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国家电网公司输变电设备状态评价导则


国家电网公司 输变电设备状态评价导则

Q/GDWB
国 家 电 网 公 司 企 业 标 准
Q/GDW 171-2008

SF6 高压断路器状态评价导则
Guide for Condition Evaluation of SF6 High-Voltage Circuit Breaker

/>2008-01-21 发布

2008-01-21 实施

国家电网公司发布





前 言 .............................................................................................................................................................. 4 1 范围 ............................................................................................................................................................ 5 2 规范性引用文件 ........................................................................................................................................ 5 3 术语及定义 ................................................................................................................................................ 6 4 状态量构成及权重 .................................................................................................................................... 7 5 断路器的状态评价 .................................................................................................................................... 8 附录一: SF6 高压断路器状态量评价标准(规范性附录) ...................................................................... 10 1.本体评价标准 ........................................................................................................................................ 10 2、操动机构评价标准 ................................................................................................................................ 12 3、并联电容器评价标准 ............................................................................................................................ 22 4、合闸电阻评价标准 ................................................................................................................................ 23 附录二:SF6 断路器状态评价报告推荐格式........................................................................................... 24

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按照国家电网公司设备状态检修管理规定,为规范和有效开展设备状态检修工作, 参照相关规程,并结合各单位SF6高压断路器故障分析及运行检修管理经验,制订本标准, 作为制定状态检修计划的依据。对于开展状态检修的单位和设备,按本标准要求开展设 备状态评价工作。对于未开展状态检修的单位和设备,仍然按原规定编制检修计划。 本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。 本导则由国家电网公司科技部归口。 本导则主要起草单位:江苏省电力公司。 本导则参加起草单位:山东电力公司、河北电力公司、华东电网有限公司、浙江电 力公司、福建电力公司、中国电力科学研究院。 本导则的主要起草人:卞超、高山、董勤伟、潘志新、汤峻、肖匀、杭嵘、杜健、 张磊、石启新、许扬、李杰、鲁庭瑞、郭建伟、张克全、文乐斌、朱斌、夏勇、朱松林、 金李鸣、柳华荣、宋杲。 本导则自发布之日起实施。

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SF6高压断路器状态评价导则
1 范围

本标准适用于国家电网公司系统110(66)~750kV电压等级SF6高压交流瓷柱式和 罐式断路器。35kV及以下电压等级的断路器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。 GB 1984 GB 311.1 GB 11023 GB 50150 GB/T 8905 GB/T 11022 DL/T 402 DL/T 593 DL/T 620 DL/T 664 高压交流断路器 高压输变电设备的绝缘配合 高压电气设备六氟化硫气体密封试验导则 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 高压交流断路器订货技术条件 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 带电设备红外诊断技术应用导则 《交流高压断路器技术标准》 《预防交流高压开关设备事故措施》 《高压开关设备运行规范》 《交流高压断路器检修规范》

国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司

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国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司
3 术语及定义

《高压开关设备技术监督规定》 《110(66)kV~500kV交流高压断路器评价标准(试行)》 Q/GDW168-2008《输变电设备状态检修试验规程》 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 《输变电设备状态检修管理规定》

下列术语和定义适用于本标准。 3.1 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。本导则将状 态量分为一般状态量和重要状态量。 3.2 一般状态量 minor criteria 对设备的性能和安全运行影响相对较小的状态量。 3.3 重要状态量 major criteria 对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。 3.4 部件 component 断路器上功能相对独立的单元称为部件。 3.5 断路器及其部件的状态 condition of component 断路器及其部件的状态分为:正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。 3.6 正常状态 normal condition 各状态量均处于稳定且良好的范围内,设备可以正常运行。 3.7 注意状态 attentive condition

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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,或 部分一般状态量超过标准值,仍可以继续运行,但应加强运行中的监视。 3.8 异常状态 abnormal condition 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。 3.9 严重状态 serious condition 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

4.1 状态量构成 4.1.1 原始资料 设备的原始资料主要包括:铭牌、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、安装使用说明书等。 4.1.2 运行资料 设备的运行资料主要包括: 断路器动作次数; 断路器故障跳闸记录 (故障跳闸次数、 继电保护及自动装置提供的故障电流的波形、相别、幅值、持续时间等);设备巡视记 录;历年缺陷及异常记录;红外测温记录等。 4.1.3 检修试验资料 设备的检修试验资料主要包括:检修报告;预试报告;SF6气体检验报告;在线监 测信息;特殊测试报告;有关反措执行情况;设备技改及主要部件更换情况等。 4.1.4 其他资料 设备的其他资料主要包括:同型(同类)设备的运行、修试、缺陷和故障的情况; 设备运行环境的变化、系统运行方式的变化;安装地点短路电流计算报告;其他影响断 路器安全稳定运行的因素等。

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4.2 状态量权重 视状态量对SF6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。 4.3 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。 4.4 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 状态量的评价表
1 基本扣分值 2 4 8 10 2 4 8 10 4 8 16 20 6 12 24 30 8 16 32 40 2 3 4

权重系数 状态量 劣化程度 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ

5 断路器的状态评价

断路器的状态评价分为部件评价和整体评价两部分: 5.1 断路器部件状态评价 5.1.1 断路器部件的划分 根据SF6高压断路器各部件的独立性,将断路器分为:本体、操动机构(分为弹簧 机构、液压机构、液压弹簧机构、气动机构等)、并联电容、合闸电阻等四个部件。 5.1.2 断路器部件状态量扣分标准 断路器部件状态量扣分标准见附录一。

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5.1.3 断路器部件的状态评价方法 断路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 评价标准 部件 断路器本体 操作机构 并联电容器 合闸电阻 正常状态 合计扣分 <30 <20 <12 <12 设备部件总体评价标准 异常状态 单项扣分 20~24 20~24 20~24 20~24 严重状态 单项扣分 ≥30 ≥30 ≥30 ≥30

注意状态 合计扣分 单项扣分 ≥30 12~16 ≥20 12~16 ≥12 12~16 ≥12 12~16

5.2 断路器整体状态评价 断路器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。 断路器状态评价报告推荐格式见附录二。

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附录一: SF6 高压断路器状态量评价标准(规范性附录)
1.本体评价标准
部件 本体 状态量 累计开断短路电 流值(折算后) 本体锈蚀 劣化程度级别 II IV III 基本 扣分 4 10 8 判断依据 小于但达到厂家规定值 80% 大于厂家规定值 外观连接法兰、 连接螺栓有 较严重的锈蚀或油漆脱落 现象 设备运行中有异常振动、 声 响; 内部及管道有异常声音 (漏 气声、振动声、放电声等) 引线端子板有松动、变形、 开裂现象或严重发热痕迹 接地连接有锈蚀或油漆剥 落 接地引下线松动 接地线已脱落, 设备与接地 断开 分、合闸位置指示不正确, 与当时的实际本体运行状 态不相符 基础有严重破损或开裂 基础有轻微下沉或倾斜 基础有严重下沉或倾斜, 影 响设备安全运行 支架有严重锈蚀 支架有松动或变形 瓷套外表有明显污秽 瓷套外表有严重污秽 瓷套有轻微破损 瓷套有较严重破损, 但破损 部位不影响短期运行 瓷套有严重破损或裂纹 瓷套外表面有轻微放电或 轻微电晕 瓷套外表面有明显放电或 较严重电晕 权重 系数 4 应扣分值 (基本扣 分× 权重)

1

振动和声响 高压引线及端子 板连接 接地连接锈蚀 接地连接松动 分、合闸位置指 示 基 础 及 支 架 瓷 套 基础破损 基础下沉 支架锈蚀 支架松动 瓷套污秽

IV

10

4

IV I III IV IV IV III IV IV IV II IV I II IV I

10 2 8 10 10 10 8 10 10 10 4 10 2 4 10 2 10

4 1 4

4 1 4 1 3 3

瓷套破损

3

瓷套放电 IV
10

3

均 压 环

相 间 连 杆 SF6 压 力 表 及 密 度 继 电 器

均压环锈 蚀 均压环变 形 均压环破 损 相间连杆 锈蚀 相间连杆 变形 外观

IV I IV I IV IV IV III

10 2 10 2 10 10 10 8

均压环有严重锈蚀 均压环有轻微变形 均压环有严重变形 均压环外观有轻微破损 均压环外观有严重破损 相间连杆有严重锈蚀 相间连杆明显变形 外观有破损或有渗漏油

1 2 3 2 3 3 3

压力表指 示

IV

10

压力表指示异常

I SF6气体密度 II III II SF6气体湿度 III IV I 主回路电阻值 II III II 引线接头 III IV II 灭弧室 III

2 4 8 4 8 10 2 4 8 4 8 10 4 8

红 外 测 温

SF6气体两次补气间隔大于 一年且小于两年 两次补气间隔小于一年大 于半年 两次补气间隔小于半年 运行中微水值大于300?L/ L 运行中微水值大于300?L/ L且有快速上升趋势 运行中微水值大于500?L/ L且有快速上升趋势 和出厂值比较有明显增长 但不超过20% 超过出厂值的20%但小于 50% 超过出厂值的50% 温差不超过15K 热点温度≥80℃或相对温差 ≥80% 热点温度≥110℃或相对温 差≥95% 温差不超过10K 热点温度≥55℃或相对温差 ≥80%

3

3

4

3

4

11

IV 密封件 罐式断 路器 CT异常声响 CT二次回路绝 缘电阻 CT外壳密封条 CT外壳 罐内异响 罐体加热带 罐体锈蚀 局部放电 II III IV III III III IV IV IV III IV III IV

10 4 8 10 8 8 8 10 10 10 8 10 8 10

同厂、 同型设备被通报的故 障、缺陷信息

热点温度≥80℃或相对温差 ≥95% 密封件接近使用寿命 密封件超过使用寿命 CT内有异常声响 CT二次回路绝缘电阻小于 2M? 密封条脱落 CT外壳有变形 罐内有异响 罐体加热带异常 罐体有较严重锈蚀 局部放电有异常 局部放电有异常且有增长 趋势 严重缺陷未整改的 危急缺陷未整改的

3 3 3 3 2 3 3 1 3

2

2.操动机构评价标准 2.1 液压机构评价标准
部件 液压 机构 操作次数 状态量 劣化程度级别 基本 扣分 2 判断依据 机械操作大于厂家规定次 数的50%且少于厂家规定 次数的80% 机械操作大于厂家规定次 数的80%且少于厂家规定 次数 机械操作大于厂家规定次 数 分合闸脱扣器不满足下列 要求: 合闸脱扣器应能在其额定 电压的85%~110%范围内 可靠动作; 分闸脱扣器应能 在其额定电源电压65%~ 110%范围内可靠动作。当 电源电压低至额定值的 30%时不应脱扣。 权重 4 应扣分值 (基本扣 分× 权重)

I

II IV

4 10

分 合 闸 线 圈

3

操作电压

IV

10

12

直流电阻 机 械 特 性 分合闸线圈 分闸时间 合闸时间 合分时间 相间合闸不 同期 相间分闸不 同期 同相各断口 合闸不同期 同相各断口 分闸不同期 绝缘电阻

IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV

10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

储 能 电 机

锈蚀 异响 损坏 三相不一致保护

III II IV III

8 4 10 8

油压力表 泵的补压时间 泵的零起打压时 间 操作压力下降值

II IV II II III

4 10 4 4 8

液压机构压力及 打压

II

4

III IV IV III III II I

8 10 10 8 8 4 2

储气缸 动作计数器 机 密封

直流电阻与出厂值或初始 值的偏差超过20% 线圈引线断线或线圈烧坏 不符合厂家要求 不符合厂家要求 不符合厂家要求 相间合闸不同期大于5ms或 不符合厂家要求 相间分闸不同期大于3ms或 不符合厂家要求 同相各断口合闸不同期大 于3ms或不符合厂家要求 同相各断口分闸不同期大 于2ms或不符合厂家要求 储能电机绝缘电阻低于 0.5MΩ(采用500V或1000V 兆欧表测量) 储能电机外壳严重锈蚀 储能电机有异响 储能电机烧损或停转 三相不一致保护功能检查 不正常或不符合技术文件 要求 外观有损坏 指示有异常 泵的补压时间不满足厂家 技术条件要求 泵的零起打压时间不满足 厂家技术条件要求 分闸、合闸、重合闸操作压 力下降值不满足技术文件 要求 液压机构24小时内打压次 数超过技术文件要求 液压机构24小时内打压次 数超过技术文件要求且有 上升的趋势 液压机构打压不停泵 分闸闭锁、合闸闭锁动作 储气缸渗油, 压力异常升高 储气缸漏氮,未到报警值 失灵 机构箱密封不良

3 4 3 3 3 3 3 3 3 3

1 3 4 3

3 3 2 3

4

3 3 1 3

13

构 箱 变形 机构箱锈蚀 温湿度控制 装置

IV I III IV II III 其它二次元 件 IV

10 2 8 10 4 8

二 次 元 件

10

端 子 排 及 二 次 电 缆

端子排锈蚀 二次电缆

III

8

机构箱密封不良, 箱内有积 水 机构箱有轻微变形 机构箱有较严重变形 机构箱有严重锈蚀 温湿度控制器工作不正常, 加热器不能正常启动, 温湿度控制器不正常启动, 机构箱内有凝露现象 接触器、 继电器、 辅助开关、 限位开关、空气开关、切换 开关等二次元件接触不良 或切换不到位; 控制回路的电阻、 电容等零 件损坏 端子排有较严重锈蚀

1 2 3

4

2 3

III

8

绝缘层有变色、 老化或损坏 等

辅助及控制回路 绝缘电阻 密封件 同厂、同型设备被通报的 故障、缺陷信息

III II III III IV

8 4 8 8 10

辅助及控制回路绝缘电阻 低 于 2MΩ ( 采 用 500V 或 1000V兆欧表测量) 密封件接近使用寿命 密封件超过使用寿命 严重缺陷未整改的 危急缺陷未整改的

3

3 2

2.2 弹簧机构评价标准
应扣分值 (基本扣 分× 权重)

部件

状态量

劣化程度级别

基本扣分

判断依据 机械操作大于厂 家规定次数的 50%且少于厂家 规定次数的80%

权重

弹簧 机构

操作次数

I

2

4

14

II

4

IV 分 合 闸 线 圈 操作电压 IV

10

10

直流电阻 分合闸线 圈 时 间 特 性 分闸时间

IV IV IV

10 10 10

合闸时间

IV

10

合分时间 相间合闸 不同期 相间分闸 不同期 同相各断 口合闸不 同期 同相各断 口分闸不 同期

IV IV IV IV

10 10 10 10

机械操作大于厂 家规定次数的 80%且少于厂家 规定次数 机械操作大于厂 家规定次数 分合闸脱扣器不 满足下列要求: 合闸脱扣器应能 在其额定电压的 85%~110%范围 内可靠动作;分闸 脱扣器应能在其 额定电源电压 65%~110%范围 内可靠动作,当电 源电压低至额定 值的30%时不应脱 扣。 直流电阻与出厂 值或初始值的偏 差超过20% 线圈引线断线或 线圈烧坏 与初始值有明显 偏差或不符合厂 家要求 与初始值有明显 偏差或不符合厂 家要求 与初始值有明显 偏差或不符合厂 家要求 相间合闸不同期 大于5ms 相间分闸不同期 大于3ms 同相各断口合闸 不同期大于3ms 同相各断口分闸 不同期大于2ms

3

3 4 3

3

3 3 3 3

IV

10

3

15

储 能 电 机

绝缘电阻

IV

10

锈蚀 异响 损坏 分 合 闸 弹 簧 弹簧锈蚀 弹簧损坏 弹簧储能 弹簧机构操作 三相不一致保 护 缓冲器 动作计数器 机 构 密封 箱 变形

III II IV II IV IV II IV III

8 4 10 4 10 10 4 10 8

III III II I IV I III

8 8 4 2 10 2 8 10

机构箱锈 蚀 二 次 元 件

IV

II 温湿度控 制装置 III

4

8

储能电机绝缘电 阻低于0.5MΩ(采 用500V或1000V 兆欧表测量) 储能电机外壳严 重锈蚀 储能电机有异响 储能电机烧损或 停转 弹簧轻微锈蚀 弹簧严重锈蚀 弹簧脱落、有裂纹 或断裂 弹簧储能时间不 满足厂家要求 储能异常 弹簧机构操作卡 涩 三相不一致保护 功能检查不正常 或不符合技术文 件要求 油缓冲器渗漏油 失灵 机构箱密封不良 机构箱密封不良, 箱内有积水 机构箱有轻微变 形 机构箱有较严重 变形 机构箱有严重锈 蚀 温湿度控制器工 作不正常,加热器 不能正常启动,机 构箱内有凝露现 象 温湿度控制器不 正常启动,机构箱 内有凝露现象

3

1 3 4 1 4 3 3

4 3 1 3

1

2

3

16

其它二次 元件

IV

10

端 子 排 及 二 次 电 缆

端子排锈 蚀

III

8

接触器、继电器、 辅助开关、限位开 关、空气开关、切 换开关等二次元 件接触不良或切 换不到位; 控制回路的电阻、 电容等零件损坏 端子排有较严重 锈蚀 绝缘层有变色、老 化或损坏等

4

2

二次电缆

III

8

3

辅助及控制回 路绝缘电阻

III

8

II 密封件 III 同厂、同型设备被通报 的故障、缺陷信息 III IV

4 8 8 10

辅助及控制回路 绝缘电阻低于 2MΩ(采用500V 或1000V兆欧表测 量) 密封件接近使用 寿命 密封件超过使用 寿命 严重缺陷未整改 的 危急缺陷未整改 的

3

3

2

2.3 液压弹簧机构评价标准
劣化程 度级别 I 液压 机构 操作次数 II 4 应扣分值 (基本扣 分× 权重)

部件

状态量

基本扣分

判断依据 机械操作大于厂家规定 次数的 50 %且少于厂家 规定次数的80% 机械操作大于厂家规定 次数的 80 %且少于厂家 规定次数

权重

2

4

17

IV 分 合 闸 线 圈

10

操作电压

IV

10

直流电阻 分合闸线 圈 时 间 特 性 分闸时间 合闸时间 合分时间 相间合闸 不同期 相间分闸 不同期 同相各断 口合闸不 同期 同相各断 口分闸不 同期 储 能 电 机 绝缘电阻 锈蚀 异响 损坏

IV IV IV IV IV IV IV IV

10 10 10 10 10 10 10 10

机械操作大于厂家规定 次数 分合闸脱扣器不满足下 列要求: 合闸脱扣器应能在其额 定电压的85%~110%范 围内可靠动作; 分闸脱扣 器应能在其额定电源电 压65%~110%范围内可 靠动作, 当电源电压低至 额定值的30%时不应脱 扣。 直流电阻与出厂值或初 始值的偏差超过20% 线圈引线断线或线圈烧 坏 与初始值有明显偏差或 不符合厂家要求 与初始值有明显偏差或 不符合厂家要求 与初始值有明显偏差或 不符合厂家要求 相间合闸不同期大于 5ms 相间分闸不同期大于 3ms 同相各断口合闸不同期 大于3ms 同相各断口分闸不同期 大于2ms 储能电机绝缘电阻低于 0.5MΩ(采用500V或 1000V兆欧表测量) 储能电机外壳严重锈蚀 储能电机有异响 储能电机烧损或停转 三相不一致保护功能检 查不正常或不符合技术 文件要求 外观有损坏 指示有异常

3

3 4 3 3 3 3 3 3

IV

10

3

IV II II IV III II IV

10 4 4 10 8 4 10

3 1 3 4 3 3

三相不一致保 护 油压力表

18

泵的补压时间 泵的零起打压 时间 操作压力下降 值

II II III II

4 4 8 4 8 10 10 4 2 10 2 8 10 4 8

液压机构压力

III IV IV II I IV I III IV II III

动作计数器 机 构 密封 箱 变形 机构箱锈 蚀 二 次 元 件 温湿度控 制装置

泵的补压时间不满足厂 家技术条件要求 泵的零起打压时间不满 足厂家技术条件要求 分闸、 合闸、 重合闸操作 压力下降值不满足技术 文件要求 液压机构24小时内打压 次数超过技术文件要求 液压机构24小时内打压 次数超过技术文件要求 且有上升的趋势 液压机构打压不停泵 分闸闭锁、 合闸闭锁动作 失灵 机构箱密封不良 机构箱密封不良, 箱内有 积水 机构箱有轻微变形 机构箱有较严重变形 机构箱有严重锈蚀 温湿度控制器工作不正 常,加热器不能正常启 动, 机构箱内有凝露现象 温湿度控制器不正常启 动, 机构箱内有凝露现象 接触器、 继电器、 辅助开 关、 限位开关、 空气开关、 切换开关等二次元件接 触不良或切换不到位; 控制回路的电阻、 电容等 零件损坏 端子排有较严重锈蚀

3 2 3

4

1 3 1 2

3

其它二次 元件

IV

10

4

端 子 排 及 二 次 电 缆

端子排锈 蚀

III

8

2

二次电缆

III

8

绝缘层有变色、 老化或损 坏等

3

辅助及控制回 路绝缘电阻

III

8

辅助及控制回路绝缘电 阻低于2MΩ(采用500V 或1000V兆欧表测量)

3

19

密封件 同厂、同型设备被通报 的故障、缺陷信息

II III III IV

4 8 8 10

密封件接近使用寿命 密封件超过使用寿命 严重缺陷未整改的 危急缺陷未整改的

3 2

2.4 气动机构评价标准
劣化 程度 级别 I 操作次数 应扣分值 (基本扣 分× 权重)

部件

状态量

基本扣分

判断依据 机械操作大于厂家规定 次数的50%且少于厂家 规定次数的80% 机械操作大于厂家规定 次数的80%且少于厂家 规定次数 机械操作大于厂家规定 次数 分合闸脱扣器不满足下 列要求: 合闸脱扣器应能在其额 定电压的85%~110%范 围内可靠动作; 分闸脱扣 器应能在其额定电源电 压65%~110%范围内可 靠动作, 当电源电压低至 额定值的30%时不应脱 扣。 直流电阻与出厂值或初 始值的偏差超过20% 线圈引线断线或线圈烧 坏 与初始值有明显偏差或 不符合厂家要求 与初始值有明显偏差或 不符合厂家要求 与初始值有明显偏差或 不符合厂家要求 相间合闸不同期大于 5ms 相间分闸不同期大于 3ms

权重

2

II IV

4 10

4

气动 机构

分 合 闸 线 圈

操作电压

IV

10

3

直流电阻 分合闸线 圈 分闸时间 时 间 特 性 合闸时间 合分时间 相间合闸 不同期 相间分闸 不同期

IV IV IV IV IV IV IV

10 10 10 10 10 10 10

3 4 3 3 3 3 3

20

储 能 电 机

同相各断 口合闸不 同期 同相各断 口分闸不 同期 绝缘电阻

IV

10

同相各断口合闸不同期 大于3ms 同相各断口分闸不同期 大于2ms 储能电机绝缘电阻低于 0.5MΩ ( 采 用 500V 或 1000V兆欧表测量) 储能电机外壳严重锈蚀 储能电机有异响 储能电机烧损或停转 三相不一致保护功能检 查不正常或不符合技术 文件要求 外观有损坏 指示有异常 动作值异常 气动机构 24 小时内打压 次数超过技术文件要求 气动机构 24 小时内打压 次数超过技术文件要求 且有继续上升的趋势 分闸闭锁、 合闸闭锁动作 自动排污装置失灵 气动机构压缩机补压超 时 润滑油乳化 加热装置损坏 加热装置损坏, 管路或阀 体结冰 不能正常工作 失灵 机构箱密封不良 机构箱密封不良, 箱内有 积水 机构箱有轻微变形 机构箱有较严重变形 机构箱有严重锈蚀 温湿度控制器工作不正 常,加热器不能正常启 动, 机构箱内有凝露现象

3

IV

10

3

IV 锈蚀 异响 损坏 III II IV IV II IV III II

10 8 4 10 10 4 10 8 4 8 10 8 4 10 4 10 10 4 2 10 2 8 10 4

3 1 3 4 4 3 2

三相不一致保 护 压力表 压力继电器

气动机构压力

III IV III II IV II

4

自动排污装置 压缩机

3 3 3 3 3 1 3 1 2 3

加热装置 气水分离器 动作计数器 机 密封 构 箱 变形 机构箱锈 蚀 温湿度控 制装置

IV IV II I IV I III IV II

二 次 元

21

件 其它二次 元件

III

8

IV

10

温湿度控制器不正常启 动, 机构箱内有凝露现象 接触器、 继电器、 辅助开 关、 限位开关、 空气开关、 切换开关等二次元件接 触不良或切换不到位; 控制回路的电阻、 电容等 零件损坏 端子排有较严重锈蚀

4

端 端子排锈 子 蚀 排 二次电缆 及 二 次 电 缆 辅助及控制回 路绝缘电阻 密封件 同厂、同型设备被通报 的故障、缺陷信息

III

8

2

III

8

绝缘层有变色、 老化或损 坏等

4

III II III III IV

8 4 8 8 10

辅助及控制回路绝缘电 阻低于2MΩ(采用500V 或1000V兆欧表测量) 密封件接近使用寿命 密封件超过使用寿命 严重缺陷未整改的 危急缺陷未整改的

3 3 2

3.并联电容器评价标准
劣化 程度 级别 II IV I 瓷套破 损 II IV I IV 应扣分值 (基本扣 分× 权重)

部件

状态量 瓷套污 秽

基本扣分 4 10 2 4 10 2 10

判断依据 瓷套外表有明显污秽 瓷套外表有严重污秽 瓷套有轻微破损 瓷套有较严重破损, 但破 损部位不影响短期运行 瓷套有严重破损或裂纹 瓷套外表面有轻微放电 或轻微电晕 瓷套外表面有明显放电 或较严重电晕

权重 3

并联电 容器

瓷 套

3

瓷套放 电

3

22

电 容 器 本 体

电 容 器 渗漏油 电容量

I III II

2 8 4

II 介损

4

IV 同厂、同型设备被通报 的故障、缺陷信息 III IV

10 8 10

电容器有轻微渗油痕迹 电容器有较严重渗漏油 痕迹 电容量初值差有明显变 化但不超过± 5% 介质损耗因数: 10kV电压下,膜纸复合 绝缘及全膜绝缘<0.0025 油纸绝缘<0.005,但和上 次试验值比较有明显变 化 介质损耗因数: 10kV电压下,膜纸复合 绝缘及全膜绝缘>0.0025 油纸绝缘>0.005 严重缺陷未整改的 危急缺陷未整改的

4 2

3

3

2

4.合闸电阻评价标准
劣化程 度级别 II IV I II IV I 瓷套放电 IV II III IV 基本 扣分 4 10 2 4 10 2 10 4 8 10 应扣分值 (基本扣 分× 权重)

部件 合闸 电阻 瓷 套

状态量 瓷套污秽

判断依据 瓷套外表有明显污秽 瓷套外表有严重污秽 瓷套有轻微破损 瓷套有较严重破损,但破损部位不 影响短期运行 瓷套有严重破损或裂纹 瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕 瓷套外表面有明显放电或较严重电 晕 阻值和上次试验值比较有明显变化 但不大于± 5% 严重缺陷未整改的 危急缺陷未整改的

权重 3 3

瓷套破损

3

合闸电阻阻值 同厂、 同型设备被通报 的故障、缺陷信息

3 2

注: 各单位可根据实际情况和运行经验对状态量重要性进行适当调整。

23

附录二:SF6 断路器状态评价报告推荐格式
国家电网公司 110(66)kV 及以上电压等级 SF6 高压断路器状态评价报告 × × 公司× × 变电站× × 断路器 安装地点 制造厂 额定短路开 断电流 出厂日期 运行编号 额定电压 机构型式 投运日期 部件评价结果 评价指标 单项最大扣分 合计扣分 状态 评价结果: □正常状态 □注意状态 □异常状态 □严重状态 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, 也应描述; 扣分状态量 状态描述 本体 操动机构 合闸电阻 并联电容 型号 额定电流 出厂编号 上次检修日期

设备 资料

检修策略 评价时间: 评价人: 审核: 年 月 日

上述诊断结果、扣分状态量状态描述如报告篇幅不够,可用附录说明。

24

SF6 高压断路器状态评价导则 编制说明

25







言 …………………………………………………………………………………… 27

1、目的和意义……………………………………………………………………………… 28 2 、编制过程回顾 ………………………………………………………………………… 28 3、实施状态检修应注意的几个问题……………………………………………………… 29 4、 SF6 断路器的状态评价……………………………………………………………………29

26





本编制说明是对状态评价导则内容的进一步解释,重点说明状态评价导则的编制思 路、状态评价实施办法和注意事项。

27

1、目的和意义 随着电网输变电设备制造水平的发展,电网输变电状况有了较大改善;近年社会用 电需求的迅猛增长,电网规模迅速扩大,社会对电网供电可靠性要求越来越高。国家电 网公司为适应新形势的要求,在公司系统内部推进输变电设备状态检修工作。 状态检修是以状态评价为基础的,状态评价是根据状态检修工作的要求,选取一定 数量的状态量,对设备的状态进行分级,为检修策略的制定提供依据。 2、编制过程回顾 在导则编制过程中,国家电网公司生产部先后组织多次会议,对导则的编制给予协 调、指导,并组织专家对导则多次提出修改意见。 2006 年 8 月 9 日,国家电网公司生产部在山东烟台组织召开了设备状态检修讨论会。 会议明确江苏电力公司承担国家电网公司《SF6 高压断路器状态特征参量评价标准》的 编制工作。 2006 年 11 月~2007 年 3 月,编制《SF6 高压断路器状态特征参量评价标准》的初 稿。 2007 年 3 月 21 日~22 日,国网公司输变电设备状态检修管理文件编写第二次协调 会在南京召开,会议就状态检修体系进行了梳理,明确了各文件的具体内容。会议确定 《SF6 高压断路器状态检修特征参量评价标准》 更名为 《SF6 高压断路器状态评价导则》 。 2007 年 4 月 26 日~30 日,江苏省电力公司组织在南京召开讨论会,会上分专业对 《SF6 高压断路器状态评价导则》的具体内容进行了讨论,提出了修改意见。 2007 年 5 月 20 日~22 日,国网公司组织在南京召开协调讨论会,主要讨论江苏编 写的《SF6 高压断路器状态评价导则》 、 《SF6 高压断路器状态检修导则》的初稿以及和 中国电科院编写的《输变电设备状态检修试验规程》 、浙江电力公司编写的《输变电设 备状态检修辅助决策系统技术导则》 、 《输变电设备风险评估导则》之间的界定和联系等 问题。根据会议上各单位专家提出的修改意见,对《SF6 高压断路器状态评价导则》的 初稿进行了修改,并发送给工作组成员征求意见。 2007 年 6 月 10 日, 《SF6 高压断路器状态评价导则》的征求意见稿发给国网,在全 网范围内征求意见。
28

2007 年 9 月,征求的意见返回,根据意见进行修改完善工作。 2007 年 9 月 18 日~20 日,在南京召开统稿会,对征求的意见进行讨论及回复。 2007 年 9 月 27 日~28 日,国网组织审查。 2007 年 10 月~11 月,对提出的意见进行修改。 2007 年 11 月 26~28,国网组织评审,通过《SF6 高压断路器状态评价导则》审查。 3、实施状态检修应注意的几个问题 3.1 制定实施细则 由于国网公司系统地域广阔,各地自然条件、设备状况差异较大,因此本导则的状 态量的选择、状态量的权重、状态量的劣化程度分级等仅为推荐,各地区可根据当地的 实际情况,并结合运行实际,制定实施细则,适当加以调整。如可根据需要增加或减少 部分状态量,或调整状态量的权重。也可针对不同电压等级或厂家型号的设备设置不同 的状态量表,以更好的适应当地电网的实际需要。 3.2 评价的周期 因本导则涉及的状态量较多,且有些状态量如运行巡视的状态量更新较快。如果完 全采用手工评价工作量较大,宜尽快根据《国网公司状态检修辅助决策系统编制导则》 编制相应的计算机辅助决策系统,将相应的过程信息化,以减少人工工作量。如果在具 备计算机辅助决策系统且大多数状态量可实现自动采集的情况下,设备状态评价应实时 进行,即每个设备状态量变化时系统自动完成设备状态的更新。如果条件不具备,必须 手工评价时,应遵循动态评价和定期评价相结合的原则,对于某些重要状态量发生变化 或设备经历了非正常工况(如经受短路电流)后,应进行评价。另外应在制定年度检修 计划前,定期对设备进行评价。 4、SF6 断路器的状态评价 4.1 状态量的获取 SF6 断路器目前由于有效的带电检测手段还不多,难以真正做到实时监测设备的状 态。因此设备状态量的获取主要来自以下几个方面: 1)上次停电预试的数据 由于预试中试验数据有超过试验标准时,一般都会及时处理,除非缺陷一时难以消
29

除且不影响运行时,才会暂时投运,有这种情况发生时,应注意相关状态量的评价并采 取有效手段及时跟踪其变化趋势。 2)运行中巡视、带电检测 运行中巡视、带电检测在设备的状态评价中占据重要的地位,在在线监测技术还不 成熟的情况下,只能依靠巡视和带电检测手段来掌握设备的实时状态。日常巡视中,对 于设备评价标准涉及的状态量应重点检查并做好记录,同时可定期开展检修人员巡视。 检修人员巡视的周期可以较长,但巡视内容应和运行人员巡视有所区别,应着重从设备 的结构、原理等方面检查设备可能存在的缺陷隐患。 应加强设备的带电检测,特别是已被证实为有效的检测手段,如红外测温等。同时 积极探索气体的带电检测方法,如紫外检测放电、超声波或超高频检测罐式断路器或 GIS 局放等。 3)家族性的缺陷信息 应积极做好设备缺陷的统计分析工作,对已发生的设备缺陷应及时汇总,分析缺陷 发生的本质原因,总结同型同厂的设备是否有存在同样缺陷的可能,并及时通报。对于 被通报的存在家族缺陷的设备,应根据该缺陷的严重程度确定其状态。 4.2 关于部件的评价 由于断路器可以分为几个功能相对独立的部件,而各部件的状态量基本只反映该部 件的状态而与其它部件无关,所以在本导则的评价中将 SF6 断路器分为了本体、操动机 构、并联电容、合闸电阻等四个部件分别评价。评价后的各部件可以有不同的状态,因 此制定检修策略时,各部件可以采取不同的检修策略,如执行不同的检修周期和检修等 级。 4.3 本体的评价及部分状态量说明 本体包括了 SF6 断路器的灭弧室、导电部分、SF6 气体及管路、瓷套、绝缘拉杆、 基础及支架等部分。 1)累计开断短路电流值 开断短路电流会损失断路器的电寿命。 厂家一般规定了满容量开断短路电流的次数, 但实际运行中几乎不可能遇到满容量开断的情况,除非有更加准确的电寿命估算方法或
30

I 厂家有另行规定,一般累计电寿命可以按 ?
2) SF6 气体湿度

1.8

(I 为短路电流,kA)估算。

SF6 气体湿度除考虑绝对值外,应注意其变化趋势,如果短时间内快速增长,应引 起注意。 3)红外测温 红外测温检测的主要部位包括断口及断口并联元件、引线接头等,红外热像图显示 应无异常温升、温差和(或)相对温差。判断时,应该考虑测量时及前 3 小时负荷电流 的变化情况。检测和分析方法可参考 DL/T664。 4)密封件 根据目前的经验, SF6 气体泄漏很多是由于密封件老化引起的, 如密度继电器接口、 充气逆止阀等除。而密封件到达厂家规定寿命后,也必须更换。因此设置密封件老化这 个状态量,保证密封件按周期更换。 4.4 操动机构 SF6 高压断路器的操动机构目前主要有液压机构(包括液压弹簧机构) 、弹簧机构、 气动机构(包括气动弹簧机构)等型式。操动机构的评价包括机构和机构箱内元件等。 《国家电网公司状态检修试验规程》中 SF6 断路器部分除试验项目外,也增加了机 械方面的检查和功能确认,其检查结果应做记录并反映到状态量的评价上。 部分停电试验或检修时发现的状态量超过标准的情况,如机械特性超标、分合闸线 圈操作电压变化等,只有在该缺陷未消除即投运时,才对该设备扣除相应的分值;对于 投运前即采取措施解决该问题的,投运后不再扣分。 对于运行中发现的问题,如机构打压频繁,打压次数超过技术文件要求等,应在发 现问题后及时调整设备的状态。 液压机构和气动机构很多打压频繁、 打压不停泵的问题都是由于密封件老化引起的。 而密封件到达厂家规定寿命后,一般也必须更换。因此设置密封件老化这个状态量,保 证密封件按周期更换。 4.5 并联电容器
31

并联电容状态量较少,主要应在运行巡视中注意观察是否有渗漏油的现象,同时停 电时注意电容量和介损的测试。另外并联电容器容易出现家族性缺陷,当同批次产品多 次出现如渗漏油等问题时,应特别注意。

32

Q/GDW
国 家 电 网 公 司 企 业 标 准
Q/GDW169-2008

油浸式变压器(电抗器)状态评价导则
Guide for Condition Evaluation of Oil-immersed Power Transformers(Reactors)

2008-01-21 发布

2008-01-21 实施

国家电网公司发布
33






言 ..................................................................................................................................... 36

1 范围 ..................................................................................................................................... 37 2 规范性引用文件 ................................................................................................................. 37 3 术语和定义 ......................................................................................................................... 37 4 状态量构成及权重 ............................................................................................................. 39 5 变压器的状态评价 ............................................................................................................. 40 附录一:变压器(电抗器)状态评价标准(规范性附录) .................................................. 42 附录二:缺陷诊断(资料性附录) .......................................................................................... 48 附录三:变压器状态评价报告推荐格式 ............................................................................. 51

34





按照国家电网公司设备状态检修管理规定,为规范和有效开展设备状态检修工作, 参照相关规程制,并结合各单位变压器(电抗器)故障分析及运行检修管理经验,制订 本标准,作为制定状态检修计划的依据。对于开展状态检修的单位和设备,按本标准要 求开展设备状态评价工作。对于未开展状态检修的单位和设备,仍然按原规定编制检修 计划。 本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。 本导则由国家电网公司科技部归口 本导则主要起草单位:江苏省电力公司。 本导则参加起草单位:山东电力公司、河北电力公司、华东电网有限公司、浙江电 力公司、福建电力公司、中国电力科学研究院。 本导则的主要起草人:吴益明、张军、张霁、王建刚、陈伟、王敏、华德峰、谢楠、 周源、贾俊、陈晓建、桑友桥、许扬、李杰、鲁庭瑞、郭建伟、张克全、文乐斌、朱斌、 夏勇、朱松林、何文林、顾克拉、李鹏、刘有为。 本导则自发布之日起实施。

35

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。 GB 1094.1 GB 1094.5 GB 10230 GB/T15164 GB 50150 GB/T 6451 GB/T 7252 JB/T 8637 JB/T 8751 DL/T 664 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 电力变压器 电力变压器 有载分接开关 油浸式电力变压器负载导则 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 变压器油中溶解气体分析和判断导则 无励磁分接开关 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求 带电设备红外诊断技术应用导则 Q/GDW168-2008《输变电设备状态检修试验规程》 《110(66)kV~500kV 油浸式变压器(电抗器)技术标准》 《110(66)kV~500kV 油浸式变压器(电抗器)运行规范》 《110 (66) kV~500kV 油浸式变压器 (电抗器) 技术监督规定》 《预防110(66)kV~500kV变压器(电抗器)事故措施》 《110(66)kV~500kV油浸式变压器 (电抗器) 评价标准 (试行) 》 第1部分 第5部分 总则 承受短路的能力

36

国家电网公司 国家电网公司 3. 术语和定义

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 《输变电设备状态检修管理规定》

下列术语和定义适用于本标准。
3.1

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。
3.2

一般状态量 minor criteria 对设备的性能和安全运行影响相对较小的状态量。
3.3

重要状态量 major criteria 对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。
3.4

部件 component 变压器(电抗器)上功能相对独立的单元称为部件。
3.5

变压器(电抗器)的状态 condition of component 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。
3.6

正常状态 normal condition 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。
3.7
37

注意状态 attentive condition 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。
3.8

异常状态 attentive condition 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。
3.9

严重状态 abnormal condition 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 4.1 状态量构成 4.1.1 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。
4.1.2 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。
4.1.3 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。
4.1.4 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。
4.2 状态量权重
38

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。
4.3 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。
4.4 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 劣化程度 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ 5 变压器(电抗器)的状态评价

状态量扣分值
权重系数 1 2 4 8 16 20 3 6 12 24 30 4 8 16 32 40

基本扣分值 2 4 8 10 2 4 8 10

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:
5.1 变压器(电抗器)部件状态评价 5.1.1 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。
5.1.2 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。
39

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。
5.1.3 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
评价标准 部件 本体 套管 冷却系统 分接开关 非电量保护 正常状态 合计扣分 ≤30 ≤20 ≤12 ≤12 ≤12 单项扣分 ≤10 ≤10 ≤10 ≤10 ≤10

各部件评价标准
注意状态 合计扣分 >30 >20 >20 >20 >20 单项扣分 12~20 12~20 12~20 12~20 12~20 异常状态 单项扣分 >20~24 >20~24 >20~24 >20~24 20~24 严重状态 单项扣分 >30 >30 >30 >30 >30

5.2 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。

40

附录一:变压器(电抗器)状态量评价标准(规范性附录)

1
序 号

变压器(电抗器)本体状态量评价标准
状态量 分类 家族 缺陷 状态量名称 同厂、同型、 同期设备的 故障信息 劣化 程度 基本 扣分 8 10 判断依据 严重缺陷未整改的 危急缺陷未整改的 权重 系数 2 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 短路冲击电流在允许短路电流的 70%~90%,按次扣分 短路冲击电流达到允许短路电 流 90%以上,按次扣分 *对家族性缺 陷的处理应根 据实际情况确 定 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。 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 过负荷规定参 见 《运行规范》 全名 具体限值根据 变压器过励磁 特性确定 扣分值 (应扣 分值× 权重)

备注

1

2 短路电流、 短路次数 4

2

10

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 运行 巡检 5

变压器过负 荷 过励磁 油枕密 封元 件(胶 囊、 隔膜、 金属 膨胀器) 本体储油柜 油位 渗油



2

达到短期急救负载运行规定或 长期急救负载运行规定 达到变压器过励磁限值 金属膨胀器有卡滞、 隔膜式油枕 密封面有渗油迹 金属膨胀器破裂、 胶囊、 隔膜破 损 油位异常;过高或过低 有轻微渗油, 未形成油滴, 部位 位于非负压区。 有轻微渗漏(但渗漏部位位于非 负压区),不快于每滴 5 秒; 渗漏位于负压区或油滴速度快 于每滴 5s 或形成油流 噪声、 振动异常, 绝缘油色谱正 常。

2

Ⅰ Ⅱ Ⅳ Ⅰ Ⅰ Ⅱ

2 4 10 4 2 4 10 2

2

6

4

7 8

2 2

9

漏油 Ⅳ

4 查阅变压器运 行巡视记录或

10

噪声及振动



4

41



4

噪声、 振动异常, 绝缘油色谱异 常。

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 1

11

表面锈蚀

Ⅰ Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅳ Ⅱ

2 8 4 10 8 10 4

12

呼吸器

13 14

运行油温 压力释放阀

表面漆层破损和轻微锈蚀 表面锈蚀严重 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。 呼吸器无呼吸。 顶层油温异常 动作(周围有油迹) (轻瓦斯) 发信, 但色谱分析无 异常* 轻瓦斯发信, 且色谱异常或重瓦 斯动作 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。 介质损耗因数未超标准限值; 但 有显著性差异 介质损耗因数超标、 电容量无明 显变化

2

3 4
*

15

瓦斯继电器 Ⅳ 10

4

16

绕组直流电 阻



10

3

Ⅰ 17 试验 绕组介 质损 耗因数 电容量 Ⅲ Ⅳ Ⅰ 19 铁心绝缘 Ⅱ Ⅳ 20 绕组频率响 应测试 Ⅳ Ⅰ 21 短路阻抗 Ⅱ Ⅳ

2 8 10 2 4 10 10 2 4 10

3

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) 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 异常时关注变 压器本体及各 部件渗漏、绝 缘油试验情 况。 关注绝缘油色 谱。异常时, 如产期速率大 于 10%/月,为 紧急缺陷 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

18

绕组电容变化>5% 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。 铁心接地电流在 0.1~0.3A, 铁心接地电流超过 0.3A 2. 绕组频响测试反映绕组有变 形 1.短路阻抗与原始值的有差异, 但偏差小于 2%。 2.短路阻抗与原始值的差 异>2%,但小于 3% 3.短路阻抗与原始值的差异> 3%

4

2

3

3

42

Ⅱ 22 泄漏电流 绕组绝缘电 阻、吸收比 或极化指数 油介质损耗 因数(tgδ) 油击穿电压 水分 Ⅳ

4 10

历次相比变化 30~50% 历次相比变化大于 50% 1

异常时应同时 关注含气量、 微水含量、变 压器密封情况

23 24 25 26

Ⅳ Ⅱ Ⅱ Ⅱ

10 4 4 4

绝缘电阻不满足规程要求 110~220kV 变压器 tgδ≥4%; 330kV 及以上变压器 tgδ≥2% 110(66)~220kV 变压器≤35kV 330kV 及以上变压器≤50kV 110(66)kV 变压器≥35mg/L 220kV 变压器≥25mg/L 330kV 及以上变压器≥15mg/L 500kV 变压器油中含气量(体积 分数)大于 3% 绝缘纸聚合度≤250 油箱红外测温异常 总烃含量大于 150μl/l, 产气速率大于 10%/月 总烃含量大于 150μl/l,且有增 长趋势,但产气速率大于 10%/ 月 乙炔含量大于注意值

2 3 3 3 注意取样温度 超过时,注意 检查变压器密 封情况

27 28 29

油中含气量 绝缘纸聚合 度 红外测温 总 烃 C2 H2 CO 、 CO 2 H2 变压器中性 点直流电流 测试 油中 溶解 气体 分析

Ⅱ Ⅳ Ⅱ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅱ

4 10 4 4 8 10 4

2 3 3

3 色谱按评价标 准最高扣分仅 扣分一次

30

4

Ⅱ Ⅱ

4 4 0 8

CO 含量有明显增长 H2 含量大于 150μl/l, 中性点直流电流<1A 中性点直流电流>3A

2 2 3

31

2 变压器套管状态量评价标准
序 号 32 33 34 35 36 试验 评价状态量 分类 状态量名称 外绝缘 外观 油位指示 绝缘电阻 介损 劣化 程度 Ⅳ Ⅰ Ⅳ Ⅳ Ⅰ Ⅲ 基本 扣分 10 2 10 10 2 8 判断依据 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 微渗漏 套管出现严重渗漏 油位异常 主屏<10000MΩ 或末屏<1000MΩ 介损值达到标准限值的 70%,且变化大 于 30% 权重 系数 3 4 3 3 3 扣分值 (应 扣分值× 权重) 备注

43

Ⅳ 37 油 中 溶 解 气 体 分 析 电容量 Ⅲ Ⅱ Ⅲ Ⅳ C2H2 CO、 CO2 H2 Ⅱ Ⅱ Ⅱ Ⅳ

10 8 4 8 10 4 4 4 10

介损超过标准要求 与出厂值或前次试验值相比,偏差达于 5%。 总烃含量大于 150μl/l, 产气速率大于 10%/月 总烃含量大于 150μl/l,且有增长趋势, 但产气速率大于 10%/月 乙炔含量大于注意值 CO 含量有明显增长 H2 含量大于 150μl/l, 接头发热或套管本体温度分部异常 4 色谱 按评 价标 准最 高扣 分只 扣一 次 参见 DL/ T-66 4-19 99

总烃

3 4 2 2

38

39

红外测温

3

3 冷却(散热)器系统状态量评价标准
序 号 40 41 42 评价状态量 分类 巡检 状态量名称 电机运行 冷却装置控制 系统 冷却装置散热 效果 劣化 程度 Ⅰ Ⅳ Ⅳ Ⅰ Ⅳ 43 44 45 漏油 Ⅰ 2 水冷却器(如 有) 渗油 Ⅳ Ⅰ Ⅳ 基本 扣分 2 10 10 2 10 10 2 10 判断依据 风机运行异常 油泵、水泵及油流继电器工作异常 冷却器控制系统异常 冷却装置表面有积污,但对冷却效 果影响较小 冷却装置表面积污严重,对冷却效 果影响明显 冷却水管有渗漏 有轻微渗油,未形成油滴,部位位 于非负压区。 渗漏位于负压区或油滴速度快于 每滴 5s 或形成油流 有轻微渗油,未形成油滴,部位位 于非负压区。 权重 系数 2 2 3 扣分值(应 扣分值× 权 重) 备注

4 2 4

44

4 变压器分接开关状态量评价标准 4.1
序 号 46 47

有载分接开关状态量评价标准
状态量 分类 巡视 状态量名称 油位 呼吸器 劣化 程度 Ⅱ Ⅱ Ⅳ Ⅳ Ⅰ Ⅳ Ⅳ Ⅳ 基本 扣分 4 4 10 10 2 10 10 10 判断依据 油位异常 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。 呼吸器无呼吸。 有载分接开关的分接位置 异常 有轻微渗漏 渗漏严重 分接开关切换次数超过厂 家规定检修次数未检修 超出制造厂规定检修时间 间隔 在线滤油装置压力异常。 未按制造厂规定维护 电机运行异常或传动机构 传动卡涩 装置失灵 滑档 控制回路失灵, 过流闭锁异 常 动作特性试验不合格 不合格 权重 系数 3 2 扣分值(应 扣分值× 权 重) 备注

48 49 50 51 运行

分接位置 渗漏 切换次数 与前次检修 间隔 在线滤油装 置 传动机构 限位装置失 灵 滑档 控制回路 试验 动作特性 油耐压

4 3 3 3 制 造 厂 检 修 周 期规定: 次数、 时 间

52 53 54 55 56 57 58

Ⅱ Ⅳ Ⅳ Ⅳ Ⅳ Ⅳ Ⅳ Ⅳ

4 10 10 10 10 10 10 10

3 4 4 3 3 4 3

4.2

无励磁分接开关状态量评价标准

状态量 序号 50 分类 状态量名称 劣化程度

基本 扣分 4

判断依据 档位指示模糊或机械闭锁不可靠

权重 系数 2

扣分值(应 扣分值× 权 重)

备注

运行 操作机构及档 Ⅱ 位指示

45

状态量 序号 60 61 62 63 分类 状态量名称 劣化程度 Ⅱ Ⅱ Ⅲ Ⅲ

基本 扣分 4 4 8 8

判断依据 温度计指示异常,二次回 路绝缘电阻不合格 油位计指示异常 有渗漏、发生过误动扣分, 二次回路绝缘电阻不合格 气体继电器有渗漏油现 象 ,二次回路绝缘电阻不 合格 偏差超过规定限值

权重 系数 1 1 2 3

扣分值 (应 扣分值× 权 重)

备注

试验、 温度计 巡检 油位指示计 压力释放阀 气体继电器

64

4 温度计、 分接 Ⅱ 开关位置等 远方与就地 指示一致性 注:此处仅评装置,动作及指示情况在本体部分评价

2

5 变压器非电量保护状态量评价标准
状态量 状态量 分类 名称 试验、 温度计 巡检 油 位 指 示计 压 力 释 放阀 气 体 继 电器 温度计、 分 接 开 关 位 置 等 远 方 与 就 地 指 示 一 致性 扣分值 (应扣分 值× 权重)

序号 60 61 62 63 64

劣化 程度 Ⅱ Ⅱ Ⅲ Ⅲ Ⅱ

基本 扣分 4 4 8 8 4

判断依据 温度计指示异常,二次回路绝缘 电阻不合格 油位计指示异常 有渗漏、发生过误动扣分,二次 回路绝缘电阻不合格 气体继电器有渗漏油现象 , 二次 回路绝缘电阻不合格 偏差超过规定限值

权重 系数 1 1 2 3 2

备注

注:此处仅评装置,动作及指示情况在本体部分评价

46

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 绝缘受潮 缺陷诊断的方法和内容 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 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 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 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 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 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 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 油色谱,低电压空载和短路试验,变比,绕组直 流电阻试验 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 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) 油色谱,绕组直流电阻,变比,低电压空载和短 路试验 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 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 油和瓦斯气色谱 诊断的关键点 绝缘的介损升高、绝缘油含水量

铁心过热 磁屏蔽放电 和过热 零序磁通引 起铁心夹件 过热 电流回路过 热 无载分接开 关放电和过 热 绕组变形 绕组匝层间 短路 局部放电

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; 局部放电的超声波测量值与负荷电流密切有关

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 绕组直流电阻增大 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 绕组短路阻抗或频响变化和电容量测试 低电压空载和短路试验,变比测试 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 油带电度等特性试验,油流带电试验

油流放电

电弧放电 悬浮放电

是否涉及固体绝缘 是否涉及固体绝缘;是否与负荷密切有关

绝缘老化 绝缘油劣化 (区别受 潮) 变压器轻瓦 斯频繁动作 (冷却器进 空气)

油中糠醛、聚合度 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 油和瓦斯气色谱正常,仅氢气稍高

47

2、缺陷原因的分析判断 1)过热性缺陷原因分析判断
序号 1 2 状态量描述 停电测试项目 C2H6、C2H4 增长较快可能有 H2 和 C2H2, 空载损耗试验异常增大; CO 和 CO2 增长不明显 1.1 倍过励磁试验下油色谱有明显的增长 C2H6、C2H4 增长较快可能有 H2 和 C2H2, 运行中用钳形电流表测量铁心接地电流, CO 和 CO2 增长不明显 大于 100 mA;停电检测铁心绝缘电阻, 绝缘电阻较低(如几 kΩ) C2H6 和 C2H4 增长较快,CO 和 CO2 增长 直流电组比上次测试的值有明显的变化 不明显 油中 C2H4、CO、CO2 含量增长较快。 分相低电压下的短路损耗明显增大 故障特征是低温过热逐渐向中温至高温 过热演变,且油中 CO、CO2 含量增长较 快。 油中 C2H6、C2H4 含量增长较快,有时会 产生 H2 和 C2H2 色谱呈现高温过热特征,总烃增长较快 色谱呈现高温过热特征,总烃增长较快 1.1 倍的过电流会加剧它的过热,油色谱 会有明显的增长 红外测温检查套管连接接头有否高温过 热现象 直流电阻不稳定,并有较大的偏差;在较 低的电压励磁下,也会持续产生总烃。 1.1 倍的过电流会使油色谱会有明显的增 长 缺陷原因判断 铁心短路 铁心多点接地

3 4 5

导电回路接触 不良 多股导线间短 路 油道堵塞

6 7 8

导电回路分流 结构件或磁屏 蔽短路 漏磁回路的涡 流 绕组连接(或焊 接)部分接触不 良

2)放电性缺陷原因分析判断
序号 1 状态量描述 色谱呈现高能放电特征,乙炔增长速度快 辅助判断方法或停电测试项目 放低有载开关油位,停止调压,色谱特 征气体不再增长;有载分接开关储油柜 中的油位异常升高或持续冒油,或与主 储油柜的油位趋于一致。 有少量 H2、 C2H2 产生, 总烃稳步增长趋势。 局放量超标 C2H2 单项增高,油中带电度超出规定值, 逐台开启油泵,测量中性点的静电感应 电压或泄流电流,如长时间不稳定或稳 定值超出规定值,则表明可能发生了油 流带电现象 缺陷原因判断 有载分接开关泄漏

2 3

悬浮电位接触不良 油流带电

4

具有局部放电,这时产生主要气体 H2 和 CH4 低能量密度局部放电,产生主要气体是 H2 和 CH4。油中含气量过大 具有高能量电弧放电特征,主要气体是 H2 和 C2H2。

5 6

油中金属微量测试若铁含量较高,表明 金属尖端放电 铁心或结构件放电,若铜含量较高,表 明绕组或引线放电,局放超标。 检查气体继电器内的气体,取气样分析, 气泡放电 如主要是氧和氮,表明是气泡放电。 分接开关拉弧、绕 组或引线绝缘击穿 油箱磁屏蔽接触不 良

7

绝缘电阻会有下降的可能,油中金属铜 微量测试可能偏大,局部放电量测试超 标 以 C2H2 为主, 且通常 C2H4 含量比 CH4 低。 与变压器负荷电流密切相关,负荷电流 下降,超声波值减小。

48

3)绝缘受潮缺陷分析判断
序号 1 状态量描述 单 H2 增长较快,油中含水量超标, 油耐压下降,部件存在渗漏情况 辅助判断方法或停电测试项目 绝缘电阻下降;泄漏电流增大;变压器本体 介质损耗因数增大 缺陷原因判断 外部进水,绝缘受 潮

4)绕组变形缺陷分析判断
序号 1 状态量描述 阻抗增大,频响试验异常,电容量有变 化,色谱异常 辅助判断方法或停电测试项目 在相同电压和负荷电流下,变压器的噪音 或振动变大,运行中出口或近区短路情况 故障原因判断 短路冲击后,绕组 发生严重变形

49

附录三:变压器(电抗器)状态评价报告推荐格式
国家电网公司 110(66)kV 及以上电压等级设备油浸式变压器(电抗器)状态评价报告 × × 公司× × 变电站× × 变压器(电抗器) 安装地点 运行编号 容量 电压组合 额定电流 接线组别 制造厂 产日期 出厂编号 /

设备 资料

型号 额定电压 冷却方式 投运日期

变压器(电抗器)上次整体 评价结果/时间 部件评价结果 评价指标 状态定级 分值 诊断 试验 情况 待分析 状态量 诊断结果 本体 套管

分接开关

冷却系统

非电量保护

/ /

变压器(电抗器)整体评价结果(诊断后) : □正常状态 □注意状态 □异常状态 □严重状态 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,也应描述; 扣分状态量 状态描述

处理建议 评价时间: 评价人: 年 月 日 审核:

上述诊断结果、扣分状态量状态描述如报告篇幅不够,可用附录说明。

50

油浸式变压器(电抗器)状态评价导则 编制说明

51






言 ..................................................................................................................................... 53

1 目的和意义 ......................................................................................................................... 54 2 编制过程回顾 ..................................................................................................................... 54 3 实施状态检修应注意的几个问题 ..................................................................................... 55 4 油浸式变压器(电抗器)的状态评价 ............................................................................. 55

52





本编制说明是对状态检修导则内容的进一步解释,重点说明状态检修导则的编制思 路、状态检修实施办法和注意事项。

53

1

目的和意义 随着电网输变电设备制造水平的发展,电网输变电状况有了较大改善;近年社会用

电需求的迅猛增长,电网规模迅速扩大,社会对电网供电可靠性要求越来越高。国家电 网公司为适应新形势的要求,在公司系统内部推进输变电设备状态检修工作。 状态检修是以状态评价为基础的,状态评价是根据状态检修工作的要求,选取一定 数量的状态量,对设备的状态进行分级,为检修策略的制定提供依据。 2 编制过程回顾 在导则编制过程中,国家电网公司生产部先后组织多次会议,对导则的编制给予协 调、指导,并组织专家对导则多次提出修改意见。 2006 年 8 月 9 日,国家电网公司生产部在山东烟台组织召开了设备状态检修讨论会。 会议明确江苏电力公司承担国家电网公司《输变电设备状态检修导则》和《输变电设备 状态特征参量评价标准》的编制工作。 2006 年 11 月~2007 年 3 月,编制《输变电设备状态检修导则》和《输变电设备状 态特征参量评价标准》的初稿。 2007 年 3 月 21 日~22 日,国网公司输变电设备状态检修管理文件编写第二次协调 会在南京召开,会议就状态检修体系进行了梳理,明确了各文件的具体内容。会议确定 《输变电设备状态检修特征参量评价标准》更名为《输变电设备状态评价导则》 。 2007 年 4 月 26 日~30 日,江苏省电力公司组织在南京召开讨论会,会上分专业对 两个规程的具体内容进行了讨论,提出了修改意见。 2007 年 5 月 20 日~22 日,国网公司组织在南京召开协调讨论会,主要讨论江苏编 写的《状态检修导则》和《状态评价导则》的初稿以及和中国电科院编写的《基于状态 检修的预试规程》 、浙江电力公司编写的《状态检修辅助决策系统》 、 《风险评估导则》 之间的界定和联系等问题。 根据会议上各单位专家提出的修改意见, 对 《状态检修导则》 和《状态评价导则》的初稿进行了修改,并发送给工作组成员征求意见。 2007 年 6 月 10 日, 《输变电设备状态检修导则》和《输变电设备状态评价导则》的 征求意见稿发给国网,在全网范围内征求意见。 2007 年 9 月,征求的意见返回,根据意见进行修改完善工作。
54

2007 年 9 月 18 日~20 日,在南京召开统稿会,对征求的意见进行讨论及回复。两 个导则的讨论和统稿。 2007 年 9 月 27 日~28 日,国网组织审查。 2007 年 10 月~11 月,对提出的意见进行修改。 2007 年 11 月 26~28,国网组织评审,导则通过审查。 3 实施状态检修应注意的几个问题 3.1 实施细则 由于国家电网公司幅员辽阔,各地气候环境、设备状况、设备管理差异较大,为顾 及各地实际情况,在制定各条款时,原则性内容较多。各网省公司在具体实施时,应根 据本地区实际情况,依据本导则,制定适合本地区的实施细则或补充规定。 3.2 评价的周期 设备评价应实行动态评价与定期评价相结合,即每次获得设备状态量后,均应根据 状态量对设备进行评价, 并保证对设备的总体评价每年至少进行一次,设备定期评价一安 排在年度检修计划制定前。设备日常运行巡视及维护所获得的状态量,如属正常可不录 入状态评价系统,当上述工作中发现状态量异常时,应有选择地录入。 由于本导则涉及的状态量较多,且有些状态量如运行巡视的状态量会经常变化。如 果完全采用手工评价工作量较大,宜尽快根据《国网公司状态检修辅助决策系统编制导 则》编制相应的计算机辅助决策系统,将相应的过程信息化,以减少人工工作量。如果 在具备计算机辅助决策系统且大多数状态量可实现自动采集的情况下,设备状态评价应 实时进行,即每个设备状态量变化时系统自动完成设备状态的更新。 3.3 评价状态量处理 由于评价状态量较多,获取状态量的周期各不相同,一个评价周期内不一定每个状 态量都能够得以更新,对定期评价时未更新的状态量,仍沿用该状态量的前次信息。 4 油浸式变压器(电抗器)的状态评价 4.1 状态量 由于国网公司系统地域广阔,各地自然条件、设备状况差异较大,因此本导则的状 态量的选择、状态量的权重、状态量的劣化程度分级等仅为推荐,各地区可根据当地的
55

实际情况,对其进行适当调整。如可根据需要增加或减少部分状态量,或调整状态量的 权重。也可针对不同电压等级或不同结构的设备设置不同的状态量表,以更好的适应当 地电网设备状态评价的实际需要。 4.2 其他资料 其他资料主要是指非本设备,但与本设备有某种联系的其他设备的相关资料。如设 备的家族性缺陷、个别运行环境因素等。 对变压器而言,如某变压器发生问题,怀疑与使用了某特定品牌绝缘油有关,则使 用了该品牌绝缘油的变压器,不管目前是否发生异常,在评价时绝缘油问题应作为注意 问题之一予以考虑,且一旦变压器部分参量发生异常时,应甄别是否与绝缘油有关。 再如某变压器发生出口短路损坏,故障分析认定属其本身抗短路能力不足所致,且 认定为制造厂设计、工艺或材料缺陷,则对该厂其他可能存在类似问题的变压器,在评 价时应考虑抗短路能力问题。 4.3 变压器(电抗器)部件的划分 变压器(电抗器)部件主要是根据设备上功能相对独立的元件进行划分。所划分的 部件在运行及日常维护试验中应有足够的可获得的状态量,随着设备结构的变化,有些 部件的可获得状态量如减少太多,则在必要时可对设备进行部件调整。调整前,仍按现 评价标准执行,但对部件中不存在的状态量可不作评价。 例如:变压器的冷却系统部件,当变压器采用自然油循环空冷时,由于本导则冷却 系统的许多状态量在该形式下,已不存在,再单独对冷却系统进行评价已无必要,各单 位可根据情况,考虑对该类行变压器的部件或评价参量进行调整。 再如,变压器 GIS 出线的油气套管。 4.4 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按该参量不同程度劣化可能对变压器安全运 行的影响程度确定。由于变压器参量的变化可能有不同原因引起,而不同原因引起的状 态量变化可能决定不同的设备状态及不同的检修策略,需进行缺陷诊断。 变压器缺陷诊断工作(包括诊断试验)可不限于规程所列项目,各单位可根据缺陷 情况执行有针对性地诊断方案。
56

实际工作中,诊断试验有时穿插于检修工作中,与检修工作密不可分。本导则将检 修中的诊断工作均归于评价导则,主要是为了简化状态检修导则,避免检修导则中因诊 断试验出现设备状态不确定的情况。 部件状态量评价标准中,有些状态量的劣化程度分的较细,但大部分仅做了超标或 未超标分类。主要考虑各状态量相互之间存在联系、且超标原因及后果存在多种可能, 需实际评价时有关专业人员进行综合分析,非本导则现有篇幅所能描述清楚。 如变压器绝缘油的色谱组分含量、 绕组介质损耗以及各种反应变压器绕组变形的测试数 据等,均仅给出是否超标,未再作细分,避免因状态量劣化程度细分不当造成设备状态 误判断。需专业人员根据具体情况综合判断。

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Q/GDW
国 家 电 网 公 司 企 业 标 准
Q/GDW173-2008

架空输电线路状态评价导则
Guide for Condition Evaluation of Overhead Transmission Line

2008-01-21 发布

2008-01-21 实施

国家电网公司发布

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言 ..................................................................................................................................... 60

1 范围 ..................................................................................................................................... 61 2 规范性引用文件 ................................................................................................................. 61 3 术语及定义 ......................................................................................................................... 62 4 状态量的构成和权重 ......................................................................................................... 63 5 线路的状态评价 ................................................................................................................. 65 附录一:线路单元状态量评价标准(规范性附录) .............................................................. 67 附录二:线路单元状态评价报告推荐格式 ......................................................................... 71 附录三:架空输电线路状态评价报告推荐格式 ................................................................. 85

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按照国家电网公司设备状态检修管理规定,为规范和有效开展设备状态检修工作, 参照相关规程,并结合各单位架空输电线路运行检修管理经验, 制订本标准, 作为制定状 态检修计划的依据。对于开展状态检修的架空输电线路,各单位按本标准要求开展架空 输电线路状态评价工作。对于未开展状态检修的架空输电线路,各单位仍然按原规定编 制检修计划。 本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。 本导则由国家电网公司科技部归口。 本导则主要起草单位:江苏省电力公司。 本导则参加起草单位:山东电力公司、河北电力公司、华东电网有限公司、浙江电 力公司、福建电力公司、中国电力科学研究院。。 本导则的主要起草人:刘贞瑶、叶辉、李鸿泽、孙景坤、朱建宝、万立新、张宏、 张云飞、姜海波、许扬、李杰、鲁庭瑞、郭建伟、张克全、文乐斌、朱斌、夏勇、朱松 林、吴明祥、龚建刚、周军。 本导则自发布之日起实施。

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架空输电线路状态评价导则
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架空输电线路(以下 简称“线路”),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。 GB 50061 66kV及以下架空电力线路设计规范 GB 50233 110~500kV架空送电线路施工及验收规范 GB 50389 750kV架空送电线路施工及验收规范 GB 50169 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 GB/T 2694 输电线路铁塔制造技术条件

DL/T 5092 110~500kV架空线路设计技术规程 DL/T 596 DL/T 741 DL/T 620 DL/T 626 DL/T 864 DL/T 5130 DL/T 646 DL/T 664 电力设备预防性试验规程 架空送电线路运行规程 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 劣化盘形悬式绝缘子检测规程 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则 架空送电线路钢管杆设计技术规定 输变电钢管结构制造技术条件 带电设备红外诊断技术应用导则

DL/T 1060 750kV交流输电线路带电作业技术导则 Q/GDW 152 国家电网公司 电力系统污区分级与外绝缘选择标准 电力安全工作规程(电力线路部分)
61

国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 国家电网公司 3 术语及定义

《110(66)kV~500kV 架空输电线路技术标准》 《110(66)kV~500kV 架空输电线路技术监督规定》 《110(66)kV~500kV 架空输电线路检修规范》 《110(66)kV~500kV 架空输电线路运行规范》 《预防110(66)kV~500kV架空输电线路事故措施》 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 《110(66)kV~500kV 架空输电线路评价标准(试行)》 《输变电设备状态检修管理规定》 《输变电设备状态检修试验规程》

下列术语和定义适合本标准。
3.1

状态量 criteria 反映线路状况的各种技术指标、试验数据和运行情况等参数的总称。本标准将状态 量分为一般状态量和重要状态量。 3.2 一般状态量 minor criteria 对线路的性能和安全运行影响相对较小的状态量。 3.3 重要状态量 major criteria 对线路的性能和安全运行有较大影响的状态量。 3.4 线路单元 component 根据线路的结构和特点, 将线路上功能和作用相对独立的同类设备总称为线路单元。

62

3.5 线路的状态 condition of component 线路的状态分为:正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。 3.6 正常状态 normal condition 表示线路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。 3.7 注意状态 attentive condition 表示线路有部分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。 3.8 异常状态 abnormal condition 表示线路已经有部分重要状态量接近或略微超过标准值,应监视运行,并适时安排 检修。 3.9 严重状态 serious condition 表示线路已经有部分严重超过标准值线路,需要尽快安排停电检修。 4 状态量的构成和权重 4.1 状态量的构成 4.1.1 原始资料 线路的原始资料主要包括:设计图、竣工图、安全技术协议、铭牌信息、型式试验 报告、订货技术协议、设备监造报告、出厂试验报告、交接验收报告等(参见运行规范 原始资料)。
63

4.1.2 运行资料 线路的运行信息主要包括:运行工况、巡检情况、在线监测、历年缺陷和异常记录 等信息。 4.1.3 检修资料 线路的检修信息主要包括:检修报告、反措执行情况、设备技改及主要部件更换情 况、检修人员巡检情况等信息。 4.1.4 其他资料 线路的其他资料主要包括:检测报告、抽样试验报告,设备的运行、缺陷和故障的 情况,其他影响线路安全稳定运行的因素如通道、环境等信息。 4.2 状态量权重

根据状态量对线路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。 4.3 状态量劣化程度

根据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。 4.4 状态量扣分值

状态量扣分是针对一条线路整体同类设备单元的状态而言,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
权重 1 状态量 劣化程度 Ⅰ Ⅱ
64

状态量的评价表

2

3

4

基本扣分值 2 4

2 4

4 8

6 12

8 16

Ⅲ Ⅳ

8 10

8 10

16 20

24 30

32 40

5

线路的状态评价 线路的状态评价分为线路单元评价和整体评价两部分。 5.1 线路单元状态评价

线路单元的划分 根据线路的特点,将线路分为:基础、杆塔、导地线、绝缘子串、金具、接地装置、 附属设施和通道环境等八个线路单元。 线路单元状态量扣分标准 线路单元状态量的评价标准见附录一。 在确定线路单元状态量扣分时应对该条线路所有同类设备的状态进行评价,但某状 态量在线路不同地方出现多处扣分,不应将多处扣分进行累加,只取其中最严重的扣分 作为该状态的扣分。 5.2 线路单元的状态评价方法

线路单元的评价应同时考虑单项状态量的扣分和该单元所有状态量的合计扣分情 况,线路单元状态评价标准见表2。 当任一状态量单项扣分和单元所有状态量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单元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
状态 线路单元 基础 杆塔 导地线 绝缘子 金具

线路单元评价标准
注意状态 合计扣分 单项扣分 ≥14 12~24 / 12~24 ≥16 12~24 ≥14 12~24 ≥24 12~24 异常状态 单项扣分 30~32 30~32 30~32 30~32 30~32 严重状态 单项扣分 40 40 40 40 40
65

正常状态 合计扣分 单项扣分 <14 ≤10 / ≤10 <16 ≤10 <14 ≤10 <24 ≤10

接地装置 附属设施 通道环境

/ <24 /

≤10 ≤10 ≤10

/ ≥24 /

12~24 12~24 12~24

30~32 30~32 30~32

40 40 40

线路单元状态评价报告 线路单元状态评价报告格式见附录二。 线路单元状态评价报告中应列出各状态量的扣分理由。 线路总体状态评价 当整条线路所有单元评价为正常状态且未出现表 3 中所列的状况时,则该条线路总体评 价为正常状态。 当所有单元评价为正常状态时,但出现表 3 中所列的状况之一,则该条线路总体评 价为注意状态。 表3
状态量 钢筋混凝土杆裂纹情况 铁塔锈蚀情况 塔材紧固情况 导地线锈蚀或损伤情况 外绝缘配置与现场污秽度 适应情况 盘形悬式绝缘子劣化情况 复合绝缘子缺陷情况 连接金具家族性缺陷情况 线路设计缺陷情况

线路注意状态情况列表

状态量描述 10%以上的钢筋混凝土杆出现轻微裂纹情况 10%以上的铁塔出现轻微锈蚀情况 3 基塔材出现松动情况 导地线出现 5 处以上的轻微锈蚀或损伤情况 外绝缘配置与现场污秽度不相适应,有效爬电比距比污区图要求值低 3mm/kV 年劣化率大于 0.1% 早期淘汰工艺制造的复合绝缘子 由于设计或材料缺陷在运行中发生过故障 线路设计考虑不周,致使线路多次发生同类故障或存在安全隐患

当任一线路单元状态评价为注意状态、严重状态或危急状态时,架空输电线路总体状态 评价应为其中最严重的状态。 线路状态评价报告推荐格式见附录三。

66

附录一:线路单元状态量评价标准(规范性附录)
线路 单元 状态量 杆塔基础表面 损坏情况 拉线基础埋深 权重 系数 4 状态 程度 Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅰ Ⅳ 4 Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅳ Ⅲ Ⅰ Ⅳ Ⅲ Ⅳ 杆塔倾斜情况 4 Ⅲ Ⅱ Ⅳ 钢管杆杆顶最 大挠度 杆塔 铁塔、钢管塔 主材弯曲情况 杆塔横担歪斜 情况 铁塔和钢管塔 构件缺失、松 动情况 4 Ⅲ Ⅱ 4 Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅲ 扣分标准 阶梯式基础阶梯间出现裂缝 杆塔基础有钢筋外露 基础混凝土表面有较大面积水泥脱落、蜂窝、露石或麻面 拉线基础埋深低于设计值 60cm 以上 拉线基础埋深低于设计值 40~60cm 拉线基础埋深低于设计值 20~40cm 拉线棒锈蚀超过设计截面 30%以上 拉线棒锈蚀超过设计截面 25%~30% 拉线棒锈蚀超过设计截面 20%~25% 拉线棒锈蚀不超过设计截面 20% 基础护坡及防洪设施损毁,造成严重水土流失,危及杆塔安全运 行;处于防洪区域内的杆塔未采取防洪措施;基础不均匀沉降或 上拔 基础护坡及防洪设施损坏,造成大量水土流失 基础护坡及防洪设施破损,造成少量水土流失 金属基础严重锈蚀 金属基础一般锈蚀 砼杆基础被取土 30cm 以上;铁塔基础被取 60cm 以上 砼杆基础被取土 20~30cm;铁塔基础被取 30~60cm 防碰撞设施缺失或损坏,失去防碰撞作用 防碰撞设施损坏,尚能发挥防碰撞作用 防碰撞设施警告标识不清晰或缺失 杆塔基础位于水田中的立柱低于最高水面 位于河滩和内涝积水中的基础立柱露出地面高度低于 5 年一遇洪 水位高程 一般铁塔、钢管杆(塔)倾斜度≥20‰,50m 以上铁塔、钢管杆 (塔)倾斜度≥15‰;砼杆倾斜度≥25‰ 一般铁塔、钢管杆(塔)倾斜度 15‰~20‰,50m 以上铁塔、钢 管杆(塔)倾斜度 10‰~15‰;砼杆倾斜度 20‰~25‰ 一般铁塔、钢管杆(塔)倾斜度 10‰~15‰,50m 以上铁塔、钢 管杆(塔)倾斜度 5‰~10‰;砼杆倾斜度 15‰~20‰ 直线钢管杆杆顶最大挠度> 10‰ ;直线转角钢管杆杆顶最大挠 度>15‰;耐张钢管杆杆顶最大挠度>24‰ 直线钢管杆杆顶最大挠度 7‰~10‰;直线转角钢管杆杆顶最大 挠度 10‰~15‰;耐张钢管杆杆顶最大挠度 22‰~24‰ 直线钢管杆杆顶最大挠度 5‰~7‰; 直线转角钢管杆杆顶最大挠 度 7‰~10‰;耐张钢管杆杆顶最大挠度 20‰~22‰ 主材弯曲度大于 7‰ 主材弯曲度 5‰~7‰ 主材弯曲度 2‰~5‰ 歪斜度大于 10‰ 歪斜度 5‰~10‰ 歪斜度 1‰~5‰ 缺少大量小角钢和螺栓或较多节点板,螺栓松动 15%以上,地脚 螺母缺失 缺少较多小角钢和螺栓或个别节点板,螺栓松动 10%~15% 基本 扣分 10 8 4 10 8 4 10 8 4 2 10 8 4 10 4 10 8 10 8 2 8 4 10 8 4 10 8 4 10 8 4 10 8 4 10 8 应扣 分值 40 32 16 40 32 16 40 32 16 8 40 32 16 40 16 30 24 30 24 6 16 8 40 32 16 40 32 16 40 32 16 40 32 16 40 32 67

4

拉线棒锈蚀情 况

4

基础

基础护坡及防 洪设施损坏情 况 金属基础锈蚀 情况 杆塔基础保护 范围内基础表 面取土情况 防碰撞设施情 况 基础立柱淹没 情况

4 3

3

2

4

4

Ⅱ 连接钢圈、法 兰盘损坏情况 铁塔、钢管杆 (塔)锈蚀情 况 4 Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅳ 拉线锈蚀损伤 情况 Ⅲ 4 Ⅱ

4



混凝土杆裂纹

4



Ⅱ Ⅳ 腐蚀、断股、 损伤和闪络烧 伤情况 4 Ⅲ Ⅱ Ⅰ 异物悬挂情况 异常振动、舞 动、覆冰情况 导地 线 Ⅳ 4 4 Ⅳ Ⅲ Ⅰ Ⅳ Ⅱ

弧垂

4



跳线情况 OPGW 及其附 件情况 68

4 3

Ⅳ Ⅳ Ⅱ

缺少少量小角钢和螺栓,螺栓松动 10%以下;防盗防外力破坏措 施失效或设施缺失 钢管杆、混凝土杆连接钢圈焊缝出现裂纹 钢管杆、混凝土杆法兰盘个别连接螺栓丢失 钢管杆、混凝土杆连接钢圈锈蚀或法兰盘个别连接螺栓松动 锈蚀很严重、大部分小角钢、螺栓和节点板剥壳 锈蚀较严重、较多小角钢、螺栓和节点板剥壳 镀锌层失效,有轻微锈蚀 断股、锈蚀截面>17%;UT 线夹任一螺杆上无螺帽;UT 线夹锈 蚀、损伤超过截面 30% 断股、锈蚀 7%~17%截面;UT 线夹缺少两颗双帽;UT 线夹锈 蚀、损伤超过截面 25%~30% 断股、锈蚀<7%截面;摩擦或撞击;受力不均、应力超出设计要 求;UT 线夹被埋或安装错误,不满足调节需要或缺少一颗双帽; UT 线夹锈蚀、损伤超过截面 20%~25%;防盗防外力破坏措施 失效或设施缺失 普通混凝土杆横向裂缝宽度大于 0.4mm,长度超过周长 2/3;纵 向裂纹超过该段长度的 1/2;保护层脱落、钢筋外露。预应力混 凝土电杆及构件纵向、横向裂缝宽度大于 0.3mm。 普通混凝土杆横向裂缝宽度 0.3~0.4mm,长度为周长 1/3~2/3; 纵向裂纹为该段长度的 1/3~1/2;水泥剥落,严重风化。预应力 混凝土电杆及构件纵向、横向裂缝宽度 0.1~0.2mm。 普通混凝土杆横向裂缝宽度 0.2~0.3mm; 预应力钢筋混凝土杆有 裂缝,裂纹小于该段长度的 1/3;水泥剥落,有风化现象。预应 力混凝土电杆及构件纵向、横向裂缝宽度小于 0.1mm。 导线钢芯断股、损伤截面超过铝股或合金股总面积 25%,地线 7 股断 2 股及以上、19 股断 3 股及以上 导线损伤截面占铝股或合金股总面积 7%-25%, 地线 7 股断 1 股、 19 股断 2 股 导线损伤截面不超过铝股或合金股总面积 7%,地线 19 股断 1 股 铝、铝合金单股损伤深度小于股直径的 1/2,导线损伤截面不超 过铝股或合金股总面积 5%,单金属绞线损伤截面积为 4%及以下 导地线异物悬挂,危及安全运行 导地线异物悬挂,影响安全运行 导地线异物悬挂,但不影响安全运行 舞动区段未采取防舞动措施;重冰区段未采取防冰闪措施 分裂导线鞭击、扭绞和粘连 弧垂偏差最大值 110kV 为+10%以上、-5%以上,220kV 及以上为 +6%以上、-5%以上;相间弧垂偏差最大值:110kV 为 400mm 以 上,220kV 及以上线路为 500mm 以上;同相子导线弧垂偏差最 大值:垂直排列双分裂导线为+150mm 以上、-50mm 以上,其它 排列形式分裂导线 220kV 为 130mm 以上, 330kV 及以上为 100mm 以上 弧垂偏差最大值 110kV 为+6%~10%、-2.5%~-5%,220kV 及以 上为+3%~6%、-2.5%~-5%;相间弧垂偏差最大值: 110kV 为 200~400mm,220kV 及以上线路为 300~500mm;同相子导线弧 垂偏差最大值:垂直排列双分裂导线为 +100 ~ 150mm 、 -0 ~ 50mm,其它排列形式分裂导线 220kV 为 80~130mm, 330kV 及以上为 50~100mm 最大风偏下空气间隙不满足电气距离要求 损伤、丢失 松动、变形

4 10 8 4 10 8 4 10 8

16 40 32 16 40 32 16 40 32

4

16

10

40

8

32

4 10 8 4 2 10 8 2 10 4

16 40 32 16 8 40 32 8 40 16

10

40

4

16

10 10 4

40 30 12

绝缘子铁帽、 钢脚锈蚀情况 复合绝缘子端 部连接情况 复合绝缘子芯 棒护套和伞裙 损伤情况 锁紧销缺损情 况

4 4 4 4

Ⅳ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅳ Ⅱ Ⅳ Ⅱ Ⅳ

绝缘子积污情 况

4

Ⅲ Ⅱ

绝缘 子串

Ⅳ 瓷绝缘子零值 和玻璃绝缘子 自爆情况 4 Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅱ Ⅰ Ⅳ Ⅱ Ⅲ 绝缘子串倾斜 情况 2 Ⅱ Ⅳ 2 4 4 4 4 Ⅱ Ⅳ Ⅱ Ⅳ Ⅱ Ⅳ Ⅳ Ⅱ Ⅳ 接续金具情况 间隔棒缺损和 4 Ⅱ 3 Ⅳ

复合绝缘子憎 水性 招弧角及均压 环损坏情况

3 3

瓷绝缘子釉面 破损情况 金具变形情况 金具锈蚀、磨 损情况 金具裂纹情况 锁紧销(开口 金具 销、 弹簧销等) 缺损情况

绝缘子铁帽锌层严重锈蚀起皮;钢脚锌层严重腐蚀在颈部出现沉 10 积物,颈部直径明显减少,或钢脚头部变形 4 钢脚锌层损失,颈部开始腐蚀 10 端部金具连接出现滑移或缝隙 8 抽样检测发现端部密封失效 复合绝缘子芯棒护套破损;伞裙多处严重破损或伞裙材料表面出 10 现粉化、龟裂、电蚀、树枝状痕迹等现象 4 伞裙有部分破损、老化、变硬现象 10 锁紧销断裂、缺失、失效 4 锁紧销锈蚀、变形 瓷或玻璃绝缘子表面盐密和灰密达到该绝缘子串在最高运行电 10 压下能够耐受盐密和灰密值 50%以上 瓷或玻璃绝缘子表面盐密和灰密为该绝缘子串在最高运行电压 8 下能够耐受盐密和灰密值 30%~50%以上 瓷或玻璃绝缘子表面盐密和灰密为该绝缘子串在最高运行电压 4 下能够耐受盐密和灰密值 20%~30%以上 一串绝缘子中含有多只零值瓷绝缘子或玻璃绝缘子自爆情况,且 良好绝缘子片数少于带电作业规定的最少片数( 66kV3 片, 10 110kV5 片, 220kV9 片, 330kV16 片, 500kV23 片, 750kV 见 DL/T 1060 中表 4 之规定)。 一串绝缘子中含有多只零值瓷绝缘子或玻璃绝缘子自爆情况,但 良好绝缘子片数大于或等于带电作业规定的最少片数 (66kV3 片, 8 110kV5 片, 220kV9 片, 330kV16 片, 500kV23 片, 750kV 见 DL/T 1060 中表 4 之规定)。 4 一串绝缘子中含有单只零值瓷绝缘子或玻璃绝缘子自爆情况 10 憎水性 HC6 级及以下 4 憎水性 HC4~HC5 级 2 憎水性 HC2~HC3 级 10 招弧角及均压环严重锈蚀、损坏、移位 4 招弧角及均压环部分锈蚀、烧蚀 悬垂绝缘子串顺线路方向的偏斜角(除设计要求的预偏外)大于 8 10° , 且其最大偏移值大于 350mm, 绝缘横担端部偏移大于 130mm 悬垂绝缘子串顺线路方向的偏斜角 (除设计要求的预偏外) 7.5° ~ 4 10° ,且其最大偏移值 300 ~350mm,绝缘横担端部偏移 100 ~ 130mm 10 瓷件釉面出现多个面积 200mm2 以上的破损或瓷件表面出现裂纹 瓷件釉面出现单个面积 200mm2 以上的破损或多个面积较小的破 4 损 10 变形影响电气性能或机械强度。 4 变形不影响电气性能或机械强度。 锈蚀、磨损后机械强度低于原值的 70%,或连接不正确,产生点 10 接触磨损 4 锈蚀、磨损后机械强度低于原值的 70%~80% 10 出现裂纹 10 断裂、缺失、失效 锈蚀、变形 导地线出口处断股、抽头或位移,金具有裂纹;螺栓松动,相对 温差≥80%或相对温升>20℃ 外观鼓包、烧伤、弯曲度大于 2%,相对温差 35%~80%或相对 温升 10~20℃ 间隔棒缺失或损坏 4 10 4 10

40 16 40 32 40 16 40 16 40 32 16

40

32 16 30 12 6 30 12 16 8 20 8 40 16 40 16 40 40 16 40 16 30 69

位移情况 重锤缺损情况 防舞鞭位移情 况 地线绝缘子放 电间隙 防振锤缺损情 况 预绞丝护线条 损坏情况 阻尼线位移情 况 接地引下线连 接情况 接地电阻值 接地 装置 接地引下线锈 蚀、损伤情况 接地体埋深 杆号牌缺损情 况 防雷设施损坏 情况 在线监测装置 缺损情况 防鸟设施损坏 情况 爬梯、护栏缺 损情况 附属通信设施 缺损情况 2 2 2 2 1 1 3

Ⅱ Ⅳ Ⅰ Ⅳ Ⅱ Ⅳ Ⅱ Ⅳ Ⅱ Ⅱ Ⅰ Ⅱ Ⅰ Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅳ Ⅲ Ⅰ Ⅳ Ⅱ Ⅰ Ⅳ Ⅱ Ⅰ Ⅲ Ⅲ Ⅲ Ⅲ Ⅲ Ⅳ

间隔棒安装或连接不牢固,出现松动、滑移等现象 重锤缺损影响导线和跳线风偏 重锤锈蚀 位移较大,影响防舞效果 发生轻微位移 间隙断开或短接的 间隙与标准值偏差 20%以上 防振锤滑移、脱落 防振锤锈蚀 预绞丝护线条发生较大位移或断股、破损严重 预绞丝护线条发生轻微位移或断股、破损轻微 发生位移较大,影响防振效果的 发生轻微位移,不影响防振效果的 连续三基及以上接地引下线断开 连续二基接地引下线断开 一基接地引下线断开 连续三基及以上大于规定值 连续二基大于规定值 一基大于规定值 直径小于 60%设计值 直径为 60%~80%设计值 直径为 80%~90%设计值 埋深小于 40%设计值,或接地体外露 埋深为 40%~60%设计值 埋深为 60%~80%设计值 标识牌与设备名称不一致的 标识牌丢失或该设标志而未设的;同杆多回线路无色标标示 标识牌破损,字迹不清的; 防雷设施损坏、变形或缺损; 在线监测装置安装不牢、缺损 防鸟装置未安装牢固、损坏、变形严重或缺失 爬梯、护栏缺损 附属通信设施安装不牢、缺损 各类杆线、树木以及建设的公路、桥梁等对架空输电线路的交跨 距离小于 80%规定值 架空输电线路对下方各类杆线、树木以及建设的公路、桥梁等交 跨距离为 80%~90%规定值 架空输电线路对下方各类杆线、树木以及建设的公路、桥梁等交 跨距离为 90%~100%规定值 架空输电线路保护区内大面积种植高大乔木树;线路通道内违章 建房;在杆塔与拉线之间修筑道路 超高树木倒向线路侧时不能满足安全距离者;架空输电线路保护 区外建房、因超高有可能发生高空落物砸向导线 架空输电线路保护区内零星种植树木,近年内对电网不构成威胁

4 10 4 10 4 10 4 10 4 4 2 4 2 10 8 4 10 8 4 10 8 2 10 4 2 10 4 2 8 8 8 8 8 10 8 4 10 8 4

12 20 8 20 8 20 8 20 8 4 2 4 2 30 24 12 30 24 12 20 16 4 20 16 4 20 8 4 16 16 8 8 8 40 32 16 40 32 16

3

2

2

2 2 2 1 1 1

附属 设施

交跨距离 通道 环境 通道内树木、 建筑情况

4

Ⅲ Ⅱ Ⅳ

4

Ⅲ Ⅱ

70

附录二:线路单元状态评价报告推荐格式
附表 2-1 基础状态评价报告推荐格式
× × 公司× × kV× × 线基础状态评价报告
线路长度 状态量名称 基础数量 基础状态量扣分情况及状态描述 扣分值 扣分理由 1) 2)

杆塔基础表面损坏情况

拉线基础埋深

1) 2)

拉线棒锈蚀情况

1) 2)

基础护坡及防洪设施损坏情 况

1) 2)

杆塔基础保护范围内基础表 面取土情况

1) 2)

防碰撞设施情况

1) 2)

金属基础锈蚀情况

1) 2)

基础立柱淹没情况

1) 2) 基础状态量扣分情况统计 合计扣分 □正常状态 □注意状态 评价时间: 评价人: □严重状态 年 月 □危急状态 日 审核: 71

单项最大扣分 基础状态评价结果:

附表 2-2

杆塔状态评价报告推荐格式

× × 公司× × kV× × 线杆塔状态评价报告
线路长度 状态量名称 杆塔倾斜情况 杆塔数量 杆塔状态量扣分情况及状态描述 扣分值 扣分理由 1) 2)

钢管杆杆顶最大挠度

1) 2)

铁塔、钢管塔主材弯曲情况

1) 2)

杆塔横担歪斜情况

1) 2)

铁塔和钢管塔构件缺失、 松动 情况

1) 2)

连接钢圈、法兰盘损坏情况

1) 2)

铁塔、钢管杆(塔)锈蚀情况

1) 2)

拉线锈蚀损伤情况

1) 2)

混凝土杆裂纹

1) 2) 杆塔状态量扣分情况统计 合计扣分 □正常状态 □注意状态 评价时间: 评价人: □严重状态 年 月 □危急状态 日 审核:

单项最大扣分 杆塔状态评价结果:

72

附表 2-3

导地线状态评价报告推荐格式

× × 公司× × kV× × 线导地线状态评价报告
导线型号 导线耐张段数量 导线接头数量 状态量名称 地线型号 地线耐张段数量 地线接头数量 导地线状态量扣分情况及状态描述 扣分值 扣分理由

腐蚀、断股、损伤和闪络烧伤 情况

1) 2)

异物悬挂情况

1) 2)

异常振动、舞动、覆冰情况

1) 2)

弧垂

1) 2)

跳线情况

1) 2)

OPGW 及其附件情况

1) 2)

单项最大扣分 导地线状态评价结果:

导地线状态量扣分情况统计 合计扣分 □正常状态 □注意状态 评价时间: 评价人: □严重状态 年 月 □危急状态 日 审核: 73

附表 2-4

绝缘子串状态评价报告推荐格式

× × 公司× × kV× × 线绝缘子串状态评价报告
绝缘子型式 盘型瓷绝缘子串 长棒型瓷绝缘子 玻璃绝缘子串 复合绝缘子 状态量名称 绝缘子铁帽、钢脚锈蚀情况 绝缘子串数量 有效爬电比距 所在地区污秽等级

绝缘子串状态量扣分情况及状态描述 扣分值 扣分理由 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 绝缘子串状态量扣分情况统计 合计扣分

复合绝缘子端部连接情况

复合绝缘子芯棒护套和伞裙 损伤情况

绝缘子积污情况

瓷绝缘子零值和玻璃绝缘子 自爆情况

复合绝缘子憎水性

招弧角及均压环损坏情况

绝缘子串倾斜情况

瓷绝缘子釉面破损情况

单项最大扣分

绝缘子串状态评价结果: □正常状态 □注意状态 评价时间: 评价人: □严重状态 年 月 □危急状态 日 审核:

74

附表 2-5

金具状态评价报告推荐格式

× × 公司× × kV× × 线金具串状态评价报告
金具状态量扣分情况及状态描述 状态量名称 金具变形情况 扣分值 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 金具状态量扣分情况统计 合计扣分 □正常状态 □注意状态 评价时间: 评价人: □严重状态 年 月 □危急状态 日 审核: 扣分理由

金具锈蚀、磨损情况

金具裂纹情况

锁紧销(开口销、弹簧销等) 缺损情况

接续金具情况

间隔棒缺损和位移情况

重锤缺损情况

防舞鞭位移情况

地线绝缘子放电间隙

防振锤缺损情况

预绞丝护线条损坏情况

阻尼线位移情况

单项最大扣分 金具状态评价结果:

75

附表 2-6

接地装置状态评价报告推荐格式

× × 公司× × kV× × 线接地装置串状态评价报告
状态量名称 接地引下线连接情况 接地电阻值 接地引下线锈蚀、损伤情况 接地体埋深 接地装置状态量扣分情况及状态描述 扣分值 扣分理由 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 接地装置状态量扣分情况统计 合计扣分 □严重状态 年 月 □危急状态 日 审核:

单项最大扣分 接地装置状态评价结果:

□正常状态 □注意状态 评价时间: 评价人:

附表 2-7

附属设施状态评价报告推荐格式

× × 公司× × kV× × 线附属设施串状态评价报告 状态量名称 杆号牌缺损情况 防雷设施损坏情况 在线监测装置缺损情况 防鸟设施损坏情况 爬梯、护栏缺损情况 附属通信设施缺损情况 附属设施状态量扣分情况及状态描述 扣分值 扣分理由 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 1) 2) 附属设施状态量扣分情况统计 合计扣分 □严重状态 年 月 □危急状态 日 审核:

单项最大扣分 附属设施状态评价结果:

□正常状态 □注意状态 评价时间: 评价人:

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附表 2-8

通道环境状态评价报告推荐格式

× × 公司× × kV× × 线通道环境串状态评价报告
状态量名称 交跨距离 通道环境状态量扣分情况及状态描述 扣分值 扣分理由 1) 2) 1) 2) 通道环境状态量扣分情况统计 合计扣分 □严重状态 年 月 □危急状态 日 审核:

通道内树木、建筑情况

单项最大扣分 通道环境状态评价结果:

□正常状态 □注意状态 评价时间: 评价人:

77

架空输电线路状态评价导则 编制说明

78






言……………………………………………………………………………………… 80

1 目的和意义…………………………………………………………………………… 81 2 编写过程的简单回顾………………………………………………………………… 81 3 实施状态检修应注意的几个问题…………………………………………………… 82 4 状态量信息来源………………………………………………………………………… 83 5 普遍性轻微缺陷的状态评价…………………………………………………………… 84 6 线路隐蔽工程的状态评价………………………………………………………………84 7 金具、 地线和绝缘子等承受机械负荷的设备……………………………………………84

79

前 言
本编制说明是对状态评价导则内容的进一步解释,重点说明状态评价导则的编制思 路、状态评价实施办法和注意事项。

80

1、目的和意义 随着电网输变电设备制造水平的发展,电网输变电状况有了较大改善;近年社会用 电需求的迅猛增长,电网规模迅速扩大,社会对电网供电可靠性要求越来越高。国家电 网公司为适应新形势的要求,在公司系统内部推进输变电设备状态检修工作。 根据国家电网公司规范、指导系统内状态检修工作的要求,在国家电网公司生产部 的组织和领导之下,经过专家的多次讨论,编制出版了《架空输电线路状态评价导则》 (以下简称本导则)。 制定本导则的目的在于,在保证设备安全的基础上,通过本导则的状态评价结果直 接为制订检修计划提供明确的依据,改变以往不顾线路状态、“一刀切”地定期安排试验 和检修,纠正状态检修概念混乱,盲目延长试验周期的不当做法。本导则的制定,将为 国家电网公司状态检修工作的开展提供强有力的技术保证。 2、编写过程的简单回顾 在本导则编制过程中,国家电网公司生产部先后组织多次会议,对本导则的编制给 予协调、指导,并组织专家对导则多次提出修改意见。 2006年8月9日, 国家电网公司生产部在山东烟台组织召开了输变电设备状态检修讨 论会。会议明确由江苏省电力公司承担国家电网公司《架空输电线路状态特征参量评价 标准》编制工作。 2006年11月~2007年3月,编制《架空输电线路状态特征参量评价标准》初稿。 2007年3月21日~22日,国家电网公司输变电设备状态检修管理文件编写第二次协 调会在南京召开,会议就状态检修体系进行了梳理,明确了各文件的具体内容。会议确 定 《架空输电线路状态检修特征参量评价标准》 更名为 《架空输电线路状态评价导则》 。 2007年4月26日~30日,江苏省电力公司组织在南京召开讨论会,会上本导则的具 体内容进行了讨论,提出了修改意见。 2007年5月20日~22日,国家电网公司组织在南京召开协调讨论会,主要讨论本导 则与《架空输电线路状态检修导则》、中国电科院编写的《输变电设备状态检修试验规
81

程》、浙江省电力公司编写的《输变电设备状态检修辅助决策系统技术导则》、《输变 电设备状态检修风险评估导则》之间的界定和联系等问题。根据会议上各单位专家提出 的修改意见,对本导则初稿进行了修改,并发送给工作组成员征求意见。 2007年6月10日,《架空输电线路状态评价导则》征求意见稿发给国家电网公司, 在全网范围内征求意见。 2007年9月,根据反馈意见进行修改完善工作。 2007年9月18日~20日,在南京召开统稿会,对反馈意见进行讨论及回复,并进行 统稿。 2007年9月27日~28日,国家电网公司组织审查。 2007年10月~11月,对提出的意见进行修改。 2007年11月26~28日,国家电网公司组织评审,本导则通过审查。 3、实施状态检修应注意的几个问题 编制实施细则 由于国网公司系统地域广阔,各地自然条件、设备状况差异较大,因此本导则的状 态量的选择、状态量的权重、状态量的劣化程度分级等仅为推荐,各地区可根据当地的 实际情况,并结合运行实际,制定实施细则,适当加以调整。如可根据需要增加或减少 部分状态量,或调整状态量的权重。也可针对不同电压等级或不同型式的设备设置不同 的状态量表,以更好的适应当地电网的实际需要。 状态评价周期 应本导则涉及的状态量较多,且有些状态量如运行巡视的状态量会经常变化。如果 完全采用手工评价工作量较大, 宜尽快根据 《国网公司状态检修辅助决策系统编制导则》 编制相应的计算机辅助决策系统,将相应的过程信息化,以减少人工工作量。如果在具 备计算机辅助决策系统且大多数状态量可实现自动采集的情况下,线路状态评价应实时 进行,即每条线路状态量变化时系统自动完成线路状态的更新。如果条件不具备,必须 手工评价时,应遵循动态评价和定期评价相结合的原则,对于某些重要状态量发生变化
82

或线路经历了非正常工况(如异常舞动)后,应进行评价。另外应在制定年度检修计划 前,定期对线路进行状态评价。 4、状态量信息来源 架空输电线路(以下简称线路)由于数量较多、分布广泛,不可能做到所有线路的 实时在线监测,因此线路状态评价时其状态量主要来自于以下几个方面: 巡视 主要通过巡视(包括运行巡视和特殊巡视)发现线路的外观异常情况。 带电检测 对于线路来说,带电检测主要包括两方面的内容:一是带电检测零值绝缘子,一是 带电红外测温。通过带电检测可发现瓷绝缘子和导线、金具缺陷。 例行试验 主要指通过测量杆塔接地电阻、现场污秽度评估、线路避雷器试验等提取线路的状 态量信息。 抽样试验 主要指通过复合绝缘子抽样试验、地线机械强度试验等试验结果来发现线路存在的 隐患问题。 检修 通过检修过程发现的问题也应计入线路状态评价,以利于对同类设备的情况进行长 期分析。 其他 主要指通过国网及其他网省公司发布的家族性缺陷信息、施工工艺和设计缺陷等, 对线路存在的问题进行分析。

83

5、普遍性轻微缺陷的状态评价 考虑到线路点多面广的特殊性,对于一些普遍性轻微缺陷也应做好统计分析工作, 当达到一定比例时,应将该线路的状态由正常状态提高到注意状态,以便于在制订检修 计划时对于普遍性轻微缺陷的处理进行安排。 6、线路隐蔽工程的状态评价 对于一些隐蔽工程(如接地装置、掩埋式基础等) ,必须通过采取抽样开挖检查的 方式获取其状态量信息。 7、金具、地线和绝缘子等承受机械负荷的设备 当金具、地线和绝缘子等出现磨损、变形或锈蚀情况时,为了确定其机械强度,可 抽样进行机械强度试验,根据试验结果进行评价。

84

附录三:架空输电线路状态评价报告推荐格式
国家电网公司架空输电线路状态评价报告
× × 公司× × kV× × 线 线路长度 线 路 资 料 导线型号 绝缘子型号 设计单位 备注 线路单元状态评价结果 线路单元 状态 钢筋混凝土杆裂纹情况 铁塔锈蚀情况 塔材紧固情况 线路注意状 态列表 导地线锈蚀或损伤情况 外绝缘配置与现场污秽度适应情况 盘形悬式绝缘子劣化情况 复合绝缘子缺陷情况 连接金具家族性缺陷情况 线路设计缺陷情况 总体状态评价结果: □正常状态 □注意状态 □严重状态 □危急状态 基础 杆塔 导地线 绝缘子串 金具 接地装置 附属设施 通道环境 杆塔数量 避雷线型号 投运日期 施工单位

扣分状态 量状态描 述

处理 建议 评价时间: 评价人: 年 月 日 审核:

85

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