输变电设备可靠性评估中的状态评价指标优化方法探讨

输变电设备是电力系统的核心组成部分，其可靠性直接关系到电网安全稳定运行与电力供应质量。状态评价指标作为可靠性评估的基础，需精准反映设备健康状态与故障风险，但传统指标常存在针对性不足、权重分配不合理、数据融合不充分等问题，导致评估结果与实际偏差较大。因此，优化状态评价指标体系，提升其科学性与有效性，成为当前输变电设备可靠性评估领域的重要研究方向。

输变电设备状态评价指标的现有问题分析

传统输变电设备状态评价多采用通用指标模板，未区分设备类型差异——比如将变压器与断路器的指标混同，导致变压器的油色谱、绕组温度等特有参数未受重视，断路器的灭弧室压力、机械特性等关键指标被忽略，评估时易漏掉核心故障点。同时，静态指标占比过高，未结合设备运行年限、环境变化等动态因素，比如新设备与运行10年的老旧设备用相同阈值，无法反映绝缘老化的风险提升。此外，数据来源单一，多依赖离线运维记录，未融合在线监测、环境感知等数据，导致指标无法实时反映设备当前状态。权重分配也多基于专家主观判断，比如某地区变压器因油色谱异常的故障占比达35%，但传统指标中油色谱权重仅0.15，无法有效预警。

基于设备类型的指标针对性优化方法

不同输变电设备的核心状态参数差异显著，需针对性优化指标。以变压器为例，其健康与绝缘、热稳定强相关，应重点关注油中溶解气体（H₂、CH₄等）、绕组直流电阻、铁芯接地电流等；传统指标仅测油色谱绝对值，优化后可增加“油中溶解气体月增长率”——若某变压器近3个月H₂月均增长12%，即使绝对值未超阈值，也能预警潜伏故障。对于断路器，故障多源于机械或灭弧系统，需关注分合闸时间、同期性、灭弧室压力等，比如增加“分合闸时间偏差率”，若偏差从5ms扩大至15ms，可提前预警机械卡涩。输电线路则需关注导线弧垂、绝缘子污秽度等，优化后增加“绝缘子盐密与灰密比值”，更精准反映污秽闪络风险。

多源数据融合下的指标维度扩展策略

多源数据融合是提升指标全面性的关键，需整合在线监测、离线检测、运维记录、环境感知等数据。比如变压器的油色谱在线数据、绕组温度实时值，结合离线耐压试验结果、检修历史，以及环境温度、湿度数据，可扩展出“综合健康指数”——在线数据反映当前状态，离线数据反映基础性能，环境数据反映外部影响。某地区110kV变压器优化后，增加“绕组温度与环境温度差值”，若差值超35℃，即使绕组温度未超阈值，也能预警散热系统故障。此外，结合运维记录中的检修历史，增加“检修效果保持率”，若某变压器检修后6个月绕组直流电阻不平衡率从1%回升至2.5%，说明检修质量不达标，需重新评估。

层次分析法与熵权法结合的权重优化模型

权重分配需结合主观经验与客观数据，层次分析法（AHP）通过专家打分构建指标层级（目标层：设备健康；准则层：电气、机械、环境性能；指标层：油色谱、绕组电阻等），确定主观权重；熵权法则通过数据信息熵计算客观权重——熵值越小，指标区分度越高，权重应越大。两者结合可避免单一方法缺陷：某变压器油色谱的主观权重0.2，熵权法算出客观权重0.3（因油色谱数据差异大、区分度高），结合后权重为0.2×0.4+0.3×0.6=0.26，更符合实际故障分布。某地区应用该模型后，指标权重与故障相关性从0.65提升至0.82，评估准确性显著提高。

基于故障模式影响分析的指标筛选机制

故障模式影响分析（FMEA）可识别关键故障模式，筛选高相关性指标。某地区110kV变压器FMEA显示，绕组匝间短路、铁芯多点接地、油色谱异常占故障总数的28%、22%、35%，对应指标为“绕组直流电阻不平衡率”“铁芯接地电流”“油中溶解气体含量”，筛选时将这三个指标权重从0.1、0.08、0.15分别提高至0.18、0.15、0.25，同时剔除“外壳油漆脱落”等低影响指标。断路器FMEA显示分合闸失灵占故障45%，对应“分合闸时间偏差”“同期性误差”，权重从0.1提高至0.25，显著提升对关键故障的敏感性。

动态调整机制在指标优化中的应用

设备状态随运行年限、环境变化动态演变，需建立指标动态调整机制。以运行年限为例，变压器运行5年内H₂阈值150ppm，运行10年以上调整为100ppm（老化后绝缘易分解产H₂）；夏季高温时，绕组温度阈值从85℃调至90℃，但增加“绕组温度与环境温度差值”，若差值超40℃，即使温度未超阈值也预警。结合故障历史调整权重：某地区变压器因绕组温度过高的故障占比从15%升至25%，则“绕组温度最大值”权重从0.1提至0.18。动态调整可通过设备状态数据库与机器学习实现，比如用决策树自动更新阈值，确保指标贴合当前状态。

案例验证：某地区变压器指标优化实践

某地区针对100台110kV变压器优化指标，传统体系评估的健康设备中5台1年内故障，原因是忽略油色谱增长率与绕组温度差值。优化后增加“油中溶解气体月增长率”（阈值>10%）、“绕组温度与环境温度差值”（阈值>35℃），调整权重（油色谱0.15→0.25，绕组温度0.1→0.15），并按运行年限调阈值（10年以上H₂150ppm→100ppm）。优化后，高风险设备中3台及时检修（油色谱增长率18%、绕组温度差值38℃、H₂110ppm），避免故障；健康设备故障发生率从5%降至1%，评估与实际故障吻合度从75%升至92%，验证了优化有效性。