《广西电网缺陷定标准》.doc

广西电网缺陷定标准 作者： 日期：1 个人收集整理 勿做商业用途广西电网公司 发布20059-1实施2005831发布输变电设备缺陷定级标准 Q/GXD 123。012005 Q/GXD广西电网公司企业标准目 次前言1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 总则25 缺陷定级设备划分26 变电一次设备缺陷定级26.1 电力变压器、油浸式电抗器设备 26。2 断路器的设备 46。3 隔离开关的设备 56。4 电力电容器组 66.5 互感器、耦合电容器设备66。6 母线的设备缺陷（含绝缘子） 76.7 防雷设备缺陷（避雷器、避雷针、接地网） 76.8 干式电抗器、阻波器、干式消弧线圈86。9 GIS设备 86.10 带电设备红外测温缺陷定级 96。11 外绝缘污闪及瓷瓶损坏缺陷定级 106.12 一次设备试验缺陷定级107 变电二次设备缺陷定级 127。1 继电保护及安全自动装置 127.2 故障录波及测距装置137.3 直流充电设备 137.4 蓄电池组单元 147。5 调度自动化主站系统147。6 综合自动化系统（操作员工作站、继电保护工程师站、五防工作站、远动工作站、通信控制器、网络设备）157.7 综合自动化系统测控装置单元 167。8 RTU单元 167。9 微机防误闭锁装置167。10 电气防误闭锁装置 177。11 计量电测设备 177。12 通信系统设备 187。13 变电站低压380V交流电源198 架空线路设备缺陷定级 198.1 架空线路紧急缺陷198.2 架空线路重大缺陷 208。3 架空线路一般缺陷 249 电力电缆设备缺陷定级 269。1 电力电缆紧急缺陷269.2 电力电缆重大缺陷279.3 电力电缆一般缺陷27III前 言为规范广西电网公司输变电设备缺陷等级划分,根据国家、行业和中国南方电网有限责任公司、广西电网公司有关规定，结合公司实际情况，制订本标准.本标准是为了加强广西电网公司输变电设备缺陷管理,科学合理的划分输变电设备缺陷等级，对设备缺陷进行合理的处理，指导设备运行和维护,提高设备缺陷管理水平，确保设备安全、经济运行。本标准由广西电网公司标准化委员会提出并归口.本标准起草单位：广西电网公司生技部、广西电力试验研究院有限公司、柳州供电局本标准主要起草人：韦巍、刘辉、尹立群、宁文辉、何志武、周毅波、黄东山、梁伟、莫蔚、邢建、陈炜智、龙玉忠、沈峰隆、于荣华、张晓春、覃家豪本标准主要审核人：侯玉成本标准审定人：本标准批准人:本标准由广西电网公司生技部负责解释.IV输变电设备缺陷定级标准1 范围本标准规定了输变电设备的缺陷等级的界定，进行分类定级的原则.本标准适用于广西电网公司变电一次、二次设备,35kV及以上架空输电线路，10kV及以上电缆设备的缺陷定级.2 规范性引用文件下列标准所包含的条文，通过在本标准引用而构成为标准的条文。本标准颁布时,所示版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性.Q/CSG 2 00012004 输变电设备状态评价标准Q/CSG 2 0002-2004 架空线路及电缆运行管理标准Q/CSG 1 0008-2004 继电保护及安全自动装置检验条例Q/CSG 1 00102004 变电运行管理标准Q/CSG 1 00072004 电力设备预防性试验规程DL/T 6641999 带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 7412001 架空送电线路运行规程Q/GXD 126。01-2004 电力设备交接和预防性试验规程DL/T 572-95 变压器运行规程DL/T 727-2000 互感器运行检修导则DL/T 4482000 电能计量装置技术管理规程3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准3.1 设备缺陷定级将设备各种缺陷按其严重程度进行归类，或者说对缺陷进行定级细分，缺陷按紧急、重大、一般三大类进行划分。3。2 设备缺陷设备缺陷系指在运行中(包括备用中)的输变电设备因过载或由于本身特性变化和绝缘不良、机械损伤、外界影响等因素而构成威胁安全运行的问题。设备缺陷一般是通过设备试验、外部检查、状态指示、参数监测、状态异常、功能不完善等形式发现的。3。3 缺陷分类紧急缺陷：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.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。一般缺陷:短时之内不会发展为重大缺陷、紧急缺陷,对运行虽有影响但尚能坚持运行者。4 总则4。1 本标准适用于运行的热、冷备用设备；对于备用相可按一般缺陷处理.4。2 如出现缺陷等级没有列入本标准的或界定不清的，可按其对设备运行危害程度进行处理,性质严重的经有关部门或上级部门研究确定.4.3 变电一次设备缺陷定级中还专门列出了经预防性试验、红外测温及外绝缘污闪、瓷瓶损坏所发现的设备缺陷定级标准。4。4 缺陷定级管理的一般规定a） 设备缺陷处理时间：设备紧急缺陷原则上应立即安排处理，设备重大缺陷一般要求在一周之内安排处理，设备一般缺陷在大修、小修或预试中消除，一般缺陷要求在半年内处理。因客观原因暂不具备条件处理的缺陷,应进行跟踪。b) 缺陷上报:紧急缺陷、重大缺陷应及时上报。各单位应每月对设备缺陷进行汇总和统计分析并上报广西电网公司生技部。缺陷设备应注明生产厂家、型号、出厂日期、投运日期、过去大小修和过去缺陷的处理情况等。c) 各单位生产技术管理部门是缺陷定级管理的归口部门,负责组织相关专业人员对设备缺陷按缺陷定级标准开展定级工作。5 缺陷定级设备划分本标准缺陷评定按变电一次、变电二次、架空线路、电力电缆四类设备进行划分。5.1 变电站一次设备包括:电力变压器及油浸式电抗器、断路器、隔离开关、电力电容器组、互感器及耦合电容器、干式电抗器、阻波器、干式消弧线圈、母线、防雷设备（避雷器、避雷针及接地装置）、GIS设备。5。2 变电站二次设备包括:继电保护及安全自动装置、故障录波及测距装置、直流充电设备、蓄电池组单元、调度自动化主站系统、综合自动化系统（操作员工作站、继电保护工程师站、五防工作站、远动工作站、通信控制器、网络设备）、综合自动化系统测控装置、RTU单元、微机防误闭锁装置、电气防误闭锁装置、计量电测设备、通信系统设备、变电站低压380V交流电源。5.3 架空线路包括：防护区、基础、杆塔、导线与地线、绝缘子、金具、防雷设施及接地装置、拉线、附属设施.5.4 电力电缆包括：电缆本体、附件、通道、辅助设施。6 变电一次设备缺陷定级6。1 电力变压器、油浸式电抗器设备缺陷6.1。1 紧急缺陷a） 变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声。b） 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。c） 套管有严重的破损和放电现象.d） 变压器冒烟起火。e） 压力释放器动作。f） 油压速动继电器动作。g） 油流速动继电器动作。h） 引线连接点或引线过热发红。i） 主变压器强油循环冷却器两组及以上不能正常运行。j) 冷却风扇因故障全停。k) 有载调压开关不能手动调档.l) 重瓦斯动作。m) 主变差动保护动作。n） 外壳及中性点接地失效。6。1。2 重大缺陷a) 经测试判断绕组存在严重变形的情况。b) 铁芯接地电流不合格，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展的趋势。c) 线圈或套管绝缘显著下降或局放严重超标.d) 冷却装置的电源启动回路及散热器、油泵、风扇或水泵等有严重缺陷,影响设备正常运行.e) 冷却风扇半数及以上不能正常运行。f) 冷却器电源一路消失。g) 测温装置全部损坏或失灵。h) 有载调压开关联动、极限位置的闭锁不可靠。i) 正常负载下变压器温升异常且不断升高。j) 中性点设备不能正常使用(接地开关、避雷器、CT、保护间隙）。k) 本体轻瓦斯动作。l） 主变主体严重渗漏油(10s一滴及以上）。m） 套管严重漏油(30s一滴及以上）。n） 套管油位观察不到。o） 调压分接开关操动机构失灵，位置指示错误。6.1。3 一般缺陷a） 在正常运行条件下，变压器运行温升或上层油温长期超过规定，并无法消除。b） 附件振动大。c） 设备有渗漏油现象（1 min以上一滴或虽未见滴油但油迹非常大,超过主变表面积1/10以上）d） 呼吸器变色达2/3以上。e） 有载调压开关油室内渗漏造成油位异常。f） 变压器本体上的二次电缆未放在电缆架上且未绑扎.g） 套管渗漏油10min以上一滴.h） 本体油位低于下限.i） 套管油低于1/4以下油位.j） 套管内漏。k） 呼吸器堵塞（呼吸不畅、未完全堵死).l） 消防设施配置不齐全或失效。6。2 断路器的设备缺陷6.2。1 紧急缺陷a) 分合闸线圈烧坏或机构部件损坏、卡阻导致断路器无法正常使用。b) 运行中有拒合、拒分或误分误合的现象。c) 液压机构、气动机构的操作压力超出闭锁压力值。d) 断路器本体绝缘介质严重泄漏不能保证安全运行者。e) 液压操作机构无法打压或建压 。f) 气动操作机构无法打压或建压。g) 弹簧操作机构不能自动储能.h) 液压机构高压油管渗漏油（5min内滴12滴以上）。i) 断路器本体渗漏油（10s一滴及以上）。j) 引线接头过热发红。k) 分合闸电气和机械指示（三相）不一致.l) 真空断路器灭弧室管壳破损或出现明显放电火花。m) 真空泡发红。n) 真空断路器无自闭力。o) 开关柜内绝缘支撑件损坏。p) 操作机构储能电机损坏。6.2。2 重大缺陷a) 机构指示失灵（分合指示、弹簧储能指示不到位）。b) 断路器本体渗漏油(1min一滴及以上）.c) 开关柜防误闭锁装置失灵。d) 断路器本体油位观察不到.e) 液压、气动机构打压频繁(1小时内打压一次）。f) SF6断路器气体压力超出正常范围或压力低报警.g) 开关柜内有异响。h) 封闭式开关柜内防火封堵损坏或不完善。i) 液压机构高压油管渗漏油(5-15min内滴12滴以上)。j) 液压机构低压油管渗漏油（10min内滴1-2滴以上）。k) 操动机构箱封堵不严，又未采取防止小动物进入的措施，影响安全运行者。6.2。3 一般缺陷a) 引线断股、接地锈蚀严重,引线接头螺丝松动。b) 基础下沉或露筋、轻微剥落、杆有纵向裂纹。c) 开关柜内照明不亮，观察孔看不清。d) 机构箱内加热器失灵。e) 开关柜带电指示器不正常。f) 液压机构高压油管渗漏油(15min以上出现滴油）。g) 液压机构低压油管渗漏油（10min以上有滴油）。h) 断路器本体油位低于下限.i) 断路器本体油颜色严重变色。j) 液压机构渗漏油（13小时内打压一次）。k) SF6断路器气体压力指示值接近报警值或者指针进入红色区域。6。3 隔离开关的设备缺陷6.3.1 紧急缺陷a) 操作机构失灵。b) 接地刀闸无法断开。c) 瓷件破损严重，有严重放电痕迹。d) 引线接头过热发红。e) 垂直方向操作的操作机构插锁脱落而无法保持。f) 刀闸无法分合。6。3。2 重大缺陷a） 220kV及以上接地刀闸合不上。b） 设备线夹受力而严重变形者。c） 三相不同期，触头接触不良，刀口严重吃不足或开转角度不符合运行要求，辅助触点接触不良。d) 室外隔离开关触头防雨罩损坏.e） 水平方向操作的操作机构插锁脱落.f） 操作机构防误闭锁装置失灵。g) 主刀闸电动合不到位。6。3。3 一般缺陷a) 110kV及以上接地刀闸合不上。b） 操作机构卡涩。c) 辅助开关接点接触不好、不切换.d） 主刀闸电动分不到位.6。4 电力电容器组6。4。1 紧急缺陷a） 喷油或严重漏油。b） 外部有放电痕迹，内部有放电声。c) 套管破裂、支持瓷瓶炸裂损坏。d） 放电线圈绝缘油滴漏。e） 电容器组单台电容器滴漏.f） 接线头或铝排过热发红。6。4。2 重大缺陷a） 电容器组本体漏油(10s一滴及以上)。b） 测温装置损坏或指示不准。c) 油位观察不到.d） 放电线圈渗油。e） 接地扁铁锈蚀严重。f） 电容器响声异常.g） 电容器电流、速断、零差保护动作跳闸。h） 电容器组鼓肚。6。4。3 一般缺陷a) 电容器组本体漏油（1h以上1-2滴).b) 遮栏不符合规定.c) 油位低于下限。6。5 互感器、耦合电容器设备缺陷6.5。1 紧急缺陷a) 内、外部有严重响声、异味、冒烟或着火.b） 套管严重裂纹、破损或有放电痕迹.c） 电压互感器高压熔断路器连续熔断2-3次。d) 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。e) 引线接头过热发红。f） 膨胀器永久性变形或漏油。g) 压力释放装置(防爆片）已冲破。h） 电流互感器末屏开路，二次开路;电压互感器接地端子N（X)开路,二次短路，不能消除时.i） 树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电。j) SF6互感器气体严重漏气、压力表指示为零。k) SF6气体分析显示内部明显存在有放电性故障。l) 本体渗漏油（10s一滴及以上）。6。5。2 重大缺陷a） 一、二次接线接头螺栓松动。b) 油位异常.c) 本体渗漏油（15min以内1-2滴）。d) SF6互感器气体压力偏低报警.e) 套管油位低于下限或小于全部油位的1/4。f) 端子箱封堵不严，又未采取防止小动物进入的措施.6.5。3 一般缺陷a） 外壳接地不良。b) 相色及标志编号名称不齐全.c） 基础下沉或露筋、剥落.6。6 母线的设备缺陷(含绝缘子)6.6.1 紧急缺陷a） 接头过热发红，导线（包括站内设备之间引线）断股3根及以上.b) 悬式绝缘子中零值或破损瓷瓶数量大于表7要求(见输电线路缺陷定级)。c) 有悬挂物和杂物危及设备和人身安全。6。6。2 重大缺陷a） 悬挂物和杂物.b) 悬式绝缘子中有零值或破损瓷瓶。c) 复合绝缘子重大缺陷见输电线路缺陷定级8.2。5.d) 接头螺丝松动或发热。e） 导线（包括站内设备之间引线）断股2根及以上。6。6.3 一般缺陷a) 导线（包括站内设备之间引线)散股。b） 振动过大。6.7 防雷设备缺陷（避雷器、避雷针、接地网）6.7.1 紧急缺陷a) 避雷针严重倾斜，有倾倒的危险.b) 接地引下线断裂未与接地网牢靠连接。6。7。2 重大缺陷a) 泄漏电流监侧仪失效。b) 普阀、磁吹型避雷器三相泄漏电流相间差值达1倍以上或与上次数据比较增加50时。c） 避雷针引下线截面不合格.d) 避雷针歪斜、锈蚀较严重。e) 接地引下线已不能满足短路容量的要求。6.7。3 一般缺陷a） 放电计数器安装不齐全（110kV及以上电压等级）。b) 接地网、接地引下线、避雷针锈蚀。c) 避雷器放电计数器失效。6.8 干式电抗器、阻波器、干式消弧线圈6.8。1 紧急缺陷a) 外绝缘表面严重开裂、脱落.b） 设备绕组或导线严重受损,会引起断线情况。6。8.2 重大缺陷a) 设备基础有明显下沉、剥落和露筋现象；构架出现变形、已影响设备长期运行。b) 受潮严重、有异常振动或响声.c) 阻波器内部的电容器和避雷器损坏。6.8.3 一般缺陷a) 设备油漆有脱落。b) 外绝缘表面有锈蚀现象. 6.9 GIS设备6。9.1 紧急缺陷a) 运行中的GIS发现有异常响声,并用GIS局部放电超声定位系统发现有异常放电图谱。b) GIS中SF6气体中SO2等分解物超标，SF6气体分析显示内部明显存在有放电性故障。c) SF6断路器气体压力低报警、闭锁。d) GIS中主刀闸操作机构失灵。e) GIS中接地刀闸无法断开。f) GIS中主刀闸无法分合。g) GIS套管严重裂纹、破损或有放电痕迹。h) 液压机构的油压达到闭锁值.6.9.2 重大缺陷a) GIS运行中有异常响声。b） 局部放电测试发现有明显放电信号。c) GIS设备气室气体压力超出正常范围.d) 操动机构卡涩.e) 运行中有拒合、拒分或误合、误分的现象。f) 液压机构油泵启动次数超过制造厂规定值；g) 气动机构及压缩空气系统严重漏气,气泵启动频繁。h） GIS设备中断路器或隔离开关及其防误闭锁的辅助接点状态不良。i) GIS穿墙套管油位观察不到。6。9。3 一般缺陷a) 设备基础，构架有轻微变形、下沉和剥落、露筋现象。b） GIS套管油位低于下限.6.10 带电设备红外测温缺陷定级带电设备红外诊断方法和判断依据参考DL/T6641999带电设备红外诊断技术应用导则，通过相对温差值对设备缺陷定级可参照下表。部分电流致热型设备的相对温差判据设备类型相对温差值一般缺陷重大缺陷视同紧急缺陷SF6断路器208095真空断路器208095充油套管208095高压开关柜358095空气断路器508095隔离开关358095其他导流设备358095注1:对电流致热型设备，若发现设备的导流部分热态异常,应进行准确测温,算出相对温差值，按上表的规定判断设备缺陷的性质.注2：当发热点的温升小于10K时，不宜按上表的规定确定设备缺陷的性质。对于负荷率小、温升小但相对温差大的设备，如果有条件改变负荷率,可增大负荷电流后进行复测，以确定设备性质。当无法进行此类复测时，可暂定为一般缺陷，并注意监视。注3:在同一电气回路中,当三相电流对称和三相（或两相)设备相同时,比较三相（或两相)电流致热型设备对应部位的温升值，可判断设备是否正常。若三相设备同时出现异常,可与同回路的同类设备比较.当三相负荷电流不对称时，应考虑负荷电流的影响.注4:对于型号规格相同的电流致热型设备，可根据其对应点温升值差异来判断设备是否正常。电压致热型设备的缺陷宜用允许温升或同类允许温差的判断依据确定。一般情况下，当同类温差超过允许温升值的30%时，应定为重大缺陷。当三相电压不对称时应考虑工作电压的影响。注5：相对温差为两个对应测点之间的温差与其中较热点的温升之比的百分数。温升为用同一检测仪器相继测得的被测物表面温度和环境温度参照体表面温度之差。6。11 外绝缘污秽及瓷瓶损坏缺陷定级6.11。1 紧急缺陷a) 瓷瓶断裂深度超过1/2。b) 瓷质部分纵向裂纹达到总长度20.c） 因污秽外绝缘上形成细火花状线条或者树枝状放电现象，电弧长度达到110kV短接2片，220kV短接3片，550kV短接3片。6.11.2 重大缺陷a） 表面瓷裙（含复合绝缘）损坏大于10cm2.b） 瓷瓶断裂深度接近1/2.c） 瓷质部分纵向裂纹接近总长度20%。d） 因污秽外绝缘上形成细火花状线条或者树枝状放电现象，电弧长度达到110kV短接1片, 220kV短接2片，550kV短接2片.e） 污秽地区设备的外绝缘爬距不能满足要求，又没有采取有效措施，不能保证安全运行。f） 复合绝缘外套表面缺陷面积超过5mm2，深度大于1mm，凸起高度超过0。8mm,黏结缝凸起超过1。2mm,总缺陷面积超过复合外套总表面积的0.2。 6。11.3 一般缺陷a) 表面瓷裙损坏小于10cm2但大于1cm2。b) 电晕严重，未形成重大缺陷放电现象，但电晕现象明显大于周围其他绝缘的电晕现象。c） 复合绝缘外套表面有老化、缺胶、杂质、凸起等现象,但缺陷面积不超过5 mm2，深度不大于1mm，凸起高度不超过0.8mm，黏结缝凸起不超过1.2mm，总缺陷面积不超过复合外套总表面积的0。2% 。6。12 一次设备试验缺陷定级一次设备试验标准以广西电网公司Q/GXD 126.01-2004电力设备交接和预防性试验规程为准，通过试验得出符合以下缺陷等级的试验项目应综合其它试验数据比较分析，最终确定缺陷设备的状态。6。12.1 紧急缺陷 试验项目测试数值明显反映设备存在严重缺陷,而未列入以下定级标准的可按紧急缺陷处理，如测量绝缘电阻发现电阻很低或为零、元件断开不导通等。6。12.1.1 变压器及油浸电抗器类a） 套管油色谱分析发现含有乙炔时(220-500kV：1L/L，110kV及以下：2L/L）。6。12.1。2 电流互感器a） 电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过5%时.b） 油色谱分析发现含有乙炔时（220-500kV：1L/L；110kV及以下：2L/L)。6。12.1.3 避雷器a) 运行电压下的交流泄漏电流测量值与初始值比较,有明显变化，且阻性电流增加1倍时.6.12。2 重大缺陷其它未列入重大缺陷的试验项目，如试验数据严重不合格致使缺陷进一步加重，严重影响设备安全运行的,预试周期超过二个月、预试项目不齐全等可视为重大缺陷。6。12。2。1 变压器及油浸电抗器类a） 绕组直流电阻不合格。b） 套管介损不合格。c） 绝缘油水分含量超标。d） 绝缘油击穿电压不合格。e） 色谱分析数据显示内部存在有高能量局部放电、700以上的高温过热故障.6。12。2.2 断路器a） 绝缘油水分含量严重超标.b） 绝缘油击穿电压不合格.c） SF6水分含量严重超标或超标跟踪监测增长较快。6.12.2。3 电力电容器组a） 电容值偏差超过额定值的5%10%范围。b） 极对壳绝缘电阻不合格。6.12。2.4 互感器、耦合电容器a） 绝缘油水分含量严重超标。b） SF6气体水份含量严重超标.c） 绝缘油击穿电压不合格。d） 色谱分析数据显示内部存在有高能量局部放电、700以上的高温过热故障。e） 电流互感器当tg值与出厂值或上一次试验值比较有明显增长时，当tg随温度明显变化，或试验电压由10kV到Um/，tg增量超过0.3时。f） 耦合电容器和电容式电压互感器的电容分压器tg达到或超过标准限值。6。12.2。5 避雷器a） 普阀、磁吹型避雷器在运行电压下的泄漏电流相间差值达1倍以上或与上次数据比较增加50时。b) 金属氧化物避雷器运行电压下的交流泄漏电流与初始值比较有明显变化，当阻性电流增加超过50%时。c) 金属氧化物避雷器直流1mA电压(U1mA)及0。75U1mA下的泄漏电流大大超过规定要求。6.12.3 一般缺陷试验中发现设备存在缺陷，但短时之内不会发展为重大缺陷、紧急缺陷,且能满足设备长期运行的可按一般缺陷处理。以下给出主要设备的主要试验项目一般缺陷定级标准.6.12.3.1 变压器及油浸电抗器类a） 电气试验数据接近规程要求或与上次试验数据变化较大。b） 绝缘油试验数据接近注意值或有明显的上升趋势。c） 色谱分析数据显示内部存在有低能量局部放电、150700温度范围内过热故障。6.12。3。2 断路器a） 绝缘油水分含量达到标准限值。b） SF6水分含量达到标准限值。6.12。3。3 互感器、耦合电容器a） 色谱分析数据显示设备内部存在有低能量密度的局部放电、150以下的热故障.b） 绝缘油水分含量达到标准限值。c） SF6水分含量达到标准限值。6.12.3.4 避雷器 a） 底座绝缘不合格但不为零。7 变电二次设备缺陷定级7。1 继电保护及安全自动装置7.1.1 紧急缺陷a) 装置元器件、插件损坏或软件存在严重缺陷，装置退出运行。b) 控制回路断线、直流电源消失、PT断线等二次回路故障。c) 电流二次回路接线开路，电压二次回路接线短路。d) 运行过程中装置定值自行改变。e) 线路纵联保护通道运行不正常、纵联保护不能正常投入运行。7。1。2 重大缺陷a) 装置各元器件、插件、端子、压板编号/名称、二次回路编号等标示错误，与现 场实际不符.b) 自动重合闸不能正常投运。c) 二次回路绝缘不满足运行要求。d) 继电保护及安全自动装置检验周期超过二个月。7。1。3 一般缺陷a) 装置积尘严重，现场封堵不符合要求.b) 装置各元器件、插件、端子、压板编号/名称、二次回路编号、电缆牌等标示不规范,模糊不清.c) 对于微机型保护装置，存在以下缺陷：人机对话面板显示不正常、按键操作卡涩不灵活、打印机打印功能不正常、色带模糊。d) 静态型及微机型装置运行年限超过10年。e) 对主变压器、高压并联电抗器非电量保护装置，存在以下缺陷：本体各非电量设备（气体继电器、压力释放装置、温度表等）的防水、防潮及防小动物措施不完善；各非电量设备没有按照规定的期限校验，不在使用有效期内.f) 设备端子锈蚀。g) 保护动作信号异常。7.2 故障录波及测距装置7。2.1 紧急缺陷a) 电流二次回路接线开路，电压二次回路接线短路.7。2.2 重大缺陷a) 装置录波功能不正常，装置元器件、插件损坏或软件存在严重缺陷，装置被迫退出运行。b) 装置经常死机无法读取数据。7.2.3 一般缺陷a) 装置运行年限超过10年。b) 装置各元器件、插件、端子、压板编号/名称、二次回路编号等标示不清晰。c) 装置积尘较多，现场封堵不符合要求。d) 装置存在告警信号.e) 装置打印功能不正常。f) 装置显示不正常.g) GPS时钟不准确。h) 装置远传功能故障。i) 装置启动无信号。7。3 直流充电设备缺陷7。3.1 紧急缺陷a) 直流电源消失。b) 全站直流系统永久性接地。c) 全站交流充电电源消失。7.3.2 重大缺陷a) 高频开关充电模块损坏。b) 直流调压硅链损坏.c) 控制器运行异常，不能进行充电模式的切换.（浮充、均充等充电模式）。d) 监控器功能不正常，不能监视高频开关电源和直流系统故障。e) 三相输入不平衡,存在缺相告警。7。3。3 一般缺陷a) 直流调压硅链不能进行手动/自动切换。b) 装置各元器件、模块、端子、二次回路编号等标示不清晰。c) 工频隔离变压器运行噪声异常。d) 表计显示不正确。e) 充电装置声光报警功能异常，不能准确发出声光报警信号.f) 装置积尘较多，现场封堵不符合要求。g) 装置运行年限超过10年.h) 直流熔断器标识不清。7.4 蓄电池组单元7。4。1 紧急缺陷a) 运行中蓄电池发生爆炸或爆裂.b) 蓄电池组漏液严重.c) 蓄电池极板严重弯曲变形、断裂、短路过热。7。4.2 重大缺陷a） 蓄电池容量核对性试验结果不满足DL/T 7242000标准要求：即三次充放电后电池组容量 均达不到额定容量的80，不能满足断路器合闸要求。b) 引线连接条断裂。c) 蓄电池组的电池极板弯曲、龟裂或肿胀。d） 蓄电池组电解液温度超过35。e) 阀控密封铅酸蓄电池壳体及极柱接头温度超过35。7。4.3 一般缺陷a) 防酸隔爆铅酸蓄电池组、镍镉蓄电池组运行年限超过8年。b) 阀控密封铅酸蓄电池组运行年限超过10年.c) 蓄电池室散热通风设备不良。d) 蓄电池达不到80%额定容量，但仍能满足断路器合闸要求。e) 蓄电池接线接头轻微生盐。f) 蓄电池接线螺栓锈蚀严重。g) 蓄电池组各电池编号模糊不清或没有编号，外壳积尘较多、脏污。h) 蓄电池组各电池之间连接片连接不靠、有松动、有腐蚀现象。i) 对防酸隔爆铅酸蓄电池组:每只蓄电池液面高度、比重不在合格范围内，存在漏液现象;单只或整组蓄电池电压不符合运行要求；电池极板表面存在“硫化”.j) 对镍镉蓄电池组:蓄电池存在“爬碱”;每只蓄电池液面高度、比重不在合格范围内,存在漏液现象；单只及整组蓄电池电压不符合运行要求。k) 对阀控密封铅酸蓄电池组：没有按期进行核对性放电试验，单只及整组蓄电池电压不符合运行要求。7.5 调度自动化主站系统7。5.1 紧急缺陷:a) 历史服务器数据库、存盘等进程异常退出。b） SCADA 服务器守护进程失效，导致变电站实时采集数据失效。c） 调度员、集控工作站工况异常,直接影响值班监控。d） 交换机、单台服务器设备故障退出。e） 非厂站原因的无人值班站远动退出。f) UPS电源输出交流电源消失.7。5.2 重大缺陷a） 报表服务器数据显示不正常.b) 双网通信工况异常。c) 单台交换机、集线器工况异常,但暂时不影响数据采集。d) 数据库、参数表记录错误或遗漏。e） UPS双路市电同时失电，系统后备电源使用超过1小时。7.5。3 一般缺陷a) 通道板、切换板故障不能正常通信。b） 备用远动通道故障。c） 设备清洁积尘较多，现场封堵不符合要求。7。6 综合自动化系统（操作员工作站、继电保护工程师站、五防工作站、远动工作站、通信控制器、网络设备）7。6。1 紧急缺陷a) 系统由于某种原因损坏,无法实现遥测、遥信、遥控、遥调等功能。b) 某种原因造成110kV及以上变电站的数据通讯不能正常通讯。c) 服务器、数据库损坏或服务器存在死机现象，导致综合自动化系统无法正常运行。7.6.2 重大缺陷a) 系统运行不稳定，“遥测、遥信、遥控、遥调”功能不正常。b) 遥测变送器准确度误差不满足设计要求。c) 监控系统显示器、操作键盘等外设损坏。d) UPS电源工作不正常，容量不满足自动化系统的要求。e) 外接信号线、电源等没有配备防雷装置,或防雷装置损坏，接地不符合防雷规范。f) 计算机网络设备功能失效，不能起动。g) 病毒导致计算机设备运行不正常。7.6。3 一般缺陷a) 现场没有遥测、遥信、遥控、遥调量配置表或配置表与现场实际不相符。b) 工作站运行情况不稳定,存在死机现象.c) 系统显示器、打印机、操作键盘等外设工作不正常。d) 系统