CN104281976A - 电力二次系统可靠性评估信息处理方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，包括以下步骤：A、将电力二次系统划分为通信子系统、控制子系统、保护子系统和站控层子系统；B、将各个子系统中所涉及到的各台设备或装置，抽象概括为构成各个子系统的不同元件；C、分别采集各个子系统中各个元件的平均无故障时间和平均修复时间，进而得到各元件的两次故障之间的平均时间；D、得到各个元件的可用度；E、得到各子系统的可用性框图；F、得到各个子系统的系统可用度；G、提高各个子系统的系统可用度。与现有技术相比，本发明具有提高电力二次系统的可靠性、提高了供电质量等优点。

Description

电力二次系统可靠性评估信息处理方法

技术领域

本发明涉及一种电力信息自动化领域，尤其是涉及一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法。 

背景技术

变电运行是电力系统运行中最重要的一个枢纽环节，变电站的电压等级是由其所在电网电压等级所决定，不同电压等级的变电站所维系供电区域的安全性也不同。电压等级越高，变电站的供电区域就越大，它所需要的安全可靠性也就越高，而变电站内二次系统的保护配置对变电站的安全运行起着至关重要的作用。 

电力系统的可靠性管理是电力系统安全运行的重要保证。电力二次系统的可靠性与一次系统的可靠性同等重要，二次系统数字化、信息化和网络化的进程使整个电力系统变成了一个有机整体，电力系统的可靠性管理必须包括二次系统才能最终保证系统的安全稳定运行。 

目前，电力系统的可靠性管理大部分还是针对一次系统展开的，针对二次系统的可靠性管理还很不完善，特别是智能型变电站的二次系统可靠性管理还没有开展。 

目前，迫切需要开展对智能型变电站二次系统的可靠性分析和风险管理工作，为智能化变电站的大规模实施提供有效的技术支持。 

发明内容

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，其将电力二次系统划分为通信、控制、保护和站控层等子系统，借助设备的平均无故障时间和平均修复时间参数，利用可用性框图，得到整个变电站的可靠性参数，从而找出电力二次系统的薄弱环节，进而提高电力二次系统的可靠性，最终达到提高供电质量的目的。 

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现： 

一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，其特征在于，包括以下步骤： 

A、根据设备的功能或用途，将电力二次系统划分为通信子系统、控制子系统、保护子系统和站控层子系统； 

B、将各个子系统中所涉及到的各台设备或装置，抽象概括为构成各个子系统的不同元件； 

C、分别采集各个子系统中各个元件的平均无故障时间和平均修复时间，进而得到各元件的两次故障之间的平均时间； 

D、通过平均无故障时间、平均修复时间和两次故障之间的平均时间，得到各个元件的可用度； 

E、根据各个元件之间的串联或并联关系，确定各个子系统的连接链路结构，得到各子系统的可用性框图； 

F、根据各个子系统的可用性框图和各个元件的可用度，得到各个子系统的系统可用度； 

G、提高各个子系统的系统可用度； 

H、在各个子系统中，依据各元件可用度由低到高进行排序，确定可用度低的元件，在计划检修或进行电网改造的过程中，优先安排计划，对可用度低的元件进行计划检修、更换或改造，提高输电线路二次回路的可靠性。 

对于电力二次系统，引入可靠性模型的概念，将各个设备的平均无故障时间、平均修复时间和两次故障之间的平均时间进行采集和分析，采用链路可靠度算法，利用可用性框图，进行定量评估，将系统故障的各种可能因素联系起来，计算出整个变电站的可靠性参数，根据构成电力二次系统之各个设备或装置的平均无故障时间、平均修复时间或两次故障之间的平均时间的发展趋势，判断设备可以保证正常运行的时间或发展趋势。 

所述的平均无故障时间MTTF为元件出现第一次故障的平均期望时间，所述的平均修复时间MTTR为故障元件得到修复所用的平均时间，各元件的两次故障之间的平均时间MTBF通过公式(1)计算得到： 

MTBF＝MTTF+MTTR     (1) 

。 

所述的元件的可用度通过公式(2)计算得到： 

$K=\frac{\mathrm{MTTF}}{\mathrm{MTTF}+\mathrm{MTTR}}---\left(2\right)$

其中，K为元件的可用度，MTBF为两次故障之间的平均时间，MTTF为平均无故障时间，MTTR为平均修复时间。 

所述的步骤F)具体如下： 

对于串联回路而言，其各连接链路的可用度，等于该连接链路中所有元件可用度的逻辑“与”；对于并联回路而言，其各连接链路的可用度，等于该连接链路中所有元件可用度的逻辑“或”。 

所述的各个子系统的系统可用度计算如下： 

对于串联回路而言，其子系统可用度表示为： 

n＝1，2，3，…，n； 

其中，n为构成串联系统的元件个数，A_串为串联系统的系统可用度；A_i为各个元件的可用度； 

对于并联回路而言，其子系统可用度表示为： 

m＝1，2，3，…，m； 

其中，m为构成串联系统的元件个数，A_并为并联系统的系统可用度；A_i为各个元件的可用度。 

所述的提高各个子系统的系统可用度具体为： 

对于各个子系统，用光缆代替铜缆，用以太网总线代替二次连接导线，以减少系统中元件的数量，提高该子系统的系统可用度； 

或者通过设置网络冗余或功能冗余，提高该子系统的系统可用度； 

或者利用子系统和元件的自检和监视，提高该子系统的系统可用度。 

与现有技术相比，本发明具有以下优点： 

1)针对电力二次系统，引入可靠性模型的概念，利用可用性框图，进行定量评估； 

2)将构成各个子系统中所涉及到的各台设备或装置，抽象概括为构成各个子系统的不同元件，即方便了可靠性计算或分析，又便于排除干扰，简化数据处理过程； 

3)可及时发现电力二次设备的薄弱环节，通过设置网络冗余或功能冗余，或者通过制定相应的设备检修计划，及时对有问题或可能有问题的设备，进行计划检 修、更换或改造，以提高智能变电站系统整体的可靠性与可用性。 

附图说明

图1是本发明的流程图； 

图2是二次保护系统功能冗余示意图； 

图3为站控层总线示意图； 

图4为并行冗余通信系统可用性框图； 

图5为冗余保护系统可用性框图； 

图6为间隔控制系统可用性框图； 

图7为站控层系统可用性框图； 

图8为设备元件可用度示意图； 

图9为实施例一的网络结构； 

图10为实施例一的系统不可靠度的曲线图； 

图11为实施例二的网络结构； 

图12为实施例二的系统不可靠度的曲线图； 

图13为实施例三的网络结构； 

图14为实施例三的系统不可靠度的曲线图； 

图15为实施例四的网络结构； 

图16为实施例四的系统不可靠度的曲线； 

图17为实施例五的网络结构； 

图18为实施例五的系统不可靠度的曲线； 

图19为实施例六的网络结构； 

图20为实施例六的系统不可靠度的曲线。 

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。 

如1所示，一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，包括以下步骤： 

A、根据设备的功能或用途，将电力二次系统划分为通信子系统、控制子系统、保护子系统和站控层子系统； 

B、将各个子系统中所涉及到的各台设备或装置，抽象概括为构成各个子系统 的不同元件； 

C、分别采集各个子系统中各个元件的平均无故障时间和平均修复时间，进而得到各元件的两次故障之间的平均时间； 

D、通过平均无故障时间、平均修复时间和两次故障之间的平均时间，得到各个元件的可用度； 

E、根据各个元件之间的串联或并联关系，确定各个子系统的连接链路结构，得到各子系统的可用性框图； 

F、根据各个子系统的可用性框图和各个元件的可用度，得到各个子系统的系统可用度； 

G、提高各个子系统的系统可用度； 

H、在各个子系统中，依据各元件可用度由低到高进行排序，确定可用度低的元件，在计划检修或进行电网改造的过程中，优先安排计划，对可用度低的元件进行计划检修、更换或改造，提高输电线路二次回路的可靠性。 

从逻辑关系和构成方面来分析，电力二次系统可以分为三层，即过程层、间隔层和站控层。 

过程层主要功能有三类：电气量参数检测、设备健康状态检测和操作控制执行与驱动。 

间隔层设备在自动化方面比现在有很大的变化，主要表现为对象的统一建模、通信信息的分层、通信接口的抽象化和自描述规范等技术的应用。 

站控层除实现变电站与控制系统的无缝通信外，基于信息共享的站级运行支持功能可以与变电站运行功能协调工作。 

主变其余状态信号，如轻瓦斯、温度、压力释放、油位、超温报警、档位等非电量信号通过电缆接入主变智能测控装置，该装置具备根据就地遥信信号实现重瓦斯跳闸、有载调压调节、中性点地刀投切等功能。 

本技术方案将变电站各个设备的平均无故障时间、平均修复时间和两次故障之间的平均时间进行记录、统计、归纳和分析，采用链路可靠度算法，利用可用性框图，进行定量计算和评估，将系统故障的各种可能因素联系起来，计算出整个电力二次系统各个功能子系统的可靠性参数，根据构成二次系统之各个设备或装置的平均无故障时间、平均修复时间或两次故障之间的平均时间的发展趋势，判断设备可以保证正常运行的时间或发展趋势。 

在可靠性分析原理或理论中，元件可修复失效可以通过稳态“运行-停运-运行”的循环过程来模拟的，这里的元件可靠度指的是元件长期循环过程中的平均可用率，其数学形式为： 

$A=\frac{\mathrm{\μ}}{\mathrm{\λ}+\mathrm{\μ}}=\frac{\mathrm{MTTR}}{\mathrm{MTTF}+\mathrm{MTTR}}$

其中：A为可靠度，μ为修复率，MTIR为平均修复时间，MTTF为失效前平均时间。 

这里，系统可靠度A指继电保护及控制系统在预定工况下及相应时间内成功完成预定功能的能力。 

在IEC60870-4标准中，对可靠性的定义为：“设备或系统在特定时间内和特定情况下，执行其预期功能的能力”。智能变电站系统的可靠性是通过一系列可靠性参数来衡量的。 

平均无故障时间(MTTF)是指设备或系统出现第一次故障的平均期望时间。 

平均修复时间(MTTR)是指故障设备或系统得到修复所用的平均时间。 

两次故障之间的平均时间(MTBF)包括平均修复时间。 

根据上述定义，则有下述关系表达式： 

MTBF＝MTTF+MTTR 

其中，MTBF为两次故障之间的平均时间，MTTF为平均无故障时间，MTTR为平均修复时间。 

各个元件的可用度是描述可修设备或系统的可靠性指标，表示其处于正常工作的稳态概率，所述各个元件的可用度采用下式来表达： 

$A=\frac{\mathrm{MTTF}}{\mathrm{MTTF}+\mathrm{MTTR}}$

其中，A为各个元件的可用度，MTBF为两次故障之间的平均时间，MTTF为平均无故障时间，MTTR为平均修复时间。 

设备或系统之间的基本连接关系分为串联和并联两种。 

在串联系统中，任一设备或系统失效，都会造成整个系统失效，故对于串联系统或回路而言，其所述各连接链路的可用度，等于该连接链路中所有元件可用度的逻辑“与”；其系统可用度表示为： 

n＝1，2，3，…，n； 

其中，n为构成串联系统的元件个数，A_串为串联系统的系统可用度；A_i为各 个元件的可用度； 

而在并联系统中，只有当并联设备或系统同时失效时，才会造成系统失效。故对于并联系统或回路而言，其所述各连接链路的可用度，等于该连接链路中所有元件可用度的逻辑“或”；其系统可用度表示为： 

m＝1，2，3，…，m； 

其中，m为构成串联系统的元件个数，A_并为并联系统的系统可用度；A_i为各个元件的可用度。 

进一步的，引出了不可用度q的概念，采用下述表达式进行描述： 

$q=1-A=\frac{\mathrm{MTTR}}{\mathrm{MTTF}+\mathrm{MTTR}}$

图2中所示的两套保护系统具有完全独立的互感器、合并单元、交换机及保护IED(Intelligent Electronic Device，智能电子设备)。 

由于本图采用业内标准图例和表示方法，故各个元件、功能方框的具体作用、信号流向以及整个保护动作过程在此不再叙述。 

由于冗余的概念为现有技术，故本图所示保护功能的功能冗余之具体实现过程在此不再叙述。 

图3中，电力二次系统采用基于PRP(Parallel Redundancy Protocol)的并行冗余网络结构，当发生链路或交换机故障时，双网之间能够进行无缝切换。 

IEC62439标准中提出利用并行冗余协议PRP以提高系统的可靠性，基于PRP的冗余网络要求装置包含双以太网控制器和双网络端口，分别接入两个完全独立的以太网，实现装置通信网络的冗余。 

图示的站控层包括两套独立的系统：就地监控(Station Human Machine Interface，简称Station HMI)和远动系统(RTU，Remote Terminal Unit)，任一系统正常工作即可完成对变电站的监控。就地监控和RTU具有双网络端口，通过交换机分别接入两个通信网络中。 

图示的间隔层考虑有18个间隔，并各自安装间隔控制单元。间隔内保护系统采用双重化配置，两套保护完全独立。间隔保护单元与间隔控制单元皆具有双网络端口，分别通过交换机接入两个通信网络中。 

图中采用下述符号：TS-同步时钟；MU-合并单元；RPIT-远方智能I/O；SW-交换机；EM-网络介质(如光纤)；BCU-间隔控制单元；BPU-间隔保护单元；BU-间隔单元；RTU-远方终端单元，其余同图2。 

图4中，在图3所示的基于PRP的并行冗余通信网络中，两个网络均是由20台(站控层2台、间隔层18台)交换机通过网络介质相连而成的环网。 

环网拓扑对于环路上任一链路的故障都提供了一定程度的冗余。环网拓扑正常通信的条件是所有交换机都正常工作，且至多只能有一条链路出现故障。因此链路可靠性表达式为： 

$A={\mathrm{\Σ}}_{i=0}^1{C}_n^i{A}_{\mathrm{em}}^{n-i}{(1-A_{\mathrm{em}})}^i$

其中：A_em为网络介质可用度表达式；n为环网中交换机之间的链路总数。 

故得到上述基于PRP的并行冗余通信系统的可用性框图如图4所示。计算基于PRP的并行冗余通信系统的可用度，可得： 

A_Com＝1-(1-A₁)(1-A₂) 

其中： 

$A_1=A_2=\underset{i=0}{\overset{20}{\mathrm{\Π}}}{A}_{\mathrm{SWi}}\underset{i=0}{\overset{1}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{20}^i{A}_{\mathrm{EM}}^{20-i}{(1-A_{\mathrm{EM}})}^i$

上述计算式中各个字母的含义可均为可靠性分析理论和电力行业的习惯性用法和标注，具体可参见图1、图2及图3文字说明中的相关描述和定义，不再重复，下同。 

图5中，在分析保护系统可用性时，主要考虑网络介质、合并单元、断路器IED、同步时钟和交换机等的影响。 

间隔保护系统采用两套完全独立的保护单元，任一保护单元正常工作，即可完成保护功能。故间可得到隔保护系统可用性框图如图5所示。 

计算采用功能冗余后的间隔保护系统可用度，可得： 

A_PR＝1-(1-A₃)(1-A₄) 

其中： 

$A_3=A_4=\underset{i=0}{\overset{7}{\mathrm{\Π}}}{A}_{\mathrm{EMi}}\×A_{\mathrm{TS}}\×A_{\mathrm{MU}}\×A_{\mathrm{SW}}\×A_{\mathrm{IED}}\×A_{\mathrm{BPU}}$

图6中，控制系统内的控制单元具有双网络端口，通过网络介质分别接于两个并行的冗余通信系统中，实现控制系统通信的冗余。故控制系统可用性框图如图6所示。 

计算间隔控制系统可用度，可得： 

A_Con＝A_BCU×[1-(1-A_EM1)(1-A_EM2)] 

图7中，站控层系统包括两套系统：就地监控系统(Station HMI)与远动系统(RTU)。任一系统正常工作，即可完成对变电站的监控；且就地监控和RTU皆具有双网络端口，通过网络介质分别接入两个并行冗余通信系统中。故站控层系统的可用性框图如图7所示。 

计算站控层系统可用度，可得： 

A_Station＝1-(1-A₅)(1-A₆) 

其中： 

A₅＝A_HMI×[1-(1-A_EM1)(1-A_EM2)] 

A₆＝A_EM3×A_RTU×[1-(1-A_EM4)(1-A_EM5)] 

图8中，给出了采用上述定义和方法所得到的电力二次系统各设备元件可用度计算结果。 

在本技术方案中，各个元件的平均无故障时间为设备或系统出现第一次故障的平均期望时间；平均修复时间为故障设备或系统得到修复所用的平均时间；各元件的两次故障之间的平均时间包括平均修复时间；则有下列关系： 

MTBF＝MTTF+MTTR 

其中，MTBF为两次故障之间的平均时间，MTTF为平均无故障时间，MTTR为平均修复时间。 

进一步的，各个元件的可用度是描述可修设备或系统的可靠性指标，表示其处于正常工作的稳态概率，各个元件的可用度采用下式来表达： 

$A=\frac{\mathrm{MTTF}}{\mathrm{MTTF}+\mathrm{MTTR}}$

其中，A为各个元件的可用度，MTBF为两次故障之间的平均时间，MTTF为平均无故障时间，MTFR为平均修复时间。 

图中所示各元件所对应的缩写，系业内习惯性用法和标注，在以下的附图或和说明中均沿用本图所示标记和缩写，本领域的技术人员均可明白其含义，在此不再一一列出和叙述，下同。 

由图可得：各系统元件中，二次电缆的可用度最低为99.986％，其原因为所需要的平均维护年份最小，而网络通信介质和光纤的可用度最高为99.9997％，其平均维护年份达到1000年。 

故根据智能变电站的特点，提高其可靠性的基本途径有： 

(1)用光缆代替铜缆，用以太网总线代替二次连接导线，以大幅度减少系统 中元件的数量； 

(2)利用网络冗余和功能冗余提高系统可靠性； 

(3)充分利用系统和元件的自检和监视以提高系统可靠性。 

由于在不同的组网方式和过程层配置模式下，其网络结构与使用的设备均不一致，故导致其可靠性结果有较大差异，下述实施例以网络结构和过程层配置模式为例，说明本技术方案的具体实施和应用过程。 

实施例一： 

组网方式的网络结构如图9所示。 

此组网方式较为简单，其最小路集只有1条为：TS1→MU1→EM1→SW1→PR1→BCU1，因为其不存在并联线路或环网情况，故其最小路集中某个设备出现故障将对整个网络产生较大影响，其平均发生故障时间(MTTF)的计算结果为21.74年，网络中各设备在使用时间不同的情况下，形成的系统不可靠度的曲线图如图10所示。 

实施例二： 

组网方式二的网络结构如图11所示。 

此组网方式部分区段由于存在并联线路，当区段中某各设备出现故障，其所带负荷可由并联线路进行转供。组网方式二的最小路集有4条，分别为： 

1)TS1→MU→EM→SW→PR1→BCU1 

2)TS1→MU→EM→SW→PR2→BCU2 

3)TS2→MU→EM→SW→PR1→BCU1 

4)TS2→MU→EM→SW→PR2→BCU2 

其平均发生故障时间(MTTF)计算结果为45.29年，网络中各设备在使用时间不同的情况下，形成的系统不可靠度的曲线图如图12所示。 

实施例三： 

组网方式三的网络结构如图13所示。 

由于此组网方式存在环网情况，当网络中任意设备出现故障时，其后面线路所带负荷均可由其他线路进行转供。组网方式三的最小路集有8条，分别为： 

1)TS1→MU1→EM1→SW1→PR1→BCU1 

2)TS1→MU1→EM1→SW1→SW2→PR2→BCU2 

3)TS1→MU2→EM2→SW2→SW1→PR1→BCU1 

4)TS1→MU2→EM2→SW2→PR2→BCU2 

5)TS2→MU2→EM2→SW2→PR2→BCU2 

6)TS2→MU2→EM2→SW2→SW1→PR1→BCU1 

7)TS2→MU1→EM1→SW1→PR1→BCU1 

8)TS2→MU1→EM1→SW1→SW2→PR2→BCU2 

其平均发生故障时间(MTTF)计算结果为51.29年，网络中各设备在使用时间不同的情况下，形成的系统不可靠度的曲线图如图14所示。 

由上述实施例可得，随着网络结构的改变，其平均故障时间与不可靠度均发生变化，由于组网方式一结构较为简单，网络中任意设备发生故障(尤其线路中的交换机，元件可用度较低)，均会对线路产生重大影响，故其平均发生故障时间比其余几种组网方式的平均发生故障时间短，且其不可靠度比其余几种组网方式的不可靠度高。 

随着网络结构的改变，各线路间存在并联线路或形成环网方式，极大的提高了线路的可靠性，可用度较低的元件将不再是系统的关键元件(因为其发生故障后，均可由其他线路对其线路负荷进行转供)，从而使交换机、二次电缆等元件可用度较低的设备不再成为系统可靠性的瓶颈。 

由于各组网方式中网络介质EM和交换机SW之间存在很多的连接关系，典型的有环网连接关系和星型连接关系。 

假设各组网方式中EM和SW之间存在关系，且其连接关系为环网连接方式，其中SW的个数为n，当n为2时，各个组网方式的平均故障发生时间和不可靠度变化情况如表1所示： 

表1 

环网连接方式下，当n为3时，各个组网方式的平均故障发生时间和不可靠度变化情况如表2所示： 

表2 

从上述表格中可以看出，当EM和SW之间存在关系，且关系为环网关系时，随着环网中设备的增加，其平均故障发生时间MTTF变小，不可靠度逐渐变大。 

当各组网方式中EM和SW之间存在关系，且其连接关系为星型连接方式，其中SW的层数为n，当n为2时，各个组网方式的平均故障发生时间和不可靠度变化情况如表3所示： 

表3 

星型连接方式下，当n为3时，各个组网方式的平均故障发生时间和不可靠度变化情况如表4所示： 

表4 

从上述表格可以看出，当EM和SW之间存在关系，且关系为星型关系时，随着网络中设备的增加，其平均故障发生时间MTTF减少，不可靠度逐渐变大。 

从对环型网络和星型网络的结构分析，可以得出如下结论：随着各个组网方式中EM和SW之间存在子网，由于子网中设备的增加，整个组网方式出现故障的概率变大，故整个网络的可靠性在降低。 

实施例四： 

过程层典型模式1的网络结构图如图15所示。 

其中，PT为电磁式电压互感器，CT为电磁式电流互感器，DL为二次电缆，其余各个缩写的含义同前，不再一一叙述，下同。 

采用本技术方案进行分析，其平均发生故障时间(MTTF)的计算结果为19.62 年，网络中各设备在使用时间不同的情况下，形成的系统不可靠度的曲线图如图16所示。 

实施例五： 

过程层典型模式2的网络结构图如图17所示。 

采用本技术方案进行分析，其平均发生故障时间(MTTF)的计算结果为38.02年，网络中各设备在使用时间不同的情况下，形成的系统不可靠度的曲线图如图18所示。 

实施例六： 

过程层典型模式3的网络结构图如图19所示。 

采用本技术方案进行分析，其平均发生故障时间(MTTF)的计算结果为38.12年，网络中各设备在使用时间不同的情况下，形成的系统不可靠度的曲线图如图20所示。 

其各典型配置模式下的平均故障发生时间(MTTF)与设备各使用时间段的不可靠度的详细计算结果如表5所示： 

表5 

由上表可得，从过程层典型配置模式1至模式3，其平均故障发生时间在变长，且随着MTTF的变大，在设备使用的同一时间段内，其网络结构中设备的不可靠度在变小，而对于相同的过程层典型配置模式，随着设备使用的时间在增大，其网络结构中设备的不可靠度在变大。 

从上表过程层典型配置模式2与模式3可以看出，其网络结构相同，而唯一不同的是模式2采用的设备为电磁式电压/电流互感器，而模式3采用的是电子式电压/电流互感器，且根据上表可以看出电磁式电压电流互感器维护年份小于电子式电压电流互感器，研究其原因为随着网络结构与设备的变更，致使设备之间的相依度逐渐变小，网络结构更加可靠，而设备变更后新设备所需平均维护的次数与时间变短，设备的可靠性在逐渐提高。 

本技术方案针对电力二次系统，引入可靠性模型的概念，将电力二次系统各设 备的平均无故障时间、平均修复时间和两次故障之间的平均时间进行记录、统计、归纳和分析，采用链路可靠度算法，利用可用性框图，进行定量计算和评估，综合考虑系统故障的各种可能因素，计算出整个电力二次系统或功能层的可靠性参数，根据构成电力二次系统之各个设备或装置的平均无故障时间、平均修复时间或两次故障之间的平均时间的发展趋势，判断设备可以保证正常运行的时间或发展趋势。 

本发明可广泛应用于电力二次的系统设计、运行调度或设备管理领域。 

Claims (6)

1.一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，其特征在于，包括以下步骤：

A、根据设备的功能或用途，将电力二次系统划分为通信子系统、控制子系统、保护子系统和站控层子系统；

B、将各个子系统中所涉及到的各台设备或装置，抽象概括为构成各个子系统的不同元件；

C、分别采集各个子系统中各个元件的平均无故障时间和平均修复时间，进而得到各元件的两次故障之间的平均时间；

D、通过平均无故障时间、平均修复时间和两次故障之间的平均时间，得到各个元件的可用度；

E、根据各个元件之间的串联或并联关系，确定各个子系统的连接链路结构，得到各子系统的可用性框图；

F、根据各个子系统的可用性框图和各个元件的可用度，得到各个子系统的系统可用度；

G、提高各个子系统的系统可用度；

H、在各个子系统中，依据各元件可用度由低到高进行排序，确定可用度低的元件，在计划检修或进行电网改造的过程中，优先安排计划，对可用度低的元件进行计划检修、更换或改造，提高输电线路二次回路的可靠性。

2.根据权利要求1所述的一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，其特征在于，所述的平均无故障时间MTTF为元件出现第一次故障的平均期望时间，所述的平均修复时间MTTR为故障元件得到修复所用的平均时间，各元件的两次故障之间的平均时间MTBF通过公式(1)计算得到：

MTBF＝MTTF+MTTR      (1)

。

3.根据权利要求2所述的一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，其特征在于，所述的元件的可用度通过公式(2)计算得到：

$K=\frac{\mathrm{MTTF}}{\mathrm{MTTF}+\mathrm{MTTR}}---\left(2\right)$

其中，K为元件的可用度，MTBF为两次故障之间的平均时间，MTTF为平均无故障时间，MTTR为平均修复时间。

4.根据权利要求1所述的一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，其特征在于，所述的步骤F)具体如下：

对于串联回路而言，其各连接链路的可用度，等于该连接链路中所有元件可用度的逻辑“与”；对于并联回路而言，其各连接链路的可用度，等于该连接链路中所有元件可用度的逻辑“或”。

5.根据权利要求4所述的一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，其特征在于，所述的各个子系统的系统可用度计算如下：

对于串联回路而言，其子系统可用度表示为：

n＝1，2，3，…，n；

其中，n为构成串联系统的元件个数，A_串为串联系统的系统可用度；A_i为各个元件的可用度；

对于并联回路而言，其子系统可用度表示为：

m＝1，2，3，…，m；

其中，m为构成串联系统的元件个数，A_并为并联系统的系统可用度；A_i为各个元件的可用度。

6.根据权利要求1所述的一种电力二次系统可靠性评估信息处理方法，其特征在于，所述的提高各个子系统的系统可用度具体为：

对于各个子系统，用光缆代替铜缆，用以太网总线代替二次连接导线，以减少系统中元件的数量，提高该子系统的系统可用度；

或者通过设置网络冗余或功能冗余，提高该子系统的系统可用度；

或者利用子系统和元件的自检和监视，提高该子系统的系统可用度。