云南电网公司输变电设备缺陷管理标准.docx

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2007-09-01实施
云南电网公司 发布
2007-09-01发布
输变电设备缺陷管理标准
（试行）

QB/YW206-11-2007
QB/YW
云南电网公司企业标准

目 次
前言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 职责 1
5 内容与方法 3
5.1 设备缺陷的分类原则 3
5.2 设备缺陷的处理时限 3
5.3 设备缺陷的管理流程 3
6 检查与考核 3
7 附录 4
7.1 附录A（资料性附录）缺陷分类参考 4
7.2 附录B（规范性附录）云南电网公司设备缺陷管理流程图 4
7.3 附录C（规范性附录）云南电网公司设备缺陷处理流程图 4

前 言
本规定按照现行国家标准、行业标准及相关技术规范、规定，并考虑云南电网现行设备的实际运行要求，在原云南电网公司《云南电网公司输变电设备缺陷管理规定（试行）》（云电生〔2004〕7号）基础上修订而成。本标准发布实施后，原公司的《云南电网公司输变电设备缺陷管理规定（试行）》（云电生〔2004〕7号）予以废止。

本标准由云南电网公司生产技术部提出并归口。
本标准起草部门：云南电网公司生产技术部。
本标准主要起草人：黄星、龚闯、姜虹云、陈 鹏。
本标准主要审核人：赵建宁、薛武、周海、魏杰
本标准由廖泽龙批准。
本标准由云南电网公司生产技术部负责解释。

输变电设备缺陷管理标准
1　 范围
为加强输变电设备的缺陷管理，提高设备健康水平，确保电网安全、经济、优质运行，根据中国南方电网有限责任公司（以下简称南方电网公司）的有关缺陷管理的标准、规程和规定，制定本规定。
加强设备缺陷管理的目的，在于及时发现并有计划地处理设备缺陷；通过对设备运行情况的统计分析，引导基建、技改的设备选型；制定反事故措施和大修改造计划；提高设备缺陷的处理水平。
设备缺陷管理坚持“控制源头、及时发现、及时消除”的指导思想。
各单位应建立健全设备缺陷信息管理系统，强化监督考核、统计分析的功能，提高设备缺陷的处理效率。
各单位应充分利用先进技术和设备，及时发现和处理缺陷。
本规定适用于云南电网公司（以下简称电网公司）所属各单位，其他单位参照执行。
2　 规范性引用文件
无
3　 术语和定义
3.1　 设备缺陷：是指使用中的设备、设施发生异常或存在的隐患。
这些异常或隐患将影响：
a)人身、电网和设备安全
b)电网和设备的可靠、经济运行
c)设备出力或寿命
d)电能质量
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。
4　 职责
设备缺陷管理体系及职责分工
设备缺陷管理实行电网公司、供电单位、运行及检修部门（分局）、班组（变电站）四级管理。
4.1　 电网公司管理职责
4.1.1　 生产技术部是设备缺陷归口管理部门，其职责为：
a）贯彻执行南方电网公司设备缺陷管理的相关规定；
b）督促执行设备缺陷管理制度；
c）对各单位上报的紧急、重大缺陷提出处理意见，指导、协调、督促紧急、重大缺陷的处理；
d）指导、协调各级部门设备缺陷管理的信息传递、整理分析、反馈、统计、评价和考核工作；
e）组织各有关单位、部门，收集、统计、分析各供电单位上报的缺陷材料，提出处理意见。
f）定期或不定期出版所管辖单位所发生的典型缺陷或故障及处理情况通报，进行经验交流。
4.1.2　 云南电力调度中心（以下简称调度中心）职责：
a）接到属省调管辖的设备缺陷汇报后，按照调度管理规程进行处理并做好记录；
b）对紧急缺陷，影响云南电网主网正常运行方式的，根据电网动态情况及时进行调整，按《云南电网调度管理规程》进行指挥、协调、操作；
c）督促相关单位对设备缺陷的处理，并按《云南电网调度管理规程》中有关设备检修管理的规定办理相关手续；
d）对属所管辖的设备缺陷处理方案提出意见或建议；
e）按有关重大事件汇报制度汇报设备缺陷。
4.2　 云南电力试验研究院（集团）有限公司（以下简称试验研究院）职责
4.2.1　 在电网公司生技部组织下，收集、统计、分析各供电单位上报的缺陷材料，提出考核意见和运行管理建议；
4.2.2　 按照电网公司生技部的要求，参与各类缺陷的处理或提出处理意见；
4.2.3　 对预防和消除缺陷的新方法和新技术进行试验研究。
4.3　 供电单位管理职责
供电单位是输变电设备的运行管理者和责任者，负责输变电设备的检修、运行及维护管理。
4.3.1　 供电单位的生技部门是本单位设备缺陷的归口管理部门，其职责为：
a）组织协调设备缺陷的全过程管理，督促责任部门及时消除设备缺陷；
b）协调解决消缺工作中的有关技术问题，审核责任部门上报的消缺技术措施；
c）组织重要设备消缺工作的验收；
d）负责设备缺陷管理的信息传递、整理、分析、反馈、统计、评价和考核工作；
e）负责审定技术复杂、费用较大的缺陷处理方案。
4.3.2　 调度部门的职责:
a）根据缺陷的实际情况，及时采取有效措施，将缺陷对系统的影响控制在最小范围；
b）根据运行部门的意见，结合缺陷类别，安排相应的运行方式，为处理缺陷提供必要的条件；
c）根据缺陷类别及缺陷设备的管辖范围，及时汇报上一级调度部门及本单位相关领导和部门。
4.3.3　 运行、检修部门的职责
a）运行部门的职责
1)记录设备缺陷内容；
2)及时汇报、分析、分类、汇总设备缺陷；
3)根据设备缺陷，提出反事故措施或处理意见，组织运行班组对尚不能立即消除的缺陷进行有效的监督；
4)督促检修部门及时消缺，组织或参与消缺后的验收工作。
b）检修部门的职责
1)及时组织消缺并按期完成；
2)对重大、一般缺陷应提出消缺计划或临时检修计划，组织实施并保证质量；
3)对暂不能立即消除的缺陷，应采取补救措施并通知运行部门在运行中加强跟踪监控；
4.3.4　 运行班组（站）、检修班组的职责
a）运行班组（站）的职责
1)对发生的设备缺陷做出判断，并按现场运行规程进行处理；

2发现缺陷应作好记录，并及时报告运行部门领导和值班调度人员；
3)对不能及时消除的缺陷设备须加强监控；
4)对设备缺陷处理的结果进行验收，确认设备缺陷已被消除。
b）检修班组的职责
1)按计划实施消缺工作并保证消缺质量；
2)将在检修（试验）工作中发现的缺陷及消除情况报告运行部门和本部门领导，并记入设备档案；
3)参加设备消缺的验收工作；
5　 内容与方法
5.1　 设备缺陷的分类原则
5.1.1　 设备缺陷按照其严重程度分为紧急、重大、一般。
a)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。
b)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。
c)一般缺陷。短时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。
5.1.2　 设备缺陷的定性还应综合考虑系统、设备及负荷的性质、情况，也应考虑气候等因素。
5.1.3　 为明确设备缺陷性质，减少设备缺陷定性的不统一现象，在本规定的附录中，列举了各主要设备的一些常见缺陷，以供运行部门在缺陷定性时使用。
5.2　 设备缺陷的处理时限
5.2.1　 紧急缺陷
a）消除时间或立即采取措施以限制其继续发展的时间不超过24小时。
5.2.2　 重大缺陷
a）消除时间原则上不超过7天。
b）但由于电网运行方式或其他特殊情况的限制，无法及时处理的缺陷，经本单位技术主管领导同意及各级调度部门批准后，可适当延长处理时限。在此期间，必须安排缺陷的跟踪、试验、检查或采取措施，以免发展成为紧急缺陷。
5.2.3　 一般缺陷
a）属下列情况之一的一般缺陷，应列入下一个季度的生产计划予以消除：
1)不需要停电处理；
2)可带电作业处理；
3)经调整运行方式，使缺陷设备停电但不影响正常供电。
b）必须停电处理的一般缺陷，应在发现缺陷后的第一次停电时消除。
5.2.4　 设备缺陷处理流程详见附录B。
5.3　 设备缺陷的管理流程
5.3.1　 输变电设备缺陷的处理工作在各运行单位内部闭环完成。
5.3.2　 设备缺陷的管理流程应包括缺陷的发现、报告、受理分析、处理、验收、反馈6个环节，一般流程如附图所示。
5.3.3　 各运行单位可根据第5.3.1条和第5.3.2条规定的原则，结合实际情况，参照附录A，制定本单位的“设备缺陷管理流程”，同时明确规定各部门、人员在设备缺陷管理流程中的职责分工。
5.3.4　 紧急缺陷经处理后，虽未能彻底消除，但性质减轻，情况缓和，可根据实际情况，降为重大或一般缺陷。
5.3.5　 重大缺陷经处理后，虽未能彻底消除，但性质减轻，情况缓和，可降为一般缺陷。
5.3.6　 对220kV及以上电压等级设备的紧急缺陷，各单位在按本单位流程处理的同时，应及时汇报调度中心，调度中心最迟在第二个工作日通报电网公司生产技术部。
5.3.7　 设备缺陷消除后，验收单位应对处理的结果进行认真验收，确认缺陷已被消除。若还有因客观原因尚未完全消除的缺陷，应重新纳入缺陷管理程序。
5.3.8　 缺陷经处理、验收后的二个工作日内，应将相应的文档归档，以完成缺陷处理程序的闭环管理。
5.3.9　 缺陷处理流程应逐级监督，发现任何环节在处理时限上有超期现象，应立即指正，并要求其说明原因。
6　 检查与考核
缺陷的统计、上报、汇总与考核
6.1　 统计
6.1.1　 运行、检修班组每月底汇总设备缺陷记录，统计当月的紧急、重大、一般缺陷的发现日期、缺陷内容。统计紧急、重大、一般缺陷的消缺率。
6.1.2　 运行、检修部门每月初统计上月的紧急、重大、一般缺陷的发现日期及缺陷内容，统计紧急、重大、一般缺陷的消缺率和消缺及时率，上报本单位生技部。
6.1.3　 消缺率（%）=（消缺总条数/统计期内缺陷存在、发现总条数）*100%
6.1.4　 消缺及时率（%）=（按时完成消缺项数/应消缺总项数）*100%
6.2　 分析
6.2.1　 对缺陷进行分析时，应注意以下几个方面：频发性缺陷产生的原因、相同缺陷重复发生的原因、本期缺陷的特点等。
6.2.2　 对设备缺陷应加强成本（人工及材料等）的分析与控制。
6.3　 上报
6.3.1　 每1月、4月、7月、10月的25日前，汇总上一季度的缺陷情况和相应的处理措施，以电子或纸质文档的形式上报电网公司生产技术部、调度中心和试验研究院。
6.3.2　 调度中心和试验研究院应根据各单位的材料进行汇总分析，提出考核意见和建议，当月底前上报电网公司生产技术部，由电网公司生产技术部编制季报予以公布。
6.4　 考核
6.4.1　 设备缺陷管理的考核按经济责任制进行，供电单位生技部负责缺陷管理的考核与评价，内容包括：
a)消缺率
1)紧急缺陷：100%
2)重大缺陷：≥90%
3)一般缺陷：≥80%
4)综合消缺率：≥85%
b)消缺及时率
1)紧急缺陷：100%
2)重大缺陷：≥85%
3)一般缺陷：≥70%
7　 附录
7.1　 附录A（资料性附录）缺陷分类参考
7.2　 附录B（规范性附录）云南电网公司设备缺陷管理流程图
7.3　 附录C（规范性附录）云南电网公司设备缺陷处理流程图

附 录 A
（资料性附录）
缺陷分类参考

表1 变电一次设备
设 备
紧急缺陷
重大缺陷
一般缺陷
变电部分
1. 设备瓷件有明显裂缝
2. 设备内部有明显的放电声或异常声响。
3. 主设备与地网连接线断裂。
4. 外绝缘有严重放电现象。
5. 设备接头发热严重、变红、变色。
1. 35kV及以上电压等级设备试验超周期且无相应的批准手续。
2. 高、低压室、开关柜防小动物措施失效。
3. 基础下沉
4. 设备接头发热。
1. 设备接头温度超过同类运行设备的温度。

主变压器
（消弧线圈、接地变、站用变、电抗器参照执行）
1. 绝缘油色谱试验重要指标超标。
2. 油中烃类、氢气产气速率超过10%/月。
3. 电气预防性试验主要项目不合格。
4. 套管破损、裂纹，并有严重放电声。
5. 测温装置全部损坏或失灵。
6. 主变压器强油循环冷却器全停。
7. 油浸变压器油位异常。
8. 有载调压开关动作异常，极限位置不能闭锁。
9. 内部有异常响声
10. 铁芯接地电流超过规定，串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展趋势。
11. 铁芯或外壳接地不良。
12. 压力释放器动作。
13. 变压器本体大量漏油。
14. 110kV以上套管渗油严重造成油位过低。
15. 主变油箱进水。
16. 潜油泵损坏，金属物可能进入油箱

1. 引线桩头螺丝松动连接处发热。
2. 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。
3. 温度指示不准确，超温信号异常（失灵）。
4. 基础下沉。
5. 冷却设备不全，尚不影响出力。
6. 油位指示与温度监视线不对应。
7. 达不到铭牌或上级批准的出力，温升及上层油温超过容许的数值
8. 本体漏油（五分钟内有油珠垂滴）。
9. 铁芯多点接地致使接地电流超标。
10. 三卷变压器有一侧开路运行时未采取过电压保护措施。
11. 变压器绕组严重变形
12. 变压器局部放电严重超标。
13. 呼吸器内的矽胶变色2/3以上。
14. 主变压器自然循环风冷却器部分失灵而影响出力者。
15. 主变压器强油循环冷却器一半以上故障停用。
16. 气体继电器轻瓦期保护动作。
1. 变压器渗油。
2. 附件震动大.
3. 引线或接线桩头有严重电晕。
4. 预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。
5. 变压器绕组轻微变形。
高压断路器
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。
2. 机械指示失灵。
断路器操作机构卡涩，运行中有拒合、拒分或误分误合的现象。
3. 储能元件损坏，液（气）压机构的压力超过闭锁限额值。
4. 油断路器严重漏油。
5. 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。
6. 液（气）压机构液（气）泵频繁启动，打压时间间隔小于10分钟，连续5次及以上者。
7. 操动机构箱封堵不严，又未采取防止小动物及防水的措施，威胁安全运行者。
8. 断路器辅助接点、液（气）压闭锁接点失灵。
9. 开关动作中发生三相不一致（包括分合闸电气和机械指示）。
10. 运行中开关红、绿灯不亮。
11. 真空开关的真空泡有裂纹或者漏气。
12. 真空开关的真空泡失去光泽、发红。
13. SF6开关气体泄漏至报警值。
14. 断路器内部有异响。
1. 基础下沉或露筋、杆塔外皮剥落或有纵向裂纹。
2. 断路器本体或机构渗油较严重，5分钟内有油珠垂滴，需经常加油。
3. 液（气）压机构油泵启动次数超过制造厂规定值，启动间隔时间小于4小时。
4. 断路器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。
5. 操作次数、故障跳闸次数已超过规定，未进行检修。
6. 油断路器故障跳闸已超过规定次数且大修超周期6个月。
7. 操作机构箱密封不严，不能有效防潮、防尘，也未采取防止小动物进入的措施。
8. 3年及以上未对运行地点的短路电流进行核算。
9. 达不到“五防”要求或“五防”功能失灵。
10. 外绝缘爬距不能满足运行环境的要求。
11. 断路器油位超过上限或低至下限
1. 油断路器渗油、断路器表面脱漆或有锈蚀。
2. 引线或接线桩头有严重电晕。
3. 机构箱内加热器失灵。
4. 预试数据合格，但与历史数据比较有明显变化。
5. 动作记数器失灵。
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。
7. 开关柜内母线间无有效的隔离措施。

隔离开关
1. 操作机构失灵。
2. 机械闭锁失灵
3. 瓷件破损严重，有严重放电痕迹。
4. 设备桩头受力严重导致变形者。
5. 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。
6. 刀闸触头铸件部分有裂纹。
7. 操作机构缺锁或插销脱落。
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。
2. 刀闸操作不灵活，三相同期及转动角度不符合要求，辅助接点接触不良。
3. 瓷裙损伤在2cm2以上。
4. 室外隔离开关触头防雨罩损坏。
5. 隔离开关操作机构箱密封不好，有漏水情况。
6. 接地刀闸分合闸不到位。
7. 接地刀闸与接地点间的连线断股或锈蚀严重。
8. 刀闸未安装防止误操作闭锁装置。
9. 电气操作机构失灵
1. 瓷瓶、刀口脏污。
2. 操作机构卡涩。
3.瓷裙损伤在2cm2以下。
3. 引线螺栓及其它金属部位有严重电晕。
4. 闸刀、连杆、底架锈蚀。
互感器类
（含耦合电容器及电容式电压互感器）
1. 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。
2. 漏油严重或油位异常。
3. SF6互感器气体压力低至报警值，或压力突然升高。
4 电气预防性试验主要项目不合格。
5. 运行中有异常响声。
6. 套管破损或有放电痕迹。
7. 电容式电压互感器电容器部分滴油。
1. 引线桩头过热。
2. 瓷套有轻微破损，但不会进水受潮。
3. 有渗油或漏气现象。
4. 压力或油位指示与温度监视线不对应。
5. 基础下沉或露筋、剥落。
6. 端子箱封堵不严，又未采取防止小动物进入和防水措施。

1. 设备表面锈蚀严重。
接地不良。
母线
(包括设备引流线）
1. 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。
2. 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。
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. 绝缘子均压环脱落。
2. 导线或设备上有悬挂物或异物。
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 2片、220kV 3片、500kV 3片
4. 接头螺丝松动、发热。
5. 绝缘子附件、金具、避雷线等锈蚀严重。
6. 杆、塔等设备基础受外力威胁，基座泥土长期被水浸泡或受流水冲刷等。
7. 支持瓷瓶瓷件破损2cm2以上。
8. 杆塔等设备基础受外力破坏，损坏严重，出现不稳定现象或已严重倾斜。（单独列出基础类）
1. 防震锤外移。
2. 铁塔缺少个别材料（如螺栓、螺帽、脚钉等）。
3. 个别金具锈蚀或缺少螺栓、开口销等。（线路类）
4. 绝缘子串中有一片零值、低值、破损或自爆瓷瓶。
5. 支持瓷瓶瓷件破损2cm2以下。
6. 绝缘子盐密超标或爬距不满足要求。
防过电压设备
1. 避雷器预防性试验主要项目不合格。
2. 避雷器在线监测仪的泄漏电流数值异常。
3. 运行中避雷器有异常响声、瓷瓶破损或有放电痕迹。
4. 接地引下线严重断裂，或未与接地网连接。
1. 避雷器的计数器损坏。
2. 避雷器底座的绝缘支柱有裂缝，但不影响泄漏电流数值。
3. 避雷针歪斜过度，锈蚀严重。
5. 接地引下线断股。
6. 接地电阻不合格
7. 接地装置热稳定容量校核不符合要求。
8. 引线截面不满足要求
1. 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。
2. 接地引下线或扁铁生锈。
3. 避雷针轻微锈蚀。
并联电容器
1. 电容器外壳严重变形、漏油或大量喷油、严重过热。
1. 电容器熔丝经常熔断。
2. 密集型电容器二次差压超过整定值，开关跳闸。
3. 电容器单个熔丝熔断，保护动作，开关跳闸。
4. 电气预防性试验主要项目不合格。
电容器外壳锈蚀或轻微渗油。
套管类
1. 充油套管气相色谱分析有严重隐患。
2. 电气预防性试验主要项目不合格。
3. 套管破损或有严重放电痕迹
4. 套管法兰或末屏接地不良。
5. 引线桩头过热发红。
6. 漏油严重或油位异常。
7. 瓷套管有明显裂纹、破损并漏油（气）。
1. 末屏绝缘电阻偏低。
2. 较严重的渗油迹象。
3. 引线桩头过热。
4. 瓷套管有裂纹。
轻微的渗油现象。
“五防”装置

1. 五防回路故障。
2. 带电显示器闭锁灯不亮。
3. 带电显示器闭锁灯亮，带电指示灯有两只及以上不亮。
4. 机械闭锁故障。
5. 电源故障
6. 后台主机失灵
1.带电显示器闭锁灯亮，带电指示灯有一只不亮。
消防系统
水喷雾系统误喷。

1. 蓄水池水位下降。
2. 温感电缆短路或开路报警。
3. 报警控制器误报警。
4. 补水/补气泵频繁启动。
5. 喷淋装置的主电源、控制电源中断。
6. 汽水压力罐低压报警。
7. 喷淋阀及控制管道泄漏。
8. 气体灭火系统严重漏气或误喷。
1. 消防泵、补水/补气泵漏水。
2. 阀门、管道漏水。
3. 蓄水池补水浮球阀损坏。
保安系统

系统工作不正常

表2 线路部分
设 备
紧急缺陷
重大缺陷
一般缺陷
架空送电线路及架空地线
1. 杆塔弯曲、倾斜、有裂纹。
2. 杆塔有倾倒可能。
3. 导、地线断股、损伤，需要切断重接。
4. 拉线断股严重，随时可能造成倒杆。
5. 钢芯铝绞线的钢芯断股。
6. 钢芯铝绞线的铝股，6股断3股及以上，24股断10股及以上，28股断12股及以上，37股断11股及以上。
7. 镀锌钢绞线，7股断2股及以上，19股断6股（3股）及以上。
8. 架空地线锈蚀严重，7股断2股或断股后散开，有碰及导线可能者。
9. 导线联接点严重发热，导线断扎线。
10. 裸导线上有外物，可能造成短路。
11. 任何导线在断股后散开有可能碰及其它相导线者。
1. 杆塔部件或零件不齐全或有严重腐蚀、腐损。
2. 导线上挂有异物，影响安全运行。
3. 钢芯铝线的铝线部分，6股断2股，24股断7-9股，28股断8-11股。
4. 绝缘导线表面有明显损伤。
5. 绝缘导线的绝缘层损伤程度占绝缘层厚度的10%及以上。
6. 架空地线锈蚀。
7. 金具变形及变色。
8. 导线弧垂过大，造成对地（建筑物）安全距离不足，或大风相间距离不能保证。
9. 杆塔倾斜度或挠度大于2%。
10. 杆榙拉线断股或锈蚀严重。
11. 铁塔重要部位缺材，主要受力构件连接处缺螺栓占该处总数的三分之一及以上。
12. 杆塔或拉线的基础被水冲刷、破坏、塌陷。
13. 间隔棒歪斜、松动。
14. 分裂导线扭绞。
15. 线路跨越、交叉处的距离不够。
16. 电杆多处裂纹，长度大于1.5米，宽度超过2毫米或多处露筋。
17. 杆塔接地电阻不合格。
18. 线路金具脱开大中型变形严重。
19. 线路重点保护区域内有大量（临时）违章建筑物
20. 导线弧垂太紧有断线可能者。
21. 导线弧垂太松，在大风中有碰线可能者。

1. 铜铝导线7股断1股以上，19股断2股及以上，37股断5股及以下。
2. 钢芯铝线（指铝股）6股断1股及以下，24股断6股，28股断7股，导线对接缠线方向不一致及截面不同。
3. 架空地线生锈。
4. 弧垂变化，但尚未影响安全运行。
5. 压接管有严重弯曲，轧头或并沟线夹螺栓锈蚀。
6. 建筑、树技等对导线距离不够。
7. 防震锤移位。
8. 防振锤严重锈蚀。
9. 个别接地电阻超标接地线有一根断裂、被盗。
10. 绝缘子脏污。

绝缘子
1. 绝缘子或瓷横担破损严重，10kV零值绝缘子或玻璃绝缘子损坏一只。
2. 高压支柱绝缘子有裂纹，釉面破损面积大于1cm2。
3. 合成绝缘子护套受损或发生老化开裂；运行中发生闪络表面烧灼严重。
4. 每串绝缘子中零值或破损瓷瓶超过运行允许最小值。
1. 一串绝缘子中，零值或破损瓷瓶达到或超过下列数值：110kV2片，220kV3片，500kV3片。
2. 绝缘子盐密超标或爬距不满足要求。
3. 雾天及小雨时绝缘子严重出火和异声。
4. 35kV瓷横担绑扎导线之第一颈槽外侧伞裙有破损者，10kV瓷横担任一个伞裙有所破损，面积不大于3cm2。
5. 瓷横担瓷件中心轴弯曲度超过长度的2%。
6. 绝缘子和瓷横担端部金属附件锈蚀严重。
7. 合成绝缘子各部件连接部分有脱胶、缝隙、滑移等现象。
1. 绝缘子表面污秽、积垢。
2. 瓷横担导电槽处瓷质有碎裂1/3以上，高压瘊瓶破碎值勤径不大于1厘米，表面有烧斑。
3. 瓷横担缺剪切销。
4. 直线杆悬式绝缘子串在顺线方向上偏斜大于15度。
5. 绝缘子串中有一片零值、低值、破损或自爆瓷瓶。
横担
1. 铁板严重锈蚀。
2. 受力处弯曲或即将断脱。
1. 铁横担明显锈蚀、出现孔洞，有弯曲情况。
2. 横担倾斜超过1/100横担长，瓷横担左右倾斜，剪切销断脱。
22. 横担不平。
23. 紧固螺栓不出头，紧固螺牙的露出部分已烂平。
24. 铁横担有锈蚀现象。
杆塔和钢管
1. 在基础外围2米之内挖土深度超过1米以上。
2. 砼杆严重露筋并锈蚀，受外界因素影响可能断杆。
3. 铁塔主角钢严重锈蚀有断脱可能，主角钢缺连接螺栓。
4. 钢管连接件发生变形。
1. 杆塔和钢管倾斜超过5/1000杆高，杆顶部偏斜二个杆顶直径以上，弯曲超过杆高的5%。
2. 在基础或外围2米之内挖土深度在1米之内。
3. 在杆根外围2米之外挖土深度超过电杆埋深。
4. 在拉盘地锚外围2米内挖土。
5. 预应力杆有裂纹。
6. 普通水泥杆裂纹宽度大于0.2毫米。
7. 水泥杆剥落钢筋明显外露。
8. 水泥杆对接钢箍严重锈蚀。
9. 接地装置缺损。
10. 铁塔斜撑角钢缺损。
1. 杆顶部偏斜一个杆顶直径。
2. 基础回填土散失、土壤下陷。
3. 基础埋深少于20cm以上。
4. 基础外围2米内挖土深度不超过1米。
5. 砼杆水泥剥落。
6. 铁塔底脚螺丝因浇灌不良而有松动，角钢普遍有锈蚀现象。
7. 钢管有锈蚀。
8. 铁塔缺少个别材料、螺栓、螺帽、脚钉等。
9. 缺少杆号、相色以及铭牌。
电力电缆线路
1. 电缆附件有严重局部放电现象。
2. 电缆接线桩头过热发红，用红外热成像仪测出的温度≥80℃。
3. 电缆金属护套受损。
1. 受外部条件影响，不能持续以额定载流量运行。
2. 达不到试验规程规定的试验标准。
3. 超出设计技术要求的弯曲、受压等。
4. 未可靠接地或接地不符合要求。
5. 护套接地电流超过额定电容电流。
6. 电缆附件有局部放电现象。
7. 电缆换位系统（含同轴电缆与护层保护器）受损；
8. 电缆尾线断股；
9. 二次设备（如信号屏上继电器）受损或失效；
10. 二次设备电源失效；

1. 电缆护层轻微损伤；
2. 充油电缆（含压力箱阀门、绝缘缩节等）渗油。
3. 换位箱受损或进水。
4. 二次系统轻微受损。
5. 接地排或接地线锈蚀。
6. 照明电源失效。
7. 隧道内排水不畅。
8. 支架锈蚀。
9. 电缆上杆部分夹箍及保护管缺坏。
10. 敞开井盖板缺损或不平整；
11. 电缆层、工井或隧道因排管渗漏积水；
12. 电缆无铭牌或铭牌错误。
13. 分支箱受损或进水。
14. 走廊状况较差，不能满足安全运行要求。
15. 与煤气、供水等其他管理道（线）交叉、平行，但距离不符合要求。

表3 二次部分
设 备
紧急缺陷
重要缺陷
一般缺陷
直流设备
1. 单极电池主要技术参数不合格，内部有故障。
2. 蓄电池容器严重渗漏。
3. 蓄电池容量达不到80%的额定容量。
4. 充电装置故障达不到N-1要求。
5. 直流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。
7. 直流断路器跳闸或熔丝熔断。
8. 蓄电池组有开路
1. 铅酸蓄电池极板弯曲变形、脱落，颜色不正常。
2. 碱性蓄电池有爬碱。
3. 蓄电池有大量沉淀物。
4. 蓄电池胀肚、漏液或发热
5. 蓄电池室加热通风设备不良。
6. 蓄电池电解液比重、液位不合格。
7. 直流绝缘监测装置工作异常。
8．上下级空气断路器或熔丝之间不能满足选择性配合
9．直流系统间接接地但暂不影响系统正常运行
1. 蓄电池接线桩头轻微生盐。
2. 蓄电池容量下降。
3 直流屏（柜）上的计量表计不准确
变电站通信与自动化设备
1. 全站RTU停、远动通道故障，调度收不到数据。
2. 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。
3. 通讯电源故障，直流48V电源无输出。
4. 站内电话小总机失灵，电话全不通。
5. 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。
1. 重要信息量的遥测、遥信数据不准确，遥控失灵。
2. 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。
3. 微机监控的维护工作站（工程师站）故障。
4. 监控系统UPS电源故障。
5. 保护通道设备部分盘故障，但通道仍在运行中。
6. 站内小总机部分话路故障。
7. 非保护用光纤、微波、载波设备故障。
8. 监控系统与保护装置通讯异常
1. 个别遥信数据不准确。
2. 个别遥信量定义不确切，但不会造成理解错误。
3. 监控系统与某些智能仪表、装置通讯异常。
4. 保护装置、故障录波器等与监控系统对时异常。
5. SOE记录不准确。
6. 冗余配置的监控设备切换故障。
继电保护及安全自动装置
1. 设备主保护直流消失、装置异常。
2. 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。
3. CT断线告警
4. 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。
5. 保护的电压回路异常：失去电压或断线。
6. 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。
7. 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。
8. 整定值与有效整定通知单不符
9. 结合滤波器接地引下线完全断裂。
10. 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. 故障录波仪告警或异常。
2. 故障录波后台故障。
3. 二套主保护中的一套异常，不能正常运行。
4. 后备保护异常，不能运行。
5. 保护盘上辅助按钮、小开关失灵。
6. 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。
7. 自动装置（低周减载、VQC装置等）故障。
8. 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。
9. 保护定期检验不合格。
10. 中央信号灯不亮，蜂鸣器不响

1. 继电器外壳有裂纹，尚不影响继电器安全运行。
2. 不影响保护运行的指示灯坏。
3. 其他不影响保护性能的缺陷。
4. 气体继电器未按要求加装防雨罩。
5. 端子标号、二次电缆标牌字迹不清。
6. 二次电缆使用年代久远（超过20年），绝缘性能下降。

表4 计量设备
设 备
紧急缺陷
重大缺陷
一般缺陷
表计
1、 运行中有异常声响或异味、不显示或显示不正确
2、 严重发热、冒烟。
3、 非电量保护发讯。
4、 热工仪表不能正确动作。
5、 电能计量仪表停止计量。
6、 电能表失压报警
1、 主要运行表计检定不合格或超期未检定。
2、 联锁报警。
3、 发讯热工仪表的报警触点接触不良。
4、 测量及电能计量装置倍率错误
5、 显示值严重失真影响生产运行。

表计指示不准确
电能计费系统
1、 A/D、时钟、MODEM采集器等部件损坏。
2、 自检报警。
3、 电源中断报警
4、 表计与主站系统通信中断
5、 功能不正常
1、表计显示与主站系统显示不一致。

分散测控单元RTU
1、 自检报警。
2、 电源中断报警
3、 RTU与综合自动化系统通信中断
4、 功能不正常
1、 分散测控单元RTU检定不合格或超期未检定。
2、 终端显示严重失真

综合自动化系统测量通道

1、 综合自动化系统测量通道检定不合格或超期未检定。
2、 终端显示严重失真

遥信测量数据不准确

附录B