《国家电网公司输变电设备状态评价导则汇编.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《国家电网公司输变电设备状态评价导则汇编.doc（313页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、国家电网公司主要输变电设备状态评价导则2008-01-21发布2008-01-21实施国家电网公司发布Q/GDWB国家电网公司发布SF6高压断路器状态评价导则Guide for Condition Evaluation ofSF6 High-Voltage Circuit BreakerQ/GDW 1712008国家电网公司企业标准目 录前 言51 范围62 规范性引用文件63 术语及定义74 状态量构成及权重85 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)111本体评价标准112、操动机构评价标准133、并联电容器评价标准234、合闸电阻评价标准24附录二：SF
2、6断路器状态评价报告推荐格式253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：卞超、高山
3、、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。4SF6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
4、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 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
5、（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、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
6、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 condition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 co
7、ndition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 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
8、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SF6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
9、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12342246844812168816243210102030405 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
10、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30301216202430操作机构20201216202430并联电容器12121216202430合闸电阻121212162024305.2 断路器整体状态评价断路器整体评价应综
11、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，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。9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）II4小于但达到厂家规定值804IV10大于厂家规定值本体锈蚀III8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IV10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IV10
12、引线端子板有松动、变形、开裂现象或严重发热痕迹4接地连接锈蚀I2接地连接有锈蚀或油漆剥落1接地连接松动III8接地引下线松动4IV10接地线已脱落，设备与接地断开分、合闸位置指示IV10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IV10基础有严重破损或开裂1基础下沉III8基础有轻微下沉或倾斜4IV10基础有严重下沉或倾斜，影响设备安全运行支架锈蚀IV10支架有严重锈蚀1支架松动IV10支架有松动或变形3瓷套瓷套污秽II4瓷套外表有明显污秽3IV10瓷套外表有严重污秽瓷套破损I2瓷套有轻微破损3II4瓷套有较严重破损，但破损部位不影响短期运行IV10瓷套有严重破
13、损或裂纹瓷套放电I2瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕3IV10瓷套外表面有明显放电或较严重电晕均压环均压环锈蚀IV10均压环有严重锈蚀1均压环变形I2均压环有轻微变形2IV10均压环有严重变形均压环破损I2均压环外观有轻微破损3IV10均压环外观有严重破损相间连杆相间连杆锈蚀IV10相间连杆有严重锈蚀2相间连杆变形IV10相间连杆明显变形3SF6压力表及密度继电器外观III8外观有破损或有渗漏油3压力表指示IV10压力表指示异常3SF6气体密度I2SF6气体两次补气间隔大于一年且小于两年3II4两次补气间隔小于一年大于半年III8两次补气间隔小于半年SF6气体湿度II4运行中微水值大于300L/
14、 L3III8运行中微水值大于300L/ L且有快速上升趋势IV10运行中微水值大于500L/ L且有快速上升趋势主回路电阻值I2和出厂值比较有明显增长但不超过20%4II4超过出厂值的20%但小于50%III8超过出厂值的50%红外测温引线接头II4温差不超过15K 3III8热点温度80或相对温差80IV10热点温度110或相对温差95灭弧室II4温差不超过10K4III8热点温度55或相对温差80IV10热点温度80或相对温差95密封件II4密封件接近使用寿命3III8密封件超过使用寿命罐式断路器CT异常声响IV10CT内有异常声响3CT二次回路绝缘电阻III8CT二次回路绝缘电阻小于2
15、M3CT外壳密封条III8密封条脱落3CT外壳III8CT外壳有变形2罐内异响IV10罐内有异响3罐体加热带IV10罐体加热带异常3罐体锈蚀IV10罐体有较严重锈蚀1局部放电III8局部放电有异常3IV10局部放电有异常且有增长趋势同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息III8严重缺陷未整改的2IV10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I2机械操作大于厂家规定次数的50且少于厂家规定次数的804II4机械操作大于厂家规定次数的80且少于厂家规定次数IV10机械操作大于厂家规定次数分合闸线圈操作
16、电压IV10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IV10直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过20%3分合闸线圈IV10线圈引线断线或线圈烧坏4机械特性分闸时间IV10不符合厂家要求3合闸时间IV10不符合厂家要求3合分时间IV10不符合厂家要求3相间合闸不同期IV10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IV10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IV10同相各断口合闸不同期大于3ms或不符合厂
17、家要求3同相各断口分闸不同期IV10同相各断口分闸不同期大于2ms或不符合厂家要求3储能电机绝缘电阻IV10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III8储能电机外壳严重锈蚀1异响II4储能电机有异响3损坏IV10储能电机烧损或停转4三相不一致保护III8三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II4外观有损坏3IV10指示有异常泵的补压时间II4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II4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III8分闸、合闸、重合闸操作压力下降值不满足技术文件要求3液压机构压力及打压II4液
18、压机构24小时内打压次数超过技术文件要求4III8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IV10液压机构打压不停泵IV10分闸闭锁、合闸闭锁动作储气缸III8储气缸渗油，压力异常升高3III8储气缸漏氮，未到报警值3动作计数器II4失灵1机构箱密封I2机构箱密封不良3IV10机构箱密封不良，箱内有积水变形I2机构箱有轻微变形1III8机构箱有较严重变形机构箱锈蚀IV10机构箱有严重锈蚀2二次元件温湿度控制装置II4温湿度控制器工作不正常，加热器不能正常启动， 3III8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IV10接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、
19、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III8端子排有较严重锈蚀2二次电缆III8绝缘层有变色、老化或损坏等3辅助及控制回路绝缘电阻III8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II4密封件接近使用寿命3III8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III8严重缺陷未整改的2IV10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I2机械操作大于厂家规定次数的50且少于厂家规定次数的804II4机械操作大于厂
20、家规定次数的80且少于厂家规定次数IV10机械操作大于厂家规定次数分合闸线圈操作电压IV10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IV10直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过20%3分合闸线圈IV10线圈引线断线或线圈烧坏4时间特性分闸时间IV10与初始值有明显偏差或不符合厂家要求3合闸时间IV10与初始值有明显偏差或不符合厂家要求3合分时间IV10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IV10相间合闸不同期大于5ms3相间分闸
21、不同期IV10相间分闸不同期大于3ms3同相各断口合闸不同期IV10同相各断口合闸不同期大于3ms3同相各断口分闸不同期IV10同相各断口分闸不同期大于2ms3储能电机绝缘电阻IV10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III8储能电机外壳严重锈蚀1异响II4储能电机有异响3损坏IV10储能电机烧损或停转4分合闸弹簧弹簧锈蚀II4弹簧轻微锈蚀1IV10弹簧严重锈蚀弹簧损坏IV10弹簧脱落、有裂纹或断裂4弹簧储能II4弹簧储能时间不满足厂家要求3IV10储能异常弹簧机构操作III8弹簧机构操作卡涩3三相不一致保护III8三相不一致保护功能检查不正常或不符合技术
22、文件要求4缓冲器III8油缓冲器渗漏油3动作计数器II4失灵1机构箱密封I2机构箱密封不良3IV10机构箱密封不良，箱内有积水变形I2机构箱有轻微变形1III8机构箱有较严重变形机构箱锈蚀IV10机构箱有严重锈蚀2二次元件温湿度控制装置II4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3III8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IV10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III8端子排有较严重锈蚀2二次电缆III8绝缘层有变色、老化或损坏等3辅助及控
23、制回路绝缘电阻III8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II4密封件接近使用寿命3III8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III8严重缺陷未整改的2IV10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I2机械操作大于厂家规定次数的50且少于厂家规定次数的804II4机械操作大于厂家规定次数的80且少于厂家规定次数IV10机械操作大于厂家规定次数分合闸线圈操作电压IV10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
24、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IV10直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过20%3分合闸线圈IV10线圈引线断线或线圈烧坏4时间特性分闸时间IV10与初始值有明显偏差或不符合厂家要求3合闸时间IV10与初始值有明显偏差或不符合厂家要求3合分时间IV10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IV10相间合闸不同期大于5ms3相间分闸不同期IV10相间分闸不同期大于3ms3同相各断口合闸不同期IV10同相各断口合闸不同期大于3ms3同相各断口分闸不同期IV10同相各断口分闸不同期大于2ms3储能电机绝缘电
25、阻IV10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II4储能电机外壳严重锈蚀1异响II4储能电机有异响3损坏IV10储能电机烧损或停转4三相不一致保护III8三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II4外观有损坏3IV10指示有异常泵的补压时间II4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II4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III8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II4液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求4III8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
26、IV10液压机构打压不停泵IV10分闸闭锁、合闸闭锁动作动作计数器II4失灵1机构箱密封I2机构箱密封不良3IV10机构箱密封不良，箱内有积水变形I2机构箱有轻微变形1III8机构箱有较严重变形机构箱锈蚀IV10机构箱有严重锈蚀2二次元件温湿度控制装置II4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3III8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IV10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III8端子排有较严重锈蚀2二次电缆III8绝缘层有变色、老化或
27、损坏等3辅助及控制回路绝缘电阻III8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II4密封件接近使用寿命3III8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III8严重缺陷未整改的2IV10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I2机械操作大于厂家规定次数的50且少于厂家规定次数的804II4机械操作大于厂家规定次数的80且少于厂家规定次数IV10机械操作大于厂家规定次数分合闸线圈操作电压IV10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%
28、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IV10直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过20%3分合闸线圈IV10线圈引线断线或线圈烧坏4时间特性分闸时间IV10与初始值有明显偏差或不符合厂家要求3合闸时间IV10与初始值有明显偏差或不符合厂家要求3合分时间IV10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IV10相间合闸不同期大于5ms3相间分闸不同期IV10相间分闸不同期大于3ms3同相各断口合闸不同期IV10同相各断口合闸不同期大于3ms3同相各断口分闸不同期IV10同相各断口分闸不同期大于2ms3储
29、能电机绝缘电阻IV10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III8储能电机外壳严重锈蚀1异响II4储能电机有异响3损坏IV10储能电机烧损或停转4三相不一致保护IV10三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II4外观有损坏3IV10指示有异常压力继电器III8动作值异常2气动机构压力II4气动机构24小时内打压次数超过技术文件要求4III8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IV10分闸闭锁、合闸闭锁动作自动排污装置III8自动排污装置失灵3压缩机II4气动机构压缩机补压超时3IV10润滑油乳化3加热装置II4加热装
30、置损坏3IV10加热装置损坏，管路或阀体结冰气水分离器IV10不能正常工作3动作计数器II4失灵1机构箱密封I2机构箱密封不良3IV10机构箱密封不良，箱内有积水变形I2机构箱有轻微变形1III8机构箱有较严重变形机构箱锈蚀IV10机构箱有严重锈蚀2二次元件温湿度控制装置II4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3III8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IV10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III8端子排有较严重锈蚀2二次电缆III8
31、绝缘层有变色、老化或损坏等4辅助及控制回路绝缘电阻III8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II4密封件接近使用寿命3III8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III8严重缺陷未整改的2IV10危急缺陷未整改的3并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II4瓷套外表有明显污秽3IV10瓷套外表有严重污秽瓷套破损I2瓷套有轻微破损3II4瓷套有较严重破损，但破损部位不影响短期运行IV10瓷套有严重破损或裂纹瓷套放电I2瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕3IV10瓷套外表面有
32、明显放电或较严重电晕电容器本体电容器渗漏油I2电容器有轻微渗油痕迹4III8电容器有较严重渗漏油痕迹电容量II4电容量初值差有明显变化但不超过5%2介损II4介质损耗因数：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0.0053同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息III8严重缺陷未整改的2IV10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II4瓷套外表有明显污秽3IV10瓷套外表有严重污秽瓷套破损I2瓷套有轻微破损3II4瓷套有较严重破损，但破损部位不影响短期运行IV10瓷套有严重破
33、损或裂纹瓷套放电I2瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕3IV10瓷套外表面有明显放电或较严重电晕合闸电阻阻值II4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III8严重缺陷未整改的2IV10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容单项最大扣
34、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281、目的和意义292、编制过程回顾293、实施状态检修应注意的几个问题304、SF6断路器的状态评价3027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、 目的和意义随着电网输变电设备制造水平的发展，电网输变电状况
35、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公司SF6高压断路器状态特征参量评价标准的编制工作。2
36、006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