缺陷分类分级管理

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。

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) 1.2 断路器 1.3 隔离开关 1.4 母线 1.5 防雷设备 1.6 电力电缆 1.7 控制电缆 1.8 继电器 1.9 表计 1.10 电力电容器 1.11 电压、电流互感器、耦合电容器、阻波器 1.12 继电保护及自动装置 1.13 直流设备 1.14 土建部分 1.15 变电其它设备 2 通讯、计算机、远动、消防系统分类标准 2.1 通讯 2.2 计算机系统 2.3 远动部分 2.4 消防系统 3 电力线路设备缺陷分类标准 3.1 导线及架空地线 3.2 绝缘子及金具 3.3 杆塔 3.4 横担 3.5 拉线 3.6 柱上开关 3.7 配电变压器及令克 3.8 避雷器 3.9 接地装置 3.10 线路电力电缆 附件1:设备缺陷记录 附件2:线路缺陷记录 3 4 5 6 6 7 8 8 9 10 10 11 12 13 14 15

15 16 16 17 18

18 19 20 20 21 21 22 22 23 23 25 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;

1.2.1.13 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℃)、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(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: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 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; 1.9.2.4 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℃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; 1.11.1.7 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 PT接地线断裂; 1.11.1.11 PT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。 1.11.1.14 35kV及以下PT高压熔断器熔断。

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、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 充电装置故障达不到N-1要求,220kV及以上枢纽变电站直流系统未按双重化配置;

1.13.1.11 直流系统电压异常且无法恢复正常(包括充电装置交流输入电压、输出电压、电流值,直流母线电压值等异常)。

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 接线松;

1.13.2.6 充放电流达不到额定容量,但仍能满足开关合跳闸;

1.13.2.7 直流系统异常,监控模块故障;

1.13.2.8 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;

1.13.2.9 直流回路空气小开关损坏,上下级空气小开关或熔丝之间不能满足选择性配合;

1.13.2.10 事故照明系统的缺陷;

1.13.2.11 各控制或保护回路直流电源间存在寄生回路;

1.13.2.12 充电装置长期未进行检验,其稳流、稳压精度,纹波系数等不符合要求。

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 直流空气小开关灭弧罩损坏;

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、消防系统缺陷分类分级标准

2.1 通讯

2.1.1 紧急缺陷

2.1.1.1

2.1.1.2

2.1.1.3

2.1.1.4

2.1.1.5

2.1.1.6

2.1.1.7

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; 调度、变电站通信中断; 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; 对外服务、公安保卫(如营业报装、电力抢修)电话中断; 重要行政电话中断; 程控交换机故障;住宅电话故障,数量在30户以上者; 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; 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

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

2.1.2.2

2.1.2.3

2.1.2.4

2.1.2.5

2.1.2.6

2.1.2.7

2.1.2.8

2.1.2.9 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; 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; 系统机房空调故障, “五防系统”后台主机失灵、电源故障、回路故障、机械闭锁故障 带电显示器闭锁灯不亮,或带电指示灯有两只及以上不亮; 重要信息量的遥测、遥信数据不准确,遥控失灵; 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; 微机监控的维护工作站(工程师站)故障; 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

2.1.3.2

2.1.3.3

2.1.3.4

2.1.3.5 电话通话质量差; 具有远传功能的装置,因通信故障而不能实现远传; 带电显示器闭锁灯亮,带电指示灯有一只不亮; 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; 监控系统与某些智能仪表、装置通讯异常;

2.1.3.7

2.1.3.8

2.2 冗余配置的监控设备切换故障; 保安系统工作不正常。 计算机系统

2.2.1 紧急缺陷

2.2.1.1

2.2.1.2

2.2.1.3

2.2.1.4

2.2.1.5

2.2.1.6 网络全面故障; 发现可能导致系统或网络瘫痪或其它重大危害的计算机病毒或恶意攻击; 营业、呼叫中心系统因计算机软、硬件、网络故障使工作受重大影响的; 系统机房电源故障; 管理系统重要单机严重故障,不能启动者; 地调、500kV变电站、监控中心网络故障,使得重要管理信息不能流通或记录。

2.2.2 重大缺陷

2.2.2.1

2.2.2.2

2.2.2.3

2.2.2.4 系统或网络局部故障,导致重要信息不能流通; 单机严重故障,不能进行任何操作者; 变电站计算机或网络故障,不能正常使用MIS、办公自动化等系统; 系统机房空调故障。

2.2.3 一般缺陷

2.2.3.1

2.2.3.2

2.2.3.3

2.3 单机局部故障,可进行基本操作; 计算机外设故障; 网络局部故障,不影响重要信息流通。 远动部分

2.3.1 紧急缺陷

2.3.1.1

2.3.1.2

2.3.1.3

2.3.1.4

2.3.1.5

2.3.1.6

2.3.1.7

2.3.1.8 地调及监控中心监控机死机、损坏; 地调及监控中心监控机数据不能刷新; 有人值班变电站后台监控机死机,不能启动; 无人值班变电站110kV及以上线路、主变遥测、遥信量不能上传; 无人值班变电站各母线电压不能上传; 系统机房电源故障; 无人值班变电站发生遥控遥调失灵误动、拒动; 无人值班变电站直流母线电压、直流装置异常工况不能上传;

2.3.2 重大缺陷

2.3.2.1

2.3.2.2

2.3.2.3 远动或通讯工作通道不能正常工作,必须马上转换到备用通道; 变电站后台监控机死机,但还能启动; 无人值班变电站线路、主变遥测、遥信量、保护动作信号不能上传;

2.3.2.5

2.3.2.6

2.3.2.7

2.3.2.8

2.3.2.9 有人值班变电站各母线电压、直流装置异常工况不能上传; 有人值班变电站110kV及以上线路、主变遥测、遥信量、保护动作信号不能上传; 有人值班变电站全站遥测、遥信数据不能上传; 电能量采集系统主站故障; 断路器位置信号与现场不对应;

2.3.2.10 系统机房空调故障;

2.3.2.11 盘面、盘后不整洁,接线端子锈蚀严重,或名称标示不完全正确;

2.3.2.12 各种装置、元件、部件的超过检验期限一年,特性和误差不满足有关规程规定。

2.3.3 一般缺陷

2.3.3.1

2.3.3.2

2.4 各变电站打印机损坏; 其他缺陷 消防系统

2.4.1 紧急缺陷

2.4.1.1

2.4.1.2 水喷雾系统发生误喷,可能造成电气短路; 七氟丙烷等气体灭火系统严重漏气或误喷,有可能对人身产生危害。

2.4.2 重大缺陷

2.4.2.1

2.4.2.2

2.4.2.3

2.4.2.4

2.4.2.5

2.4.2.6 消防设备不全,未定期检查及更换; 变电站建筑物及设备之间或电气设备之间的防火间距不满足防火要求; 电缆防火封堵不满足防火封堵工作标准; 消防给水不能满足水喷雾系统与消火栓系统用水要求; 水喷雾系统水雾喷头、雨淋阀组、消防水泵不能保证单台主变火灾时灭火要求; 火灾自动报警系统温感电缆短路或开路报警、报警控制器误报警、未定期按要求进行检查和试验的,响应时间不能满足要求;

2.4.2.7

2.4.2.8

2.4.2.9 无人值班变电站火灾自动报警信号不能远传的; 补水/补气泵频繁启动; 喷淋装置的主电源、控制电源中断;

2.4.2.10 汽水压力罐低压报警;

2.4.2.11 喷淋阀及控制管道泄漏。

2.4.3 一般缺陷

2.4.3.1

2.4.3.2

2.4.3.3 消防泵、补水/补气泵漏水; 阀门、管道漏水; 蓄水池补水浮球阀损坏。

3 电力线路设备缺陷分类分级标准

3.1 导线及架空地线

3.1.1 紧急缺陷

3.1.1.1 导线接许管、耐张压接线夹及跳线连接点温度超过允许值,且有放电或变色发红、发热现象;

3.1.1.2 导线相间距离、对地距离、交叉跨越距离等不符合规程要求;

3.1.1.3 导线上有杂物能造成相间或对地短路;

3.1.1.4 导线接头电阻不合格大于标准2.0倍时;

3.1.1.5 导地线断股严重、损伤到需要切断重接的程度:

a)钢芯铝绞线:1)钢芯断股;2)断股损伤截面超过铝股或合金股总面积的25%;

b)铝绞线:断股损伤截面超过铝股或合金股总面积的17%或者

1)7股断2股及以上者;

2)19股断5股及以上者;

3)35--37股断7股以上者;

c) 镀锌钢绞线,7股断2股及以上,19股断6股及以上。

3.1.1.6 架空地线、接地引线严重锈蚀;

3.1.1.7 线路通道或导线对地距离不能满足规程规定要求,又没有采取有效措施,不能保证正常安全运行的;

3.1.1.8 裸导线上挂有异物,极易造成接地或短路;

3.1.1.9 任何导线在断股后散开有可能碰及其它相导线者。

3.1.2 重大缺陷

3.1.2.1 三相弧垂松紧严重不平衡,震动严重,太紧有断线可能、太松有碰线可能者;

3.1.2.2 释放线夹卡死、固定线夹松动;

3.1.2.3 钢芯铝绞线断股、损伤截面积占总铝股截面积的7-25%;架空地线断股、损伤到7股断1股、19股断3-4股、35-37股断5-6股或锈蚀严重者;

3.1.2.4 造成对地(建筑物)安全距离不足,或大风相间距离不能保证;

3.1.2.5 导线间或对地距离过小,导线上挂有异物,保护区域内有大量违章建筑物,影响安全运行;

3.1.2.6 分裂导线扭绞;

3.1.2.7 绝缘导线表面有明显损伤,绝缘层损伤程度占绝缘层厚度的10%及以上;

3.1.2.8 架空地线锈蚀。

3.1.3 一般缺陷

3.1.3.1 导线断股或有磨损松股情况;

3.1.3.2 弧垂变化,但尚未影响安全运行;

3.1.3.3 架空地线生锈、接地引下线不牢固;

3.1.3.4 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;

3.1.3.5 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;

3.1.3.6 建筑、树技等对导线距离不够。

3.2 绝缘子及金具

3.2.1 紧急缺陷

3.2.1.1 绝缘子串有严重放电现象;

3.2.1.2 绝缘子串被金属短路;

3.2.1.3 绝缘子串销子脱落或绝缘子串脱落;

3.2.1.4 一串绝缘子串上零值或破损瓷瓶片数达到35kV1片、110kV 3片、220kV 4片、500kV 4片及以上者

3.2.1.5 针式绝缘子及瓷横担破损严重、螺母掉落;

3.2.1.6 高压支柱绝缘子有裂纹,釉面破损面积大于1cm2;

3.2.1.7 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。

3.2.2 重大缺陷

3.2.2.1 绝缘子串有异常响声;

3.2.2.2 绝缘子硬伤超过50mm2;

3.2.2.3 绝缘子串开口销脱落、导地线挂线金具上的穿钉和开口销、螺杆有脱落可能;跳线连接处螺栓松动,压板有温升,跳线对拉线或电杆的空气间隙小于规程规定;

3.2.2.4 一串绝缘子中,零值或破损瓷瓶达到或超过下列数值:

10kV及以下有1片,35kV有2片;110kV3片,220kV3片,500kV3片;

3.2.2.5 绝缘子盐密超标,爬距不满足要求或绝缘子表面污闪严重;

3.2.2.6 绝缘子和瓷横担端部金属附件锈蚀严重;

3.2.2.7 合成绝缘子各部件连接部分有脱胶、缝隙、滑移等现象;

3.2.2.8 均压环、屏蔽环脱开、严重变形;

3.2.2.9 间隔棒歪斜、掉爪、松动;

3.2.2.10 压接管、补修管弯曲严重、开裂;

3.2.2.11 防震锤跑出、重锤脱落;

3.2.3 一般缺陷

3.2.3.1 绝缘子盐密超标、脏污、积灰,但雨雾天火花不严重;

3.2.3.2 铁塔缺少个别材料(如螺栓、螺帽、脚钉等)。绝缘子开口销未开口;

3.2.3.3 绝缘子串测量有零值、低值、破损者,但全串绝缘子好的多于重大缺陷规定数;

3.2.3.4 个别金具(如铁帽、铁脚、铁件)锈蚀。防震锤锈蚀、移位;

3.2.3.5 绝缘子表面污秽、积垢;

3.2.3.6 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1cm,表面有烧斑;

3.2.3.7 直线杆悬式绝缘子串在顺线方向上偏斜大于15度。

3.3 杆塔

3.3.1 紧急缺陷

3.3.1.1 杆塔弯曲、倾斜严重、有裂纹,有即将倾倒的危险者;

3.3.1.2 金具有变形、裂纹或其它问题,随时可能导致导地线掉落;

3.3.1.3 杆塔等设备基础严重坍塌,出现不稳定现象或已严重倾斜,随时有可能造成倒杆;

3.3.1.4 在基础外围2m之内挖土深度超过1m以上;

3.3.1.5 砼杆严重露筋并锈蚀,受外界因素影响可能断杆;

3.3.1.6 铁塔主角钢严重锈蚀有断脱可能,主角钢缺连接螺栓,钢管塔连接件发生变形。

3.3.2 重大缺陷

3.3.2.1 杆塔或拉线基础裂缝、剥落、被冲刷、塌陷,使基础稳固受到较大影响;

3.3.2.2 杆(塔) 部件和零件不齐全,有严重腐蚀,铁塔重要部位缺材,主材或主要受力构件连接处缺螺栓占该处螺栓总数三分之一以上;

3.3.2.3 杆塔接地电阻不合格;

3.3.2.4 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%;

3.3.2.5 在基础或杆根外围2m内挖土深度在1m之内;

3.3.2.6 预应力杆有裂纹,普通水泥杆裂纹宽度大于0.2mm,长度大于1.5m,或多处露筋,对电杆强度有较大影响;

3.3.2.7 水泥杆剥落钢筋明显外露;

3.3.2.8 水泥杆对接钢箍严重锈蚀。

3.3.3 一般缺陷

3.3.3.1 杆塔有倾斜现象;杆顶部偏斜一个杆顶直径;

3.3.3.2 电杆腐蚀要维修加固者;

3.3.3.3 基础回填土散失、土壤下陷;

3.3.3.4 基础外围2m外挖土深度不超过1m;

3.3.3.5 铁塔底脚螺丝因浇灌不良而有松动,角钢普遍有锈蚀现象;

3.3.3.6 水泥杆露筋锈蚀严重,铁塔严重锈蚀,焊缝或铆钉松裂;钢管有锈蚀;

3.3.3.7 铁塔缺少个别材料、螺栓、螺帽、脚钉等;缺少杆号、相色以及铭牌。

3.4 横担

3.4.1 紧急缺陷

3.4.1.1 横担受力处弯曲或即将断脱;

3.4.1.2 铁板严重锈蚀。

3.4.2 重大缺陷

3.4.2.1 木横担有严重裂纹、生菌腐蚀或严重烧焦现象;

3.4.2.2 瓷横担严重污秽、硬伤,且破伤面积大于50 mm2者; 3.4.2.3 铁横担明显锈蚀、出现孔洞,有弯曲情况; 3.4.2.4 横担严重倾斜现象,瓷横担左右倾斜,剪切销断脱。 3.4.3 一般缺陷

3.4.3.1 横担紧固不可靠,紧固螺栓不出头,;横担不平; 3.4.3.2 铁横担有锈蚀现象。 3.5

拉线

3.5.1 紧急缺陷

3.5.1.1 拉线锈蚀、断股严重(镀锌钢绞线:7股断2股;19股断3股),随时有可能造成倒杆; 3.5.1.2 受力金具严重锈蚀。 3.5.2 重大缺陷 3.5.2.1 顺线拉断落;

3.5.2.2 断联杆板线松弛,电杆倾斜;

3.5.2.3 拉线断股或锈蚀严重,但短期内不至于倒杆; 3.5.2.4 在拉盘地锚外围2m内挖土。 3.5.3 一般缺陷

3.5.3.1 人字拉线断落松弛; 3.5.3.2 拉线明显生锈; 3.5.3.3 固定拉线的部件不全; 3.5.3.4 金具严重锈蚀。 3.6

柱上开关

3.6.1 紧急缺陷

3.6.1.1 套管破损或严重漏油; 3.6.1.2 操作机构失灵; 3.6.1.3 指针指示部位不正确; 3.6.1.4 接触不良。 3.6.2 重大缺陷 3.6.2.1 套管污闪;

3.6.2.2 超过检修周期达1/2时间者; 3.6.2.3 有缺油或漏油现象。 3.6.3 一般缺陷

3.6.3.1 油开关有明显渗油现象; 3.6.3.2 污秽严重,外壳锈蚀; 3.6.3.3 分合指示、标号不清楚。

3.7 配电变压器及令克

3.7.1 紧急缺陷 3.7.1.1 运行响声不正常

3.7.1.2 令克线鼻子接触不良并有发热发红现象; 3.7.1.3 三相线电压差别大于20伏(非高压影响者); 3.7.1.4 严重漏油,呈酸性有水份; 3.7.1.5 套管破损严重; 3.7.2 重大缺陷 3.7.2.1 令克钢片锈断;

3.7.2.2 套管松动铜杆转动、桩头松动; 3.7.2.3 绝缘油耐压不合格或微酸; 3.7.2.4 渗漏油; 3.7.2.5 套管飞闪严重; 3.7.2.6 过负荷超过规定允许值; 3.7.2.7 安全遮栏不完全。 3.7.3 一般缺陷

3.7.3.1 令克芯子接触松动; 3.7.3.2 渗油明显; 3.7.3.3 有缺油漏油现象; 3.7.3.4 污秽严重,外壳锈蚀;

3.7.3.5 绝缘油有水份或酸性超过标准者。 3.8

避雷器

3.8.1 紧急缺陷

3.8.1.1 有放电声,外表有污闪泄漏现象; 3.8.1.2 瓷套管破裂; 3.8.1.3 试验不合格。 3.8.2 重大缺陷 3.8.2.1 安装不牢固; 3.8.2.2 瓷套管有污闪;

3.8.2.3 试验超周期达1/2个周期时间者。 3.8.3 一般缺陷 3.8.3.1 外表污秽。

3.9 接地装置

3.9.1 紧急缺陷

3.9.1.1 变压器中性点接地接地线断落。 3.9.2 重大缺陷

3.9.2.1 接地电阻不合格,接触不良; 3.9.2.2 测量超过一个周期的时间者; 3.9.2.3 防雷保护接地接地线被盗或断落。 3.9.3 一般缺陷

3.9.3.1 个别接地电阻超标,接地线有一根断裂、被盗,接地线有断股; 3.9.3.2 接地线截面小不合要求; 3.9.3.3 测量超过1/2周期的时间者。 3.10

线路电力电缆

3.10.1 紧急缺陷

3.10.1.1 电缆附件有严重局部放电现象、有破裂污闪;

3.10.1.2 电缆长期过载发热,电缆接线桩头过热发红,用红外线测温或红外热成像仪测出的温度≥80℃;

3.10.1.3 接地不正确、不可靠、不符合规定;

3.10.1.4 埋置深度、电缆之间净距、与其它管线间接近和交叉的净距不符合规定; 3.10.1.5 电气试验不合格,超周期; 3.10.1.6 充油电缆严重漏油; 3.10.1.7 铅皮破裂; 3.10.1.8 电缆终端盒破裂;

3.10.1.9 电缆中绝缘中油干枯或有水份; 3.10.1.10 电缆故障接地。 3.10.2 重大缺陷

3.10.2.1 电缆未可靠接地或接地方式、接地电阻不合格;

3.10.2.2 电缆线路回流线断开、电缆护套接地电流超出额定电容电流值; 3.10.2.3 电缆保护层受外力破坏或严重损伤,粘性电缆的绝缘油、胶外溢; 3.10.2.4 电缆换位系统(含同轴电缆与护层保护器)受损; 3.10.2.5 压力箱失压; 3.10.2.6 电缆工作油压不合格; 3.10.2.7 过江电缆指标灯不亮; 3.10.2.8 固定支架不稳定或金具损坏;

3.10.2.9 电缆的保护管、沟盖板受损严重,直埋电缆暴露在路面,无保护措施;

3.10.2.10 电缆绝缘水平严重下降,电缆附件有局部放电现象,达不到试验规程规定的试验标准; 3.10.2.11 电缆存在弯曲、受压等机械损伤,超出电缆设计技术要求; 3.10.2.12 电缆年久运行外护层已有老化严重、锈蚀,影响安全运行; 3.10.2.13 电缆与煤气、水等其他管、线交叉、平行距离不符合规定。 3.10.3 一般缺陷

3.10.3.1 充油电缆(含压力箱阀门、绝缘缩节等)附件轻微漏油; 3.10.3.2 电缆护层轻微损伤;

3.10.3.3 压力箱渗油、压力表失灵;分支箱、换位箱受损或进水; 3.10.3.4 油介质损偏大,电缆绝缘电阻偏低或三相不平衡系数过大; 3.10.3.5 分相颜色标志不正确、电缆无铭牌或铭牌错误、钢带锈蚀; 3.10.3.6 二次系统轻微受损; 3.10.3.7 接地排或接地线锈蚀;

3.10.3.8 隧道内、电缆层、工井渗漏积水、支架锈蚀、照明电源失效; 3.10.3.9 电缆上杆部分夹箍及保护管缺坏; 3.10.3.10 井盖板缺损或不平整;

3.10.3.11 走廊状况较差,不能满足安全运行要求。

3.10.3.12 与煤气、供水等其他管理道(线)交叉、平行,但距离不符合要求。

附件1:设备缺陷记录 设

备 缺 陷 记 录

名 称: 巡视时间: 年 月 日

注: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

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附件2:线路缺陷记录 线

路 缺 陷 记 录

名 称: 巡视时间: 年 月 日

注: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

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