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附件油浸式电力变压器状态评价细则试行
湖南省电力公司
10kV~500kV油浸式电力变压器
状态评价细则
(试行)
前言
状态检修是以安全、可靠性、环境、成本等为基础,依据设备的运行工况、基本状态以及同类设备家族历史资料,通过设备状态评价、风险评价、制定设备检修计划,达到设备运行安全可靠,检修成本合理的一种设备维修策略。
状态评价是状态检修工作的基础,依据湖南省电力公司状态检修工作管理办法规定,按照“安全第一、该修必修、修必修好”的原则,并参照有关规程标准制
订本细则。
对于开展状态检修的单位和设备,执行本细则。
目次
10kV~500kV油浸式电力变压器状态评价细则
1范围
满足湖南省电力公司输变电设备开展状态检修条件,且履行了必要批准手续的10kV~500kV油浸式电力变压器(电抗器)和10kV~35kV所用变压器。
2规范性引用或参考文件
下列标准、规范所包含的条文,通过在本导则中的引用而成为本导则的条文。
在导则出版时,所有版本均为有效。
所有的标准、规范都被修订,使用导则的各方应探讨使用下列标准、规范最新版本的可能性。
GB1094.1-1996《电力变压器》第1部分总则
GB10230-1988《有载分接开关》
GB/T6451-1999《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》
GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
JB/T8637-1997《无励磁分接开关》
JB/T8751-1998《500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求》
DL/T573-1995《电力变压器检修导则》
DL/T572-1995《电力变压器运行规程》
DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》
国家电网公司《基于状态检修的电气设备试验规程》
国家电网公司《110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)技术标准》
国家电网公司《110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)运行规范》
国家电网公司《110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)检修规范》
国家电网公司《110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)技术监督规定》
国家电网公司《预防110(66)kV~500kV变压器(电抗器)事故措施》
国家电网公司《110(66)kV~500kV油浸式变压器(电抗器)评价标准(试行)》
湖南省电力公司贯彻国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》实施细则
湖南省电力公司《输变电设备状态检修导则》
3术语及定义
下列术语和定义适合本标准。
3.1参量
反映设备状况的各种技术指标、试验数据和运行情况等参数的总称。
参量分为一般参量和特征参量。
3.2一般参量
该参量的变化反映设备总体或分部件某一方面的状态的变化,但不与具体缺陷或故障有直接对应关系。
3.3特征参量
该参量的变化能直接对应缺陷或故障类型,对设备的性能和安全运行有直接的影响的参量。
3.4分部件
变压器上1个有独立功能的部件单元,与其它部件单元相对独立。
3.5分部件的状态
根据特征参量和参量的量值或变化趋势,反映设备分部件所处的总体状况。
3.6设备的状态
根据各分部件的状态,反映出设备的总体的状态。
3.7正常状态
用罗马数字Ⅰ表示,表示该设备或分部件所处状态良好,可以正常运行,不需要检修。
3.8可靠性下降状态
用罗马数字Ⅱ表示,表示该设备或分部件有部分参量接近标准限值,但还没有超过标准,仍可以继续运行。
3.9缺陷状态
用罗马数字Ⅲ表示,表示该设备或分部件已经有部分参量超过标准值,表现为1个或多个严重缺陷,应根据设备的重要性尽快安排检修。
3.10危急状态
用罗马数字Ⅳ表示,表示该设备或分部件已经有部分参量严重超过标准值或已不满足设计值要求,表现为1个或多个危急缺陷,必须立即安排停电检修。
4参量的权重及分类
4.1参量的权重
根据参量对设备运行的重要性,分为4种不同权重,各权重参量含义如下:
权重1:
该参量对设备的正常运行没有实质影响,不会导致故障和缺陷,一般指外观等;
权重2:
该参量对设备的正常运行可能会产生一定的影响,但不严重,即使该参量恶化到最严重状态,也不会导致设备故障;
权重3:
该参量对设备的正常运行会产生影响,当该参量变化到一定程度,可能会导致设备故障,应跟踪该参量的变化趋势;
权重4:
该参量对设备的正常运行有重大影响,对该参量数值应重点跟踪其变化趋势,当恶化到一定程度可能导致设备故障,应及时进行相关的试验或检修处理。
4.2参量的分类
参量分为一般参量和特征参量。
权重1和权重2为一般参量;权重3和权重4对设备的状态判断有决定性的作用,可以直接判定设备处于缺陷状态,称为特征参量,可以直接判定设备状态为缺陷状态Ⅲ或危急状态Ⅳ。
5参量的状态
5.1参量通过扣分来评价,扣分分值为0~10分,每种参量的评价依据参量判断标准对应应该扣除的分值。
5.2参量的状态由参量对应的扣分和权重共同决定,即参量状态应由扣除的分数分值×权重确定,其对应关系见表1。
表1参量状态表
参量权重
参量总扣分
扣分
1
2
3
4
参量状态
0
0
0
0
0
正常状态Ⅰ
1
1
2
3
4
2
2
4
6
8
3
3
6
9
12
4
4
8
12
16
可靠性下降状态Ⅱ
5
5
10
15
20
6
6
12
18
24
7
7
14
21
28
缺陷状态Ⅲ
8
8
16
24
32
9
9
18
27
36
10
10
20
30
40
危急状态Ⅳ
6变压器评价标准
6.1变压器评价流程
变压器的评价分为2个步骤进行:
6.1.1分部件的评价;
6.1.2变压器总体评价。
6.2分部件的评价
对分部件的评价按以下2个步骤进行。
6.2.1变压器分部件的划分
根据变压器的特点分为:
本体、套管、分接开关、冷却系统、非电量及监控系统等5个分部件。
每个分部件分别统计所扣分数并评价其所处的状态。
6.2.2分部件的评价
分部件评价的流程
6.2.3特征参量对分部件的评价
首先应用特征参量对分部件进行评价,当分部件中任一特征参量状态为缺陷状态Ⅲ或危急状态Ⅳ时,该设备直接进入相应的状态。
6.2.4分部件总体状态评价
当分部件所有特征参量(权重4和3的参量)的状态为正常状态Ⅰ或可靠性下降状态Ⅱ时,应再根据设备分部件所有参量的状态扣分总值对分部件进行综合评价,并确定设备分部件所处的状态,执行相应的检修策略,评价标准见表2。
表2分部件总体状态评价(50%原则)
分部件总体状态
评价标准
正常状态Ⅰ
所有参量全为正常状态Ⅰ
可靠性下降状态Ⅱ
所有参量全为正常状态Ⅰ或可靠性下降状态Ⅱ,但可靠性下降状态Ⅱ在分部件被评价的总参量数中所占比例小于50%
缺陷状态Ⅲ
所有参量全为正常状态Ⅰ或可靠性下降状态Ⅱ,但可靠性下降状态Ⅱ在分部件被评价的总参量数中所占比例大于或等于50%
6.3变压器的总体评价
6.3.1变压器的总体评价是通过变压器分部件评价后,对变压器整体情况的评价。
6.3.2当所有分部件评价为正常状态Ⅰ时,变压器整体状态为正常状态Ⅰ。
6.3.3当任一分部件状态为可靠性下降状态Ⅱ、缺陷状态Ⅲ或危急状态Ⅳ时,变压器应为分部件中最严重的状态所对应的状态。
7变压器状态评价报告
变压器状态评价报告是根据变压器在运行中各参量的变化情况及趋势,得出设备运行安全可靠性评价。
对可确定的设备缺陷,给出检修处理建议;而对无法判断的缺陷,将仅给出参量劣化程度判断。
8变压器状态评价表填写说明
8.1通过巡视记录缺陷状态,要求掌握全变压器运行状态。
8.2通过仪器测量相关参数,如接地电流等。
8.3利用红外、紫外以及在线监测装置收集相关参数。
8.4状态评价要求尽量采集多的数据。
8.5填充黄色底纹的单元格是可以填写的,其它均由表格自动生成,不能够随意更改。
8.6对同一分部件的某一参量,如果存在多个状态量,则取其中最严重的状态量对照评价方法。
附件110kV~500kV油浸式电力变压器状态评价报告
湖南省电力公司
10kV~500kV油浸式电力变压器状态评价报告
设备资料
单位名称
变电站名
运行编号
电压等级
制造厂家
型号
序号
出厂日期
投运日期
评价时间
备注
分部件评价结果
评价指标
本体
套管
分接开关
冷却系统
非电量及监控系统
评价项数
扣分项数
单项最大扣分值
特征参量严重劣化项数
总扣分值
状态定级
总体评价结果
扣分参量状态描述(即存在的主要问题)及处理建议
评价人:
审核:
批准:
附件210kV~500kV油浸式电力变压器分部件状态评价表
湖南省电力公司
10kV~500kV油浸式电力变压器分部件状态评价表
单位名称
变电站名
运行编号
电压等级
制造厂家
型号
出厂序号
出厂日期
投运日期
评价时间
备注
部件
参量
评价方法
权重
应扣分值
实扣分值
加权
分值
参量状态
存在
问题
本体
短路情况
变压器未遭受近区或出口短路
3
0
变压器遭受1~2次近区短路
3
5
变压器遭受3次及以上近区短路
3
9
遭受了出口短路
3
10
变压器
过负荷
未出现过负荷现象
2
0
达到长期急救负载运行规定
2
5
超出短期急救负载运行规定
2
10
过励磁
变压器高压侧的运行电压未超过该运行分接额定电压的105%
2
0
变压器的运行电压出现高于该运行分接额定电压的105%
2
10
本体油枕油位
油位正常、指示清晰
2
0
油位与温度对应曲线有偏差,但偏差较小
2
2
油位过高或过低
2
10
渗漏
密封完好,无渗漏痕迹
4
0
有轻微油迹,但未形成油滴,部位位于非负压
4
3
有轻微渗漏(但渗漏部位位于非负压区),油滴不快于每滴5s
4
7
油滴速度快于每滴5s,或渗漏点位于冷却器负压区、阀门等处
4
10
噪声
及振动
运行中噪声、振动正常
4
0
偶有噪声、振动异常,但变压器其它各类指示正常,绝缘油色谱分析正常
4
2
噪声、振动异常,绝缘油色谱异常。
但有证据表明异常部位位于非电气主回路,或未涉及固体绝缘
4
8
噪声、振动异常,变压器电流、电压有异常波动,绝缘油色谱异常,无法排除异常位于电气主回路或已涉及固体绝缘
4
10
表面锈蚀及积污
表面漆层完好、清洁
1
0
表面漆层破损,有轻微锈蚀
1
2
表面锈蚀严重
1
10
接地
引下线
双接地线、单根截面符合要求,导通试验数据正常,无明显锈蚀
2
0
有轻微锈蚀,单根截面略小于要求,但双根仍满足通流要求,导通试验合格
2
2
严重锈蚀、双根截面不满足通流要求,导通试验数据异常偏大
2
10
呼吸器
吸湿器完好,吸附剂干燥。
吸湿器油封应正常,呼吸应畅通,硅胶潮解变色部分不应超过总量的2/3
1
0
吸湿器油封异常,或呼吸器呼吸不畅通,或硅胶潮解变色部分超过总量的2/3
1
3
呼吸器无呼吸
1
10
运行油温
最高上层油温不超过85℃
2
0
最高上层油温超过85℃
2
7
最高上层油温超过105℃
2
10
红外测温
油箱温度分布均匀,无明显过热点
2
0
油箱温度分布异常
2
6
直流电阻
符合DL/T596规程规定
3
0
各相绕组相间差不大于三相平均值的2%,线间差不大于三相平均值的1%;与以前相同部位测得值折算到相同温度其变化不大于2%,但三相间阻值大小关系与出厂不一致
3
5
各相绕组相间差大于三相平均值的2%,线间差大于三相平均值的1%;与以前相同部位测得值折算到相同温度其变化大于2%
3
10
绕组介损
符合DL/T596规程规定
3
0
介损未超标;但tgδ值≥0.4%,且变化量大于30%
3
5
介损值超过上述标准限值;绕组电容变化>5%
3
10
铁芯绝缘
(1)与原始测量结果相比无明显差别
3
0
(2)铁芯多点接地,但运行中通过采取限流措施,铁芯接地电流一般不大于0.1A
3
3
(3)铁芯接地电流超过0.1A,未采取措施;或虽采取限流措施,但色谱仍呈现过热性缺陷特征
产气速率<10%/月
3
8
产气速率>10%/月
3
10
绕组频谱
绕组频响曲线与原始或相间相比无明显变化
3
0
绕组频响曲线与原始或相间相比有轻度变化
3
5
绕组频响曲线与原始或相间相比有明显变化
3
10
短路阻抗
短路阻抗与原始值的差异<2%。
3
0
短路阻抗与原始值的差异>2%,但小于3%
3
5
短路阻抗与原始值的差异>3%
3
10
泄漏电流
与上次测量结果相比无明显变化
2
0
与前此相比变化小于50%
2
5
与前此相比变化大于50%
2
10
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
与前次测试值相比,绝缘电阻下降幅度<30%,且绝缘电阻吸收比>1.3或极化指数>1.5
3
0
与前此相比,绝缘电阻下降幅度>30%,且绝缘电阻吸收比<1.3或极化指数<1.5
3
5
绝缘电阻严重下降,下降幅度>70%
3
10
油介损
符合DL/T596规程规定
3
0
110kV~220kV变压器tgδ≥4%;500kV变压器tgδ≥2%
3
10
油击穿
电压
符合DL/T596规程规定
3
0
110kV~220kV变压器≤35kV,500kV变压器≤50kV
3
10
油微水
符合DL/T596规程规定
3
0
110kV变压器≥35mg/L,220kV变压器≥25mg/L,500kV变压器≥15mg/L
3
10
含气量
符合DL/T596-1996规程规定
3
0
500kV变压器油中含气量(体积分数)大于3%
3
6
糠醛含量
符合DL/T596规程规定
2
0
运行年限(mg/L):
1~5年≥0.1,5~10年≥0.2,10~15年≥0.4,15~20年≥0.75
2
5
测试值大于4mg/L时,认为绝缘老化已比较严重
2
10
酸值
符合GB/T14542-2005规定
3
0
>0.1mgKOH/g
3
10
铜铁含量
110kV及以上,<0.1mg/kg
3
0
110kV及以上,<0.5mg/kg
3
5
110kV及以上,>0.5mg/kg
3
10
色谱分析
∑C
∑C含量<150μL/L,且无明显变化趋势。
3
0
∑C含量大于150μL/L,且有增长趋势,但产气速率小于10%/月
3
8
∑C含量大于150μL/L,且有增长趋势,但产气速率大于10%/月
3
10
C2H2
110kV~220kV:
含量小于2μL/L;500kV:
小于1μL/L
4
0
110kV~220kV:
含量大于2μL/L;500kV:
大于1μL/L,无明显增长。
4
5
110kV~220kV:
含量大于2μL/L;500kV:
大于1μL/L,有明显增长。
4
10
CO,CO2
CO含量数值稳定,无明显增长趋势
3
0
CO含量有明显增长,但增幅小于50%
3
5
CO含量有明显增长,增幅大于50%
3
10
H2
H2含量小于150μL/L,数值稳定,无明显增长趋势
2
0
H2含量大于150μL/L,有明显增长,但增幅小于50%
2
2
H2含量大于150μL/L,有明显增长,增幅大于50%
2
8
本体评价结果
套管
外绝缘
外绝缘爬距应满足污区划分图的要求,或爬距不满足要求已采取措施(涂RTV涂料或加装增爬裙)
3
0
外绝缘爬距不满足污区划分图的要求且未采取措施
3
10
外观
无积污、电晕及放电情况、瓷件完整,无渗漏
4
0
少量积污,有轻微电晕
4
2
瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微渗漏
4
5
积污较严重,出现爬电现象或瓷件开裂及缺损严重、套管出现严重渗漏
4
10
油位指示
油位正常、指示清晰
3
0
油位过高或过低
3
10
绝缘电阻
主屏>10000MΩ;末屏>1000MΩ
3
0
主屏<10000MΩ;末屏<1000MΩ
3
2
介损
油纸电容型:
220kV~500kV<0.8%;66kV~110kV<1.0;胶纸电容型:
220kV~500kV<1.0%;66kV~110kV<1.5;末屏介损<2%。
测量值稳定
3
0
有增大趋势,但历年相对变化量小于30%,介损未超限值(历史及横向比较)
3
7
主屏介损变化量超过30%(介损值>0.4%时),或介损超过标准限值
3
10
电容量
与出厂值或前次试验值相比,偏差小于5%
3
0
与出厂值或前次试验值相比,偏差大于5%
3
10
色谱
CH4
CH4含量<100μL/L
3
0
CH4含量>100μL/L,但无明显增长
3
5
CH4含量>100μL/L,且有明显增长
3
10
C2H2
110kV~220kV:
<2μL/L;500kV:
<1μL/L
4
0
110kV~220kV:
>2μL/L;500kV:
>1μL/L,但无明显增长
4
5
110kV~220kV:
>2μL/L;500kV:
>1μL/L,且有明显增长
4
10
H2
H2含量<500μL/L,数值稳定,无明显增长趋势
2
0
H2含量>500μL/L,有明显增长,但增幅小于50%
2
2
H2含量>500μL/L,有明显增长,增幅大于50%
2
4
红外测温
套管本体温度分布正常,相间热像图无明显差异;红外检查液面正常
3
0
套管本体温度分布异常,相间温差大于2K。
红外检查液面异常
3
10
套管评价结果
分接开关
油位
油位正常
3
0
油位过高或过低
3
5
呼吸器
吸湿器完好,工作正常
2
0
吸湿器油封异常,或呼吸器呼吸不畅通,或硅胶潮解变色部分超过总量的2/3
2
5
呼吸器无呼吸
2
10
位置指示及调压操作
有载分接开关的分接位置及调压操作正常
3
0
有载分接开关的分接位置及调压操作异常
3
8
渗漏
有载开关本体、油枕及有载滤油装置密封完好,无渗漏痕迹
2
0
有轻微渗漏
2
5
渗漏严重
2
10
切换次数
分接开关切换次数低于厂家规定检修次数
2
0
分接开关切换次数超过厂家规定检修次数未检修
2
10
与前次
检修间隔
未超出制造厂规定检修时间间隔
2
0
超出制造厂规定检修时间间隔
2
10
三相档位一致性
三相连动的分接开关档位一致
3
0
三相有载开关档位不一致
3
10
传动机构
电机运转正常,传动机构无卡涩,传动轴与机构箱连接处密封良好
3
0
电机运行异常或传动机构传动卡涩,传动轴与机构箱连接处密封不良
3
5
控制回路
控制回路工作正常,过流闭锁可靠
2
0
控制回路失灵,过流闭锁不可靠
2
5
防爆膜
防爆膜完好、密封完好
4
0
防爆膜破损
4
10
有载分接开关性能
切换波形试验合格
3
0
不合格
3
10
油击穿
电压
≥30kV,试验合格
3
0
不合格
3
10
无载开关操作机构及档位指示
档位指示清晰,切换和指示正确
2
0
档位指示模糊或机械闭锁不可靠
2
2
分接开关评价结果
冷却系统
电机运行
风机、油泵、水泵运转正常,油流继电器工作正常
2
0
风机运行异常
3
2
油泵、水泵运行异常,油流继电器指示异常
3
10
冷却器
控制系统
冷却器控制系统工作正常
2
0
冷却器控制系统异常
2
10
散热器
散热效果
散热器散热效果正常
2
0
散热器表面有积污,但对散热效果影响较小
2
2
散热器表面积污严重,对散热效果影响明显
2
10
水冷却器(如有)
油压大于水压且无渗漏
3
0
冷却水管有渗漏
3
10
冷却系统评价结果
非电量及监控系统
温度计
温度计无异常
1
0
温度计温包故障,不停电处理无法消缺扣分
1
8
压力释放阀
无异常
1
0
有渗漏、发生过误动
1
5
气体
继电器
无异常
3
0
有渗漏油现象,积气后不能正确发信和动作
3
10
压力突变继电器
无异常
1
0
出现误发信情况扣分
1
5
在线监测装置
正常
1
0
故障扣分
1
10
非电量及监控评价结果
评价人:
审核:
批准:
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