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缺陷分类分级管理系统
附录E:
缺陷分类分级管理
根据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。
1.一般缺陷:
是指对近期安全运行影响不大的缺陷,可列入年、季检修计划或日常维护工作中去消除
2.重大缺陷:
是指缺陷比较严重,但设备仍可短期继续安全运行,该缺陷应在短期内消除,消除前应加强监视
3.紧急缺陷;是指严重程度以使设备不能继续安全运行,随时可能导致发生事故或危及人身安全的缺陷,必须尽快消除或采取必要的安全技术措施进行临时处理
根据供电系统常用电气设备运行状况中的缺陷进行整理,对缺陷现状进行分类分级管理,并制定缺陷处理计划及措施,跟踪缺陷处理进度、完成情况,对已处理缺陷及时进行关闭,规范化管理设备缺陷,参照设备缺陷分类分级实施细则。
附件1:
设备缺陷记录25
附件2:
线路缺陷记录26
1变电站设备缺陷分类分级标准
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
1.7.2.1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
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