设备缺陷分类标准附件.docx

设备缺陷分类标准附件.docx

《设备缺陷分类标准附件.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《设备缺陷分类标准附件.docx（36页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

设备缺陷分类标准附件

附录E：

输变电设备缺陷分类参考标准

根据中国南方电网有限责任公司的有关输变电设备运行管理标准中设备缺陷的分类原则，设备缺陷按其严重程度分为紧急、重大、一般三类。

本参考根据供电系统常用电气设备运行状况中的缺陷进行整理。

公司内各部门可以根据所管辖设备的特点引用此附件，发电厂可以结合所管辖设备的特点，参照制定相应的设备缺陷分类实施细则。

目次

1变电站设备缺陷分类标准

1.1变压器（消弧线圈、接地变、站用变、电抗器参照执行）

1.1.1紧急缺陷

1.1.1.1绝缘油不合格或呈酸性、水份严重超标、气相色谱分析重要指标超标或有明显隐患，油中烃类、氢气产气速率超过10%/月或0.25ml/h（开放式）和0.5ml/h（密封式）；

1.1.1.2内部有异常响声，套管严重破损、裂纹、有严重放电声，套管漏油，油位超过下限，密封失效，套管tanδ明显增长且超标，电容量与出厂值差别超出±5%；

1.1.1.3引线或桩头过热发红（超过95℃）；

1.1.1.4电气预防性试验主要项目不合格；

1.1.1.5测温装置全部损坏或失灵（220千伏及以上的油温温度计）；

1.1.1.6压力释放阀误动；

1.1.1.7主变压器强油循环冷却器全停或失灵一半以上，影响出力或威胁安全运行；

1.1.1.8潜油泵及油流继电器失灵；

1.1.1.9本体漏油严重或大量喷油，油面低到—30℃油面线以下、油枕看不见油位；

1.1.1.10变压器有载调压开关动作异常，极限位置不能闭锁，操作卡阻或跳档，滑档、指示动作不可靠，接触电阻不符合要求；

1.1.1.11气体继电器内有气、漏油；

1.1.1.12安全口隔膜或玻璃破碎

1.1.1.13铁芯或外壳接地不良，接地电流不合格，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展的趋势；

1.1.1.14电抗器混凝土支柱有裂纹、支持瓷瓶有损伤；

1.1.1.15电抗器线圈表面有树枝状放电现象。

1.1.2重大缺陷

1.1.2.1温度计破损或失灵、温度计指示不准确，超温信号失灵（110千伏及以下的变压器）；

1.1.2.2引线桩头螺丝松动连接处发热（70—95℃）；

1.1.2.3变压器调压分接开关指示不对应、有载调压开关不能调档；

1.1.2.4引线相间或对地距离不够；

1.1.2.5冷却设备自然循环风冷却器部分失灵而影响出力，强油循环冷却器一半以上故障停用；

1.1.2.6套管轻微破损、有放电声；

1.1.2.7本体严重渗、漏油（10滴/分钟以上），油位指示与温度监视线不对应；

1.1.2.8绝缘油化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜伏故障；

1.1.2.9变压器达不到铭牌出力，温升（55℃以上）及上层油温（85~95℃）超过容许的数值

1.1.2.10经线圈变形测试，判断存在变形的情况；

1.1.2.11铁芯多点接地致使接地电流超标；

1.1.2.12三卷变压器有一侧开路运行时未采取过电压保护措施；

1.1.2.13变压器局部放电严重超标；

1.1.2.14呼吸器内的矽胶变色2/3以上；

1.1.2.15气体继电器轻轻瓦斯保护动作，并经验证继电器内不是空气；

1.1.2.16基础轻微下沉。

1.1.3一般缺陷

1.1.3.1.外壳渗油污脏，脱漆锈蚀、轻微渗油；

1.1.3.2.外壳接地不良；

1.1.3.3.冷却设备不齐全，运行不正常．但尚不影响出力；

1.1.3.4.附件震动太大；

1.1.3.5.呼吸器硅胶失效

1.1.3.6.油面与温度监视线不对应

1.1.3.7.引线或接线桩头有严重电晕；

1.1.3.8.预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化；

1.1.3.9.变压器绕组轻微变形。

1.2断路器

1.2.1紧急缺陷

1.2.1.1断路器本体的关键部件及性能（如套管、均压电容、回路电阻、绝缘提升杆、绝缘油、同期性、动作电压、分合闸速度及时间等），有一项与《电气设备预防性试验规程》或与厂家标准相比悬殊较大，必须立即处理者；

1.2.1.2套管严重漏油、漏胶或有放电痕迹；

1.2.1.3桩头、引线过热发红（温度超过100度）；

1.2.1.4开关机构箱（端子箱）封堵不严，又未采取防止小动物及防水的措施，威胁安全运行；

1.2.1.5绝缘拉杆脱落，机构卡涩、失灵拒动，机械指示失灵，液（气）压机构的压力超出闭锁限额；

1.2.1.6油位计无油，漏油严重，外部污脏；

1.2.1.7储能元件损坏，液压机构压力异常升高或降低，液（气）压机构油（气）泵频繁启动，打压间隔时间小于10分钟，连续5次及以上者；

1.2.1.8跳、合闸监视灯不亮；

1.2.1.9看不见油位，内部有异常响声；

1.2.1.10真空开关的真空泡失去光泽、发红、有裂纹或者漏气；

1.2.1.11油（或SF6）泄漏达报警值，SF6开关设备压力低于制造厂规定的下限；

1.2.1.12断路器辅助接点、液（气）压闭锁接点失灵；

1.2.1.13SF6断路器的SF6气体质量不合格，或严重漏气，其压力低于制造厂规定的下限；

1.2.1.14开关动作中发生三相不一致（包括分合闸电气和机械指示）。

1.2.2重大缺陷：

1.2.2.1本体或套管渗、漏油严重（10滴/分钟以上），油位超过上限或低至下限；

1.2.2.2绝缘油发黑；

1.2.2.3引线及接地线段断股；

1.2.2.4油断路器操作次数、故障跳闸超过规定次数；故障电流开断能力不能满足要求，又无保证安全运行的措施；

1.2.2.5液（气）压机构油泵启动间隔时间小于4小时或制造厂规定值，

1.2.2.6开关本体（包括瓷套）、操动机构、开关油等的试验结果超出预试规程或制造厂家技术参数要求；

1.2.2.7设备本体传动机构、操动机构箱密封有缺陷，不能有效地防潮、防尘、防小动物进入；

1.2.2.8达不到“五防”要求或“五防”功能失灵；

1.2.2.9基础下沉或露筋、杆塔外皮剥落或有纵向裂纹；

1.2.2.103年及以上未对运行地点的短路电流进行核算；

1.2.2.11外绝缘爬距不能满足运行环境的要求。

1.2.3一般缺陷

1.2.3.1油断路器渗油、断路器表面脱漆或有锈蚀；

1.2.3.2操作机构不灵活、机构指示失灵、机构箱内加热器失灵、动作记数器失灵；

1.2.3.3引线或接线桩头有严重电晕；

1.2.3.4红绿灯灯丝或附加电阻断线、接触不良；

1.2.3.5预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化；

1.2.3.6液压、空气操作机构油泵或空气压缩机启动次数频繁超过制造厂规定值；

1.2.3.7开关柜内母线间无有效的隔离措施。

1.3隔离开关

1.3.1紧急缺陷

1.3.1.1电动、手动操作机构及闭锁均失灵，插销脱落；

1.3.1.2瓷瓶破损有严重放电痕迹、有严重污闪；

1.3.1.3试验不合格；

1.3.1.4接触不良发热变色；

1.3.1.5设备线夹受力严重变形；

1.3.1.6组合式瓷瓶有一半是零值或支持瓷瓶严重损伤；

1.3.1.7中性点地刀合不到位；

1.3.1.8瓷件有破裂，刀闸触头铸铝件部分有裂纹；

1.3.1.9刀闸严重锈蚀，以致操作卡阻，不能正常停送电；

1.3.1.10三相不同期，触头接触不良，刀口严重不到位或开转角度不符合运行要求，辅助触点不翻转或接触不良。

1.3.2重大缺陷

1.3.2.1隔离开关合闸后导电杆歪斜、接触不严密、引线螺丝松动

1.3.2.2设备线夹固定的转动部分锈死；

1.3.2.3室外隔离开关触头防雨罩损坏、隔离开关操作机构箱密封不好，有漏水情况；

1.3.2.4电动操作机构失灵（手动能操作）；

1.3.2.5组合式瓷瓶有零值，瓷裙损伤在2cm2以上；

1.3.2.6刀闸未安装防止误操作闭锁装置；

1.3.2.7刀闸操作不灵活，有卡阻，操作机构及机械传动部分三相同期、转动角度不符合要求，辅助接点接触不良；

1.3.2.8接地刀闸分合闸不到位；

1.3.2.9接地刀闸与接地点间的连线断股或锈蚀严重。

1.3.3一般缺陷

1.3.2.1瓷瓶、刀口污脏；

1.3.3.1操作机构不灵活；

1.3.3.2缺锁或销子脱落；

1.3.3.3弧棒烧毛、引线螺栓及其它金属部位有严重电晕；

1.3.3.4瓷瓶轻微损伤在2cm2以下；

1.3.3.5刀闸、连杆、底架锈蚀。

1.4母线

1.4.1紧急缺陷

1.4.1.1接头发热变色（100℃）、散股；

1.4.1.2试验不合格；

1.4.1.3一串绝缘子中的零值或破损绝缘子达到或超过下列数值：

110kV3片、220kV4片、500kV4片

1.4.1.4支持绝缘子裂纹或破损；

1.4.1.5导线或设备上有悬挂物或杂物，有可能引起短路故障，或危及人身安全；

1.4.1.6导线断股面积超过20%，或钢芯断股、避雷线钢线断二股及以上。

1.4.2重大缺陷

1.4.2.1接头螺丝松动、有发热现象（70~99℃）；

1.4.2.2绝缘子均压环脱落，绝缘子附件、金具、避雷线等锈蚀严重；

1.4.2.3导线或设备上有悬挂物或异物；

1.4.2.4一串绝缘子中的零值或破损绝缘子达到或超过下列数值：

110kV2片、220kV3片、500kV3片；

1.4.2.5支持瓷瓶瓷件破损2cm2以上；绝缘子盐密超标，爬距不满足要求；

1.4.3一般缺陷

1.4.3.1设备外部污脏，积灰严重；

1.4.3.2脱漆锈蚀；

1.4.3.3震动发响；

1.4.3.4支持瓷瓶瓷件破损2cm2以下。

1.5防雷设备

1.5.1紧急缺陷

1.5.1.1接地引下线严重断股或未与接地网联接；

1.5.1.2避雷器预防性试验主要项目不合格；

1.5.1.3避雷器瓷套严重破损、裂纹、污闪；

1.5.1.4避雷针严重倾斜．有倾倒危险；

1.5.1.5开口点未装放电间隙；

1.5.1.6避雷器在线监测仪的泄漏电流数值异常；

1.5.1.7运行中避雷器有异常响声、瓷瓶破损或有放电痕迹。

1.5.2重大缺陷

1.5.2.1接地引下线断股，截面不符合有关规定，接地网有较严重腐蚀，十年以上未开挖检查；

1.5.2.2接地网、接地装置接地电阻不合格,接地电阻过期未测、避雷器过期未试验

1.5.2.3避雷针严重锈蚀、结合部开裂或倾斜；

1.5.2.4被保护设备处在避雷针（带）保护范围以外；

1.5.2.5避雷器的计数器损坏；

1.5.2.6避雷器底座的绝缘支柱有裂缝，但不影响泄漏电流数值。

1.5.3一般缺陷

1.5.3.1避雷针轻微锈蚀、脱漆；

1.5.3.2接地引线或扁铁生锈；

1.5.3.3记录器失灵；

1.5.3.4避雷器底座绝缘电阻偏低，但不影响对泄漏电流的正常监视。

1.6电力电缆

1.6.1紧急缺陷

1.6.1.1套管严重破裂、污闪；

1.6.1.2电缆长期过载发热；

1.6.1.3试验不合格；

1.6.1.4充油电缆漏油；

1.6.1.5电缆严重放电。

1.6.2重大缺陷

1.6.2.1外皮破损或未接地；

1.6.2.2接地电阻不合格；

1.6.2.3电缆油、胶外溢；

1.6.2.4粘性电缆终端盒积水；

1.6.2.5电缆护层绝缘电阻偏低。

1.6.2.6有轻微放电；

1.6.2.7相间和对地绝缘距离不够。

1.6.3一般缺陷

1.6.3.1轻微漏绝缘胶；

1.6.3.2电缆沟积水；

1.6.3.3护罩、护扳损坏；

1.6.3.4充油电缆有渗漏现象。

1.7控制电缆

1.7.1紧急缺陷

1.7.1.1有接地或短路现象；

1.7.1.2电缆破损芯线外露；

1.7.1.3绝缘电阻低于o.5MΩ

1.7.2重大缺陷

；

；

1.7.3一般缺陷

其他缺陷

1.8机电或电磁型继电器

1.8.1紧急缺陷

1.8.1.1轴承脱落；

1.8.1.2接线错误；

1.8.1.3线圈烧坏、断线、接点烧坏；

1.8.1.4游丝断脱；

1.8.1.5动作失灵；

1.8.1.6整定错误。

1.8.2重大缺陷

1.8.2.1气体继电器漏油；

1.8.2.2螺丝松动、滑牙；

1.8.2.3接点不能正确动作或返回不良；

1.8.2.4接点接触不好；

1.8.2.5重合闸监视灯不亮；

1.8.2.6绝缘电阻低（小于1兆欧）；

1.8.2.7耐压不合格；

1.8.3一般缺陷

1.8.3.1信号牌自动脱落或不掉牌；

1.8.3.2刻度值与实际值不符，盘面、盘后标号不完整，不正确；

1.8.3.3接点距离太大或太小；

1.8.3.4附加电阻发热过甚；

1.8.3.5外壳破损。

1.9表计

1.9.1紧急缺陷

1.9.1.1运行中的表计（含ERTU）有异声异味；严重发热、线圈烧坏、断线；

1.9.1.2接线错误；轴承脱落、断游丝；

1.9.1.3非电量保护发讯，热工仪表不能正确动作；

1.9.1.4作为唯一监视手段的10千伏及以上间隔的电流表、功率表不指示或明显失误；

1.9.1.5作为唯一监视手段的10千伏及以上母线电压表、频率表不指示或明显失误；

1.9.1.6计费电能表不走字、不显示及其他明显计量错误，外观明显破坏、烧坏、严重发热或变黑等故障

1.9.1.7分散测控单元RTU与综合自动化系统通信中断、自检报警、电源中断报警

1.9.1.8关口计量电能表外观明显破坏、烧坏、严重发热或变黑等故障；

1.9.1.9计量遥测系统，如关口表出现如下缺陷：

a）ERTU的功能不正常、A/D、时钟、MODEN等部件故障，自检报警；

b）电源失电报警；

c）ERTU与计量表计或主站系统无法通信；

1.9.2重大缺陷

1.9.2.1指针弯曲、表针倒走、接线松动、误差大于+5％；

1.9.2.2热工仪表的报警触点接触不良；

1.9.2.3计量遥测系统电源失电报警、RTU的A/D、时钟、MODEN等部件故障，自检报警；

1.9.2.4ERTU与计量表计或主站系统无法通信，功能不正常等，表计显示与主站系统显示不一致；

1.9.2.5母线电量不平衡，不能确定发生故障的计量装置；

1.9.2.6电能量远方采集系统不能采集某站或某块表的数据；

1.9.2.7单方向功率表不满足双向潮流的运行方式；

1.9.2.8站用屏或直流屏上的监视仪表不指示或明显失误；

1.9.2.9压力表显示值严重失真影响生产运行；

1.9.2.10110千伏及以上主变压器温度表指示明显失误或与遥测数据明显不符；

1.9.2.11主要运行表计检定不合格或超期未检定；

1.9.2.12测量及电能计量装置倍率错误；

1.9.2.13分散测控单元RTU检定不合格或超期未检定，终端显示严重失真。

1.9.3一般缺陷

1.9.3.1外壳破损；

1.9.3.2刻度值与实际不符；

1.9.3.3电能表按键不灵等轻微故障

1.9.3.4电能表、指示仪表、压力表或温度表合格标记超过有效期；

1.9.3.5电能表没有按进母线为负，出母线为正的方向配置。

1.10电力电容器

1.10.1紧急缺陷

1.10.1.1电容器外壳严重变形、漏油或大量喷油、严重过热；

1.10.1.2大量渗抽；

1.10.1.3温度异常上升；

1.10.1.4试验不合格；

1.10.1.5套管严重破裂或闪落；

1.10.1.6熔丝经常熔断（两次以上）；

1.10.1.7设备严重漏油。

1.10.2重大缺陷

1.10.2.1防火、防爆设施不齐，接地不良；

1.10.2.2渗油污脏；

1.10.2.3电容器熔丝经常熔断；

1.10.2.4密集型电容器二次差压超过整定值，开关跳闸；

1.10.2.5电容器单个熔丝熔断，保护动作，开关跳闸；

1.10.2.6电气预防性试验主要项目不合格。

1.10.3一般缺陷

1.10.3.1通风不良；

1.10.3.2积灰较多；

1.10.3.3电容器外壳锈蚀或轻微渗油。

1.11电压、电流互感器、耦合电容器、阻波器

1.11.1紧急缺陷

1.11.1.1运行中有异常响声；

1.11.1.2套管破损或有放电痕迹；

1.11.1.3桩头发红（95℃及以上）；

1.11.1.4充油互感器绝缘油电气或化学性能不合格，气相色谱分析有明显隐患；

1.11.1.5电气预防性试验主要项目不合格；

1.11.1.6漏油严重（15滴/分钟以上）或油位异常，看不到油面；

1.11.1.7SF6互感器气体压力低至报警值，或压力突然升高；

1.11.1.8电流互感器二次线开路；

1.11.1.9电压互感器二次线短路；

1.11.1.10PT接地线断裂；

1.11.1.11PT保险连续熔断两次；

1.11.1.12电容式电压互感器、耦合电容器本体滴油；

1.11.1.13阻波器拉杆脱落、阻波器内电容器或避雷器击穿、阻塞阻抗严重下降。

1.11.1.1435kV及以下PT高压熔断器熔断。

1.11.2重大缺陷

1.11.2.1PT二次桩头螺丝松；

1.11.2.2引线桩头过热、外壳发热；

1.11.2.3油位不正常，有渗油或漏气现象；

1.11.2.4瓷套有轻微破损，但不会进水受潮；

1.11.2.5压力或油位指示与温度监视线不对应；

1.11.2.6基础下沉或露筋、剥落；

1.11.2.7端子箱封堵不严，又未采取防止小动物进入和防水措施。

1.11.3一般缺陷

1.11.3.1油面低/外壳渗油污脏、锈蚀；

1.11.3.2设备表面锈蚀严重；

1.11.3.3接地不良。

1.12继电保护及自动装置

1.12.1紧急缺陷

1.12.1.1保护装置拒动、误动；

1.12.1.2线路保护装置通讯通道异常

1.12.1.3安稳装置通道异常

1.12.1.4故障录波装置工控机坏，不能调阅报文

1.12.1.5继电保护装置故障

1.12.1.6继电保护装置频繁误发信号

1.12.1.7断路器跳闸，无保护掉牌

1.12.1.8重合闸动作无掉牌信号显示

1.12.1.9保护装置发自检、CPU出错等异常报文

1.12.1.10保护装置某元件烧毁（例：

液晶显示板无显示、端子大面积烧坏、继电器烧坏、继电器插板烧坏）

1.12.1.11设备主保护直流消失、装置异常；

1.12.1.12一次设备的主保护装置异常、设备处于无主保护状态：

如母线的差动保护、主变的差动保护、线路的双重高频保护或双重光纤纵差等失灵或被闭锁；

1.12.1.13保护装置发CT断线告警

1.12.1.14保护的通道设备异常或故障，如：

高频收发讯机、结合滤波器、阻波器、差接网络、分频器、载波机故障，光纤光缆损坏、收信裕度下降3dB及以上、线路纵差导引线电缆短路断线接地等，致使线路处于无主保护状态；

1.12.1.15保护的电压回路异常：

失去电压或断线；

1.12.1.16二次回路异常，不能有效控制断路器的分合，如：

跳闸出口中间继电器断线、控制回路断线等；

1.12.1.17保护屏指示灯异常，如双母线差动保护运行位置指示等、备自投备用线路有压指示灯；

1.12.1.18整定错误及整定值与有效整定通知单不符；

1.12.1.19耦合电容器及结合滤波器接地引下线截面过小（小于16mm2）或有断裂现象；

1.12.1.20投入跳闸的非电量保护，非电量仪器、仪表（如温度表、油位计等）指示异常或接触不良。

1.12.2重大缺陷

1.12.2.1重合闸装置拒动、误动；

1.12.2.2断路器分、合闸位置指示灯不亮；

1.12.2.3保护装置信号、“掉牌未复归”信号不能复归；

1.12.2.4中央信号控制屏不发信或不正确发信；

1.12.2.5故障录波仪告警或异常，不能录波或不能进行录波波形分析；

1.12.2.6线路故障跳闸后未启动录波；

1.12.2.7微机保护模块发“闪存错误”告警信号；

1.12.2.8盘面、盘后不整洁，锈蚀严重，名称标示不正确或不完整；

1.12.2.9保护盘上辅助按钮、小开关失灵；

1.12.2.10应装设未装设防潮装置或防潮装置失效,接线端子锈蚀严重；

1.12.2.11各元件部件和二次回路等绝缘不满足有关规程规定；

1.12.2.12两套主保护中有一套异常不能投运，后备保护不能投入；

1.12.2.13必须通过打印才能调整定值的保护装置的打印机故障；

1.12.2.14自动装置（低周减载、VQC装置等）故障；

1.12.2.15只投入信号的变压器、电抗器非电量保护指示异常或触点接触不良；

1.12.2.16保护定期检验不合格；

1.12.2.17中央信号灯不亮，蜂鸣器不响；

1.12.2.18综合自动化系统测量通道检定不合格或超期未检定；

1.12.2.19终端显示严重失真；

1.12.2.20静态保护抗干扰措施不符合“反措要点”的要求。

1.12.3一般缺陷

1.12.3.1端子箱锈蚀、受潮，箱门脱落、防潮灯、加热装置缺陷

1.12.3.2电缆沟进水导致电缆受潮

1.12.3.3继电器外壳有裂纹，尚不影响继电器安全运行；

1.12.3.4不影响保护运行的指示灯坏；

1.12.3.5气体继电器未按要求加装防雨罩；

1.12.3.6端子标号、二次电缆标牌字迹不清；

1.12.3.7二次电缆使用年代久远（超过20年），电缆龟裂，绝缘性能下降；

1.12.3.8综合自动化系统遥信测量数据不准确

1.12.3.9保护屏上打印机不打印报告

1.13直流设备

1.13.1紧急缺陷

1.13.1.1蓄电池极板严重弯曲、断裂．短路过热，电池连接条断裂；

1.13.1.2电解液化验不合格；

1.13.1.3容器破损，渗漏；

1.13.1.4液温比重电压超过规定值；

1.13.1.5容量下降到80%额定容量下，或不能、满足断路器分、合闸要求，或长期未进行容量核对性放电试验；

1.13.1.6硅整流装置发故障信号，内部击穿及异常响声；

1.13.1.7电容器损坏、外壳膨胀、分组熔丝熔断或直流开关跳闸；

1.13.1.8直流系统接地、绝缘严重不良、短路、蓄电池组出现开路；

1.13.1.9单只电池主要技术参数不合格，内部有故障；

1.13.1.10充电装置故障达不到N-1要求，220kV及以上枢纽变电站直流系统未按双重化配置；

1.13.1.11直流系统电压异常且无法恢复正常（包括充电装置交流输入电压、输出电压、电流值，直流母线电压值等异常）。

1.13.2重大缺陷

1.13.2.1蓄电池极板弯曲变形，颜色不正常或有大量沉淀物；

1.13.2.2蓄电池电解液比重、液位不合格，蓄电池胀肚、漏液或发热、碱性蓄电池有爬碱；

1.13.2.3蓄电池室加热通风设备不良；

1.13.2.4外部绝缘不良；

1.13.2.5接线松；

1.13.2.6充放电流达