电力系统可靠性准则的应用范围为发电系统、输电系统、发输电系统、配电系统和主接线系统的规划、设计、运行和维修工作。

电力系统的基本功能是尽可能经济地向用户提供持续的、符合一定质量标准的电能和电力。系统的连续供电能力是电网的核心和基本要求。不能连续供电，即发生电力系统失效。失效是由供、需两方面的风险综合因素引起的，这些风险的存在使系统失效成为不可避免的事件。如果企图完全消除这种失效，就要求无限资金的投入，而且为减少失效事件所花的边际投资将随失效的减少程度而增加。因此，规划方案必须在经济性和可靠性之间权衡决策，用户不得不接受可承受水平的电网停运事件。可靠性准则实质上就是规定这种可承受（容许）水平的限值。

根据各国研究和采用的电力系统可靠性准则，按照不同的分类，可分为技术性准则和经济性准则、确定性准则和概率性准则、静态准则和暂态准则等不同类型。

按研究问题的性质不同，可靠性准则可分为技术性准则和经济性准则。

①技术性准则。技术性准则在规划中的作用是在准则限制内确定成本最小的电网方案。数学上是寻求约束最优解，约束条件为可靠性准则，目标函数为固定成本（投资、利息、折旧、维修和劳务成本）以及运行成本（例如网损）之和最小化。一般可将这类准则看成为了保证要求的可靠性而必须由电网满足的条件。这些条件将随采用的系统不同而有不同形式，但可大致分成极限指标准则和逻辑判断准则两类。

极限指标准则：根据不允许超过或必须达到的一个或多个可靠性指标综合给出电网失效的极限值。例如每一节点（地区性）或全系统的停电持续时间数学期望，供电量不足期望等。又如对电网提出的N-1准则，它表示在一条线路或电网某一其他主要元件停运时，电网的传输容量和电压不应超过允许的极限值。通过这一指标可以检验事件的严重性。

逻辑判断准则：这类准则的表达形式是系统不致遭到损害的一系列状态。电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准，其中的第一级标准为：正常运行方式下的电力系统受到单一元件故障（如发电机跳闸或失磁）扰动后，保护、断路器及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其他元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生联锁跳闸。

②经济性准则。为避免技术准则选择上或多或少的随意性，许多国家进行了经济性准则的研究。当电网故障造成功率削减时，用户将遭受可以用价值衡量的损害，即需要计算的停电损失，它代表了功率不足造成的社会经济后果。这种计算十分复杂，实用上一般以缺供每度电的损失乘以电网的供电不足电量。停电损失加上固定成本和运行成本就是必须最小化的总成本，数学上为无约束优化。经济性准则的优点是不必规定任何可靠性指标的限定值，而得到经济上的总体最优化；缺点是某些用户停电损失的定义和对某些重大停电损失的估算非常困难。

按照求解可靠性准则的方法可以分为确定性准则和概率性准则两大类。

①确定性准则或性能的检验标准。它是采取一组系统应能承受的事件为考核条件，如发电或输电系统的某些事故情况。这类准则构成了确定性偶发事件评价的基础，即确定性准则。准则中所采用的考核或检验条件往往选择运行中最严重的情况（如年最大峰荷情况下失去最大发电机组），其考虑前提是如果电力系统能承受这些情况并保证可靠运行，则在其余较不严重情况下也能保证系统的可靠运行。中国及许多国家在电力系统中采用的N-1准则就是一个典型的确定性准则，即考虑在N个元件（发电机、变压器、线路等）的系统中失去一个元件后，系统必须正常供电，不允许因故障而导致削减用户的电力和电能量的供应。N-1准则概念清晰，可操作性好，应用很广。

确定性准则的优点是考察的状态数有限；可以对每个考察状态进行详细而精确的描述，同时也提供了对电网运行仿真研究的可能性。缺点是这些条件状态表的生成取决于技术人员的经验，面临漏掉状态的可能性，而且状态的严重程度也可能随时间变动，而又未能察觉。

②概率性准则，又称参量准则。它是以概率法求得的数字或参量，表示提供或规定可靠度的目标水平或不可靠度的上限值，如电力或电量不足期望或事故次数期望值。例如供电可用率为0.999，相应的不可用率为0.001，即一年中允许停电的上限为8.76小时。这类准则构成了概率性可靠性评价的基础。

概率性准则是确定性准则的推广，即对所有可能的状态都可以检验，并计算每一状态的一个或几个可靠性指标（如电力不足、电量不足等），这些状态指标的状态概率加权之和即为某节点或全网的总指标。这样的加权过程避免了极稀少多重事件的过度考虑，易于为工程上接受。

按照电力系统的静态或动态过程，电力系统可靠性准则又可分为静态准则和暂态准则。

①静态准则，又称充裕度准则。它假设系统已处于明确定义的负荷和电网设施正常可用的稳定运行状态。这种状态的特征可以用诸如节点供电量不足，电网潮流越限等静态可靠性指标来表示。如果运行工况改变，例如故障退出元件和修复后投入元件等，则系统将向相应于新的静态可靠性指标的新稳态工况转移。当然，实际上需经过一个瞬态阶段电网才能达到新的稳态工况。静态准则和指标只考虑各种稳态条件，如相应于各种失去一个元件的可能状态（N-1准则），或者相应于概率性准则的长期持续时间指标。静态可靠性指标实质上表征了电网的结构或充裕性性能。

②暂态准则，又称安全性准则。它仅考虑电力系统发生事故时的暂态过程，包括运行人员的反应能力。电网发生故障时，必然要经历一个瞬态阶段，这时系统设施将产生功能性反应（如继电保护动作、机电特性反应）和运行人员的操作反应（切换操作、切除负荷等）。这一阶段的特征是检验的状态时间很短，常常是几秒至几分钟，在此期间的功率缺额可能很大，但相应的电量不足相对于稳态工况时为小。

依据应用环节的不同，亦可将可靠性准则分为发电系统可靠性准则、发输电系统（大电网）可靠性准则、配电系统可靠性准则等。在电力系统的不同环节，所采用的可靠性准则有所不同。在发电系统领域，20世纪50～60年代就有国家使用了基于概率方法的准则，后来在世界各国广泛采用。而由于大电网可靠性计算模型的复杂性，直到20世纪80年代，仍只有少数国家部分地采用了概率方法，绝大多数国家采用N-1准则。配电系统规划使用可靠性准则的目的，总体而言是要在合理投资的限度内减少未来用户的停电事件和损失，因此不同地理、气候、社会环境和不同经济条件的国家或地区，所制定的准则有很大差异。确定性准则和概率性准则都在应用，而这当中，供电可靠性指标是应用最广泛的供电可靠性准则。

电力系统可靠性准则的发展可分为起步、快速发展和深化发展三个阶段。

1968年美国电力可靠性协会（National Electric Reliability Council; NERC）成立，各区各自制定了可靠性准则，力求保证电力系统能经受较大事故的冲击，避免由于连锁反应而导致大面积的停电。1981年改名为北美电力可靠性委员会（North American Electric Reliability Council）。与此同时，西欧各国和日本也在开展电力可靠性管理工作。这个阶段拟订的可靠性准则，大多源于电力系统的运行经验的直接总结，以确定性准则为主。

20世纪90年代，绝大多数国家研究或发布解除从上到下纵向一体化的传统垄断管理的法令，建立竞争性的电力市场机制和相应的可靠性准则。在总结1996年西部电网两次特大停电事故的经验教训和电力市场特点的基础上，NERC对原有的电力系统可靠性标准进行修订，于1997年推出了《规划标准》与《运行标准》，以应对这种小概率大后果的电力系统大面积停电。

2005年2月8日，NERC发布了全新的北美电力系统可靠性标准，强调标准的公开性、公平性。2006年NERC获批准为电力可靠性组织（Electric Reliability Organization; ERO），ERO是在政府支持下依法成立的国际性的自律性机构，受美国联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission; FERC）委托，实施大电网监管职能，保证电网的充裕度和安全性。

中国于1985年成立电力可靠性管理中心，致力于建立适应中国电力系统特点的电力可靠性准则，促进电力可靠性管理步入规范化、法制化的轨道。1996年12月成立电力行业可靠性管理标准和技术委员会，在全国范围内持续开展各类可靠性统计与评价办法的修改和完善，由政府部门陆续颁布了DL/T 793《发电设备可靠性评价规程》、DL/T 837《输变电设施可靠性评价规程》、DL/T 836《供电系统用户供电可靠性评价规程》、DL/T 861《电力可靠性基本名词术语》和《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》、DL/T 989《直流输电系统可靠性评价规程》等系列电力可靠性的国家电力行业标准。2006年，电力可靠性管理纳入电监会监管体系，电力可靠性管理中心更名为国家电力监管委员会电力可靠性管理中心。2007年，国家电力监管委员会颁布《电力可靠性监督管理办法》。可靠性准则已经成为诸多国家和地区的电力系统运行的基本准则和关键准则。世界范围内绝大多数发达国家都在发电、输电或配电等方面制定了有关规划、设计或运行的可靠性准则，而发展中国家中也有很多国家和地区建立了覆盖电力系统部分或全部环节的可靠性准则。