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220 kV充油电缆油压持续下降的原因分析与故障处理摘要:通过对220kV充油电缆B相油压持续下降的分析，介绍了充油电缆查漏的方法及处理过程，提出了处理终端头漏油过程中的注意事项，并总结了充油电缆日常运行、维护经验。
关键词：充油电缆油压下降渗漏点查找处理方法某电厂#4高启变高压侧220kV充油电缆采用上海电缆厂产品（铜芯纸绝缘铅套铜带径向加强聚乙烯护套自容式），型号为CYZQ203-220kV/1×240mm2，作为220kV变电站和启动备用变压器之间的连接导体。
该充油电缆全长460m，在电缆沟内分三层自上而下敷设，在220kV变电站电源侧和#4高启变侧各有一组油终端头，其中变压器侧为象鼻式终端，变电站侧为敞开式终端。
220kV变电站的电缆终端处每相配有两个油罐用来维持充油电缆内的压力，三相的绝缘油在压力表箱处汇合，必要时通过阀门控制可以实现三相电缆油压力的相互补充。
另外，在三相油罐压力下降时可以通过备用压力罐给三相油罐补油。
见图1。
根据规定，该电缆内油压力夏季最高不应超过0.3MPa，冬季不应低于0.07MPa。
厂家建议，当油罐压力低于0.05MPa时应及时补油，以防止充油电缆受潮，保证220kV电缆的安全稳定运行。
1 现象2012年下半年以来，点检员发现#4高启变高压侧B相220kV充油电缆油压有持续下降的现象，特别是进入11月以后，随着气温的下降，油压力降到0.07MPa以下，达到了报警值。
甚至在冬季晚上或清晨气温骤降时电缆油压几乎降至0压力，已严重危及到设备的安全运行。
查看点检数据并调出了#4高启变高压侧B相220kV充油电缆油压变化曲线，进行劣化分析。
由于充油电缆油压力随环境温度而变化，直接绘制出B相电缆油压变化曲线并不能准确判断是否存在渗漏。
经过认真研究后引入了对比分析法，具体做法是将可能发生渗漏电缆的油压变化曲线与正常电缆油压变化曲线进行对比，如在图中加入了A相电缆油压变化曲线，目的是通过比较可能产生油压下降的电缆与油压正常的电缆的压力变化发展趋势，从而排除温度变化对油压的影响，见图2。
500kV充油电缆漏油处理发布时间：2022-05-19T00:58:31.488Z 来源：《中国科技信息》2022年3期作者：梁智勇[导读] 充油电缆因其电气性能较好，在输配电领域得到广泛应用，文章介绍了充油电缆的定义梁智勇福建福清核电有限公司福建省福清市 350300摘要：充油电缆因其电气性能较好，在输配电领域得到广泛应用，文章介绍了充油电缆的定义，详细介绍充油电缆系统结构，已经充油电缆截面细节，然后从轻微漏油和严重漏油两个方面分别介绍处理措施。
关键字：充油；电缆；漏油；中图分类号：文献标志码：A 文章编号：引言充油电缆以绝缘油作为加压流体，并且绝缘油能在电缆中自由流动，用绝缘油消除因负荷变化而在绝缘层中形成气隙导致绝缘降低，以提高电缆工作场强的一类电力电缆。
1.500kV充油电缆系统简介主变至500kV开关站之间用3根单相电缆连接，并配置一根接地回流线。
每相电缆在500kV GIS侧都有一根补给油管，油管接至对应储油罐，每台机组配置4台储油罐，其中1台为备用油罐，当三相中的任意一台油罐油量不足或者漏油，备用油罐可以通过调整油阀开关状态及时补给给故障电缆。
每一相电缆的油压和金属护套接地状态分别由油压报警盘和接地监测盘进行监视。
500kV充油电缆共分10层，其截面图如下：2.充油电缆漏油处理充油电缆由于外力破坏或由于制造安装缺陷等其他原因，会导致充油电缆的漏油和渗油等故障，根据漏油情况分为轻微漏油和严重漏油。
2.1轻微漏油处理当接收到电缆油压低报警，先观察几个小时，当油压未改变，可以判断为轻微漏油。
轻微漏油最可能发生在充管上的摩擦接触、密封、接头等部位。
此时，无需采取紧急措施，但泄漏应尽快修复，最好在一周内完成。
当泄漏发生在不可见部位时，通过接到临时供油系统，调整油路，分析逐步查找漏油点，并采取措施消除漏油。
当泄漏发生在可见部位，漏油处理相对清晰，通过接到临时供油系统，调整油路，对故障修复后，恢复原路供油。
110kV电缆终端漏油原因初探及应对措施摘要：本文简述了中山供电局运行中的110kV某电缆终端漏油的情况，进而对漏油原因进行详细分析及提出相应的应对措施。
关键词：电缆；终端；漏油；分析；措施1引言随着城市化进程的不断加深，架空输电导线由于占据土地、空间面积较大，逐渐被占地面积小、供电可靠性高的地下电缆所代替。
以中山供电局为例，输电线路达到2264千米，其中电缆长度就超过270公里，户外终端数超过400支，在城区及镇区主要商圈中，已几乎看不到输电架空导线。
电缆线路如此之多，保障其安全运行也就成为一项重要的任务，而电缆终端头作为电缆的重要附件之一，其健康状态的重要性自然不言而喻。
本文主要通过对110kV逸港乙线电缆终端漏油这一缺陷发生的原因进行剖析，提出有效的改进措施及应对方案，总结经验，以提升运维能力，避免同类型事件再次发生。
2缺陷情况2.1 电缆概况110kV某线为混合线路，由220kV某仙站至110kV某港站，其中110kV某线N01-N08、N09-N16、N17-N31、N32-某港站、110kV某线西桠支线为架空线路；从110kV某线电缆（N08-N09、N16-N17、N31-N32）为电缆线路。
于2005年03月29日投运，总长度8.993km，架空长5.909km,电缆长度3.084km。
涉事电缆终端为110kV某线N17塔B相，是广东长牛电气股份有限公司所生产的型号为CN YJZWFY4 64/110电缆终端（也是设备安装厂家）。
涉事终端所在电缆段110kV某线N16-N17段为金属护套单端接地，N16塔端直接接地，N17塔端带保护器接地，2017年11月9日投运。
2.2 事件经过该线路于2017年11月9日投运，线路施工旁站及验收过程中并没有发现线路有何异样。
输电电缆二班在2019年02月份巡视发现110kV某线N17塔B相电缆终端尾管接地块端子处有渗油的痕迹，绝缘填充硅油沿电缆本体从上往下至波纹管出土地面（图1）。
500kV GIS断路器操作机构渗油处理及分析摘要：500kV GIS断路器的动作是由液压机构工作缸提供动力，通过活塞杆、外拐臂、导向杆、内拐臂，驱动触头运动，从而实现分、合闸。
渗漏情况持续发展或严重时，可引起液压储能压力不能保持，造成油泵频繁启动、复位或液压系统失压故障。
影响了断路器的运行可靠性，对电网安全也构成威胁。
关键词：液压系统；渗漏；压力1 概述2018年8月，某电厂对GIS设备巡检时发现500kV GIS断路器部分操作机构存在轻微渗油现象，现场检查油位均在正常范围内，定期巡检比较油位基本无变化。
对油迹进行擦拭，定期巡检观察，没有发现渗漏增大的现象，三相操作压力均正常。
2 现场检查情况对500kV断路器的操作机构进行检查，发现渗油现象普遍存在，并且渗油位置相同，渗漏程度类似，均为工作缸密封面处积有油迹。
现场检查油位在正常范围内，断路器三相操作压力均为正常。
对油迹进行擦拭，定期巡检观察，没有发现渗漏增大的现象。
3 GIS断路器液压操动机构工作原理此电厂500kV GIS路器操作机构为密封结构，操作机构整体密封在内部，断路器为分相式结构，每相断路器配置独立的液压操作机构，液压操动机构采用模块化集成结构，其结构布置见下图。
图1液压操动机构液压系统包含的液压元件有：油箱(1)、油泵电机(2)、油压开关(3)、工作缸(4)、辅助开关(5)、油压表(6)、贮压器(7)、信号缸(8)、控制阀(9)、分闸电磁铁(10)、合闸电磁铁(11)。
贮压：接通电源，电机带动油泵转动，油箱中的低压油经油泵电机进入贮压器上部，压缩下部的氮气，形成高压油。
由于贮压器的上部与工作缸活塞上部及控制阀、信号缸、油压开关相连通，因此高压油同时进入图中所示高压区域，当油压达到额定工作压力时，油压开关的相应接点断开，切断电机电源，完成贮压过程。
合闸操作：当液压操动机构处于分闸位置时，工作缸活塞上部处于高油压状态，活塞下部与油箱连通处于零压状态。
电力电缆工练习题库（附答案）1、浇灌环氧树脂复合物，夏天比冬天温度（）。
A、差不多B、高C、稍高D、低答案：D2、电力线路发生接地故障时，在接地点周围区域将会产生（）。
A、接地电压B、短路电压C、感应电压D、跨步电压答案：D3、电缆金属护层接地电流测量数据的分析，要结合电缆线路的（），综合分析金属护层接地电流异常的发展变化趋势。
A、满载情况B、试验情况C、载荷情况D、负荷情况答案：D4、110kV及以上的直埋电缆，当表面温度超过()℃时，应采取降低负荷电流或改善回填土的散热性能等措施。
A、60B、40C、50D、30答案：C5、管道中线测量的任务，是将设计的管道()位置测设与地面上，作为管道施工的依据。
A、纵断面B、转向角C、坡度线D、中心线答案：D6、遇到带电电气设备着火时，应使用()灭火。
B、干灭灭火器C、泡沫灭火器D、沙子灭火器答案：B7、目前我国在建的“北斗”卫星导航系统一共要经历()个阶段。
A、3B、2C、4D、5答案：A8、电缆采用蛇形敷设时，当受到热胀冷缩影响时，电缆可沿固定处轴向产生一定角度或稍有横向位移的固定方式称为()。
A、活动B、刚性C、挠性D、机械答案：C9、电力电缆外护层结构，用裸钢带铠装时，其型号脚注数字用()表示。
A、12B、20C、2D、30答案：B10、排管覆土深度没有达到()cm时，排管工程不予施工质量通过验收。
A、50B、20C、30D、80答案：C11、电缆线路发生短路故障时，线芯损耗产生的热量全部用来使线芯的温度上升，向绝缘层散发的热量（）。
A、大B、多C、忽略不计答案：C12、电缆水平敷设时，控制电缆支持点间距离应符合设计要求，当设计无规定时，不应大于()mm。
A、800B、400C、1000D、600答案：A13、交联聚乙烯电缆的设计寿命为（）年。
A、30；B、10；C、40。
D、20；答案：A14、绝缘情况良好的纸绝缘电力电缆线路直流耐压试验，耐压()min时的泄漏电流值不应大于1min值。
1号主变渗漏治理方案一、概述我公司1号主变型号：SFP-720000/500 制造厂家为特变电工沈阳变压器厂，其额定容量 720000KVA；额定电压：（536－1*2.5％）/20KV；短路电抗：13.42％；额定电流：高压侧：755.8A 低压侧：20785.2A 连接组标号：YND11；冷却方式：ODAF 绕组绝缘耐热等级：A级；调压方式：无载调压器身重量：305T ；上节油箱重：50.5T 绝缘油重量：94T ；总重量：495T 。
1号主变在机组投产试运及运行过程中出现过安全阀、排污阀、注油口、套管引线处渗漏油缺陷，影响了变压器的安全运行并污染环境。
另外新安装的绝缘在线监测装置法兰本体部分存在砂眼向外渗油，运行过程中无法处理，利用本次机组A级检修机会对其少量放油并更换法兰部件，同进进行易渗漏点密封处理，以满足机组达标投产要求并保证变压器安全运行。
常见渗漏原因分析：多为密封处密封不良和焊接点焊缝开裂造成，另外铸件砂眼、加工件精度不够、配合表面不严密也是常见原因。
二、准备工作1 配备#1主变相关密封胶垫；拆下的胶垫应更换，不允许重复使用。
2 #45克拉玛依绝缘油1吨就位，真空滤油机、滤油管路等运到现场并连接完毕，达到良好状态；3 牵引、起重工器具及设备检查完备，处良好状态；4 现场的防火器材、防雨及防盗措施完备；三、安全措施、1、严格执行工作票制度，将#1发变组做好安全措施，开工前检查好安全措施；并对#1高厂变的高、低压侧封母做好相应的安全防护；1）拉开500KV开关场50116隔离开关。
2）拉开6KVIA段61A1电源进线开关至检修位。
3）拉开6KVIB段61B1电源进线开关至检修位。
4）合上5011617接地刀闸5）合上6KVIA段61A1电源进线开关柜后接地刀闸6）合上6KVIB段61B1电源进线开关柜后接地刀闸.2、工作负责人做好各专业人员的协调配合，禁止交叉作业；3、高空作业必须系好安全带；工作前应对攀登设备进行检查，高处工作使用梯子时要做好梯子防滑措施，使用升降梯子时严禁将手放在梯蹬上，防止将手卡伤，在使用前要详细检查卡销牢靠后才可蹬梯。
高压充油电缆漏油故障定位方法应用及探讨黄小卫;臧源源;王和喜【摘要】高压充油电缆因其电气性能稳定而广泛应用于输配电领域,但却容易受外力破坏或者其它原因导致渗油漏油.对可能用于充油电缆漏油故障定位的几种方法进行了分析,探讨了其适用范围和各自的优缺点,并进行了改进,拓展了适用范围.对充油电缆发生漏油故障时,压力降与流量的变化关系进行了分析,提出了压力-流量比例的方法,将统计学观念应用于漏油故障定位,以提高定位精度.此外,还对负压波在充油电缆漏油故障定位中应用的可行性进行了探讨.【期刊名称】《电线电缆》【年(卷),期】2015(000)006【总页数】5页(P36-40)【关键词】充油电缆;漏油;油压;流量;故障定位【作者】黄小卫;臧源源;王和喜【作者单位】中国南方电网超高压输电公司广州局,广东广州510405;中国南方电网超高压输电公司广州局,广东广州510405;中国南方电网超高压输电公司广州局,广东广州510405【正文语种】中文【中图分类】TM247.3充油电缆是利用补充浸渍原理来消除绝缘层中形成的气隙，以此提高电缆工作场强［1］。
由于其可靠性高、维护工作量少、电缆及附件通用率高、适用电压等级高等优点［2］，从1924年意大利安装的第一条充油电缆开始［3］，它就广泛应用于高电压长距离的输电领域。
1983年投运的加拿大本土与温哥华岛跨海联网工程采用的就是39 km（两段，分别长30 km、9 km）500 kV充油电缆［4］；2009年6月30日投运的海南联网工程使用的也是31 km 500 kV充油电缆［5］；2012年开始规划建设的英国Western Link英格兰—苏格兰联网工程采用的海底电缆，其电压等级600 kV，长度420 km，电缆类型仍然是充油。
可见充油电缆还将在输电系统中继续得以广泛运行。
充油电缆电气性能稳定，其自身电气击穿的几率非常小，因此更多的故障是由于外力破坏或者施工工艺的差异导致电缆出现漏油。
油浸电缆头漏油处理我厂于1990年以后投产了2台125MW机组。
根据当时的设计方案，厂用高压电缆普遍采用上海电缆厂生产的型号为ZQ22-3*120-6油浸纸绝缘电缆。
油浸纸绝缘电缆有一个极大的缺点就是长期服役后，电缆终端轻易渗漏油。
电缆长期漏油，会导致绝缘干枯，绝缘性能下降。
现将本厂对循泵电机动力电缆电机侧电缆头渗漏油采取的一些处理措施介绍如下。
1渗油部位的确定油浸纸绝缘电力电缆由于绝缘层中含有大量的电缆油，因此在运行中会有一定的内油压，其产生原因一般有以下三方面：一是线路敷设存在的高低位差而引起的静压力；二是通电发热引起的热膨胀油压；三是发生短路故障时产生的冲击油压。
这些油压的作用，是电缆终端头产生漏油的内因。
我厂循泵电机电缆总长210m，该电缆运行时间已10年，电机侧电缆头运行条件较差，环境温度严重偏高，夏季最高时可达45℃，由此引起电缆头老化过快，是电缆终端头漏油的外因。
经过与其它电缆的跟踪比较，我们认为造成其渗漏油的最直接原因在于该电缆两终端的敷设位差达7.5m，由于落差导致低处电缆头长期处于静油压作用下，加之运行时间已长，电缆头老化，一旦有缝隙便开始漏油，遇上高热天气情况更加显著。
那么缝隙又是哪里产生的呢？在多次维护中，我们对电缆终端头的A、B、C3处进行了认真的渗油观察(如图1所示)。
A处为接线端子与耐油橡胶管接合处，由无碱玻璃丝带饱含环氧树脂涂料缠绕，密封性较好，无渗油现象；B处耐油橡胶管处原用黄腊带及相色带包绕，无老化渗油；C处为锥护套，直接套于耐油橡胶管外，该点耐压最差，而耐油橡胶管由于受静油压作用导致不断膨胀，时间一长胶管老化破裂，电缆油顺着锥护套与橡胶管之间的缝隙渗出于电缆头表面。
据以上分析，加强C处的耐压和密封应是解决问题的突破口。
2渗油点的处理我们采取了放弃锥护套代之以环氧树脂浇注的方案。
具体处理如图2所示。
剥除三相电缆头根部表面相色带、黄蜡带直至露出耐油橡胶管，剥除长度为12～14cm；去除电缆根部锥护套，将已膨胀胶管处剖一小口，挤除该处电缆油，再去除电缆终端环氧树脂帽盖，清除电缆头环氧树脂表面，且用钢凿轻轻打毛(注重不得损伤电缆头本体内部)，用无碱玻璃丝带饱含环氧树脂涂料缠绕电缆根部；原终端护套处C应非凡注重密封，包绕时须多绕几层，绕包高度应超出原护套高度3～4cm，以防下部耐压加强后，电缆油向上渗出。
500kV变压器漏油缺陷处理技术研究发布时间：2021-12-15T05:17:03.041Z 来源：《中国电业》2021年7月20期作者：江栩铄1，杨磊1[导读] 本文针对变压器多点漏油，通过对变压器结构，漏油原因进行全方位分析，制定了露点查找方法，江栩铄1，杨磊1（1、广东电网有限责任公司东莞供电局，广东东莞，523000）摘要：本文针对变压器多点漏油，通过对变压器结构，漏油原因进行全方位分析，制定了露点查找方法，制定相应停电检修计划，准备好相关工器具、备品备件及机具，和严格的补漏措施，快速对变压器进行消缺，维护了电网的安全稳定运行。
关键字：变压器；漏油；缺陷分析；补漏1、设备缺陷（故障）发生经过。
#5A主变更换油枕胶囊及500kV侧套管后，根据方案需进行密封性试验检查，当将油柱装置的油位加压至变高侧套管顶部位置时，#5A 主变油箱顶盖出现11处渗漏油情况，漏油点为顶盖定位螺丝焊接处。
2、处理过程1、现场检查情况：（1）1月14日，#5主变更换变高套管及胶囊后对主变进行气密性试验，为达到方案要求，使油柱油位到达变高套管顶部，现场对胶囊充气加压至0.042MPa，此时出现主变油箱渗漏油情况。
现场对#5A主变油箱各部位及其他部件进行检查，发现共有11个渗油点，全部分布在油箱上部箱沿定位孔销钉焊接处，具体分布如下图：图1渗油点分布图图2主变油箱顶盖漏油点（2）1月15日，#5主变A相停止加压试漏后（1月14日16时30分解除压力），对顶盖的11个漏油点进行检查，截至1月15日16时，仍有3个漏油点（编号6、7、9）存在滴油现象，其它8个漏油点表面有油渍，但未形成油滴。
生技部组织相关单位对漏油缺陷进行原因分析，制定了油箱补焊的处理方案。
2、处理情况：（1）变压器施工区域内进行防火措施布置。
变压器油属于易燃物品，在箱体上动火属于易燃易爆作业，存在较大的风险，为此在施工前布置好防火措施。
具体如下：在主变四周放置4台手推车式灭火器，在三相主变油箱顶部放置4个手提式灭火器。
中华人民共和国国家标准GB50168-92电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范中华人民共和国建设部 1992—12-26 发布 1993-07—01 施行第一章总则第 1。
0.1 条为保证电缆线路安装工作的施工质量，促进电缆线路施工技术水平的提高，确保电缆线路安全运行,制订本规范。
第 1。
0。
2 条本规范适用于 500kV 及以下电力电缆、控制电缆线路安装工程的施工及验收.矿山、船舶、冶金、化工等有特殊要求的电缆线路的安装工程尚应符合专业规程的有关规定。
第 1.0.3 条电缆线路的安装应按已批准的设计进行施工。
第 1.0。
4 条电缆及其附件的运输、保管,应符合本规范要求。
当产品有特殊要求时，并应符合产品的要求。
第 1.0.5 条电缆及其附件在安装前的保管，其保管期限应为一年及以下。
当需长期保管时，应符合设备保管的专门规定。
第 1。
0。
6 条采用的电缆及附件,均应符合国家现行技术标准的规定，并应有合格证件.设备应有铭牌。
第 1.0。
7 条施工中的安全技术措施,应符合本规范及现行有关安全技术标准及产品的技术文件的规定。
对重要的施工项目或工序，尚应事先制定安全技术措施。
第 1.0.8 条与电缆线路安装有关的建筑工程的施工应符合下列要求:一、与电缆线路安装有关的建筑物、构筑物的建筑工程质量，应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范中的有关规定.二、电缆线路安装前，建筑工程应具备下列条件：1。
预埋件符合设计,安置牢固；2。
电缆沟、隧道、竖井及人孔等处的地坪及抹面工作结束;3。
电缆层、电缆沟、隧道等处的施工临时设施、模板及建筑废料等清理干净,施工用道路畅通，盖板齐全；4. 电缆线路敷设后，不能再进行的建筑工程工作应结束；5. 电缆沟排水畅通，电缆室的门窗安装完毕.三、电缆线路安装完毕后投入运行前，建筑工程应完成由于预埋件补遗、开孔、扩孔等需要而造成的建筑工程修饰工作.第 1.0.9 条电缆及其附件安装用的钢制紧固件，除地脚螺栓外，应用热镀锌制品.第 1。
油浸电缆终端的漏油处理措施来源：特种电缆1 渗油部位的确定油浸纸绝缘电力电缆由于绝缘层中含有大量的电缆油，因此在运行中会有一定的内油压，其产生原因一般有以下三方面：一是线路敷设存在的高低位差而引起的静压力；二是通电发热引起的热膨胀油压；三是发生短路故障时产生的冲击油压。
这些油压的作用，是电缆终端头产生漏油的内因。
我厂循泵电机电缆总长2 10 m，该电缆运行时间已10年，电机侧电缆头运行条件较差，环境温度严重偏高，夏季最高时可达45℃，由此引起电缆头老化过快，是电缆终端头漏油的外因。
经过与其它电缆的跟踪比较，我们认为造成其渗漏油的最直接原因在于该电缆两终端的敷设位差达7.5 m，由于落差导致低处电缆头长期处于静油压作用下，加之运行时间已长，电缆头老化，一旦有缝隙便开始漏油，遇上高热天气情况更加显著。
那么缝隙又是哪里产生的呢？在多次维护中，我们对电缆终端头的A、B、C3处进行了认真的渗油观察。
A处为接线端子与耐油橡胶管接合处，由无碱玻璃丝带饱含环氧树脂涂料缠绕，密封性较好，无渗油现象；B处耐油橡胶管处原用黄腊带及相色带包绕，无老化渗油；C处为锥护套，直接套于耐油橡胶管外，该点耐压最差，而耐油橡胶管由于受静油压作用导致不断膨胀，时间一长胶管老化破裂，电缆油顺着锥护套与橡胶管之间的缝隙渗出于电缆头表面。
据以上分析，加强C处的耐压和密封应是解决问题的突破口。
2 渗油点的处理采取了放弃锥护套代之以环氧树脂浇注的方案。
剥除三相电缆头根部表面相色带、黄蜡带直至露出耐油橡胶管，剥除长度为12～14 cm；去除电缆根部锥护套，将已膨胀胶管处剖一小口，挤除该处电缆油，再去除电缆终端环氧树脂帽盖，清除电缆头环氧树脂表面，且用钢凿轻轻打毛(注意不得损伤电缆头本体内部)，用无碱玻璃丝带饱含环氧树脂涂料缠绕电缆根部；原终端护套处C应特别注意密封，包绕时须多绕几层，绕包高度应超出原护套高度3～4 cm，以防下部耐压加强后，电缆油向上渗出。
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X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）21.2 断路器41.3 隔离开关51.4 母线61.5 防雷设备61.6 电力电缆71.7 控制电缆71.8 继电器81.9 表计81.10 电力电容器91.11 电压、电流互感器、耦合电容器、阻波器101.12 继电保护及自动装置111.13 直流设备121.14 土建部分131.15 变电其它设备142 通讯、计算机、远动、消防系统分类标准142.1 通讯142.2 计算机系统152.3 远动部分162.4 消防系统173 电力线路设备缺陷分类标准173.1 导线及架空地线173.2 绝缘子及金具183.3 杆塔193.4 横担203.5 拉线203.6 柱上开关213.7 配电变压器及令克213.8 避雷器223.9 接地装置223.10 线路电力电缆23附件1：设备缺陷记录25 附件2：线路缺陷记录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。
