国内外输电网可靠性性能管理对比分析

随着电力系统的变革，电网规模、电网结构、设施种类以及管理需求发生了变化，现有的输电网可靠性性能管理在管理手段、管理范围和领域、管理技术等方面需要进行改进。文章介绍了中国以及北美地区输电网可靠性性能管理的方式体系并进行对比分析，同时指出中国在输电网可靠性性能管理方面所存在的问题以及在电力改革大环境下的未来发展方向，可为中国输电网可靠性性能管理提供参考。

引言

输电网是电力系统的重要组成部分，其主要任务是完成电力的输送，同时要满足安全、可靠性的要求。因此，衡量输电系统性能的重要标志就是在考虑设备随机故障的条件下系统完成输电功能的能力。该能力不仅体现了系统设计、运行和维护水平，还与设备本身质量有密切关系。对于中国这样一个需要大量能源远距离传输的电网，其输电网性能评价显得尤为重要。

世界范围内输电网性能评价都是起步于输变电设施可靠性管理。北美可靠性组织(NERC)把输电网可靠性性能分为：输变电设施可靠性性能和输电网系统可靠性性能两部分，输电网系统可靠性性能进一步分解为输送能力和输电服务能力。我国对输电网可靠性性能管理还处于设施可靠性管理阶段，2010年国家电网公司把输电能力指标整合到国家电网的管理中，并改进了相应的数据采集和评价系统。随着国内新能源发电的快速发展以及电力改革步伐的加快，对输电网可靠性提出了更高的要求，监管部门和电力企业对可靠性的关注和需求都将发生变化，如何在新的形势下开展输电网可靠性性能管理成为一个重要的课题。

国内学者借鉴国外的研究成果开展了相关研究，文献[1]参考北美的输电能力评价指标，结合国内电网特征，改进性地提出了国家电网公司基于回路的输电系统可靠性评价指标体系和计算方法。文献[2]参考北美输电系统输电服务能力评价体系，提出了适应于中国发展现状的连接点评价指标。文献[3]介绍了北美以及英国所使用的输电系统可靠性性能评价指标，并通过对比得到我国与英国、北美评价指标方面的差异。上述研究都是在北美评价体系基础上建立的国内评价系统，虽稍有改进但未跳出总体框架，而且对国内现有管理体系的问题和需求分析不足。

本文在对国内外输电网可靠性性能管理全面调研和分析的基础上，对比了国内外管理体系的差异，提出了国内目前存在的问题，分析了电力改革形势下国内对输电网可靠性性能管理的需求，并论证了未来管理中所需的关键技术。

1 国内外输电网可靠性性能管理现状及对比

1.1 国内输电网可靠性性能管理现状及成效分析

1.1.1 管理现状

中国对输电网可靠性性能管理还处于设施可靠性管理阶段。

1)标准体系。2003年电力可靠性管理中心组织制定的《输变电设施可靠性评价规程》正式签发实施，并于2012年进行修订和完善，用于指导各电网公司输变电设施可靠性工作的开展。2010年，国家电网公司发布了《输电系统可靠性评价实施(试行稿)》，提出了输电系统回路的概念，在此后的可靠性信息管理系统中，13类输变电设施全部被关联到三大回路中。

2)数据采集及评价系统。评价规程出台后，电力可靠性管理中心建立了一系列以输变电设施为对象的可靠性信息管理系统，在全国范围内进行推广应用。2009年，国家电网公司在已有推广系统的基础上建立生产管理系统(PMS)，实现了设施及生产运行的全过程管理。

现阶段，国家电网公司所使用的信息系统结合了资产全寿命周期管理研究的课题成果;通过科学的历史数据分析挖掘，准确、及时的当前状态评估，实现了前瞻性的风险评估。信息系统关联关系见图1。

    图1 国家电网公司信息系统关联系统

3)评价体系。中国建立了较全面的设施可靠性指标评价体系，该体系主要分为时间类以及次数类两大类。指标体系是对输变电设施是否可用的量化描述，是规划设计、设施制造、安装调试、生产运行、检修维护、生产管理等各个环节综合水平的度量。

1.1.2 工作成效

中国的可靠性管理历经30多年的发展，取得了显著的成效，主要表现在以下几个方面：

1)促进了设施制造质量的提高。

通过对全国可靠性统计数据分析，因产品质量不良造成的非计划停运事件总数呈逐年下降趋势。

2)促进了设施运维管理精益化水平的提高。

为了减少检修带来的停运，各电网公司纷纷尝试开展状态检修，使得110(66)kV及以上输变电设施大修次数和工作量、维修试验次数和工作量逐年减少，输变电设施的计划停运率逐年下降。

3)输变电可靠性指标管理手段和管控水平有效提高。

通过对可靠性指标的管控，促进了电网企业改进管理手段，如科学安排检修和维护，减少重复停运率;排查输变配电设施安全隐患及缺陷，降低故障次数;开展规划、采购、检修、调度多部门协同工作以提高系统可靠性。

1.2 国外输电网可靠性性能管理体系与发展趋势

现阶段，各国针对输电网可靠性性能建立的管理体系具有一定共性，本文选择开展输变电可靠性性能管理较早、管理体系较为完善并且管理成效显著的北美地区作为分析对比对象。

1.2.1 管理机构及评价体系

1)管理体系。NERC对电压等级大于等于200kV的4类输电设施进行管理。作为北美地区输变电系统性能管理的核心机构，NERC的主要职责包括：制定发输电系统可靠性标准，并监督相关企业强制执行;负责发输电系统的可靠性评估工作;对发输电系统进行监测，组织典型事故调查;负责行业内的培训和运行人员认证等工作。管理体系见图2。

图2 北美可靠性管理体系

2)数据采集流程。北美地区将数据收集分为两个阶段：第一阶段仅收集自动报告的停电故障数据，包括持续(永久性)停电故障和瞬间停电故障(不到1min)，表征设施在无人为调控因素干扰的状态下的运行可靠性情况;第二阶段收集非自动报告的停电故障数据，包括计划停运和运行停运，表征人为调控因素对设施可靠性的影响，一定程度体现出相关输变电调控人员的工作质量。两阶段数据收集、分析和报告流程见图3。

图3 北美数据采集、分析、报告流程

各环节负责部门的具体职责：TO负责按上级要求收集基础数据;RC负责数据检查，事故编号并评估同一结构故障引发的多条线路停电事故;NERC负责对涉及多个区域电力可靠性管理中心的停电事故进行事故编号，并补充缺省数据，计算可靠性指标，制定一份年度报告。

3)评价体系。北美地区现阶段所使用的设施可靠性评价指标主要体现了设施发生瞬时停运和持续停运的频率、设施故障时间的数据分布、故障设施占比以及同杆并架线路运行状况。NERC根据这些指标的计算结果每年发布一次公开报告显示每个地区以及全国水平，提供可用于提高可靠性的数据，并向每个输电公司提供相同规格的设施情况内部报告。

1.2.2 发展趋势

现阶段，北美的输电网可靠性性能管理主要是以州(省)为主体的可靠性指标评价，存在一定不足。经分析，北美地区的输变电系统性能管理体系有如下发展趋势。

1)分散管理向集中管理发展。

大容量、远距离传输已成为当代电力系统的主要特征，系统日益庞大、复杂，传统的以州(省)为主体的分散管理模式已难以适应当前社会对资源配置和电能交换的要求。

2)行政化向市场化发展。

与传统的行政手段相比，市场化管理较少干涉企业的内部事务，完全以结果为导向。通过市场来引导企业决策，可兼顾供电可靠性和经济性。

3)单一指标管理向指标、统计方法和统计流程并重的方向发展。

输变电可靠性指标评价体系及其统计方法趋同化、标准化，并侧重于从输电系统的角度对输变电设施和输电网性能进行总体评价。

4)输电网可靠性评价向电力系统可靠性评价发展。

可靠性评价趋向于将发电、输电以及配电各自独立的评价联合，形成包含整个电力系统各部分的整体评价。

5)可靠性评价向可靠性性能风险评价发展。

2009年开始NERC逐步建立起以发、输电系统可靠性为基础，同时涵盖需求侧信息的数据采集和统计系统。并建立了基于事件驱动、基于运行状态驱动和基于标准驱动的电力系统风险评估体系，从每天、月、年、多年多个时间尺度对运行的电力系统开展风险评估，并根据评估结果发现系统薄弱点，提出未来运行和规划的重点关注问题。

1.3 国内外对比分析

由于中国在行业标准方面只包含设施可靠性管理，因此本文主要将国家电网公司与北美的管理体系进行对比分析，内容主要集中于设施的基本信息记录、可靠性指标评价以及可靠性管理成效3个方面。

1.3.1 设施状态分类方法差异

中国与北美所使用的设施状态分类方法见图4。

图4 国内外输变电设施状态分类

北美对不可用状态的分类以自动和非自动划分，能够体现自动化水平的影响。同时自动停电又划分为瞬时和持续，体现出更加注重停运的后果。中国对可用状态的划分，一定程度上可以反映设施利用率。同时对停运状态的细致分类，更多强调的是停运原因和时间，有助于发现运行管理中的问题。状态划分的差异与管理目的有必然的联系，北美的标准立足于监管，而中国既立足于监管，同时又要服务于企业。

1.3.2 设施可靠性评价指标差异

中国与北美的设施可靠性评价指标都分为时间以及频率两大类。①针对时间类指标，北美以描述停运时间数据分布的指标为主，中国以不同停运状态占总运行时间比例的指标为主。②针对频率类指标，北美与中国大部分指标的差异与两方设施状态分类的差异相同，同时两方也各有一些特色指标，如中国建立了反映设施利用率的暴露率指标，北美建立了反映设施之间互相影响的共因停运指标和反映设施本身质量情况的故障元件比例指标。

1.3.3 系统可靠性指标对比

目前，北美输变电系统可靠性性能评价分为输电能力和输电服务能力。而中国国家电网公司目前的评价只局限于输电能力。北美和中国针对输电能力的评价都是基于回路的“设施组”可靠性展开的[10]。北美的回路只限于电缆、架空线、直流线路等输电回路，而中国包括输电、变电、母线三种回路，相比之下中国统计的更加全面。两方在输电回路的状态划分也少有差别，类似设施状态划分。

1.3.4 设施故障原因分类设置的差异

故障原因分类设置是故障分析的基础，北美NERC按照故障原因占比划分了12大类故障原因，包括天气、雷电、环境因素、污染、外部因素、火灾、恶意破坏等共43项，比较简单实用。中国把故障原因分为责任原因和技术原因，设定的故障原因采用全覆盖的思路，其中责任原因分为10大类，包括爆炸、指挥不当、错用材料、封堵不严等共93项;技术原因分为8大类，包括断裂、单相短路、漏油等137项。相比国外来说，中国的停运原因分类相对复杂。

1.3.5 现阶段设施可靠性水平对比分析

由于两方之间存在管理的差异性，因此选择2010–2014年两方评价方式相同的线路和变压器的可用率作为可靠性水平的比较对象。同时基于两方故障原因的差异，根据运行数据对两方的实际设施故障原

因进行对比分析。

1)输变电设施的可用性对比及分析。

对比范围内两方的线路和变压器的可用率变化情况如图5所示。

图5 两方线路和变压器的可用率

显然，中国输变电设施的可用性明显高于北美地区，交流线路可用率平均高出约1个百分点，变压器可用率平均高出2.6个的百分点。通过计算设施的计划停运时间与非计划停运时间的比值，深入分析两方输变电设施的可用性管理水平，见表1、表2。

由1、表1可以看出，北美地区的计划停运时间与非计划停运时间的比值水平明显优于中国，2011年的变压器时间比值甚至相差了接近100倍。这说明，北美地区关于输变电设施计划检修方案的管理方式明显优于中国。

2)输变电设施故障原因比例对比。

2012–2014年NERC统计的引起输变电设施故障的各原因的次数表明：天气因素、误操作、交流线路和变电站设施故障占了所有故障原因中的55.21%，同时，存在20.79%的停运事件故障原因不明。在相同统计年限里，中国主要的故障原因为气候因素、自然灾害、外力损坏和产品质量不良，4类原因造成的非计划停运事件占停运事件总数的78.75%，同时中国有6.48%的非计划停运事件的责任原因不明。

2 中国输电网可靠性性能管理中存在的问题分析

基于以上国内外输电网可靠性性能管理情况的对比以及中国实际管理工作的调研，总结得到中国在管理方式、数据记录、数据挖掘以及管理经济性等方面的问题主要有以下几个方面。

2.1 管理体系导致监管力度不足

中国输变电可靠性监管部门功能定位侧重于服务电力系统，对电力系统的监管力度较弱。可靠性管理中电力企业完成了数据采集到上报的整个过程，缺失中间环节监管，导致故障原因、故障时间等重要信息的真实性受到质疑，使可靠性管理失去了基本的支撑。

2.2 管理目标与管理职能不对应

可靠性管理可以分为监管和企业两个大的层面，每个层面形成闭环的管理才能真正提升可靠性。监管层面要提升可靠性、制定全国的可靠性标准必须在掌握负荷、系统运行和可靠性全面状况的基础上，而中国目前可靠性监管职能和掌握的信息都过于单一;企业层面要在保证可靠性标准的基础上，力求经济运行。因此企业要将可靠性统计、设备维护、检修、规划等融入到设备的全寿命周期管理中，而目前更侧重统计，服务于监管，却忽视了企业内部的管理目标。

2.3 故障的技术原因和责任原因设置需要改进

1)输变电技术原因问题。

根据2010–2014年的统计数据，输变电设施运行事件中技术原因填写为“其他”的比例分别为51.5%、35.7%、34.1%、36.8%和49.2%，填写比例极高，影响了故障原因的深入分析。

2)输变电责任原因问题。

结合2011–2014年全国输变电设施的历史运行数据，统计分析得到每年主要责任原因占比见图6。

图6 2010-2014年非计划停运中各责任原因分布

根据图6可知，中国输变电设施发生非计划停运部分原因占比相对较低，尤其是调度不当、领导指挥不当以及燃料影响在统计期间没有出现历史记录。

以上分析一方面说明中国在责任原因和技术原因的设置选项上存在不合理因素，另一方面也说明可靠性录入人员在运行数据记录时存在填写不认真的情况。

2.4 数据准确性、规范性和完整性有待提高

目前国内各单位对于架空线路、变压器、断路器和隔离开关4类纳入对标统计的设施可靠性数据填报比较重视，但对其他设施的数据关注度不足。同时，国内也存在数据录入人员对规程理解不透彻、系统使用不熟练以及刻意改动数据的现象。以上原因大幅影响了输电网可靠性性能数据的准确性、规范性和完整性。

2.5 可靠性指标不能反映可靠性的差异

可靠性指标统计中没有考虑特殊地形和特殊环境对可靠性数据的影响，导致指标的应用受限。例如台风多发地区可靠性指标受台风影响较大，而内陆地区无台风影响，将台风对可靠性的影响纳入指标的计算，不能真正反映不同地区可靠性管理水平的差异。

2.6 数据深度分析不足

虽然中国已经积累了大量输电网可靠性运行数据，但由于深度分析不足，数据不能为部分实际工作提供支撑。输电网可靠性数据对提高电力设施制造质量、工程建设质量以及改进电网企业可靠性水平的作用没有完全发挥出来。

2.7 可靠性与经济性的协调应用还远未实现

在电网企业输变电设施管理的各阶段，可通过提高设施制造质量和安装质量、严格设施选型及检修维护、生产运行等手段来提高输变电设施可靠性，但无法实现基于可靠性的成本精细核算。电网企业更多地关注输变电设施的可靠性，对经济性关注度不足，导致电网企业在资产管理方面远没有实现可靠性与经济性的平衡。

2.8 输变电可靠性管理信息系统有待完善

目前，电力可靠性管理中心与电力企业同用一套系统，该系统主要满足电力可靠性管理中心指标统计的需求，由于该系统基础数据不够完备并且对数据的挖掘度不足，导致对企业内部可靠性数据以及经济性需求的满足度较差。

3 中国输电网可靠性性能管理发展方向

3.1 电力改革的影响

从监管角度分析：全社会对电力系统可靠性需求越来越高 [13];同时随着全面电力市场化改革的启动，电力可靠性管理的缺失增加了改革的风险。从企业角度分析，电力市场化改革加剧了成本控制对于企业良性发展的影响。电力企业属于资产密集型企业，资产利用率的降低迫使电力企业必须开展资产管理。资产管理的重要部分之一就是设备可靠性管理，因此输电网可靠性管理不仅满足监管需求，还应该满足企业内部的管理需求。

3.2 企业资产管理的需求分析

2008年中国电力企业结合自身特点以及国外先进的管理经验，逐步开展资产全寿命周期管理的工作。目前，国内电力企业的资产全寿命周期是以电力设施为主展开的[13]。开展资产全寿命周期管理的实质是在保障设施运行可靠性的基础上尽可能降低其全寿命周期成本[14]。因此输电网可靠性性能管理也是企业资产管理的需求。

3.3 未来需要改进的关键问题

鉴于国内可靠性管理现状以及未来改革的驱动，提出几个比较紧迫需要改进的关键问题：

1)中国可靠性监管职能如何保证可靠性数据的真实性：通过管理职能和管理流程的调整，加强事故追踪和监管力度，或者通过可靠性立法保证。

2)监管和企业两个层面管理内容与目标的协调：中国目前力图实现全电压等级、全设施的实时可靠性监管，增加了管理难度和管理成本。按照监管全面、突出重点、控制周期的指导思想改进管理设备种类和上报周期，追求有效管理。企业根据全寿命周期的需求，开展无功设备、二次设备、通信信息设备的全资产管理。企业系统可以产生监管中心数据，实现定期数据增量更新。

3) 监管部门完善评价体系：结合中国自身电网的特点，逐步开展输电能力、输电服务能力以及电力系统可靠性的评价，深入研究指标体系完善性以及各指标的指向性、可测性以及一致性，逐步建立风险评价体系。

4)电力企业可靠性闭环管理：首先建立企业面向全寿命周期资产管理的信息支撑体系，从设备招投标开始进入管理档案，设备管理贯穿修护、检修、故障等各个运行过程，并实现与财务等数据的关联;而后开展输电网设备故障信息的深度挖掘，提供企业全寿命周期管理的必要数据;最终通过分析提出可靠性提升手段。

 结语

本文分析了中国目前输电网可靠性性能管理现状并将其与北美先进管理经验进行对比，得到国内外输电网可靠性性能管理差异与效果分析。最后考虑了电力改革以及企业全寿命周期管理的需求，分析了未来输变电可靠性性能的发展方向，为未来管理体系的调整优化提供参考。