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电力设备指由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电力生产流程所使用的各类设备系统。该系统将自然界的一次能源通过发电动力装置转化成电能，再经输电、变电和配电将电力供应到各用户。根据设备在电网系统中所起作用的不同，电力设备可以分为发电设备与输配电设备两种类型。发电设备指将自然界的热能、水能、风能与核能等能源转化为电能的动力装置，包括电站锅炉、蒸汽轮机、燃气轮机、水轮机、发电机等（孔嘉敏，2015）；输配电设备指对供电系统产生的电力进行传输、调节电压等级、供应到各用户的线路和设备，包括不同电压等级的输电线路、变压器、断路器、互感器和接触器等（颜少伟，2015）。
由于电力设备长期处于高压电场下运行，其运行状态经常受到电磁振动、机械应力和电腐蚀等因素影响，从而导致其功能出现退化、损耗甚至设备故障，影响电力的质量（李国强，2010）。
对于发电设备，常见故障类型包括线圈故障、电气故障、液压系统故障等（崔巍，2016）。
线圈故障：发电机线圈是电机在运行过程中使用最频繁、最重要的部件。发电机的长期使用通常会引起线圈老化、绝缘材料脱落等问题，进而出现转子线圈磨损、定子线圈在不断作业状态下温度升高等现象，影响电机正常运转。
电气故障：随着电气工程的不断发展，现代发电机中的电气部件的内部空间越来越小，部件结构愈加复杂，单个电气部件出现故障对整个电机运行具有重要影响，有时甚至会发生电机运转失灵的情况。发电机常见电气故障包括有线套管温度升高、内部动力轴承发生磁化反应、转子发生电流连接失准、磁回路发生偏移等，给发电机及其内部电气部件的检测维护带来了极大的挑战。
液压系统故障：在传统火力发电系统中，大型汽轮机作为主要工具得到了非常广泛的应用。液压系统作为汽轮发电机的重要部件对保障电机运行有重要作用，液压系统出现故障将使得发电机汽轮组发生功能停滞，进而影响整个电机体系的正常运转。常见的液压系统故障包括汽轮机系统中零部件损坏、汽轮机高压运行过程中出现控制油泄漏等。
对于输配电设备，常见故障类型主要包括变压器故障和断路器故障等（温丽娜，2021）。
变压器故障包括短路故障、绕组故障、绝缘故障和铁芯故障等。
短路故障：变压器的短路故障主要有相与相之间短路、内部绕组和引线对地短路、变压器出口短路三种类型。其中，变压器出口短路的发生概率在短路故障中位居第一，其对变压器影响非常大。如果变压器出口短路突然发生，相当于额定值数十倍的短路电流会同时通过高、低压绕组，产生的热量会使变压器严重发热。如果变压器热稳定性不足，短路电流的承受性低，则会损坏变压器的绝缘材料，造成变压器损坏或击穿事故的发生。变压器出口短路主要有四种类型，即三相短路、两相短路、两相接地短路、单相接地短路。
绕组故障：变压器绕组由带绝缘层的导线（绕组）按照有序的组合方式和方向，在绕线、整合、浸烘及套装后完成。绕组的紧固结构不仅减少了匝间距离和相位，还削弱了绝缘效果，导致局部加热严重，特别是在局部缺陷的存在范围内的绝缘效果变得更弱，降低其抵御过电压的能力（庞锴等，2020）。即便是较轻微的变形，如果不及时进行检修，在经历多次短路后，长期的受损积累也会导致变压器损毁。
绝缘故障：供电系统由电力变压器的绝缘材料组成绝缘系统来实现绝缘功能。变压器的使用寿命与绝缘材料的寿命直接相关。就变压器来说，一般情况下，变压器的故障都是绝缘故障，这种故障会影响整个电路系统的正常工作，导致整个电力系统瘫痪（刘畅和高振国，2019）。其中，影响变压器绝缘功能的主要因素包括油保护方式、湿度、温度、过电压等。另外，变压器的整体温度和变压器内绝缘油的微水含量成正比，电力变压器绕组的热点温度是衡量电力变压器热特性的重要指标（赵婉芳，2015）。变压器自身绝缘老化和运行状态等将导致内部潜伏故障率发生变化（Zhang et al.，2013）。
铁芯故障：交换和传递电磁能量的关键部件是变压器的铁芯。变压器的正常运行要求铁芯质量好且单点接地。变压器需要进行必要的接地处理，但是如果变压器内部铁芯具有较多的接地点，往往会导致变压器内部的铁芯局部温度提升（李志云，2019）。遇到这种情况，要第一时间处理。一旦错过最佳处理时间，变压器油将会劣化分解，产生可燃性气体，引起气体继电器动作，造成停电事故。据统计，铁芯问题引起的故障在变压器全部事故中发生的概率极高。
断路器故障包括绝缘故障、拒分故障、拒合故障、误合故障和误分故障等。
绝缘故障：绝缘故障包括相间绝缘闪络击穿，内、外绝缘对地闪络击穿，瓷套管、电容套管发生污闪、击穿、炸裂，雷电过电压击穿，还有绝缘拉杆闪络和电流互感器闪络、炸裂等。控制回路出现绝缘故障，会对断路器的正常稳定运行产生极大影响（高朝辉，2018）。发生内绝缘故障的直接原因是有异物。其可能是由于断路器安装不慎，也可能是在后期的运行中，剥落物落入本体，致使断路器内出现异物，引起本体内部发生放电。另外，触头或者屏蔽罩安装位置不正，运行时产生磨损，也会引起金属颗粒脱落，从而引起内部放电。瓷套与外绝缘闪络故障的原因可能是瓷套的外形大小不够标准，外绝缘泄露比距不符合规定，或者瓷套本身的质量存在缺陷。开关柜内的元件比较多，若某一元件存在质量缺陷，也可引起相间短路。
拒分故障：断路器拒分是电力系统运行期间较为普遍的问题，尽管行业技术水平逐步提高，但依然难以从根本上避免拒分问题。断路器发生此类故障将严重阻碍电力系统的正常运行，甚至引发安全事故（杨斌，2020）。在正常情况下，设备发生故障时断路器将可靠动作；若断路器拒绝动作，会导致电力设备跨级跳闸进而使电源断路器跳闸。这种情况一旦发生，将导致变配电所母线电压消失，最终导致大片区域停电。发生拒分故障的关键原因包括：①脱落的航空插针或者控制回路接线的地方发生了松动，造成分闸回路不通，使得分闸操作难以实现；②分闸电磁铁出现故障；③分闸电压过低；④分闸掣子和滚子存在不平整情况，大大增加了两处分离时的摩擦阻力，从而导致分闸机构拒绝动作但分闸电磁铁保持带电；⑤分闸掣子的转动轴和滚子清洁不当，导致积灰或油匮乏，造成转动难度加大，分闸机构拒绝动作但分闸电磁铁保持带电。
拒合故障：拒合故障一般发生在重合闸和合闸操作过程中。此种故障出现后的影响较大。可以想象，事故发生时如果备用电源急迫进入，而断路器拒绝合闸，必然会加重事故的不良影响。拒合故障原因包括：①不恰当的手车位置，仅当手车在试验，或者是在工作位置时合闸才会发生；②控制回路的接线松动或者航空插针脱落导致合闸回路不导通，难以实现合闸操作；③合闸电磁铁出现故障；④合闸电压过低；⑤合闸掣子和合闸滚子的摩擦长时间发生，摩擦力增大；⑥积攒灰尘、缺油等，导致转动困难。外界环境也会对拒合故障产生加速作用，一旦电路在正常运行过程中出现电流大小不稳定的情况，就会在一定程度上引起电路自动保护系统紊乱，使得整个装置的熔断装置出现异常（蓝扬政，2020）。
误合故障：若断路器出现自动合闸情况，则属误合故障。发生误合故障时要拉开断路器重试。误合的原因包括：①正、负两点接地发生在直流回路时，导致合闸控制回路接通；②自动重合闸的继电器内部分元件故障，接通控了制回路，导致断路器合闸；③合闸接触器线圈电阻小，导致启动电压低，使得直流系统出现瞬时脉冲，形成误合故障（邵光一，2020）。
误分故障：如果断路器自动跳闸而继电保护未动作，且在跳闸时系统无短路或其他异常现象，则说明断路器误分了（李乐熙，2013）。原因包括：①整定值和保护误动作不准确，也可能是由电压和电流互感器回路故障引起；②二次回路绝缘效果不好，两点接地发生在直流系统中，等同于继电的保护动作，由信号引起的跳闸反应导致直流正、负电源连接；③脱扣机构在跳闸时无法很好地保持；④螺杆定位调整不准确，造成在拐臂处的三点超标；⑤弹簧的弹力不足或者已经发生变形，滚轮毁坏；⑥滚轮与托架的接触受限或接触面积小，拖架坡度不正或者过大。
设备故障的描述参数主要包括设备的固有故障率和修复率、设备的故障预警时间、设备无故障持续时间、设备间歇性停运时间、设备检修停运时间等指标（温丽娜，2021）。
设备的固有故障率以及固有修复率是生产厂家、设备材质、生产质量等多种因素共同作用的结果。一般而言，设备做工越精细，其质量越好，设备的固有故障率越低，固有修复率也越高，但这类设备的购置成本相对高一些。设备的固有故障率以及固有修复率在出厂时由于误差的存在有一个范围值，厂家在质量检测时会根据历史操作经验或统计方法得到。设备的固有故障率属于设备的固有属性，不受外界环境、运检策略等因素的影响。如果不考虑运行环境、设备磨损、操作方式、检修维护等的影响，设备的固有故障率决定了设备无故障持续运行的时间，固有修复率决定了设备随机故障停运时间。设备的运行故障率是由设备运行状况引起的，受到运行环境、操作方式等多种外界因素影响。在多种外界因素共同作用下，设备不同的状态量受不同程度的影响，进而导致设备健康状态不同。电力设备故障率的影响因素如图2-1所示。
图2-1 电力设备故障率的影响因素
当电力设备全寿命周期中只存在间歇性停运，不存在检修停运时，电力设备的全寿命周期运行状态的时间序列只由固有故障率和固有修复率决定。
通过化学试验检测，根据气体的浓度不同可以在电力设备发生故障前一段时间进行电力设备的故障预警，这一段时间被称为故障预警时间。一般而言，如果故障预警时间超过365天，可以认为设备处于故障劣化的初期，在未来一年没必要安排D类检修工作（温丽娜，2021）。相比于传统状态检修的周期性D类检修，采样次数减少了，设备的运维成本降低了。当然，这需要利用大数据技术对设备进行实时的监测。如果预警时间等于或小于30天，则需立即安排电力设备的D类检修以确定设备是否真的存在故障，并进行设备健康状态评估以安排检修工作。如果设备故障不在传统状态检修策略D类检修的时间点发生，则会导致设备突然发生故障，直接退役，并有可能带来极大的停电风险成本。相比于传统状态检修的周期性D类检修，基于大数据的状态检修策略通过预警时间这一指标为检修人员进行D类检修提供指导，避免了该修不修，规避了部分停电风险。
设备的无故障持续时间指可修复设备相邻两次故障的间隔时间。无故障持续时间是衡量设备可靠性的指标，单位为小时。它反映了设备的质量，体现了设备在规定时间内保持功能的一种能力。设备的供电收入只在无故障持续时间中产生，同时也产生设备运行维护、设备运行损耗以及设备带电检测（D类检修）等费用较低的成本。设备的无故障持续时间由固有故障率决定，可通过蒙特卡洛模拟得到。一般而言，设备全寿命周期的无故障持续时间之和（设备的所有可用时间）越大，设备全寿命周期产生的收入也就越多，进而设备全寿命周期实物资产效益值越高。
设备的间歇性停运时间是描述设备由间歇性停运状态转为工作状态时修理时间的平均值。设备的间歇性停运时间由固有修复率决定。
故障持续时间为电力设备发生故障后停运到电力设备故障修复成功运行的这一段时间。在不同的运检策略下，设备的一般故障和重大故障持续时间均相同。对于重大故障，需要安排A（B）类检修，传统状态检修下停机时间一般为7天，这7天可能既有故障处置成本又有风险成本。其中，变压器风险成本主要由三部分组成：①变压器发生故障后，故障隔离、切除负荷等造成的停电经济风险成本；②当变压器发生故障造成安全事故时的人员安全风险成本；③变压器发生故障后，往往会导致变压器油泄漏、污染或有毒气体的释放，以及变压器故障起火等，会对周围环境造成污染，由此产生的变压器环境影响风险成本。即使基于数智巡检策略检修的停机时间也为7天，但因为可以提前预警，将电力设备由突发重大故障导致的非计划停运转变为计划停运，可以及时安排调度。基于大数据策略的计划停运无须切除负荷，而是由调度中心在拓扑图上重新安排各电力站的出力情况，确保电网安全，避免非计划停运带来的电网负荷损失，进而规避了电力设备的故障隔离、切除负荷等造成的停电带来的社会效益的损失风险成本，同时减少了部分经济效益（电网公司需支付的人员安全、环境维护成本等）的损失。