可靠性因素

可靠性因素（共11篇）

可靠性因素 篇1

随着微电子技术的发展, 芯片的功耗越来越高, 传统的自然散热和强迫风冷的方式已经不能解决芯片的散热问题。与空气相比, 液体的冷却效率高许多, 液体冷却是解决大功耗芯片散热的一种有效途径。高性能的军用加固计算机内部安装了多个的大功耗模块, 模块通过贯通式液冷壳体进行散热。在贯通式液冷壳体与加固计算机机架安装了液冷快速接头, 该接头主要实现冷却液的快速连通与切断。当模块插入机架时, 冷却液从快速接头的入口端流入模块冷却壳体的流体通道内, 吸收了芯片经导热垫传导至模块壳体上的热量后, 冷却液再从快速接头的出口端流出, 从而达到对电子模块冷却的目的。当模块从机架上取出时, 快速接头迅速切断冷却液, 便于模块维护而不会出现冷却液的泄露。贯通式液冷模块的工作原理详见图1[1]。

快速接头是实现贯通式液冷的核心部件, 不仅要保证接头在连接状态下冷却液要正常流通, 而且要保证接头在分离状态下冷却液被完全切断。在加固计算机中, 冷却液泄露可造成十分严重的后果, 造成计算机不能正常工作甚至出现“烧毁”的危险。因此, 快速接头在连接和分离状态下都应当保证冷却液不能有泄漏。军用加固计算机在恶劣环境中工作, 许多因素都会对快速接头的可靠性产生影响, 导致快速接头出现泄露故障。本文通过对影响快速接头可靠性的各种因素进行分析, 得出了影响接头可靠性的几个重要因素, 最后给出了接头在使用过程中防止泄露故障出现的建议。

1 快速接头内部结构

快速接头一般都是成对出现, 一对快速接头包括一个阳接头和一个阴接头。受计算机体积、重量等因素的限制, 用于液体贯通式冷却模块的快速接头的外形尺寸都很小, 国内外知名厂家的快速接头的外径均不超过12mm, 对接后的接头长度不超过30mm。为了达到即连即通、即离即断的功能, 阳接头或者阴接头都采用活门端面密封结构。当阳接头和阴接头完全接触, 阳接头和阴接头的活门向内移动, 使得接头接通。当阳接头和阴接头完全分离, 阳接头和阴接头的活门向外移动, 使得接头完全密封。图2为某公司的接头内部结构图。

2 接头可靠性影响因素分析

2.1 极端温度

军用加固计算机工作在极端的温度条件下, 一般温度范围可以达到-55~70℃, 在加上计算机自身产生的热量, 造成冷却液的温度达到100℃以上, 最高可以达到135℃。因此, 快速接头的工作温度应达到135℃以上。液冷接头使用材料一般包括金属和橡胶材料。金属材料完全可以承受135℃以上的高温, 而部分橡胶材料不能承受如此高的温度。因此, 快速接头在选用橡胶材料时应将橡胶的温度范围作为选材的主要依据。目前橡胶材料的种类很多, 耐高温的橡胶种类也很多, 只要橡胶原材料的温度范围能够满足快速接头的工作温度, 快速接头就能满足极端温度的要求。因此, 极端温度不是影响接头可靠性的重要因素。

2.2 非对中性

一个模块刚性安装两个阳接头或两个阴接头, 对应的机架上刚性安装两个阴接头或阳接头。受到加工水平及工艺的限制, 无法保证模块和机架上的接头完全对中。为了解决快速接头不同心的问题, 阳接头或者阴接头设计成“浮动”结构, 即使接头不同心应能保证接头正常拔插的通断的功能。接头的技术指标都有关于对中性的要求, 只要在机架和模块设计充分考虑接头对中性的要求, 合理的计算和分配公差, 接头的对中性就容易保证。因此, 接头非对中性不是接头可靠性的主要影响因素。

2.3 工作压力

为了保证冷却液按照一定的流量流动, 机架、模块冷却通道以及快速接头都必须承受一定工作压力。接头密封都是通过密封圈实现, 当压力过大时可能会造成密封圈被部分挤出或者被完全挤出, 这在接头拔插过程中表现的尤为突出。受计算机工作环境的限制, 工作压力是一个长期存在的影响因素, 而且外部环境也会导致压力出现较大波动, 压力变大使得快速接头密封圈出现故障的概率大大增加。由于工作压力长期存在并且受到众多不可控因素的影响, 工作压力是影响接头可靠性的主要因素。

2.4 污染物

受现有工业水平的限制, 冷却通道以及冷却液中必然会残存一些颗粒污染物。由于污染物是无法避免的, 而且随着使用时间的增加, 污染物数量还会呈现出逐渐增加的趋势。快速接头是一种十分精密的机械部件, 尺寸较大的颗粒会造成快速接头泄露故障。虽然通过污染度控制方法可以将污染度控制在某个水平之下, 但是冷却液中的污染物却无法完全根除。因此, 污染物是影响接头可靠性的主要因素。

2.5 拔插循环次数

在调试以及使用过程中, 模块需要经常从机架中拔出或插入, 每一次拔插称作一个拔插循环。接头的拔插循环次数有明确的要求, 一般至少可以达到1000次。因此, 模块每次拔插都会减小快速接头的拔插循环次数, 当接头拔插循环次数超过接头允许的拔插循环次数, 接头就有可能出现故障。模块在正常使用情况过程中, 快速接头的拔插次数不会超过1000次, 而且接头允许的拔插次数是在极端条件下测试而得的数值。因此, 拔插循环次数不是接头可靠性的主要影响因素。

2.6 砂尘

砂尘是自然界中一种广泛存在的自然现象, 砂尘可以依附在计算机各个位置及部件上, 对计算机带来不同程度的影响。砂尘对快速接头带来的最主要的影响是造成快速接头活门被卡死或者密封圈被划伤, 直接导致快速接头出现泄露等严重故障。由于环境中的砂尘是不可避免的, 砂尘是影响快速接头的主要因素。

2.7 振动

振动可导致计算机各个零部件产生动态位移。这些动态位移和相应的速度、加速度可能引起或促进结构疲劳和零部件的磨损。另外, 动态位移还能导致零部件的碰撞和功能的损坏。振动对快速接头造成的主要影响包括接头结构松动、密封失效以及结构裂纹以及断裂等。由于接头在设计时已经充分考虑了强度等因素, 接头一般不会出现结构裂纹以及断裂等问题。其次, 接头内部的密封圈基本上都镶嵌在其它零件的沟槽内, 一般也不会出现密封失效。快速接头的零件大部分采用螺纹连接结构, 由于快速接头尺寸较小, 螺纹的拧紧力矩较小而且点胶防松工艺很难实现有效实施, 快速接头在振动环境下容易出现结构松动, 最终导致接头严重的泄露故障。因此, 振动是影响快速接头可靠性的重要因素。

3 结论

通过上面的分析认为, 工作压力、污染物、砂尘和振动是影响接头可靠性的主要因素, 下面给出如何有效减少这些因素对接头可靠性影响的建议。

在工作压力方面主要防止快速接头的压力超出其工作压力的范围。首先, 应采取一定的措施防止工作压力升高, 使得压力最大值处于接头的工作压力之下。其次, 严禁带压拔插模块。

在污染物方面应避免在污染度水平的情况下拔插模块。计算机污染度水平一般处于初始阶段、稳定阶段和恶化阶段。新装配、刚刚维修以及新更换过冷却液的计算机的均属于初始阶段, 初始阶段的污染度水平比较高。当计算机使用过较长一段时间后, 冷却液污染度水平就会急剧升高, 此阶段称为恶化阶段。在初始阶段和稳定阶段的中间阶段称为稳定阶段, 此阶段的污染度水平将长期保持在一个较低的水平上。为了避免污染物对接头可靠性的影响, 当污染度水平处于稳定阶段才可以根据需要拔插模块。

在沙尘方面主要采取相应的防护措施。接头在机架中存在对接和分离两种状态, 沙尘一般对对接状态的接头不会产生影响, 而对分离状态的接头会产生严重影响。当接头一旦分离, 应对机架上和模块上接头采取相应的防护措施, 防止环境中的沙尘吸附在快速接头的表面。

在振动方面主要通过振动试验剔除不满足振动要求的接头。在接头安装到机架和模块之前, 应对接头进行相应的振动试验。未发生故障的接头达到了相应的振动要求, 这些产品可以安装到机架上和模块上。发生故障的接头未达到相应的振动要求, 这些产品不能安装到机架和模块上。

除了遵守上述建议外, 其它因素虽然不是影响接头可靠性的主要因素, 也应在接头使用过程中注意。为了提高快速接头可靠性, 应从军用加固计算机的设计、试验、使用、维护等方面予以全面考虑。

摘要：液体流经模块流体通道的液体贯通式冷却技术是解决高密度、低成本军用加固计算机散热的重要方式, 快速接头是贯通式液体冷却的一个核心部件, 它提供冷却液在模块和机架之间的连通功能。当模块插入机架时, 冷却液从快速接头的入口端流入模块壳体的流体通道内, 吸收了芯片传导至壳体上的热量后, 再从快速接头的出口端流出。当模块从机架上取出时, 冷却液被快速接头迅速切断而不会出现冷却液的泄露。冷却液一旦从快速接头上泄露, 就会对计算机带来严重影响。本文通过对影响快速接头可靠性的各种因素进行分析, 得出了影响接头可靠性的几个重要因素, 最后给出了接头在使用过程中防止泄露故障出现的建议。

关键词：军用加固计算机,液体贯通式冷却,快速接头,可靠性

参考文献

[1]Robles, James;Jones Stephen;Jain, Sungeeta‘A Report on a Compliant Pin Designed Experiment’, Proceedings of the 1997 International Systems Packaging Symposium”, San Diego, CA, December 2-5, pp.303-308, 1997.

[2]Robles, James;L-8265-JAR00-004, Rev A, ‘A Report On A Quick Disconnect Designed Experiment’, The Boeing Company, September 21, 2000.

[3]吴彦灵, 祝耀吕.GJB 150.3A-2009军用装备实验室环境试验方法第3部分:高温试验[M].北京:总装备部军标出版社, 2009.

[4]吴彦灵, 祝耀吕.GJB 150.4A-2009军用装备实验室环境试验方法第4部分:低温试验[M].北京:总装备部军标出版社, 2009.

[5]吴彦灵, 陈明, 刘智良.GJB 150.12A-2009军用装备实验室环境试验方法第12部分:砂尘试验[S].北京:总装备部军标出版社, 2009.

[6]施荣明, 朱广荣, 吴飒.GJB 150.16A-2009军用装备实验室环境试验方法第16部分:振动试验[M].北京:总装备部军标出版社, 2009.

可靠性因素 篇2

检验室所用的仪器设条种类较多，因此仪器设备的正确操作和正常维护，对于保持仪器设备的良好工作状态，提高检验质量，使之有效地为临床诊疗服务具有积极的意义。

2.2检验试剂因素

可靠性因素 篇3

【关键词】配网；供电可靠性；影响因素；常见故障；技术管理

一、配网可靠性概述

电力系统的供电可靠性指的是电力系统按照可以接受的质量标准和电量需求不间断地供应电力用户电力、电能量的能力，表现为安全性和充裕度两个方面。按照功能不同，电力系统的可靠性又分为发电系统的可靠性、配电系统的可靠性、发输电系统的可靠性、输电系统的可靠性以及发电厂变电所的电气主接线的可靠性。

配电系统连接着用户和发、输电系统，一般包括一次配电线路、二次配电线路、配电变压器、配电变电站和机电保护设施等，对于用户供电的可靠性的影响是最大的。

二、配网的供电可靠性的影响因素

在实际运行中，配网供电可靠性主要受以下几个方面的影响。

（一）网络结构规划。网络采用什么样的结构形式，是否是多回线路，是否具备多个电源或是否是环网等都会影响到供电的可靠性；网络的联络方式是否最优；是否具有合理的供电半径。

（二）设备。设备的设计是否符合要求，相关技术性能、制造工艺和安装质量能否达标；设备是否老化，是否更新及时；设备的自动化程度高低；线路所具备的传输容量、设备的裕度是否能满足负荷的需求；自动装置和继电保护的动作是否正确。

（三）维护与管理。设备运行维护的能力，操作是否熟练；检修的质量和试验的水平；进行带电作业的能力和水平；处理停电故障的准确性和快速性；通信联络方式的有效性；对于停电安排的计划是否合理；工作人员的素质、业务水平是否过硬，培训工作是否切实有效。

（四）外部环境。包括两个部分：1、是否有较好的自然环境，若是环境不好，其对于环境影响的防护水平是否足以减少其对供电可靠性的影响；2、社会大环境是否对于配网的正常运行有利，宣传工作做得如何。

三、影响配网供电可靠性的常见故障分析

（一）线路：1、线路运行非全相，即三相中有一相断线。具体可能是开关问题，也可能是跌落式熔断器严重过负荷，或是线路断线、接点氧化造成接触不良；2、瓷瓶闪络放电。实质上是瓷瓶没有足够的绝缘强度，遇到雷雨大风等天气或受潮即容易闪络放电；3、倒杆。由于外力破坏引起如车撞、吊车挂断导线拖动电杆等，线路断线或拉线断开使得电杆倾斜；自然灾害和风吹西晒使得电杆根部土壤流失导致稳固能力变弱；4、线路断线。外力破坏或相间短路或是过负荷烧断导线；5、短路；6、接地。有一相导线断落在了地上，或者因为导线碰到树枝而与地相接，或是瓷瓶遭击穿接地；7、柱上开关发生故障。一般是由操作机械、动静触头产生故障而使得闸不能合上或分开，造成了拒合和拒分；8、跌落式熔断器发生故障。

（二）变电设备：1、變压器。2、户内10kV少油或是真空断路器。3、开闭所和配电室。4、电压互感器故障。5、电流互感器故障。

（三）自然灾害（非可预见因素损害）。由于配网常年裸露在高空中，恶劣天气如暴风雨雪、雷、闪电往往影响到其供电可靠性，洪水、地震也往往会对配网造成一定程度的破坏，直接造成社会和用户的供电中断。对于这些不可预见、不可消除的因素，我们应当做好防范措施和应急措施，减少其产生的损失和影响。

（四）计划性检修系统和设备。可以通过科学化的管理工作、合理化的停电安排减少这部分对于供电可靠性的影响。

（五）电源的供电能力。主要指的是发电厂能否根据电量需求，持续提供电量电力。对于这一影响因素，有关部门应当综合考虑负荷增长需求和资金等做好统筹安排。

（六）管理。一是思想认识是否到位，之前我国的电力产业长期存在“重发、轻输、不管用”的局面，虽然近些年来已有很大的改善，但仍然存在一些问题。比如我们的很多配电事故是由于用户方造成的，把责任归为用户方是不是公平的呢？这样的话，并不能提高配网的供电可靠性。我们电力企业不仅有生产出和送出优质电力的责任，同时承担着一定的社会责任——保障社会和居民用电，如何管理和协调好用户的相关电气设备也是管理人员应当思考的问题。

四、提高供电可靠性的一些措施

针对上文分析出的常见故障问题，主要可以从加强日常管理和提高技术水平两方面来入手，以下探讨一下如何从技术管理的层面防范和消除。

（一）重视配网建设，提高业务水平

1、加强、改善主网的建设。在进行电网规划和建设时，应当权衡可靠性和经济性，并优先考虑可靠性，根据N-1原则，设置可靠的电网，确保电网的容载，从根源上减少限电现象。

2、优化配网的结构，加强线路建设。一是尽量多地采用采用环网结构，使电网的线路互供能力和调度的灵活性增强。二是尽量多地采用电缆。据统计显示，，在预安排停电方面，架空线与电缆线的停电次数以及时户数之比分别为19：1 以及200：1；在故障停电方面，架空线与电缆线的停电次数以及时户数之比分别为11：1 以及7：1。电缆线路在减少计划停电和事故停电方面是优于架空线路的。而由于市区中人流量密集，车辆容易对配网的可靠性造成影响，所以电缆对于提高绝缘化率、降低接地、断线等因素有着良好的作用。三是实行架空线分线联络试点。四是要关注负荷状况，灵活地对线路CT变比、保护定值、以及变电站出线电缆允许电流进行调整。五是优化配网设计，使架空线路的多回并架线路的条数减少。

3、进行配网自动化的试点工作。

（二）加强对于设备的管理

1、选用具有较高可靠性的电力设备。加强对于设备选型的调研和评估，确保实际运行的质量。

2、全面安装故障指示器

（三）引进新技术和新工艺，缩短作业的停电时间

1、开展带电作业，提高带电作业的水平。

2、状态检修。

状态检修可以让检修部门能够根据设备的实际运行状态有针对性地进行检修，提高检修工作的质量，确保检修的实效性，提高供电的可靠性。

参考文献：

[1]初春生，影响陆梁油田10kV配电网运行可靠性的主要原因分析及对策.新疆石油科技，2010（2）.

[2]韦远剑，县级10KV配电网运行可靠性措施探讨科技信息 2010/24.

[3]潘远海，浅淡提高配网系统供电可靠性中国新技术新产品 2008/12.

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可靠性因素 篇4

关键词：配电系统,可靠性,不确定时变因素,Monte-Carlo法

0 引言

自上世纪90年代以来, 我国的配电系统可靠性研究开始受到了极大的关注, 从研究方法来说大体分为解析法和模拟法, 虽然方法种类很多且对其进行改进方面的研究也有了很大的进展, 但其模型大多数仍是采用故障率、故障修复时间为平均值来进行可靠性分析。而在实际运行过程中, 元件的参数受到各种因素的影响, 如元件的老化过程, 气候变化的影响, 人为因素的干扰;负荷和单位停电损失也均具有时变性和不确定性。由于没有考虑这些因素对可靠性评估过程的影响, 故传统的分析结果与实际情况的误差很大, 不能真实反映实际运行过程中的可靠性水平。

在解析法的可靠性研究中, 认为研究对象一般是服从指数分布的随机过程, 其不易解决非指数分布的情况。而Monte-Carlo法的优势就在于, 可以使研究对象服从任何类型的分布, 来对其进行模拟分析。

文献[1, 2]利用Monte-Carlo法, 使用元件平均故障率和故障修复时间, 负荷和单位停电损失费用均采用平均模型来进行可靠性分析;文献[3]在文献[1]的基础上, 建立了时变负荷模型, 时变SCDF模型, 进行了更符合实际运行的可靠性成本/效益分析;文献[4]在配电系统可靠性分析中, 采用元件时变故障率模型, 但只考虑了元件寿命的老化过程;文献[5]考虑了气候和可修复资源的影响, 使其元件故障率和故障修复时间均成为时变函数, 使得可靠性分析更切合实际, 但却未考虑元件老化这一因素的影响。

本文在传统配电系统可靠性分析的基础上, 综合考虑了实际运行过程中气候条件、元件老化过程这两类不确定因素, 采用时变故障率模型、时变负荷模型和停电损失费用模型, 基于Monte-Carlo法编制了可靠性评估算法, 以计算负荷点及整个系统的可靠性与经济性指标, 得到的可靠性指标分别为负荷点指标:故障率、停电持续时间、年停运时间;系统指标:系统平均停电频率指标SAIFI、系统平均停电持续时间指标SAIDI、用户平均停电持续时间指标CAIDI、平均供电可用率指标ASAI (%) 、系统期望故障受阻电能EENS、系统期望停电损失费用ECOST、系统停运电量评估率IEAR。

1 传统Monte-Carlo法可靠性分析

配电系统由变压器、输电线路、熔断器、隔离开关、断路器等设备组成。在传统Monte-Carlo法的配电系统可靠性评估中, 元件通常使用两状态模型表示, 即正常工作状态和故障停运状态。在整个Monte-Carlo模拟过程中, 每个元件均随机地重复着运行—故障—运行的工作过程。元件的无故障工作时间TTF和故障修复时间TTR均是随机变量, 因而有着各自的概率分布, 在传统可靠性分析中, 一般均假定元件TTF和TTR均服从指数分布, 即元件故障率、故障修复时间均为常数。

传统可靠性分析中, 负荷模型采用平均负荷或持续负荷时间曲线;停电损失费用模型也采用平均模型, 即分类停电损失费用函数 (SCDF) , 来进行可靠性效益分析。平均停电损失费用SCDF[6]见表1所示。

2 考虑不确定性因素的可靠性模型

2.1 时变故障率模型

在考虑气候变化、元件老化因素后, 时变故障率λ (t) 可以表示为:

式中:θw (t) 为时变气候权重系数, 表示气候因素对元件故障率的影响程度, aλ (t) 为正常气候条件下考虑元件老化的故障率。

2.1.1 元件老化的影响

元件的老化过程受元件类型、地理位置、运行环境、运行时间、制造水平等条件的影响[4], 元件老化对元件故障率有较大影响。电力系统元件寿命过程共分为三个阶段, 分别为磨合期、有用寿命期和耗尽期, 其元件寿命周期的故障率曲线为浴盆曲线, 如图1所示。

在传统可靠性分析中, 认为TTF和TTR均服从指数分布, 故元件的故障率均是常数, 即只考虑有用寿命期间发生故障的情况, 而在本文中使用元件寿命的浴盆曲线, 即加入了磨合期和耗尽期, 在这两个时期中引入时变权重系数的概念, 使时变权重系数与时间的函数关系按指数形式发展;而在有用寿命期时故障率仍为常数, 这样通过时变权重系数与平均故障率的乘积即可使故障率随时间按浴盆曲线的形状而发生变化。

考虑老化过程的元件时变故障率表达如下式:

式中:θa (t) 为时变老化权重系数, cλ为元件正常运行时平均故障率。时变老化权重系数取决于元件的寿命, 并遵循与浴盆曲线近似相同的形状。

以下分别从不同时期来分析时变老化权重系数的取值:

(1) 磨合期

式中:K0为权重系数的最大值, tBI为元件的磨合期年限。

(2) 有用寿命期

(3) 耗尽期

式中:tL为元件的使用寿命年限, θam ax为权重系数最大值即K0, tWO为元件的耗尽期年限。

2.1.2 气候因素的影响

电力系统运行的气候条件按其对系统的影响程度分为正常气候 (normal weather) 、恶劣气候 (adverse weather) 和灾害气候 (major storm disaster) 三类[7]。本文在三种气候状态的条件下, 采用时变气候权重系数θw (t) 的概念, 对其使用如图2所示的阶梯曲线模型[5]。

在电力系统中, 电气元件n在气候状态i下发生故障的比率iFn可以表示如下[8]:

其中:λin为元件n在气候状态i下的故障率;λcn为元件n的平均故障率;iT为气候状态i的持续时间;T为所有气候状态持续时间的总和。

通常iFn是无法获得的, 而其一类元件在气候状态i下发生故障比率的平均值iF可通过数据收集来获得。因此, λin可表示如下:

这里的θw即为上面所述的时变气候权重系数。从而可以调整不同气候状态下的元件故障率。

2.2 时变负荷模型

IEEE-RTS系统[9]的负荷模型已经被广泛用于综合发输电系统的可靠性评估中, 它是以日、周, 季节的形式来按时序计算整个系统一年的小时负荷。本文基于文献[9]的时序负荷曲线, 针对配电系统母线上所带的用户类型不同而使用不同的时序负荷曲线, 其方法及原理同文献[9]一样, 即使用各类用户的周负荷百分比系数、日负荷百分比系数、小时负荷百分比系数以及其年峰值负荷来得到一年8 760小时的各个负荷值, 以产生年负荷模型。

2.3 时变停电损失费用模型

在配电系统实际运行过程中, 即使是同一类型的负荷, 如果停电时刻不同, 单位停电损失费用也往往是不同的, 因此单位停电损失费用是随时间变化的函数[3]。这里定义时变停电费用权重系数θcost (t) 为:

式中:Ccost, k (t) 为t时刻的负荷类型k的单位停电损失费用, Ca cos t, k为负荷类型k的平均单位停电损失费用。由于统计资料不足, 一般很难获取时变停电损失费用权重系数, 这里使用文献[5]的调查信息统计资料, 考虑了一日24小时的停电损失费用权重系数, 对应七类不同用户的权重系数取值如图3所示。

这样, 就可以通过θcost (t) 使单位停电损失费用针对不同的用户类型在不同的时间段, 其值发生变化。

3 基于Monte-Carlo法的可靠性评估算法

目前, Monte-Carlo模拟法可分为两大类, 序贯仿真法和非序贯仿真法, 序贯仿真法是一种时序Monte-Carlo法, 又称为状态持续时间抽样法, 其特点是对元件发生故障的时间和元件故障后的修复时间进行抽样, 通过比较各元件故障时间和修复时间的早晚, 确定系统所处的状态, 整个过程中始终存在一个虚拟的时间轴, 按时间进度来推演。而非序贯仿真法又称为状态抽样法, 它不能考虑时序性, 是在元件各状态之间进行抽样模拟。

鉴于序贯仿真法对考虑时序性方面问题的解决较非序贯仿真法有着绝对的优势, 本文使用Monte-Carlo序贯仿真法, 利用Matlab语言编写程序以实现配电系统可靠性分析。流程框图见图4所示, 其主要思想是根据元件的随机两状态模型确定仿真年中元件的运行顺序, TTF服从指数分布, TTR服从对数正态分布, 开关切换操作时间TTS服从指数分布, 利用时变气候权重系数实现三种气候状态的模拟, 元件故障率随着运行年限逐渐经历磨合期、有用期及耗尽期, 然后根据某一时刻TTF最小的元件故障为停电故障判据, 以此计算每次故障引起负荷停电的持续时间及向正常运行状态的转移频率, 根据停电持续时间所在的时刻不同产生各负荷点不同的加权停电负荷值及加权停电损失费用值, 以TTF=TTF+MAX (TTS, TTR) 作为新的仿真运行时间点, 即取TTS、TTR中较大者作为变仿真步长, 如此循环下去, 直到满足收敛条件为止, 通常由于EENS指标有着最低的收敛率[10], 故选择EENS指标的协方差作为收敛标准, 以此保证满足多个可靠性指标的准确度, 从而计算出负荷及系统的可靠性与经济性指标。

4 算例分析

本文以IEEE-RBTS测试系统的BUS2典型城市配电系统[11]为例, 如图5所示, 利用以上所编算法进行考虑不确定性因素的可靠性分析。

针对有隔离开关、熔断器、备用电源, 无备用配电变压器的网络配置模式, 可靠性原始数据见文献[11], 本文计算的传统可靠性评估结果与文献[11]的结果非常接近, 其各系统指标SAIFI、SAIDI、CAIDI、EENS、ECOST相差百分比分别为4.64%、2.14%、-2.68%、2.58%、-1.88%, 故本文编制的可靠性算法是合理且有效的。

从以下五种情况来说明本文考虑多种不确定因素后的可靠性影响程度, 分别为CASE1:平均故障率, 平均修复时间, 平均负荷, 平均SCDF;CASE2:平均故障率, 平均修复时间, 时变负荷, 时变SCDF;CASE3:考虑元件老化的时变故障率, 平均修复时间, 时变负荷, 时变SCDF;CASE4:考虑气候因素的时变故障率, 平均修复时间, 时变负荷, 时变SCDF;CASE5:考虑元件老化和气候因素的时变故障率, 平均修复时间, 时变负荷, 时变SCDF。

图6示出了考虑时变负荷和时变停电损失费用模型后ECOST的比较结果, 由于未涉及到元件本身的运行状况及网络拓扑的改变, 所以只是EENS、ECOST这两个经济性指标发生变化, 而其他可靠性指标保持不变, 由于篇幅有限, 只列出了ECOST的曲线分析图。

从图中可看到, 居民用户负荷点1-3、10-12、17-19, 在CASE1和CASE2下的变化差异很小, 即停电损失费用与时间变化的密切程度不大;而负荷点8、9这类工业用户的停电损失费用受停电时刻不同的影响变化较大;政府机构类负荷4、5、13、14、20、21的ECOST在CASE2的值较小, 这是由于周末时停电损失费用较小;商业用户类型6、7、15、16、22则要大很多, 这与其停电时刻在高峰还是低谷时期有着密切的关系。可见, 停电损失费用ECOST的变化在很大程度上取决于用户类型, 即各类用户费用模型曲线的形状。

图7示出了CASE2-CASE5的故障率指标变化情况, 从图中可以明显看到, 考虑老化因素对故障率指标的影响程度相对考虑气候因素而言要大很多。

CASE5是综合考虑元件老化和气候因素的影响, 其负荷点及系统的可靠性指标较CASE2而言, 故障率、平均停电持续时间、年停电时间、SAIFI、SAIDI、EENS、ECOST值均有所增加, 年可用率ASAI下降, 使得负荷点及系统的可靠性水平较传统时降低, 但它能真实客观地反映实际运行过程中配电系统的可靠性水平。

5 结论

在配电系统的实际运行过程中, 所处的气候环境不同、设备的新旧老化不同对其系统可靠性就会有不同程度的影响。但事实上, 气候环境、元件老化这类因素是无法避免的, 在传统可靠性模型的基础上, 综合考虑各种不确定性因素, 使得可靠性评估的结果更接近于实际状况, 其具有重大的现实意义, 因此在进行配电系统可靠性评估时, 要考虑实际运行过程中的各种不确定因素, 并针对不同地区不同系统采用符合各自实际情况的时变可靠性模型参数, 以此为前提, 从改善网络结构、提高自动化程度的角度来开展电网规划与运行工作, 以切实有效地提高系统可靠性与经济性。

参考文献

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可靠性因素 篇5

关键词：10KV配网供电;可靠性;制约因素;解决对策

配网供电可靠性对供电系统产生直接且至关重要的影响，不仅对供电企业的经济效益有一定的影响，而且是衡量供电企业的服务质量的重要指标之一。随着我国经济的快速发展，人民的物质生活水平日益提高，人们对于电力的依赖性越来越高，其中配网供电的可靠性成为配电管理中的核心内容。本文通过对10KV配网供电可靠性进行深入的分析，找出了其中的影响要素，并提出了相应的改进措施。

一、对10KV配网供电产生制约的因素

（一）人为计划停电

人为计划停电是指当电网改造线路和线路检修时，就要对用户进行计划性停电，人为计划停电是对供电可靠性产生影响的重要因素。在普通用户停电数据统计中我们可以得出结论，人为计划停电在所有停电户数中占据80%，只有20%的用户是由于特殊的故障导致停电。据其他统计数据，在人为计划安排停电中，对配电网进行计划施工占据一半，有百分之五是受到输变电等因素的影响，其他时候都是由改造用户工程、检修电网线路和其他市政建设工程造成的。

（二）突发故障导致停电

①自然外力的破坏。一些突发故障会导致停电，其中包括大自然的外力，如气候和山洪等自然灾害这些不可抗力造成的破坏和交通车辆以及施工单位的不当施工造成了一些破坏。

②设备损坏。突发故障停电一般主要由变压器等设备故障造成的，这种故障又可以细分为两种：电路故障和磁路故障。电路故障主要有电线的线圈老化、接触不良和系统短路等线环和引线造成的故障。磁路故障通常是因为硅钢片短路、芯片之间的绝缘层破损以及接地不良导致的放电而引起了设备故障。

在电网进行传电的最后一层变电设备就是配电变压器，这种变压器的自我保护能力较弱，但是数量极多，因此目前要专门采用高压开关设备进行控制配电变压器并提供相应的保护作用。高压开关设备有三种类型：高压限流熔断器、高压断路器和跌落式熔断器，其中最后一种开关设备的结构较简单、且价格相对低廉，因此在电网中被广泛采用，但是在跌落式熔断器的缺点就是故障发生频率比较高。跌落式熔断器的主要工作原理就是在熔断器发生故障的时候进行自动隔断，从而保证变压器的安全。这种普遍在户外使用的设备，虽然有很多优点，但是仍然有规格少、断开能力较弱和熔管稳定性较低等缺点。根据统计，配电变压器的故障中有五分之四是由于跌落式熔断器导致的。

通常而言，小容量的熔断器电流值会比较小，熔断电流值比保护的线路整定值小，保护配合问题会极容易得到解决;然而配变容量变大的时候，就会产生一些保护不配合的问题，当配变容量出现较大的故障后，熔断器就无法保护线路了。当10KV的线路启动保护动作的时候会造成全线路停电，降低了供电的可靠性。

（三）配电线路网架不够完善

10KV的线路与以往的供电线路相比，其自动化水平在不断提升，并实现了分段式线路和“手拉手联网式”供电，但是这些技术还不能够达到人们对供电可靠性的要求，尤其是边远农村地区会存在许多用电问题。电源点设置不合理，以往的10KV配电网络多使用架空线结构，接线形式不能满足用户的用电需求，当设备的使用时间较长出现老化或负荷过重时，停电故障的发生率就会增高，从而引起大面积停电，对供电可靠性产生极大的影响。

由于10KV配网线路使用的时间较长，线路的表面绝缘层出现了老化和脱落现场，有的由于受到环境的污染，会产生零序电压，最终导致整个供电系统不能正常运作。另外，一些施工单位的不当施工会导致线路被挖段，甚至还存在不法分子盗窃电线的情况，这些都增加了线路发生故障的频率。

配网供电一般不会受到家庭用电的影响，而是会被企业用户所干扰。在一些企业中，由于其供电设备的运行环境比较恶劣，加上企业内部管理不当、转包转让比较频繁，导致供电设备出现损坏、设备表面的污染物过多造成污闪的现象，这些在企业中存在的设备问题都会引发停电事故;另外，当企业对线路进行不当检修和生产状况不稳定导致的变压器运行不稳定时，会对10KV配电线路造成极大的影响并导致停电。

最后，在农村中，10KV的配网线路上大多配带较多的变压器，会造成供电可靠性较低。有时候，一条配电线路会有几十个变压器，在这种配置情况下一旦10KV配网线路出现故障，就会造成大范围相关线路停电。由于每条线路上的用户对电量需求不同，因此，配网线路不能满足所有用户的要求。通常而言，一条10KV的配网线路上配备20台左右变压器最为合适。成功建设 一条10KV的配网线路需要投入大量的资金，因此，电网局在规划配网线路的时候要充分考察当地的用户实际用电负荷，并进行精确的计算后确定配电变压器的数量，例如：在某个工业园企业比较多，用电量大且集中时就要减少配电变压器的使用数量;而当线路的负荷比较小，且配网线路处于家庭用电较多的社区或农村时，就应该适当增加变压器的台数。

二、提高10KV配网供电可靠性的解决对策

为提高10KV配网供电可靠性，相关单位可以从管理和技术两个方面进行改进。

（一）管理措施改进

提高领导的认识，加强电网指标管理。配网线路管理的目标就是提高用户用电的可靠性，因此在建设10KV配网供电线路过程中要始终将供电可靠性放在首要位置。与此同时，要建立相应的管理指标，及时发现问题并开展整改措施。加强对管理人员的基础业务知识培训，这样可以有效提高管理人员对供电可靠性的认识和重视，在绩效考核中可以纳入供电可靠性，这样才能提高员工的工作积极性。对人为计划停电加强管理，将各单位的停电计划集中起来，进行统筹规划，尽量让线路施工与用户工作相协调，从而减少停电的时长，并杜绝重复停电的发生。

（二）技术措施改进

提高10KV配网系统供电可靠性的措施主要有四种：改造环网结构解决设备污闪问题、提高自然灾害抵抗力和提高事故抢修的能力。在接线方式中，全联络的树枝网供电可靠性最高，环网结构的联络性比较强，电源自动投入装置比较多，每条线路都可以进行双电源供电。在实际应用中，配电线路与电力用户之间有对应关系，用户增多后，要及时整改配电线路，进行下路分段和分支隔离，实现环网结构改造，从而保证线路运行的安全性。解决设备污闪问题，在污染较严重的地方，要对线路进行相应的绝缘管保护。在10KV的断路器中要安装相应设置保证空气湿度，防止污闪问题的发生。提高自然灾害抵抗力，供电系统中最严峻的自然灾害时雷击，因此，在10KV配网供电中要推广瓷横担的使用，在使用避雷器时，要根据线路的实际情况进行安装。提高事故抢修的能力，线路维修人员要配备完善的带电作业工具，当线路发生故障时，就可以在保证安全的基础上进行带电作业，这样就能有效减少停电的时间。在日常工作中，维修人员提高维检的频率，就可以及时发现问题和解决问题，从而提高供电的可靠性。

三、结束语

随着经济的快速发展，人们对于供电可靠性的要求也越来越高，为了满足用户的要求，配电线路的改革成为必然。10KV配网线路是供电设施中的重要组成部分，它的稳定运行决定了供电的质量，要提高供电可靠性，就要对其制约因素进行分析，并提出有效的解决措施。

参考文献：

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[2]王进兴.浅析影响10kV配网供电可靠性的因素及对策[J].企业技术开发，2012，23：128-129.

[3]倪华君.10kV配网供电可靠性的设计因素和解决方法[J].中国高新技术企业，2014，19：121-122.

可靠性因素 篇6

现阶段, 对于我国供电系统的可靠性管理是所有供电工作的基础和核心, 不仅是日常生活工作的需要, 也是供电企业自身可持续发展的需要。这成为新时期电力事业发展的全新目标, 也是现代电力工作者任重而道远的使命职责。

1 配网供电可靠性

配网供电可靠性是指电力企业其供电系统对用电客户持续供电的能力, 其指标的高低不仅代表着其供电系统的稳定性, 体现企业的综合实力, 也关系到经济效益和自身的发展潜力。在如今各个行业都激烈竞争, 提高服务质量的环境下, 电力企业作为基础建设的重要保障来源, 在经济飞速发展的今天也更体现出它的重要性。

配网是电力系统与客户联接的重要环节, 它的可靠性包括以下三个方面:

1.1 配网供电可靠性的标准

对于供电可靠性的衡量, 我国相关法规章程中都有明确体现, 用公式表示为:供电可靠性= (1-客户平均停电时间/统计期间时间) ×100%

1.2 配网供电可靠性的管理

对于配网供电可靠性的管理, 不仅体现在其质量上, 也体现在对于其安全运营的管理上。对于管理成果的好坏, 不单体现了企业的基本设施情况, 供电的能力和管理水平, 决定着企业的经济效益, 也反映出了企业发展的未来。为此, 对于提高供电可靠性, 是现在个供电企业提高竞争力的根本所在。

1.3 配网供电可靠性评价指标及其应用

为改善配网的运行管理, 提高供电可靠性, 考察和分析对客户持续供电的能力和配网中各种设备的特性和功能, 以及其对供电能力的影响等, 对配网的供电可靠性建立了主要评价指标和参考评价指标。它既可以直接反映电力系统对客户的供电能力, 也可反映电力工业在国民经济中对电能需求的满意程度, 同时也是配网从规划、设计、设备制造和安装, 直至生产、运行、管理等各方面的质量和水平的综合体现。

2 影响配网供电可靠性的因素

2.1 网络结构的影响

电网铺设多采用混合结构, 放射状的供电形式, 其结构是否合理, 直接影响其供电成效, 由于部分电网结构不合理, 满足不了供电需求, 影响了电能的运输能力, 使可靠性降低, 特别是对于承载客户较多的线路, 一但出现一次短暂的停电, 就会造成大范围的影响, 不影响的正常的工作生活, 也可能会造成巨大的经济损失, 这对于供电可靠性的影响是很大的。

2.2 线路故障率及故障修复时间

很多情况下, 线路出现故障的原因都是由于在铺设时, 线路沿途地理环境复杂, 导致其绝缘性较低。在线路出现故障大多由于线路绝缘性能遭到破坏, 出现雷击损害, 以及年久失修造成的材料老话等原因, 对于出现故障后排除的时间效率跟管理机制, 线路铺设结构以及自动化程度有关。

2.3 运行维护和管理

在设备运营维护和管理中, 其成果的好坏, 涉及的相关环节较多, 大体上可以总结为:供电设备正常运行的能力及操作人员的技术水平;对其故障检修的质量水平;施工人员的带电作业能力;对于停电事故排查检修的能力;相关部门的沟通联络速度水平;计划内停电协调安排能力;从业人员专业素质的高低等, 都对供电可靠性的有着直接的影响。

2.4 客户密度与分布

客户密度是指每单位长度内所承载的客户数量, 其数值的大小与客户分布有着直接的关系, 客户密度较大的地区, 由于一次短线的停电, 其造成的影响都是巨大的, 也就直接制约着供电可靠性的提高。

2.5 系统自动化对可靠性的影响

对于提高配网供电可靠性的一项重要的技术手段就是对于自动化的应用, 它可以在极短的时间内将故障点定位并且通过隔离手段减少断电的危害, 不仅可以大大的节约故障排除的时间, 减少人力物力的消耗, 也对于调高供电可靠性有着重大的意义。但目前我国配电自动化的水平还在逐步完善当中, 导致故障出现后其自动化处理水平较低, 排除时间长, 恢复供电的速度慢, 影响着可靠性的提高。

3 提高配网供电可靠性的措施

3.1 技术措施

3.1.1 改善电源及输电方式, 提高电源系统的可靠性, 减少对配网可靠性的影响。

如:提高发、供电设备的可靠性;增大导线截面, 提高线路输送容量;增设10千伏开关所, 增加10千伏出线回路数, 缩短10千伏线路供电半径;增设变电站之间的联络线, 实行分段控制, 提高各站负荷的转供能力, 从而达到少停电提高供电可靠性目的。

3.1.2 改善配网网络结构, 提高运行灵活性。

实现“手拉手”结构, 这样有利于最大限度地缩小停电范围。对重要线路采用双回线供电, 使其输送能力增大, 稳定储备提高。对主干线路增设线路开关, 架设分支, 减少停电范围。

3.1.3 提高电网装备水平, 积极采用新技术、新设备, 减少因设备质量问题、试验周期短造成的不必要停电, 降低设备的故障率。

同时, 对

10k V配电线路尽可能采用重合闸装置, 最好条条线路有重合, 为防止导线被短路电流烧伤或烧断, 应将继电保护的动作时间尽量压缩。

3.1.4 提高自动化水平:

选择合理的与本地相适应的综合自动化系统方案, 配网自动化在实施一整套监控措施包括故障检测、定位、故障点隔离、网络重构以及恢复供电的同时, 利用故障信息的采集处理功能, 加强对电网的实时状态、设备、开关动作次数、负荷情况、潮流动向等数据进行采集, 对不同故障点进行故障检测和定位, 实施网络管理, 拟定优化方案, 并结合一次性系统进行故障隔离, 通过遥控完成恢复供电, 提高供电可靠性。

3.1.5 合理安排计划停电, 统一协调, 统筹安排减少重复停电。在符合安全条件的前提下, 能够实行带电作业的, 尽量实行带电作业。

3.1.6 加强配网的防雷保护, 一是要从提高线路的耐雷水平入手, 采用瓷横担或高一级的绝缘子;

二是对10k V配电线路的绝缘弱点, 应装设避雷器进行保护;三是对配电线路上的所有电气设备, 应根据其重要性分别采用不同的保护设备;四是对低压线路的防雷保护也要高度重视, 在必要的地点加装低压避雷器或击穿保险, 以防止雷电侵入波进入室内, 引起人身或设备事故。

3.2 管理措施

加强组织制度建设, 完善管理网络, 认真贯彻新规程, 加强可靠性专业的培训, 做好评价指标统计分析工作。加强基础资料的积累和完善, 为编制运行方式、检修计划和制定有关生产管理措施提供详实、准确的决策依据。加强停电计划的合理性、周密性。经常组织有效的防护措施, 定期开展宣传教育工作, 提高全社会对电力设施的保护意识, 减少因外力破坏造成停电事故的发生。从管理、技术、科技思维以及电力营销上加强配电人员的自身素质建设, 提高管理人员的业务管理水平, 加强对客户的安全管理, 指导客户进行安全用电, 加强配电设备, 输配电线路的运行管理。

参考文献

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可靠性因素 篇7

大型立式水泵机组在国内最早采用, 应用最为广泛, 立式泵机组可靠性和工况调节性能最好, 技术最为成熟。以南水北调东线工程为例, 里下河地区的大型排涝泵站, 虽然年运行时间不太长, 但若在短暂的排涝期一旦发生故障, 将对该地区的工农业生产和人民生命财产造成巨大损失。大中型水泵按轴线形式分为立式、斜式、卧式及贯流泵机组。立式泵泵轴垂直于水平面, 特点是水泵导轴承受力小, 配套电机运行环境好, 安装检修方便, 国内大部分都采用了立式机组, 其结构示意见图1。以南水北调东线一期工程为例, 江苏境内需新建14座泵站, 装机62台 (套) , 其中立式泵机组40台 (套) , 占总机组台数的64.5%。因此, 研究立式泵机组的可靠性, 对保证南水北调工程的正常运行, 充分发挥其功能和效益具有重大意义。

1 主电机可靠性影响因素

大型立式泵多采用立式同步电动机直接拖动水泵, 重点中型泵站大多数采用低压异步电动机直接拖动, 少数采用高压异步电动机。定子绕组、推力瓦是立式同步电机的关键部件, 这两者性能的好坏直接影响主电机的可靠性, 此外电机绝缘老化也是影响主电机可靠性的重要因素。

1.1 定子绕组故障

泵机组运行受季节和气候影响很大, 不少排涝泵站在正常年景除试机外很少运行, 停用时间长, 甚至多年不开机。即使是跨流域调水的梯级泵站, 每年运行时间一般也仅有3 000h左右。由于泵机组长时间停用, 电机绕组很容易受潮。淮河以南地区, 梅雨期长, 空气湿度大, 绕组更易受潮。当绝缘介质中含水量增大时, 其导电率和介质耗散都将迅速增加, 运行时极易被击穿[1]。电机安装时如在定子铁芯通风槽内遗留有螺丝等异物夹在空气间隙内, 在机组运行时将刮坏定子铁芯, 绕组和转子磁极铁芯, 影响电机的可靠运行。

1.2 推力瓦烧损

推力轴承是大型立式电机的关键部件, 推力瓦温度过高或烧损是电机运行的常见故障, 它会造成推力轴承不能工作, 影响水泵机组的可靠性和耐久性。若在排涝抗旱或调水的关键时刻发生推力瓦烧损, 电机无法正常工作, 将影响泵站功能发挥, 甚至给受灾地区带来较大的经济损失。

引起推力瓦瓦温过高或烧损的因素有很多, 例如推力瓦质量差、冷却器断水或流量不够、油位偏低或无油、机组安装质量差、润滑油油质差、推力轴承设计载荷太小或推力轴承超负荷运行等。文献[2]指出, 推力轴承工作荷载与设计荷载之比为荷载系数ε, 荷载系数ε>0.9的轴承满负荷机组容易烧瓦。

1.3 电机绝缘老化

绝大部分大型泵站安装的同步电机质量还是比较好的, 性能也比较稳定。但由于运行时间和日历时间均很长, 电动机本身绝缘老化十分严重。因此, 由于电动机绝缘性能下降或破坏所造成的电动机事故还是较多的。原江都一站的8台电动机中有7台发生过绝缘击穿。江都四站4号机组运行中定子绕组因绝缘老化而被击穿。该站电动机绕组已存在老化现象, 绕组端部绝缘老化尤为明显。谏壁站1994年、1996年相继发生过电动机绝缘击穿造成相间短路以及因吸收比不够不能启动的故障[3]。

早期同步电动机所使用的主要绝缘材料是沥青纸云母浸胶, 其绝缘老化一般是由电老化和热老化产生的。电老化主要指局部放电、漏电和电腐蚀造成的绝缘老化。热老化是指绝缘材料在运行中, 因长期受热会产生各种物理和化学变化, 如挥发、裂解、起层或龟裂等, 导致材料变质而老化。

2 主水泵可靠性影响因素

导轴承是关键性易磨易损部件, 是影响主水泵可靠性的主要因素。此外, 叶片调节机构以及水泵抗汽蚀性能也影响着主水泵的可靠运行。

2.1 水泵导轴承故障

导轴承是立式泵的关键易磨易损部件, 起着承受转动部分径向力、稳定泵轴和叶轮转动的作用。如果导轴承磨损过大或损坏, 则会造成机组轴线动摆度增大, 振动加剧, 甚至发生叶片碰壳事故。大中型水泵不同于一般的转动机械, 其导轴承常年浸没于水下, 运行环境差。据调查, 水泵运行故障中大部分是导轴承故障。导轴承是水泵运行寿命、大修周期和可靠性的主要控制因素[4]。

按润滑剂的不同, 水泵导轴承可分为油润滑轴承和水润滑轴承两大类。两者发生故障而影响可靠性的主要原因, 油润滑导轴承主要是润滑和密封两方面;水润滑导轴承主要是承受轴瓦荷载能力、抗冲击及耐磨损性等方面。

2.1.1 油润滑导轴承

油润滑导轴承主要是金属轴承, 通常采用巴氏合金材料, 具有承载力高, 运行寿命长等优点。但是油润滑轴承不仅耗费了大量油料和贵金属, 而且结构复杂, 油自循环系统和下部水封装置常发生故障, 导致轴承润滑不足和大量漏水。

大型立式水泵油润滑导轴承有斜槽式和直槽式两钟, 轴承设于导叶体轮毂内, 导叶体轮毂与转轮轮毂之间设有水密封装置, 导叶体上部设有护管, 阻止水体进入轴承, 密封漏水由埋设在导叶片内的毕托管排出。油轴承常见故障有:下面水封失效, 漏水量增大, 排水不及, 导致轴承进水受损[5]。上海太浦河水泵采用稀油润滑巴氏合金滑动轴承, 虽然该轴承承载力最大允许比压为1.5 MPa, 使用寿命一般在20 000 h以上, 但是由于水导轴承密封效果不好, 6台机组均有不同程度漏油, 影响了水泵机组的连续可靠运行, 同时还造成了水体污染。

2.1.2 水润滑导轴承

水润滑导轴承结构简单, 而且用水作润滑介质无污染、来源广, 还能降低和减少摩擦副运动产生的磨损、冲击和噪声等问题。但是, 水润滑导轴承也有其自身的缺点, 即承载力低, 寿命较短。水润滑导轴承密封结构不可靠时, 河水中的泥沙进入轴承间隙, 经轴颈的挤压嵌入轴承, 磨损轴颈, 被磨毛糙的轴颈反过来加速轴承的磨损, 恶性循环, 轴承磨损加剧, 轴颈面层很快大片剥落, 轴承间隙增大, 造成叶片碰壳。

采用河水润滑的非金属轴承, 轴承及轴颈磨损严重, 轴承间隙增大, 叶轮动摆度增加, 甚至发生叶片碰壳。有些轴承材料如聚氨酯塑料遇水会膨胀, 设计安装轴承应考虑轴承衬材料的膨胀性, 适当放大轴承间隙, 否则遇水后会发生抱轴而损坏轴承和轴颈, 甚至出现折断轴承体固定螺栓、轴承体与泵轴粘结在一起等问题。

2.2 叶片调节机构故障

水泵叶片调节方式有半调节、停机全调节和不停机全调节。安装叶片调节机构可以减小机组启动振动和牵入同步转矩, 增大抽水流量, 但容易发生故障。东深供水工程二期泵站投入运行不到一年, 20台机组的调节机构相继发生故障, 影响了内地向香港供应原水。

全调节叶轮常因叶片根部与轮毂之间λ型橡胶密封圈失效漏油进水, 引起轮毂内操作机构锈死而不能调节。叶片根部密封橡胶需定期更换, 抽水时一旦发现储水池水面有大量浮油, 说明叶轮轮毂漏油, 需及时停机处理[6]。

2.3 水泵汽蚀

对于大型立式泵, 普遍存在水泵汽蚀破坏严重的问题。储训[7]对江苏、安徽、湖北等省的45座大中型泵站共555台水泵进行了汽蚀破坏状况的调研, 结果表明, Ⅲ级以上汽蚀严重的水泵所占比例高达65.7%。

汽蚀部位主要是叶片、叶轮室及导叶进口端。由于汽蚀使机组振动、噪声加剧, 工作性能下降, 能耗增加, 造成水泵过流部件的过早破坏, 影响了机组可靠性, 大大缩短了维修周期, 增加了维修工作量。

3 辅助设备对水泵机组可靠性的影响

泵站辅助设备是大型泵站中不可缺少的组成部分。好的主机必须有好的辅机系统与之配合, 才能相得益彰, 发挥出最大作用。拥有一套较完整的、较现代化的辅机系统是大型泵站的特点之一。泵站自动化程度较高, 从而为主机组获得最佳技术经济效果、持久地安全可靠运行创造了必要条件。泵站的辅机设备主要包括油、气、水三个系统, 其对泵机组安全可靠运行起着重要作用[8]。

电机的推力轴承和上下导轴承, 主水泵的油导轴承的润滑主要依赖于油系统, 当机组轴承的润滑油系统油温过高时常危及机组的安全运行, 严重时被迫停机。对于叶片调整机构、液压启闭机和液压减载装置, 当压力油系统漏油严重、压力升不上去时, 这些设备就无法工作, 直接影响到泵机组的可靠运行。

气系统是压缩空气系统与抽真空系统的总称。在压缩空气系统中又分为高压和低压两类。高压空气系统主要用来为油压装置的压力油罐补气, 以保证转轮叶片调节机构所需的一定工作压力。当立式机组虹吸式出水流道断流时, 低压空气系统供气给真空破坏阀, 顶起气缸的活塞, 使阀盘打开。如果低压空气系统发生故障使得真空破坏阀不能正常工作, 将导致立式泵机组飞逸反转, 严重时如果达到水泵的飞逸转速, 不仅损坏立式泵机组, 而且可能对泵房及管路造成损害。

水系统由供水和排水两部分组成。供水部分包括技术供水、消防供水和生活供水。技术供水主要是供给主机组和某些辅助设备的冷却润滑水, 如同步电动机的空气冷却器冷却水、推力轴承和上下导轴承的油冷却器冷却用水、水泵油导轴承的密封润滑水和水泵橡胶轴承的润滑用水, 以及水环式真空泵工作用水和水冷式空气压缩机冷却用水等。

电机推力轴承、导轴承、水泵导轴承是大型立式水泵机组的重要部件, 轴承工作是否可靠, 关系到泵机组、泵站能否可靠运行。泵站辅助设备系统对轴承能否正常可靠运行起重要的作用。

4 提高立式水泵机组可靠性措施

提高立式水泵机组的可靠性, 一方面要提高关键部件的可靠性, 另一方面要加强机组的日常运行管理。

4.1 提高水泵导轴承可靠性

油润滑导轴承的可靠性主要由机械密封可靠性决定。影响机械密封可靠性因素有密封动静环材料和密封端面压力等。

4.1.1 提高机械密封可靠性措施

(1) 动静环采用耐磨材料, 采用配对好的摩擦副, 增加抗磨损性能, 降低磨损端面摩擦系数。

(2) 合理设计密封磨损面的面积, 使得密封面压力不至于过大。

(3) 由于振动等因素, 导致密封端面接触不均匀, 要采取适当措施减少振动。

4.1.2 提高水润滑导轴承可靠性措施

(1) 轴瓦采用耐磨的复合材料。

(2) 轴承要有足够的承载面积, 并对轴颈摆度严格控制。

(3) 对于含沙量较大的泵站, 采用清水润滑, 为避免泥沙进入轴承, 宜设置护管。

4.2 提高电机可靠性

电机安装质量对电机可靠性影响很大, 安装质量差容易导致定子绕组受损以及推力轴承烧瓦。提高可靠性措施如下。

(1) 严格把关机组安装质量, 加强机组运行监测、管理。

(2) 推力轴承采用弹性金属瓦等新型材料, 增加承载能力和抗磨损能力。

(3) 适当提高电机绝缘标准, 保障电机可靠性, 延长其使用寿命。

5 结论

大型立式泵机组在我国采用最早, 使用最为广泛, 在农业灌溉、排涝及城镇供水中起着重要作用。其故障形式主要有:电机推力瓦烧损、水泵导轴承磨损、水泵汽蚀及辅助设备故障等。在设计和管理立式泵时应重点考虑上述主要可靠性影响因素, 以提高立式泵机组整体可靠性。

参考文献

[1]姜伟, 仇宝云, 问杭泽等.大型水泵机组的维修性[J].排灌机械, 2006, 24 (6) :39-44.

[2]仇宝云.泵站电机巴氏合金推力瓦烧损分析[J].扬州大学学报 (自然科学版) , 2000, 3 (1) :62-65.

[3]邵正荣.大型泵站系统可靠性分析研究[D].扬州:扬州大学, 2005.

[4]Ning Duan, Larry W.Mays.Reliability Analysis of Pumping Systems.ASCE Hydraulic Engineering, 1990, 116 (2) :230-248.

[5]沈日迈.江都排灌站[M].北京:水利电力出版社, 1986.

[6]李迎春, 余占湖.轴流泵叶片调节机构常见故障分析与处理[J].水泵技术, 2002 (3) :27-30, 41.

[7]储训.大中型泵站汽蚀破坏调研分析[J].水泵技术, 1994 (4) :33-39, 48.

可靠性因素 篇8

1.1 继电保护系统可靠性特点

继电保护属于可修复系统, 对其可靠性的影响因素进行归类分析是电力系统进行选取指标、建立模型以及进行可靠性分析的重要前提, 继电保护系统的可靠性特点主要包含以下几个方面。

因为继电保护系统受到其运行环境和自身设备运行情况的影响, 其可靠度和系统失效的具体发生时间具有一定的随机概率性, 因此在保护对策的制订上具有较高的难度。

发电厂继电保护可靠性所涉及的相关制约性因素较多, 其建模、指标选取以及计算上具有一定的复杂性。从广义来讲, 影响发电厂继电保护系统可靠性相关的因素包括保护装置、与保护装置相关的通讯通道、继电保护定值、一次设备以及人为因素等。同时发电厂继电保护的设计方案、设备配置方式以及电网实际运行情况都影响着继电保护的动作情况。就继电保护装置而言, 又分为装置硬件、装置软件和冗余逻辑等, 其中装置软件的运行可靠程度难预测性较大, 主要取决于软件系统的输入、输出形式以及软件框架的设计方案等;装置硬件的可靠程度则取决于各组成部件以及电路系统设计的可靠性等方面。

发电厂继电保护系统的失效可以分为拒动失效和误动失效两种, 在继电保护可靠性指标的制定时应综合分析这两种失效情况的产生原因以及外在表现特点, 其中每种失效又可以大致分为可被检测和不可被检测两类。

1.2 发电厂继电保护系统可靠性影响因素

1.2.1 装置硬件

无论是传统的微机保护装置形式还是现代的全数字化智能保护装置, 根本上都是由硬件设置和软件操控系统构成的统一体。而电子设备有着一定可正常使用期限, 长期使用导致的电子元件老化和设备损坏会直接影响发电厂继电保护系统在规定条件下完成规定功能的能力。例如, 现代先进的全数字化继电保护系统的硬件设置方式简单, 装置了较多的光纤输入、输出接口, 但这也同时引入了更多的可靠性不稳定因素, 如光口在使用中因为发热而容易受损, 这将直接影响采样值的输入和保护跳闸的输出。

1.2.2 装置软件

发电厂继电保护系统中的硬件设置是保护功能实现的平台装置, 而软件算法则是实现保护能力的核心与“灵魂”。软件的设计、架构、模块形式、操作界面对继电保护系统的正常且高效运作有着极大的影响。软件的可靠性很难根据物理要素进行预计, 其影响因素包括软件设计原理、系统输入/输出方式、系统的使用方法和软件的设计框架等方面。

1.2.3 互感器等相关一次设备

CT、RT等互感器及断路器等一次设备通过传变输入量和执行输出而直接影响着保护系统正确反映一次系统状态、不拒动、不误动的能力。微机保护形式一般采用电磁式互感器, 其中接线是否正确、传变误差的大小等因素影响到继电保护系统的正确运作可靠性;全数字化保护系统中一般采用电子互感或光学互感器, 这些新技术和新方法在系统的抗饱和性能上体现出了极高的优势, 但由于相关配置设置和生产技术方面有待提高, 其可靠性往往存在着较多的不稳定因素, 导致继电保护系统的可靠性存在着潜在的威胁。

1.2.4 继电保护定值

从理论上分析, 发电厂继电保护系统的保护原理、保护特性、一次设备、装置硬件与软件对系统运行的可靠性都有着极大的关联, 而从电力系统的实际运行情况来看, 离线整定的保护定值是影响继续保护系统正确运作的主要因素。传统继电保护通常采用离线计算保护定值并在运行中使其保持不变的方式。现阶段, 随着科学技术的国家经济的发展, 电网结构的日益复杂、建设成本日益加大、交直流混合运行、也经常出现临时运行方式, 此外加上继电保护后备保护系统的日益复杂、系统持续运作时间延长、影响系统正常运行的因素逐渐增多, 最终导致离线整定模式的弊端日益突出。另一方面, 在对继电保护定值进行整定计算的过程中, 诸如可靠系数、返回系数等的数值确定会对继电保护的整体性产生关联性影响。

1.2.5 人为因素

在发电厂, 由于继电保护检修人员技能水平不高、不能及时发现问题并及时处理;经常发生保护定值误整定现象;运行人员不熟悉保护原理, 对设备运行方式不熟悉及发生误碰、投错保护压板等现象, 这些不可控人为因素也是影响继电保护可靠性的重要因素。

2 继电保护可靠性指标与提高可靠性的具体措施

2.1 可靠性指标

要针对发电厂的实际运行情况, 制订详细的继电保护方案, 就必须要对继电保护的可靠性指标进行确定并制定评价系统。可靠性指标体系的科学性与合理性直接关系着继电保护系统可靠性评估的整体质量。然而, 要建立并完善一套整体质量水平较高的可靠性指标评价系统是一项庞杂的工作。为此, 必须在方案制定的初期按照一定的原则去分析与判断, 其原则性一般包括以下几个方面。

可靠性指标的制定必须结合发电厂的实际情况, 以满足要求为原则, 并且完整的覆盖发电厂继电保护行为的特征。

在满足发电厂继电保护要求的前提下, 结合资金投入有效的控制系统建设成本;在满足一定先进性和使用要求的前提下, 尽可能降低成本。

根据硬件与软件使用条件的不同确定与之相匹配的可靠性指标。

指标的可测定性原则。

2.2 提高可靠性的具体措施

2.2.1 完善规章制度

结合发电厂具体的继电保护实际情况, 制定相应的继电保护管理规章制度, 发电厂应建立并健全一整套继电保护监管框架以及科学、合理的管理模式, 如制定设备运行和维护管理条例、责任人管理制度、事故预警与处理方案、设备定期校准与缺陷处理准则等。

2.2.2 加强继电保护运行操作的可靠性

要求发电厂继电保护工作负责人员不仅要具备相关的专业技术能力, 更要具备高度的社会责任感, 提高继电保护的工作意识, 在工作中不断学习与积累经验, 从而不断地增强对继电保护系统的操作能力。例如, 发电厂继电保护负责人员, 应在具备相关专业知识的前提下, 深入掌握继电保护的工作原理并熟悉二次回路的图纸, 确保负责人员准确的排除继电保护装置产生的异常问题, 并及时的找出对应的解决方案, 确保电力系统的正常、稳定运行;再如, 在进行旁路开关取代线操作时, 需要涉及到继点保护定值的确认与调整, 以确保与所带线路定值得以匹配性一致, 如操作人员检测出装置的异常运行状况, 再进行必要的应急处理措施同时, 与管理人员进行联系, 以确保在最短的时间内完成系统检修, 将事故的负面影响控制在最小范围内。

3 结束语

结合文章对发电厂继电保护系统可靠性影响因素的分析, 我们明确应从哪几个要素进行技术改造以及管理方式改进来提高发电厂继电保护的可靠性。只有找准各个影响因素, 从源头上保证电力系统安全、稳定运行, 才能为我国国民经济的发展提供动力保障。

参考文献

[1]李生虎, 王京景, 刘正楷.基于瞬时状态概率的保护系统短期可靠性评估[J].中国电机工程学报, 2009 (25) .

[2]熊小伏, 欧阳前方, 周家启, 等.继电保护系统正确切除故障的概率模型[J].电力系统自动化, 2007 (07) .

可靠性因素 篇9

1.1 业务网络因素

传输网组网结构特点直接与所承载的业务网络特点相关。不同业务流量、流向特征的汇聚方式将会直接影响传输网组网结构, 大量汇聚业务必然形成重要汇聚节点, 流量均匀、流量分散的业务可能就不需要设置核心节点。如果存在多级业务中心, 传输网必须采用分层汇聚;如果单级业务中心, 传输网可以扁平化层次。

1.2 主流技术演进

主流技术不断推动网络演进。在组网中如何综合发挥现有网络技术与新网络技术的综合优势, 是网络组网中需重点考虑的因素。不同技术适用于不同的业务场景, 需要选取不同的网络拓扑结构, 各种技术协调发展是网络有序演进的关键点。目前, 主流技术很大程度上决定了传送组网的网络结构。

1.3 区域经济发展因素

传输网的组网在某种程度上说是由本地网的综合因素所决定的, 这些因素包括行政区域划分、社会经济和地理条件等等。通信业务普遍存在的汇聚特性不单单是由某些或者某个行政区域决定的, 而是由每一个行政区域中心形成的一个或多个政治、经济和文化中心决定的。一般来说, 社会经济活跃程度越大的地区, 其对通信表达出来的需求就越多, 业务量也就越大, 而偏远山区和河流地区就一定会阻碍组网的传送, 并且这种对组网传送的阻碍更多的是表现在本地层面。

1.4 运营商及地区特色

由于不同区域建设原则的差异、建设方专业队伍技术水平差异、地区组网经验积累习惯、厂家技术营销策略等多种综合因素, 各地区在经历多年组网建设后, 均会形成其地区或运营商区域特点或网络风格。

2 传输网可靠性分析

传输网的可靠性定义为:在人为或自然破坏作用下, 传输网在规定条件下和规定时间内的生存能力。

2.1 连通性

传输网的连通性一般和图论中的连通性挂钩, 连通性越好, 表明传输网的可靠性越高。从图论显示来看, 通信网是由节点和链路这两部分组合而成的, 只要任一一个节点或者链路不工作, 最开始的反应就是全网的连通性变差, 进而导致网络其他完好的部分的工作性能指标下降。

如果设定为图的连通度, 那么代表使图成为不连通图至少需去掉的节点数, 把设定为图的结合度, 是使图成为不连通图至少需去掉的边数。对于N个点、L条边的连通图, 可证明≤, ≤2L/N成立。其中, 2L/N代表网络的抗毁性, 也称网络的冗余度。

网络的可靠性有两个重要的指标, 即网络的抗毁性和网络的生存性。抗毁性是确定网络拓扑结构的可靠性的指标, 只与网的结构有关。生存性是评判网络“连度”的可靠性的概率性指标, 它不仅和网络结构有关, 还和节点以及线路的失效概率有关。

2.2 网络抗毁性分析

如图1所示A、B、C三个网络拓扑。

经过理论计算, 各网络的抗毁性F为:

其相对抗毁性提高的程度:

可见, 在一个网络拓扑结构图G (N, L) 全网抗毁性指标F的限值为2L/N, 但由于条件限制, F远小于2L/N值。若不断增加边数时, F就趋向2L/N。

所以可以在实际运用的过程中选择“逐步增边法”, 以此来拟定传输网的基本结构, 并且依据所需定出全网的目标值, 通过逐步增加边数, 使全网F值逐步接近目标时 (即再增加新边, F的改善量甚微) , 网络的拓扑结构确定工作就基本完成了。

2.3 网络生存性分析

网络生存性的涵义是指网络在发生故障时, 依然能够保证业务连续性的能力。网络故障的恢复主要采用最常见的保护机制和恢复机制。保护机制修复网络障碍的原理是通过分配网络资源以使硬件有足够的内存保证网络对故障的恢复;而恢复机制则是绕过失效的网络部件寻找有效的资源并重新选择路由的方法来对网络故障进行恢复。

在实际操作过程中, 一般通过在网络中采用交叉连接设备 (DXC) 或智能光网络设备 (ASON) , 以期能够利用动态路由配置性能达到网络恢复的目的。DXC与ASON不同的是前者属于大容量交叉设备, 是属于传送平面范围, 后者则能够把传送、控制、管理等三个平面相互有机地结合。网络障碍恢复的前提条件有三个: (1) 网络中常常会设置DXC或ASON设备, 以这两种设备作为网络节点设备, 以此能够更好地调度和管理传送业务; (2) 网络中必然会配备备用资源; (3) 所采用的网络系统一定具有网络障碍恢复功能。

可靠性因素 篇10

一、10kV配电网供电可靠性的重要性

电力系统中，10kV配电网是位于末端，并直接连接用户，并决定了整个电力系统的供电能力和供电质量。我国经济的飞速发展伴随着电力市场和电价机制已经逐步成熟。随着人们的生活也逐步改善，人们对电量的需求也越来越大，配电系统也必须不断适应新的需求。因此，10kV配电网规划和建设中，供电可靠性成了首要考虑因素。

二、10kV配电网供电可靠性的影响因素

（一）网架结构方面的影响

由于早期电网建设缺乏前瞻性，再加上当时条件的限制，造成10kV配电网存在大量的10kV单辐射线路。当出现事故跳闸或安排计划停电等情况时，这些单辐射线路将无法有效地通过转供电将所带负荷转移出去，从而造成了用户停电、丢失电力负荷等现象，使供电可靠性降低。

（二）配电网进行计划性检修的影响

在长期运行过程中，不可避免要安排10kV配电网进行计划性检修。为了使配电网计划检修对供电可靠性造成的影响降到最小，应通过科学的停电计划，合理地安排检修，来提高检修效率。

（三）10kV配电线路及电气设备故障的影响

10kV配电线路以及电气设备的运行状况也会对供电可靠性造成直接影响。例如，配电线路发生倒杆、断线、短路、非全相运行以及与线行旁边的树木过近，配电变压器、断路器以及熔断器发生故障等，都会给用户的供电造成很大的影响。

（四）运行维护人员的影响

人的因素对于10kV配电网的供电可靠性也有直接影响，运行维护人员的责任心、技术能力在很大程度上决定了10kV配电网的运行健康水平，多年的实践证明，很多10kV配电网的停电事故都是由于运维人员技术能力低、管理水平差以及事故处理准备不足而导致的。

（五）自然灾害的影响

诸如暴风雨、冰雹、雷电、大雪等恶劣气候以及洪水、地震等自然灾害都有可能对10kV配电网的运行造成影响，导致用户的供电中断。这些因素难以避免，但可以通过提前预测和预报，做好相应的防范和事故处理预案，以减少损失。

三、提高10kV配电网供电可靠性的技术措施

（一）逐步完善配电网的网架结构

用户的用电需求以及N-1准则是10kV配电网供电可靠性所要达到的标准。对于配电网中重要的电力用户，应采用双同路供电方式，并制定出比较合理的运行方式以提高其供电可靠性。要做好10kV配电网规划工作，宜将供电区域划分为数个供电区，实行分区供电，并适当提高配电网的容载比，简化上级电源的主接线形式，减少中间变电站的数量，从而有效减小线路的短路电流。对于单辐射线路，要结合电网改造逐渐将其改造为环网接线，或者通过增加分段开关等方式提高其事故及检修情况下的转供电能力。

（二）提高配电网电气设备水平

在保证安全可靠和节能降耗的基础上，10kV配电网的电气设备应敢于采用新产品、新技术，要大力推进智能化、自动化、无油化、少维护和免维护的电气设备。在10kV配电网中的应用在进行10kV配电网的建设与改造时，要用新型低耗节能的配电变压器更换掉原先那些高耗能的配变；要采用气体绝缘的断路器，它不仅结构简单、操作便捷，还消除了火灾事故危险，能够大大提高供电可靠性。

（三）推广配电网状态检修技术的应用

为了缩短10kV配电网停电检修的时间，应大力推广状态检修技术，根据实际需求来开展电气设备的检修工作。此外，还要大力发展带电作业技术，其作业时间不受停电限制，能够及时消除电气设备的缺陷；而且该技术还能保证10kV配电网的不间断供电，对于提高供电企业的经济效益有很强的现实意义。

（四）采用配网自动化技术

要确定适合当地电网现状的配电网综合自动化系统方案，采用现代通信技术，通过对配电网实时状态以及运行数据的采集，实施实时监测以掌握10kV配电网的运行情况，一旦出现异常就通过运行方式的调整加以解决，以提高供电可靠性。

四、提高10kV配电网供电可靠性的管理措施

（一）加强配电网停电计划管理

在进行停电计划的制定工作时，要事先做好预检和大修等作业计划。在检修管理中要将生产计划管理与可靠性管理紧密结合，在安排每一项检修工作时要充分考虑到各专业部门的配合问题，合理高效地利用停电时间，提高检修效率，以最大限度地减少停电时间，避免重复停电。

（二）提高运行维护人员的综合素质

人的因素对于提高10kV配电网供电可靠性至关重要，因此要重视运行维护人员综合素质的提高，从技术、管理以及电力营销等方面加强运行维护人员的能力和业务水平，为10kV配电网供电可靠性的提高创造良好的条件，杜绝有可能发生的人为误操作。

（三）加强配电网电气设备与线路的运行管理

要加强对10kV配电网电气设备以及线路的巡检力度，特别是夜间巡检，一旦发现故障隐患，要及时上报并进行处理。对于那些年久失修的老化设备，要督促生技部门予以更换。如果某一同类型设备或者同一厂家设备经常出现故障，则要协同有关部门对故障设备开展深入的调查与分析，如果确认为质量问题，则必须立即停止该类型或该厂家设备的使用，杜绝不合格产品进入到电网中。

（四）做好配电网用电检查工作

要做好电力用户的用电安全检查工作，一旦发现用电安全隐患或者违法用电行为，要及时予以制止和消除，杜绝因为用户侧设备故障或不良用电行为而导致线路跳闸，进而造成更大的影响。

五、结语

提高10kV配电网供电可靠性意义重大，同时这也是一项系统工程，不仅需要一个坚强而又安全的主网作为支撑，还要不断推广新产品、新技术的应用，加快配电自动化的建设进度。此外，还要重视人的因素，通过全员、全方面、全过程的管理，从技术、组织以及管理等方面采取有效措施，不断提高10kV配电网的供电可靠性。

参考文献

[1]刘丹阳.浅谈影响配电网供电可靠性的因素及提高供电可靠性的措施[J].广东科技，2010（6）.

[2]李齐森.提高供电可靠性的方法[J].东北电力技术，2010（7）.

[3]王云霞，胡晓炜，赵永良.浅谈提高城市配电网供电可靠性的措施[J].华北电力技，2007（S1）.

可靠性因素 篇11

1 灰色关联分析的概念

灰色关联是指事物之间不确定性关联。它的基本思想是根据序列曲线几何形状的相似程度来判断其联系是否紧密。曲线越接近,相应序列之间的关联度就越大,反之就越小。灰色关联分析是通过灰色关联度来分析和确定系统诸因素间的影响程度或各因素对系统主行为的贡献测度的一种方法,目前已成功地用于电力系统可靠性研究、变压器故障识别、电力市场等领域。可在不完全的信息中,对所要分析研究的各种相关因素,通过一定的数据处理,得到它们与可靠性指标的关联程度,从而发现主要矛盾,找出影响可靠性的主要因素。

灰色关联分析[1]弥补了采用数理统计方法进行系统分析所存在的不足。它对样本量的多少和样本有无规律都同样适用,而且计算量小,不会出现量化结果与定性分析结果不符的情况。

2 配电网网络的描述

从提高供电可靠性的角度,配电网的网络可以从以下5个方面描述。

1)平均供电半径。一般来讲,供电负荷点到用户之间的供电线路越短,则发生故障的概率越低。因此,对于整个配电网而言,缩小平均供电半径能够有效的提高配电网的可靠性。

2)主干线负荷率。如果线路正常运行方式下负荷率偏大,则在配电网发生故障或检修时,变电站间转移负荷的能力较低,配电网的可靠性也会随之降低;如果线路正常运行时负荷率偏小,则会造成资源的浪费,运行的经济性下降。对于10kV线路不同的接线模式,要满足“N-1”要求,其负荷率的要求是不同的,单联络模式下不能超过50%;两联络模式下不能超过67%;三联络模式下不能超过75%等。

3)线路的绝缘化率。绝缘化率是指电缆线路与架空绝缘导线长度之和与总线路长度的比值。架空裸导线运行时受雷击等自然因素影响较大,而电缆和架空绝缘导线运行相对稳定,故障率低。对现有架空裸导线的绝缘化改造能够有效提高配电网的可靠性,因此线路的绝缘化率指标能够在一定程度上反映配电网的供电可靠性水平。

4)双电源用户比例。如对单电源用户增加备用电源能够大大的减小设备检修和故障对用户供电的影响,从而有效的提高供电可靠性。

5)每条线路的断路器台数。每条线路的断路器台数越多,则配电网的运行方式越灵活,但增加线路断路器的同时,应考虑到断路器本身故障给可靠性带来的影响。

3 灰色关联分析方法

配电网的可靠性指标有很多,这里选择用户平均停电时间(AIHC-1)这个可靠性指标作为配电系统特征行为序列。AIHC-1为配电系统中平均每个用户一年的停电时间,即AIHC-1=[∑(每次停电持续时间×每次停电用户数)]÷总用户数

AIHC-1越大,说明配电系统的可靠性越低,反之,则配电系统的可靠性越高。该指标能够整体地反映配电系统的可靠性水平,因此可以将其作为配电系统特征行为序列,用X0表示。

将平均供电半径等描述配电网络配置的序列作为相关因素序列,用Xj(j=1,2,...,5)依次表示:

式中:n表示该序列有n个观测值。

灰色关联分析的步骤如下。

1)原始数据归化。在作量化研究分析时,由于配电系统可靠性指标和各相关因素数据具有不同的量纲,需采用初值化算子使之化为数量级大体相近的无量纲数据。用初值化算子得到初值像的公式为

对于各相关因素中的负相关因素,要先采用倒数化算子,使其转化为正相关因素。用倒数化算子得到倒数化像的公式为

上两式中:k=1,2,...,n;xj(k)d1和xj(k)d2分别代表xj(k)在算子作用下的初值像和倒数化像。

2)确定分辨系数ρ。分辨系数ρ为0到1之间的任意值,但不同的分辨系数会导致不同的关联度数值,从而影响到关联分析结果。文献[2]通过对ρ的不同取值分析指出:为了更加客观地反映各相关因素的关联关系,需对分辨系数ρ的取值范围进行限制,即ρ的取值不仅满足0<ρ<1,还应满足:

当Δmax>3Δv时,ε≤ρ≤1.5ε;

当Δmax≤3Δv,时,1.5ε≤ρ≤2ε。

其中,ε=Δmax/Δv,Δv为所有差值绝对值的均值:

Δmax为所有差值绝对值的最大值:

3)求相关因素序列Xj对配电系统特征行为序列(可靠性指标)X0的关联度γj。

式中:Δj(k)为纵向差值的绝对值,Δj(k)=|x0(k)-xj(k)|;Δmin为所有差值绝对值的最小值,。

各相关因素变化态势与可靠性指标变化态势越接近,则其关联度越大。关联分析的目的就是要排出配电系统各相关因素对可靠性影响程度的大小顺序。

4 实例分析

实例以某地区配电网的历年统计数据为基础,通过计算各相关因素与可靠性指标的关联度,判断各相关因素中哪些是主要因素,哪些是次要因素。该地区2000～2006年10 kV配电网统计数据如表1所示,2000～2006年每年的可靠性指标AIHC-1值作为配电网特征行为序列X0的7个观测值。X1～X5分别表示平均供电半径、主干线负荷率、线路绝缘比率、双电源用户比例、平均每条线路断路器数这1～5相关因素的序列。灰关联分析过程如下。

1)首先求出原始数据的初值像。将X0和各相关因素序列通过式(1)的初值化算子转化为无量纲数据。在描述网络配置的各相关因素序列中,平均供电半径X1和主干线平均负载率X2越小则系统的可靠性越高,因此X1、X2为相对于X0的正相关因素;而线路绝缘化率X3、双电源用户比例X4和平均每条线路断路器数X5均为相对于X0的负相关因素,因此应先通过式(2)将其转化为正相关因素。经初值化算子和倒数化算子作用后的X0和各相关因素序列X1～X5的数据见表2。

2)根据式(3)、式(4),求得Δv=0.200 6,Δmax=0.554 9,由此得Δmax<3Δv,ε=0.361 5。因此分辨系数ρ的取值范围为[0.542 3,0.723 0],这里取其中值0.63。

根据式(5)求出各相关因素1～5与AIHC-1的灰色关联度结果如表3所示。

从表3可以看出,各相关因素对可靠性指标AIHC-1的影响大小顺序依次为:双电源用户比例(因素4)、平均供电半径(因素1)、线路绝缘化率(因素3)、主干线平均负荷率(因素2)、平均每条线路的断路器数(因素5)。因此,在上述可靠性的相关因素中,双电源用户比例为可靠性的主要影响因素。其次,平均供电半径和线路绝缘化率与可靠性的联系也较为紧密。相比之下,主干线平均负荷率和平均每条线路断路器数对可靠性的影响较小。结合统计数据可以看出,该地区的主干线平均负荷率和平均每条线路的断路器数均保持在较为合理水平,因此对可靠性水平的影响不太明显。

5 结论

灰色关联分析方法能够确定事物间的不确定性关联,它对样本量的多少和样本分布有无规律都同样适用。实际应用中还可以根据人们对不同的配电网可靠性指标及不同的相关因素的关注程度,选择不同的可靠性指标和相关因素进行分析。灰色关联分析方法原理简单、计算量小。将其应用于配电网可靠性的相关因素分析,为选择提高配电网可靠性的措施提供参考依据。

参考文献

[1]刘思峰，党耀国，方志耕．灰色系统理论及其应用[M]．北京：科学出版社，2005．