110kV油浸式变压器评价标准试行.docx
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110kV油浸式变压器评价标准试行
附件二：
2．110（66）kV~500kV油浸式变压器（电抗器）评价标准（试行）
国家电网公司
二○○五年十二月
目录
1总则3
2评价内容5
3评价方法6
4评价周期7
5110（66）kV～500kV油浸式变压器评价标准表10
6500（330）kV油浸式并联电抗器评价标准表29
110（66）kV~500kV油浸式变压器（电抗器）评价标准（试行）
1总则
1.1为了加强110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）设备（以下简称变压器（电抗器））的全过程管理，及时掌握变压器（电抗器）设备各个阶段的状况，制定有针对性的预防设备事故措施，全面提高变压器（电抗器）设备的管理水平，特制订本评价标准。
1.2本标准是依据国家、行业、国家电网公司现行有关标准、规程、规范，并结合近年来国家电网公司系统变压器（电抗器）生产运行情况分析以及运行经验而制定的。
1.3本评价标准规定了变压器（电抗器）在设备投运前（包括设计选型、现场安装、交接验收）、运行维护、检修、技术监督、技术改造等阶段全过程的评价项目、评价要求、评价方法。
1.4本评价标准适用于国家电网公司系统110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）的一次设备及其非电量保护装置，其它电压等级的变压器可参照执行。
1.5引用标准
变压器（电抗器）评价应遵循以下标准、规范和相关技术要求，当有关标准、规程、规范的内容发生变化时应使用最新版本。
当以下标准规定不一致时，应采用较为严格的标准。
GBl094.1-1996电力变压器第l部分总则
GBl094.2-1996电力变压器第2部分温升
GBl094.3-2003电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GBl094.5—2003电力变压器第5部分承受短路的能力
GB／T10229—1988电抗器
GB2900.15-1982电工术语变压器互感器调压器电抗器
GB2536-1990变压器油
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB7449-1987电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则
GB7328-1987电力变压器和电抗器的声级测定
GB7354-2003局部放电测量
GBll604-1989高压电气设备无线电干扰测试方法
GB50150—1991电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB／T16434-1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准
GB／T16927.1-1997高压试验技术：
第一部分：
一般试验要求
GB／T16927.2-1997高压试验技术：
第二部分：
测量系统
GBl0230-1988有载分接开关
JB／T8637-1997无励磁分接开关
GB/T16274-1996油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级
GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T13499-1992电力变压器应用导则
GB/T17468-1998电力变压器选用导则
GB／T15164-1994油浸式电力变压器负载导则
JB／T8751-1998500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求
GB／T8287.1-1997高压支柱瓷绝缘子技术条件
GB／T8287.2—1999高压支柱瓷绝缘子尺寸与特性
GB／T4109-1999高压套管技术条件
GBl208—1997变压器（电抗器）
GBl6847-1997保护用变压器（电抗器）暂态特性技术要求
GB-T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB／T7595-2000运行中变压器油质量标准
DL／T596—1996电力设备预防性试验规程
国家电网公司《110（66）kV一500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准》
国家电网公司《110（66）kV一500kV油浸式变压器（电抗器）运行规范》
国家电网公司《110（66）kV一500kV油浸式变压器（电抗器）检修规范》
国家电网公司《110（66）kV一500kV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一500kV变压器（电抗器）事故措施》
2评价内容
评价工作应对照国家有关标准和规范，从变压器（电抗器）及其组附件的安全性、负载能力、噪声环保适应性和经济性方面进行评价。
评价分为“设备投运前性能评价”、“设备运行维护情况评价”、“设备检修情况评价”、“设备技术监督情况评价”和“设备技术改造计划制定、执行及效果情况评价”五个部分进行。
具体的评价内容详见110（66）kV～500kV油浸式变压器评价标准表、500（330）kV油浸式并联电抗器评价标准表。
3评价方法
3.1按照本变压器（电抗器）历史和当前状态，以及其他同类型（或同厂家，或同时期制造）变压器的状况进行评价（包括有关事故通报）。
3.2按照变压器（电抗器）巡视、停电和带电（包括在线）检测，以及维护检修等结果进行当前状况的评价。
3.3评价通过查阅有关资料和现场查看等方法进行，各单位可根据具体情况选择相应的评价项目进行评价。
3.4评分原则
评价采取打分方式，总分1000分，其中“设备投运前性能评价”、“设备运行维护情况评价”各300分；“设备检修情况评价”200分；“设备技术监督情况评价”和“设备技术改造计划制定、执行及效果情况评价”各100分。
每部分评价时，无相关评价内容的项目以满分计入，各部分总分减去评价扣分（每项分值扣完为止），即为该部分评价的总得分值。
3.5评价要求及结果
变压器（电抗器）的评价按部分评价和整体评价进行。
评价结论分为：
完好、较好、注意三级。
各单位可根据具体情况选择评价内容的五部分中相应部分进行评价，给出评价分值、评价结论和整改措施等。
110（66）kV～500kV油浸式变压器评价标准表和500（330）kV油浸式并联电抗器评价标准表中涉及变压器（电抗器）安全性、负载能力和环保适应性等项目为核心指标，以“*”号标记，属于评价中的重点。
部分评价：
应分别计算各部分的得分率，得分率在90％及以上且带“*”号项目合格的设备评价为“完好”；得分率在70％一90％之间且带“*”号项目合格的设备评价为“较好”；得分率在70％以下或有带“*”号项目不合格的设备评价为“注意”。
整体评价：
每个部分得分率均在90％及以上且带“*”号项目全部合格的设备评价为“完好”；每个部分得分率均在70％以上，但至少有一个部分得分在90％以下，且带“*”号项目全部合格的设备评价为“较好”；只要有一个部分的得分率在70％以下，或有带“*”号项目不合格的设备评价为“注意”。
如设备未能被评为“完好”，应提出针对性的分析和处理意见。
对于核心项目不合格除了扣除该项所有分值外，还应有专题整改报告。
如果评价时发现危及设备安全运行的问题，应立即提出处理意见。
对评价结果为“注意”的变压器（电抗器）应采取切实有效的整改措施避免故障的发生，同时对评价结果为“完好”、“较好”的变压器（电抗器）也应密切注意设备状态的变化。
4评价周期
4.1对未经过本标准评价的运行中变压器（电抗器）应按本标准进行一次全面评价。
4.2新（扩）建工程变压器（电抗器）应结合交接验收按本标准“设备投运前性能评价”部分进行评价。
4.3对运行中的变压器（电抗器）应按本标准“设备运行情况评价”、“设备技术监督情况评价”内容每年或结合预防性试验进行评价。
4.4对运行中的变压器（电抗器）检修后按本标准“设备检修情况评价”部分进行评价。
4.5 技术改造按本标准“设备技术改造计划制定、执行及效果情况评价”部分进行评价。
4.6 各单位应根据本评价标准对变压器（电抗器）进行自评，单相变压器的每相应视为独立的评价单元。
在各单位自评的基础上，由国家电网公司及网、省电力公司组织专家进行不定期评审。
5110（66）kV～500kV油浸式变压器评价标准表
单位名称：
变电所名称：
变压器运行编号：
投运时间：
制造厂家：
工
厂序号：
型号：
额定容量：
额定电压组合：
阻抗电压：
调
压方式：
冷却方式：
序号
评价项目
评价要求
评价方法
评价结果
存在的问题
及采取措施
标准
分值
实际
得分
一设备投运前性能评价
300
1
本体
150
（1）
*内、外绝缘电气强度
应满足GB1094.3、国网公司《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准》及技术合同的要求。
查阅设计资料、出厂试验报告。
不满足不得分。
20
（2）
*抗短路能力
（1）应满足GB1094.5、国网公司《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准》及技术合同的要求。
（2）110（66）kV变压器应有同类型变压器耐受突发短路的试验报告。
（3）220kV及以上变压器应有同类型变压器耐受突发短路的试验报告或针对本台变压器的计算报告，有条件进行短路耐受能力试验。
内绕组应采用半硬或半硬自粘性换位导线。
查阅同类典型变压器突发短路试验报告或本台变压器短路计算报告、监造报告及同类型设备的运行情况。
任何一项不满足不得分。
20
（3）
*绕组平均和热点温升、顶层油、铁心和油箱等金属部件的温升
（1）应满足GB1094.2、国网公司《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准》及技术合同的要求。
（2）这些温升限值在变压器的各种冷却方式和负载能力下均应满足
查阅变压器出厂试验报告或型式试验报告、制造厂计算报告。
任何一项不满足不得分。
10
（4）
过励磁能力
应满足GB1094.2、国网公司《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）标准标准》及技术合同的要求。
对于500（330）kV变压器在1.1倍额定电压下，应具有80%负荷的持续运行能力。
查阅技术合同、制造厂计算报告。
不满足不得分。
5
（5）
快速暂态过电压
（VFTO）的影响
对于与GIS和HGIS相连的500（330）kV变压器，要考虑隔离开关操作产生的快速暂态过电压（VFTO）对绕组的影响。
查阅技术合同、制造厂计算报告。
无计算报告，但有相关说明或保证，扣2分
无计算报告，无说明或保证，不得分。
5
（6）
*500（330）kV三相共体变压器的220kV级有载或无励磁分接开关的布置方式
应布置在铁心旁柱的两侧，避免分接引线与异相高压绕组间过高场强。
查阅技术合同、制造厂计算报告。
不满足不得分。
20
（7）
500（330）kV变压器避免油流放电的措施
1）强迫油循环500（330）kV变压器出厂应进行油流带电试验。
2）壳式变压器不宜采用强迫油循环冷却方式。
查阅技术合同、出厂试验报告。
1）出厂未进行油流带电试验。
不得分。
2）新投运的壳式变压器采用强迫油循环冷却方式扣2分。
5
（8）
*噪声
应满足技术合同的要求。
查阅技术合同、出厂试验报告。
不满足不得分。
10
（9）
变压器的运输
应能承受运输冲撞加速度3g无任何损坏。
运输过程中应按要求加装冲击记录仪。
查阅运输记录。
运输过程中冲撞加速度超过3g或未加装冲击记录仪不得分。
5
（10）
真空强度
500（330）kV变压器承受能力为残压不大于13Pa。
110（66）、220kV变压器承受能力为残压不大于133Pa。
查阅变压器出厂试验报告。
不满足不得分。
5
（11）
储油柜油位
储油柜油位合适，油位表指示正确。
现场查看。
不满足不得分。
5
（12）
空载电流和损耗（负载损耗、空载损耗）
满足技术合同的要求。
查阅变压器出厂试验报告。
不满足不得分。
5
（13）
*短路阻抗
满足技术合同的要求。
查阅变压器出厂试验报告。
不满足不得分。
10
（14）
铭牌
应满足GB1094.1和技术合同的要求，并有油位和油温的关系曲线
现场查看。
不满足不得分。
5
（15）
耐受地震能力
应满足GB1094.1、国网公司《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）标准标准》及技术合同的要求。
查阅技术合同、制造厂计算报告。
不满足不得分。
5
（16）
本体、中性点和铁心和夹件接地
1）下油箱二根接地体在不同位置分别引向不同地点的水平接地体。
每根接地地线的截面应满足设计的要求。
2）主变本体上、下油箱接地引线螺栓紧固，接触良好。
中性点接地引下线的截面应满足设计的要求，并有两根分别引向不同地点的水平接地体。
3）铁心（夹件）接地引出线的规格和与油箱间的绝缘应满足设计的要求，接地引出线可靠接地。
引出线的设置位置有利于监测接地电流。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
5
（17）
制造、安装、调试和试验过程中发生的问题
制造、安装、试验过程中发生的问题及处理情况应有详细的记录和报告。
查阅有关资料。
无记录和报告不得分。
记录、报告不详细每项扣3分。
10
2
套管
12
（1）
瓷套表面
瓷套表面应清洁无损伤、无渗漏油，密封良好，均匀环安装正确、牢固。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
2
（2）
油位指示
油位指示正常。
油位表朝向应便于运行巡视。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
2
（3）
电容套管末屏
可靠接地。
现场查看。
不满足不得分。
2
（4）
引线连接
引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各接触面应涂有电力复合脂。
引线松紧适当，无明显过紧过松现象。
螺栓与孔的配合符合规范，端子板应有防腐措施。
现场查看、查阅验收记录。
任何一项不满足不得分。
2
（5）
*套管的伞裙和爬电距离
宜选用不等径大小伞，伞裙设计应符合有关标准要求，具有良好的抗污秽能力和运行性能。
套管爬电距离的选取应符合当地污秽分区图的规定，并留有一定裕度。
对于直径较大的套管，爬电距离的选取应考虑直径系数。
现场查看、查阅验收记录。
任何一项不满足不得分。
2
（6）
套管的额定电流及过负荷能力
应能满足变压器额定和允许过负荷能力。
查阅有关资料。
不满足不得分。
2
3
升高座和套管变压器（电抗器）
5
（1）
升高座的安装相序
应按用户、制造厂和有关规程要求安装。
现场查看、查阅验收记录。
不满足不得分。
1
（2）
放气塞位置
应在升高座最高处。
现场查看、查阅验收记录。
不满足不得分。
1
（3）
变压器（电抗器）二次接线板
变压器（电抗器）二次接线板及端子密封完好，无渗漏，清洁无氧化。
现场查看、查阅验收记录。
任何一项不满足不得分。
1
（4）
变压器（电抗器）二次引线
变压器（电抗器）二次引线连接螺栓紧固、接线可靠、二次引线裸露部分不大于5mm。
现场查看、查阅验收记录。
任何一项不满足不得分。
1
（5）
变压器（电抗器）二次备用绕组
经短接后接地。
现场查看、查阅验收记录。
不满足不得分。
1
4
气体继电器
（1）气体继电器应已解除运输用的固定，其顶盖上标志的箭头应指出储油柜，其与集气通道的连接应密封良好，集气通道应有1%～1.5%的升高坡度。
（2）集气盒内应充满变压器油、且密封良好。
（3）气体继电器端子盒应具备防潮和防进水的功能，如不具备应加装防雨罩。
（4）气体继电器的电缆应采用耐油屏蔽电缆，电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。
（5）安装前应校验合格，整定值符合相应的规定要求。
现场查看、查阅验收记录。
任何一项不满足不得分。
4
5
压力释放阀装置
（1）压力释放阀及导向装置的安装方向应正确；阀盖和升高座内应清洁，密封良好。
（2）压力释放装置的接点动作可靠信号正确，接点和回路绝缘良好。
（3）在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。
二次电缆直接进端子箱，中间不得有转接头（盒）。
现场查看、查阅验收记录。
任何一项不满足不得分。
3
6
无励磁分接开关
（1）档位指示器清晰，切换和指示正确，轴销应完好。
（2）机械操作闭锁装置的止钉螺丝固定到位。
（3）机构操作装置应无锈蚀、操作灵活。
现场查看、查阅交接试验报告、验收记录。
任何一项不满足不得分。
如没有无励磁分接开关按满分计算。
6
7
有载分接开关
如没有有载分接开关按满分计算。
14
（1）
传动机构
应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活、无卡涩现象；传动机构的磨擦部分涂有适和当地气候条件的润滑脂。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
1
（2）
电气控制回路
接线正确、螺栓紧固、绝缘良好；接触器动作正确、接触可靠；远方控制和就地操作指示一致；有可靠的过流闭锁。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
1
（3）
带电滤油装置
运行时应无异常的振动和噪声，压力符合制造厂规定。
各管道连接处密封良好。
各部位均无残余气体。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
1
（4）
选择开关
应具有机构限位装置。
查阅制造厂有关资料、现场查看。
不满足不得分。
10
（5）
保护继电器
应有保护继电器
查阅制造厂有关资料、现场查看。
不满足不得分。
1
8
吸湿器
（1）吸湿器与储油柜间的连接管密封应良好，呼吸应畅通。
（2）吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。
重量和颗粒度应满足要求。
（3）油杯应透明、油位正常。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
2
9
测温装置
（1）就地和远方温度计指示值应基本一致，偏差不应超过5℃，测温范围应满足要求。
顶盖上的温度计座内应注入适量变压器油。
（2）记忆最高温度的指针应可靠的实现记忆功能。
（3）测温装置应校验合格。
现场查看、查阅试验报告。
任何一项不满足不得分。
3
10
净油器
滤网材质和安装正确、硅胶规格和装载量符合要求。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
如没有净油器按满分计算。
1
11
控制箱（端子箱）
6
（1）
控制箱（端子箱）及内部电器的铭牌、型号、规格
（1）应符合设计要求，外壳、漆层、手柄、瓷件、胶木电器应无损伤、裂纹或变形。
（2）密封应良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，驱潮装置工作正常。
（3）控制回路接线应排列整齐、清晰、美观，绝缘良好无损伤。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
2
（2）
交直流回路
交直流回路应分开，中间至少应有一个空端子。
现场查看。
不满足不得分。
2
（3）
冷却装置的电源
强油风冷、水冷装置应有两路独立电源，并能自动切换。
现场查看。
不满足不得分。
2
12
冷却装置
6
（1）
风扇电动机及叶片
应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向正确。
现场查看。
任何一项不满足不得分。
2
（2）
备用冷却装置
具有一组冗余散热器或一台备用冷却器，能按规定投入。
现场查看。
不满足不得分。
2
（3）
油泵和油流继电器
油泵转速不应超过1500r/min；油流继电器应指示正确。
2
13
其他
现场查看。
不渗漏不得分。
8
（1）
变压器本体和附件的密封
变压器本体和附件应无渗漏。
现场查看。
不满足不得分。
2
（2）
阀门
应开闭正确，且开、闭位置标色清晰，指示正确。
现场查看。
不满足不得分。
2
（3）
油漆
变压器整体油漆均匀完好，相色正确。
查看有关技术资料，不满足不得分。
2
（4）
绝缘油
应有合格证和出厂标准，注入的变压器油应检验合格。
查看出厂试验报告和有关技术资料。
不满足不得分。
2
14
出厂试验
20
（1）
出厂试验项目
应满足有关标准和技术合同的要求。
主要组部件应有出厂合格证和试验报告。
查看监造报告。
试验一次不合格且需进行器身解体处理的不得分，其它返工每次扣除5分。
5
（2）
工厂试验合格率
应一次试验合格。
如按规定不需进行监造按满分计算。
15
15
工厂监造
查看监造报告。
未按规定进行监造或监造报告不完整不得分。
20
（1）
监造
应按规定开展监造工作，监造报告应完整、详实。
查看监造报告。
不满足不得分。
2
（2）
制造过程控制
满足JB/T56011-1999“油浸式电力变压器产品质量分等”的要求，应无必考项目不合格，主、次考项目80%以上合格。
8
（3）
制造过程
制造过程中不出现绕组、绝缘件和铁心返工情况。
查看监造报告。
每出现一项扣除3分。
10
16
现场安装
20
（1）
现场安装质量
应符合有关标准要求。
查看安装记录。
不满足不得分。
10
（2）
安装过程
安装一次性通过、无重大返工现象。
安装后应进行冷却负压区检查。
查看安装记录。
如出现器身（包括绝缘件和引线）、组附件安装和绝缘油返工情况各扣除5分。
未进行负压区检查或存在负压区扣除5分。
10
17
*交接试验
主要试验项目（油色谱、绕组直流电阻、绝缘电阻及其吸收比或极化指数、绕组介质损耗因数、局部放电、绕组变形试验、油介质损耗因数、油击穿电压等）应满足有关标准和技术合同的要求。
查阅现场交接试验报告、并与出厂试验报告比对。
不满足不得分。
20
部分
评价
结果
二设备运行维护情况评价
300
1
主体
150
（1）
*变压器的额定负荷能力
变压器应有额定的负荷能力。
查看相关技术资料、运行及缺陷记录。
不满足不得分。
20
（2）
运行油温
强迫油循环风冷变压器的最高上层油温一般不得超过85℃；油浸风冷和自冷变压器上层油温不宜经常超过85℃，最高一般不得超过95℃；制造厂有规定的可参照制造厂规定。
查看运行记录。
不满足不得分。
10
（3）
冷却系统控制策略
对于具有多种冷却方式的变压器，应根据负荷和油温，制定安全、合理的冷却系统控制策略。
查看相关技术资料、运行记录。
不满足不得分。
10
（4）
变压器过负荷
（1）过负荷时应加强对变压器的温度及接头的监视、检查和特巡，并记录过负荷倍数和时间。
（2）当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、严重渗油、有局部过热现象，油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有缺陷时的运行不宜超额定电流运行。
查看相关技术资料，运行记录。
一项不满足扣除5分。
10
（5）
对中性点接地方式
（1）自耦变压器的中性点必须直接接地或经小电抗接地。
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