RCM项目在云南电网公司应用研究初探

[摘 要]阐述了rcm项目研究对促进电力安全生产管理工作的重要性和实用价值，同时结合云南电力实际提出了开展RCM研究的方法，介绍了云南电网公司开展RCM项目研究取得的一些经验，展望了RCM项目在云南电力中的应用前景。

[关键词]RCM可靠性管理　研究　促进　安全生产

随着云南电网的迅速发展，设备的运行和检修维护工作量不断增大，在有限的人员编制下，如何采用新技术进行科学合理的、及时的设备检修维护成为摆在生产人员面前的难题。另一方面云南的可靠性管理经过多年的努力，积累了大量宝贵的设备运行资料。充分发挥数据分析优势可以为生产工作提供指导。

可靠性管理是适合电力工业特点的行之有效的科学的管理方法，可靠性的技术指标体系是一种定量而且是科学的指标体系，运用可靠性管理方法符合电力工业的内在规律，符合电力发展的必然要求。为更好地发挥可靠性工作的管理效能，使可靠性分析应用于生产、指导好工作。促进全面质量管理和全过程安全管理的作用。建议在云南电网公司开展以可靠性为中心的维修(RCM)项目研究，使云南电网公司可靠性管理水平始终走在全国电力企业的先进行列，使可靠性管理成为云南电网公司挖掘潜力、提高经济效益、改进管理的重要手段，成为指导电力系统实行电力企业全过程管理、提高设备质量和系统性能的重要途径。

1 RCM研究概况

“以可靠性为中心的维修”(简称RCM)其理念开始于20世纪60年代末期，西雅图波音公司开始设计和试制大型喷气式飞机747的年代，新的大型发动机，以及结构和电子电路方面的新技术，使得747飞机如果按传统的方式进行预防性维修，出现的许多新的问题将使成本难于接受，引进航空业对预防性维修进行了重新审视和评估。开始采用决策树按足以保证飞机飞行功能的维修计划进行优选排序的新技术。随后美国国防部于1975年将这个概念直接命名为“ReliabilityCentered Maintenance”(RCM)，应用到主要的军工系统，取得了很好的应用实效。

作为电力企业主要工作之一的设备维修，包括设备的定期现场评估、检修、修复和和更换。设备维修有两种类型：预防性维修和失效后(或矫正性)维修。传统设备维修关注的重点是设备本身，包括调查其实际状况、运行性能和外部环境等。在传统设备维修中，或多或少地忽略了维修停运期间总是会伴随着整个系统运行潜在风险上升这一重要因素。为了在决策过程中计及这个因素，需要进行电力系统的风险定量评估，以确定元件的维修停运对整个系统可靠性的影响。可靠性为中心的设备维修(RCM―Reliability CenteredMaintenance)的基本原则是：某个元件的重要性及其维修策略主要不是依赖于它本身的状况。而是决定于它对系统可靠性的影响。同时还应注意，一个单一的可靠性模型不可能包括维修计划的各个方面。传统维修方法中所包括的评估内容，例如元件的实际状况、失效的历史记录和老化状态、维修中的安全规程、人力限制和环境影响等，仍然必须在维修中加以考虑。也就是说，可靠性为中心的设备维修方法可视为对传统维修方法的改进和加强，而并不排除传统维修的内容。

2 有关RCM概念和特点

2．1 RCM概念

“以可靠性为中心的纵”，在我国发改委2004年的《电力可靠性名词术语》中定义为“按可靠性工程原理组织维修的一种科学管理策略。即按最少维修资源消耗保持产品固有可靠性和安全性进行预防性维修的原理逻辑或系统方法”。在美国核发电可靠性计划中定义为：“对系统和子系统功能、功能失效和主要故障模式进行应识别、排序以及选择可行而有效的预防性维修作业的一系列有序步骤。”

RCM的运作含以下4个特点：

(1)RCM的主要目的是要保持系统功能。值得注意，与传统的观念不同，这里的目标不是首先保证设备的运行。虽然，要通过保持设备运行来从根本上保证系统的功能；但这并不作为RCM过程的首要要求。因此在安排预防维修计划时，需要首先考虑哪些设备与系统功能相关，而不是每一设备都同等重要。

(2)进行系统和元件的时效模式识别，将系统不同程度的失效方式与构成系统各个设备失效对系统功能的影响联系起来。

(3)通过优选排序实现预算和资金的最佳分配，来达到保持系统功能的目标。即以失效模式的重要性排序为依据，制定维修计划。

(4)预防性维修的实施要满足“可用而有效的”的原则。可用意味着，如果实施这一维修计划，就能够实现预防性维修目标：预防或清除失效，检测出失效的征兆，或发现失效隐患。有效意味着，值得将资源花费在这一维修工作上。在多个可用方案中，优选出最小费用(即最大效益)方案。

2．2 RCM的特点

简而言之，RCM的特点是：

(1)预防。

(2)识别可能影响功能的失效模式。

(3)按对规定任务功能的影响大小进行优选排序(通过失效模式分析)。

(4)只选择可用而有效的维修方案。

注：作为一种提高维修有效性的手段，可以采用状态在线检测设备优化配置的措施。

根据美国民航工业在实施RCM后每一飞行小时的维修成本分析，从20世纪60年代末到80年代初基本保持稳定。而这一时期大型飞机都推行规模效益服务，不仅是扩大了载客容量，而且采用先进技术和增加了日飞行次数。所有这些因素都会大大增加维修量；因之能保持平稳的维修成本，RCM起到了关键作用。

从美国民航维修项目时间的变化(参见表1)中可以看到，推行RCM前(1964)后(1969／1987)显示出元件检修耗时的明显减少。其主要时间花费在状态检测上：状态识别的时间则基本不变。

这些结果引起了其他行业的极大兴趣，其中美国的几个核电公司已经开始采用RCM。从中主要可以取得以下效果：

(1)降低和控制运行维护成本

提高电厂的可用率

还可在运行维修等方面取得如下效益：

(1)减小电厂退出运行的机会。

(2)更准确的备件和序存计划。

(3)更有效的PM(preventive maintenance)计划和日程安排。

(4)降低矫正性维修的成本。

同时，在电厂实施RCM从提高可用率方面取得的效益更为可观。例如1000MW级基荷机组强迫停运一天的替代电量成本就大约是50~75万美元。

所有这些说明，RCM对长期运行的复杂电厂系统展现了潜在的巨大效益。

此外，从美国一项1999年的研究资料披露，美国输电系统(138～765kV)的变压器和断路器粗略估计分别经约有15万和60万台：还有25.4万英里的高压输电线路，仅就线路的更换总价值达1千亿美元，如果包 括变压器和断路器，则总价值将是这一价值的3倍。近15年来输电新设备的投资明显下降，有些设备已完全超过了预期寿命，但当负荷增长、新发电容量投入和经济运行的要求等，使它们仍然要超名牌额定重载运行。经济运行和电价要受到输电设备可用性的重要影响，因为输电的强迫停运要求使用更昂贵的容量。设备可用性又受到如何安排维修资源决策的重要影响，当设备的平均寿命增大时这一问题变得更加突出，从而促进更科学的维修方法和资产管理策略的研究。

维修的目的是要延长设备寿命或至少延缓发生失效的平均时间。如前述，当前的维修方法大致可分为矫正性和预防性两类维修。矫正性维修(CM)也称失效后(FLln－to-maintenance)维修，即设备在失效前不进行维修。这种维修适用于失效损失不大的情况，显然大多数输电设施不适用。而预防性维修(PM)则是为了避免失效进行的维修，他又可分为定期维修、状态维修和以可靠性为中心的维修(RCM)。定期维修是一种保守(而昂贵)的方法。状态维修由于状态监测可以识别设备初始异常状况而由设备的状态特征启动维修。一般状态维修都较定期维修的间隔时间长，因此尽管它需要一定的基本设施(例如传感器、诊断技术、信息传输通道、数据保存和处理软件等)来测量、传送、存储和利用显示设备状态特征的信息，但总维修成本降低。另一方面，RCM则利用状态监测的信息进行必要的分析，通常是按反映设备重要性的某些指标进行优选排序维修。图1示出不同维修分类，可见RCM既考虑了设备的状态也考虑了重要程度。

3　维修方案比较

维修方案是指单个元件的维修计划或涉及多个元件的一揽子维修计划。比较方法包括以下步骤：

(1)根据对设备实际善的评估和实施维修过程中的约束条件，选择出备选比较方案。

(2)建立维修元件所属系统的风险评估模型。不同系统(发电、输电、变电和配电系统)有不同的模型，但其共同点则是：任何需要维修的元件在模型中都用一个确定的计划停运来表示。

(3)对各个方案进行风险评估。建议最好采用期望缺供电量(EENS)一类的指标，因为它组合了失效概率与失效后果的信息；如果某些情况下难以计算这种指标，也可以采用仅反映失效概率的指标。

(4)如果必要，还应进行经济分析。这将要求计算包括维修费用和维修停运所增加的系统风险费用在内的总费用。

(5)根据诸如系统风险最低或总费用最小准则，确定最佳维修方案。

可以看出，以上步取与系统发展概率规划方法相似，两者的区别在于：可靠性为中心的设备维修方案涉及到一个或多个系统元件的计划停运。而系统发展规划方案则涉及到新元件的加入。

确定维修的时间进度和期限是可靠性为中心的设备纵的另一项内容。电力系统运行中有许多时变因素，例如持续变化的负荷、不同季节的发电方式、水库蓄水状态和线路额定容量等。这使得同一设备在不同时间维修停运，对系统运行风险造成的影响大不一样。确定最低风险维修日程计划的步骤如下!

(1)建立维修元件所属系统的风险评估模型，这个模型必须模拟与时间相关的因素。

(2)针对可进行维修停运的所有可能的时段，逐一改变维修日程，分别进行系统风险评估(一般来说，这一步骤使用蒙特卡洛模拟法较之状态枚举法更合适)。

(3)比较结果，确定最小风险的维修日程计划。

元件重要性排序是准备维修计划时非常有用的信息。可靠性经济学的一个基本概念是：系统元件的价值取决于当其从系统中失去时所带来的损失。也就是说，投资金额高的元件并不一定比投资金额低的元件对系统可靠性有更高的价值。有必要根据元件从系统中缺失所造成的影响，来对元件的重要性进行排序。每个元件缺失所造成的影响，在由其它元件的强迫停运而形成的不同系统状态下是不同的。可以用所有可能系统状态概率与后果相结合而形成的风险指标来量化这种影响。元件重要性排序的计算步骤如下：

(1)建立系统风险评估模型。

(2)评估原系统的风险，此时，系统中所有元件都处于运行状态，但可能随机失效。

(3)评估一个元件退出运行时的系统风险，此时所有其余元件处于运行状态，但可能随机失效。

(4)对需要排序的所有元件逐一重复步骤3。

f5)计算原基本系统和一个元件退出运行时的系统风险指标差值。

(6)根据各元件对系统风险的影响建立元件重要性的排序表。

4　最低风险维修的概念

上述以可靠性为中心的设备维修方法包括了传统维修规划的所有内容，因而可将其视为传统维修规划方法的一个扩展。最后两个步骤的目的是通过在可进行维修的期间内，定量评估维修停运对整个系统风险的影响，以获得风险最低的维修的期间内。风险评估中的基本考虑如下：

(1)在评估中，某元件维修停运的系统状态被认为是初始状态，然后对其他元件所有可能的后续失效事件组合进行模拟。在维修停运期间，其他系统元件可能随机失效。一般来说，在维修停运时系统中强迫失效事件对系统可靠性的影响，比没有维修停运时的影响要严重得多。其差别就是维修停运所引起的系统风险的增加。当发电机运行方式和维修停运之间存在相互影响时，需要模拟输电元件和发电机组的强迫失效。否则，就只需要模拟输电元件的失效。

(2)评估失效元件对系统风险的影响。一个元件的失效对系统运行可能有，也可能没有负面影响，这取决于失效元件的数量和它们所在的位置。大多数电力系统设计满足n-1故障准则。即任何单个元件的失效都不会造成系统运行问题。然而，在维修停运期间，系统已经至少有一个元件处于停运，因此再发生一个元件强迫停运就相当于二重停运，再发生两个元件强迫停运就相当于三重停运，等等。

(3)维修停运需要的持续时间一般比可进行维修的时间期间要短。例如，需要的维修持续时间可能只要两周，而维修可以在四月到六月之间进行。为了确定最低风险维修日程计划，则需考虑维修持续时间可能跨越有不同系统运行参数和运行方式的情形。例如，架空输电线、电缆和变压器在夏季和冬季的不同月份里有不同的额定容量。发电方式也可能随月份不同而不同。

5 应用示例

有4条500kV线路，其中两条并联后与另外两条的并联再进行串连，构成从发电中心到负荷中心的供电走廊，如图2所示。线路传输容量满足单线路故障准则，即，任意一条线路停运将不会导致负荷削减。

计划对线路1、2和3进行维修停运以修复几个损坏的杆塔。线路2的杆塔需要10天修复时间，而线路1和3的杆塔均需要5天修复时间。考虑以下两个维修方案：

(1)串行维修方式：首先在9月19日到9月28日内维修线路2，然后在9月29日到10月3日内维修线路1，最后在10月4日到10月8日内维修路3。

(2)并行维修方式：从9月19日到9月28日维修线路2，同时开始在前天进行线路1的维修(从9月19日到9月23日)。接着用后天5天维修线路3(从9月24日到9月28日)。

上述维修方式见图3所示。两种方案的优缺点既略有矛盾，又互相补充。方案1较方案2要多用一倍的时间，这意味着供电系统处于较高风险的时间更长。另一方面，方案1较方案2在线路维修期间会有更少的导致系统失负荷的强迫失效事件发生。很难采用传统准则来判断哪个方案更好。但一个简单的风险评估即可解决这一问题。

假定发电中心100％可靠，负荷中心用集中总负荷表示。只考虑在一条或两条线路维修停运后的单条线路强迫失效事件的影响，不考虑两种重强迫失效，这是因为在10或20天期间内它们发生的概率非常低，可以忽略不计。

有3年的负荷记录表明，9月19日到9月30日期间的平均每小时负荷为1045MW，10月1日到10月8日期间的平均每小时负荷为1242MW。根据前10年的失效统计数据，可以得到每条500kV线路的失效频率和修复时间，见表2所示。可以看到，线路1、2和3的强迫失效频率比线路4的大，这个事实表明失效频率并不一定与线路长度成比例。通常，如果有足够的统计数据，应该使用单条线路的失效数据，而不是采用同一电压水平的线路失效数据的平均值。

对每一维修方案。在任何维修停运期间内都存在几个可以导致失负荷的单一线路强迫失效事件。

对于方案1，这类事件有以下三个：

事件1a：在线路2维修停运的10天内，线路4失效。10天均在9月。

事件1b：在线路1维修停运的5天内，线路3失效，其中2天在9月。3天在10月。

事件1c：在线路3维修停运的5天内，线路1失效，5天均在10月。

对于方案2，这类事件有以下四个：

事件2a：线路1和线路2维修停运的5天内，线路3失效，5天均在9月。

事件2b：线路1和线路2维修停运的5天内，线磁4失效，5天均在9月。

事件2c：1和线路2维修停运的5天内，线路1失效，5天均在9月。

事件2d：1和线路2维修停运的5天内，线路4失效，5天均在9月。

在这个例子中，仅仅比较两个方案中各个失效事件的概率并不能完整描述出维修停运带来的风险。系统风险不仅与失效事件的概率有关，而且还与维修期间内变化的负荷水平有关。期望缺供电量(EENS)是进行两个方案间风比较的更为有效的指标。

使用方案1的事件l(a)来说明计算期望缺供电量的方法。在线路2维修停运的10天期间，线路4的平均失效频率为0.714x10x24／8760。一旦这种失效发生，将平均削减1045MW负荷(在月的平均负荷)达0.88h。理论上，失效事件可能发生在10天内的任何时候，如果其发生在靠近10天期限的终点附近，则失效持续时间可能小于0.88h，这是因为在线路4修复以前，线路2就已经恢复运行。但是，忽略这种特殊情况，采用平均修复时间0.88h不会造成大的误差，这是因为与维修停运持续时间相比，强迫失效修复时间要短得多。两个维修方案失效事件的期望缺供电量指标计算如下：方案一!

事件1(a)：(0.88×0.714×10×24／8760)×1045=17.99(Mw・h)

事件1(b)：(18.35×1.714×2×24／8760)×1045＋(18.35×1.714×3×24／8760)(MW・h]

事件1(c)：(2.76×1.5×5×24／8760)×1242=70.44(MW・h)方案二： 　事件2(a)：(18.35×1.714×5×24／8760)×1045＝450.24(MW・h)

事件2(b)：(0.88×0.714×5×24／8760)×1045=8.99(MW・h) 　事件2(c)：(2.76×1.5×5×24／8760)×1045＝59.26(MW・h)

事件2(d)：(0.88×0.714×5×24／8760)×1045=0.99MW・h

总计：527.48MW・h

可以看出，方案2优于方案1，因为方案2的总期望缺供电量指标较方案1低了近10.5％。

由此可见，即使是非常简单的情况，通过定性分析来选择维修方案也是相当困难的任务，而定量风险评估可以清晰地提供维修方案之间的比较。可靠性为中心的设备维修提供了有效的量化分析工具。

6 在云南电网公司开展RCM项目研究的方向

6．1　可以选择的研究目标(重点针对主要设备，例如主变、断路器

(1)维修计划软件系统模型、算法和程序：

(2)修改维修计划数据自动连续整合技术和软件系统：

6．2 可以选择的研究内容

(1)失效模式识别技术：这是分析维修对失效率影响的关键。可提供设备的失效分类模工。

(2)失效率和失效前时间估计方法：用以进行维修对降低失效率和失效前时间的影响分析，取得维修效果量化信息，作为进一步资源最优化研究的依据，

(3)重新调度方案的风险降低预估：用以进行对预想故障(相应于维修主要元件时的系统拓扑和运行方式)的安全评估。

(4)中期维修计划安排决策：建立了进行输电维修方案选择和计划安排的算法和相应的应用件。这个软件计及了资金预算和维修人力的时间约束(例如1年)，从而可优化这些资源的利用效果。

(5)长期维修计划：研究监测和维修变压器及断路器的长期规划方法。其结果给中期计划安排提供一个作为输入的参选方案表。

(6)数据统计整合管理系统：挖掘师有数据，补充需要的新数据，适应维修分析过程以及信息查询和交换要求，建立相应的数据整合管理系统(数据库)。

(7)今后还可考虑研究建立相应的资产管理软件系统。

7 所需的相关配套技术

设备状态在线监测，为RCM提供基础数据和技术依据。以变压器在线监测为例，其提供的信息可进行以下分析：

(1)运行状况：确定运行载荷。

(2)预防故障：进行变压器状态估计，检测异常状况，启动防止紧急故障发生的措施。

(3)维修保障：估计变压器状态，当降额运行时启动维修；辅助制定维修计划；推断更多同类型变压器的状态。

(4)寿命评估：估计变压器状态，确定其剩余寿命：检测异常运行状况。

(5)优化运行：估计变压器的功能状态，提高或最大化变压器的效率(按状态而不是按名牌容量带负荷)。

(6)投运试验：确定正确的安装调试条件：估计变压器状态，改善验收试验的效果和效率：自动收集和保存基本状态的数据和特征。

(7)失效分析：通过变压器发生的失效监测，提供失效机理分析信息。