其精度也不能够令人满意。由于现在数控机床生产厂家众多、生产量庞大、机床型号多以及成产的批次多，这样都对数据的收集带来了很大的困难。因此，在数据采样时：（1）必须采用合理的抽样方法来得到可靠性数据; （2）简单随机抽样是目前普遍应用的抽样方法,但是必须抽取较大的样本量才能够获得较高的精度和信度; 针对以上的特点有三种数据采集的方法可以选择：简单随机抽样、二阶抽样、分层抽样。（1）简单随机抽样：从总体N个单元中，抽取n个单元，保证抽取每个单元或者几个单元组合的概率相等。

海上风电场集电系统可靠性评估研究

海上风电场集电系统可靠性评估研究 Reliability evaluation of offshore wind farm 黄玲玲，符杨上海电力学院，电力与自动化工程学院上海市杨浦区 200090 摘要：本文分析了海上风电场集电系统结构和接线特点的基础上，提出了海上风电场集电系统可靠性综合评估的模型和算法，并在此基础上，深入考虑了风速的变化对可靠性指标的影响。最后，以中国某海上风电场原规划的集电系统为例，说明集电系统拓扑形式和风速变化对可靠性的影响。关键词：海上风电场；可靠性；集电系统 0 引言风力发电是当今世界发展最快的能源利用形式。而海上风力发电由于风速高，风能资源丰富等特点，已经成为风电投资建设的重要方向。海上风电场一般建设在水深10m左右、距离海岸线10km以外的海域，风力机组之间通常间隔约500~600m。风力发电机所发出的电能需要依靠海底电缆进行收集并输送至岸上变电站，从而接入主网。由于海上风电场受到海洋性气候、环境以及地质等因素的影响，电气设备价格及其运行维护成本都大大高于陆上风电场。因此，更有必要在海上风电场规划时期对整个系统的可靠性进行评估。已有一些学者从不同角度对风电场的可靠性评估进行了研究。文献[3]利用概率抽样模拟实际风速，计算风力发电机的随机输出功率，最后采用序贯蒙特卡罗仿真方法分析了风力发电的可靠性。然而风电场的可靠性并不仅与风电机组有关，还受到风电场集电系统的影响。而文献[4]分析了影响海上风电场集电系统可靠性的诸多因素，并通过实例计算比较了三种不同的集电系统拓扑结构对可靠性的影响。但没有考虑考虑风电场当地风能资源特性对可靠性评估的影响。本文在分析海上风电系统特点的基础上，提出了海上风电场可靠性评估的模型和算法，重点讨论了风力发电机群与中低压集电系统的可靠性模型以及风能特性对可靠性指标的影响。最后参考现有海上风电场的运行数据，对中国某海上风电场的集电系统可靠性进行评估。1 海上风电场集电系统与传统火力发电厂或水力发电厂不同，海上风力发电机组WTG(Wind Turbine Generator)单机容量相对较小，目前大都采用 1.5MW、2MW或3MW的机组，因此，海上风电场风机数量较多，通常为几十台甚至上百台。典型海上风电场接线图如图1 Horn Rev海上风电场所示 [5]。图1 丹麦Horn Rev海上风电场示意图 Fig. 1 Offshore wind farm layout of Horn Rev 图2 单台风力发电机组接线示意图 Fig.2 Detail connection of a wind turbine generator 通常，海上风力发电机组为垂直型布置，风力发电机位于风机塔架顶端，出口电压为690V，通过电缆线与塔架基座上的箱式变压器相连。箱变将电压升高至10kV或35kV后连接到海上风电场内部集电系统。风力发电机组具体的连接方式如图2所示。负荷开关位于塔架基座的间隔内，其数量取决于与该风机相连的其它风机的数量。风力发电机组之间通常采用辐射形的连接方式，即将一定数量的风力发电机组通过负荷开关和海底电缆连接成“串”，然后通过长海缆连接至基金项目：上海市优秀青年基金项目(SDL-07021)。

电力系统可靠性评估发展

电力系统可靠性评估发展发表时间：2019-07-15T11:39:19.827Z 来源：《河南电力》2018年23期作者：薛琦 [导读] 电力系统的作用和任务就是保证用户用电的可靠性和经济性，并且要保证供电的质量。（国网河北省电力有限公司石家庄供电分公司 050000）摘要：电力系统的作用和任务就是保证用户用电的可靠性和经济性，并且要保证供电的质量。随着经济的增长，电网向远距离、超高压甚至特高压方向的发展也越来越快，网络的规模日益庞大，结构也日益复杂。本文在对电力系统可靠性评估的研究现状进行学习的基础上，介绍了可靠性分析中的两个准则即N-1准则和概率性指标或变量的准则，在概率、频率、平均持续时间、期望值等指标框架内，讨论了解析法和蒙特卡洛法的基本原理及其在电力系统可靠性评估中的应用。关键词：系统可靠性解析法；蒙特卡洛模拟法一、可靠性产生背景 20世纪50年代，可靠性概念的提出开始于工业，并首先在军用的电子设备中得到应用。到了60年代中期，美国、西欧和日本以及前苏联等国家电力系统陆续出现稳定性的破坏事故，导致了大面积的停电，因此可靠性技术引入了电力系统。 1968年成立了美国电力可靠性协会，在美国的12个区各自制定可靠性准则，保证电力系统能经受较大事故的冲击，避免由于连锁反应导致大面积停电。 1981 年随着加拿大和墨西哥的加入改名为北美电力可靠性协会。 20世纪90年代电力市场的出现和1996年美国西部发生的两次停电事故成为影响电力系统可靠性进一步发展的因素。近些年来不断发生大范围的停电事故，事故发生的同时也给人们带来了一些启示：确定性准则在大电网的规划和运行中受到了诸多限制，因此需要一些新的方法和观点来全面反映电网的状态，如需要考虑电网的一些随机事件。二、可靠性在电力系统中的应用电力系统的作用和任务就是保证用户用电的可靠性和经济性，并且要保证供电的质量。随着电力系统规模的扩大，对电力系统可靠性的评估也要求更加准确，但是系统元件的不断增加，系统自动化程度不断提高，所以在可靠性评估中的难度也越来越大。发输电系统可靠性评估方法及发展单一的对发电系统或输电系统进行可靠性评估，结果在实际中就会有一定的局限性。由于评估中要考虑元件的响应、网络结构、电压的质量等因素，所以计算量比较大计算也极其复杂。同时，回顾各大连锁停电故障，可以观察到的一个现象是电力系统的运行状态随着故障的连锁发生而不断恶化，系统内其他元件承受的负荷不断增加，系统趋近于某种临界状态，此时某些小概率故障（例如输电线路悬垂增加与树木接触，保护的隐性故障等）发生的概率显著增加，且一个小的事件可能会导致一个大事件乃至突变。而且，调度人员可能由于对当前系统的状态缺乏估计和了解，忽视了某些看起来平常的扰动，结果却可能导致无法估计的停电损失；或者出于对连锁大停电故障的过分担忧，实施相对保守但更加安全的控制方案，在一定程度上损害了运行经济性。因此针对上述出现的问题，如何利用新的方法更加准确和全面的反映电力系统的可靠性，并提高计算的速度，具有重要的理论研究意义和工程应用价值。三、可靠性评估准则电力系统是由发电、变电、输电、配电、用电等设备和相应的辅助设施，按照规定的技术经济要求组成的统一系统。随着电力工业的发展，可靠性发展成为一门应用学科，成为电力工业取得重大经济效益的一种重要手段。电力系统可靠性实质就是用最科学、经济的方式充分发挥发、供电设备的潜力，保证向全部用户不断供给质量合格的电力，从而实现全面的质量管理和全面的安全管理。可靠性是指一个元件、设备或系统在预定时间内，在规定条件下完成规定功能的能力。可靠度则用来作为可靠性的特性指标，表示元件可靠工作的概率，可靠度高，就意味着寿命长，故障少，维修费用低；可靠度低，就意味着寿命短，故障多，维修费用高。可靠性评估准则，因为在电力系统中所需要的可靠性水平应达到一定的条件，所以可靠性评估应该对应相应的可靠性准则。在可靠性分析中有两个准则分别是N-1准则和概率性指标或变量的准则。在传统的可靠性评估中主要采用的是N-1准则。确定性的N-1准则已经在电力系统可靠性评估中广泛的使用了许多年，该准则概念清晰，可操作性好。N-1准则是指正常运行方式下电力系统中任意一元件（如线路、发电机、变压器等）无故障或因故障断开后，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，并且其他元件不过负荷，电压和频率均在允许的范围内。这一准则要求单个系统元件的停运不会造成任何损害或者负荷削减。但同时N-1准则有两个缺点：第一个是没有考虑多元件失效；第二是只分析了单一元件失效的后果，而没有考虑其发生的概率多大。如果选择的故障事件不是非常严重，但是发生的概率比较高，基于该类故障事件的确定性分析得出的结果仍然会使系统有较高的风险。相反，即使一个具有严重后果的故障事件发生但是它的的概率可忽略不计，基于这类事件的确定性分析就会导致规划评估中过分投资。概率评估不仅可计及多重元件的失效事件，而且可以同时考虑事件的严重程度和事件发生的概率，将二者适当结合可以得到如实反映系统可靠性的指标。使用概率性指标评估的目的是在系统评估过程中增加新的考虑因素，而不是代替已经在可靠性评估中使用了多年的N-1准则，两者之间并无冲突，将二者结合起来可更加全面准确的反映系统的可靠性水平。四、可靠性评估方法电力系统可靠性是通过定量的可靠性指标来度量的。为了满足不同场合的需要和便于进行可靠性预测，已提出大量的指标，其中较多的主要有以下几类：（1）概率：如可靠度，可用率等；（2）频率：如单位时间内的平均故障次数；（3）平均持续时间：如首次故障的平均持续时间、两次故障间的平均持续时间、故障的平均持续时间等；（4）期望值：如一年中系统发生故障的期望天数。上述几类指标各自从不同角度描述了系统的可靠性状况，各自有其优点及局限性。在实际应用过程中往往是采用多种指标来描述一个

可靠性软件评估报告

可靠性软件评估报告目前，关于可靠性分析方面的软件产品在市场上出现的越来越多，其中比较著名的有以下3种产品：英国的ISOGRAPH、广五所的CARMES和美国Relex。总体上来说，这些可靠性软件都是基于相同的标准，因此它们的基本功能也都十分类似，那么如何才能分辨出它们之间谁优谁劣呢？根据可靠性软件的特点和我厂的实际情况，我认为应主要从软件的稳定性、易用性和工程实用性三个方面进行考虑，现从这几个方面对上述软件进行一个简单的论证，具体内容如下。稳定性要衡量一个可靠性软件的好坏，首先是要看该软件的运行是否稳定。对一个可靠性软件来说，产品的稳定性十分重要。一个没有经过充分测试、自身的兼容性不好、软件BUG很多、经常死机的软件，用户肯定是不能接受的。当然，评价一个可靠性分析软件是否具有良好的稳定性，其最好的证明就是该产品的用户量和发展历史。 ISOGRAPH可靠性分析软件已将近有20年的发展历史，目前全球已有7000多个用户，遍布航空、航天、铁路、电子、国防、能源、通讯、石油化工、汽车等众多行业以及多所大学，其产品的每一个模块都已经过了isograph的工程师和广大用户的充分测试，因而其产品的稳定性是毋庸置疑的。而广五所的CARMES和美国Relex软件相对来说，其用户量比较少，而且其产品的每一个模块的发布时间都比isograph软件的相应模块晚得多，特别是一些十分重要的模块。例如，isograph的故障树和事件树分析模块FaultTree+是一个非常成熟的产品，它的发展历史已经有15年了。Markov模块和Weibull模块也具有多年的发展历史，这些模块目前已经拥有一个十分广泛的用户群，它们已经被Isograph的工程师和大量的客户广泛的测试过，产品的稳定性值得用户信赖。而Relex的故障树和事件树相对比较新，它大约在2000年被发布，而Markov模块和Weibull模块2002年才刚刚发布，这些模块还没有经过大量用户的实际使用测试，其功能的稳定性和工程实用性还有待于时间的考验。广五所的CARMES软件的相应模块的发布时间就更晚了，有些甚至还没有开发出来，而且其用户主要集中在国内，并没有经过国际社会的广泛认可。易用性对一个可靠性分析软件产品来说，其界面是否友好，使用是否方便也十分重要，这关系到工程师能否在短时间内熟悉该软件并马上投入实际工作使用，能否充分发挥其作用等一系列问题。一个学习十分困难、使用很不方便的软件，即使其功能十分强大，用户也不愿使用。 ISOGRAPH软件可以独立运行在Microsoft Windows 95/98/Me/2000/NT/XP平台及其网络环境，软件采用大家非常熟悉的Microsoft产品的特点，界面友好，十分容易学习和使用。该软件提供了多种编辑工具和图形交互工具，便于用户在不同的模块间随时察看数据和进行分析。你可以使用剪切、复制、粘贴等工具，或者直接用鼠标“托放”来快速的创建各种分析项目，你还可以将标准数据库文件，如Microsoft Access数据库、Excel电子表格以及各种格式的文本文件作为输入直接导入到isograph软件中，使项目的建立变得非常简单。另外，Isograph 各软件工具都提供了功能强大的图形、图表和报告生成器，可以用来生成符合专业设计要求的报告、图形和表格，并可直接应用到设计分析报告结果中。 ISOGRAPH软件的一个显著特性就是将各软件工具的功能、设计分析信息、分析流程等有机地集成在一起，其全部的分析模块可以在同一个集成界面下运行，这既可以保证用户分析项目的完整性，还可以使用户在不同的模块间共享所有的信息，不同模块间的数据可以实时链接，而且还可以相互转化。例如，你可以在预计模块和FMECA模块之间建立数据链接，当你修改预计模块中的数据时，FMECA模块中对应的数据会自动修改，这既可以节省

供电系统用户供电可靠性评价规程

供电系统用户供电可靠性评价规程（暂行） 1 范围本标准规定了供电系统用户供电可靠性的统计办法和评价指标，适用于对用户供电可靠性进行统计、计算、分析和评价。 2 基本要求 2.1电力可靠性管理是电力系统和设备的全面质量管理和全过程的安全管理，是适合现代化电力行业特点的科学管理方法之一，是电力工业现代化管理的一个重要的组成部分。供电系统用户供电可靠性，是电力可靠性管理的一项重要内容，直接体现供电系统对用户的供电能力，反映了电力工业对国民经济电能需求的满足程度，是供电系统的规划、设计、基建、施工、设备选型、生产运行、供电服务等方面的质量和管理水平的综合体现。为了使供电可靠性评价具有完整性、科学性、客观性和可比性，特制定本规程。 2.2本规程以供电系统是否对用户停电为统计评价标准，统一了用户供电可靠性的统计方法与评价指标。按照本规程统计计算的数据和指标，应成为供电企业下列诸方面工作的决策依据： ——城市电网的规划、设计和改造； ——编制供电系统运行方式、检修计划和制定有关生产管理措施； ——制定供电可靠性标准和准则； ——选择提高供电可靠性的可行途径。 2.3供电企业应对其全部管辖范围内的供电系统用户供电可靠性进行统计、计算、分析和评价。管辖范围内的供电系统是指本企业产权范围的全部以及产权属于用户而委托供电部门运行、维护、管理的电网及设施。 2.4与本规程配套使用的管理信息系统及相关代码，由电力可靠性管理中心组织编制，统一使用。 2.5 本规程自公布之日起实行，原《供电系统用户供电可靠性统计办法》终止执行。 2.6 本规程由电力可靠性管理中心负责解释和统一修订。 3定义及分类 3.1供电系统用户供电可靠性供电系统用户供电可靠性--供电系统对用户持续供电的能力。 3.2供电系统及供电系统设施 3.2.1低压用户供电系统及其设施--由公用配电变压器二次侧出线套管外引线开始至低压用户的计量收费点为止范围内所构成的供电网络，其设施为连接至接户线为止的中间设施。 3.2.2中压用户供电系统及其设施--由各变电站（发电厂）10（20、6）千伏出线母线侧刀闸开始至公用配电变压器二次侧出线套管为止，及10（20、6）千伏用户的电气设备与供电企业的管界点为止范围内所构成的供电网络及其连接的中间设施。 3.2.3高压用户供电系统及其设施--由各变电站（发电厂）35千伏及以上电压出线母线侧刀闸开始至35千伏及以上电压用户变电站与供电部门的管界点为止范围内所构成的供电

电力设备可靠性管理规定

凌源小城子光伏电站管理制度电力设备可靠性管理规定

凌源小城子光伏电站电力设备管理规定第一章总则第一条为提高凌源小城子光伏电站（以下简称“电站”）的现代化管理水平，使电力设备可靠性管理进一步实现规范化和科学化，根据国家经贸委《电力可靠性管理暂行办法》以及中广核太阳能开发有限公司的电力设备可靠性管理制度规定，结合本电站的实际情况，特制定本规定。第二条本规定适用于凌源小城子光伏电站各部门以及电力设备可靠性管理和统计工作。第二章电厂电力可靠性管理工作的主要任务第三条坚决贯彻可靠性准则和统计评价规程，使可靠性管理理念被电厂职工所认知。依据可靠性准则和统计评价规程，对电站范围内的电力设备进行可靠性数据的采集、统计。第四条用可靠性指标对电站电力设备的运行、检修、维护以及设备改造等工作进行指导。为电站提供设备大小修、临检、运行、维护、消缺以及技改等各个环节的可靠性数据。第五条用可靠性指标分析和评价电力生产过程的可靠性水平。并为上级提供电站可靠性管理的各类报表、总结。第六条结合电站情况，拟订和实施可靠性目标管理。第七条建立符合电站特点的可靠性效益评价系统，开展项目的事前论证和事后评价，并积极摸索综合效益最佳的可靠性目标，目的旨在完成提高电力设备的运行可靠性、经济性的职能。第三章管理结构第八条为加强电力设备可靠性的全方位全过程管理，电站设立可靠性管理工作小组直接受电站技术监督领导小组管理，全面负责电站可靠性管理工作的一切事务，并在上级主管部门的业务指导下进行工作。第九条可靠性管理工作小组设置，由项目公司运维主管担任组长，管理成员主要包括电站运维

人员及其它相关负责人第十条可靠性管理工作实行电站、部门和班组三级网络管理，并建立电站可靠性三级管理网络。电站可靠性管理网络成员由电站可靠性管理工作领导小组组长以电站文件形式签发确定。第四章工作职能第十一条电站可靠性管理工作领导小组职能（一）负责贯彻上级方针政策、执行原电力部及网省局颁布的各项可靠性管理规定和落实下达可靠性管理的文件、规定、通知、细则等，制定电站可靠性管理规定、实施细则。（二）负责电站可靠性管理的目标控制，并通过承包合同形式分解到相关部门，各相关部门保证完成所实施的必要细则、考核惩奖条例。（三）负责主、辅设备可靠性数据报表的审批，以保证上报数据的准确性。（四）负责电站可靠性管理设备检修三年滚动计划、进度与当年度大小修计划的审批工作。（五）协调各部门之间的可靠性管理工作，定期检查网络的活动情况，对可靠性管理工作进行指导和帮助，提出提高可靠性管理工作的指导意见。（六）负责可靠性指标的目标管理，以可靠性指标指导全电站检修和运行工作，确保电站全年可靠性指标的完成。（七）负责对电站可靠性指标计划的分解、下达及检查考核工作。（八）对采集的各项数据，进行定期分析主辅设备可靠性指标的完成状况，制定提高设备可靠性的技术措施和安全措施，定期组织可靠性网络活动，并进行专题分析。（九）重大技措项目的立项、重要设备的更新改造等用可靠性指标进行评估和论证。对电站的重大技改项目进行可靠性管理的论证和目标管理，以便提高设备的可靠运行水平。第十二条电站可靠性专职职能（一）在电站可靠性管理小组组长领导下，电站可靠性管理小组成员做好可靠性管理的日常工作。（二）负责电站可靠性指标的统计及上报广核集团、省公司工作。负责采集统计、保送各项可靠性数据和信息，并做到及时、准确、完整。（三）负责组织参加网、省局开展的可靠性管理工作专业竞赛报表的报送。（四）负责电站的主、辅设备检修的三年滚动计划、进度与当年度大小修计划汇总编制工作，并

风力发电设备可靠性评价规程(参考Word)

1 范围 1.1 本规程规定了风力发电设备可靠性的统计办法和评价指标。适用于我国境内的所有风力发电企业发电能力的可靠性评价。 1.2 风力发电设备的可靠性统计评价包括风电机组的可靠性统计评价和风电场的可靠性统计评价两部分。 1.3 风电机组的可靠性统计评价范围以风电机组出口主开关为界，包括风轮、传动变速系统、发电机系统、液压系统、偏航系统、控制系统、通讯系统以及相应的辅助系统。 1.4 风电场的可靠性统计评价范围包括风电场内的所有发电设备，除了风电机组外，还包括箱变、汇流线路、主变等，及其相应的附属、辅助设备，公用系统和设施。 2 基本要求 2.1 本规程中指标评价所要求的各种基础数据报告，必须尊重科学、事实求是、严肃认真、全面而客观地反应风力发电设备的真实情况，做到准确、及时、完整。 2.2 与本规程配套使用的“风电设备可靠性管理信息系统”软件及相关代码，由中国电力企业联合会电力可靠性管理中心（以下简称“中心”）组织编制，全国统一使用。 3状态划分风电机组（以下简称机组）状态划分如下：运行 (S) 可用(A) 调度停运备用备用 (DR) (R) 场内原因受累停运备用在使用受累停运备用 (PRI) （ACT） (PR) 场外原因受累停运备用 (PRO) 计划停运不可用(U) (PO) 非计划停运 (UO)

4 状态定义 4.1 在使用（ACT）——机组处于要进行统计评价的状态。在使用状态分为可用（A）和不可用（U）。 4.2 可用（A）——机组处于能够执行预定功能的状态，而不论其是否在运行，也不论其提供了多少出力。可用状态分为运行（S）和备用（R）。 4.2.1 运行（S）——机组在电气上处于联接到电力系统的状态，或虽未联接到电力系统但在风速条件满足时，可以自动联接到电力系统的状态。机组在运行状态时，可以是带出力运行，也可以是因风速过高或过低没有出力。 4.2.2 备用（R）——机组处于可用，但不在运行状态。备用可分为调度停运备用（DR）和受累停运备用（PR）。 4.2.2.1 调度停运备用（DR）——机组本身可用，但因电力系统需要，执行调度命令的停运状态。 4.2.2.2 受累停运备用（PR）——机组本身可用，因机组以外原因造成的机组被迫退出运行的状态。按引起受累停运的原因，可分为场内原因受累停运备用（PRI）和场外原因受累停运备用（PRO）。 a) 场内原因受累停运备用（PRI）——因机组以外的场内设备停运（如汇流线路、箱变、主变等故障或计划检修）造成机组被迫退出运行的状态。 b) 场外原因受累停运备用（PRO）——因场外原因（如外部输电线路、电力系统故障等）造成机组被迫退出运行的状态。 4.3 不可用（U）——机组不论什么原因处于不能运行或备用的状态。不可用状态分为计划停运（PO）和非计划停运（UO）。 4.3.1计划停运（PO）——机组处于计划检修或维护的状态。计划停运应是事先安排好进度，并有既定期限的定期维护。 4.3.2非计划停运（UO）——机组不可用而又不是计划停运的状态。 5 状态转变时间界线和时间记录的规定 5.1 状态转变时间的界线 5.1.1 运行转为备用或计划停运或非计划停运:以发电机在电气上与电网断开时间为界。

含风电的发电系统可靠性评估(MC法)matlab程序

%% 3.计算含风电场的发电系统可靠性指标（非序贯MC） clc clear loadresult_WindFarmOutput %文件“result_WindFarmOutput.mat”构成了风电场出力的状态模型【风力状态状态概率】相关状态计算查看百度文库“风电场出力模型matlab程序” % 3.1 求出常规机组的出力模型，按类构成多状态模型 % RBTS发电系统中共有6类常规机组，%11台常规机组数据 % %2台5MW水电机组%% %1台10MW热电机组%% %4台20MW水电机组%% %1台20MW 热电机组%% %1台40MW水电机组%% %2台40MW热电机组% Generator.Norm=[5 0.01 5 0.01 10 0.02 20 0.015 20 0.015 20 0.015 20 0.015 20 0.025 40 0.02 40 0.03 40 0.03]; save('process.mat'); % 3.2MC抽样机组确定机组状态 % 3.2.1计算含风电场的RBTS可靠性 % 共有7类机组，常规机组状态在StateNorm【出力概率】元胞数组中，风电状态在StateFORWeibull6【出力概率】 I=0 %I用来记录发生却负荷的次数 sumDNS=0; DNS=zeros(200000,1); K=rand(200000,12);%1-11常规12风电 pwind=zeros(200000,1); for k=1:200000 Pout=zeros(12,1); %得到一次抽样常规机组状态 fori=1:11 if K(k,i)>Generator.Norm(i,2) Pout(i)=Generator.Norm(i,1); else Pout(i)=0; end end

发电设备可靠性评价规程

发电设备可靠性评价规程 1、范围本规程规定了发电设备可靠性得统计及评价办法，适用于我国境内得所有发电企业（火电厂、水电厂（站)、蓄能水电厂、核电站、燃气轮电站）发电能力得可靠性评估。２基本要求 2、１发电设备(以下如无特指，机组、辅助设备统称设备)可靠性,就是指设备在规定条件下、规定时间内，完成规定功能得能力。 2、2 本标准指标评价所要求得各种基础数据报告，必须准确、及时、完整地反映设备得真实情况。 2、3 “发电设备可靠性信息管理系统”程序、事件编码、单位代码，由“电力可靠性管理中心”（以下简称“中心”)组织编制,全国统一使用。２、4 发电厂（站)或机组,不论其产权所属，均应纳入全国电力可靠性信息管理系统，实施行业管理。 3 状态划分 3、１发电机组（以下简称“机组"）状态划分 ?全出力运行 ∣（FＳ） ∣ ?运行—∣?计划降低出力运行（ＩPD） ∣(S）∣∣?第１类非计划降低出力运行（IＵD1) ∣∣降低出力运行-∣∣第2类非计划降低出力运行（IUD2) ∣?（IUND) ?非计划降低出力运行—∣第3类非计划降低出力运行（ＩＵD3) ?可用-∣ (IUD）?第４类非计划降低出力运行（ＩUD4） ∣(Ａ) ∣ ∣∣ ∣∣?全出力备用(FR) ∣?备用-∣ ∣（R) ∣?计划降低出力备用(RＰＤ) ∣?降低出力备用—∣?第1类非计划降低出力备用（RUD1) ∣（ＲＵND）?非计划降低出力备用—∣第２类非计划降低出力备用（RUD2) ∣ (RUD）∣第3类非计划降低出力备用（RＵＤ３） ∣?第４类非计划降低出力备用(ＲUＤ4） ∣ ?在使用—∣ ∣(AＣT）∣ ∣∣ ∣∣?大修停运（ＰＯ１） ∣∣?计划停运—∣小修停运（PO2）机∣∣∣（PO) ?节日检修与公用系统计划检修停运（PO３) 组∣∣∣ —－∣?不可用-∣ 状∣ (U）∣ 态∣∣?第1类非计划停运(ＵO1）? ∣∣∣第2类非计划停运（UO2）∣—强迫停运（FO)

风力发电设备可靠性评价规程

备用 (DR) (R) 场内原因受累停运备用在使用受累停运备用 (PRI) （ACT） (PR) 场外原因受累停运备用 (PRO) 计划停运不可用(U) (PO) 非计划停运 (UO) 4 状态定义在使用（ACT）——机组处于要进行统计评价的状态。在使用状态分为可用（A）和不可用（U）。可用（A）——机组处于能够执行预定功能的状态，而不论其是否在运行，也不论其提供了多少出力。可用状态分为运行（S）和备用（R）。 4.2.1 运行（S）——机组在电气上处于联接到电力系统的状态，或虽未联接到电力系统但在风速条件满足时，可以自动联接到电力系统的状态。机组在运行状态时，可以是带出力运行，也可以是因风速过高或过低没有出力。 4.2.2 备用（R）——机组处于可用，但不在运行状态。备用可分为调度停运备用（DR）和受累停运备用（PR）。

发电系统可靠性研究

发电系统可靠性研究发表时间：2019-11-12T14:23:01.543Z 来源：《基层建设》2019年第22期作者：齐芸芸[导读] 国网山西省电力公司 030032 电力系统可靠性包括两个方面的内容：即充裕度和安全性。充裕度是指电力系统有足够的发电容量和足够的输电容量，在任何时候都能满足用户的峰荷要求，表征了电网的暂态性能。安全性是指电力系统在事故状态下的安全和避免连锁反应而不会引起失控和大面积停电的能力，表征了电力系统的动态性能。电力系统的根本任务是尽可能的经济而可靠的将电能供给各种规模的用户。作为目前最清洁和使用最方便的二次能源，电力在推进社会进步，经济繁荣，提高人民生活质量方面发挥着越来越重要的作用，人们对电力的依赖程度也越来越高。电力系统可靠性的重要性也日益凸显出来。定量评定和改善电力系统可靠性越来越受到人们的重视。近年来，世界和我国的电力工业状况均发生重大变化，电力系统可靠性技术领域也取得了重要进展。例如，随着竞争机制的引入，许多国家的电力管理体制已经或正在经历空前的变革，向着放松管制的商业化方向发展，如何处理好经济和安全，即使电力系统在适应竞争机制的同时又保持合理的可靠性水平，特别是风力发电及水利发电也要并入电网的情况下，可靠性分析变得更加复杂和棘手；在电力设备和电力工程的设计和建设中如何体现可靠性合理，经济上最优；大规模发输电系统可靠性如何实现可靠性评估；电力系统可靠性管理的广度和深度如何进一步发展；如何提高核电站及其相关联的电力系统可靠性等等是当前的主要问题。由此可见，发电系统可靠性研究的必要性和意义。 1.发展历程人们是从什么时候开始研究发电系统可靠性问题的呢？最早是在上世纪30年代用概率的方法分析电力系统可靠性，但只限于估计发电系统的备用容量。这种方法在当时并没有得到广泛应用，主要原因是由于数据缺乏且受计算工具的限制，没有可行的可靠性评估技术以及不愿使用概率方法，还有对概率判据、风险指标的意义和重要性理解错误等。直到1948年，美国电机工程学会（American Institute of Electrical Engineers 简称AIEE）创立了概率方法应用分会，才对之前的工作进行了总结，引起了人们较多的注意。我国在电力系统可靠性评估方面的研究起步较晚，70年代后才着手电力系统可靠性研究。1983年我国成立了中国电机工程学会可靠性专业委员会，同年成立了中国电工技术学会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也开展了电力系统可靠性的理论研究和教学，取得了不少成果，发表了许多论文和专著。这些都大大推动了我国电力系统可靠性的研究。进入90年代，我国电力系统可靠性研究和应用有了新的进展，开发出自主版权的评估软件，并得到应用；发电、输变电设备的可靠性统计制度化且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。 2.研究现状电力系统是一个复杂、动态的系统,习惯上将其分为若干子系统,如：发电系统、输电系统、发输电系统、配电系统和发电厂变电所电气主接线等，这些子系统的功能特点不同，使用的评估方法和采用的可靠性指标也不一样，其完善程度存在着很大的差异。相比之下，发电系统作为电力系统中十分重要的一个环节，发电系统的可靠性研究作为研究重点已较为成熟，国内外都取得了很多应用成果，例如对以下问题的研究：可靠性指标的设定；可靠性指标计算方法的探究以及提高系统可靠性措施的研究，包括：发电系统可靠性分析的随机生产模拟研究，不确定法在发电系统可靠性评估中的应用，发电系统可靠性指标的研究，以及电力市场下的可靠性研究等。尽管在发电系统可靠性方面已取得很多成果，但是对发电系统安全性的评估在国内外仍处于起步和探索阶段。随着社会的发展，用电需求激增，发电机组的装机容量越来越大，过去发电系统可靠性评估模型所使用的两状态模型对大型发电机组的评估结果不能令人满意，因此，建立大型发电机组的多态模型是非常必要的。另外，对发电系统可靠性薄弱环节的识别和各种因果假设分析的研究还不够充分，仍需进一步研究。现在常用的评估发电系统可靠性的方法主要是解析法和模拟法。其中解析法包括：电力不足概率法（LOLP）；电量不足概率法（LOEP）；频率及持续时间法（F﹠D）；电力不足期望值法（LOLE）。以上四种方法的共同特点是：组件及系统的寿命过程均用数学模型表示，可靠性指标可以通过求解数学模型的方法得到。其特点是：物理概念清晰，逻辑关系明确，模型精度高。但是当系统很复杂时，用解析法构造模型十分困难，而且计算量也会随系统的规模呈指数关系增长，所以，解析法在系统庞大时会受到限制。解析法在美国、加拿大、英国等地区的应用比较广泛。模拟法，又叫蒙特卡罗法。模拟法是在计算机上模拟组件或系统寿命过程的一次实际实现，并按照对比模拟过程进行若干时间的观察，估计所求的可靠性指标。其特点是：原理简单，受限因素较少，适用于大型系统的可靠性评估。模拟法虽然也使用数学模型，但是它通过在模型上进行采样试验求得结果，类似于通常的统计实验。它是一种非常灵活的方法，且在处理某些问题时可能是唯一的方法。正是由于其明显的统计性质，它的计算结果不够精确且计算效率不高。模拟法在西欧各国比较流行。近年来，人工智能技术逐渐渗透到电力系统可靠性评估领域，以弥补常规评估方法的不足。例如，贝叶斯网络方法，它是以概率论为基础的，最显著的特点是：对不确定知识的准确、直观的表示和灵活、快捷的推理。因此，基于贝叶斯网络的方法不仅能方便的表述系统能够提供的容量和负荷需求之间的平衡关系，而且通过高效的贝叶斯网络推理算法有效地计算系统失去负荷的概率和其他各种概率。在电力控制领域，20世纪60年代初，美国一家小电厂最早使用了计算机控制系统。而在60年代中期，北京西部的高井电站成功研制并安装了全自动数字闭环发电、配电管理系统。电力工作者们很早就想到了要将计算机技术和现代化的科学理论与电力系统可靠性的研究相结合的方法，从而促进电力系统可靠性研究和工程应用的飞速发展。但是当时存在的阻碍很多，因为能满足大型电力系统可靠性评估实际需要的有效算法尚且不多，加上电力系统本身的特点，使电力系统可靠性计算非常复杂。直到林里和伍德等人发表了一批文章，介绍了建立容量模型的递推算法和便于应用数字计算机的负荷模型组合算法以后，这种指标才得到了实际应用。发电系统的可靠性评估技术相对而言较为成熟，近年来国内国外许多专家、学者一直致力于发电系统的可靠性与计算机技术相结合的研究，虽然面临着许多问题，存在的困难不少，但是未来的发展前途很广阔，也取得了一些工程上应用的成果：不仅开发了发、输电组合系统、高电压配网、中压配网和电站电气主接线可靠性评估软件，在电力系统的相关领域中，电网可靠性规划，电网可靠性改造，可靠性开关优化，配电网可靠性重构都是可靠性在实际中应用的成果。