油浸式变压器电抗器状态评价导则.docx
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油浸式变压器电抗器状态评价导则
油浸式变压器电抗器状态评价导则
1.范围
本标准适用于国家电网公司系统电压等级为110(66)~750kV的交流油浸式变压器(电抗器)设备,35kV及以下电压等级设备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。
GB1094.1电力变压器第1部分总则
GB1094.5电力变压器第5部分承受短路的能力
GB10230有载分接开关
GB/T15164油浸式电力变压器负载导则
GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断导则
JB/T8637无励磁分接开关
JB/T8751500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求
DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则
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《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)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)》
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.术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
13.1
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。
本标准将状态量分为一般状态量和重要状态量。
13.2
一般状态量minorcriteria
对设备的性能和安全运行影响相对较小的状态量。
13.3
重要状态量majorcriteria
对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。
13.4
部件component
变压器(电抗器)上功能相对独立的单元称为部件。
13.5
变压器(电抗器)的状态conditionofcomponent
变压器(电抗器)的状态分为:
正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。
13.6
正常状态normalcondition
表示变压器(电抗器)各状态量处于稳定且在规程规定的警示值、注意值(以下简称标准限值)以内,可以正常运行。
13.7
注意状态attentivecondition
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,仍可以继续运行,应加强运行中的监视。
13.8
异常状态attentivecondition
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。
13.9
严重状态abnormalcondition
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
14.1 状态量构成
14.1.1 原始资料
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、出厂试验报告、运输安装记录、交接验收报告等。
14.1.2 运行资料
运行资料主要包括:
运行工况记录信息、历年缺陷及异常记录、巡检情况、不停电检测记录等。
14.1.3 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、部件更换情况、检修人员对设备的巡检记录等。
14.1.4 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、其他影响变压器(电抗器)安全稳定运行的因素等。
14.2 状态量权重
视状态量对变压器(电抗器)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。
14.3 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、Ⅲ和Ⅳ级。
其对应的基本扣分值为2、4、8、10分。
14.4 状态量扣分值
状态量应扣分值由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状态量扣分值
权重系数
状态量
劣化程度 基本扣分值
1
2
3
4
Ⅰ
2
2
4
6
8
Ⅱ
4
4
8
12
16
Ⅲ
8
8
16
24
32
Ⅳ
10
10
20
30
40
5 变压器(电抗器)的状态评价
变压器(电抗器)的状态评价分为部件评价和整体评价两部分:
15.1 变压器(电抗器)部件状态评价
15.1.1 变压器(电抗器)部件的划分
变压器部件分为:
本体、套管、分接开关、冷却系统以及非电量保护(包括轻重瓦斯、压力释放阀以及油温油位等)五个部件。
电抗器部件的划分参照变压器部件的划分原则。
15.1.2 变压器(电抗器)部件状态量扣分标准
变压器(电抗器)部件状态量扣分标准见附录一。
当状态量(尤其是多个状态量)变化,且不能确定其变化原因或具体部件时,应进行分析诊断,判断状态量异常的原因,确定扣分部件及扣分值。
经过诊断仍无法确定状态量异常原因时,应根据最严重情况确定扣分部件及扣分值。
典型缺陷的分析诊断方法见附录二。
15.1.3 变压器(电抗器)部件的状态评价方法
变压器(电抗器)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各部件评价标准
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
单项扣分
合计扣分
单项扣分
单项扣分
单项扣分
本体
≤30
≤10
>30
12~20
>20~24
>30
套管
≤20
≤10
>20
12~20
>20~24
>30
冷却系统
≤12
≤10
>20
12~20
>20~24
>30
分接开关
≤12
≤10
>20
12~20
>20~24
>30
非电量保护
≤12
≤10
>20
12~20
20~24
>30
15.2 变压器(电抗器)整体状态评价
变压器(电抗器)的整体评价应综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。
变压器(电抗器)状态评价报告推荐格式见附录三。
附录一:
变压器(电抗器)状态量评价标准(规范性附录)
1变压器(电抗器)本体状态量评价标准
序号
状态量
劣化程度
基本扣分
判断依据
权重
系数
扣分值(应扣分值×权重)
备注
分类
状态量名称
1
家族缺陷
同厂、同型、同期设备的故障信息
8
严重缺陷未整改的
2
10
危急缺陷未整改的
2
*对家族性缺陷的处理应根据实际情况确定
2
运行巡检
短路电流、短路次数
2
短路冲击电流在允许短路电流的50%~70%之间,次数累计达到6次及以上
按本表要求安排测试时,本项不扣分;测试结果按相关项目(色谱、频率响应、短路阻抗、绕组电容量等)标准扣分。
4
短路冲击电流在允许短路电流的70%~90%,按次扣分
10
短路冲击电流达到允许短路电流90%以上,按次扣分
3
短路冲击累计
2
短路冲击电流达到允许短路电流90%以上,按次扣分
2
短路冲击的持续时间每超过0.5s(查标准),应增加一次统计次数
4
变压器过负荷
Ⅰ
2
达到短期急救负载运行规定或长期急救负载运行规定
2
过负荷规定参见《运行规范》全名
5
过励磁
Ⅰ
2
达到变压器过励磁限值
2
具体限值根据变压器过励磁特性确定
6
油枕密封元件(胶囊、隔膜、金属膨胀器)
Ⅱ
4
金属膨胀器有卡滞、隔膜式油枕密封面有渗油迹
4
Ⅳ
10
金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损
7
本体储油柜油位
Ⅰ
4
油位异常;过高或过低
2
8
渗油
Ⅰ
2
有轻微渗油,未形成油滴,部位位于非负压区。
2
9
漏油
Ⅱ
4
有轻微渗漏(但渗漏部位位于非负压区),不快于每滴5秒;
4
Ⅳ
10
渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴5s或形成油流
10
噪声及振动
Ⅰ
2
噪声、振动异常,绝缘油色谱正常。
4
查阅变压器运行巡视记录或缺陷分析报告;根据国家电网公司《110(66)kV-500浸式变压器(电抗器)运行规范》第二十六条异常声音的处理
Ⅱ
4
噪声、振动异常,绝缘油色谱异常。
11
表面锈蚀
Ⅰ
2
表面漆层破损和轻微锈蚀
1
Ⅲ
8
表面锈蚀严重
12
呼吸器
Ⅱ
4
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或硅胶自上而下变色。
2
Ⅳ
10
呼吸器无呼吸。
13
运行油温
Ⅲ
8
顶层油温异常
3
14
压力释放阀
Ⅳ
10
动作(周围有油迹)
4
15
瓦斯继电器
Ⅱ
4
(轻瓦斯)发信,但色谱分析无异常*
4
*在排除二次原因后,应进行油色谱分析,或检查渗漏(尤其负压区)
Ⅳ
10
轻瓦斯发信,且色谱异常或重瓦斯动作
16
试验
绕组直流电阻
Ⅳ
10
1.各相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%;
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。
3
关注色谱变化、短路情况、分接开关以及套管连接,操作分接开关,测量不同分接电阻值,区分是否为分接连线问题
17
绕组介质损耗因数
Ⅰ
2
介质损耗因数未超标准限值;但有显著性差异
3
异常时关注变压器本体及各部件渗漏、绝缘油试验情况。
Ⅲ
8
介质损耗因数超标、电容量无明显变化
18
电容量
Ⅳ
10
绕组电容变化>5%
4
19
铁心绝缘
Ⅰ
2
铁心多点接地,但运行中通过采取限流措施,铁心接地电流一般不大于0.1A。
2
关注绝缘油色谱。
异常时,如产期速率大于10%/月,为紧急缺陷
Ⅱ
4
铁心接地电流在0.1~0.3A,
Ⅳ
10
铁心接地电流超过0.3A
20
绕组频率响应测试
Ⅳ
10
2.绕组频响测试反映绕组有变形
3
绕组频谱、短路阻抗异常时,应结合色谱分析、绕组电容量以及变压器短路情况综合考虑
21
短路阻抗
Ⅰ
2
1.短路阻抗与原始值的有差异,但偏差小于2%。
3
Ⅱ
4
2.短路阻抗与原始值的差异>2%,但小于3%
Ⅳ
10
3.短路阻抗与原始值的差异>3%
22
泄漏电流
Ⅱ
4
历次相比变化30~50%
1
异常时应同时关注含气量、微水含量、变压器密封情况
Ⅳ
10
历次相比变化大于50%
23
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
Ⅳ
10
绝缘电阻不满足规程要求
2
24
油介质损耗因数(tgδ)
Ⅱ
4
110~220kV变压器tgδ≥4%;330kV及以上变压器tgδ≥2%
3
25
油击穿电压
Ⅱ
4
110(66)~220kV变压器≤35kV
330kV及以上变压器≤50kV
3
26
水分
Ⅱ
4
110(66)kV变压器≥35mg/L
220kV变压器≥25mg/L
330kV及以上变压器≥15mg/L
3
注意取样温度
27
油中含气量
Ⅱ
4依据g设备的评价
500kV变压器油中含气量(体积分数)大于3%
2
超过时,注意检查变压器密封情况
28
绝缘纸聚合度
Ⅳ
10
绝缘纸聚合度≤250
3
29
红外测温
Ⅱ
4
油箱红外测温异常
3
30
油中溶解气体分析
总烃
Ⅱ
4
总烃含量大于150μl/l,
3
色谱按评价标准最高扣分仅扣分一次
Ⅲ
8
产气速率大于10%/月
Ⅳ
10
总烃含量大于150μl/l,且有增长趋势,但产气速率大于10%/月
C2H2
Ⅱ
4
乙炔含量大于注意值
4
CO、CO2
Ⅱ
4
CO含量有明显增长
2
H2
Ⅱ
4
H2含量大于150μl/l,
2
31
变压器中性点直流电流测试
0
中性点直流电流<1A
3
8
中性点直流电流>3A
2变压器套管状态量评价标准
序号
评价状态量
劣化程度
基本
扣分
判断依据
权重
系数
扣分值(应扣分值×权重)
备注
分类
状态量名称
32
外绝缘
Ⅳ
10
外绝缘爬距不满足要求,且未采取措施要求注意值ing________________________________________________________________________________________________________________________
3
33
外观
Ⅰ
2
瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微渗漏
4
Ⅳ
10
套管出现严重渗漏
34
油位指示
Ⅳ
10
油位异常
3
35
试验
绝缘电阻
Ⅰ
2
主屏<10000MΩ或末屏<1000MΩ
3
36
介损
Ⅲ
8
介损值达到标准限值的70%,且变化大于30%
3
Ⅳ
10
介损超过标准要求
37
电容量
Ⅲ
8
与出厂值或前次试验值相比,偏差达于5%。
4
38
油中溶解气体分析
总烃
Ⅱ
4
总烃含量大于150μl/l,
3
色谱按评价标准最高扣分只扣一次
Ⅲ
8
产气速率大于10%/月
Ⅳ
10
总烃含量大于150μl/l,且有增长趋势,但产气速率大于10%/月
C2H2
Ⅱ
4
乙炔含量大于注意值
4
CO、CO2
Ⅱ
4
CO含量有明显增长
2
H2
Ⅱ
4
H2含量大于150μl/l,
2
39
红外测温
Ⅳ
10
接头发热或套管本体温度分部异常
3
参见DL/T-664-1999
3冷却(散热)器系统状态量评价标准
序号
评价状态量
劣化程度
基本扣分
判断依据
权重
系数
扣分值(应扣分值×权重)
备注
分类
状态量名称
40
巡检
电机运行
Ⅰ
2
风机运行异常
2
Ⅳ
10
油泵、水泵及油流继电器工作异常
41
冷却装置控制系统
Ⅳ
10
冷却器控制系统异常
2
42
冷却装置散热效果
Ⅰ
2
冷却装置表面有积污,但对冷却效果影响较小
3
Ⅳ
10
冷却装置表面积污严重,对冷却效果影响明显
43
水冷却器(如有)
Ⅳ
10
冷却水管有渗漏
4
44
渗油
Ⅰ
2
有轻微渗油,未形成油滴,部位位于非负压区。
2
45
漏油
Ⅳ
10
渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴5s或形成油流
4
Ⅰ
2
有轻微渗油,未形成油滴,部位位于非负压区。
4变压器分接开关状态量评价标准
4.1有载分接开关状态量评价标准
序号
状态量
劣化
程度
基本扣分
判断依据
权重系数
扣分值(应扣分值×权重)
备注
分类
状态量名称
46
巡视
油位
Ⅱ
4
油位异常
3
47
呼吸器
Ⅱ
4
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或硅胶自上而下变色。
2
Ⅳ
10
呼吸器无呼吸。
48
分接位置
Ⅳ
10
有载分接开关的分接位置异常
4
49
渗漏
Ⅰ
2
有轻微渗漏
3
Ⅳ
10
渗漏严重
50
运行
切换次数
Ⅳ
10
分接开关切换次数超过厂家规定检修次数未检修
3
制造厂检修周期规定:
次数、时间
51
与前次检修间隔
Ⅳ
10
超出制造厂规定检修时间间隔
3
52
在线滤油装置
Ⅱ
4
在线滤油装置压力异常。
3
Ⅳ
10
未按制造厂规定维护
53
传动机构
Ⅳ
10
电机运行异常或传动机构传动卡涩
4
54
限位装置失灵
Ⅳ
10
装置失灵
4
55
滑档
Ⅳ
10
滑档
3
56
控制回路
Ⅳ
10
控制回路失灵,过流闭锁异常
3
57
试验
动作特性
Ⅳ
10
动作特性试验不合格
4
58
油耐压
Ⅳ
10
不合格
3
4.2无励磁分接开关状态量评价标准
序号
状态量
劣化程度
基本扣分
判断依据
权重
系数
扣分值(应扣分值×权重)
备注
分类
状态量名称
50
运行
操作机构及档位指示
Ⅱ
4
档位指示模糊或机械闭锁不可靠
2
序号
状态量
劣化程度
基本扣分
判断依据
权重系数
扣分值(应扣分值×权重)
备注
分类
状态量名称
60
试验、巡检
温度计
Ⅱ
4
温度计指示异常,二次回路绝缘电阻不合格
1
61
油位指示计
Ⅱ
4
油位计指示异常
1
62
压力释放阀
Ⅲ
8
有渗漏、发生过误动扣分,二次回路绝缘电阻不合格
2
63
气体继电器
Ⅲ
8
气体继电器有渗漏油现象,二次回路绝缘电阻不合格
3
64
温度计、分接开关位置等远方与就地指示一致性
Ⅱ
4
偏差超过规定限值
2
注:
此处仅评装置,动作及指示情况在本体部分评价
5变压器非电量保护状态量评价标准
序号
状态量
劣化程度
基本扣分
判断依据
权重系数
扣分值(应扣分值×权重)
备注
分类
状态量名称
60
试验、巡检
温度计
Ⅱ
4
温度计指示异常,二次回路绝缘电阻不合格
1
61
油位指示计
Ⅱ
4
油位计指示异常
1
62
压力释放阀
Ⅲ
8
有渗漏、发生过误动扣分,二次回路绝缘电阻不合格
2
63
气体继电器
Ⅲ
8
气体继电器有渗漏油现象,二次回路绝缘电阻不合格
3
64
温度计、分接开关位置等远方与就地指示一致性
Ⅱ
4
偏差超过规定限值
2
注:
此处仅评装置,动作及指示情况在本体部分评价
附录二:
缺陷诊断(资料性附录)
1、各类缺陷的相关状态量
变压器缺陷
缺陷诊断的方法和内容
诊断的关键点
绝缘受潮
色谱分析、绝缘电阻吸收比和极化指数,介损,油含水量、含气量、击穿电压和体积电阻率,局部绝缘的介损测试,铁心绝缘电阻和介损
绝缘的介损升高、绝缘油含水量
铁心过热
油色谱(CO和CO2增长不明显),铁心外引接地处电流,空载试验,铁心绝缘电阻和介损
测试铁心外引接地电流,确认是否多点接地;不能排除铁心段间短路;
磁屏蔽放电和过热
油色谱(总烃升高,早期乙炔比例较高,后期以总烃为主),测试局部放电的超声波,排除电流回路过热
局部放电的超声波测量值与负荷电流密切有关
零序磁通引起铁心夹件过热
油色谱(CO和CO2增长不明显),铁心外引接地处电流,空载试验,铁心绝缘电阻和介损
在排除铁心多点接地和段间短路后,对于全星形或带稳定绕组的全星形变压器要注意
电流回路过热
油色谱(注意CO和CO2的增长是否明显),绕组直流电阻,低电压短路试验
绕组直流电阻增大
无载分接开关放电和过热
油色谱(CO和CO2增长不明显,有时乙炔比例较高),绕组直流电阻,测试局部放电超声波
局部放电的超声波值高与分接开关的位置相关;绕组直流电阻增大
绕组变形
油色谱,低电压空载和短路试验,变比,频响试验,绕组绝缘介损和电容量测试
绕组短路阻抗或频响变化和电容量测试
绕组匝层间短路
油色谱,低电压空载和短路试验,变比,绕组直流电阻试验
低电压空载和短路试验,变比测试
局部放电
油色谱,绕组直流电阻,变比,低电压空载和短路试验,油的全面试验,包括带电度、含气量和含水量等,运行中局部放电超声波测量,现场局
部放电试验
先确认是否油流放电;
运行中局部放电超声信号强度是否与负荷密切有关;现场局部放电施加电压不宜超过额定电压
油流放电
绕组中性点油流静电电流,油色谱、带电度、介损、含气量、体积电阻率和油中含铜量等测试,额定电压下的局部放电(包括超声波测试)
油带电度等特性试验,油流带电试验
电弧放电
油色谱,绕组直流电阻,变比,低电压空载和短路试验
是否涉及固体绝缘
悬浮放电
油色谱,绕组直流电阻,变比,低电压空载和短路试验,电压不高的感应和外施电压下局部放电试验,运行中局部放电超声波测量
是否涉及固体绝缘;是否与负荷密切有关
绝缘老化
油色谱,油中糠醛、介损、含气量和体积电阻率测试,绕组绝缘电阻和介损
油中糠醛、聚合度
绝缘油劣化
(区别受潮)
油色谱,油介损、含水量、击穿电压、含气量和体积电阻率测试,绕组绝缘电阻和介损(绕组间和对地分别测试),铁心对地绝缘电阻和介损
涉及固体绝缘多的介损大,而涉及绝缘油多的介损小,特别是铁心对地介损小,可判断油劣化
变压器轻瓦斯频繁动作(冷却器进空气)
油和瓦斯气色谱
油和瓦斯气色谱正常,仅氢气稍高
2、缺陷原因的分析判断
1)过热性缺陷原因分析判断
序号
状态量描述
停电测试项目
缺陷原因判断
1
C2H6、C2H4增长较快可能有H2和C2H2,CO和CO2增长不明显
空载损耗试验异常增大;
1.1倍过励磁试验下油色谱有明显的增长
铁心短路
2
C2H6、C2H4增长较快可能有H2和C2H2,CO和CO2增长不明显
运行中用钳形电流表测量铁心接地电流,大于100mA;停电检测铁心绝缘电阻,绝缘电阻较低(如几kΩ)
铁心多点接地
3
C2H6和C2
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- 油浸式 变压器 电抗 状态 评价
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