变电站设备缺陷分类

变电站设备缺陷通常分为以下三类: 一类缺陷Ⅰ:指设备处于严重异常状态,必须立即处理,否则将影响设备及系统运行的安全。二类缺陷Ⅱ:指设备有明显异常状态需尽快处理。 三类缺陷Ⅲ:指设备有异常或外观缺陷,不影响正常运行,可以在设备定期检修时进行处理。输变电设备缺陷分类 一、变电设备 序号缺陷内容缺陷类别 1. 设备的共性缺陷 1.1 电器设备与金属部件的连接接头和线夹发热缺陷 1.1.1 接头和线夹的温度≥110.℃Ⅰ 1.1.2 接头和线夹的温度110℃>t>95℃Ⅱ 1.1.3 接头和线夹的温度95℃≥t≥90℃Ⅲ 1.1.4 接头和线夹温度未超标但温升超标≥70℃Ⅰ 1.1.5 接头和线夹温度未超标但温升超标70℃>t>55℃Ⅱ 1.1.6 接头和线夹温度未超标但温升超标55℃≥t≥50℃Ⅲ 1.1.7 接头和线夹温度未超标但相对温差超标δt≥35% 计算公式δ=(T1-T2)/(T1-T0)*100% T1:发热点的温度,T2:正常相对测点的温度,T0:环境参照体温度。 1.2 金属部件与金属部件的连接接头和线夹发热缺陷 1.2.1 接头和线夹的温度≥130℃Ⅰ 1.2.2 接头和线夹的温度130℃>t>110℃Ⅱ 1.2.3 接头和线夹的温度110℃≥t≥100℃Ⅲ 1.2.4 接头和线夹温度未超标但温升超标≥90℃Ⅰ 1.2.5 接头和线夹温度未超标但温升超标90℃>t>70℃Ⅱ 1.2.6 接头和线夹温度未超标但温升超标70℃≥t≥60℃Ⅲ 1.2.7 接头和线夹温度未超标但相对温差超标δt≥35% 计算公式δ=(T1-T2)/(T1-T0)*100% T1:发热点的温度,T2:正常相对测点的温度,T0:环境参照体温度。 1.3 充气设备漏气缺陷 1.3.1 充气设备漏气,装置发出闭锁信号Ⅰ 1.3.2 充气设备漏气,装置发出报警信号Ⅱ 1.3.3 装置误报警Ⅲ 1.4 设备外绝缘缺陷 1.4.1 伞裙轻微伤损(瓷裙外沿小角度缺损),外绝缘爬距仍满足Ⅲ 1.4.2 1/3及以下伞裙伤损面由瓷裙外沿至瓷裙中部,外绝缘爬距仍满足要求Ⅲ 1.4.3 1/3以上1/2以下伞裙伤损面由瓷裙外沿至瓷裙中部,外绝缘爬距仍满足要求Ⅱ 1.4.4 仅有一片伞裙伤损面积由瓷裙外沿深达瓷柱,外绝缘爬距仍满足要求Ⅱ1.4.5 1/2以上伞裙破损面,由瓷裙外沿至瓷裙中部Ⅰ 1.4.6 伞裙伤损面积,由瓷裙外沿深达瓷柱,一片以上Ⅰ 1.4.7 目测可见裂纹Ⅰ 1.4.8 1/3及以下伞裙跳闪Ⅲ 1.4.9 1/3以上1/2以下伞裙跳闪Ⅱ 1.4.10 1/2以上伞裙跳闪Ⅰ 1.4.11 瓷瓶1/2以上伞裙RTV涂料破损Ⅲ 1.5 导线松股、散股缺陷 1.5.1 松股、散股面积低于7%≥AⅢ 1.5.2 松股、散股面积低于25%>A>7% Ⅱ 1.5.3 松股、散股面积低于≥25%Ⅰ 2.油浸式变压器类(含主变压器、油浸式站用变、油浸式消弧线圏、油浸式电抗器) 2.1 共性缺陷 2.1.1 油枕(含调压装置油枕) 2.1.1.1 油枕油位与温度曲线严重不符,且接近上、下限Ⅱ 2.1.1.2 无油位Ⅰ 2.1.1.3 油位偏低,与温度曲线对应刻度相差1格以上Ⅲ 2.1.1.4 满油位Ⅰ 2.1.1.5 假油位Ⅰ 2.1.1.6 连通器式油标管破损Ⅰ 2.1.1.7 旋转指针式油位计玻璃破损Ⅲ 2.1.1.8 旋转指针式油位计进水Ⅲ 2.1.1.9 变压器油色发黑Ⅰ 2.1.1.10 油位计模糊不清Ⅲ 2.1.1.11 油位异常报警Ⅰ 2.1.1.12 油位异常误报警Ⅲ 2.1.1.13 油位异常变化Ⅰ 2.1.2 呼吸器 2.1.2.1 呼吸器堵塞Ⅰ 2.1.2.2 观察窗玻璃破损Ⅱ 2.1.2.3 底座脱落,硅胶掉落Ⅱ 2.1.2.4 杯罩的油位低于下限Ⅲ 2.1.2.5 杯罩的油位低于内罩口Ⅱ 2.1.2.6 硅胶至上而下变为粉红色Ⅱ 2.1.2.7 硅胶全部变为粉红色Ⅱ 2.1.2.8 硅胶有3/4变为粉红色Ⅲ 2.1.2.9 呼吸器内部充油Ⅲ 2.1.2.10 杯罩油封上积水Ⅱ 2.1.3 压力释放装置 2.1. 3.1 防爆管玻璃破裂Ⅰ 2.1. 3.2 压力释放装置报警Ⅰ 2.1. 3.3 压力释放装置误报警Ⅲ 2.1. 3.4 外壳锈蚀严重Ⅲ 2.1. 3.5 装置进水Ⅱ 2.1.4 渗漏油 2.1.4.1 形成快速油流(一般呈柱状或大面积流淌状),且油位下降快Ⅰ 2.1.4.2 连续的滴淌,但油位下降不明显Ⅱ 2.1.4.3 挂油珠Ⅲ 2.1.4.4 明显且湿润的油迹Ⅲ 2.1.5 散热片 2.1.5.1 明显破损、开裂且存在渗漏Ⅰ 2.1.5.2 破损、开裂但不存在渗漏Ⅲ 2.1.5.3 锈蚀严重Ⅲ 2.1.5.4 部分变形堆挤Ⅲ 2.1.6 本体 2.1.6.1 锈蚀严重Ⅲ 2.1.6.2 引流线太紧Ⅲ 2.1.6.3 本体内部有异常响声Ⅰ 2.1.6.4 本体倾斜严重Ⅰ 2.1.6.5 消防装置报警Ⅰ 2.1.6.6 起火冒烟Ⅰ 2.1.6.7 引流线或电缆断线Ⅰ 2.1.6.8 基础开裂沉降Ⅲ 2.2 主变压器 2.2.1 本体 2.2.1.1 油浸自冷式主变压器存在过温现象>95℃Ⅰ 2.2.1.2 油浸风冷、油浸强油风冷主变压器存在过温现象>85℃Ⅰ 2.2.1.3 油浸自冷式主变压器温升超标>55K Ⅰ 2.2.1.4 油浸风冷、油浸强油风冷主变压器温升超标>45K Ⅰ 2.2.1.5 分相的主变压器在负荷及冷却条件相同情况下三相温差超过10 ℃Ⅱ2.2.2 冷却系统 2.2.2.1 风扇1/3以下不转Ⅲ 2.2.2.2 风扇1/3以上1/2以下不转Ⅱ 2.2.2.3 风扇1/2及以上不转Ⅰ 2.2.2.4 风扇1/3以下方向转反Ⅲ 2.2.2.5 风扇1/3以上1/2以下转反Ⅱ 2.2.2.6 风扇1/2及以上转反Ⅰ 2.2.2.7 风扇转动时有碰壳声Ⅲ 2.2.2.8 风扇1/3以下速度较正常时变慢Ⅲ 2.2.2.9 风扇1/3以上1/2以下速度较正常时变慢Ⅱ 2.2.2.10 风扇1/2及以上速度较正常时变慢Ⅰ 2.2.2.11 散热器阀门无法打开Ⅰ 2.2.3 调压装置 2.2. 3.1 有载调压装置不能电动操作Ⅲ 2.2. 3.2 有载调压装置电动调时存在滑档现象Ⅱ 2.2. 3.3 有载调压装置不能远方调档Ⅲ 2.2. 3.4 有载调压装置计数器不走Ⅲ 2.2. 3.5 有载调压装置在“远方”调压时“急停”按钮失效Ⅱ 2.2. 3.6 有载调压装置在调压时发现电流异常变化Ⅰ 2.2. 3.7 有载调压装置滤油机运行时压力超过厂家规定值Ⅲ2.2.3.8 有载调压装置在调压时滤油机不动作Ⅲ 2.2. 3.9 有载调压装置调压次数超过厂家规定次数Ⅰ 2.2. 3.10 有载调压装置的操作按钮失效Ⅲ 2.2. 3.11 有载调压装置“就地”与“远方”档位显示不同Ⅲ 2.2. 3.12 调压装置电动、手动均失灵Ⅱ 2.2. 3.13 调压装置转动卡涩Ⅲ 2.2.4 监视表计 2.2.4.1 全部测温装置失灵Ⅰ 2.2.4.2 部分测温装置失灵Ⅲ 2.2.4.3 本体两侧测温装置显示温度不一致,相差10 ℃以上Ⅲ2.2.4.4 远方与就地所显示的温度不一致,5 ℃以上Ⅲ 2.2.4.5 测温装置外壳破损Ⅲ 2.2.4.6 测温装置进水Ⅲ 2.2.4.7 测温装置发过温信号Ⅰ 2.2.4.8 测温装置误发过温信号Ⅲ 2.2.5 瓦斯继电器 2.2.5.1 瓦斯继电器无顶盖Ⅰ 2.2.5.2 瓦斯继电器观察窗破损Ⅰ 2.2.5.3 瓦斯继电器观察窗模糊不清,无法看清油位线Ⅲ 2.2.5.4 瓦斯继电器防雨罩歪斜掉落Ⅲ 2.2.5.5 瓦斯继电器进水Ⅰ 2.2.5.6 瓦斯继电器电缆孔洞封堵损坏Ⅱ 2.2.5.7 瓦斯继电器报警Ⅰ 2.3 油浸式站用变 2.3.1 本体 2.3.1.1 油浸站用变存在过温现象>85℃Ⅰ 2.3.1.2 油浸站用变温升超标>65K Ⅰ 2.3.2 调压装置 2.3.2.1 调压装置不能调档Ⅱ 2.3.2.2 调压装置转动卡涩Ⅲ 2.4 油浸式消弧线圏 2.4.1 本体 2.4.1.1 油浸消弧线圏存在过温现象>95℃Ⅰ 2.4.1.2 油浸消弧线圏温升超标>55K Ⅰ 2.4.1.3 阻尼电阻发热烧毁Ⅰ 2.4.2 调压装置 2.4.2.1 带自动调节装置的消弧线圏不能电动调档Ⅱ2.4.2.2 调压装置电动、手动均失灵Ⅰ 2.4.2.3 调档装置转动卡涩Ⅲ 2.4.2.4 在最大补偿电流档位运行,脱谐度大于5% Ⅱ2.4.2.5 中性点位移电压大于15%相电压Ⅱ 2.5 油浸式电抗器 2.5.1 本体 2.5.1.1 局部箱体温升>70 K Ⅰ 2.5.1.2 油浸电抗器存在过温现象>95℃Ⅰ 2.5.1.3 油浸电抗器温升超标>55K Ⅰ 3.干式变压器类(含干式电抗器、干式站用变、阻波器) 3.1 共性缺陷 3.1.1 环氧树脂等绝缘部件脱落Ⅰ 3.1.2 环氧树脂等绝缘部件开裂Ⅰ 3.1.3 气道内有杂物堵塞Ⅲ 3.1.4 本体紧固件松脱Ⅰ 3.1.5 绕组上有异物Ⅱ 3.1.6 绕组温度超过厂家规定的标准Ⅰ 3.1.7 绕组温升超过厂家规定的标准Ⅰ 3.1.8 锈蚀严重Ⅲ 3.1.9 引流线太紧Ⅲ 3.1.10 本体内部有异常响声Ⅰ 3.1.11 本体倾斜严重Ⅰ 3.1.12 起火冒烟Ⅰ 3.1.13 引流线或电缆断线Ⅰ 3.1.14 基础开裂沉降Ⅲ 3.2 干式电抗器 3.2.1 基础出现裂纹Ⅲ 3.2.2 支持瓷瓶发生断裂Ⅰ 3.3 干式站用变 3.3.1 冷却系统 3.3.1.1 风机不能启动Ⅱ 3.3.1.2 风机不能自动启动Ⅲ 3.3.2 测温装置 3.3.2.1 远方与就地所显示的温度不一致Ⅲ 3.3.2.2 测温装置外壳破损Ⅲ 3.3.2.3 测温装置发过温信号Ⅰ 3.3.2.4 测温装置误发过温信号Ⅲ 3.3.3 调压装置 3.3.3.1 调压连接片没有固定好造成发热,数值超过厂家对绕组温度的标准Ⅰ3.3.3.2 调压连接片没有固定好造成发热,数值超过厂家对绕组温升的标准Ⅰ3.4 干式消弧线圏(其它非本体缺陷应与油浸式消弧线圏相同) 3.4.1 调档连接片没有固定好造成发热,数值超过厂家对绕组温度的标准Ⅰ3.4.2 调档连接片没有固定好造成发热,数值超过厂家对绕组温升的标准Ⅰ3.5 阻波器 3.5.1 阻波器内有杂物Ⅲ 3.5.2 防鸟栅破损Ⅲ 3.5.3 阻波器气道内有杂物堵塞Ⅲ 3.5.4 阻波器内调谐装置引线脱落Ⅰ 3.5.5 阻波器本体过温(A级绝缘浸渍过的材料) 3.5.5.1 阻波器表面温度≥115℃Ⅰ 3.5.5.2 阻波器表面温升≥75 KⅠ 3.5.5.3 阻波器表面温度115℃>t>105℃Ⅱ 3.5.5.4 阻波器表面温升75 K >t>65 K Ⅱ 3.5.5.5 阻波器表面温度105℃≥t≥100℃Ⅲ 3.5.5.6 阻波器表面温升65K≥t≥60 KⅢ 3.5.6 阻波器支持瓷瓶发生断裂Ⅰ 4.断路器 4.1 操作机构 4.1.1 共性缺陷 4.1.1.1 开关拒合Ⅰ 4.1.1.2 开关拒分Ⅰ 4.1.1.3 开关操作机构箱密封不良Ⅲ 4.1.1.4 开关操作机构箱门卡涩Ⅲ 4.1.1.5 开关操作机构箱门脱落Ⅲ 4.1.1.6 分相操作机构开关合闸时出现非全相Ⅰ 4.1.1.7 开关分闸时出现非全相Ⅰ 4.1.1.8 开关机构接地用软铜线断股Ⅱ 4.1.1.9 开关合闸线圈烧毁Ⅰ 4.1.1.11 传动机构连杆松动脱落Ⅰ 4.1.1.12 开关操作机构联锁手柄脱落,开关无法合闸Ⅰ 4.1.1.13 机构缓冲器渗油Ⅱ 4.1.1.14 开关远方就地均无法分合闸Ⅰ 4.1.1.15 开关辅助触点接触不良或不到位,开关无法正常断开Ⅰ4.1.1.16 开关不能电动分闸,但现场可手动分闸Ⅰ 4.1.1.17 开关机构箱内指示灯座脱落Ⅲ 4.1.1.18 开关机构内合闸按钮脱落Ⅲ 4.1.1.19 开关机构内分闸按钮脱落Ⅲ 4.1.1.20 开关机构内合闸按钮失灵Ⅲ 4.1.1.21 开关机构内分闸按钮失灵Ⅲ 4.1.1.22 机构压力表外壳破损Ⅲ 4.1.1.23 开关机构门腐蚀Ⅲ 4.1.1.24 开关机构箱腐蚀破损,雨天将漏水至继电器等二次元件Ⅰ4.1.1.25 开关传动机构工作缸与开关连接部位螺丝松动Ⅰ 4.1.1.26 开关机械闭锁卡住,分闸位置指示不到位Ⅰ 4.1.1.27 压力表损坏或指示失灵Ⅰ 4.1.1.28 开关操作机构位置指示与开关实际位置不对应Ⅰ 4.1.1.29 开关机构箱内合闸指示灯不亮或机构箱内灯座无电压Ⅲ4.1.2 弹簧操作机构 4.1.2.1 无法储能或储能不到位Ⅰ 4.1.2.2 弹簧生锈Ⅲ 4.1.2.3 弹簧断裂或出现裂纹Ⅰ 4.1.2.4 弹簧储能电源跳闸时无法合上Ⅰ 4.1.2.5 开关端子箱内的断路器储能电源端子排烧毁Ⅰ 4.1.2.6 开关操作机构弹簧松动或脱落Ⅰ 4.1.2.7 “弹簧储能电源空开”的辅助接点损坏Ⅲ 4.1.3 电磁操作机构 4.1.3.1 开关操作机构冒烟Ⅰ 4.1.3.2 开关合闸熔丝熔断,更换后仍然熔断Ⅰ 4.1.3.3 电磁式操作机构合闸接触器卡涩Ⅰ 4.1.3.4 电磁式操作机构合闸接触器烧毁Ⅰ 4.1.3.5 机构合闸铁芯卡涩Ⅰ 4.1.3.6 机构分闸铁芯卡涩Ⅰ 4.2 开关本体 4.2.1 共性缺陷 4.2.1.1 开关支柱瓷瓶断裂Ⅰ 4.2.1.2 开关构架接地扁铁脱焊Ⅱ 4.2.1.3 断路器跳闸次数达到规定值Ⅰ 4.2.1.4 开关单元横档处有异物,安全距离不够Ⅰ 4.2.1.5 开关构架接地扁铁严重锈蚀Ⅲ 4.2.2 油断路器 4.2.2.1 开关主油箱油位低,开关油位指示接近下限Ⅱ 4.2.2.2 开关主油箱无油位Ⅰ 4.2.2.3 开关副油箱油位低,开关油位指示接近下限Ⅱ 4.2.2.5 油断路器油色异常Ⅱ 4.2.2.6 油断路器内部有异常声响Ⅰ 4.2.2.7 多油断路器手动脱扣杆杠(或紧急跳闸杆杠)脱落Ⅱ 4.2.2.8 多油断路器套管溢胶Ⅱ 4.2.2.9 油断路器油位低,油位低于下限Ⅱ 4.2.2.10 油断路器油标无油位Ⅰ 4.2.2.11 油断路器出现假油位Ⅲ 4.2.2.12 多油断路器充油套管无油位Ⅰ 4.2.2.13 油断路器冒烟Ⅰ 4.2.2.14 油断路器喷油Ⅰ 4.2.2.15 油断路器防雨帽脱落Ⅱ 4.2.2.16 少油断路器软铜片连接部分有断片,软连接断片小于5% Ⅲ 4.2.2.17 少油断路器软铜片连接部分有断片,软连接片断片达20%以上Ⅰ 4.2.3 SF6断路器 4.2.3.1 开关密度继电器渗油,但有带阀门或自封式阀门的Ⅲ 4.2.3.2 开关密度继电器渗油,但不带阀门的Ⅲ 4.2.3.3 SF6气体密度开关损坏,SF6气体压力正常但控制屏显示“SF6气体压力报警”Ⅲ4.2.3.4 SF6气体密度开关损坏,SF6气体压力正常但控制屏显示“SF6气体压力闭锁”Ⅰ4.2.4 真空断路器 4.2.4.1 真空开关屏蔽罩内颜色发生变化Ⅰ 4.2.4.2 开关真空度异常,真空泡变红Ⅰ 4.2.4.3 真空开关真空泡变黑Ⅰ 4.2.5 手车开关柜 4.2. 5.1 手车开关紧急分闸机械卡死开关无法合闸Ⅰ 4.2. 5.2 手车开关由冷备用推至热备用时或拉出时发生手车开关不到位卡壳Ⅰ 4.2. 5.3 手车开关机构内合闸按钮脱落Ⅲ 4.2. 5.4 手车开关机构内分闸按钮脱落Ⅲ 4.2. 5.5 手车开关机构内合闸按钮失灵Ⅲ 4.2. 5.6 手车开关机构内分闸按钮失灵Ⅲ 4.2. 5.7 手车开关动触头烧毁严重Ⅰ 4.2. 5.8 手车开关航空插头损坏Ⅰ 4.2. 5.9 手车开关机械联锁装置定位销不能返回Ⅰ 4.2. 5.10 手车开关柜门卡涩Ⅲ 4.2. 5.11 手车开关柜门转轴损坏无法关上Ⅰ 4.2. 5.12 手车开关分合闸位置指示与开关实际位置不对应Ⅰ 4.2. 5.13 手车接地开关操作机构卡涩,接地开关合不上Ⅰ 4.2. 5.14 手车开关上、下触头盒活门操作机构卡涩Ⅱ 4.2. 5.15 手车开关位置开关损坏,无法监视开关是否完全推入Ⅰ 4.2. 5.16 手车接地开关电气联锁装置损坏Ⅰ 4.2. 5.17 手车接地开关操作手柄无法插入Ⅰ 4.2. 5.18 手车负荷开关操作轴卡涩Ⅱ 4.2. 5.19 手车接地开关操作轴卡涩Ⅱ 4.2. 5.20 开关带电显示器有一盏灯不显示Ⅲ 4.2. 5.21 开关带电显示器有两盏灯不显示Ⅱ 4.2. 5.22 开关带电显示器三盏灯不显示Ⅰ 4.2.6 断路器动静触头、中间触头发热缺陷 4.2.6.1 动静触头、中间触头的温度≥80℃Ⅰ 4.2.6.2 动静触头、中间触头的温度80℃>t>65℃Ⅱ 4.2.6.3 动静触头、中间触头的温度65℃≥t≥55℃Ⅲ 4.2.6.4 动静触头、中间触头温度未超标但相对温差超标δt≥35% 计算公式δ=(T1-T2)/(T1-T0)*100% T1:发热点的温度,T2:正常相对测点的温度,T0:环境参照体温度 5.隔离开关和接地刀闸 5.1 隔离开关 5.1.1 出线端子板受力,严重变形Ⅰ 5.1.2 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Ⅱ5.1.3 引线螺栓及其它金属部位有严重电晕Ⅲ 5.1.4 金属部件锈烂Ⅲ 5.1.5 刀口部位接触不好不能正常运行Ⅰ 5.1.6 线夹松脱损坏Ⅰ 5.1.7 有异物悬挂Ⅰ 5.1.8 动静触头部位接触不好但可以运行Ⅱ 5.1.9 导电杆严重腐蚀Ⅱ 5.1.10 刀口脏污,刀口部位接触不好但不影响正常运行Ⅲ 5.1.11 导线、接线桩头振动或摆动幅度大Ⅲ 5.1.12 机构箱腐蚀破损,雨天将漏水至继电器等二次元件Ⅰ 5.1.13 操作中的拒分或拒合Ⅰ 5.1.14 自行误分合Ⅰ 5.1.15 倒闸操作时闸刀操作不到位Ⅰ 5.1.16 操作机构缺锁或插锁脱落,操作机构机械闭锁失灵Ⅰ 5.1.17 连杆断裂、脱落Ⅰ 5.1.18 端子排爬电;接线桩头松动、发热或脱落Ⅰ 5.1.19 隔离开关触头防雨罩损坏Ⅱ 5.1.20 连杆有严重裂纹Ⅱ 5.1.21 机械转动严重卡涩Ⅱ 5.1.22 传动或转动部件严重腐蚀Ⅱ 5.1.23 电动操作失灵Ⅲ 5.1.24 机构箱内加热器不能投入Ⅲ 5.1.25 操作机构不灵活Ⅲ 5.1.26 连杆、底架锈烂Ⅲ 5.1.27 连杆有轻微裂纹Ⅲ 5.1.28 定位销坏或不到位Ⅲ 5.1.29 端子排锈蚀,脏污严重Ⅲ 5.1.31 电缆孔洞未封堵或封堵不严Ⅲ 5.1.32 三相不同期超标Ⅲ 5.1.33 操作熔丝座或空气开关损坏Ⅲ 5.1.34 支柱绝缘子有裂纹、破损严重,有严重放电痕迹Ⅰ 5.1.35 法兰开裂Ⅰ 5.1.36 瓷裙损伤在2cm2以上,影响绝缘但可正常运行Ⅱ 5.1.37 支柱绝缘子表面严重积污,雨雾天放电严重Ⅱ 5.1.38 支柱绝缘子表面脏污,支柱绝缘子有轻微裂纹Ⅲ 5.1.39 瓷裙损伤在2cm2以下,尚不影响运行Ⅲ 5.1.40 有接地或短路现象Ⅰ 5.1.41 铝包破损、芯线外露Ⅰ 5.1.42 护套破裂Ⅱ 5.1.43 铝包外皮有擦伤或压伤痕迹Ⅱ 5.1.44 绝缘电阻低Ⅲ 5.1.45 辅助开关接触不良Ⅲ 5.1.46 隔离开关刀口、转头发热缺陷 5.1.4 6.1 刀口、转头的温度≥130℃Ⅰ 5.1.4 6.2 刀口、转头的温度130℃>t>100℃Ⅱ 5.1.4 6.3 刀口、转头的温度100℃≥t≥90℃Ⅲ 5.1.4 6.4 刀口、转头温度未超标但温升超标≥90℃Ⅰ 5.1.4 6.5 刀口、转头温度未超标但温升超标90℃>t>60℃Ⅱ 5.1.4 6.6 刀口、转头温度未超标但温升超标60℃≥t≥50℃Ⅲ 5.1.4 6.7 刀口、转头温度未超标但相对温差超标δt≥35% 计算公式δ=(T1-T2)/(T1-T0)*100% T1:发热点的温度,T2:正常相对测点的温度,T0:环境参照体温度。 5.2 接地刀闸 5.2.1 接地刀闸分不到位,安全距离不够Ⅰ 5.2.2 接地刀闸与接地点间的连线断股或锈烂严重Ⅱ 5.2.3 接地刀闸合不到位Ⅲ 5.2.4 接地刀闸操作把手断裂Ⅲ 5.2.5 接地刀闸连杆插销断裂Ⅲ 5.2.6 接地刀闸与主刀闭锁不能实现Ⅱ 5.2.7 接地刀闸分合闸不到位或不能合闸Ⅲ 6.互感器 6.1 共性缺陷 6.1.1 干式互感器外壳开裂Ⅰ 6.1.2 互感器内有间歇性异常声响Ⅰ 6.1.3 充胶式互感器引线出口处溢胶Ⅰ 6.1.4 互感器喷油Ⅰ 6.1.5 互感器电缆外皮龟裂铜线裸露Ⅰ 6.1.6 互感器末屏接地线的接头脱落Ⅰ 6.1.7 互感器末屏接地线的接头接触不良Ⅰ 6.1.8 互感器防雨罩脱落Ⅱ 6.1.9 互感器金属外壳严重锈蚀Ⅲ 6.1.10 互感器起火冒烟Ⅰ 6.1.11 充油式互感器膨胀器异常Ⅰ 6.1.12 充油式互感器油变色Ⅰ 6.1.13 充油式互感器油位低,到达下限Ⅱ 6.1.14 充油式互感器满油位Ⅰ 6.1.15 充油式互感器无油位Ⅰ 6.1.16 互感器二次接线盒盖板密封不严Ⅲ 6.1.17 互感器二次接线盒进水Ⅰ 6.1.18 玻璃连通器式互感器油位计破损Ⅰ 6.1.19 非连通器式互感器油位计破损Ⅲ 6.1.20 引流线太紧Ⅲ 6.1.21 引流线断裂Ⅰ 6.1.22 互感器油位计外观模糊不清Ⅲ 6.1.23 渗漏油(不含电容式电压互感器分压部分) 6.1.23.1 形成快速油流(一般呈柱状或大面积流淌状),且油位下降快Ⅰ6.1.23.2 连续的滴淌,但油位下降不明显Ⅱ 6.1.23.3 挂油珠Ⅲ 6.1.23.4 明显且湿润的油迹Ⅲ 6.2 电压互感器(含电容式电压互感器) 6.2.1 电压互感器一次熔管夹具损坏Ⅰ 6.2.2 电压互感器二次侧发生短路Ⅰ 6.2.3 电容式电压互感器分压电容部分渗漏油Ⅰ 6.2.4 电容式电压互感器电磁单元油位异常升高Ⅰ 6.2.5 电容式电压互感器外壳接地用软铜线断股Ⅲ 6.2.6 电容式电压互感器外壳接地用软铜线断裂脱落Ⅱ 6.2.7 电容式电压互感器内部有异常放电响声Ⅰ 6.2.8 电容式电压互感器放电间隙有放电声Ⅰ 6.2.9 电容式电压互感器放电间隙瓷瓶破损Ⅲ 6.3 电流互感器 6.3.1 电流互感器二次侧发生开路Ⅰ 6.3.2 电流互感器内连接接头、线夹发热缺陷 6.3.2.1 内连接接头、线夹的温度≥80℃Ⅰ 6.3.2.2 内连接接头、线夹的温度80℃>t>65℃Ⅱ 6.3.2.3 内连接接头、线夹的温度65℃≥t≥55℃Ⅲ 6.3.2.4 线夹接头温度未超标但相对温差超标δt≥35% 计算公式δ=(T1-T2)/(T1-T0)*100% T1:发热点的温度,T2:正常相对测点的温度,T0:环境参照体温度。7.套管 7.1 变压器套管 7.1.1 主变套管油位计无油位Ⅰ 7.1.2 主变套管玻璃式油位计破裂Ⅰ 7.1.3 主变套管指针式油位计破裂Ⅲ 7.1.4 主变套管油位计外观模糊不清Ⅲ 7.1.5 套管油变色Ⅰ 7.1.6 形成快速油流(一般呈柱状或大面积流淌状),且油位下降快Ⅰ7.1.7 连续的滴淌Ⅰ 7.1.8 挂油珠Ⅲ 7.1.9 明显且湿润的油迹Ⅲ 7.1.10 末屏接地断线Ⅰ 7.1.11 异常声响Ⅰ 7.2 穿墙套管 7.2.1 穿墙套管导电螺杆轻微氧化Ⅰ 7.2.2 充气穿墙套管室压力低报警Ⅱ 7.2.3 充气穿墙套管室压力低闭锁Ⅰ 7.2.4 穿墙套管储油罐油位低于下限值Ⅱ 7.2.5 穿墙套管储油罐无油位Ⅰ 7.2.6 穿墙套管储油罐外壳腐蚀Ⅲ 7.2.7 形成快速油流(一般呈柱状或大面积流淌状),且油位下降快Ⅰ7.2.8 连续的滴淌Ⅰ 7.2.9 挂油珠Ⅲ 7.2.10 明显且湿润的油迹Ⅲ 7.2.11 末屏接地断线Ⅰ 7.2.12 异常声响Ⅰ 7.2.13 穿墙套管储油罐满油位Ⅰ 7.2.14 硅橡胶套管漏胶Ⅱ 7.3 套管顶部柱头发热缺陷 7.3.1 柱头温度≥80℃Ⅰ 7.3.2 柱头温度80℃>t>65℃Ⅱ 7.3.3 柱头温度65℃≥t≥55℃Ⅲ 7.3.4 柱头温度未超标但相对温差超标δt≥35% 计算公式δ=(T1-T2)/(T1-T0)*100% T1:发热点的温度,T2:正常相对测点的温度,T0:环境参照体温度。 8.电容器和耦合电容器 8.1 电力电容器 8.1.1 集合式电容器组油位异常,电容器油位接近下限Ⅱ 8.1.2 集合式电容器组油位异常,电容器组无油位Ⅰ 8.1.3 集合式电容器组油位异常,满油位Ⅰ 8.1.4 放电线圈接地软铜线断股Ⅲ 8.1.5 放电线圈接地软铜线断裂Ⅰ 8.1.6 放电线圈开路Ⅰ 8.1.7 电容器室内通风系统损坏(或部分损坏)Ⅲ 8.1.8 电容器箱体鼓肚(或破裂)Ⅰ 8.1.9 电容器(或集合式电容器组)喷油Ⅰ 8.1.10 电容器(或集合式电容器组)内部有异常声响Ⅰ 8.1.11 电容器在开关转运行后熔丝熔断,更换后再次熔断Ⅰ 8.1.12 电容器套管(熔丝端)金属盖帽脱落Ⅲ 8.1.13 电容器温度计损坏Ⅲ 8.1.14 电容器套管有放电闪络痕迹Ⅰ 8.1.15 电容器组电容与中性点铝排相连的铜线烧断Ⅰ 8.1.16 电容器组熔丝频繁熔断Ⅱ 8.1.17 电容器壳温过热温度>55℃Ⅰ 8.1.18 电容器熔丝端瓷套管顶部有渗油Ⅰ 8.2 耦合电容器 8.2.1 耦合电容器瓷瓶出现裂纹Ⅰ 8.2.2 耦合电容器瓷瓶出现断裂Ⅰ 8.2.3 耦合电容器引流线脱落Ⅰ 8.2.4 耦合电容器引流线有放电现象Ⅰ 8.2.5 耦合电容器与结合滤波器之间的引下线断开,不断放电Ⅰ8.2.6 线路接至耦合电容器的引下线偏紧,已将线路下拉Ⅲ 8.2.7 线路接至耦合电容器的引下线弧垂过长Ⅲ 8.2.8 耦合电容器末屏接地螺栓脱落(或接地线脱焊)Ⅰ 8.2.9 耦合电容器底部渗油Ⅰ 8.2.10 耦合电容器底座腐蚀倾斜Ⅱ 8.2.11 耦合电容器接地引下线严重锈蚀Ⅱ 8.2.12 耦合电容器内部有异常声响Ⅰ 9.避雷器 9.1 避雷器泄漏电流超标:在正常运行状态下,晴天或采用屏蔽安装时运行电流增加到正常值上限的 1.1倍Ⅱ 9.2 避雷器泄漏电流超标:雨天或湿度大于85%时,避雷器的运行电流增加到正常值上限的1.2倍Ⅱ9.3 避雷器泄漏电流超标:在正常运行状态下,晴天或采用屏蔽安装时运行电流增加到正常值上限的 1.2倍Ⅰ 9.4 避雷器泄漏电流超标:雨天或湿度大于85%时,避雷器的运行电流增加到正常值上限的1.3倍Ⅰ9.5 避雷器泄漏电流超标:当避雷器运行电流下降到正常值下限0.9倍时Ⅱ 9.6 避雷器计数器柜动Ⅲ 9.7 避雷器底座有裂纹Ⅱ 9.8 避雷器泄漏电流表指针卡针或无法正常指示Ⅲ 9.9 避雷器泄漏电流表三相指示偏差较大,实际数据与标准不符Ⅱ 9.10 避雷器铁遮拦损坏Ⅲ 9.11 避雷器上部均压环倾斜(或损伤、变形)、均压环锈蚀严重Ⅱ 9.12 避雷器内部有放电声(或异常声响)Ⅰ 9.13 避雷器接地引下线严重腐蚀或脱落Ⅰ 9.14 避雷器放电次数表计进水、观察窗内有水雾Ⅲ 9.15 避雷器底座腐蚀严重Ⅲ 9.16 避雷器放电记录器模糊不清Ⅲ 9.17 避雷器动作次数记录器(或在线监测表)上部小瓷瓶破损Ⅲ 9.18 避雷器底座支撑绝缘子破裂Ⅲ 9.19 避雷器在线监测仪模糊不清Ⅲ 10.避雷针 10.1 倒塌或倾斜严重(有倒塌的险)严重锈蚀Ⅰ 10.2 避雷针倾斜较严重Ⅱ 10.3 构架接地引下线严重锈蚀Ⅱ 10.4 避雷针底座腐朽严重Ⅱ 10.5 避雷针上部有倾斜Ⅲ 11.设备构架 11.1 构架开裂Ⅰ 11.2 构架断裂Ⅰ 11.3 构架倾斜严重Ⅰ 11.4 构架损坏严重Ⅰ 11.5 构架风化露筋Ⅱ 11.6 构架锈蚀严重Ⅱ 11.7 水泥构架顶部封堵不严或未封堵Ⅱ 11.8 基础下沉,移位严重Ⅱ 11.9 构架锈蚀较严重Ⅲ 11.10 构架有裂纹Ⅲ 11.11 构架倾斜Ⅲ 11.12 构架上存在异物Ⅲ 12.防误装置 12.1 微机防误锁损坏不能正常操作Ⅰ 12.2 微机防误锁锈蚀严重Ⅱ 12.3 微机防误装置卡涩,不灵活Ⅲ 12.4 防误锁插销插不到位Ⅲ 12.5 微机防误与现场实际位置的编码不一致Ⅲ 12.6 微机防误模拟失灵Ⅲ 13.接地网 13.1 接地线(扁铁)断裂Ⅰ 13.2 该接地的设备未接地Ⅰ 13.3 接地引下线严重锈蚀Ⅱ 13.4 地网腐蚀严重Ⅱ 13.5 接地扁铁截面偏小Ⅲ 14.站内电力电缆 14.1 电缆铅包发生断裂Ⅰ 14.2 电缆出现渗漏油Ⅰ 14.3 电缆出现溢胶Ⅰ 14.4 外包绝缘皮受损破裂Ⅱ 14.5 外绝缘老化变脆Ⅰ 14.6 接地线松脱、散股Ⅰ 14.7 电缆头防雨帽出现裂纹Ⅰ 14.8 电缆头严重积污Ⅱ 14.9 35kV及以下电压等级电缆电缆发热缺陷 14.9.1 粘性浸渍绝缘电缆 14.9.1.1 内部温度≥75℃Ⅰ 14.9.1.2 表面温升≥30 KⅠ 14.9.1.3 内部温度75 ℃≥t >65 ℃Ⅱ 14.9.1.4 表面温升30 K≥t >20 KⅡ 14.9.1.5 内部温度65 ℃≥t≥60 ℃Ⅲ 14.9.1.6 表面温升20 K≥t≥15 KⅢ 14.9.2 充油电缆 14.9.2.1 内部温度≥95℃Ⅰ 14.9.2.2 表面温升≥40 KⅠ 14.9.2.3 内部温度95 ℃>t >85 ℃Ⅱ 14.9.2.4 表面温升40 K >t >30 K Ⅱ 14.9.2.5 内部温度85 ℃≥t≥80 ℃Ⅲ 14.9.2.6 表面温升30 K≥t≥25 KⅢ 14.9.3 交联聚乙烯电缆 14.9.3.1 内部温度≥105℃Ⅰ 14.9.3.2 表面温升≥50 KⅠ 14.9.3.3 内部温度105 ℃>t >95 ℃Ⅱ 14.9.3.4 表面温升50 K >t >40 K Ⅱ 14.9.3.5 内部温度95 ℃≥t≥90 ℃Ⅲ 14.9.3.6 表面温升40 K≥t≥35 KⅢ 14.9.4 橡胶绝缘电缆 14.9.4.1 内部温度≥80℃Ⅰ 14.9.4.2 表面温升≥35 KⅠ 14.9.4.3 内部温度80 ℃>t >70 ℃Ⅱ 14.9.4.4 表面温升35 K t >25 K Ⅱ 14.9.4.5 内部温度70 ℃≥t≥65 ℃Ⅲ 14.9.4.6 表面温升25 K≥t≥20 KⅢ 14.10 110kV及以上电压等级电缆发热缺陷 14.10.1 充油绝缘电缆 14.10.1.1 内部温度≥75 ℃Ⅰ 14.10.1.2 表面温升≥40 KⅠ 14.10.1.3 内部温度75 ℃>t >65 ℃Ⅱ 14.10.1.4 表面温升40 K >t >30 K Ⅱ 14.10.1.5 内部温度85 ℃≥t≥80 ℃Ⅲ 14.10.1.6 表面温升30 K≥t≥25 KⅢ 14.10.2 交联聚乙烯电缆 14.10.2.1 内部温度≥100 ℃Ⅰ 14.10.2.2 表面温升≥50 KⅠ 14.10.2.3 内部温度100℃>t> 90℃Ⅱ 14.10.2.4 内部温度75 ℃>t >65 ℃Ⅱ 14.10.2.5 内部温度90 ℃≥t≥80 ℃Ⅲ 14.10.2.6 表面温升40 K≥t≥35 K Ⅲ 15.变电站逆变电源(UPS电源)设备 15.1 逆变电源装置或UPS的交流输出异常Ⅰ 15. 2 逆变电源装置或UPS故障Ⅰ 15. 3 逆变电源装置或UPS输出过载Ⅰ 15. 4 逆变电源装置或UPS的交、直流输入电源单路出现异常Ⅱ 16.变电站综合自动化系统设备 16.1 测控装置和保护测控一体化装置电源消失Ⅰ 16.2 测控装置、保护装置和保护测控一体化装置通信中断或死机Ⅰ16.3 双网络结构的系统出现双网络通信故障Ⅰ 16.4 单网络结构的系统出现网络通信故障Ⅰ 16.5 远动机死机或模块异常Ⅰ 16.6 操作员工作站(有人值班变电站)两台死机Ⅰ 16.7 综自系统感染病毒Ⅰ 16.8 一类遥信信号误漏报Ⅰ 16.9 全站或单个间隔同时出现遥测数据、遥信信号长时间不刷新Ⅰ16.10 变电站系统的电气接线图、设备名称与现场不符或遗漏Ⅱ16.11 操作员工作站单台死机或模块异常Ⅱ 16.12 系统的遥控操作发生拒动Ⅱ 16.13 遥测数据多个出现异常Ⅱ 16.14 Ⅱ、Ⅲ类遥信信号多个误漏报Ⅱ 16.15 智能设备(如直流系统、消防系统、逆变电源装置或UPS、消弧线圈、小电流接地等)通信中断Ⅱ16.16 遥控操作返校超时Ⅱ 16.17 系统的声、光、色报警功能出现异常(有人值班变电站)Ⅱ 16.18 系统的双网络结构出现单网络通信故障Ⅱ 16.19 系统的曲线、棒图、报表等功能异常Ⅲ 16.20 GPS装置异常Ⅲ 16.21 系统对时功能异常Ⅲ 16.22 间隔层保护装置通信中断Ⅲ 16.23 普通遥测数据单个出现异常Ⅲ 17.集控系统设备 17.1 一类遥信信号误漏报Ⅰ 17.2 系统下属的所有变电站或单个变电站同时出现遥测量、遥信量长时间不刷新Ⅰ 17.3 系统与变电站综合自动化系统的通信通道出现单通道或双通道中断或异常Ⅰ 17.4 系统出现双网络通信故障Ⅰ 17.5 系统的工作站、服务器死机或模块异常Ⅰ 17.6 集控系统感染病毒Ⅰ 17.7 系统下属的各变电站电气接线图、设备名称与现场不符或遗漏Ⅱ 17.8 系统的遥控操作发生拒动Ⅱ 17.9 系统的声、光、色报警功能出现异常Ⅱ 17.10 遥测数据多个出现异常Ⅱ 17.11 Ⅱ、Ⅲ类遥信信号多个误漏报Ⅱ 17.12 系统出现单网络通信故障Ⅱ 17.13 系统的曲线、棒图、报表等功能异常Ⅲ 17.14 系统的GPS装置异常Ⅲ 17.15 系统对时功能异常Ⅲ 17.16 遥测数据单个出现异常Ⅲ 18.直流系统 18.1 蓄电池以及蓄电池巡检仪 18.1.1 蓄电池短路、开路、极板断裂Ⅰ 18.1.2 蓄电池总熔断器熔断Ⅰ 18.1.3 蓄电池外壳破损电解液外漏Ⅰ 18.1.4 蓄电池炸裂以及内部冒烟、有焦味Ⅰ 18.1.5 蓄电池防爆阀动作Ⅰ 18.1.6 交流电失电时蓄电池组端电压快速下降并低于180V Ⅰ 18.1.7 极柱、螺丝、连接条爬酸或腐蚀,且数量达到整组蓄电池的20%及以上Ⅰ 18.1.8 2V蓄电池单体电压低于1.9V或高于2.4V;12V蓄电池单体电压低于11.4V或高于14.5V Ⅱ18.1.9 蓄电池温度异常,温度差值大于10℃。Ⅱ 18.1.10 蓄电池壳体异常,如鼓胀Ⅱ 18.1.11 蓄电池容量容量小于80%放电容量Ⅱ 18.1.12 蓄电池浮充电压偏差值超过±0.05V,且偏差蓄电池个数超过整组的5%Ⅱ 18.1.13 个别蓄电池极柱、螺丝、连接条爬酸或氧化腐蚀Ⅱ 18.1.14 蓄电池极柱松动发热、接触不良或弯曲Ⅱ 18.1.15 蓄电池室内温度调节设备运转不正常或损坏Ⅱ 18.1.16 蓄电池巡检装置故障或通信中断Ⅱ 18.1.16 蓄电池采集引线断线Ⅱ 18.1.17 蓄电池室运行环境温度超过30℃Ⅱ 18.1.18 蓄电池巡检装置数据不准确Ⅲ 18.1.19 蓄电池单体外壳温度高于整体平均值5℃Ⅲ 18.1.20 蓄电池室内通风设备(如排气扇)损坏Ⅲ 18.1.21 蓄电池极柱防氧化剂涂料脱落Ⅲ 18.1.22 蓄电池外部赃污Ⅲ 18.2 充电装置(包括高频开关电源模块以及监控模块) 18.2.1 充电装置交流电源故障或中断Ⅰ 18.2.2 充电装置整体停运Ⅰ 18.2.3 充电装置直流输出电压低于187V或高于253V Ⅰ 18.2.4 自动电压调节或手动电压调节失灵Ⅰ 18.2.5 充电装置自动或手动不能稳流稳压Ⅰ 18.2.6 两个及以上高频开关模块故障Ⅰ 18.2.7 直流系统失地Ⅰ 18.2.8 控制母线或合闸母线没有电压Ⅰ 18.2.9 控制母线或合闸母线回路上空开损坏Ⅰ 18.2.10 交流接触器故障Ⅱ 18.2.11 交流电源自动切换装置故障Ⅱ 18.2.12 各类变送器、传感器、分流器损坏Ⅱ 18.2.13 一个高频开关模块故障Ⅱ 18.2.14 高频开关模块风扇损坏Ⅱ 18.2.15 电压调节装置自动调节异常Ⅱ 18.2.16 电压调节装置手动调节异常Ⅱ 18.2.17 有一路交流电源故障或中断Ⅱ 18.2.18 充电装置直流输出电压低于198V或高于242V Ⅱ 18.2.19 充电装置的监控模块显示异常或无显示Ⅱ 18.2.20 充电装置的监控模块故障Ⅱ 18.2.21 充电装置的监控模块交流输入电压异常报警Ⅱ 18.2.22 充电装置的监控模块控制母线或合闸母线电压异常报警Ⅱ 18.2.23 直流母线绝缘电阻小于10MΩⅡ 18.2.24 充电装置的监控模块通信异常Ⅱ 18.2.25 屏柜上电压表、或电流表、或显示装置损坏Ⅱ 18.2.26 充电装置指示灯不亮或损坏Ⅲ 18.2.27 闸刀操作不灵活Ⅲ 18.3 联络柜及直流馈线柜及绝缘监察装置(含接地巡检)、事故照明柜 18.3.1 直流馈线屏内接线松动或断线Ⅰ 18.3.2 馈线直流空开跳闸或熔断器熔断Ⅰ 18.3.3 直流系统失地Ⅰ 18.3.4 直流空开级配不满足要求(如各馈线回路上级直流空开与下级直流空开级差小于两级)Ⅰ18.3.5 屏柜空开或闸刀操作不灵活Ⅱ 18.3.6 馈线直流空开损坏Ⅱ 18.3.7 事故照明回路不能自动切换Ⅱ 18.3.8 事故照明交流逆变器损坏Ⅱ 18.3.9 事故照明柜空开损坏Ⅱ 18.3.10 绝缘监察装置无显示或显示异常Ⅱ 18.3.11 绝缘监察装置故障或通信异常Ⅱ 18.3.12 绝缘监测传感器损坏Ⅱ 二、线路设备 序号缺陷内容缺陷类别 1.线路 1.1 杆塔 1.1.1 杆塔倾斜和挠度 1.1.1.1 杆塔倾斜,可能导致倒塔Ⅰ 1.1.1.2 杆塔明显倾斜,需要定期监视或采取临时加固措施Ⅱ 1.1.1.3 杆塔存在偏移,有发展趋势Ⅲ 1.1.1.4 杆塔存在偏移,没有发展趋势Ⅲ 1.1.2 横担倾斜和歪扭 1.1. 2.1 可能断线、倒塔或倾塔Ⅰ 1.1. 2.2 明显倾斜,需要加固Ⅱ 1.1. 2.3 变形、倾斜,有发展趋势Ⅲ 1.1. 2.4 变形、倾斜,没有发展趋势Ⅲ 1.1.3 铁塔主材 1.1.3.1 变形、弯曲,可能导致倒塔Ⅰ 1.2.3.2 变形、弯曲,需要定期监视或采取临时加固措施Ⅱ 1.2.3.3 变形、弯曲,有发展趋势Ⅲ 1.2.3.4 变形、弯曲,没有发展趋势Ⅲ 1.1.4 钢件、钢管杆杆脚及水泥杆、钢管杆杆段焊缝锈蚀 1.1.4.1 主材锈蚀失去应力支撑,可能断裂导致倒塔(杆)Ⅰ 1.1.4.2 一般塔材锈蚀严重,截面超过1/3 Ⅰ 1.1.4.3 主材锈蚀严重Ⅱ 1.1.4.4 一般塔材锈蚀,截面1/5~1/3 Ⅱ 1.1.4.5 角铁、螺栓部分轻微锈蚀,但不影响运行Ⅲ 1.1.5 角铁和螺栓被盗、丢失 1.1.5.1 主材连接抱角铁或螺栓被盗,以致一腿及以上失去受力Ⅰ 1.1.5.2 一个组合段内斜材或螺栓被盗丢失50%及以上Ⅰ 1.1.5.3 主材连接抱角铁、螺栓或一个组合段内角铁、螺栓被盗、丢失,松动20%~50% Ⅱ1.1.5.4 一个组合段内塔材或螺栓被盗、丢失,松动20%以下Ⅲ 1.1.6 水泥杆老化、裂纹、破洞 1.1.6.1 叉梁断裂,杆身有明显暴胀Ⅰ 1.1.6.2 突发性纵向裂纹且变化较快Ⅰ 1.1.6.3 严重老化、水泥脱落、钢筋外露,破洞面积达900cm2及以上以及断筋Ⅰ 1.1.6.4 纵向裂纹较多较大,但裂纹发展较慢Ⅱ 1.1.6.5 老化、水泥脱落、钢筋外露,破洞达25~900 cm2 Ⅱ 1.1.6.6 水泥杆出现数根裂纹Ⅲ 1.1.6.7 表面老化,表层水泥酥松、脱落,破洞面积达25 cm2以下Ⅲ 1.1.6.8 水泥杆出现细微裂纹Ⅲ 1.1.6.9 表层水泥脱落,破洞面积达12 cm2以下Ⅲ 1.1.7 横担鸟窝及抛挂物下垂 1.1.7.1 与导线间隙不满足安全距离Ⅰ 1.1.7.2 与导线间隙满足安全距离,但可能影响运行Ⅱ 1.1.7.3 横担有鸟窝、蜂窝满足安全距离,但不影响运行Ⅲ 1.1.7.3 横担有抛挂物满足安全距离,但不影响运行Ⅲ 1.1.8 杆塔标志 1.1.8.1 同杆架设双回塔杆号牌左右回路错挂,或喷刷的线路名称、编号左右回路错编Ⅱ 1.1.8.2 同杆架设双回路塔横担无警示色标Ⅲ 1.1.8.3 杆号牌、相位牌、警告牌丢失、损坏Ⅲ 1.1.8.4 杆塔喷刷的线路名称、编号、相位色字迹不清Ⅲ 1.2 导线、地线(耦合地线)、避雷针 1.2.1 钢芯铝绞线损伤、断股 1.2.1.1 钢芯断股,同一处断股损伤截面超过铝股总截面25%(凡单股损伤深度超过直径1/2的按断股论处)Ⅰ 1.2.1.2 金钩、破股使钢芯或内层铝股形成永久性无法修复的变形Ⅰ 1.2.1.3 导线因过流或其它原因发生过热而丧失原有机械强度Ⅰ 1.2.1.4 断股损伤截面占铝股总截面7%~25% Ⅱ 1.2.1.5 铝线严重腐蚀Ⅱ 1.2.1.6 金钩、硬弯、歪扭变形、闪络烧伤、严重松股Ⅱ 1.2.1.7 连续损伤长度超过一组补修金具允许补修的长度Ⅱ 1.2.1.8 断股损伤截面占铝股总截面7%以下Ⅲ 1.2.1.9 歪扭、松股、磨伤。Ⅲ 1.2.2 铝包钢绞线损伤、断股 1.2.2.1 断股损伤截面超过铝股总截面10% Ⅰ 1.2.2.2 断股损伤截面占铝股总截面5%~10% Ⅱ 1.2.2.3 断股损伤截面小于铝股总截面5%以下Ⅲ 1.2.3 钢绞线损伤、断股 1.2.3.1 断股损伤截面超过总截面17% Ⅰ 1.2.3.2 金钩严重,形成无法修复的永久性变形Ⅰ 1.2.3.3 断股损伤截面占总截面5%~17% Ⅱ 1.2.3.4 金钩较严重Ⅱ 1.2.3.5 断股损伤截面小于总截面5%以下Ⅲ 1.2.4 架空地线锈蚀 1.2.4.1 腐烂非常严重,锈蚀截面占总截面的1/3及以上Ⅰ 1.2.4.2 腐烂严重,锈蚀截面占总截面的1/5~1/3 Ⅱ 1.2.4.3 锈蚀截面占总截面的1/5以下Ⅲ 1.2.5 导、地线上抛挂物(气球、风筝、稻草、绳带等) 1.2.5.1 与相间或对地间隙不满足安全距离Ⅰ 1.2.5.2 与相间或对地间隙满足安全距离,但可能影响运行Ⅱ 1.2.5.3 导、地线上悬挂异物满足安全距离,且不影响安全运行Ⅲ 1.2.6 导线、地线、跳线弛度 1.2.6.1 档距内导线驰度误差大于10%或小于-5%,三相驰度不平衡大于600mm Ⅱ1.2.6.2 导线跳线太长,在最大风偏情况下有可能引起对地放电Ⅱ 1.2.6.3 档距内导线驰度误差超过: 110kV及以下+5%,-2.5% 三相不平衡超过:110kV及以下200mm。 垂直排列的相分裂导线弧垂偏差超过:+80mm、-0mm。 导线跳线对地距离超过±100mm,歪扭变形Ⅲ 1.2.7 避雷针 1.2.7.1 与杆塔固定部件腐烂严重,随时有可能倾倒Ⅰ 1.2.7.2 与杆塔固定螺栓松动、丢失,锈蚀严重Ⅱ 1.2.7.3 一般锈蚀Ⅲ 1.2.8 其它 1.2.8.1 补修管开裂Ⅱ 1.2.8.2 导、地线松股Ⅲ 1.2.8.3 相分裂导线混绞Ⅲ 1.2.8.4 铝包带绕向与导线外层绞向不一致Ⅲ 1.3 金具 1.3.1 导线连接器(接续管、压缩型耐张线夹及连接压板、并沟线夹) 1.3.1.1 严重发热,温度高于130℃并与导线温差达30℃以上,发红,明显冒烟Ⅰ1.3.1.2 发热,温度高于110℃并与导线温差达20℃以上Ⅱ 1.3.1.3 运行中探伤和检修中发现连接器内断股、钢芯烧伤、裂纹、压接不良Ⅱ1.3.1.4 发热,温度高于90℃并与导线温差达10℃以上Ⅲ 1.3.1.5 导线连接器温度未超标但相对温差超标δt≥35% 计算公式δ=(T1-T2)/(T1-T0)*100% T1:发热点的温度,T2:正常相对测点的温度,T0:环境参照体温度 1.3.2 连接金具 1.3. 2.1 锈蚀截面占总截面的1/3及以上Ⅰ 1.3. 2.2 裂纹Ⅰ 1.3. 2.3 线夹螺栓脱落,导、地线随时有可能自挂架中脱出Ⅰ 1.3. 2.4 锈蚀截面占总截面的1/5~1/3 Ⅱ 1.3. 2.5 严重磨损、变形、开焊,无螺帽的螺栓缺少开口销Ⅱ 1.3. 2.6 线夹锈蚀,螺栓松动脱落,导、地线在线夹内滑动,跳出线夹船体Ⅱ 1.3. 2.7 锈蚀截面占总截面的1/5以下Ⅲ 1.3. 2.8 磨损变形,螺栓松动,缺少螺帽、垫圈Ⅲ 1.3. 2.9 开口销折断、裂纹,开口角度小于60°,或用线材代替,脱出Ⅲ 1.3.3 防振金具 1.3.3.1 阻尼线自线夹脱落,足能引起相间短路Ⅰ 1.3.3.2 阻尼线自线夹脱落,与另一相导线的距离接近至:110kV--1m Ⅱ 1.3.3.3 防振锤滑动、偏斜、锈蚀、钢丝断股、脱落Ⅲ 1.3.3.4 阻尼线变形、磨损、断股、滑动Ⅲ 1.3.3.5 预绞丝松散、断股或烧伤Ⅲ 1.3.4 拉线及拉线金具 1.3.4.1 一条拉线失去或即将失去作用Ⅰ 1.3.4.2 拉线受损(锈蚀、断股、被移位)可能失去作用Ⅱ 1.3.4.3 拉线、UT线夹、NX线夹、拉线棒或抱箍锈蚀,锈蚀深度:Φ36mm及以上超过4mm,Φ36mm以下超过2mm Ⅱ 1.3.4.4 拉线受力不均匀,部分松弛、松股Ⅲ 1.3.4.5 拉线、拉线棒及部件锈蚀Ⅲ 1.3.4.6 拉线与拉线交叉处互相摩擦Ⅲ 1.3.4.7 拉线及UT线夹被埋土中或离地小于30cm,或被水浸淹Ⅲ 1.3.4.8 拉线上挂有低压线、通讯线、广播线等及攀附植物、悬挂物等Ⅲ 1.3.4.9 拉线缺少螺帽、开口销Ⅲ 1.3.5 其它 1.3.5.1 均压环、屏蔽环、间隔棒锈蚀及螺栓松动、偏斜Ⅲ 1.3.5.2 金具镀锌层局部破损、剥落、缺锌Ⅲ 1.3.5.3 金具有缺件、毛刺、沙眼、气泡、飞边及表面粗糙不光滑Ⅲ 1.3.5.4 重锤及其挂板腐烂脱落Ⅲ 1.4 绝缘子 1.4.1 悬式绝缘子 1.4.1.1 每串瓷瓶中零值或低值瓶、雷击闪络的数量: 35kV--3片中有1片及以上;110kV--7片中有3片及以上; (实际片数增加,允许出现的低值、零值瓷瓶也相应地增加)Ⅰ 1.4.1.2 碗头、球头锈蚀、破损严重,影响运行Ⅰ 1.4.1.3 裙盘脱落,弹簧销严重腐烂、脱落Ⅰ 1.4.1.4 夜巡可见爬电短接的绝缘子数量达到串长20-30%并且出现密集,持续橘黄色短电弧,声响大Ⅰ1.4.1.5 每串瓷瓶中零值或低值瓶、雷击闪络数量: 110kV--7片中有2片; (实际片数增加,允许出现的低值、零值瓷瓶也相应地增加)Ⅱ 1.4.1.6 碗头、球头锈蚀较严重Ⅱ 1.4.1.7 瓷盘歪斜较严重,弹簧销有腐烂缺销现象Ⅱ 1.4.1.8 夜巡可见爬电短接的绝缘子数量达到串长10~20%,并且出现紫色刷状放电Ⅱ 1.4.1.9 110kV、220kV有1片零值或雷击闪络;Ⅲ 1.4.1.10 夜巡可见紫色轻微放电现象,轻微放电Ⅲ 1.4.1.11 碗头、球头锈轻微锈蚀Ⅲ 1.4.1.12 绝缘子表面有麻伤Ⅲ 1.4.2 合成绝缘子 1.4. 2.1 端部金具出现连接滑移现象Ⅰ 1.4. 2.2 金具出现裂纹Ⅰ 1.4. 2.3 严重老化、破损、开裂及憎水性能失效Ⅱ 1.4. 2.4 老化、磨损、变形Ⅲ 1.4. 2.5 伞裙粘接处出现脱胶现象Ⅲ 1.4.3 钢化玻璃绝缘子 1.4.3.1 自破4片及以上Ⅰ 1.4.3.2 碗头、球头锈蚀严重Ⅰ 1.4.3.3 夜巡可见爬电短接的绝缘子数量达到串长20~30%并且出现密集,持续橘黄色短电弧,声响大Ⅰ1.4.3.4 自破2~3片Ⅱ 1.4.3.5 碗头、球头锈蚀较严重Ⅱ 1.4.3.6 夜巡可见爬电短接的绝缘子数量达到串长10~20%,并且出现紫色刷状放电Ⅱ 1.4.3.7 自破1片Ⅲ 1.4.3.8 夜巡可见紫色轻微放电现象,轻微放电声Ⅲ 1.4.3.9 碗头、球头轻微锈蚀Ⅲ 1.4.4 瓷横担 1.4.4.1 可能导致导线脱落或瓷横担断裂Ⅰ 1.4.4.2 瓷横担严重偏斜、御线松动、断股、烧伤Ⅱ 1.4.4.3 瓷横担偏斜,有发展趋势Ⅲ 1.4.4.4 瓷横担偏斜,没有发展趋势Ⅲ 1.4.5 悬垂串倾斜 1.4.5.1 悬垂串倾斜超过15°,顺线路方向偏移值超过300mm Ⅱ 1.4.5.2 悬垂串倾斜在7.5~15°,顺线路方向偏移值在300mm及以下Ⅲ 1.5 基础 1.5.1 杆塔基础塌方,其中一腿已失去地基支撑Ⅰ 1.5.2 杆根、杆塔基础已被洪水冲刷Ⅰ 1.5.3 杆塔边缘随时可能发生山体大滑坡Ⅰ 1.5.4 塌方点距杆塔基础或拉线盘边缘水泥杆3m,铁塔5m之内Ⅱ 1.5.5 基础及拉线基础下沉或上拔,基础有裂纹损伤、疏松,周围土壤明显突起或沉陷Ⅱ 1.5.6 基础护坡下沉、裂纹、塌方或被雨水冲刷Ⅲ 1.5.7 基础及其上坡无排水沟或排水沟被堵塞Ⅲ 1.5.8 基础被水土冲刷、缺土或常浸于水中Ⅲ 1.5.9 基础周围防洪设施坍塌或损坏,塌方点距杆塔基础或拉线盘边缘水泥杆3m,铁塔5m范围,但有可能向基础发展Ⅲ 1.5.10 加固的杆塔、拉线基础损坏Ⅲ 1.5.11 堆放谷物、草料、易燃物、易爆物,倾倒酸、碱盐等化学物品和垃圾杂物及影响安全的其它物品Ⅲ1.5.12 在周围修筑畜圈、围墙或围栏Ⅲ 1.6 接地装置 1.6.1 接地引下线腐烂、断落,锈蚀深度1/2及以上Ⅱ 1.6.2 接地装置与杆塔接触不良Ⅱ 1.6.3 接地射线外露、断落、丢失、被开挖Ⅲ 1.6.4 接地电阻超出设计值Ⅲ 1.6.5 接地引下线螺栓无法解开,或无法拧紧Ⅲ 1.6.6 接地引下线腐烂Ⅲ 1.6.7 接地引下线与杆塔松开后下沉或歪斜,难以恢复装设Ⅲ 1.6.8 接地眼离地面在100mm以下,或被土掩埋Ⅲ 1.7 防护区及其它 1.7.1 防护区内有台风时可能倾覆到导线上的超高树木Ⅰ 1.7.2 防护区内树竹、建筑物、旗杆、天线等在最大风偏下对导线间隙: 35kV小于0.6m;110kV小于1m;Ⅰ 1.7.3 距边导线200m内开山爆破,射击训练Ⅱ 1.7.4 防护区内距边导线4m有超过导线的树木,但不足以倾覆导线Ⅱ 1.7.5 防护区内树竹、建筑物、旗杆、天线等对导线间隙小于各防护规定的安全距离: 35~110kV:5m;Ⅱ 1.7.6 在防护区进行开挖、修建、打桩、筑路、架线疏浚、栽植树竹及修建道路、铁路、码头、卸货场、射击场和各种管道等高大移动设施Ⅲ 1.7.7 巡线道、杆塔基面、拉线棒长满树竹、杂草Ⅲ 1.7.8 巡线道塌方,桥梁堵塞、损坏或被洪水冲垮Ⅲ 1.7.9 防护区内树竹虽未接近各防护规定的安全距离,但在一个年度内自然生长高度可能接近或超过安全距离规定值的Ⅲ 2.电缆 2.1 电缆本体 2.1.1 有明显损伤(至主绝缘)Ⅰ 2.1.2 耐压试验不合格Ⅰ 2.1.3 电缆线芯绝缘严重偏低Ⅰ 2.1.4 电缆本体有明显损伤(至金属护层)Ⅱ 2.1.5 充油电缆渗油Ⅱ 2.1.6 电缆外护层有损伤,外护层绝缘试验不合格Ⅲ 2.1.7 电缆抱箍丢失或松脱Ⅲ 2.2 电缆终端头 2.2.1 电缆头渗油或漏胶严重,瓷套管有较大破损、龟裂Ⅰ 2.2.2 电缆终端头有抛挂物(如气球、风筝、稻草、绳带等)Ⅰ 2.2.3 电缆头内部绝缘油微水试验不合格Ⅰ 2.2.4 电缆头严重污秽,超过设计标准Ⅰ 2.2.5 电缆头有爬电现象Ⅰ 2.2.6 线夹严重发热(参照变电设备发热缺陷分类标准,下同)Ⅰ 2.2.7 电缆终端头内部明显的异常发热现象Ⅰ 2.2.8 电缆头有细微渗油或漏胶Ⅱ 2.2.9 瓷套管有细微破损、龟裂Ⅱ 2.2.10 110 kV以上电缆头引流线太紧,电缆头有倾斜现象Ⅱ 2.2.11 电缆头护层接地线断线或被盗Ⅱ 2.2.12 缆头护层保护器破损或试验不合格Ⅱ 2.2.13 电缆头无相色标志或相色模糊Ⅲ 2.2.14 电缆线路无杆号牌或杆号牌有误Ⅲ 2.2.15 电缆抱箍丢失或松脱Ⅲ 2.3 电缆中间接头 2.3.1 外部有明显损伤及严重变形Ⅰ 2.3.2 接头发热严重,明显高于电缆本体温度Ⅰ 2.3.3 接头密封部分失效Ⅱ 2.3.4 接头无防火阻燃措施;接头无铠装或无其它防外力破坏的措施Ⅱ 2.3.5 接头支架锈蚀严重Ⅱ 2.3.6 电缆头护层接地线断线或被盗Ⅱ 2.3.7 电缆头护层保护器泡水、受潮严重或试验不合格Ⅱ 2.3.8 接头未上支架,支架有锈蚀现象但不严重Ⅲ 2.3.9 接头无现场标示牌Ⅲ 2.3.10 接头附近有打桩等强烈振动,而接头无防振措施Ⅲ 2.3.11 交叉互联箱门被撬,无锁Ⅲ 2.3.12 电缆抱箍丢失或松脱Ⅲ 2.3.13 接头防火胶带或防火涂料老化或掉落严重Ⅲ 2.4 电缆线路专用避雷器 2.4.1 预防性试验不合格Ⅰ 2.4.2 瓷裙有较大裂痕,有抛挂物(如气球、风筝、稻草、绳带等)Ⅰ 2.4.3 严重污秽,超过设计标准Ⅰ 2.4.4 110kV在线监测超过750微安,或三相监测严重不平衡Ⅱ 2.4.5 在线监测仪损坏或失灵,引线被盗或断线Ⅱ 2.4.6 瓷裙有轻微裂痕Ⅱ 2.4.7 无相色标志、相色标志模糊或标志错误Ⅲ 2.4.8 有锈蚀现象Ⅲ 2.5 电缆走廊 2.5.1 在电缆保护区内有煤气、自来水、污水、温泉、电信等管道及道路建设采用大型施工机械在开挖、打桩、钻探等施工,即将或必将发生电力电缆被挖伤、挖断等事故Ⅰ 2.5.2 电缆走廊上有倾倒强酸、强碱等威胁到电缆安全运行的行为Ⅰ 2.5.3 电缆沟内有大量煤气泄漏Ⅰ 2.5.4 在电缆保护区内有煤气、自来水、污水、温泉、电信等管道及道路建设工程,未经许可擅自将电缆沟、桥、工井、排管破坏,强行敷设其它管道和设施,施工过程可能导致电缆事故的发生Ⅱ 2.5.5 电缆沟内有煤气泄漏现象Ⅱ 2.5.6 电缆沟无盖板或工井盖板丢失Ⅱ 2.5.7 电缆沟盖板断裂,盖板压到沟中电缆Ⅱ 2.5.8 电缆桥基础下陷,主受力结构松动,铁件丢失Ⅱ 2.5.9 在电缆保护区旁边有煤气、自来水、污水、温泉、电信等管道及道路建设工程,未经许可擅自将电缆沟、桥、工井、排管破坏,强行敷设其它管道和设施,影响今后电缆的敷设,但对运行中电缆暂无威胁Ⅲ 2.5.10 电缆走廊被填埋或电缆明沟被花砖等覆盖Ⅲ 2.5.11 电缆标志桩丢失或标示字迹不明Ⅲ 2.5.12 电缆沟盖板破损、断裂,但对电缆运行不造成影响Ⅲ 2.5.13 煤气管道直接敷设在电缆沟中,无防漏措施Ⅲ 2.5.14 电缆桥非关键部件丢失或有锈蚀现象Ⅲ 2.6 电缆土建设施 2.6.1 电缆隧道、电缆沟、工井下下陷、冲刷或塌方,致使电缆移位严重或悬空Ⅰ 2.6.2 电缆隧道有沉降现象、裂缝较大、进水严重等有威胁电缆安全运行的情况Ⅱ 2.6.3 电缆沟破坏严重,致使电缆移位Ⅱ 2.6.4 电缆爬梯松脱、腐蚀严重Ⅱ 2.6.5 电缆支架、地线腐蚀严重Ⅱ 2.6.6 接地电阻试验不合格Ⅱ 2.6.7 电缆隧道、电缆沟、工井有轻微渗水现象,一般积水Ⅲ2.6.8 电缆支架、地线一般腐蚀Ⅲ 2.7 电缆附属设施 2.7.1 充油电缆油压及报警系统损坏Ⅱ 2.7.2 电缆消防报警系统损坏Ⅱ 2.7.3 排水系统抽水泵、电缆、控制箱损坏Ⅲ 2.7.4 温度监控系统损坏Ⅲ 2.7.5 电缆隧道照明系统损坏Ⅲ