变电站设备缺陷分类标准.docx

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变电站设备缺陷分类标准

输变电设备缺陷分类参考标准-变电站设备缺陷分类标准

根据中国南方电网有限责任公司的有尖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。

各公司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3

1.1

变压器（消弧线圈、接地变、站用变、电抗器参照执行）

3

1.2

断路器

5

1.3

隔离开尖

7

1.4

母线

9

1.5

防雷设备

10

1.6

电力电缆

11

1.7

控制电缆

12

1.8

继电器

12

1.9

表计

13

1.10

电力电容器

15

1.11

电压、电流互感器、耦合电容器、阻波器

16

1.12

继电保护及自动装置

17

1.13

直流设备

20

1.14

土建部分

22

1.15

变电其它设备

23

2.1

通讯

24

2.2

计算机系统

25

2.3

远动部分

26

2.4

消防系统

27

电力线路设备缺陷分类标准

29

3.1

导线及架空地线

29

3.2

绝缘子及金具

30

3.3

杆塔

32

3.4

横担

33

3.5

拉线

34

3.6

柱上开尖

35

3.7

配电变压器及令克

35

3.8

避雷器

36

3.9

接地装置

37

3.10线路电力电缆

37

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，油中疑类、氢气产气速率超过10%/月或0.25ml/h（开放式）和o・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tanS明显增长且超标，电容量与出厂值差别超出土5%；

1-1.1.3引线或桩头过热发红（超过95C）;

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，油面低到一30C油面线以下、油枕看不见油位；

1.1.1.10变压器有载调压开尖动作异常，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；

1.1.1.12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・15电抗器线圈表面有树枝状放电现象

1.1.2重大缺陷温度计破损或失灵、温度计指示不准确，超温信号失灵（门0千伏及以下的变

1.1.2.1

压器）；

引线桩头螺丝松动连接处发热（70—95C）;

1.1.2.2

变压器调压分接开尖指示不对应、有载调压开尖不能调档；引线相间或对地距离不

1.1.2.3

够；

1.1.2.4

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

1.1.2.5

套管轻微破损、有放电声；

障停用；

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；绝缘油

1.1.2.6

化学、电气性能不良，气相色谱数据指示可能有潜伏故障；

1.1.2.7

变压器达不到铭牌出力，温升（55E以上）及上层油温（85〜95C）超过容许

1.1.2.8

1.1.2.9

经线圈变形测试，判断存在变形的情况；

的数值

铁芯多点接地致使接地电流超标；三卷变压器有一侧开路运行时未采取过电压保护

1.1.2.10

措施；变压器局部放电严重超标；

1.1.2.11

呼吸器内的矽胶变色2/3以上；气体继电器轻轻瓦斯保护动作，并经验证继电器

1.1.2.12

内不是空气；基础轻微下沉。

1.1.2.13

1-1.3.1.外壳渗油污脏，脱漆锈蚀、轻微渗油；

1.1.2.14

1.1.3.2.外壳接地不良；

1.133•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断路器本体的尖键部件及性能（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开尖机构箱（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；

1.2.1.7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脚匕、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真空开尖的真空泡失去光泽、发红、有裂纹或者漏气；

1.2.1.11;由（或SF6）泄漏达报警值，SF6开尖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开尖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开尖本体（包括瓷套）、操动机构、开尖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；

1.2.2.9基础下沉或露筋、杆塔外皮剥落或有纵向裂纹；

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、断路器表面脫漆或有锈蚀；

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

开尖柜内母线间无有效的隔离措施。

1.3隔离开尖

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，插销脫落；

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；

1.3.1.9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，刀口严重不到位或幵转角度不符合运行要求，辅助触

1.3.2重大缺陷1.3.2.1隔离幵尖合闸后导电杆歪斜、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室外隔离开尖触头防雨罩损坏、隔离开尖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缺锁或销子脫落；

1.3.3.3弧棒烧毛、引线螺栓及其它金属部位有严重电晕；

1-334瓷瓶轻微损伤在2cm2以下;

1.4母线

1-4.1紧急缺陷

141.1接头发热变色（100C）、散股；

1.4.1.3-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。

142重大缺陷

142.1接头螺丝松动、有发热现象（70-99C）；

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；

143—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；

1.5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幵口点未装放电间隙；

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，截面不符合有尖规定，接地网有较严重腐蚀，十年以上未幵挖检查；

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、脫漆；

1-5.3.2接地引线或扁铁生锈；

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［俎彳氐于0.5MQ

1.7.2重大缺陷

1-7.2.1电缆未挂牌；

1-7.2.2屏蔽电缆屏蔽层两端未可靠接地；

1-7.2.3变电站缺失符合实际的电缆清册。

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游丝断脫；

1.8.1.5动作失灵；

1.8.1.6整定错误。

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—般缺陷

1.8.3.1信号牌自动脫落或不掉牌；

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

191.1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尖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，如尖口表出现如下缺陷：

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；

192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;

1-9-3.1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；

1.10.2.5电容器单个熔丝熔断，保护动作，开尖跳闸；

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（95C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；

1.11.1.1435kV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—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

1.12.1.9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-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-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。

1.12.2.2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、小开尖失灵；

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尖规程规定；

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

1.12.3.5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尖跳闸；

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要求，220kV及以上枢纽变电站直流系统未按双重化配置；

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充放电流达不到额定容量，但仍能满足开尖合跳闸；

1-13.2.7直流系统异常，监控模块故障；

1.13.2.8直流间断接地但暂不影响系统正常运行，直流接地检测装置内部故障；

1-13.2.9直流回路空气小开尖损坏，上下级空气小开尖或熔丝之间不能满足选择性配合；

1-13.2.10事故照明系统的缺陷；

1.13.2.11各控制或保护回路直流电源间存在寄生回路；

1.13.2.12充电装置长期未进行检验，其稳流、稳压精度，纹波系数等不符合要求。

1.13.3一般缺陷

1.13.3.1电解液面低于规定，比重不符合规定；蓄电池容量少量下降；

1.13.3.2绝缘不良；

1.13.3.3设备外部污脏；

1.13.3.6蓄电池接线桩头轻微生盐。

1.14土建部分

1.14.1紧急缺陷

1.14.1.2墙壁倾斜，开裂;

1.14.1.3房顶严重漏雨及墙壁有漏水，并