输变电设备状态评价标准

Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准

Q/CSG 1 0010－2004

输变电设备状态评价标准

（试行）

2004－03－01发布 2004－06－01实施中国南方电网有限责任公司发布

目次

1 适用范围………………………………………………………………………………………

2 规范性引用文件………………………………………………………………………………

3 术语和定义……………………………………………………………………………………

4 总则……………………………………………………………………………………………

5 评价单元划分…………………………………………………………………………………5.1 变电一次设备………………………………………………………………………………5.2 变电二次设备………………………………………………………………………………5.3 架空线路……………………………………………………………………………………

5.4 电缆…………………………………………………………………………………………

6 变电一次部分…………………………………………………………………………………6.1 电力变压器、油浸式电抗器………………………………………………………………6.2 断路器………………………………………………………………………………………6.3 隔离开关……………………………………………………………………………………6.4 母线…………………………………………………………………………………………6.5 电流互感器、电压互感器、电容式电压互感器……………………………………………

6.6 电容器………………………………………………………………………………………6.7 避雷器………………………………………………………………………………………6.8 避雷针、接地网………………………………………………………………………………

6.9 干式电抗器、阻波器………………………………………………………………………

7 变电二次部分…………………………………………………………………………………7.1 继电保护及安全自动装置…………………………………………………………………7.2 故障录波及测距装置………………………………………………………………………7.3 直流充电设备………………………………………………………………………………7.4 蓄电池组单元………………………………………………………………………………7.5 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

及远动工作站（通信控制器）单元………………………………………………………7.6 综合自动化系统测控装置单元……………………………………………………………

7.7 RTU单元……………………………………………………………………………………

7.8 电气防误闭锁装置…………………………………………………………………………

7.9 微机防误闭锁装置…………………………………………………………………………

8 架空线路………………………………………………………………………………………

8.1 杆塔…………………………………………………………………………………………

8.2 绝缘子………………………………………………………………………………………

8.3 导、地线……………………………………………………………………………………

8.4 金具…………………………………………………………………………………………

8.5 基础及防护设施……………………………………………………………………………

8.6 防雷设施及接地装置………………………………………………………………………

8.7 其他辅助设施………………………………………………………………………………

8.8 线路防护区…………………………………………………………………………………

9 电缆……………………………………………………………………………………………

9.1 电缆本体……………………………………………………………………………………

9.2 电缆附件……………………………………………………………………………………

9.3 电缆通道……………………………………………………………………………………

9.4 电缆辅助设施………………………………………………………………………………

前言

为把中国南方电网有限责任公司建设成为经营型、服务型、一体化、现代化的企业, 实现南方电网统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠的目标，确保南方电网连续、安全、稳定、可靠运行，按照中国南方电网有限责任公司管理思想现代化、管理制度规范化、管理手段信息化、管理机制科学化的要求，科学地建立和健全中国南方电网有限责任公司标准体系，指导和规范公司系统的设备管理，实现设备管理标准化、科学化、现代化，加速技术进步和提高企业经济效益，为交流输变电设备的运行、检修、校验及更新改造工作提供依据，特制定本标准。

本标准由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。

本标准起草单位：云南电力集团有限公司昆明供电局。

本标准主要起草人：刘劲松、王燕祥、陈广、蒋琨、姚捷、姜虹云、

袁疆、吴娟、陈永琼、肖麟祥、王冰。

本标准由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。

本标准自2004年6月1日起实施。

中国南方电网有限责任公司企业标准

Q/CSG 1 0010—2004

输变电设备状态评价标准

1 适用范围

本标准适用于中国南方电网交流变电一次、二次设备设施、35kV及以上架空输电线路及10kV 及以上电缆设备设施的状态评价。

2 规范性引用文件

下列标准所包含的条文，通过本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。如有未编入本标准的新设备，按制造厂或现场工作标准规定执行。

GB/T17211-1998 《干式电力变压器负荷导则》

GB 50150--91 《电气设备交接试验标准》

GB50169—92 《接地装置施工及验收规范》

GB/T 14285-1993 《继电保护及安全自动装置技术规程》

GB/T15164-1994 《油浸式电力变压器负荷导则》

GB/T 15145-2001 《微机线路保护装置通用技术条件》

GB50061-97 《66kV及以下架空电力线路设计规范35kV部分》

GB50217-94 《电力工程电缆设计规范》

GB/T 13729-2002 《远动终端设备》

GB/T5582-93 《高压电力设备外绝缘污秽》

DL/T 572-1995 《电力变压器运行规程》

DL/T 620—1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》

DL/T 621—1997 《交流电气装置的接地》

DL/T 408—91 《电业安全工作规程》

DL/T 664—1999 《带电设备红外诊断技术应用导则》

DL/T 727—2000 《互感器运行检修导则》

DL/T 840-2003 《高压并联电容器使用技术条件》

DL/T 804—2002 《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》

DL/T 623-1997 《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》

DL/T 587-1996 《微机继电保护装置运行管理规程》

DL/T 720-2000 《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》

DL/T 625-1997 《LFP-900系列超高压线路成套快速保护装置检验规程》

DL/T 553-94 《220—500kV电力系统故障动态记录准则》

DL/T 478-2001 《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》

DL/T 724-2000 《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》

DL/T 781-2001 《电力用高频开关整流模块》

DL/T741-2001 《架空送电线路运行规程》

DL/5092-1999 《110～500kV架空送电线路设计技术规程》

DL/T815-2002 《交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器》

《电力电缆运行规程》

《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

Q/CSG 1 0007—2004《电力设备预防性试验规程》

Q/CSG 1 0008—2004《继电保护及安全自动装置检验条例》

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本标准

3.1 状态：表征输变电设备工况对运行的满足程度。本标准中的设备状态分为一、二、三、四类进行描述。

3.2一类设备：是指技术性能完好、运行工况稳定、不存在缺陷且与运行条件相适应，必备技术资料齐全的设备。

3.3二类设备：是指技术性能完好，运行工况稳定且与运行条件相适应，虽有一般缺陷，但不影响安全稳定运行，主要的技术资料齐全的设备。

3.4三类设备：是指技术性能有所下降，运行工况基本满足运行要求，主要技术资料不全，存在可能影响安全稳定运行的缺陷。

3.5四类设备：是指技术性能下降较严重，运行工况完全不能适应运行条件要求，继续运行将对安全稳定运行构成严重威胁的设备。

4 总则

本标准规定了交流输变电设备的状态分类及评价原则。

本标准的制定是为交流输变电设备的运行、检修、校验及更新改造工作提供依据。

5 评价单元划分

5.1 变电一次设备

5.1.1 变压器(含站用变)及油浸式电抗器：以台为单元，单相变压器每相为一台。

5.1.2 断路器：以台为单元，三相为一台。

5.1.3 隔离开关：以台为单元，三相为一台，独立隔离开关为一台。

5.1.4 母线：母线以段为单元。

5.1.5 电压互感器及电流互感器：以组为单元，三相为一组。

5.1.6 电力电容器（含串联电抗器）、耦合电容器、阻波器及干式电抗器：以组为单元，三相为一组。

5.1.7 避雷器：以组为单元，三相为一组。

5.1.8 避雷针：以座为单元。

5.1.9 接地网：以站为单元。

5.1.10 GIS：以断路器台数为单元。

5.2 变电二次设备

5.2.1 主变保护单元划分

5.2.1.1 500kV主变保护：

a）第一套主保护：与第一套主保护相关联的二次回路及整套保护装置作为第一套主保护单元。

b）第二套主保护：与第二套主保护相关联的二次回路及整套保护装置作为第二套主保护单元。

c）后备保护：按电压等级分开设置的后备保护，每一电压等级保护装置及相关二次回路作为一个后备保护单元，对几个电压等级共用一套保护装置的后备保护，整套保护装置及相关二次回路作为后备保护单元。若后备保护与主保护为一整套装置，则后备保护和主保护作为一个单元来划分。

d）非电量保护：非电量保护接口装置、主变本体上非电量保护设施、相关二次回路作为非电量保护单元。

e）断路器操作继电器单元：不同电压等级的断路器操作继电器及其相关二次回路作为不同的操作继电器单元。

5.2.1.2 220kV主变保护

a）第一套主保护：与第一套主保护相关联的二次回路及整套保护装置作为第一套主保护单元。

b）第二套主保护（如果装有）：与第二套主保护相关联的二次回路及整套保护装置作为第二套主保护单元。

c）后备保护：对按电压等级分开设置的后备保护，每一电压等级保护装置及相关二次回路作为一个后备保护单元，对几个电压等级共用一套保护装置的后备保护，整套保护装置及相关二次回

路作为后备保护单元。若后备保护与主保护为一整套装置，则后备保护和主保护作为一个单元来划分。

d）非电量保护：非电量保护接口装置、主变本体上非电量保护设施、相关二次回路作为非电量保护单元。

e）断路器操作继电器单元：不同电压等级的断路器操作继电器及其相关二次回路作为不同的操作继电器单元。

5.2.1.3 110kV及以下主变保护

a）主保护：与主保护相关联的二次回路及整套保护装置作为主保护单元。

b）后备保护：对按电压等级分开设置的后备保护，每一电压等级保护装置及相关二次回路作为一个后备保护单元，对几个电压等级共用一套保护装置的后备保护，整套保护装置及相关二次回路作为后备保护单元。若后备保护与主保护为一整套装置，则后备保护和主保护作为一个单元来划分。

c）非电量保护：非电量保护接口装置、主变本体上非电量保护设施、相关二次回路作为非电量保护单元。

d）断路器操作继电器单元：不同电压等级的断路器操作继电器及其相关二次回路作为不同的操作继电器单元。

5.2.2 500kV高压并联电抗器保护单元划分

5.2.2.1 主保护：与主保护相关联的二次回路、远方跳闸传输设备及整套保护装置作为主保护单元。

5.2.2.2 后备保护：与后备保护相关联的二次回路及整套保护装置作为后备保护单元，若后备保护与主保护为一整套装置，则后备保护和主保护作为一个单元来划分。

5.2.2.3 非电量保护：非电量保护接口装置、电抗器本体上非电量保护设施、相关二次回路作为非电量保护单元。

5.2.3 线路保护单元划分

5.2.3.1 500kV线路保护

a）第一套主保护：与第一套主保护相关联的二次回路、整套保护装置、信号传输装置、纵联保护通道加工设备、光电/电光转换器等作为第一套主保护单元。

b）第二套主保护：与第二套主保护相关联的二次回路、整套保护装置、信号传输装置、纵联保护通道加工设备、光电/电光转换器等作为第二套主保护单元。

c）后备保护：对主保护和后备保护分开设置的保护装置，与后备保护相关联的二次回路及整套保护装置作为后备保护单元。若后备保护与主保护为一整套装置，则后备保护和主保护作为一个单元来划分。

d）断路器操作继电器单元：与断路器操作继电器单元相关联的二次回路及整套装置作为断路器操作继电器单元。

e）辅助保护单元：与辅助保护相关联的二次回路及整套装置作为辅助保护单元。

f）重合闸单元：对独立设置的重合闸装置，与装置相关联的二次回路及整套装置作为重合闸单元。

5.2.3.2 220kV联络线线路保护

a）第一套主保护及后备保护：与第一套主保护及后备保护相关联的二次回路、整套保护装置、信号传输装置、纵联保护通道加工设备、光电/电光转换器等作为第一套主保护及后备保护单元。

b）第二套主保护及后备保护：与第二套主保护及后备保护相关联的二次回路、整套保护装置、信号传输装置、纵联保护通道加工设备、光电/电光转换器等作为第二套主保护及后备保护单元。

c）断路器操作继电器单元：与断路器操作继电器单元相关联的二次回路及整套装置作为断路器操作继电器单元。

5.2.3.3 220kV终端线及110kV线路保护

a）主保护及后备保护：与主保护及后备保护相关联的二次回路、整套保护装置、信号传输装置、纵联保护通道加工设备、光电/电光转换器等作为主保护及后备保护单元。

b）断路器操作继电器单元：与断路器操作继电器单元相关联的二次回路及整套装置作为断路器操作继电器单元。

5.2.3.4 35kV及以下线路保护、并联电容器及电抗器保护、站用变保护单元：每套装置及相关二次回路作为一个完整单元来划分。

5.2.4 3/2接线断路器保护及辅助保护单元划分

5.2.4.1 断路器保护装置：每套保护及相关二次回路作为断路器保护单元。

5.2.4.2 辅助保护装置：每套保护及相关二次回路作为辅助保护单元。

5.2.4.3 断路器操作继电器单元：与断路器操作继电器相关联的二次回路及整套装置作为断路器操作继电器单元。

5.2.5 母线保护单元：每套装置及相关二次回路作为一个完整单元来划分。

5.2.6 安全自动装置单元划分

5.2.

6.1 安全自动装置的分类标准按DL/T623-1997执行。

5.2.

6.2 整套装置、相关二次回路、信号传输装置等作为安全自动装置单元。

5.2.7 故障录波器单元：每套装置及相关二次回路作为一个完整单元来划分。

5.2.8 直流系统单元划分

5.2.8.1 直流充电单元：每套充电装置及相关二次回路作为一个完整单元来划分。

5.2.8.2 蓄电池组：整组蓄电池组作为一个完整单元来划分。

5.2.9 防误闭锁装置单元划分

5.2.9.1电气防误闭锁系统：全站电气防误闭锁系统按电压等级划分为110kV、220kV及500kV电气防误闭锁系统。

5.2.9.2微机防误闭锁装置单元：与微机防误闭锁装置相关联的二次回路及整套装置作为微机防误闭锁装置单元。

5.2.10 综合自动化系统单元划分

5.2.10.1 操作员工作站单元：与操作员工作站相关联的UPS、网络线、主机、外设等作为操作员工作站单元。

5.2.10.2 继保工程师站单元（如果设置有）：与继保工程师站相关联的UPS、网络线、主机、外设等作为继保工程师站单元。

5.2.10.3 远动工作站单元：与远动工作站相关联的UPS、网络线、主机、外设等作为远动工作站单元。

5.2.10.4 测控装置单元：按一次间隔划分，与一次间隔相对应的测控装置作为一个单元。

5.2.10.5 通信控制单元：与网络线、主机、外设等作为通信控制单元。

5.2.11 RTU单元：整套装置及相关二次回路作为RTU单元。

5.3 架空线路

5.3.1 架空送电线路设备单元划分

5.3.1.1 杆塔：包括混凝土电杆、铁塔，其中混凝土电杆包含拉线部分，以基为单元。

5.3.1.2 绝缘子：包含瓷绝缘子、玻璃绝缘子及合成绝缘子，以串为单元。

5.3.1.3 导、地线：包含导、地线连接器及引流线，以条为单元，分裂导线按单条计。

5.3.1.4 金具：包含连接金具、接续金具及保护金具，以档距间金具总数为单元。

5.3.1.5 基础及基础防护：包括钢筋混凝土基础、岩石基础、金属基础,以及挡土墙、排水沟、防沉层等，以基为单元。

5.3.1.6 防雷设施及接地装置：包括线路型避雷器以只为单元、综合防雷装置以基为单元。

5.3.1.7 其它辅助设施：包括巡线便道、汽车便道、现场标准化设施及相关警示标志、桩等。5.3.1.8 线路防护区：包含线路防护区内林木、建筑物、施工及其它作业等。

5.4 电缆

5.4.1 电缆本体：包括引出地面部分的电缆本体，以条为单元。

5.4.2 电缆头：包括电缆中间接头、终端头，以个为单元。

5.4.3 电缆通道：包括电缆隧道、电缆沟、电缆埋管、电缆井、人井及盖板。

5.4.4 辅助设施：包括电缆标志牌、支架、接地线、廻流线、接地箱、交叉互联箱、通风及照明设施、抽、排水设施及各种卡件。

6 变电一次设备状态评价

6.1 电力变压器、油浸式电抗器

6.1.1 一类设备：符合下列全部条件的为一类设备

6.1.1.1 设备在规定的使用寿命期内（无规定或规定不明的一般上限为30年）及规定的使用条件

下，各项技术参数完全符合产品设计出产或有关技术规程的规定，可随时投入运行，能持续地达到铭牌出力，各监测点的温度及温升符合国家、行业规程或厂家规定。

6.1.1.2 预试项目按期进行，项目齐全，且结果均符合《电力设备预防性试验规程》规定。对运行带电设备进行红外诊断，结果符合规程规定。

6.1.1.3 冷却装置，调压装置，表计、信号、保护装置，压力释放器或安全气道及防爆膜、套管及电流互感器等各组（附）件、部件完整齐全，电气和机械性能良好，操作及联动试验时动作正确可靠，各部分间电气连接可靠且接触良好，整体工况符合运行要求；设备运行正常，无异响、异味、过热及变形。

6.1.1.4 设备本身及周围环境整洁良好，没有威胁设备安全运行的外界干扰（不可抗力因素除外，下同）。无渗漏油现象，油漆完好,无锈蚀。充油设备（如储油柜和套管）油位指示、油色正常。各附件密封应良好，能有效地防雨、防潮、防尘、防小动物进入。端子排的标志明显、清晰。设备编号及相色标志明显、正确、符合规范。

6.1.1.5 设备基础、构架无变形、下沉和剥落、露筋现象。设备接地良好，且中性点有两个不同点与接地网可靠连接。消防设施、通风设备、照明设备、贮油池和排油设施、防震设施等完好或保持良好状态。

6.1.1.6 制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录齐全、正确，并符合有关规程、制度的要求。

6.1.2 二类设备：有下列情况之一者为二类设备

6.1.2.1 预试项目按期进行，项目齐全，结果符合《电力设备预防性试验规程》规定。如个别项目不符合规定，经过鉴定数值稳定且无发展趋势，不致影响安全运行。对运行带电设备进行红外诊断，结果按规程规定“相对温差值”属于一般缺陷的设备。

6.1.2.2 各组（附）件、部件基本完整齐全，电气和机械性能基本良好，操作及联动试验时动作正确可靠，各部分间电气连接可靠且接触良好，虽存在一般缺陷,但不影响设备按额定参数运行，整体工况符合运行要求。

6.1.2.3 设备本身及周围环境基本整洁良好，没有威胁设备安全运行的外界干扰。有轻微渗油，油漆基本完好，轻微锈蚀。充油设备油位指示、油色正常。各附件密封基本良好，能起到防雨、防潮、防尘、防小动物进入的作用。

6.1.2.4 制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录基本齐全、正确，并符合有关规程、制度的要求。

6.1.3 三类设备：有下列情况之一者为三类设备

6.1.3.1 设备在规定的使用寿命期内及使用条件下，部分技术参数达不到产品设计出产或有关技术规程的规定。可随时投入运行，但不能持续地达到铭牌出力。各监测点的温度及温升不符合国家、行业规程或厂家规定,超温运行。

6.1.3.2 预试项目未按期进行，项目不齐全。个别主要项目（如绝缘特性、绝缘油中溶解气体色谱

分析、绕组直流电阻）结果不符合《电力设备预防性试验规程》规定；或试验数据虽在合格范围内，但增长较快且仍在发展,可能影响系统安全运行，经技术鉴定，需加强监督者。

6.1.3.3 个别组（附）件、部件不完整，或电气和机械性能不良，操作或联动试验时基本能正确可靠动作，各部分间电气连接有接触不良现象，整体工况不完全符合运行要求者。

6.1.3.4 设备外观不整洁，锈蚀严重，油漆大面积剥落；漏油现象严重，充油设备的油位指示、油色不正常，需经常加油。周围环境恶劣，存在严重威胁设备安全运行的外界干扰。各附件密封不严，又未采取防小动物、防雨水进入的措施，威胁安全运行者。设备编号及相色标志模糊不清。

6.1.3.5 有其他威胁安全的缺陷或重大反事故措施未完成者。

6.1.3.6 设备基础，构架有轻微变形、下沉和剥落、露筋现象。设备接地基本可靠，但不满足有关规程规定。消防设施、通风设备、照明设备、贮油池和排油设施、防震设施等不能满足运行的基本要求。

6.1.3.7 制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录残缺不全或与实际严重不符，不符合有关规程、制度的要求。

6.1.4 四类设备：尚达不到三类设备或具有下列情况之一者为四类设备

6.1.4.1 设备已超出规定的使用寿命期或不满足使用条件。

6.1.4.2 组（附）件、部件大部分残缺不全、电气和机械性能严重下降，操作或联动试验时不能正确可靠动作，各部分间电气连接极不可靠或断裂，其功能大部分丧失；或有严重异响、局部过热、严重变形、油、气大量泄漏等现象，整体工况不能满足运行的基本要求。

6.1.4.3 有其他威胁安全的重大缺陷（如经绕组的频率响应测试判断其存在严重变形的情况；铁芯接地电流不合格且串接电阻后仍不能满足运行要求，并有发展的趋势等）。

6.1.4.4 红外诊断结果显示属于规程规定“相对温差值”视同紧急缺陷者。

6.2 断路器

6.2.1 一类设备：符合下列全部条件的为一类设备

6.2.1.1 设备在规定的使用寿命期内及使用条件下，各项技术参数完全符合产品设计出产或有关技术规程的规定,可随时投入运行。

6.2.1.2 断路器铭牌规定的各项技术参数满足运行要求。

6.2.1.3 预试项目按期进行，项目齐全，且各项结果均符合《电力设备预防性试验规程》规定。对运行带电设备进行红外诊断，结果符合规程规定。

6.2.1.4 断路器本体、操动机构的各部件完整齐全，电气和机械性能良好，各部分间电气连接可靠且接触良好；操作及联动试验时动作正确可靠，无卡阻现象；分、合闸指示正确、清晰；辅助开关及电气闭锁动作正确可靠；电气回路传动正确；液压、气动操作机构压力指示正常；整体工况符合运行要求。

6.2.1.5 设备本身及周围环境整洁良好，没有威胁设备安全运行的外界干扰。无渗油、漏气现象，

油漆完好，无锈蚀。充油设备油位指示、油色正常，充气设备气压正常。设备本体传动机构、操动机构箱密封良好，能有效地防雨、防潮、防尘、防小动物进入。端子排的标志明显、清晰。对规程要求设置遮栏的断路器，遮栏完整可靠、符合要求。设备编号及相色标志明显、正确、符合规范。

6.2.1.6 设备基础、支架无变形、下沉和剥落、露筋现象。设备接地良好且有两个不同点与接地网可靠连接。

6.2.1.7 制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录齐全、正确，并符合有关规程、制度的要求。

6.2.2 二类设备：有下列情况之一者为二类设备

6.2.2.1 预试项目按期进行，项目齐全，且各项结果均符合《电力设备预防性试验规程》规定。如个别项目不符合规定，经过鉴定数值稳定且无发展趋势，不致影响安全运行。对运行带电设备进行红外诊断，结果按规程规定“相对温差值”属于一般缺陷的设备。

6.2.2.2 部件完整齐全，电气和机械性能良好，操作及联动试验时动作正确可靠，各部分间电气连接可靠且接触良好，虽存在一般缺陷,但情况稳定且无发展趋势，整体工况符合运行要求，不致影响安全运行。

6.2.2.3 设备本身及周围环境基本整洁良好，没有威胁设备安全运行的外界干扰。无漏油、漏气或虽有但程度较轻微，不影响安全运行；油漆基本完好,锈蚀不严重。充油设备油位指示、油色正常，充气设备气压正常。设备本体传动机构、操动机构箱密封基本良好，能起到防雨、防潮、防尘、防小动物进入的作用。

6.2.2.4 制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录基本齐全、正确，并符合有关规程、制度的要求。

6.2.3 三类设备：有下列情况之一者为三类设备

6.2.3.1 设备在规定的使用寿命期内及使用条件下，部分技术参数达不到产品设计出厂或有关技术规程的规定，短期内不影响系统安全运行，长期运行可能对系统安全构成威胁。

6.2.3.2 预试项目未按期进行，项目不齐全；个别项目结果不符合规程规定；或试验数据虽在合格范围内，但增长较快且仍在发展,可能影响系统安全运行，经技术鉴定需加强监督者。对运行带电设备进行红外诊断，结果按规程规定“相对温差值”属于重大缺陷的设备。

6.2.3.3 个别部件有缺陷，但电气和机械性能基本良好，操作或联动试验时有轻微卡涩但能正确可靠动作，个别部分电气连接间有接触不良现象，但不影响系统安全运行，液压、气压机构启动频繁，超过制造厂规定值。整体工况基本符合运行要求者。

6.2.3.4 设备外观不整洁，锈蚀较严重。油断路器漏油严重已到油位指示表下限；SF6断路器漏气严重，补气频繁，不能保证安全运行。周围环境恶劣，存在严重威胁设备安全运行的外界干扰。对规程要求设置遮栏的断路器，无遮栏或遮栏不符合要求。设备编号及相色标志模糊不清。设备本体传动机构、操动机构箱密封不严，又未采取防小动物、防雨水进入的措施，威胁安全运行者。设备编号及相色标志模糊不清。

6.2.3.5 有其他威胁安全的缺陷或重大反事故措施未完成。

6.2.3.6 设备基础、构架有轻微变形、下沉和剥落、露筋现象。设备接地基本可靠。

6.2.3.7 制造厂及设计、安装、调试单位提交的主要技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录残缺不全或与实际严重不符，不符合有关规程、制度的要求。

6.2.3.8 额定操作次数、满容量故障开断次数已超过有关规定，未进行检修者。

6.2.4 四类设备：尚达不到三类设备的标准或具有下列情况之一者为四类设备

6.2.4.1 设备已超出规定的使用寿命期或一般使用条件。

6.2.4.2 断路器的主要技术参数中有一项不能满足安装地点的运行要求，如短路开断电流不能满足运行要求；开关带电部份对箱壳距离及其过电压保护措施不符合过电压保护规程规定，又无保证安全运行的措施。

6.2.4.3 有其他威胁安全的重大缺陷。

6.2.4.4 红外诊断结果显示属于规程规定“相对温差值”视同紧急缺陷者。

6.3 隔离开关

6.3.1 一类设备：符合下列全部条件的为一类设备

6.3.1.1 设备在规定的使用寿命期内及使用条件下，各项技术参数完全符合产品设计出厂或有关技术规程的规定,可随时投入运行。

6.3.1.2 隔离开关铭牌规定的各项技术参数满足运行要求。

6.3.1.3 隔离开关各项预试项目按期进行，项目齐全，且各项结果均符合《电力设备预防性试验规程》规定。对运行带电设备进行红外诊断，结果符合规程规定。

6.3.1.4 隔离开关本体、操作机构、传动机构等各部件应完整齐全，电气和机械性能良好，各部分间电气连接应可靠且接触良好，操作及联动试验时动作正确可靠，无卡阻现象；分、合闸指示正确、清晰；隔离开关主开关与接地开关间机械或电气闭锁及辅助开关动作准确可靠；电气回路传动正确；合闸时三相不同期值应符合产品的技术规定或规程要求；相间距离及分闸时触头打开角度和距离，各带电部位与地及相互间的距离符合产品的技术规定或规程要求，整体工况符合运行要求。

6.3.1.5 设备本身及周围环境整洁良好，没有威胁设备安全运行的外界干扰。充气设备气压正常且无漏气现象，密度继电器各定值、年漏气率和SF6气体含水量符合规定。油漆完好，无锈蚀。设备本体传动机构、操作机构箱应密封良好，能有效地防雨、防潮、防尘、防小动物进入。端子排的标志明显、清晰。设备编号及相色标志明显、正确、符合规范。

6.3.1.6 设备基础、支架无变形、下沉和剥落、露筋现象。设备接地良好可靠。

6.3.1.7制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录齐全、正确，并符合有关规程、制度的要求。

6.3.2 二类设备：有下列情况之一者为二类设备

6.3.2.1 隔离开关各项预试项目按期进行，项目齐全，且各项结果均符合《电力设备预防性试验规

程》规定。对运行带电设备进行红外诊断，结果按规程规定“相对温差值”属于一般缺陷的设备。

6.3.2.2 各部件基本完整齐全，电气和机械性能基本良好，操作及联动试验时动作正确可靠，各部分间电气连接可靠且接触良好，虽存在一般缺陷,但情况稳定且无发展趋势，整体工况符合运行要求，不致影响安全运行者。

6.3.2.3 设备本身及周围环境基本整洁良好，没有威胁设备安全运行的外界干扰。无漏气或虽有但程度较轻微，不影响安全运行或虽有但程度较轻微，不影响安全运行；油漆基本完好，锈蚀不严重。设备本体传动机构、操动机构箱密封基本良好，能起到防雨、防潮、防尘、防小动物进入的作用。

6.3.2.4 制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录基本齐全、正确，并符合有关规程、制度的要求。

6.3.3 三类设备：有下列情况之一者为三类设备

6.3.3.1 设备在规定的使用寿命期内及使用条件下，部分技术参数达不到产品设计出产或有关技术规程的规定,不能持续达到铭牌出力。

6.3.3.2 预试项目未按期进行，项目不齐全；部分项目（如回路电阻、绝缘电阻）结果不符合《电力设备预防性试验规程》规定；或试验数据虽在合格范围内，但增长较快且仍在发展,可能影响系统安全运行，经技术鉴定需加强监督者。对运行带电设备进行红外诊断，结果按规程规定“相对温差值”属于重大缺陷的设备。

6.3.3.3 个别部件不完整，或电气和机械性能不良，操作或联动试验时有轻微卡涩但能正确可靠动作，各部分间电气连接有接触不良现象，整体工况不完全符合运行要求者。

6.3.3.4 设备外观不整洁，锈蚀严重。充气设备漏气严重，补气频繁；密度继电器各定值、漏气率和含水量不符合规定，不能保证安全运行。周围环境恶劣存在严重威胁设备安全运行的外界干扰。设备操作机构箱密封不严，又未采取防小动物、防雨水进入的措施，威胁安全运行者。设备编号及相色标志模糊不清。

6.3.3.5 有其他威胁安全的缺陷或重大反事故措施未完成。

6.3.3.6 设备基础、构架有轻微变形、下沉和剥落、露筋现象。设备接地不可靠。

6.3.3.7 制造厂及设计、安装、调试单位提交的主要技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录残缺不全或与实际严重不符，不符合有关规程、制度的要求。

6.3.4 四类设备：尚达不到三类设备或具有下列情况之一者为四类设备

6.3.4.1 设备已超出规定的使用寿命期或一般使用条件。

6.3.4.2 隔离开关的主要技术参数中有一项不能满足运行要求，又无保证安全运行的措施。

6.3.4.3 SF6气体大量泄漏，不能保证安全运行。

6.3.4.4 红外诊断结果显示属于规程规定“相对温差值”视同紧急缺陷者。

6.3.4.5 有其他威胁安全的重大缺陷。

6.4 母线

6.4.1 一类设备：符合下列全部条件的为一类设备。

6.4.1.1 设备在规定的使用寿命期内及使用条件下，各项技术参数完全符合产品设计出厂或有关技术规程的规定,可随时投入运行。

6.4.1.2 母线的各项技术参数满足运行要求。

6.4.1.3 母线各项预试项目按期进行，项目齐全，且各项结果均符合《电力设备预防性试验规程》规定。对运行带电设备进行红外诊断，结果符合规程规定。

6.4.1.4 硬母线、软母线、绝缘子、穿墙套管、连接金具、保护金具、伸缩节、紧固件（紧固用螺栓、垫圈锁紧螺母、闭口销等）等各部件完整齐全，电气和机械性能良好，各部分间电气连接应可靠且接触良好；各带电部位与地及相互间的距离符合产品的技术规定或规程要求；软母线松紧适度，无扭结、松股、断股、其他明显的损伤或严重腐蚀等缺陷，扩径导线无明显凹陷和严重变形，整体工况符合运行要求。

6.4.1.5 设备本身及周围环境整洁良好，没有威胁设备安全运行的外界干扰。GIS母线密封良好，无漏气现象。充气设备气压正常，密度继电器各定值、漏气率和含水量符合规定。无锈蚀，油漆完好。设备编号及相色标志明显、正确、符合规范。

6.4.1.6 设备基础、支架无严重变形、下沉和剥落、露筋现象。设备接地良好可靠。

6.4.1.7 制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录齐全、正确，并符合有关规程、制度的要求。

6.4.2 二类设备：有下列情况之一者为二类设备

6.4.2.1 母线各项预试项目按期进行，项目齐全，且各项结果均符合规程第15章“母线”规定的标准。对运行带电设备进行红外诊断，结果按DL/T 664规定“相对温差值”属于一般缺陷的设备。

6.4.2.2 各部件基本完整齐全，电气和机械性能基本良好，各部分间电气连接可靠且接触良好，存在一般缺陷,情况稳定，无发展趋势，整体工况符合运行要求，不致影响安全运行者。

6.4.2.3 设备本身及周围环境基本整洁良好，没有威胁设备安全运行的外界干扰。GIS母线密封良好，无漏气或虽有但程度较轻微，不影响安全运行；锈蚀不严重，油漆基本完好。充气设备气压正常，密度继电器各定值、漏气率和含水量符合规定。设备编号及相色标志明显、正确、符合规范。

6.4.2.4 制造厂及设计、安装、调试单位提交的技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录基本齐全、正确，并符合有关规程、制度的要求。

6.4.3 三类设备：有下列情况之一者为三类设备

6.4.3.1 设备在规定的使用寿命期内及使用条件下，部分技术参数达不到产品设计出厂或有关技术规程的规定,不能持续地达到额定出力。

6.4.3.2 预试项目未按期进行；项目不齐全；结果不符合规程第15章“母线”规定的标准，经技术鉴定，需加强监督者。对运行带电设备进行红外诊断，结果按DL/T 664规定“相对温差值”属于重大缺陷的设备。

6.4.3.3 个别部件不完整，或电气和机械性能不良，各部分间电气连接有接触不良现象。整体工况

不完全符合运行要求者。

6.4.3.4 设备外观不整洁，锈蚀严重，油漆大面积剥落。充气设备漏气严重，补气频繁；密度继电器各定值、漏气率和含水量不符合规定，不能保证安全运行。周围环境恶劣，存在严重威胁设备安全运行的外界干扰。GIS中的母线密封不严，威胁安全运行者。设备编号及相色标志模糊不清。

6.4.3.5 其他威胁安全的缺陷或国家、行业或网、省公司规定的重大反事故措施未完成。

6.4.3.6 设备基础、构架有轻微变形、下沉和剥落、露筋现象。设备接地不可靠。

6.4.3.7 母线已超过有关检修周期规定，未进行检修者。

6.4.3.8 制造厂及设计、安装、调试单位提交的主要技术图纸、资料和历年运行、检修、预试记录残缺不全或与实际严重不符，不符合有关规程、制度的要求。

6.4.4 四类设备：尚达不到三类设备的标准或具有下列情况之一者为四类设备

6.4.4.1 设备已超出规定的使用寿命期或一般使用条件。

6.4.4.2 母线的主要技术参数中有一项不能满足安装地点的运行要求，又无保证安全运行的措施。

6.4.4.3 SF6气体大量泄漏，不能保证安全运行。

6.4.4.4 红外诊断结果显示属于DL/T 664规定“相对温差值”视同紧急缺陷者。

6.4.4.5 有其他威胁安全的重大缺陷。

6.5 电流互感器、电压互感器、电容式电压互感器

6.5.1 一类设备：符合下列全部条件的为一类设备

6.5.1.1 可随时投入运行。变比、精确等级、动、热稳定电流等参数满足系统运行要求。

6.5.1.2 互感器各个二次绕组均有可靠的保护接地，有且只有一个接地点。

6.5.1.3 按期完成各项预防性试验项目，且各项试验数据符合规程规定。

6.5.1.4 设备基础、构架良好，无变形、下沉和剥落、露筋现象。互感器的接地端子与设备底座可靠连接，从底座接地螺栓有两根接地引下线与接地网不同点可靠连接。

6.5.1.5 设备本身及周围环境整洁，无锈蚀，油漆完好。编号及相序标志鲜明，正确和规范化。外绝缘表面清洁、无裂纹及放电现象。

6.5.1.6 对于油浸式互感器，还必须满足：

a）油位指示正常，无突然升高和降低现象，无渗油现象。

b）电流互感器不过负荷，引线端子无过热现象；电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件正常。

c）无异常振动、异常声响及异味。

6.5.1.7对于电容式电压互感器，还必须满足：

a）分压电容器及电磁单元无渗漏油。

b）分压电容器各节之间防晕罩连接可靠（330kV及以上）。

c）分压电容器低压端子与载波回路连接或直接可靠接地。

6.5.1.8 对于SF6气体绝缘互感器，还必须满足：

a）压力表指示正常，无漏气现象，密度继电器正常。

b）绝缘套管表面清洁、完整、无裂纹、放电痕迹；复合绝缘套管表面无老化迹象，憎水性良好。

6.5.1.9 树脂浇注互感器，还必须满足：

a）无过热、无异常振动及声响。

b）无受潮，外露铁心无锈蚀。

c）外绝缘表面无粉蚀、开裂，无放电现象。

6.5.1.10 对运行带电设备进行红外诊断，结果符合规程规定。

6.5.1.11 技术图纸、资料齐全。包括与实际相符的使用说明书；设备现场运行、维护规程；历年检修、预试报告等。

6.5.2 二类设备：有下列情况之一者为二类设备

6.5.2.1 设备基础良好，无下沉、剥落和露筋现象；构架有轻微变形、但不影响设备正常运行。6.5.2.2 设备本身锈蚀不严重，油漆有脱落，但编号及相序标志明确、规范。外绝缘表面无裂纹及放电现象。

6.5.2.3 油浸式互感器油位指示正常，无突然升高和降低现象，有渗油现象。

6.5.2.4 电容式电压互感器分压电容器或电磁单元有轻微渗油。

6.5.2.5 SF6气体绝缘互感器复合绝缘套管表面有轻微老化迹象，憎水性良好。

6.5.2.6对运行带电设备进行红外诊断，结果按规程规定“相对温差值”属于一般缺陷的设备。

6.5.2.7 技术图纸、资料基本齐全。包括与实际相符的使用说明书；设备现场运行、维护规程；历年检修、预试报告等。

6.5.3 三类设备：有下列情况之一者为三类设备

6.5.3.1 互感器的动、热稳定电流等参数基本满足系统运行要求。

6.5.3.2 试验数据虽然没有超过规程的标准，但与上次检测结果相比有明显变化；试验数据中有几项超过规程规定。经技术鉴定需加强监督者。

6.5.3.3 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。互感器的接地端子与设备底座连接不可靠或接地引下线锈蚀明显。

6.5.3.4 设备本身锈蚀严重，油漆脱落，编号及相序标志不够明确。

6.5.3.5 对于油浸式互感器，还有下列情况者：

a）油位指示不正常，有明显升高或降低现象，金属膨胀器有明显变形，漏油严重。

b）电流互感器过负荷，引线端子的表面温度值大于GB763-90《交流高压电器在长期工作时的发热》中规定的“最高允许温度和温升”；电压互感器端子箱内熔断器及自动开关等二次元件损坏。

c）有异常振动，异常声响及异味。

6.5.3.6 对于电容式电压互感器，还有下列情况者：

a）分压电容器或电磁单元漏油。

b）分压电容器各节之间防晕罩连接不可靠（330kV及以上）。

6.5.3.7 对于SF6气体绝缘互感器，还有下列情况者：

a）压力表、密度继电器指示不正常；漏气明显且年漏气率大于1%。

b）绝缘套管有破损或放电痕迹；复合绝缘套管老化严重，憎水性减弱。

6.5.3.8 树脂浇注互感器，还有下列情况者：

a）有过热或异常振动及声响。

b）有受潮现象，外露铁心锈蚀明显。

c）外绝缘表面有放电现象。

6.5.3.9 对运行带电设备进行红外诊断，结果按规程规定“相对温差值”属于重大缺陷的设备。

6.5.3.10 技术图纸、资料不齐全。无使用说明书；运行、维护规程与现场实际不符；检修、预试报告不齐全等。

6.5.4 四类设备：尚达不到三类设备有下列情况之一的为四类设备

6.5.4.1 互感器的动、热稳定电流等参数已不能满足系统运行要求。

6.5.4.2 设备老旧，超过厂家规定的运行年限或厂家已经不再生产的属淘汰型的产品。

6.5.4.3 试验数据多项超过规程标准，油样色谱分析主要气体组分严重超过注意值，产气速率超过标准规定者。

6.5.4.4 红外诊断结果显示属于规程规定“相对温差值”视同紧急缺陷者。

6.6 电容器（包括耦合电容器）

6.6.1 一类设备：符合下列全部条件的为一类设备

6.6.1.1 满足运行环境条件，可随时投入运行。并联电容器的技术条件和质量要求满足DL/T840的规定。

6.6.1.2 按期完成各项预防性试验项目，且各项试验数据符合规程规定。

6.6.1.3 设备基础，构架和接地良好，无变形、下沉、剥落和露筋现象。

6.6.1.4 设备本身及周围环境整洁，无锈蚀，油漆完好。编号及相序标志鲜明、正确和规范化。瓷件表面清洁、无裂纹及放电现象，无异常振动、异常声响及异味。。

6.6.1.5 对于并联电容器，还必须满足：

a）外壳无膨胀现象。

b）过电压、过电流保护装置完备，每台均有保险丝并且特性良好。

c）通风良好、防火、防爆设施齐全。

d）单台电容器的电容值与额定值的偏差不超过规定-5%～+10%。

6.6.1.6 对于耦合电容器，还必须满足：

a）密封良好，无渗漏油现象。

b）设备在运行温度下保持正压力。

6.6.1.7 对运行带电设备进行红外诊断，结果符合规程规定。

6.6.1.8 技术图纸、资料齐全。包括与实际相符的使用说明书；设备现场运行、维护规程；历年检修、预试报告等。

6.6.2 二类设备：有下列情况之一者为二类设备

6.6.2.1 设备基础良好，无下沉、剥落和露筋现象；构架有轻微变形、但不影响设备正常运行。

6.6.2.2 设备本身锈蚀不严重，油漆有脱落，但编号及相序标志明确、规范。瓷件表面无裂纹及放电现象，无异常振动，异常声响及异味。

6.6.2.3对于并联电容器，还有下列情况之一者：

a）有单台电容器的保险丝熔断。

b）单台电容器的电容值与额定值的偏差超过规定-5%～+10%。

6.6.2.4 对于耦合电容器，还有下列情况之一者：

a）有轻微渗油现象。

b）运行中的设计结构不合理的设备（如出厂成品不能保证在运行温度下保持恒正压；在常压下注油等）。

6.6.2.5 对运行带电设备进行红外诊断，结果按规程规定“相对温差值”属于一般缺陷的设备。6.6.3 三类设备：有下列情况之一者为三类设备

6.6.3.1 试验数据虽然没有超过规程的标准，但与上次检测结果相比有较大变化；试验数据中有几项超过规程规定。经技术鉴定需加强监督者。

6.6.3.2 设备基础有下沉、剥落或露筋现象；构架出现变形、已影响设备长期运行或接地引下线锈蚀明显。

6.6.3.3 设备本身锈蚀严重，油漆脱落，编号及相序标志不够明确。瓷件表面有裂纹或放电现象，有振动，异常声响。

6.6.3.4 对于并联电容器，还有下列情况之一者。

a）外壳有轻微变形现象。

b）单台电容器损坏占额定数量的5%以上。

6.6.3.5 对运行带电设备进行红外诊断，诊断结果按规程的规定属异常热像的。

6.6.3.6 技术图纸、资料不齐全。包括无使用说明书、运行、维护规程与现场实际不符；检修和预试报告不齐全等。

6.6.4 四类设备：尚达不到三类设备或有下列情况之一的为四类设备

6.6.4.1 技术条件和质量要求不完全满足DL/T840规定。

6.6.4.2 并联电容器外壳变形严重或保险丝经常熔断。

6.6.4.3 耦合电容器有漏油现象,受潮严重，介损超标。

6.6.4.4 超过厂家规定的运行年限或厂家已经不再生产的属淘汰型的产品。

6.6.4.5 红外诊断结果显示属于异常且试验数据多项超过规程标准。