15国家电网公司输变电设备状态评价导则汇编.pdf

《15国家电网公司输变电设备状态评价导则汇编.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《15国家电网公司输变电设备状态评价导则汇编.pdf（309页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、 二、技术体系资料（一）国家电网公司标准 1国家电网公司主要输变电设备状态评价导则 2.SF6 高压断路器状态评价导则 3.SF6 高压断路器状态评价导则编制说明 4.油浸式变压器（电抗器）状态评价导则 5.油浸式变压器（电抗器）状态评价导则编制说明 6.架空输电线路状态评价导则 7.架空输电线路状态评价导则编制说明 8.国家电网公司主要输变电设备状态检修导则 9.SF6 高压断路器状态检修导则 10.SF6 高压断路器状态检修导则编制说明 11.油浸式变压器（电抗器）状态检修导则 12.油浸式变压器（电抗器）状态检修导则编制说明 13.架空输电线路状态检修导则 14.架空输电线路状态检修导则

2、编制说明 15.国家电网公司输变电设备状态检修试验规程 16.国家电网公司输变电设备风险评价导则 17.国家电网公司输变电设备状态检修绩效评估标准 18.国家电网公司输变电设备状态检修工作验收细则 国家电网公司 主要输变电设备状态评价导则 国 家 电 网 公 司 企 业 标 准 Q/GDW 1712008 SF6 高压断路器状态评价导则 Guide for Condition Evaluation of SF6 High-Voltage Circuit Breaker Q/GDWB 国家电网公司发布 2008-01-21实施 2008-01-21发布 目 录 前 言.5 1 范围.6 2 规范

3、性引用文件.6 3 术语及定义.7 4 状态量构成及权重.8 5 断路器的状态评价.9 附录一：SF6 高压断路器状态量评价标准(规范性附录).11 1本体评价标准.11 2、操动机构评价标准.13 3、并联电容器评价标准.23 4、合闸电阻评价标准.24 附录二：SF6 断路器状态评价报告推荐格式.25 前 言 按照国家电网公司设备状态检修管理规定，为规范和有效开展设备状态检修工作，参照相关规程,并结合各单位SF6高压断路器故障分析及运行检修管理经验，制订本标准，作为制定状态检修计划的依据。对于开展状态检修的单位和设备，按本标准要求开展设备状态评价工作。对于未开展状态检修的单位和设备，仍然按

4、原规定编制检修计划。本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。本导则由国家电网公司科技部归口。本导则主要起草单位：江苏省电力公司。本导则参加起草单位：山东电力公司、河北电力公司、华东电网有限公司、浙江电力公司、福建电力公司、中国电力科学研究院。本导则的主要起草人：高山、董勤伟、潘志新、汤峻、肖匀、杭嵘、杜健、张磊、石启新、许扬、李杰、鲁庭瑞、郭建伟、张克全、文乐斌、朱斌、夏勇、朱松林、金李鸣、柳华荣、宋杲。本导则自发布之日起实施。SF6高压断路器状态评价导则 1 范围 本标准适用于国家电网公司系统110（66）750kV电压等级SF6高压交流瓷柱式和罐式断路器。35kV及以下电压等级的断路

5、器由各网省公司参照执行。2 规范性引用文件 下列文件的条款，通过本标准的引用而成为本标准的条款，其最新版本适用于本标准。GB 1984 高压交流断路器 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 GB 11023 高压电气设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T 402 高压交流断路器订货技术条件 DL/T 593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T

6、664 带电设备红外诊断技术应用导则 国家电网公司 交流高压断路器技术标准 国家电网公司 预防交流高压开关设备事故措施 国家电网公司 高压开关设备运行规范 国家电网公司 交流高压断路器检修规范 国家电网公司 高压开关设备技术监督规定 国家电网公司 110（66）kV500kV交流高压断路器评价标准（试行）国家电网公司 Q/GDW168-2008输变电设备状态检修试验规程 国家电网公司 国家电网公司十八项电网重大反事故措施 国家电网公司 输变电设备状态检修管理规定 3 术语及定义 下列术语和定义适用于本标准。3.1 状态量 criteria 直接或间接表征设备状态的各类信息，如数据、声音、图像、

7、现象等。本导则将状态量分为一般状态量和重要状态量。3.2 一般状态量 minor criteria 对设备的性能和安全运行影响相对较小的状态量。3.3 重要状态量 major criteria 对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。3.4 部件 component 断路器上功能相对独立的单元称为部件。3.5 断路器及其部件的状态 condition of component 断路器及其部件的状态分为：正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。3.6 正常状态 normal condition 各状态量均处于稳定且良好的范围内，设备可以正常运行。3.7 注意状态 attentive condi

8、tion 单项（或多项）状态量变化趋势朝接近标准限值方向发展，但未超过标准限值，或部分一般状态量超过标准值，仍可以继续运行，但应加强运行中的监视。3.8 异常状态 abnormal condition 单项重要状态量变化较大，已接近或略微超过标准限值，应监视运行，并适时安排停电检修。3.9 严重状态 serious condition 单项重要状态量严重超过标准限值，需要尽快安排停电检修。4 状态量构成及权重 4.1 状态量构成 4.1.1 原始资料 设备的原始资料主要包括：铭牌、型式试验报告、订货技术协议、设备监造报告、出厂试验报告、运输安装记录、交接验收报告、安装使用说明书等。4.1.2

9、运行资料 设备的运行资料主要包括：断路器动作次数；断路器故障跳闸记录（故障跳闸次数、继电保护及自动装置提供的故障电流的波形、相别、幅值、持续时间等）；设备巡视记录；历年缺陷及异常记录；红外测温记录等。4.1.3 检修试验资料 设备的检修试验资料主要包括：检修报告；预试报告；SF6气体检验报告；在线监测信息；特殊测试报告；有关反措执行情况；设备技改及主要部件更换情况等。4.1.4 其他资料 设备的其他资料主要包括：同型（同类）设备的运行、修试、缺陷和故障的情况；设备运行环境的变化、系统运行方式的变化；安装地点短路电流计算报告；其他影响断路器安全稳定运行的因素等。4.2 状态量权重 视状态量对SF

10、6高压断路器安全运行的影响程度，从轻到重分为四个等级，对应的权重分别为权重1、权重2、权重3、权重4，其系数为1、2、3、4。权重1、权重2与一般状态量对应，权重3、权重4与重要状态量对应。4.3 状态量劣化程度 视状态量的劣化程度从轻到重分为四级，分别为、和级。其对应的基本扣分值为2、4、8、10分。4.4 状态量扣分值 状态量应扣分值由状态量劣化程度和权重共同决定，即状态量应扣分值等于该状态量的基本扣分值乘以权重系数（见表1）。状态量正常时不扣分。表 1 状态量的评价表 权重系数 状态量 劣化程度 基本扣分值 1 2 3 4 2 2 4 6 8 4 4 8 12 16 8 8 16 24

11、32 10 10 20 30 40 5 断路器的状态评价 断路器的状态评价分为部件评价和整体评价两部分：5.1 断路器部件状态评价 5.1.1 断路器部件的划分 根据SF6高压断路器各部件的独立性，将断路器分为：本体、操动机构（分为弹簧机构、液压机构、液压弹簧机构、气动机构等）、并联电容、合闸电阻等四个部件。5.1.2 断路器部件状态量扣分标准 断路器部件状态量扣分标准见附录一。5.1.3 断路器部件的状态评价方法 断路器部件的评价应同时考虑单项状态量的扣分和部件合计扣分情况，部件状态评价标准见表2。当任一状态量单项扣分和部件合计扣分同时达到表2规定时，视为正常状态；当任一状态量单项扣分或部件

12、所有状态量合计扣分达到表2规定时，视为注意状态；当任一状态量单项扣分达到表2规定时，视为异常状态或严重状态。表 2 设备部件总体评价标准 评价标准 部件 正常状态 注意状态 异常状态 严重状态 合计扣分 合计扣分 单项扣分 单项扣分 单项扣分 断路器本体 30 30 1216 2024 30 操作机构 20 20 1216 2024 30 并联电容器 12 12 1216 2024 30 合闸电阻 12 12 1216 2024 30 5.2 断路器整体状态评价 断路器整体评价应综合其部件的评价结果。当所有部件评价为正常状态时，整体评价为正常状态；当任一部件状态为注意状态、异常状态或严重状态时

13、，整体评价应为其中最严重的状态。断路器状态评价报告推荐格式见附录二。附录一：SF6 高压断路器状态量评价标准（规范性附录）1本体评价标准 部件 状态量 劣化程度级别 基本扣分 判断依据 权重系数 应扣分值（基本扣分权重）本体 累计开断短路电流值（折算后）II 4 小于但达到厂家规定值80 4 IV 10 大于厂家规定值 本体锈蚀 III 8 外观连接法兰、连接螺栓有较严重的锈蚀或油漆脱落现象 1 振动和声响 IV 10 设备运行中有异常振动、声响；内部及管道有异常声音（漏气声、振动声、放电声等）4 高压引线及端子板连接 IV 10 引线端子板有松动、变形、开裂现象或严重发热痕迹 4 接地连接锈

14、蚀 I 2 接地连接有锈蚀或油漆剥落 1 接地连接松动 III 8 接地引下线松动 4 IV 10 接地线已脱落，设备与接地断开 分、合闸位置指示 IV 10 分、合闸位置指示不正确，与当时的实际本体运行状态不相符 4 基础及支架 基础破损 IV 10 基础有严重破损或开裂 1 基础下沉 III 8 基础有轻微下沉或倾斜 4 IV 10 基础有严重下沉或倾斜，影响设备安全运行 支架锈蚀 IV 10 支架有严重锈蚀 1 支架松动 IV 10 支架有松动或变形 3 瓷套 瓷套污秽 II 4 瓷套外表有明显污秽 3 IV 10 瓷套外表有严重污秽 瓷套破损 I 2 瓷套有轻微破损 3 II 4 瓷套

15、有较严重破损，但破损部位不影响短期运行 IV 10 瓷套有严重破损或裂纹 瓷套放电 I 2 瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕 3 IV 10 瓷套外表面有明显放电或较严重电晕 均压环 均压环锈蚀 IV 10 均压环有严重锈蚀 1 均压环变形 I 2 均压环有轻微变形 2 IV 10 均压环有严重变形 均压环破损 I 2 均压环外观有轻微破损 3 IV 10 均压环外观有严重破损 相间连杆 相间连杆锈蚀 IV 10 相间连杆有严重锈蚀 2 相间连杆变形 IV 10 相间连杆明显变形 3 SF6压力表及密度继电器 外观 III 8 外观有破损或有渗漏油 3 压力表指示 IV 10 压力表指示异常 3

16、 SF6气体密度 I 2 SF6气体两次补气间隔大于一年且小于两年 3 II 4 两次补气间隔小于一年大于半年 III 8 两次补气间隔小于半年 SF6气体湿度 II 4 运行中微水值大于300L/L 3 III 8 运行中微水值大于300L/L且有快速上升趋势 IV 10 运行中微水值大于500L/L且有快速上升趋势 主回路电阻值 I 2 和出厂值比较有明显增长但不超过20%4 II 4 超过出厂值的20%但小于50%III 8 超过出厂值的50%红外测温 引线接头 II 4 温差不超过15K 3 III 8 热点温度80或相对温差80 IV 10 热点温度110或相对温差95 灭弧室 II

17、 4 温差不超过10K 4 III 8 热点温度55或相对温差80 IV 10 热点温度80或相对温差95 密封件 II 4 密封件接近使用寿命 3 III 8 密封件超过使用寿命 罐式断路器 CT异常声响 IV 10 CT内有异常声响 3 CT二次回路绝缘电阻 III 8 CT二次回路绝缘电阻小于2M 3 CT外壳密封条 III 8 密封条脱落 3 CT外壳 III 8 CT外壳有变形 2 罐内异响 IV 10 罐内有异响 3 罐体加热带 IV 10 罐体加热带异常 3 罐体锈蚀 IV 10 罐体有较严重锈蚀 1 局部放电 III 8 局部放电有异常 3 IV 10 局部放电有异常且有增长趋

18、势 同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息 III 8 严重缺陷未整改的 2 IV 10 危急缺陷未整改的 2操动机构评价标准 2.1 液压机构评价标准 部件 状态量 劣化程度级别 基本扣分 判断依据 权重 应扣分值（基本扣分权重）液压机构 操作次数 I 2 机械操作大于厂家规定次数的50且少于厂家规定次数的80 4 II 4 机械操作大于厂家规定次数的80且少于厂家规定次数 IV 10 机械操作大于厂家规定次数 分合闸线圈 操作电压 IV 10 分合闸脱扣器不满足下列要求：合闸脱扣器应能在其额定电压的85%110%范围内可靠动作；分闸脱扣器应能在其额定电源电压65%110%范围内可靠动作。当电

19、源电压低至额定值的30%时不应脱扣。3 直流电阻 IV 10 直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过20%3 分合闸线圈 IV 10 线圈引线断线或线圈烧坏 4 机械特性 分闸时间 IV 10 不符合厂家要求 3 合闸时间 IV 10 不符合厂家要求 3 合分时间 IV 10 不符合厂家要求 3 相间合闸不同期 IV 10 相间合闸不同期大于5ms或不符合厂家要求 3 相间分闸不同期 IV 10 相间分闸不同期大于3ms或不符合厂家要求 3 同相各断口合闸不同期 IV 10 同相各断口合闸不同期大于3ms或不符合厂家要求 3 同相各断口分闸不同期 IV 10 同相各断口分闸不同期大于2ms或不符合

20、厂家要求 3 储能电机 绝缘电阻 IV 10 储能电机绝缘电阻低于0.5M（采用500V或1000V兆欧表测量）3 锈蚀 III 8 储能电机外壳严重锈蚀 1 异响 II 4 储能电机有异响 3 损坏 IV 10 储能电机烧损或停转 4 三相不一致保护 III 8 三相不一致保护功能检查不正常或不符合技术文件要求 3 油压力表 II 4 外观有损坏 3 IV 10 指示有异常 泵的补压时间 II 4 泵的补压时间不满足厂家技术条件要求 3 泵的零起打压时间 II 4 泵的零起打压时间不满足厂家技术条件要求 2 操作压力下降值 III 8 分闸、合闸、重合闸操作压力下降值不满足技术文件要求 3

21、液压机构压力及打压 II 4 液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求 4 III 8 液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求且有上升的趋势 IV 10 液压机构打压不停泵 IV 10 分闸闭锁、合闸闭锁动作 储气缸 III 8 储气缸渗油，压力异常升高 3 III 8 储气缸漏氮，未到报警值 3 动作计数器 II 4 失灵 1 机密封 I 2 机构箱密封不良 3 构箱 IV 10 机构箱密封不良，箱内有积水 变形 I 2 机构箱有轻微变形 1 III 8 机构箱有较严重变形 机构箱锈蚀 IV 10 机构箱有严重锈蚀 2 二次元件 温湿度控制装置 II 4 温湿度控制器工作不正常，加热器

22、不能正常启动，3 III 8 温湿度控制器不正常启动，机构箱内有凝露现象 其它二次元件 IV 10 接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、切换开关等二次元件接触不良或切换不到位；控制回路的电阻、电容等零件损坏 4 端子排及二次电缆 端子排锈蚀 III 8 端子排有较严重锈蚀 2 二次电缆 III 8 绝缘层有变色、老化或损坏等 3 辅助及控制回路绝缘电阻 III 8 辅助及控制回路绝缘电阻低于 2M（采用 500V或1000V兆欧表测量）3 密封件 II 4 密封件接近使用寿命 3 III 8 密封件超过使用寿命 同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息 III 8 严重缺陷未整改的 2

23、IV 10 危急缺陷未整改的 2.2 弹簧机构评价标准 部件 状态量 劣化程度级别 基本扣分 判断依据 权重 应扣分值（基本扣分权重）弹簧机构 操作次数 I 2 机械操作大于厂家规定次数的50且少于厂家规定次数的80 4 II 4 机械操作大于厂家规定次数的80且少于厂家规定次数 IV 10 机械操作大于厂家规定次数 分合闸线圈 操作电压 IV 10 分合闸脱扣器不满足下列要求：合闸脱扣器应能在其额定电压的85%110%范围内可靠动作；分闸脱扣器应能在其额定电源电压65%110%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%时不应脱扣。3 直流电阻 IV 10 直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过

24、20%3 分合闸线圈 IV 10 线圈引线断线或线圈烧坏 4 时间特性 分闸时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 合闸时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 合分时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 相间合闸不同期 IV 10 相间合闸不同期大于5ms 3 相间分闸不同期 IV 10 相间分闸不同期大于3ms 3 同相各断口合闸不同期 IV 10 同相各断口合闸不同期大于3ms 3 同相各断口分闸不同期 IV 10 同相各断口分闸不同期大于2ms 3 储能电机 绝缘电阻 IV 10 储能电机绝缘电阻低于0.5M（采用500V或1000V

25、兆欧表测量）3 锈蚀 III 8 储能电机外壳严重锈蚀 1 异响 II 4 储能电机有异响 3 损坏 IV 10 储能电机烧损或停转 4 分合闸弹簧 弹簧锈蚀 II 4 弹簧轻微锈蚀 1 IV 10 弹簧严重锈蚀 弹簧损坏 IV 10 弹簧脱落、有裂纹或断裂 4 弹簧储能 II 4 弹簧储能时间不满足厂家要求 3 IV 10 储能异常 弹簧机构操作 III 8 弹簧机构操作卡涩 3 三相不一致保护 III 8 三相不一致保护功能检查不正常或不符合技术文件要求 4 缓冲器 III 8 油缓冲器渗漏油 3 动作计数器 II 4 失灵 1 机构箱 密封 I 2 机构箱密封不良 3 IV 10 机构箱

26、密封不良，箱内有积水 变形 I 2 机构箱有轻微变形 1 III 8 机构箱有较严重变形 机构箱锈蚀 IV 10 机构箱有严重锈蚀 2 二次元件 温湿度控制装置 II 4 温湿度控制器工作不正常，加热器不能正常启动，机构箱内有凝露现象 3 III 8 温湿度控制器不正常启动，机构箱内有凝露现象 其它二次元件 IV 10 接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、切换开关等二次元件接触不良或切换不到位；控制回路的电阻、电容等零件损坏 4 端子排及二次电缆 端子排锈蚀 III 8 端子排有较严重锈蚀 2 二次电缆 III 8 绝缘层有变色、老化或损坏等 3 辅助及控制回路绝缘电阻 III 8

27、辅助及控制回路绝缘电阻低于2M（采用500V或1000V兆欧表测量）3 密封件 II 4 密封件接近使用寿命 3 III 8 密封件超过使用寿命 同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息 III 8 严重缺陷未整改的 2 IV 10 危急缺陷未整改的 2.3 液压弹簧机构评价标准 部件 状态量 劣化程度级别 基本扣分 判断依据 权重 应扣分值（基本扣分权重）液压机构 操作次数 I 2 机械操作大于厂家规定次数的50且少于厂家规定次数的80 4 II 4 机械操作大于厂家规定次数的80且少于厂家规定次数 IV 10 机械操作大于厂家规定次数 分合闸线圈 操作电压 IV 10 分合闸脱扣器不满足下列要

28、求：合闸脱扣器应能在其额定电压的85%110%范围内可靠动作；分闸脱扣器应能在其额定电源电压65%110%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%时不应脱扣。3 直流电阻 IV 10 直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过20%3 分 合 闸 线圈 IV 10 线圈引线断线或线圈烧坏 4 时间特性 分闸时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 合闸时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 合分时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 相 间 合 闸不同期 IV 10 相间合闸不同期大于5ms 3 相 间 分 闸不同期 IV 10 相间分闸不同期大

29、于3ms 3 同 相 各 断口 合 闸 不同期 IV 10 同相各断口合闸不同期大于3ms 3 同 相 各 断口 分 闸 不同期 IV 10 同相各断口分闸不同期大于2ms 3 储能电机 绝缘电阻 IV 10 储能电机绝缘电阻低于0.5M（采用500V或1000V兆欧表测量）3 锈蚀 II 4 储能电机外壳严重锈蚀 1 异响 II 4 储能电机有异响 3 损坏 IV 10 储能电机烧损或停转 4 三相不一致保护 III 8 三相不一致保护功能检查不正常或不符合技术文件要求 3 油压力表 II 4 外观有损坏 3 IV 10 指示有异常 泵的补压时间 II 4 泵的补压时间不满足厂家技术条件要求

30、 3 泵的零起打压时间 II 4 泵的零起打压时间不满足厂家技术条件要求 2 操作压力下降值 III 8 分闸、合闸、重合闸操作压力下降值不满足技术文件要求 3 液压机构压力 II 4 液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求 4 III 8 液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求且有上升的趋势 IV 10 液压机构打压不停泵 IV 10 分闸闭锁、合闸闭锁动作 动作计数器 II 4 失灵 1 机构箱 密封 I 2 机构箱密封不良 3 IV 10 机构箱密封不良，箱内有积水 变形 I 2 机构箱有轻微变形 1 III 8 机构箱有较严重变形 机 构 箱 锈蚀 IV 10 机构箱有严重锈蚀

31、 2 二次元件 温 湿 度 控制装置 II 4 温湿度控制器工作不正常，加热器不能正常启动，机构箱内有凝露现象 3 III 8 温湿度控制器不正常启动，机构箱内有凝露现象 其 它 二 次元件 IV 10 接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、切换开关等二次元件接触不良或切换不到位；控制回路的电阻、电容等零件损坏 4 端子排及二次电缆 端 子 排 锈蚀 III 8 端子排有较严重锈蚀 2 二次电缆 III 8 绝缘层有变色、老化或损坏等 3 辅助及控制回路绝缘电阻 III 8 辅助及控制回路绝缘电阻低于2M（采用500V或1000V兆欧表测量）3 密封件 II 4 密封件接近使用寿命 3

32、 III 8 密封件超过使用寿命 同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息 III 8 严重缺陷未整改的 2 IV 10 危急缺陷未整改的 2.4 气动机构评价标准 部件 状态量 劣化程度级别 基本扣分 判断依据 权重 应扣分值（基本扣分权重）气动机构 操作次数 I 2 机械操作大于厂家规定次数的50且少于厂家规定次数的80 4 II 4 机械操作大于厂家规定次数的80且少于厂家规定次数 IV 10 机械操作大于厂家规定次数 分合闸线圈 操作电压 IV 10 分合闸脱扣器不满足下列要求：合闸脱扣器应能在其额定电压的85%110%范围内可靠动作；分闸脱扣器应能在其额定电源电压65%110%范围内可靠

33、动作，当电源电压低至额定值的30%时不应脱扣。3 直流电阻 IV 10 直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过20%3 分合闸线圈 IV 10 线圈引线断线或线圈烧坏 4 时间特性 分闸时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 合闸时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 合分时间 IV 10 与初始值有明显偏差或不符合厂家要求 3 相间合闸不同期 IV 10 相间合闸不同期大于5ms 3 相间分闸不同期 IV 10 相间分闸不同期大于3ms 3 同相各断口合闸不同期 IV 10 同相各断口合闸不同期大于3ms 3 同相各断口分闸不同期 IV 10 同相各断口分闸不

34、同期大于2ms 3 储能电机 绝缘电阻 IV 10 储能电机绝缘电阻低于0.5M（采 用 500V 或1000V兆欧表测量）3 锈蚀 III 8 储能电机外壳严重锈蚀 1 异响 II 4 储能电机有异响 3 损坏 IV 10 储能电机烧损或停转 4 三相不一致保护 IV 10 三相不一致保护功能检查不正常或不符合技术文件要求 4 压力表 II 4 外观有损坏 3 IV 10 指示有异常 压力继电器 III 8 动作值异常 2 气动机构压力 II 4 气动机构24小时内打压次数超过技术文件要求 4 III 8 气动机构24小时内打压次数超过技术文件要求且有继续上升的趋势 IV 10 分闸闭锁、合

35、闸闭锁动作 自动排污装置 III 8 自动排污装置失灵 3 压缩机 II 4 气动机构压缩机补压超时 3 IV 10 润滑油乳化 3 加热装置 II 4 加热装置损坏 3 IV 10 加热装置损坏，管路或阀体结冰 气水分离器 IV 10 不能正常工作 3 动作计数器 II 4 失灵 1 机构箱 密封 I 2 机构箱密封不良 3 IV 10 机构箱密封不良，箱内有积水 变形 I 2 机构箱有轻微变形 1 III 8 机构箱有较严重变形 机构箱锈蚀 IV 10 机构箱有严重锈蚀 2 二次元温湿度控制装置 II 4 温湿度控制器工作不正常，加热器不能正常启动，机构箱内有凝露现象 3 件 III 8

36、温湿度控制器不正常启动，机构箱内有凝露现象 其它二次元件 IV 10 接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、切换开关等二次元件接触不良或切换不到位；控制回路的电阻、电容等零件损坏 4 端子排及二次电缆 端子排锈蚀 III 8 端子排有较严重锈蚀 2 二次电缆 III 8 绝缘层有变色、老化或损坏等 4 辅助及控制回路绝缘电阻 III 8 辅助及控制回路绝缘电阻低于2M（采用500V或1000V兆欧表测量）3 密封件 II 4 密封件接近使用寿命 3 III 8 密封件超过使用寿命 同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息 III 8 严重缺陷未整改的 2 IV 10 危急缺陷未整改的 3并

37、联电容器评价标准 部件 状态量 劣化程度级别 基本扣分 判断依据 权重 应扣分值（基本扣分权重）并联电容器 瓷套 瓷套污秽 II 4 瓷套外表有明显污秽 3 IV 10 瓷套外表有严重污秽 瓷套破损 I 2 瓷套有轻微破损 3 II 4 瓷套有较严重破损，但破损部位不影响短期运行 IV 10 瓷套有严重破损或裂纹 瓷套放电 I 2 瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕 3 IV 10 瓷套外表面有明显放电或较严重电晕 电容器本体 电 容 器渗漏油 I 2 电容器有轻微渗油痕迹 4 III 8 电容器有较严重渗漏油痕迹 电容量 II 4 电容量初值差有明显变化但不超过5%2 介损 II 4 介质损耗因

38、数：10kV电压下，膜纸复合绝缘及全膜绝缘0.0025 油纸绝缘0.0025 油纸绝缘0.005 3 同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息 III 8 严重缺陷未整改的 2 IV 10 危急缺陷未整改的 4合闸电阻评价标准 部件 状态量 劣化程度级别 基本扣分 判断依据 权重 应扣分值（基本扣分权重）合闸电阻 瓷套 瓷套污秽 II 4 瓷套外表有明显污秽 3 IV 10 瓷套外表有严重污秽 瓷套破损 I 2 瓷套有轻微破损 3 II 4 瓷套有较严重破损，但破损部位不影响短期运行 IV 10 瓷套有严重破损或裂纹 瓷套放电 I 2 瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕 3 IV 10 瓷套外表面有明

39、显放电或较严重电晕 合闸电阻阻值 II 4 阻值和上次试验值比较有明显变化但不大于5%3 同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息 III 8 严重缺陷未整改的 2 IV 10 危急缺陷未整改的 注:各单位可根据实际情况和运行经验对状态量重要性进行适当调整。附录二：SF6 断路器状态评价报告推荐格式 国家电网公司 110(66)kV 及以上电压等级 SF6 高压断路器状态评价报告 公司变电站断路器 设备 资料 安装地点 运行编号 型号 制造厂 额定电压 额定电流 额 定 短 路 开断电流 机构型式 出厂编号 出厂日期 投运日期 上次检修日期 部件评价结果 评价指标 本体 操动机构 合闸电阻 并联电

40、容 单项最大扣分 合计扣分 状态 评价结果：正常状态 注意状态 异常状态 严重状态 扣分状态量 状态描述 主要扣分情况：描述重要状态量扣分项情况，如一般状态量评价为最差状态时，也应描述；检修策略 评价时间：年 月 日 评价人：审核：上述诊断结果、扣分状态量状态描述如报告篇幅不够，可用附录说明。SF6 高压断路器状态评价导则 编制说明 目 录 前 言28 1、目的和意义29 2、编制过程回顾29 3、实施状态检修应注意的几个问题30 4、SF6断路器的状态评价30 前 言 本编制说明是对状态评价导则内容的进一步解释，重点说明状态评价导则的编制思路、状态评价实施办法和注意事项。1、目的和意义 随着

41、电网输变电设备制造水平的发展，电网输变电状况有了较大改善；近年社会用电需求的迅猛增长，电网规模迅速扩大，社会对电网供电可靠性要求越来越高。国家电网公司为适应新形势的要求，在公司系统内部推进输变电设备状态检修工作。状态检修是以状态评价为基础的，状态评价是根据状态检修工作的要求，选取一定数量的状态量，对设备的状态进行分级，为检修策略的制定提供依据。2、编制过程回顾 在导则编制过程中，国家电网公司生产部先后组织多次会议，对导则的编制给予协调、指导，并组织专家对导则多次提出修改意见。2006 年 8 月 9 日,国家电网公司生产部在山东烟台组织召开了设备状态检修讨论会。会议明确江苏电力公司承担国家电网

42、公司SF6 高压断路器状态特征参量评价标准的编制工作。2006 年 11 月2007 年 3 月，编制SF6 高压断路器状态特征参量评价标准的初稿。2007 年 3 月 21 日22 日，国网公司输变电设备状态检修管理文件编写第二次协调会在南京召开，会议就状态检修体系进行了梳理，明确了各文件的具体内容。会议确定SF6 高压断路器状态检修特征参量评价标准 更名为 SF6 高压断路器状态评价导则。2007 年 4 月 26 日30 日，江苏省电力公司组织在南京召开讨论会，会上分专业对SF6 高压断路器状态评价导则的具体内容进行了讨论，提出了修改意见。2007 年 5 月 20 日22 日，国网公司

43、组织在南京召开协调讨论会，主要讨论江苏编写的SF6 高压断路器状态评价导则、SF6 高压断路器状态检修导则的初稿以及和中国电科院编写的输变电设备状态检修试验规程、浙江电力公司编写的输变电设备状态检修辅助决策系统技术导则、输变电设备风险评估导则之间的界定和联系等问题。根据会议上各单位专家提出的修改意见，对SF6 高压断路器状态评价导则的初稿进行了修改，并发送给工作组成员征求意见。2007 年 6 月 10 日，SF6 高压断路器状态评价导则的征求意见稿发给国网，在全 网范围内征求意见。2007 年 9 月，征求的意见返回，根据意见进行修改完善工作。2007 年 9 月 18 日20 日，在南京召

44、开统稿会，对征求的意见进行讨论及回复。2007 年 9 月 27 日28 日，国网组织审查。2007 年 10 月11 月，对提出的意见进行修改。2007 年 11 月 2628，国网组织评审，通过SF6 高压断路器状态评价导则审查。3、实施状态检修应注意的几个问题 3.1 制定实施细则 由于国网公司系统地域广阔，各地自然条件、设备状况差异较大，因此本导则的状态量的选择、状态量的权重、状态量的劣化程度分级等仅为推荐，各地区可根据当地的实际情况，并结合运行实际，制定实施细则，适当加以调整。如可根据需要增加或减少部分状态量，或调整状态量的权重。也可针对不同电压等级或厂家型号的设备设置不同的状态量表

45、，以更好的适应当地电网的实际需要。3.2 评价的周期 因本导则涉及的状态量较多，且有些状态量如运行巡视的状态量更新较快。如果完全采用手工评价工作量较大，宜尽快根据国网公司状态检修辅助决策系统编制导则编制相应的计算机辅助决策系统，将相应的过程信息化，以减少人工工作量。如果在具备计算机辅助决策系统且大多数状态量可实现自动采集的情况下，设备状态评价应实时进行，即每个设备状态量变化时系统自动完成设备状态的更新。如果条件不具备，必须手工评价时，应遵循动态评价和定期评价相结合的原则，对于某些重要状态量发生变化或设备经历了非正常工况（如经受短路电流）后，应进行评价。另外应在制定年度检修计划前，定期对设备进行

46、评价。4、SF6 断路器的状态评价 4.1 状态量的获取 SF6 断路器目前由于有效的带电检测手段还不多，难以真正做到实时监测设备的状态。因此设备状态量的获取主要来自以下几个方面：1)上次停电预试的数据 由于预试中试验数据有超过试验标准时，一般都会及时处理，除非缺陷一时难以消除且不影响运行时，才会暂时投运，有这种情况发生时，应注意相关状态量的评价并采取有效手段及时跟踪其变化趋势。2)运行中巡视、带电检测 运行中巡视、带电检测在设备的状态评价中占据重要的地位，在在线监测技术还不成熟的情况下，只能依靠巡视和带电检测手段来掌握设备的实时状态。日常巡视中，对于设备评价标准涉及的状态量应重点检查并做好记

47、录，同时可定期开展检修人员巡视。检修人员巡视的周期可以较长，但巡视内容应和运行人员巡视有所区别，应着重从设备的结构、原理等方面检查设备可能存在的缺陷隐患。应加强设备的带电检测，特别是已被证实为有效的检测手段，如红外测温等。同时积极探索气体的带电检测方法，如紫外检测放电、超声波或超高频检测罐式断路器或GIS 局放等。3)家族性的缺陷信息 应积极做好设备缺陷的统计分析工作，对已发生的设备缺陷应及时汇总，分析缺陷发生的本质原因，总结同型同厂的设备是否有存在同样缺陷的可能，并及时通报。对于被通报的存在家族缺陷的设备，应根据该缺陷的严重程度确定其状态。4.2 关于部件的评价 由于断路器可以分为几个功能相

48、对独立的部件，而各部件的状态量基本只反映该部件的状态而与其它部件无关，所以在本导则的评价中将 SF6 断路器分为了本体、操动机构、并联电容、合闸电阻等四个部件分别评价。评价后的各部件可以有不同的状态，因此制定检修策略时，各部件可以采取不同的检修策略，如执行不同的检修周期和检修等级。4.3 本体的评价及部分状态量说明 本体包括了 SF6 断路器的灭弧室、导电部分、SF6 气体及管路、瓷套、绝缘拉杆、基础及支架等部分。1)累计开断短路电流值 开断短路电流会损失断路器的电寿命。厂家一般规定了满容量开断短路电流的次数，但实际运行中几乎不可能遇到满容量开断的情况，除非有更加准确的电寿命估算方法或厂家有另

49、行规定，一般累计电寿命可以按8.1I（I 为短路电流，kA）估算。2)SF6 气体湿度 SF6 气体湿度除考虑绝对值外，应注意其变化趋势，如果短时间内快速增长，应引起注意。3)红外测温 红外测温检测的主要部位包括断口及断口并联元件、引线接头等，红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对温差。判断时，应该考虑测量时及前 3 小时负荷电流的变化情况。检测和分析方法可参考 DL/T664。4)密封件 根据目前的经验，SF6 气体泄漏很多是由于密封件老化引起的，如密度继电器接口、充气逆止阀等除。而密封件到达厂家规定寿命后，也必须更换。因此设置密封件老化这个状态量，保证密封件按周期更换。4.4 操动机

50、构 SF6 高压断路器的操动机构目前主要有液压机构（包括液压弹簧机构）、弹簧机构、气动机构（包括气动弹簧机构）等型式。操动机构的评价包括机构和机构箱内元件等。国家电网公司状态检修试验规程中 SF6 断路器部分除试验项目外，也增加了机械方面的检查和功能确认，其检查结果应做记录并反映到状态量的评价上。部分停电试验或检修时发现的状态量超过标准的情况，如机械特性超标、分合闸线圈操作电压变化等，只有在该缺陷未消除即投运时，才对该设备扣除相应的分值；对于投运前即采取措施解决该问题的，投运后不再扣分。对于运行中发现的问题，如机构打压频繁，打压次数超过技术文件要求等，应在发现问题后及时调整设备的状态。液压机构