状态检修主变状态评价标准.docVIP

附件一：500kV变电站500kV＃1主变评价表 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） 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 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 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 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 5 过励磁 Ⅰ 2 达到变压器过励磁限值 2 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 2 Ⅳ 10 金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损 4 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 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 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 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。 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 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% 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 2 Ⅱ 4 铁心接地电流在 Ⅳ 10 铁心接地电流超过 20 绕组频率响应测试 Ⅳ 10 绕组频响测试反映绕组有变形 3 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 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 1 Ⅳ 10 历次相比变化大于 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 tg≥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 27 油中含气量 Ⅱ 4 500kV变压器油中含气量（体积分数）大于3％ 2 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