DL／T 836.1-2016 供电系统供电可靠性评价规程 第1部分：通用要求
可靠性名词解释
I C S 2 7 . 1 0 0F 2 0备案号：1 3 6 0 7 - 2 0 0 4中华人民共和国电力行业标准D L / T 8 6 1 — 2 0 0 4电力可靠性基本名词术语B a s i c v o c a b u l a r y o f e l e c t r ic p o w e r r e l i a b i l i t y（IEC60050—191:1990，NEQ;IEC60050—191，Amend 1—1999 and Amend 2—2002，NEQ;IEEE Std.859，NEQ;IEEE Std.1366—1998，Part4，NEQ）2 0 0 4 - 03 - 0 9 发布 2004-06- 0 1 实施中华人民共和国国家发展和改革委员会发布DL / T 861 — 2004II目次前言 (III)1 范围 (1)2 基本概念 (1)3 特性 (2)4 事件与状态 (3)5 维修 (6)6 时间概念 (8)7 特征量 (12)8 设计与分析 (15)9 电力系统可靠性通用术语 (19)10 发电系统可靠性 (27)11 输电系统可靠性 (29)12 供电系统可靠性 (34)13 电力系统可靠性评估 (38)14 电力系统可靠性经济分析 (39)参考文献 (41)索引 (42)DL/T 861 — 2004III前言本标准规定了电力可靠性领域有关的基本名词、术语及定义。
本标准主要参考了以下标准：GB/T 3187 可靠性、维修性术语IEC 60050-191 (所有部分) 国际电工术语第191 部分可靠性和服务质量IEC 60050-191 国际电工术语第191 部分修订版1 1999；IEEE Std 859 (所有部分) 输电设施停运事故和停运状态统计报告的标准术语。
IEEE Std 1366-1998 (第4 部分可靠性指标) 配电系统可靠性指标试用导则。
配电可靠性准则及规定
配电系统可靠性准则及规定一、电力系统可靠性准则的一般概念所谓电力系统可靠性准则，就是在电力系统规划、设计或运行中，为使发电和输配电系统达到所要求的可靠度满足的指标、条件或规定，它是电力系统进行可靠性评估所依据的行为原则和标准。
电力系统可靠性准则的应用范围为发电系统、输电系统、发输电合成系统和配电系统的规划、设计、运行和维修工作。
电力系统可靠性准则考虑的因素一般有：①电力系统发、输、变、配设备容量的大小；②承担突然失去设备元件的能力和预想系统故障的能力；③对系统的控制、运行及维护；④系统各元件的可靠运行；⑤用户对供电质量和连续性的要求；⑥能源的充足程度，包括燃料的供应和水库的调度；⑦天气对系统、设备和用户电能需求的影响等。
其中①、②、⑥等因素可由规划、设计来控制，其余各因素则反映在生产运行过程之中。
电力系统可靠性准则按其所要求的可靠度获取的方法、考虑的系统状态过程及研究问题的性质不同，有以下几种不同的分类方法：1.1. 概率性准则和确定性准则电力系统可靠性准则按其要求的可靠度获取的方法，分为概率性准则和确定性准则。
（1）概率性准则。
它是以概率法求得数字或参量来表示提供或规定可靠度的目标水平或不可靠度的上限值，如电力（电量）不足期望值或事故次数期望值。
因此，概率性准则又称为指标或参数准则。
此类准则又被构成概率性或可靠性评价的基础。
（2）确定性准则。
它采取一组系统应能承受的事件如发电或输电系统的某些事故情况为考核条件，采用的考核或检验条件往往选择运行中最严重的情况。
考虑的前提是如果电力系统能承受这些情况并保证可靠运行，则在其余较不严重的情况下也能够保证系统的可靠运行。
因此，确定性准则又称为性质或性能的检验准则。
此类准则是构成确定性偶发事件评价的基础。
概率性准则较之确定性准则考虑更为广泛，用概率法求得的可靠性指标可以得出对事故风险度的较佳估计。
1.2. 静态准则和暂态准则电力系统可靠性准则按照电力系统的动态过程和静态过程的不同，可分为暂态准则和静态准则。
发电设备可靠性评价规程完整
发电设备可靠性评价规程完整发电设备可靠性评价规程1. 围本规程规定了发电设备可靠性的统计及评价办法，适用于我国境的所有发电企业（火电厂、水电厂（站）、蓄能水电厂、核电站、燃气轮电站）发电能力的可靠性评估。
2 基本要求2.1 发电设备（以下如无特指，机组、辅助设备统称设备）可靠性，是指设备在规定条件下、规定时间，完成规定功能的能力。
2.2 本标准指标评价所要求的各种基础数据报告，必须准确、及时、完整地反映设备的真实情况。
2.3 “发电设备可靠性信息管理系统”程序、事件编码、单位代码，由“电力可靠性管理中心”（以下简称“中心”）组织编制，全国统一使用。
2.4 发电厂（站）或机组，不论其产权所属，均应纳入全国电力可靠性信息管理系统，实施行业管理。
3 状态划分3.1 发电机组（以下简称“机组”）状态划分全出力运行(FS)运行-计划降低出力运行(IPD)(S) 第1类非计划降低出力运行(IUD1)降低出力运行-第2类非计划降低出力运行(IUD2)(IUND) 非计划降低出力运行-第3类非计划降低出力运行(IUD3)可用- (IUD) 第4类非计划降低出力运行(IUD4)(A)全出力备用(FR)备用-(R) 计划降低出力备用(RPD)降低出力备用-第1类非计划降低出力备用(RUD1) (RUND) 非计划降低出力备用-第2类非计划降低出力备用(RUD2)(RUD) 第3类非计划降低出力备用(RUD3)第4类非计划降低出力备用(RUD4)在使用-(ACT)大修停运(PO1)计划停运-小修停运(PO2)机 (PO) 节日检修和公用系统计划检修停运(PO3)组--不可用-状 (U)态第1类非计划停运(UO1)第2类非计划停运(UO2)-强迫停运(FO)非计划停运-第3类非计划停运(UO3)(UO) 第4类非计划停运(UO4)第5类非计划停运(UO5)停用(IACT)3.2辅助设备的状态划分运行(S)可用(A)-备用(R)辅助设备状态-大修(PO1)计划停运(PO)-小修(PO2)不可用(U)-定期维修(PO3)非计划停运(UO)4 状态定义4.1在使用(ACT)―设备处于要进行统计评价的状态。
供电可靠性关键指标分析方法及应用
供电可靠性关键指标分析方法及应用余文辉;王凯琳;高松川【摘要】选取2006-2011年中国南方电网有限责任公司供电可靠性数据,采用分层分类的数据分析方式,分别针对总体停电指标、预安排停电指标和故障停电指标建立典型分析模型.总体停电指标侧重于纵向趋势分析及横向差异比对,预安排停电指标和故障停电指标侧重于原因分析和重复停电分析.在数据分析的基础上梳理关键问题,并有针对性地制定了提升供电可靠性的措施.%Power supply reliability data of CSG from 2006 to 2011 was selected and hierarchical and classified analysis method was used to build typical analysis models respectively for overall power cut indicator, pre-arranged power cut indicator and fault outage indicator.The overall power cut indicator places emphasis on longitudinal trend analysis and horizontal differentiation comparison while the pre-arranged power cut indicator and fault outage indicator place emphasis on reason analysis and repeated outage analysis.On the basis of data analysis, this paper sorts out critical problems so as to formulate measures for improving power supply reliability.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2017(030)007【总页数】5页(P121-125)【关键词】供电可靠性;预安排停电;故障停电;重复停电【作者】余文辉;王凯琳;高松川【作者单位】中国南方电网有限责任公司,广东广州510623;南方电网科学研究院有限责任公司,广东广州510623;南方电网科学研究院有限责任公司,广东广州510623【正文语种】中文【中图分类】TM732供电可靠性是电力系统发、输、变、配等各环节对用户供电能力的综合反映，是考核供电企业电能质量的重要指标[1-3]。
站用交流电源系统精益化评价细则
规章制度编号：国网（运检/4）12***-2016国家电网公司变电评价通用管理规定第23分册站用交流电源系统精益化评价细则
国家电网公司
二〇一六年十月
前言
为进一步提升公司变电运检管理水平，实现变电管理全公司、全过程、全方位标准化，国网运检部组织26家省公司及中国电科院全面总结公司系统多年来变电设备运维检修管理经验，对现行各项管理规定进行提炼、整合、优化和标准化，以各环节工作和专业分工为对象，编制了国家电网公司变电验收、运维、检测、评价、检修管理通用细则和反事故措施（以下简称“五通一措”）。
经反复征求意见，于2017年1月正式发布，用于替代国网总部及省、市公司原有相关变电运检管理规定，适用于公司系统各级单位。
本册是依据《国家电网公司变电评价通用管理规定》编制的第23分册《站用交流电源系统精益化评价细则》。
本细则由国家电网公司运维检修部负责归口管理和解释。
本细则起草单位：**、**。
本细册主要起草人：**、**。
站用交流电源系统精益化评价细则。
国家标准化管理委员会依法备案行业标准540项,现予以公告(见附件).doc
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谢谢你的关注2016年第5号（总第197号）
国家标准化管理委员会依法备案行业标准540项，现予以公告（见附件）。
国家标准委
2016年6月8日
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印送：各省、自治区、直辖市质量技术监督局，总局各直属检验检疫局，国务院各有关部门、行业协会、集团公司，总局各司（局）、直属
挂靠单位，全国各直属标准化技术委员会。
国家标准化管理委员会办公室2016年6月15日印发谢谢你的关注
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华北电网有限公司变电设备基建工程验收规范
华北电网有限公司变电设备基建工程验收规范总则变电设备基建工程验收是变电站能否正常准时投运以及良好、稳定、可靠运行的前提和关键。
其目的是把变电站设备的缺陷和隐患消灭在设备投运前期，是设备顺利送电及送电后的长期安全、稳定、运行的可靠保证。
变电设备基建工程验收规范对电力系统的稳定和发展具有重大的现实意义。
本规范适用于110kV及以上变电站。
1变电站设备验收标准、依据1.1 《电力变压器 第一部分 总则》（GB1094.1-1996）；1.2 《电力变压器 第二部分 温升》（GB1094.2-1996）；1.3 《电力变压器 第三部分 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙（GB1094.3-2003）；1.4 《电力变压器 第五部分 承受短路的能力》（GB1094.5-2003）；1.5 《电力变压器 第十部分 声级测定》（GB1094.10-2003）；1.6 《电抗器》（GB/T 10229-1988）；1.7 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》（GB/T6451-1999）；1.8 《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（GBJ148-1990）；1.9 《高压电力设备外绝缘污秽等级》（GB/T5582-1993）；1.10《500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求》（JB/T 8751-1998）；1.11《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准》（国家电网公司）；1.12《电流互感器》（GB1208—1997）；1.13《电压互感器》（GB1207—1997）；1.14《电容式电压互感器》（GB/T4703—2001）；1.15《耦合电容器及电容分压器》（GB4705—1992）；1.16《500kV电流互感器技术参数和要求》（GB/T17443—1998）；1.17《高压电瓷瓷件技术条件》（GB772-1997）；1.18《电气装置安装工程：高压电器施工及验收规范》（GBJ147-1990）；1.19《高压支柱绝缘子技术条件》（GB8287.1-1998）；1.20《高压开关设备和控制设备标准的公用技术要求》（GB/T11022-1999）；1.21《交流高压断路器技术标准》（国家电网公司）；1.22《交流高压隔离开关和接地开关技术标准》（国家电网公司）；1.23《气体绝缘金属封闭开关设备技术标准》（国家电网公司）；1.24《高压支柱瓷绝缘子 第一部分：技术条件》（GB 8287.1-1998）；1.25《高压支柱瓷绝缘子 第二部分：尺寸与特性》（GB/T 8287.2-1999）；1.26《耐污型户外棒形支柱瓷绝缘子》（GB 12744-1991）；1.27《高压电力电容器》（GB 6915-1986）；1.28《高电压并联电容器》（GB 3983.2-1989）；1.29《并联电容器装置设计规范》（GB 50227-1995）；1.30《高压并联电容器使用技术条件》（DL/T 840-2003）；1.31《并联电容器技术标准》（国家电网公司）；1.32《交流无间隙金属氧化物避雷器》（GB 11032-2000）；1.33《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620-1997）；1.34《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》（DL/T 804-2002）；1.35《交流输电线路用复合外套金属氧化物避雷器》（DL/T 815-2002）；1.36《110(66)kV～750kV避雷器技术标准》（国家电网公司）；1.37《330-500kV变电所无功补偿装置设计技术规定》（DL5014-1992）；1.39《干式电力变压器》（GB 6450-1986）；1.40《10kV～66kV干式电抗器技术标准》（国家电网公司）；1.41《电气安装工程蓄电池施工及验收规范》（GB 50172-1992）；1.42《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》（DL/T 5044-1995）；1.43《直流电源系统技术标准》（国家电网公司）；1.44《接地装置施工及验收规范》（GB50169—92）1.45《华北电网有限公司预防过电压事故措施》（华北电网公司）1.46《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-1991）；1.47《高压输变电设备的绝缘配合》（GB311.1—1997）；1.48《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》（DL 408-1991）；1.49《国家电网公司电力安全工作规程》（变电站和发电厂电气部分）（试行）；1.50《国家电网公司输变电设备运行规范》（国家电网生技[2005]172号）1.51《预防设备事故措施》（国家电网公司）1.52《十八项电网重大反事故措施》（国家电网公司）1.53《华北电网有限公司防止输电线路事故措施》等七个文件（华北电网有限公司） 1.54 项目法人、监理公司及上级对工程所发的技术要求文件；1.55 工程设计文件、图纸、设计变更及洽商记录；1变电站设备验收的内容及要求2.1 油浸式电力变压器(电抗器)2.1.1 设备运抵现场、就位后的验收2.1.1.1 油箱油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。
输变电设施可靠性评价规程实施细则
《输变电设施可靠性评价规程》实施细则第一章总则第一条根据《输变电设施可靠性评价规程》(DL/T837-2003)制定本实施细则。
第二条本实施细则对《输变电设施可靠性评价规程》(以下简称《规程》)的有关条款作了详细解释，对执行《规程》的一些要求作了明确规定。
第三条本细则适用于我国境内的所有发、供电企业输变电设施可靠性统计、分析、评价工作。
统计范围为本企业产权范围的全部输变电设施以及受委托运行、维护、管理的输变电设施。
第二章《规程》中有关条款的解释第四条第2.1条对于新投运的输变电设施，应从投运之日起，即纳入到可靠性统计。
对于目前纳入统计的13类设施中都应对带电作业LO、调度停运备用DR、受累停运备用PR、大修PO1、小修PO2、试验T、清扫C、改造施工RC、第一类非计划停运UO1、第二类非计划停运UO2、第三类非计划停运UO3、第四类非计划停运UO4等状态进行运行事件填写。
第五条第2.1.2.2.1条、第2.1.2.2.4条,处于备用状态的设施，未列入年度、季（月）度检修计划，经调度批准进行的临时性检修（包括试验、清扫）工作，并且检修工作时间在调度批准时间内的停运，应记为第四类非计划停运；检修工作时间在调度批准时间内没有完成，则超过调度批准的时间，应记为第一类非计划停运。
第六条第6.3.1条同一输电线路的编码须一致，无论其资产隶属关系和管理部门如何，均由该线路所在地区的电网企业负责进行统一编码。
跨越不同电网公司之间的线路由国家电力监管委员会电力可靠性管理中心（以下简称中心）给定编码；同一电网公司内跨越区域电网的线路由该公司给定编码；省内的跨越地区（市）的线路由省电力公司给定编码。
对于分段管理的线路，若发生非计划停运，故障点所在线路段的运行维护单位按“非计划停运”统计，非故障点所在线路段的运行维护单位按“受累停运备用”统计。
若无法判断故障点时，各线路段的运行维护单位均按“非计划停运”统计。
第七条第6.3.4条，全封闭组合电器（GIS）以套为单位进行注册，不应以间隔或气室为单位进行注册，还应将其内部元件（如：断路器、电流互感器、电压互感器、隔离开关、母线等设施）在全封闭组合电器界面注册，在其它界面不应注册。
输变电设施可靠性评价规程
输变电设施可靠性评价规程（暂行）1 范围本规程规定了输变电设施可靠性的统计及评价指标办法,适用于对输变电设施的可靠性进行统计、计算、分析和评价。
2 基本要求2.1 电力可靠性管理是电力系统和设施的全面质量管理和全过程的安全管理,是适合现代化电力行业特点的科学管理方法之一,是电力工业现代化管理的一个重要的组成部分。
输变电设施可靠性是电力可靠性管理的一项重要内容，是以设施功能为目标的面向设施的可靠性范畴。
输变电设施可靠性的统计指标，是深入掌握输变电设施在电力系统中运行状况的主要手段，是对输变电设施是否可用的量化描述，是规划设计、设备制造、安装调试、生产运行、检修维护、生产管理等各个环节综合水平的度量，是衡量输变电设施技术状况的主要依据，为制定电力系统有关的可靠性准则提供依据。
为了使输变电设施可靠性评价具有完整性、科学性、客观性和可比性，特制定本规程。
2.2 本规程所需的各种基础数据报告，必须尊重科学、实事求是、严肃认真、全面而客观地反应输变电设施的真实情况，做到准确、及时、完整。
2.3 与本规程配套使用的“输变电设施可靠性管理信息系统”软件及相关代码，由电力可靠性管理中心组织编制，全国统一使用。
2.4 各级有关领导应负责认真贯彻执行本规程，不得违反或擅自修改，并积极支持可靠性管理专责人员做好本职工作。
2.5各发、供电企业要按管辖范围切实做好输变电设施的可靠性统计、评价工作，并由其上级主管部门或受委托的所在省（区、市）电力公司负责向电力可靠性管理中心报告。
2.6 本规程自公布之日起实行，原《输变电设施可靠性统计实施细则》终止执行。
2.7 本规程解释权属于电力可靠性管理中心。
3 设施状态分类及其定义3.1 设施自投产后，作为统计对象进入使用状态。
使用状态分为可用状态和不可用状态。
状态分类如下：⎧运行S(包括带电作业)⎧可用A−|⎧调度停运备用DR|⎩备用 R−||⎩受累停运备用PR|使用−|⎧大修PO1||小修PO2|⎧计划停运PO −|试验T|||清扫C⎩不可用U−|⎩改造施工RC|⎧第一类非计划停运UO1 ⎫|||−强迫停运FO⎩非计划停运UO−|第二类非计划停运UO2 ⎭|第三类非计划停运UO3⎩第四类非计划停运UO43.2 可用—设施处于能够完成预定功能的状态。
火力发电厂安全性评价手册电气一次部分
2.4 电气一次设备13002.4.1发电机和高压电动机5002.4.1.1 发电机技术状况1951）定子绕组端部（包括引线）及结构件的固定是否良好，有无松动、磨损、变形、螺栓断裂等问题，模态试验是否合格20查阅检修、缺陷记录和现场查询等；检查模态试验报告。
整体模态和引线固有频率按照GB/T20160-2006《旋转电机绝缘电阻试验》判断是否合格，若不合格是否有相应措施若有固定不良、磨损或者变形等问题，本条不得分，且应据严重程度加扣2.4.1.1便准分的10%~20%；虽经处理，但无实际运行考验证明其确实有效前，扣标准分的10%~50%。
若模态试验不合格根据防范措施和历史情况酌情扣标准分的10%~100%GB/T20140-2006《透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定》、DL/T735-2000《大型汽轮发电机钉子绕组端部动态特性的测量及评定》和有关企业反事故措施2）定子绕组的鼻部绝缘和手包绝缘部分是否可靠20查阅检修、试验和缺陷记录和现场查询等；查询出厂实验报告及安装交接试验记录，特别是直流耐压试验和端部表面电位（或端部泄漏电流）实验报告若不可靠，本条不得分，且应据严重程度加扣2.4.1.1标准分的10%~20%；虽经处理，但无实际运行考验证明其确实有效前，GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标扣标准分的10%~50% 准》、DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》和有关企业反事故措施3）定子槽楔是否存在松动和磨损现象，有无可靠的防松动措施15查询检修、缺陷、试验记录和现场查询等若紧固不好，无可靠的防松动措施，本条不得分，且应据严重程度加扣 2.4.1.1标准分的10%~20%；虽经处理，但无实际运行考验证明其确实有效前，扣标准分的10%~50%4）定子铁心有无松动、过热或断裂等情况15查询检修、缺陷、试验记录和现场查询若有松动、过热或断裂时，本条不得分，且应据严重程度加扣2.4.1.1标准分的10%~20%；虽经处理，但无实际运行考验证明其确实有效前，扣标准分的10%~50%有关企业反事故措施5）护环、风扇、滑环和转子锻件等旋转部件有无裂纹、位移、腐蚀或过热等异常问题15查阅金属探伤和检验报告，检修、缺陷记录等，主要检查表面有无裂纹、严重划痕、碰撞痕印等对未按规定进行金属探伤检验、检查的，本条不得分，且应据严重程度加扣2.4.1.1标准分的10%~20%；虽经处理，但无实际运行考验证明其确实有效前，扣标准分的10%~50%DL/T 438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》和有关企业反事故措施6）是否存在预防性试验漏项、降标或缺陷未能及时处理的问题20查阅试验、缺陷记录等，重点检查交、直流耐压和绝缘电阻及绕组直阻测量等试验项目试验不规范酌情扣标准分的10%~50%，若有漏项、降标或缺陷未处理问题，本条不得分，且应据严重程度加扣2.4.1.1标准分的10%~20%DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》和GB/T20160-2006《旋转电机绝缘电阻测试》7）各检修工作是否均按要求进行；检修质量能否得到切实保证；若参与调峰运行，是否采取了必要的技术措施20查阅检修规程、记录、报告、总结和现场查询等若有漏项、降标或检修质量未能切实保证，本条不得分；调峰发电机，若未采取必要的技术措施，应酌情扣分有关企业反事故措施8）防止内冷水路堵塞的反措是否健全和落实15查阅检修、运行规程，检修、缺陷记录和现场检查等，重点检查水流量试验和反冲洗装置及滤网等，关注水流量和压力测量记录及线棒和出水测温情况，重点检查钉子绕组进出水温度若未落实，本条不得分；若不健全或运行中有异常现象，则应据严重程度扣标准分的50%~100%有关企业反事故措施9）防止发电机漏水事故的反措是否健全和落实15查阅检修、运行规程，检修、缺陷记录和现场检查等，重点检查内冷水系统及氢冷却器漏氢监测情况若未落实，本条不得分；若不健全或运行中有异常现象，则应据严重程度扣标准分的50%~100%有关企业反事故措施10）防止异物进入发电机内的措施是否健15查阅检修规程、记录，现场检查等，重点检查发电机现场安全措施规定和实施情况若未落实，本条不得分；若不健全，则应据严重程度扣标准有关企业反事全和落实分的50%~100% 故措施11）防止发电机、封闭母线等处氢爆和着火的技术措施是否已经全面落实15查阅检修记录和现场检查等，重点检查用氢安全措施和是否安装漏氢监测报警装置以及装置运行是否正常若未全面落实，或未安装漏氢报警装置本条不得分，若漏氢报警装置异常，酌情扣标准分的20%~100%有关企业反事故措施12）定、转子有无局部过热，有关反技术措施是否已经落实；是否存有其他危及安全的缺陷10查阅检修、缺陷记录和现场查询等，重点检查发电机各温度测点、振动情况等若有局部过热或其他危及安全的缺陷，本条不得分，且尚应据严重程度加扣2.4.1.1标准分的10%~20%，若反措未落实，应酌情扣分有关企业反事故措施2.4.1.2 发电机运行工况1651）发电机的绕组、铁心、集电环和不与绕组接触的其他部件，冷却气体和内冷却水等的运行温度是否正常15查阅运行表单、缺陷记录并现场检查等，重点检查温度监测实时显示及历史趋势若无同类温度互差比较和历史趋势分析，扣标准分的50%，若显示异常酌情扣标准分的10%~100%。
可靠性讲课单机版
（每次停电持续时间 每次停电用户数） 停电用户总数
1250 2.02小时 / 户 620
26
停电用户供电可靠率 (1 统计A期IH间CI时间) 100% (1 2.02 ) 100% 99.9075%
2184
27
第二 讲
电力可靠性管理代码简介
28
系统编码
1、单位编码
停电缺供电量——供电系统停电期间，对用户少供的电量。
停电缺供电量的计算方法，统一按下列公式计算：
W=KS1 T
式中：W——停电缺供电量（千瓦时） S1 ——停电容量，即停止供电的各用户装见容量之和（千伏安） T——停电持续时间，或等效停电时间（小时） K——容载比系数，该值应根据上一年度的具体情况于每年年初 修订一次。
预安排停电平均持续时
间
（预安排停电时间排停电户数 ）
预安排停电次数
预安排停电平均缺供电
量
（每次预安排停电缺供
预安排停电次数
电量）
单位
次/户 小时/户 小时/次
户/次 千瓦时/次
22
其它指标：
指标
外部影响 停电率
系统停电 等效小时
数
定义
在统计期间内，每 一用户因供电部门 管辖范围以外的原 因造成的平均停电 时间与用户平均停 电时间之比 在统计期间内，因 系统对用户停电的 影响折（等效）成 系统（全部用户） 停电的等效小时数
停电用户平均停电时间：在统计期间内，发生
停电用户的平均停电时间。
停电用户平均停电时间
（用户每次停电时间）
停电用户总数
（每次停电持续时间 每次停电用户数）
停电用户总数
《供电系统用户供电可靠性评价规程》.
ICS备案号：中华人民共和国电力行业标DL/T 836 —2003供电系统用户供电可靠性评价规程Reliability evaluation code for customer service in power supplysystem中华人民共和国国家经济贸易委员会 发 布目次前言 (II)1范围 (3)2术语和定义 (3)3基本要求 (7)4评价指标与计算公式 (7)5填报的有关规定 (13)6统计报告 (14)附录A（资料性附录）停电性质分类中英文对照．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．22 附录B（资料性附录）供电系统用户供电可靠性指标中英文对照．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．23 参考文献．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．26前言供电系统用户供电可靠性评价是电力可靠性管理的一项重要内容。
供电系统用户供电可靠性评价规程对供电系统用户供电可靠性的统计、评价规定了相应的技术要求和方法。
本标准是在《供电系统用户供电可靠性评价规程（暂行）》的基础上，经过多年的使用、修改、完善修编而成。
本标准实施之日起，代替原电力工业部《供电系统用户供电可靠性评价规程（暂行）》（电可1998[02]）。
本标准对供电系统用户供电可靠性评价和统计作了详细的规定。
本标准的附录A、附录B为资料性附录。
本标准由电力行业可靠性管理标准化技术委员会提出、归口并负责解释。
本标准起草单位：中国电力企业联合会电力可靠性管理中心。
本标准的主要起草人：蒋锦峰、胡小正、赵凯、黄幼茹、刘华、贾立雄。
供电系统用户供电可靠性评价规程1范围本标准规定了供电系统用户供电可靠性的统计办法和评价指标。
本标准适用于我国境内的所有电力供应企业对用户供电可靠性进行统计、计算、分析和评价。
国网运检部提升站用交流电源运行可靠性措施(正式稿)
提升站用交流电源运行可靠性办法之南宫帮珍创作(正式稿)国家电网公司运维检修部二〇一六年十一月序言变电站交流电源作为变电站的重要组成部份, 为一次设备的把持机构、主变冷却装置、充机电、监控系统等子系统提供可靠的工作电源.为提升站用交流电源运行可靠性, 有效保证电网平安、平稳运行, 依照《国网运检部关于继续强化站用交直流电源隐患排查治理和专业管理工作的通知》（运检一〔2016〕113号）的要求, 依据《国家电网公司十八项电网重年夜反事故办法》（修订版）(国家电网生〔2012〕352号)、《国家电网公司防止变电站全停十六项办法（试行）》(国家电网运检〔2015〕376号)、《220kV～500kV变电所所用电设计技术规程》（DL5155-2002T）等规程有关条款, 结合变电站交流电源故障案例, 国家电网公司运维检修部组织相关人员编制了提升变电站交流电源运行可靠性办法.本办法针对站用电交流系统各类设备, 梳理总结了6年夜类, 92条提升变电站交流电源运行可靠性办法, 每类办法依照设计阶段（包括产物设计、变电站设计等）、交接验收阶段（包括现场检查、试验等）、运维阶段（包括日常运行、检修等）进行分类总结, 便于查阅参考.目录一、提升站用交流电源运行可靠性通用办法1二、防止全站失去站用交流电源办法1(一)设计阶段2(二)验收阶段5(三)运维阶段6三、防止部份失去站用交流电源办法7(一)设计阶段7(二)验收阶段9(三)运维阶段10四、防止站用变故障办法11(一)设计阶段11(二)验收阶段11(三)运维阶段12五、防止高压配电装置故障办法13(一)设计阶段13(二)验收阶段14(三)运维阶段16六、防止站用交流不间断电源装置事故办法16(一)设计阶段16(二)验收阶段18(三)运维阶段18提升站用交流电源运行可靠性办法一、提升站用交流电源运行可靠性通用办法第一条站用交流电源系统应建立健全全过程精益化管理体系, 落实各级人员职责, 继续提升管理水平.第二条应选用良好运行业绩、成熟制造经验、而且有良好售后服务的制造厂产物.第三条应组织开展各层级站用交流电源系统培训, 深入学习反措、标准等相关规定, 提高专业人才技术水平.第四条变电站现场应配备站用电交流系统图, 及时更新, 并建立备品清册.第五条站用交流电源系统中电缆及端子排二次接线的连接应牢固可靠, 端子排及芯线标识齐全、正确、清晰, 与图纸设计一致.芯线标识应包括回路编号、端子号及电缆编号, 电缆备用芯也应挂标识管并加装绝缘线帽.第六条运维人员应按期对站用交流电源系统进行红外测温.案例：2016年6月, 运行人员例行对220kV某变电站进行接头温度检查, 发现该变站用电1号交流馈电屏内, 110kV检修电源空开下口三相测温达98℃, 下口绝缘部份有明显炭痕.设备投运时间为1997年6月,屏柜装置过程接线使用铝导线, 且未使用铜铝过渡接头, 招致铝导线长期压接在空开下口, 氧化招致桩头接触点发热：图1空开下口发热情况二、防止全站失去站用交流电源办法(一) 设计阶段第七条装有两台及以上主变压器的330kV及以上变电站和地下220kV变电站, 应配置三路站用电源, 其中两路分别取自本站分歧主变压器, 另一路取自站外电源.第八条装有两台及以上主变压器的220kV及以下变电站, 应至少配置两路电源, 可分别取自本站分歧主变压器；或一路取自本站主变压器, 另一路取自站外可靠电源.该站外电源应与本站提供站用电源的主变压器自力, 提供站用电源的主变压器停电时站外电源仍能可靠供电.第九条装有一台主变压器的变电站, 应配置两路电源, 其中一路取自本站主变压器, 另一路取自站外可靠电源.案例：110kV某变电站装置有1台主变, 2台站用变, 均接于该变电站10kV系统.2014年6月,该变电站其中一条10kV线路发生短路故障, 线路呵护举措, 但由于该线路断路器分闸线圈烧毁, 断路器分闸不胜利, 造成事故扩年夜, 该变电站1号主变低后备呵护举措跳开主变次总开关.由于该变电站两台站用变电源均来源于10kVI段母线, 造成该站两台站用变同时失压, 站内高压交流电源失去.第十条不装设变压器的开关站, 应配置两路站用电源, 分别取自分歧的站外可靠电源.两路站用电源不得取自同一个上级变电站.第十一条330kV及以上变电站和地下 220kV 变电站的站外站用电源应自力可靠, 不应取自本站作为唯一供电电源的变电站, 本站全停时站外电源仍能可靠供电.案例：2014年1月, 由于输变电线路呈现结冰故障, 引起500kV某变电站内4台主变压器先后失落闸,招致1号站用变压器和2号站用变压器失电,且由于0号站用变压器电源取自本站下级220kV变电站也同时失电,招致全站交流电源全停.第十二条当330kV及以上变电站和地下220kV变电站站用变检修或上级电源失电, 仅剩一路可靠站用电源时, 现场应配置临时发电装置.案例：2014年05月, 500kV某开关站1号站用变检修, 2号站用变电源高压侧线路故障, 且0号站用变（应急电源车）未配置, 造成500kV开关站交流电源N-2情况下, 全站交流失去电源7小时.图2交流一次接线图第十三条每台站用变容量按全站计算负荷选择.接地变作为站用变压器使用时, 接地变压器容量应满足消弧线圈和站用电的容量的要求, 并考虑变电站检修负荷容量进行选择.第十四条当任意一台工作站用变退出时, 专用备用站用变应能自动切换至失电的工作母线段, 继续供电.案例：2015年8月, 66kV某变电站66kV甲线线路落雷, 甲线开关跳闸.异常发生时, 该站全部负载由10kV1号接地变供电, 2号外供站用变次总开关处于热备用状态.站内未配置所用电备自投装置,故障招致该变电站全站交流失电.第十五条站用高压工作母线间装设备自投装置时, 应具备高压母线故障闭锁备自投功能.案例：2012年, 某变电站施工单位进行备用变压器滤油工作时, 滤油施工现场用电设备或电缆存有原因不明的单相接地故障,其临时施工检修电源箱内的断路器未跳闸,站内交直流配电室的400A分支断路器未跳闸,招致所变次级开关越级跳闸.由于该变电站所变备自投装置不具备400V母线故障闭锁备自投功能, 招致两台分段开关由于备自投装置举措相继合上,三台所变次级开关又由于高压侧故障依次跳开, 最终招致全站交流失电.第十六条变电站内如没有对电能质量有特殊要求的设备, 应裁撤高压脱扣装置；若需装设高压脱扣装置时, 应将高压脱扣装置更换为具备延时整定和面板显示功能的高压脱扣装置.延时时间应与系统呵护和重合闸时间配合, 躲过系统瞬时故障.案例：2007年07月,35kV某变电站因雷雨天气造成所用变高压侧电网电压严重摆荡引起所变次级3Q F、4QF空气开关失压装置举措（属正常举措）造成3QF、4QF空气开关跳闸,由于3QF、4QF开关有自投功能, 瞬时自投胜利, 此时电源系统一切举措在正常.但交流屏所有的馈线开关自带失压脱扣功能且未设置延时, 所以所有的负荷开关瞬时跳闸.由于该开关必需手动复归, 在交流母线再次来电时不能自动投入, 招致交流馈线屏所有出线开关全部失电.图3所用电接线图第十七条站用交流电源系统应做好备自投装置与高压总断路器失压脱扣功能配合, 防止由于定值配合不妥造成站用电全停.案例：2015年03月,330kV某变电站110kV线路发生接地故障造成站内电压摆荡, 相电压跌至184V, 满足次级总断路器高压脱扣装置举措定值, 但达不到备自投装置举措定值, 招致站用交流电源系统次级总断路器失压脱扣装置举措跳闸,但备用站用变压器备自投装置未举措, 站用交流电源系统失电.第十八条在站用变交流电源同时失电后, 站用交流电源系统备自投装置应具备上级电源恢复供电自动投入功能.案例：110kV某变电站装置2台主变, 配置两台接地变兼站用变, 分别接于该站10kVⅠ、Ⅱ母线上；110kV进线两条,采纳进线备投方式.2014年11月, 该变电站主供电源110kV马乔Ⅰ线发生短路故障, 变电站短时全站失电, 同时失去站用电.备用110kV线投入胜利后, 因交流屏切换回路设计分歧理, 设计时仅考虑单路电源失去备自投功能, 未考虑双路电源短时失去时备自投功能, 造成所用电未能自动投入,全站所用电电源失去.图4所用电切换原理图第十九条站用交流电源系统的异常举措、母线电压、站用交流电源柜的进线断路器位置及电流等信息应上传到调控中心.案例：2014年9月, 110kV某变电站站用交流电源系统次级总接触器老化, B相接触不良, 造成交流母线B相失压.由于该站400V母线电压未上传调控中心, 直流充机电因交流电压分歧毛病称, 高频模块无输出, 装置未发出告警, 造成直流系统蓄电池长时间放电,招致呵护装置无法正常工作.10kV线路发生相间短路, 呵护装置拒动, 引起越级跳闸, 造玉成站停电事故.图5元件老化, B相接触不良第二十条ATS切换装置采纳直流电源作为工作电源的, 应能在直流电源失电时坚持原工作状态.第二十一条站用变高压电缆不应与高压动力电缆同沟敷设, 如同沟敷设应设置有效的防火隔离办法；站用变高压动力电缆应与控制电缆分层敷设, 如无法分层敷设的应采用有效的防火隔离办法.(二) 验收阶段第二十二条应对站用交流电源系统的绝缘试验、备用电源自动投入、核对相序等试验项目进行审查.(三) 运维阶段第二十三条站用交流电源系统运行年限长、元件老化严重的, 宜安插技改更换.案例：2004年8月, 某变电站全站交流电源失电, 消防装置报警.值班人员检查交流2号屏的通讯电源空开概况有烧伤痕迹,解体该空开后发现, 内部相间绝缘已经烧损, A、B相已经融化焊接在一起.此次故障的发生,造成站用交流电源失压20分钟.经分析, 该空开已经运行26年, 使用年限较长, 同时触头间接触不良过热, 造成相间绝缘降低击穿而发生短路故障, 由于站用电系统为单母线供电方式, 造成1号、2号站用变次级空开跳闸, 站内交流电源全部失压.第二十四条站用变应选择合适的运行分接头位置, 高压侧首端相间电压应满足380V~420V的要求, 且三相不服衡值应小于10V, 三相负荷应均衡分配.案例1：2011年7月, 330kV某变电站由于系统电压摆荡, 站内站用高压系统降低, 最低电压降至341V, 引起主变冷却器回路电源监视器欠压呵护举措, 切断冷却器控制回路, 造成1号主变冷却器全停, 1#主变本体油温到达88℃, 招致1#主变瓦斯呵护举措.案例2：110kV某变电站交流电源系统配置有两台10kV站用变,两路电源由相互联锁的交流接触器及其控制回路实现主、备供电源自动切换.20 14年3月110kVXX变在进行1号、2号站用电切换过程中,由于站用电屏内2号进线交流接触器故障, 在1号站用变断开后, 2号站用变三相投入不完全,造成变电站高压交流系统B相缺相异常.检查发现全站交流系统三相负荷很不服衡, 其中B相负荷比A、C两相负荷年夜两倍以上, 造成接触器B相接点发热严重, 在接触器接点带负荷开断过程中拉弧较年夜, 最终造成接点损坏.第二十五条外来电源的站用变电源计划停电时, 电网调控部份应提前通知变电站运维单位；如遇故障停电, 电网调控部份应及时通知运维单位, 运维单位应及时做好相应的办法.第二十六条站用交流电源装置维护时, 应采用防范办法, 防止站用系统母线故障.第二十七条备用站用变应每半年进行一次切换试验.案例：110kV某变电站配置两台站用变, 一台运行于站内母线上, 另一台运行于10kV出线上.站内1号交流屏中配置双电源切换开关,可实现主、备共电源自动切换.正常运行时,由10kVI母2号所用变做为主供电源供电.该变电站运维班组平时未进行备用站用变应按期进行切换试验.2015年5月,10kVⅠ段母线上的2号所用变高压侧A相熔丝烧坏,1号交流屏中的双电源自动切换装置举措不胜利,招致站内高压交流系统失压.检查发现：1号交流屏中缺相继电器1KV2的15、18一对接点虚接, 造成交流屏自动切换功能失效.图6自动切换原理图三、防止部份失去站用交流电源办法(一) 设计阶段第二十八条断路器、隔离开关的动力电源可按区域分别设置环形供电网络, 禁止并列运行；也可按区域分别设置专用配电箱, 向间隔负荷辐射供电, 配电箱电源进线一路运行, 一路备用.第二十九条站用电系统重要负荷（如主变压器冷却器、直流系统充机电、交流不间断电源、消防水泵等）应采纳双回路供电, 接于分歧的站用电母线段上, 并能实现自动切换.案例：某变电站2号主变通风电源箱中通风电源正常方式为：I段电源带#1、#3组冷却器,II段电源带#2、#4组冷却器.2015年11月,该变电站2号主变冷却器风冷切换回路中2SJ时间继电器故障,招致所有冷却器电源全部切至Ⅰ段电源（I段电源带#1、#2、#3、#4组冷却器）；尔后, 1SJ时间继电器相继故障, 招致2号主变通风电源全停.该继电器运行年限较长(2000年运行至今), 元件老化, 使主变冷却器电源备自投功能失效, 是造成2号主变冷却器全停直接原因.图7故障时间继电器第三十条当站用变压器与站用交流配电柜（屏）采纳长电缆连接时, 应进行呵护灵敏度校验, 如不能满足要求, 变压器出口应装设呵护.第三十一条站用变高压出口处严禁选用带漏电呵护功能的次级总断路器.第三十二条站用交流电源柜的进线断路器容量应依照设计计算的短路电流要求选择, 馈线断路器应依照1.2倍及以上负载额定电流选择.第三十三条站用交流电源系统呵护层级设置不应超越四层, 馈线断路器上下级之间的级差不应少于两级.案例：2011年5月, 500kV某开关站生活泵房由于自动上水阀门损坏, 造成泵房溢水, 1、2号生活水泵均被水淹, 进行烘干处置后, 由于室内湿度年夜, 1号泵在启动过程中发生接地短路.1号生活水泵发生接地后,由于站内高压开关的级差配置分歧理, 生活泵房配电柜总空开及380V II段母线所带生活泵房的馈线空开不能瞬时切除故障,造成2号、1号站用变高压零序I段先后举措出口,站内重要负荷只能由柴油发机电供电.第三十四条设计图纸中应包括站用电交流系统图, 图中应标明级差配合及交流环路.第三十五条站用变高压总断路器应带延时举措, 馈线断路器应先于总断路器举措, 上下级呵护电器应坚持级差, 决定级差时应计及上下级呵护电器举措时间的误差.案例：2013年2月, 500kV某变电站500千伏Ⅱ段线复役把持过程中, 5011汇控柜内加热器内部故障, 与该加热器空开相连的三级空开均同时跳闸, 招致整串交流环路电源失去.检查发现三级空开选型时虽脱扣电流已经考虑级差（依次是C16, K40, C63）, 但C型曲线和K型曲线在8倍以上年夜电流时存在重叠区,故支路年夜电流故障时将招致越级跳闸.图8C型、K型脱扣曲线比较(二) 验收阶段第三十六条应对站用变高、高压进线电缆的绝缘试验项目进行审查.第三十七条新投运或改扩建站用交流电源系统应核对高压相序.案例：某变电站改扩建工程中因工程需要,10kV站用变需一并改建.为保证站用供电,在35kV小照线路上接入接线组别为Yd11的35kV电力变压器,临时站用变接入35kV电力变压器10kV侧, 接线组别为D．yn11.2015年10月, 在停电过渡后, 未开展核相将临时站用变接入400V母线时, 由于将分歧相位的两路电源误并列, 招致400V母线发生短路故障.第三十八条进线缺相自投试验应逐相开展.案例：某220kV变电站,220kV主变采纳强油风冷方式.该主变冷却器双路电源切换回路设计时只监视进线电源A相, 且未设置三相电源缺相呵护继电器.验收时, 验收人员也仅对进线电源三相失电的情况进行验收.某日,主变进线电源空开由于故障招致B相缺相,主变冷却器电源切换装置未能举措.招致该主变的冷却器所有风扇、油泵相继热耦举措, 直至主变冷却器全停.第三十九条应对站用交流电源系统的断路器（熔断器）上下级级差配合试验项目进行审查.第四十条应根据站用交流电源系统图检查回路正确, 级差配合与设计相符.(三) 运维阶段第四十一条两台站用变分列运行的变电站, 电源环路中应设置明显断开点, 并做好平安办法, 不允许两台站用变合环运行.案例：2014年5月, 110kV某变1号所变次级跳闸, 检修人员随即对交流屏处进行检查, 发现所用电I段交流母线仍然有电, 判断I、II段交流母线已并列运行（即两台所变通过负载并列运行）.检查I、II段交流母线各负载开关的运行情况后发现, 当I、II段交流母线支路存在并列运行, 两台所变之间的环流较年夜时, 由于1号所变次级开关呵护整定值过小, 会招致1号所变次级开关跳闸.图9环路电源空开第四十二条站用变外接电源线路或站用变改造结束恢复送电时, 外接站用变应与站内站用变进行核对相序.案例：110kV四通变配置有两台站用变压器, 一台接于35kV母线, 另外一台外接于站外35kV线路.2010年8月, 35kV1号站用变故障跳闸, 站用系统备自投举措,但由于外接35kV2号站用变所接电源线路在外接线路改造时将相序接反,投运时未对一次进线进行核相, 招致2号站用变与1号站用变接入相序纷歧致, 招致1号主变风冷电源回路相序呵护举措, 1号主变冷却器全停.第四十三条站用变高压回路涉及拆动接线工作后, 恢复时应进行核相.第四十四条站用交流电源系统电源切换把持后, 应重点检查主变压器冷却器、直流系统充机电、交流不间断电源、消防水泵等重要负荷的切换功能正常.案例：2012年01月, 运维人员在110kV李家变进行所用变切换试验后, 发现站用直流系统告警, 充电模块报警灯闪烁, 模块直流电流输出为零, 交流输入为223.05V, 监测装置上显示充电模块交流输入异常.经检查, 在进行交流站用倒负荷时, 1号充机电1、2路交流自动切换, 震动引起中间继电器接线松动, 招致交流输入异常, 复紧接线后异常情况消除.第四十五条熔断器熔断或断路器跳闸后, 应查明原因并处置后方可更换或试送, 再次熔断或跳闸不得再送.四、防止站用变故障办法(一) 设计阶段第四十六条干式站用变绝缘资料的耐热品级应到达F级, 耐燃烧性能品级应到达F1级.第四十七条站用变铁芯与中性点接地应分开独自接地.第四十八条干式站用变外壳的防护品级应不小于IP20.第四十九条当干式站用变采纳户外安插时, 应充沛调查实际运行现场的环境品级（湿度、凝露可能性、污秽和环境温度）, 并以E0、E1、E2等方式进行确定.第五十条在高寒地域, 干式站用变应采纳室内安插, 室内温度不低于-5℃, 周围空气相对湿度不年夜于93%.第五十一条干式站用变应装有温度丈量装置, 并具备风机自动启动、温度高报警及跳闸功能.(二) 验收阶段第五十二条对首次入网或运检部份认为有需要的站用变应进行关键点见证, 关键点见证采纳查阅制造厂家记录、监造记录和现场见证方式.案例：2015年1月5日, 220kV温泉变电站265开关故障跳闸, 运维人员和检修人员现场检查发现265开关所带2#所内变故障,所内变箱体外壳向外隆起,B相线圈概况有明显放电痕迹.解体检查发现：未满足定货技术条件的要求.高压线圈未采用环氧浇注, 高压线圈最外层环氧浇注层仅2mm厚, 环氧浇注相对较薄.该变压器线圈在浇注时,浇筑工艺不符合技术要求.高压线圈与夹件存在压接不实的问题.故障后,线圈在电动力的作用下发生较年夜幅度的位移.图10拆解下来的发生形变所变第五十三条室外运行的站用变, 应在站用变高、高压侧接线端子处加装绝缘罩, 引线部份应采用绝缘办法, 站用变母排应加装绝缘护套.第五十四条站用变现场就地温度计指示的温度与远方显示的温度应基本坚持一致, 误差不超越±5℃, 温度计刻板指示清晰.第五十五条启动投运时, 在额定电压下对站用变的冲击合闸试验, 冲击合闸宜在站用变高压侧进行, 应无异常现象.第五十六条户外安插油浸式站用变的气体继电器（本体、有载开关）、油流速动继电器、温度计（温度计探头、表计）等应装设防雨罩, 且其本体及二次电缆进线50mm应被遮蔽, 45°向下雨水不能直淋.(三) 运维阶段第五十七条油浸式站用变的上层油温不超越95℃, 温升不超越55K.正常运行时, 上层油温不宜经常超越85℃.第五十八条正常运行时, 干式站用变的绝缘系统温度应低于155℃, 绕组平均温升不应超越100K.第五十九条干式站用变环氧树脂概况及端部应光滑、平整, 无裂纹、毛刺或损伤变形.第六十条干式站用变温度控制器应显示正常, 器身感温线固定良好, 与带电部份坚持足够的平安距离.第六十一条站用变档位切换方式为无励磁分接开关或档位切换片的, 在切换档位后, 应开展直流电阻测试.五、防止高压配电装置故障办法(一) 设计阶段第六十二条站用交流电源柜内裸露导体应采纳阻燃热缩绝缘护套, 所有绝缘资料均应具有自熄性或阻燃性, 遇到火源时不发生有毒物质和不透明烟雾.第六十三条站用交流电源柜的呵护接地可由独自设置的呵护导体或可导电的结构件来构成, 或由两者共同构成, 其电阻值应不年夜于0.01Ω.第六十四条220kV及以上变电站应将站用变高压侧进线、分段断路器的遥测、遥信信息接入到变电站监控后台及调控中心, 并能实现远方遥控功能.第六十五条站用交流电源系统应采纳三相四线制, 零相接地址接在站用变中性点处, 禁止分散接地.案例：2016年6月, 罗敷变站用交流电源系统呈现间断性摆荡, 站内部份交流用电设备呈现异常.此次异常造成站内直流充电柜交流电压收集板故障、一个充电模块故障, 主变水灭火装置电源部份故障, 油在线监测装置电源部份故障,站内部份照明设备损坏.造成此次故障原因为：1号站用变高压侧N相桩头除热缩资料变形, 桩头铝母排有过热熔接情况, 站用变内高压侧N线未可靠接地, 招致N桩头过热.。