B.2.1对于FMEA，实施步骤如下

刘丁 确定水电厂主设备对象； b 组建水电厂主设备状态评价工作团队： c）将水电厂主设备对象按照功能或结构分成部件（组件），确定： 各部件故障的表象（状态量的变化）； 造成失效模式的故障原因； 故障可能产生的影响； 一失效的后果； SA 采取的补偿措施，制定测试和维修工作的规划。 B.2.2对于FMECA，工作团队需要根据失效后果的严重性，将每个识别出的失效模式进行分类，常用 的方法包括： 模式危险度指数；模式危险度是对所考虑的失效模式将导致整个系统发生故障的概率测量，其 定义为故障影响率、失效率、系统操作时间三者的乘积； 风险等级；风险等级可通过故障模式后果与失效概率的组合获得。风险等级方法可应用于不 同失效模式产生的不同后果，并且能够应用于设备系统或过程。风险等级可以定性地、半定量 地或定量地表达； 风险优先数；风险优先数是一种半定量的危害度测量方法，其将故障后果、可能性和发现问题 的能力（如果故障很难发现，则认为其优先级较高）进行等级赋值并相乘来获得危险度。 B.2.3同一设备，经过技术改造、较大的检修等情况，失效模式和影响可能发生变化时，重新进行 FMEA,FMECA的分析

FMEA及FMECA需要水电厂主设备有关系统部件（组件）的充分信息，以便对各部件（组件）出现 故障的方式进行详细分析，信息可能包括： 分析水电厂主设备及设备部件（组件）的构成图，以及可能的相互关系的流程图（逻辑图）； 了解各部件（组件）的功能； 可能影响水电厂主设备运行及环境参数的详细信息，包括设备运行时监测的状态量信息、巡检 信息等； 对特定故障结果的了解； 有关故障的历史信息，包括现有的故障率数据

备影响的清单（包括故障可能性的信息）地基标准规范范本，以及相关故障原因及其对整个水电厂主设备（系统）影响方面 的信息。 3.4.2FMECA的输出包括对于水电厂主设备或系统失效的可能性、失效模式导致的风险等级、风险 等级和“监测到”的失效模式的组合等方面的重要性进行排序。如果使用合适的故障率资料和定量后 果，FMECA可以输出定量结果

GB/T 39324—2020附录C（资料性附录）水轮发电机组状态评价及关键部件评价项目C.1水轮发电机组状态评价方法C.1.1关键部件和评价项目首先将水轮机和发电机按照功能和结构分别分解成不同的关键部件，每个关键部件具有一个或多个评价项目，见表C.1、表C.2。C.1.2部件的评价项目的劣化等级和权重视评价项目所反映的劣化程度从轻到重分为四级，分别为I、Ⅱ、血、IV级，对应的基本扣分值2、4、8、10。考虑到水轮发电机组部件的不同评价项目对反映部件失效的影响不同，必要时根据评价项目的重要性设置不同的权重，从轻到重分为四个等级，对应为权重1、权重2、权重3、权重4，系数分别为1～4。权重1和权重2与一般评价项目对应，权重3、权重4与重要评价项目对应。关键部件的扣分值等于该部件所有评价项目基本扣分值与权重乘积之和。C.1.3水轮机和发电机状态的评价按照部件的重要程度设置不同的权重，从轻到重分为四级，对应为权重1、权重2、权重3、权重4，系数分别为1～4，各个部件扣分值与权重的乘积之和为整个设备的扣分值，根据扣分值范围确定正常、注意、异常和危险四个状态等级。C.2水轮机和发电机关键部件评价项目及评价标准水轮机和发电机关键部件评价项目及评价标准参见表C.1、表C.2。表C.1水轮机关键部件评价项目及评价标准数据获取关键评价项目特征状态参数数据获取评价标准部件方式采样周期数据来源水导振动振动在线实时振摆监测装置水导瓦温、油温温度在线实时温度监测装置GB/T 7894GB/T 6075.5在线实时压力监测装置液位、压力GB/T 11348.5油位、冷却水压水导在线实时液位监测装置水导油质含水量、杂质离线根据标准要求试验检测数据GB/T 14541水导外观离线按照运行规程巡检记录无渗漏油水导间隙间隙测量离线大修、小修检修记录GB/T 8564

GB/T39324—2020表C.1（续）数据获取关键评价项目特征状态参数数据获评价标准部件采样周期数据来源取方式GB/T 7894主轴摆度摆度在线实时振摆监测装置GB/T 6075.5GB/T 11348.5GB/T 8564磨损老化、间隙离线大修、小修检修记录主轴GB/T 7894工作密封根据厂家规定结合运漏水量高线必要时维护记录行经验GB/T 7894检修密封外观检查离线必要时维护记录GB/T 8564导水传动机构离线按照运行规程巡检记录剪断销无剪断、导叶套简无漏水、无卡涩导水控制环高线按照运行规程巡检记录动作平稳、无卡涩机构导叶接力器行程在线实时位移监测装置无漏油、行程在范围内根据厂家规定结合运导叶开度开度在线实时调速器系统行经验顶盖振动在线实时振摆监测装置GB/T 6075.5效率离线大修试验检测数据效率有无下降转轮有无异常噪声。转轮各气蚀磨损离线大修、小修试验检测数据部位检查，GB/T15469.1有无异常噪声。部位尾水管气蚀磨损离线大修、小修试验检测数据检查，GB/T15469.1过流上下导流板离线大修、小修检修记录外观检查有无损坏部件蜗壳压力脉动压力、压力脉动在线实时压力监测装置顶盖压力脉动压力、压力脉动在线实时压力监测装置无叶区压力脉动压力、压力脉动在线实时压力监测装置GB/T 8564尾水上下游压力、压力脉动在线实时压力监测装置DL/T 710压力脉动压力、压力脉动在线实时压力监测装置导叶漏水量高线大修、小修试验监测数据8

GB/T39324—2020表C.2发电机关键部件评价项目及评价标准数据获取关键评价项目特征状态参数数据获评价标准部件采样周期数据来源取方式绝缘电阻直流电阻小修绝缘性能离线交流阻抗大修试验检测数据DL/T 596功率损耗气隙参照机组容量、历史运转子磁场磁场强度在线实时在线监测装置行及制造厂要求自行轴电压制定小修DL/T 817阻尼绕组外观离线大修安装/检修记录GB/T 8564磁极、磁极键、小修DL/T 817离线安装/检修记录磁轭键大修GB/T 8564小修绝缘电阻大修吸收比(极化指数）离线必要时试验检测数据DL/T 596泄漏电流更换绕组后在线监测装置/参照机组容量、历史运小修绝缘性能局部放电在线/离线行及制造厂要求自行大修试验检测数据制定定子累计运行时间20年以上且运行介质损耗离线试验检测数据DL/T 596或预防性试验中绝缘频繁击穿时楔松紧度DL/T 817离线检修记录GB/T 8564定子绕组、铁芯、温度在线/离线温度检测装置。巡检记录GB/T 7894汇流排等温度滑环各部位温度离线按照运行规程巡检记录DL/T 751运行温度滑环滑环表面、小修麻点或深度离线试验检测数据DL/T 817装置粗糙度大修刷架及滑小修绝缘电阻离线大修试验检测数据DL/T 596环绝缘电阻上机架振动振动在线实时振摆监测装置GB/T 7894上机上导轴承摆度摆度在线实时振摆监测装置GB/T 7894架及轴承温度瓦温、油温在线实时温度检测装置GB/T 7894上导DL/T 622轴承按照运行规程，试验检测数据。上导油槽油质、油位、密封离线GB/T 7596标准要求巡检记录GB/T 145419

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D.1.1.1原始资料

GB/T39324—2020

附录D 资料性附录）

气体绝缘金属封闭开关设备、高压电缆状态评价

原始资料主要包括：铭牌参数、型式试验报告、订货技术协议、设备监造报告、出厂实验报告和 收报告等。

D.1.1.2运行资料

D.1.1.3检修资料

检修资料主要包括：检修报告、例行试验报告、诊断性试验报告、有关反措执行情况、部件更换 检修人员对设备的巡检记录等

D.1.1.4其他资料

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，相关反措执行情况，其 设备安全稳定运行的因素等

视状态量对变压器、SF。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 为权重1、权重2、权重3、权重4，系数分别为1～4。权重1和权重2与一般状态量对应，权重3、相 与重要状态量对应

D.1.3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I、Ⅱ、Ⅱ和IV级

D.1.4状态量的量化评价

状态量的量化由劣化程度和权重共同决定，等于状态量分值乘以权重，参见表D.1，状态量评价的 分值扣分结果填写在评价报告扣分表

表D.1状态量评价表

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D.2关键部件状态量及其评价标准

2油浸式变压器关键部件评价项目及评价标准

GB/T39324—2020表D.2（续）关键劣化数据获取部件状态量程度方式数据来源评价标准呼吸器IV运行巡检巡检记录呼吸器无呼吸运行油温II在线/巡检油温变送器/巡检记录顶层油温异常压力释放阀 IV运行巡检巡检记录动作(周围有油迹）运行巡检巡检记录（轻瓦斯）发信，但色谱分析无异常气体继电器IV运行巡检巡检记录轻瓦斯发信，但色谱异常或重瓦斯动作1)各绕组相互间的差别大于三相平均值的2%，无中性点引出线的绕组，线间偏差大于三相平均值的1%；绕组直流电阻IV试验试验报告2)与以前相同部位测得值折算到相同温度其变化大于2%；3)但三相间阻值大小关系与出厂不一致I试验试验记录介质损耗因数未超过标准限值绕组介质损耗因数II试验试验报告介质损耗因数超标、电容量无明显变化电容量IV试验试验报告绕组电容变化大于5%试验试验报告铁心多点接地，但运行中通过采取限流措I施，铁心/夹件接地电流一般不大于0.1A铁心及夹件绝缘变压试验试验报告铁心/夹件接地电流在0.1A～0.3A器本IV试验试验报告铁心/夹件接地电流超过0.3A体绕组频率响应测试N试验试验报告绕组频率响应测试反应绕组有变形试验试验报告短路阻抗与原始值有差异，但偏差小于2%短路阻抗与原始值的差异大于2%，但小短路阻抗试验试验报告于3%IV试验试验报告短路阻抗与原始值的差异大于3%试验试验报告历次相比变化30%~50%泄漏电流IV试验试验报告历次相比变化大于50%绕组绝缘电阻、试验试验报告绝缘电阻不满足规程要求吸收比或极化指数110kV~220kV变压器tano≥4%330kV油介质损耗因数tand试验试验报告及以上变压器油击穿电压小于50kV110kV~220kV变压器油击穿电击小于或等于35kV油击穿电压试验试验报告330kV及以上变压器油击穿电击小于或等于50kV110(66)kV变压器水分大于或等于35mg/L水分试验试验报告220kV变压器水分大于或等于25mg/L330kV变压器水分大于或等于15mg/L13

GB/T39324—2020表D.2（续）关键劣化状态量数据获取部件程度方式数据来源评价标准500kV变压器油中含气量（体积分数）大油中含气量II试验试验报告于3%绝缘纸聚合度IV试验试验报告绝缘纸聚合度小于或等于250红外测温II试验试验报告油箱红外测温异常在线/油色谱分析仪/II总烃含量大于150μL/L定期检测检测记录在线/油色谱分析仪/总烃II产气速率大于每月10%定期检测检测记录在线/变压油色谱分析仪总烃含量大于150μL/L且有增长趋势，但器本油中溶解定期检测检测记录产气速率大于每月10%体气体分析在线/油色谱分析仪/乙炔II乙炔含量大于注意值定期检测检测记录在线/油色谱分析仪/CO,CO2IICO有明显增长定期检测检测记录在线/油色谱分析仪/H2II含量大于150μL/L定期检测检测记录在线/电流互感器/检测记录中性点直流电流小于1A为正常中性点直流定期检测电流测试在线/电流互感器/II定期检测检测记录中性点直流电流大于3A外绝缘巡视巡检记录外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微I巡视巡检记录外观渗漏IV巡视巡检记录套管出现严重渗漏油位指示IV在线/巡视液位变送器/巡检记录油位异常绝缘电阻I定期试验试验报告主屏小于10000MQ或末屏小于1000MQ变压介损因数值达到标准限制的70%，且变化大II定期试验试验报告器套介质损耗因数于30%管IV定期试验试验报告介损因数值超过标准要求电容量II定期试验试验报告与出厂值或前次实验值相比，偏差大于5%在线/油色谱分析仪/II总烃含量大于150μL/L定期检测检测记录油中溶解在线/油色谱分析仪/总烃II产气速率大于每月10%气体分析定期检测检测记录在线/油色谱分析仪/总烃含量大于150μL/L且有增长趋势，但IV定期检测检测记录产气速率大于每月10%14

GB/T39324—2020表D.2（续）关键状态量劣化数据获取数据来源部件程度方式评价标准在线/C.H.油色谱分析仪/乙炔含量大于注意值定期检测检测记录变压油中溶解在线/油色谱分析仪/CO,CO2CO有明显增长器本气体分析定期检测检测记录体在线/油色谱分析仪/H2含量大于150μL/L定期检测检测记录红外测温IV定期试验试验报告接头发热或套管本体温度分布异常I巡检巡检记录风机运行异常电机运行IV巡检巡检记录油泵、水泵及油流继电器工作异常冷却装置控制系统IV巡检巡检记录冷却器控制系统异常冷却装置表面有积污，但对冷却效果影响I巡检巡检记录较小冷却装置散热效果冷却冷却装置表面积污严重，对冷却效果影响IV巡检巡检记录明显（散热）器系统水冷却器巡检巡检记录冷却管有渗漏有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负渗油1巡检巡检记录压区渗漏位于非负压区或油滴速度快于每滴5sIV巡检巡检记录或形成油流漏油有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负1巡检巡检记录压区油位在线/巡检油位开关/巡检记录油位异常呼吸器油封异常，或呼吸器呼吸不通畅，或巡检巡检记录硅胶潮解变色部分超过总量的1/3或硅胶呼吸器自上而下变色IV巡检巡检记录呼吸器无呼吸分接位置IV巡检巡检记录有载分接开关的分接位置异常I巡检有载巡检记录有轻微渗漏渗漏分接IV巡检巡检记录渗漏严重开关IV在线分接开关切换次数超过厂家规定检修次数切换次数监控系统未检修与前次检修间隔IV记录检修记录超出制造厂规定检修时间间隔在线压力变送器在线滤油装置压力异常在线滤油装置IV在线/记录压力变送器/检修记录未按制造厂规定维护传动机构IV在线监控系统电动机运行异常或传动机构传动卡涩限位装置失灵IV在线监控系统装置失灵15

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气体绝缘金属封闭开关设备关键部件状态量及其评价标准参见表D.3。

3气体绝缘金属封闭开关设备关键部件评价项

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GB/T39324—2020表D.4（续）关键劣化数据获取部件状态量程度方式数据来源评价标准交叉互联系统电缆外护套、绝缘接头外护套、绝缘夹板对III试验检测报告直流耐压试验地施加5kV，加压时间为60s交叉互联系统过电压保试验检测报告1000V条件下，大于10Mn附属护器及其引线对地绝缘设施交叉互联系统要求不大于20μ2或满足设备技术文件II试验检测报告连接片接触电阻测试要求充油电缆油压示警系统250V兆欧表测量，绝缘电阻（MQ）与被试I试验检测报告控制电缆对地绝缘电阻电缆长度（km）乘积不小于1同厂、同型、同期II家族缺陷检修记录严重缺陷未整改设备的故障信息IV家族缺陷检修记录危急缺陷未整改中间接头护套接地连通性II巡检巡检记录接地联通存在连接不良（大于12)现象巡检巡检记录存在变形现象，但不影响正常运行铜外壳外观=巡检巡检记录存在变形现象，有可能威胁正常运行铜壳密封性II巡检巡检记录存在内部密封胶向外渗漏现象存在未凝固、未填满以及由于配比错误导致中间密封胶巡检巡检记录阻水性下降现象接头环氧外壳密封II巡检巡检记录存在内部密封胶向外渗漏现象接头底座(支架）I巡检巡检记录存在锈蚀和损坏情况结合电缆本体试验进行：220kV及以上电压等级：电压为1.36U.，时间为5min；110kV/66kV电压等级：电压为1.6U，时接头耐压试验IV试验检测报告间为5min。66kV以下电压等级：电压为2U，时间为5min（此处指交流耐压试验）I巡检巡检记录存在连接松动、破损过电压保护器外观I巡检巡检记录连接引线断股、脱落、螺栓缺失过电过电压保护器I巡检巡检记录存在图文不清、进水和表面破损压保动作指示器巡检巡检记录误指示护器巡检巡检记录存在脱落、移位现象过电压保护器均压坏II巡检巡检记录存在缺失过电压保护器电气性能IV试验检测报告直流耐压不合格或泄漏电流超标为该项内容仅适用于可进行对电缆主绝缘进行测试的电力电缆，而不适用于无绝缘屏蔽层结构电缆为部分电缆特有的元器件，如没有则该项不进行评价。SAG27

GB/T 39324—2020附录E（资料性附录）主设备状态评价报告主设备状态评价报告样例见表E.1。表E.1主设备状态评价报告样例X×X公司×X×设备状态评价报告安装地点运行编号型号制造厂家设计水头设计出力设备资料额定转速设计流量轮叶数转轮直径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主轴及转轮导轴承顶盖导水机构单项最大扣分合计扣分状态评价指标供气系统压力管道及蜗壳尾水管供油系统单项最大扣分合计扣分状态评价指标供水系统单项最大扣分合计扣分状态评价结果：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，也需描述检修策略评价时间：评价人：审核：28

设备风险评估模型建立需综合考虑资产、资产损失程度和设备故障率等因素： a）资产计算 资产（A）计算按公式（F.1）：

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附录F （资料性附录） 设备风险评估模型及评估报表

A=WAA,+WAA2+WAsA3

WF1WF2、WF3 分别为成本要素、环境要素和安全要素损失程度的权重，取值范围（0～1） 之和等于1； F1、F2、F3 分别为成本要素、环境要素和安全要素的损失程度。 c）设备故障率的计算 设备故障分布一般遵循浴盆曲线，通常设备进入稳定运行期（或偶发故障期），故障率随时间变个 稳定，故障概率符合指数分布，参考输变电设备的风险评估，计算设备故障率如公式（F.3）： P(d)=AXeBxd

P(d) 被评价设备健康指数为d时的设备故障率； A 指数比例系数； B 指数曲率系数。 只要确定A、B两个系数，就可以计算出不同健康指数下的设备故障率，已知在一个统计周期 障设备的台数计算如公式（F.4）：

N=Z,P(d,) XN

2V 统计周期内故障设备的总台数； 状态等级i=1～4（将设备状态分级分为：正常、注意、异常和严重四级），健康指数分别落 在1～4等级区间内的设备台数； d：一一健康指数，取区间中值。 收集二年以上设备故障的历史数据，按照每个评价年得到一个算式，有两组以上的数据，通过反演

GB/T39324—2020计算就可以确定公式（F.3)中的A和B。当设备超过服役期之后，在给定的继续服役时间内，设备故障概率进入损耗期，即浴盆曲线的末端，故障的概率符合威布尔分布（指数m一1>0时），相应的故障率模型系数确定方法同上。d）风险评估模型根据以上计算结果建立设备风险评估模型见公式（F.5）：R(t)=A(t)XF(t)XP(t)式中：t某个时刻；R(t)t时刻设备风险值；A(t)t时刻资产；F(t)t时刻资产损失程度；P(t)t时刻设备平均故障率。F.2典型的水电厂主要设备风险评估报表典型的水电厂主要设备风险评估报表参见表F.1和表F.2。表F.1水电厂主要设备风险评估报表样例设备名称：水轮发电机组目前状态及评估未来某个时期健康状态及评估序号设备名称目前存在的缺潜在的缺陷风险评估修复工期风险评估修复工期陷或异常现象或异常现象水轮机发电机(机械）1F调速及非电量监测系统电气一次设备水轮机发电机（机械）22F调速及非电量监测系统电气一次设备表F.2水电厂主要设备风险评估报表样例设备名称：变压器、电抗器及附属设备目前状态及评估未来某个时期健康状态及评估序号设备名称目前存在的缺潜在的缺陷风险评估修复工期风险评估陷或异常现象或异常现象修复工期变压器本体号变压器变压器附属设备二次设备30

GB/T39324—2020表F.2（续）目前状态及评估未来某个时期健康状态及评估序号设备名称目前存在的缺潜在的缺陷风险评估修复工期风险评估修复工期陷或异常现象或异常现象变压器本体2号变2变压器附属设备压器二次设备31

备标识、设备型号、基本技术参数、投运时间和历

G.2水轮发电机组状态分析

附录G （资料性附录） 主设备综合报告内容示例

机组状态分析内容主要包括： a）运行状态分析：包括机组的温度、压力、间隙、绝缘、电流、电压和稳定性能等进行综合分析和 评价； b） 稳定性分析：对振动、摆度、水压脉动和导轴承温度等参数进行分析； C 发电机绝缘性能分析：对发电机局部放电、臭氧含量、磁通量和转子接地电阻等与发电机绝缘 性能相关参数进行分析； d 发电机冷却系统分析：对定子铁芯、绕组、齿压板、转子和空冷器进出口水温等进行分析 运行方式分析：对运行时间、平均负荷、启停次数、启停时间、可利用率和效率等进行统计分析。

变压器油中气体、温度、油位、局部放电和铁芯夹件接地电流等进行分析。

G.4气体绝缘金属封闭开关设备状态分析

对绝缘气体的微水密度、压力、局部放电、分解物和动作特性等进行分析。

G.5高压电缆状态分析

服务质量标准压电缆的绝缘性能、接地电流和温度等进行分析

故障的自动诊断结果分析

章的自动诊断结果分析

设备状态评价结果，提出设备检修策略

设备风险因子和风险评估结果。

根据风险评估线材标准，提出设备修复建议与预期。

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L1 GB/T 6075.5—2002 在非旋转部件上测量和评价机组机械振动第5部分：水力发电厂和 泵站机组 [2] GB/T 7409.1—2008 同步电机励磁系统定义 [3] GB/T 7409.3—2007 同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求 [4] GB/T 7596—2017 电厂运行中矿物涡轮机油质量 [5] GB/T 7894—2009 水轮发电机基本技术条件 [6] GB/T 8564—2003 水轮发电机组安装技术规范 [7] GB/T 9652.1—2019 水轮机调速系统技术条件 [8] GB/T 11348.5—2008 旋转机械转轴径向振动的测量和评定第5部分：水力发电厂和泵 站机组 [9] GB/T 14541—2017 电厂用矿物涡轮机油维护管理导则 [10] GB/T 15469.1—20087 水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机 的空蚀评定 [11] GB/T 27921—2011 风险管理风险评估技术 [12] GB/T 50964—2014 小型水电站运行维护技术规范 [13] DL/T 489— 2018 大中型水轮发电机静止整流励磁系统试验规程 [14] DL/T 496—2016 水轮机电液调节系统及装置调整试验导则 [15] DL/T 563—2016 水轮机电液调节系统及装置技术规程 [16] DL/T 583—2018 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件 [17] DL/T 596—2015 电力设备预防性试验规程 [18] DL/T 603—2017 气体绝缘金属封闭开关设备运行维护规程 [19] DL/T 710—2018 水轮机运行规程 [20] DL/T 751—2014 水轮发电机运行规程 [21] DL/T 792—2013 水轮机调节系统及装置运行与检修规程 [22] DL/T 817—2014 立式水轮发电机检修技术规程 [23] TSG R7001 2013 压力容器定期检验规则