(设备管理)设备缺陷定性标准

1、(设备管理)设备缺陷定性标准设备缺陷定性标准（试行） 作者：gflin301    范文来源：本站原创    点击数： 709    更新时间：2008-5-23 设备缺陷定性标准（试行） 一、输电线路的缺陷 （一）紧急缺陷 1导地线断股、损伤到需切断重接的程度； 2导地线压接管明显抽出或发热变色； 3跳线连接点温度超过允许值，且已变色； 4导线及绝缘子串上挂有异物，极易造成接地或短路； 5一串绝缘子上零值或破损瓷瓶片数、110kV 和330kV 4片及以

2、上者； 6承力拉线被破坏（或被盗）；直线杆塔拉线被破坏（或被盗），随时有可能造成倒杆者；杆塔倾斜严重，有倾倒的可能； 7基础受洪水冲刷或淹没，致使基础外露，出现不稳定现象或已经倾斜。 （二）严重缺陷 1导地线弧垂正负误差，三相不平衡值超过规定要求； 2钢芯铝绞线断股，损伤截面积占总铝股面积的10%25%；架空地线断股，损伤面积占总面积的8%17%或锈蚀严重； 3电杆有多处裂纹，长度大于米，宽度超过2毫米或多处露筋，对电杆强度有较大影响（输电线路）； 4电杆严重倾斜，其倾斜度或挠度大于2%者，但短期内不至于倒杆，转角杆向内角侧正常受力，受力拉线严重断股或严重锈蚀； 5铁塔重要部位缺材或总计缺塔材

3、5条以上，主材包钢和主要受力构件连接处缺螺栓占该处螺栓总数三分之一以上； 6杆塔或拉线基础被冲刷，破坏塌陷，使基础稳固受到较大影响； 7一串绝缘子串上零值或破损瓷瓶，110kV和330kV 3片及以上；绝缘子盐密超标；  8绝缘子串弹簧销子，导地线挂线金具上穿钉和开口销子，螺杆有脱落的可能，跳线连接处螺栓松动，压板有温升，跳线对拉线及电杆空气间隙小于规程距离； 9导线对树木及房屋建筑物的净空距离小于规程规定，交叉跨越及对地限距小于规程规定； 10均压环、屏蔽环脱开，严重变形； 11导地线上挂有异物，影响安全运行； 12间隔棒歪斜、掉爪、松动。 （三）一般缺陷 除上述紧急缺陷

4、和严重缺陷以外的所有缺陷。 二、变压器的设备缺陷 （一）紧急缺陷 1电气预防性试验的主要项目不合格。绝缘油击穿电压及介损不合格，色谱分析数据发现设备有明显隐患。  2套管破损、出现裂纹，并有严重放电声； 3引线连接点或引线过热发红； 4测温装置全部损坏或失灵； 5主变压器强油循环冷却器故障、主变压器自然循环风冷却器部分失灵而影响出力且在运行中无法修理者； 6散热器阀门堵塞； 7严重漏油、喷油或主变压器油位过低（低于厂家规定或变压器运行规定要求者）； 8有载调压开关连动、极限位置的闭锁不可靠； 9内部有明显的放电声或异音； 10测温装置正常时，正常负载下变压器温升异常且不断升高； 11

5、瓦斯保护拒动、误动； 12变压器主保护故障； 13变压器后备保护故障，微机型变压器保护开关电源损坏； 14中性点设备损坏； 15各侧避雷器损坏； 16凡上述未列入而危及设备安全运行和人身安全的缺陷。 （二）严重缺陷 1引线桩头螺丝松动，连接处发热； 2绝缘油常规试验、微水、含气量不合格，色谱分析数据发现设备有潜伏故障； 3温度指示准确，超温信号异常（失灵）； 4基础不均匀下沉； 5强迫油循环风冷却器一组损坏； 6强迫油循环风冷却器备用，辅助冷却器不能按要求投入或备用电源失去备用； 7强迫油循环风冷却器每组风扇损坏数量达到一组风冷器的数量； 8强迫油循环风冷却器潜油泵不能运行； 9外壳接地不良、

6、接地扁铁锈蚀严重； 10严重渗油； 11油面与温度监视线不对应； 12有载调压开关切换次数达检修维护规定值； 13有载调压开关油室内渗漏造成油位异常升高； 14油枕胶囊破裂； 15呼吸器变色达2/3以上； 16消防设施配置不齐全或失效。 （三）一般缺陷 1外壳渗油污脏、脱漆或有轻微锈蚀； 2附件振动大； 3场地不整，有油污等； 4卵石大小不均、数量不足； 5事故油池排放不符合环保要求。 三、断路器的设备缺陷 （一）紧急缺陷 1断路器本体的关键部件及性能如套管、均压电容、绝缘提升杆、绝缘介质及不同期(三相不同期和每相各断口间不同期)，分、合闸速度和时间等有一项不符合“电力设备预防性试验规程”及制

7、造厂产品技术条件书的要求。接触电阻超过规定值23倍； 2断路器操作机构卡涩，跳闸线圈烧坏，运行中有拒合、拒跳或误分误合的现象，液压机构、气动机构的操作压力超出闭锁压力值，断路器本体绝缘介质严重泄漏，不能保证安全运行者，弹簧机构弹簧断裂或出现裂纹，弹簧机构储能电机损坏，绝缘拉杆松脱、断裂； 3液压操作机构、气动操作机构无法打压，失压到零，打压不停泵； 4断路器断流能力不能满足运行要求，又无保证安全运行的措施，额定电流小于负荷电流者； 5故障跳闸已超过规定次数而未进行解体大修者； 6操动机构箱封堵不严，又未采取防止小动物进入的措施，威胁安全运行者； 7导电回路部件有严重过热或打火现象； 8分合闸电

8、气和机械指示（三相）不一致； 9真空断路器灭弧室管壳破损或出现明显放电火花； 10真空断路器无自闭力、触头磨损厚度超过规定值； 11开关柜内绝缘支撑件损坏； 12开关柜机械五防失灵； 13保护装置故障，微机保护开关电源损坏。 14. SF6断路器气体水分不合格。 15、断路器的累计故障开断电流超过额定允许的累计故障开断电流； 16.有开裂、放电声或严重电晕； 17.断口电容有严重渗油现象、电容量或介损严重超标； 18.控制回路断线，辅助开关接触不良或切换不到位，控制回路的电阻、电容等零件损坏，线圈引线断线或线圈烧坏； 19.分、合位置不正确，与当时的运行工况不相符； 气室严重漏气，发

9、出闭锁信号，内部及管道有异常声音（漏气声、振动声、放电声等），GIS防爆膜变形或损坏； 21.真空灭弧室有裂纹，真空灭弧室内有放电声或因放电而发光，真空灭弧室耐压或真空度检测不合格。 （二）严重缺陷 1预试数据合格，但与历史数据比较变化较大；  2引线断股、接地不符合要求，引线桩头螺丝松动或导电回路部件温度超过设备允许的最高运行温度；  3机构指示失灵；  4断路器本体或机构渗油较严重； 5油面过高或过低者； 6基础下沉或露筋、轻微剥落、杆有纵向裂纹； 7相色及标志编号名称不齐全； 8低型布置的断路器，遮栏（隔板）不完整； 9操作机构储能电机损坏； 10液压、气动

10、机构打压频繁，超过厂家规定值； 11SF6断路器年漏气率大于1%； 12开关柜内有异音； 13开关柜内防火封堵损坏或不完善； 14接地扁铁锈蚀严重； 15开关柜内照明不亮，观察孔看不清； 16消防设施配置不齐全或失效。 17. SF6气体密度继电器不合格。 18.最大方式下的安装地点短路电流超过断路器的额度短路开断电流； 19. 断口电容有明显的渗油现象、电容量或介损超标 20. 机构最低动作电压超出标准和规程要求 （三）一般缺陷 1外壳渗油污脏、脱漆或有轻微锈蚀； 2机构箱内加热器失灵； 3场地不整洁。 四、隔离开关的设备缺陷 （一）紧急缺陷 1操作机构及闭锁失

11、灵，接地不良； 2预试结果不合格； 3瓷件破损严重，有严重放电痕迹； 4设备接线头受力，严重变形者； 5三相不同期，触头接触不良，刀口开转角度不符合运行要求，辅助触点接触不良； 6额定电流小于负荷电流者； 7桩头引线过热发红； 8垂直方向操作的操作机构插锁脱落而无法保持。 9. 支柱瓷瓶超声波检测发现有裂纹缺陷。 （二）严重缺陷 1户内隔离开关合闸后接触面积小于100%，大于80%，户外隔离开关合闸后导电杆歪斜不在一直线上，但辅助触点闭锁装置良好； 2引线连接松动发热； 3瓷裙损伤在2cm2以下； 4室外隔离开关触头防雨罩损坏； 5水平方向操作的操作机构插锁脱落。 6. 支

12、柱瓷瓶超声波检测发现内部存在缺陷，如存在气孔等。 （三）一般缺陷 1瓷柱、刀口脏污； 2操作机构不灵活； 3瓷裙损伤在1cm2以下。 五、电力电容器组的设备缺陷 （一）紧急缺陷 1喷油或严重漏油、电容器鼓肚； 2外部有放电痕迹，内部有放电声； 3套管破裂、支持瓷瓶炸裂损坏； 4电容器电流、速断、零差保护动作跳闸； 5电气预防性试验主要项目不合格，不具备投运条件； 6放电线圈严重漏油或损坏； 7避雷器损坏； 8电抗器、电容器温升异常升高超过规程规定值； 9接线桩头或铝排过热发红； 10接地扁铁锈断。 11保护装置故障，微机型保护开关电源损坏。 （二）严重缺陷 1设备本体渗油； 2测温装置损坏或指

13、示不装； 3油位降低； 4放电线圈渗油； 5接地扁铁锈蚀严重。 （三）一般缺陷 1外壳渗油污脏、脱漆或有轻微锈蚀。 2遮栏不符合规定。 3场地不整，有油痕等。 六、互感器、耦合电容器的设备缺陷 （一）紧急缺陷 1互感器绝缘油不合格或色谱分析数据发现有明显隐患，电气预防性试验不合格； 2内、外部有严重响声、异味、冒烟或着火； 3套管破损较大或有放电痕迹； 4电压互感器高压熔断器连续熔断23次； 5油浸式互感器严重漏油，看不到油位；电容式电压互感器分压电容器出现漏油； 6引线桩头过热发红； 7膨胀器永久性变形或漏油； 8压力释放装置（防爆片）已冲破； 9电流互感器末屏开路，二次开路；电压互感器接地

14、端子N（X）开路，二次短路，不能消除时； 10树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电； 11接地不良。 （二）严重缺陷 1一、二次接线桩头螺栓松动； 2油位与温度监视线不对应； 3瓷套有轻微破损，但不会进水受潮； 4外壳接地不良； 5熔丝配合不良； 6基础下沉或露筋、剥落； 7互感器绝缘油化学、电气性能不良，色谱数据分析可能有潜伏性故障； 8端子箱封堵不严，又未采取防止小动物进入的措施。 （三）一般缺陷 1外壳渗油污脏，脱落或轻微锈蚀； 2互感器反措未完成而运行，但预防性试验、油质化验数据变化不大，尚能满足目前运行条件者。 七、母线的设备缺陷 （一）紧急缺陷 1接头过热发红，导线断股； 2电气试

15、验不合格； 3每串绝缘子中零值破损瓷瓶数量大于运行标准； 4有悬挂物和杂物危及设备和人身安全； 5母差保护故障，微机保护开关电源损坏。 （二）严重缺陷 1有悬挂物和杂物； 2绝缘子串中有零值瓷瓶； 3接头螺丝松动或发热。 （三）一般缺陷 1设备外部脏污； 2振动过大。 八、防雷设施的设备缺陷 （一）紧急缺陷 1接地电阻不合格； 2接地引线严重断裂，引线截面不合格或未与接地网相连接； 3避雷器预试不合格； 4瓷件破损、裂纹、飞弧； 5避雷针严重锈蚀、基础下沉、严重倾斜。 （二）严重缺陷 1接地引下线断股； 2试验超周期； 3避雷针歪斜过度、锈蚀较严重； 4避雷器泄漏电流增长过快； 5避雷器动作计

16、数器失灵。 （三）一般缺陷 1接地引下线或扁铁生锈，避雷针轻微生锈； 2标志不清。 九、直流系统的设备缺陷 （一）紧急缺陷 1蓄电池极板严重弯曲、断裂、短路过热； 2蓄电池容器破损、渗漏； 3引线连接条断裂； 4硅整流装置、高频开关电源工作异常，运行中无法进行充电； 5直流永久性接地或绝缘严重不良； 6直流系统电压异常且无法恢复正常。 （二）严重缺陷 1蓄电池极板弯曲变形、颜色不正常。 2蓄电池未定期进行充放电核对性试验。 3未定期进行补充充电； 4、蓄电池室散热通风设备不良； 5、蓄电池达不到80%额定容量，但仍能满足断路器合闸要求； 6、蓄电池接线桩头轻微生盐； 7、蓄电池接线螺栓锈蚀严重

17、； 8、消防设置配置不符合要求。 （三）一般缺陷 1蓄电池标志不清； 2蓄电池室照明不足； 3蓄电池电池架锈蚀； 4蓄电池室内防小动物措施不全； 5蓄电池表面积灰。 十、通信系统设备的缺陷 （一）紧急缺陷 1. 因电源系统引起的通信设备不能正常运行； 2. 由于通信设备主控部分原因引起的设备不能正常运行； 3. 因通信设备和电路原因引起保护装置、安全自动装置退出运行； 4. 调度交换机发生故障停运； 5. 行政交换机发生故障全停运。 （二）严重缺陷 1.因通信设备和电路故障引起变电站调度电话中断； 2.因通信设备和电路故障引起自动化信息中断；

18、3.因通信设备和电路故障引起营销业务中断； 4.因通信设备和电路故障引起视频会议中断； 5.调度录音系统故障； 6.行政交换机系统发生异常，使部分用户电话不能使用； 7.通信光缆、音缆故障，造成一个及以上小区用户电话中断。 （三）一般缺陷 1.高频开关电源一个模块不能正常工作； 2.通信设备板件不能正常运行； 3.设备标志不清楚； 4.通信机房配线不规范，配线资料不齐全； 5.配线架保安器损坏; 6.通信机房接地电阻大于。 十一、自动化系统设备的缺陷 自动化缺陷统计范围 1.已安装在现场尚未投运的装置缺陷。 2.投入运行（含试运行）的自动化设备在运行中发生的缺陷； 3.投入运行（含试运行）的自

19、动化设备在定期检验或其它试验中发现的缺陷； 4.自动化通道及已投运的自动化设备的缺陷。 a). 某种原因造成调度自动化主站不能接收35kV变电站自动化信息； b). 35kV及以下变电站后台监控系统不能正常运行、中央信号装置不能发信或不能正常发信；  c). 变电站自动化终端设备的UPS电源工作不正常工作。  d). 110kV及以上变电站一般遥测、遥信量不正确； e). 其他。 （一）紧急缺陷 1.调度自动化主站系统不间断电源失电时的维持时间低于2小时。 2.调度自动化系统和大楼共用接地装置的接地电阻大于。 3.调度自动化

20、系统双机、双网络系统出现任一单机、单网异常时。 4.调度自动化系统的前置采集、通讯设备（路由器、终端服务器和MODEM池）异常，影响联网或接入厂站的数据收发者。 5.投影墙或模拟屏直流失电或与调度自动化系统通讯中断时。 6.变电站综合自动化系统或远动终端（RTU）的供电电源失电时的维持时间低于1小时。 7.变电站综合自动化系统的接地电阻大于1。 8.变电站保护、测控或其他智能装置与变电站计算机监控系统通讯中断时。 9.变电站综合自动化系统的监控主机全部异常，导致运行人员不能监视和控制时。 10.变电站综合自动化系统的所有通讯管理器、远动工作站与调度自动化系统的通讯中断时。 11.远动终端（RT

21、U）的通讯模块或任一交直流采样模块异常时，影响远动终端数据收发的。 12.调度主站系统不能正常运行； 及以上变电站（含电抗器站）终端监控系统不能正常运行；  14. 调度自动化主站不能接收330kV及以上变电站自动化信息； 15. 110kV及以上变电站的调度通讯电话不能正常通讯。 16. 110kV及以上无人值班变电站的遥视系统不能正常运行。 17. 其他。 （二）严重缺陷 1.调度自动化系统的任一工作站异常，影响使用和维护时。 2.调度自动化系统的前置采集、通讯设备（路由器、终端服务器和MODEM池）出现任一路（E1口、RS232口和MOD

22、EM模块）异常，影响某个联网或接入厂站的数据收发者。 3.调度自动化系统时间与标准时间的误差大于10ms的。 4.调度自动化系统因规约、软件异常影响使用的。 5.调度自动化系统的画面、数据库、报表、模拟屏定义错误，影响使用的。 6.变电站综合自动化系统的双机、双网络、双总线出现任一单机、单网、单总线异常时。 7.变电站综合自动化系统的双监控主机的任一台异常，影响监视和控制时。 8.变电站综合自动化系统的双通讯管理器或双远动工作站的任一台与调度自动化系统的通讯中断时。 9.变电站综合自动化系统或远动终端（RTU）的接入信息与实际不符的。 10.变电站综合自动化系统站控层与间隔层装置的数据不符，影

23、响使用的。 11.测控装置、电量或非电量变送器、远动终端（RTU）的测量精度不满足级要求的。 12. 某种原因造成调度自动化主站不能接收110kV变电站自动化信息；  13. 110kV变电站及以上后台监控系统不能正常运行；  14. 35kV设备的综合自动化控制单元不能正常运行； 15. 110kV变电站及以上后台监控系统、中央信号装置不能发信或不能正常发信； 16. 110kV变电站及以上变电站重要遥测、遥信量不正确； 17. 110kV变电站及以上变电站通讯设备故障、中断；  18调度自动化主站UP

24、S电源系统工作不正常。 （三）一般缺陷 1.调度自动化系统的任一台显示器老化，影响使用时。 2.调度自动化系统的WEB信息发布与实际不符时。 3.调度自动化系统机房温湿度不满足规程要求的。 4.变电站综合自动化系统的后台软件画面、数据库、报表定义错误，影响使用的。 5.测控装置、电量或非电量变送器未定期检定的。 6.变电站综合自动化系统或远动终端（RTU）、变送器无设备标识或设备标识不清者。 7. 某种原因造成调度自动化主站不能接收35kV变电站自动化信息； 8. 35kV及以下变电站后台监控系统不能正常运行、中央信号装置不能发信或不能正常发信；  9. 

25、;变电站自动化终端设备的UPS电源工作不正常工作。  10. 110kV及以上变电站一般遥测、遥信量不正确； 11. 其他。 十二、信息网络设备的缺陷 （一）紧急缺陷 1.因设备原因引起系统不能正常运行。 2.因电源原因引起系统不能正常运行。 3.广域网网络核心，骨干节点设备故障造成网络不能正常运行。 4.应用系统设备故障造成应用系统不能正常运行。 5.应用系统软件故障造成应用系统不能正常运行。 6.因通道问题引起的系统不能正常运行。 （二）严重缺陷 1.重要设备、重要板件无备品备件。 2.网络核心设备双主控板出现单主控板异常。 3.网络核心设备双电源出现单电源异

26、常。 4.广域网网络接入设备故障造成网络不能正常运行。 5.局域网网络设备故障造成网络不能正常运行。 6.服务器双电源出现单电源异常。 7.应用系统双机集群系统软件异常。 8.应用系统双机集群系统单机设备异常。 9.应用系统备份系统异常。 10.网络安全设备异常。 11.网络安全设备系统异常。 （三）一般缺陷 1.信息网络设备老化，影响使用。 2.信息网络设备无UPS电源。 3.设备标识不清楚。 4.机房配线不规范，配线资料不齐全。 5.机房环境（温度、湿度、防尘）不满足要求。 6.机房接地电阻大于。 十三、继电保护 继电保护缺陷统计范围： 1.已安装在现场尚未投运的装置缺陷。 2.投入运行（含试运行）的继电保护设备在运行中发生的缺陷； 3.投入运行（含试运行）的继电保护设备在定期检验或其它试验中发现的缺陷； 4.保护通道加工设备及已投运的继电保护设备的缺陷。 5. 继电保护缺陷定义 缺陷定义：在电力系统故障(接地、短路或断线)或异常运行(过负荷、振荡、低频率、低电压等)时，保护装置的动作不符合设计、整定、特性试验的要求，不能有效地消除故障或使异常运行情况得以改善；装置异常退出运行或不正