输变电设备缺陷管理标准.doc

附件2:输变电设备缺陷管理标准1 范围本标准适用于中国南方电网有限责任公司交、直流输变电设备缺陷的全过程管理。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。但鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可适用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。Q/CSG 1 0007-2004 继电保护及安全自动装置检验技术规范Q/CSG 1 0008-2004 电力设备预防性试验规程Q/CSG 1 0010-2004 输变电设备状态评价标准Q/CSG 2 0001-2004 变电运行管理标准Q/CSG 2 0002-2004 架空线路及电缆运行管理标准Q/CSG 2 0003-2004 发电运行管理标准中国南方电网有限责任公司电力生产事故调查规程按照纸质版本进行了重新调整3 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。3.1 缺陷：是指使用中的设备、设施发生的异常或存在的隐患。这些异常或隐患将影响人身、设备和电网安全，电网和设备的可靠经济运行，设备出力或寿命以及电能质量等。设备缺陷类别按照其严重程度分为紧急缺陷、重大缺陷和一般缺陷。3.2紧急缺陷：设备或设施发生直接威胁安全运行并需立即处理，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故者。3.3重大缺陷：对人身、电网和设备有严重威胁，尚能坚持运行，不及时处理有可能造成事故者。3.4一般缺陷：短时之内不会劣化为重大缺陷、紧急缺陷，对运行虽有影响但尚能坚持运行者。3.5缺陷降级：对上报的紧急缺陷和重大缺陷经过一定的处理（包括通过调整缺陷设备的运行方式），使其危急程度有所下降，但未能达到彻底消除的情况，通过缺陷归口管理部门审核批准后，可将缺陷级别降低。3.6运行部门：指直接负责设备运行维护的部门。3.7检修部门：指直接负责设备检修及缺陷处理的部门。3.8调度部门：指按调度管辖范围直接负责设备运行调度的部门。3.9输变电设备：指110kV及以上变电站（换流站）内母线、主变压器、断路器、隔离开关、组合电器、电容器、电抗器、避雷器、互感器、输电线路（电缆）、220kV及以上厂（站）用变压器以及相应的继电保护、安全稳定装置、通信及自动化设备、换流器、换流变压器、交流滤波器、直流滤波器、平波电抗器、接地极、直流控制保护设备、串联补偿设备等。按照纸质版本进行了调整。4 总则4.1为指导和规范中国南方电网有限责任公司输变电设备缺陷管理工作，加强设备缺陷管理，提高设备健康水平，确保电网安全稳定运行，特制定本标准。4.2设备缺陷管理必须坚持“三不放过”的原则（缺陷原因未查明不放过、缺陷没有得到彻底处理不放过、同类设备同一原因的缺陷没有采取防范措施不放过），做到控制源头、及时发现、及时消除。4.3公司系统各单位应建立健全设备缺陷信息管理系统，提高设备缺陷的处理效率，强化监督考核、统计分析的功能，为制定大修技改计划、反事故措施和设备选型提供依据。4.4公司系统各单位应积极采用先进技术和手段，及时发现和处理缺陷。4.5公司系统各单位应加强本单位的备品备件管理，确保运行设备有充足的备品备件，以缩短设备缺陷处理时间。4.6 缺陷处理的时限要求：紧急缺陷应立即安排处理，且不应超过24小时；重大缺陷一周之内安排处理；一般缺陷半年内安排处理。 5 职责5.1 公司生产技术部职责公司生产技术部是设备缺陷的归口管理部门，其主要职责有：a）负责组织制定并修编缺陷管理相关标准；b）指导并监督公司系统各单位的设备缺陷管理工作；c）负责组织召开公司系统设备缺陷管理工作会议；d）负责编制公司系统设备缺陷统计分析报告，组织开展设备运行评价工作，指导反措、技改计划的制定和设备选型。5.2 各分（省）公司生产技术管理部门职责各分（省）公司生产技术管理部门是本公司设备缺陷的归口管理部门，其主要职责有：a）严格执行本标准，制定本公司设备缺陷管理规定，指导、督促本公司各单位开展缺陷管理工作；b）负责组织处理严重影响主网安全运行的紧急、重大缺陷，并按本标准要求及时上报；c) 督促各单位及时处理设备缺陷，提高缺陷处理的及时率和消缺率；d）负责本公司设备缺陷的统计、分析，并按规定上报。5.3 超高压局、供电局（公司）、发电厂职责5.3.1生产技术管理部门职责生产技术管理部门是所辖设备缺陷的归口管理部门，其主要职责有：a）指导、督促本单位各部门执行相关标准；b）及时掌握所辖设备的缺陷情况，督促责任部门及时消除设备缺陷；c）负责组织处理紧急、重大缺陷，并按本标准要求及时上报；d）协调解决消缺工作中的问题，负责审定技术复杂、费用较大的缺陷处理方案；e）负责审批缺陷降级；f）负责设备缺陷处理的统计、分析，并按规定上报。5.3.2 运行部门职责a）发现、填报设备缺陷内容，并对缺陷进行定级；b）根据设备缺陷情况，采取必要的措施，对不能立即消除的缺陷加强监控；c）督促检修部门及时消缺，负责消缺后的验收工作；d）定期对所辖设备的缺陷及消缺情况进行统计、分析。5.3.3 检修部门职责a）按照缺陷处理时限的要求及时组织消缺工作，对重大、一般缺陷应提出消缺计划或临时检修计划；b）对暂不能立即消除的缺陷采取控制措施并加强跟踪监控；c）负责将检修、试验过程中发现的设备缺陷通知运行人员。d）定期对设备缺陷进行技术统计、分析。54调度部门职责a）根据设备缺陷的实际情况调整运行方式，将缺陷对系统的影响控制在最小范围，并为处理缺陷提供必要的条件；b）根据缺陷类别及缺陷设备的调度管辖范围，及时汇报上一级调度部门和领导。6 设备缺陷管理工作流程6.1 流程框图设备缺陷的管理工作流程包括设备缺陷的发现与填报、受理分析、处理、验收环节。缺陷管理流程如图1所示。6.2缺陷的发现与填报6.2.1运行人员发现缺陷后，应及时填报缺陷处理单（格式见附录A），并对设备缺陷进行定级。6.2.2检修人员或其他工作人员发现缺陷后，应立即通知运行部门，由运行部门及时填报缺陷处理单。6.2.3发现紧急缺陷和对电网安全稳定运行有影响的重大缺陷后，运行部门应向设备管辖权限的调度部门和本单位缺陷归口管理部门汇报，必要时由缺陷归口管理部门向分管领导和上级缺陷归口管理部门汇报。6.2.4南网总调调管范围内发生紧急缺陷和对电网安全稳定运行影响较大的重大缺陷，由设备管辖的分（省）公司的缺陷归口管理部门及时向公司生技部报告。6.2.5报告缺陷时，应详细、准确,包括以下内容：a)设备名称、编号、型号、生产厂家、时间及投运时间等；b)设备缺陷部位、缺陷内容、造成的影响及可能的后果；c)缺陷发现的时间；d)缺陷级别。6.3缺陷的受理分析检修部门收到缺陷处理单后，及时对缺陷情况进行分析，制定消缺方案，对于技术难度较复杂、处理费用较高的消缺方案需报缺陷归口管理部门审核。填报消缺计划并做好相关准备工作。6.4缺陷的处理6.4.1紧急缺陷的处理。a)运行部门在汇报紧急缺陷的同时，应加强监视和设法限制缺陷的发展，并将缺陷发展情况及时汇报调度；b)检修部门在接到紧急缺陷通知后，立即组织相关人员进行处理；c)需停电处理的，由运行部门向当值调度员提出停电申请。6.4.2重大缺陷的处理。a)检修部门在接到重大缺陷通知后，应尽快在规定时间内安排处理；b)需停电处理的，由检修部门在缺陷处理的规定时间内办理相关手续，并通知运行部门配合消缺工作。6.4.3一般缺陷的处理。a)检修部门在接到一般缺陷通知后，应在规定时间内组织处理；b)需停电处理的，检修部门可将此项缺陷的消缺计划列入停电计划安排处理，或配合第一次停电时安排处理。6.5缺陷的验收6.5.1 缺陷处理完毕后，检修部门应及时通知运行部门进行验收。6.5.2变电缺陷由检修人员将处理情况、处理结果记入相关记录；运行部门应将验收情况如实做好相应记录，并将缺陷处理情况汇报相关部门；6.5.3线路缺陷经缺陷验收后由运行部门将处理情况、处理结果记入相关记录，并将缺陷处理情况汇报相关部门。6.5.4设备缺陷经检修部门处理后，降低了缺陷等级，但未能彻底消除缺陷的，按降级后的缺陷类别重新填报。6.6缺陷的降级缺陷设备通过处理降低了缺陷设备的危急程度，由运行部门上报缺陷归口管理部门批准后，将缺陷做降级处理。7 缺陷的统计、分析与上报7.1运行部门按月对设备缺陷情况进行统计上报。7.2超高压局、发电厂、供电局（公司）缺陷归口管理部门按月对缺陷情况汇总分析，编制分析报告和220kV及以上主设备的紧急、重大缺陷报表，上报分（省）公司缺陷归口管理部门。7.3分（省）公司缺陷归口管理部门按季度对缺陷情况汇总分析，编制分析报告和500kV及以上主设备的紧急、重大缺陷报表，在每季度第一个月内将上一季度报告及报表上报公司生产技术部。7.4 缺陷管理各有关部门应对紧急、重大、一般缺陷消缺率和消缺及时率进行统计分析。7.4.1 消缺率、消缺及时率的计算：消缺率=100%消缺及时率 = 100%7.4.2 设备缺陷的消缺率和消缺及时率不应低于以下指标：a.紧急缺陷消缺率：100%；b.重大缺陷消缺率：90%；c.一般缺陷消缺率：65%；d.紧急缺陷消缺及时率：100%；e.重大缺陷消缺及时率：85%；f.一般缺陷消缺及时率：65%。7.5 缺陷管理各有关部门应定期召开设备缺陷分析会，按电压等级、设备类别、设备型号、设备厂家等，对缺陷的原因进行分析、统计和说明，并提出相应防范措施或建议。附录A（提示性附录）输变电设备缺陷处理单表A.1 输变电设备缺陷处理单运行部门 所属变电站/线路缺陷单编号:缺陷设备基本情况电压等级名称及运行编号缺陷种类变电线路其他设备分类一次 二次 架空 电缆设备类型设备型号设备生产厂家缺陷情况描述（部位、内容）汇报时间年 月 日 时 分汇报人(签名):缺陷类别紧急 重大 一般运行部门意见检修部门意见处理时间年 月 日 时 分处理工作负责人(签名)：缺陷处理情况遗留问题及处理意见缺陷降级情况降级 不降级审批人(签名):验收意见验收时间年 月 日 时 分验收负责人(签名):备注：43附录B（提示性附录）输变电设备缺陷统计月报表表B.1 输变电设备缺陷统计月报表年 月 日 年 月 日填报部门：批准: 审核: 填写: 年 月 日序号变电站/线路名称电压等级(kV)发现时间设备类型设备型号设备生产厂家设备出厂时间缺陷内容缺陷类别缺陷原因处理时间处理情况投运时间缺陷分类统计紧急缺陷合计（次）：消除合计（次）：及时消除合计（次）：消缺率：消除及时率：重大缺陷合计（次）：消除合计（次）：及时消除合计（次）：消缺率：消除及时率：一般缺陷合计（次）：消除合计（次）：及时消除合计（次）：消缺率：消除及时率：备注云南电网公司 缺陷分类参考表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 31.1 变压器（消弧线圈、接地变、站用变、电抗器参照执行） 31.2 断路器 41.3 隔离开关 51.4 母线 61.5 防雷设备 71.6 电力电缆 71.7 控制电缆 81.8 继电器 81.9 表计 91.10 电力电容器 101.11 电压、电流互感器、耦合电容器、阻波器 101.12 继电保护及自动装置 111.13 直流设备 121.14 土建部分 131.15 变电其它设备 142 通讯、计算机、远动、消防系统 142.1 通讯 142.2 计算机系统 162.3 远动部分 162.4 消防系统 173 电力线路设备缺陷分类标准 183.1 导线及架空地线 183.2 绝缘子及金具 193.3 杆塔 203.4 横担 203.5 拉线 213.6 柱上开关 213.7 配电变压器及令克 223.8 避雷器 223.9 接地装置 233.10 线路电力电缆 23正文：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、有水份、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；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；1.1.1.3 引线或桩头过热发红（超过95度）；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 潜油泵及流油继电器失灵；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 瓦斯继电器内有气、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；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 安全口隔膜或玻璃破碎；1.1.2.5 引线相间或对地距离不够；1.1.2.6 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；1.1.2.7 套管轻微破损、有放电声；1.1.2.8 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；1.1.2.9 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；1.1.2.10 变压器达不到铭牌出力，温升（55度以上）及上层油温（8595度）超过容许的数值1.1.2.11 经线圈变形测试，判断存在变形的情况；1.1.2.12 铁芯多点接地致使接地电流超标；1.1.2.13 三卷变压器有一侧开路运行时未采取过电压保护措施；1.1.2.14 变压器局部放电严重超标；1.1.2.15 呼吸器内的矽胶变色2/3以上；1.1.2.16 气体继电器轻瓦期保护动作；1.1.2.17 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；1.2.1.13 SF6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；1.2.2.10 3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度）、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：110kV 3片、220kV 4片、500kV 4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（7099度）；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：110kV 2片、220kV 3片、500kV 3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 瓷瓶严重破损、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，十年以上未挖土检查；1.5.2.2 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 建筑物处在避雷针（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 记录器矢灵；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1.6.3 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.5M1.7.2 重大缺陷电缆未挂牌1.7.3 一般缺陷其他缺陷 1.8 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 瓦斯继电器漏油；1.8.2.2 螺丝松动、滑牙；1.8.2.3 接点返回不良；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； 1.9.2.4 ERTU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1.9.2.10 110千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度及以上）；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；1.11.1.7 SF6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；1.11.1.10 看不到油面；1.11.1.11 PT接地线断裂；1.11.1.12 PT保险连续熔断两次；1.11.1.13 电容式电压互感器、耦合电容器本体滴油；1.11.1.14 阻波器拉杆脱落。1.11.2 重大缺陷1.11.2.1 PT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、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 结合滤波器接地引下线完全断裂；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；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一些国产保护的打印机故障；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。1.12.3 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 容量达不到铭牌额定值的80放电容量；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；1.13.1.11 直流系统电压异常且无法恢复正常。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 蓄电池容量下降到80%额定容量以下，或不能满足开关分合闸要求；1.13.2.6 接线松；1.13.2.7 充放电流达不到额定容量，但仍能满足开关合跳闸；1.13.2.8 直流系统异常，监控模块故障；1.13.2.9 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；1.13.2.10 直流回路空开损坏，下级空开或熔丝之间不能满足选择性配合；1.13.2.11 事故照明系统的缺陷；1.13.2.12 各控制或保护回路直流电源间存在寄生回路。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；1.13.3.4 控制回路电源指示灯不亮；1.13.3.5 直流空开灭弧罩损坏；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1.14.1.1 房屋基础、构架下沉严重；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，并流落在运行设备上；1.14.1.4 开关室门窗破损不全，小动物能进入者;1.14.1.5 变电站生活水泵坏，变电站停水（三天以上）。1.14.2 重大缺陷1.14.2.1 构架严重倾斜及有裂纹，基础下沉，铁件有严重锈蚀、露筋；1.14.2.2 屋顶漏雨渗水、墙壁有裂缝，水泥剥落、钢筋外露；1.14.2.3 下水道不通，有水淹设备的可能；1.14.2.4 电缆沟有积水现象，盖板不全，进入控制室及高、低压室的电缆沟无防火材料堵砌；1.14.2.5 事故照明系统失效。1.14.3 一般缺陷1.14.3.1 脱漆生锈；1.14.3.2 门窗破损不齐全；1.14.3.3 上下水道不畅通1.14.3.4 开关场地草过高。 1.15 变电其它设备1.15.1 紧急缺陷1.15.1.1 设备接头发热烧红、变色；1.15.1.2 设备瓷件有明显裂缝；1.15.1.3 设备内部有明显的放电声或异音；1.15.1.4 设备的绝缘、温升等技术参数超过极限值；1.15.1.5 主设备与地网没有可靠连接；1.15.1.6 外绝缘有严重放电现象。1.15.2 重大缺陷1.15.2.1 设备触头及接头发热严重；1.15.2.2 电气及油预试结果超标；1.15.2.3 不能按铭牌运行且无批准手续；1.15.2.4 35kV及以上电压等级设备试验超周期且无相应的批准手续；1.15.2.5 带电设备之间或对地距离小于规程规定未采取措施；1.15.2.6 上级下达的重大反措项目在规定时间未完成；1.15.2.7 主变消防系统、户内自动消防装置故障；1.15.2.8 变压器室、电容器-电抗器组室、蓄电池室、SF6设备室通风设备失效；1.15.2.9 外绝缘爬距不满足污区要求；1.15.2.10 高、低压室、开关柜防小动物措施失效；1.15.2.11 基础下沉。1.15.3 一般缺陷1.15.3.1 设备接头温度超过同类运行设备的温度。 2 通讯、计算机、远动、消防系统2.1 通讯 2.1.1 紧急缺陷2.1.1.1 调度、变电站通信中断；2.1.1.2 通讯设备故障、全站RTU停、远动通道故障、实时数据采集系统数据不能采集、传送；2.1.1.3 对外服务、公安保卫（如营业报装、电力抢修）电话中断；2.1.1.4 重要行政电话中断；2.1.1.5 程控交换机故障；住宅电话故障，数量在30户以上者；2.1.1.6 远动信号、计算机网络信息通讯通道中断，安稳装置信号中断2.1.1.7 微机监控的两台操作员工作站、远动工作站或“五防”工作站全部故障，全站设备失去监控；2.1.1.8 系统机房电源故障，通讯电源故障，直流48V电源无输出；保护通道设备故障,造成保护无通道运行；如二套光端机全停、带保护接口的光纤设备、带保护接口的500kV载波设备故障等。2.1.2 重大缺陷2.1.2.1 由于通信故障导致非实时数据采集系统数据不能采集、传送；2.1.2.2 无人值班变电站具备远动双通道者，其中一个通道故障，但未影响远动信息；2.1.2.3 系统机房空调故障，2.1.2.4 “五防系统”后台主机失灵、电源故障、回路故障、机械闭锁故障2.1.2.5 带电显示器闭锁灯不亮，或带电指示灯有两只及以上不亮；2.1.2.6 重要信息量的遥测、遥信数据不准确，遥控失灵；2.1.2.7 微机监控的一台操作员工作站或远动工作站故障，一台可正常运行；2.1.2.8 微机监控的维护工作站（工程师站）故障；2.1.2.9 监控系统UPS电源故障；2.1.2.10 保护通道设备部分盘故障，但通道仍在运行中；2.1.2.11 站内小总机部分话路故障；2.1.2.12 非保护用光纤、微波、载波设备故障；2.1.2.13 监控系统与保护装置通讯异常2.1.3 一般缺陷2.1.3.1 电话通话质量差；2.1.3.2 具有远传功能的装置，因通信故障而不能实现远传；2.1.3.3 带电显示器闭锁灯亮，带电指示灯有一只不亮；2.1.3.4 个别遥信数据不准确或定义不确切，但不会造成重大理解错误；2.1.3.5 监控系统与某些智能仪表、装置通讯异常；2.1.3.6 保护装置、故障录波器等与监控系统对时异常；2.1.3.7 冗余配置的监控设备切换故障；2.1.3.8 保安系统工作不正常。 2.2 计算