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1、水电发电机组A级检修修前设备状况分析报告 电厂 机组A级检修修前设备状况分析报告（样本）XXXX公司XXXX年XX月目录一、 基本情况52二、 缺陷分析52三、 点检分析52（一） 机械专业52（二） 电气一次专业55（三） 电气二次专业55（四） 水工专业55四、 运行分析55（一） 主要运行参数和运行方式的安全性、合理性和经济性55（二） 主机运行情况分析55（三） 励磁系统运行情况分析55（四） 调速器运行情况分析55（五） 监控系统运行情况分析55（六） 继电保护运行情况分析55（七） 机组重要辅助设备运行情况55（八） 检修建议56五、 技术监控分析56（一） 技术监控工作总体评价5
2、6（二） 主要存在的问题56（三） 检修意见56六、 可靠性分析56（一） 可靠性数据56（二） 可靠性事件56（三） 自动化设备可靠性56（四） 励磁系统设备可靠性56（五） 继电保护系统设备可靠性56七、 专项分析56八、 主要（关键）设备部件评价56（一） 关键部件评价标准表57（二） 评价结果62（三） 检修策略63九、分析结论、建议63 电厂 机组A级检修修前设备状况分析报告一、 基本情况填写说明：主要对机组基本信息、投产后运行服役情况、检修情况等简述介绍。例：XX电站X号机组XX投产发电。自投产至今（XX）累计运行Xh，累计备用Xh，累计发电量X万kW.h，自上次检修至今累计运行X
3、h。未发生一类、二类非停及强迫停运事件。机组已经历1次B修、7次C修，分别为：2012年11月01日2012年12月25日B修；2014年02月19日2014年03月06日C修；2015年01月17日2015年02月07日C修；2016年02月29日2016年03月11日C修；2017年02月13日2017年02月24日C修；2018年01月08日2018年01月21日C修；2019年01月16日2019年01月27日C修；2020年03月01日2020年03月07日C修。启动可靠度100%，机组运行总体较稳定。二、 缺陷分析填写说明：缺陷分析主要指，对上次A级检修结束起，设备未处理缺陷进行分
4、析策划，以结合本次A级检修进行处理，并梳理备品备件。对设备缺陷多发部件及薄弱环节进行分析，对重点设备缺陷深入分析查找原因（可结合专项分析章节），针对性的提出检修（改造）意见。例：X号发电机组自上次检修至今（XXXX年XX月XX日）共发生缺陷X项，其中机械类缺陷X项，一次类缺陷X项，二次类缺陷X项，水工类缺陷X项；其中一类缺陷X条，二类缺陷X条，三类缺陷X条，现有未消除缺陷X条。未消除缺陷汇总表（样表）序号设备名称缺陷描述处理所需安全、技术条件（措施）消缺所需备品配件配备情况检查分析情况相关信息109F水导轴承9F水导油槽内油箱底部有两处漏油，每秒一滴。另：9F水导油槽实际油位偏低，需加油。停机
5、、防转、油槽排油密封条，透平油：具备。（说明：本列内容要写明检查的情况，并写出未消除缺陷对机组正常运行状态有何影响。）210F导叶10F机组7#导叶套筒漏水。停机、蜗壳排水导叶套筒密封：具备。（例：10F机组7#导叶套筒漏水，经过现场检查，漏水量很小，不影响机组正常运行，设备可以投运。）三、 点检分析填写说明：点检分析由设备管理部门设备专责人负责，由专业负责人汇总，内容（不限于此）如下：修前设备主要运行参数（对设备安全运行有较大影响的参数，对设备可靠性、运行寿命构成重要判据的参数，日常缺陷、技术监控等分析中确定的重点关注参数或指标、构成监测系统本身可靠性的参数）；技术经济指标；设备技术改进内容
6、；设备的检修质量、试验状况及设备健康水平。点检分析应突出参数的趋势分析，通常的趋势分析内容可包含：数据采集分析的监测时间或时间范围；被分析设备的结构简图、与诊断分析相关的参数、环境、工艺状况等；相关背景材料，如现场操作、观察的情况及推测等；收集统计所获得的原始波形、数据资料，精密诊断分析或特殊手段所获得的特征数据、图像等；最终结论：有多项证据指向的同一情况，可用结论表达，只有一项证据或证据可靠度不足的情况，用推论表达。例：（一） 机械专业填写说明：通过对主要运行参数劣化趋势、特殊异常点等的分析，发现可能潜在的隐患，提出检修中重点检查处理方向、修前运行指导意见等；1. 机组摆度2. 机组振动问题
7、描述：XX水电站1号机组状态检测系统显示定子铁芯及定子机座振动超标。设备状态：1、经检查1号机组存在定子机座及铁芯振动显示超标；2、经观察1号机组定子机座及铁芯振动无劣化趋势；3、1号机组定子机座与铁芯振动传感器未进行校验。 数据分析：1、定子机座、铁芯振动标准要求：GB/T 8564对应我厂各部振动值为：定子机座0.04mm，定子铁芯0.03mm。目前1号机组定子机座振动显示值X方向在0.045mm0.056mm为标准要求的112.5%140%，Y方向在0.046mm0.057mm为标准要求的115%142.5%；定子铁芯振动值在0.053mm0.066mm为标准要求的176.7%220%。
8、2、振动数据分析(1)振动趋势图表 1 1号机组振动趋势分析通过曲线分析，从投产至今1号机组定子机座、定子铁芯振动数据无明显变化，定子机座与定子铁芯振动趋势都表现平稳。（2）振动原因分析图表 2 1号机组振动分析表从振动数据观察：a. 定子机座X、Y方向振动数据大小基本相同，变化趋势一致；定子铁芯X、Y方向振动数据大小也基本相同，变化趋势一致；b.定子机座与定子铁芯振动数据变化一致，两者同时增大或减小，与现场设备安装相对位置符合；c.定子机座与定子铁芯振动数据与上导摆度无关联，排除振动由机组轴系因素引起的可能；d.定子机座与定子铁芯振动曲线变化拐点，与无功曲线变化拐点基本一致。分析结论：1、定
9、子机座与定子铁芯振动超标与轴系因素无相关，更多倾向于电磁因素的原因；2、结合机组检修或停机机会，对定子机座基础螺栓、把合螺栓进行检查。3、结合检修开展变励磁试验，进一步分析振动超标与磁拉力不平衡的相关性。4、在A修中对定子、转子圆度、空气间隙进行测量，为机组回装、中心调整等提供重要参考。3. 各部轴承瓦温4. 气隙5. 6. 检修建议（二） 电气一次专业填写说明：通过对主要运行参数、预试参数劣化趋势、特殊异常点等的分析，发现可能潜在的隐患，提出检修中重点检查处理方向、修前运行指导意见等；1. 定子线圈温度2. 定子铁芯温度3. 发电机出口及中性点温度4. 5. 检修建议（三） 电气二次专业填写
10、说明：投产后历年改造情况，根据政策、规范要求及设备部件老化趋势预测等，提出改造意见。1. 历年改造情况2. 3. 检修建议（四） 水工专业填写说明：结合水工历史缺陷情况，提出检修中重点检查、处理方向。1. 蜗壳2. 尾水管3. 机组段4. 5. 检修建议四、 运行分析填写说明：运行分析内容（不限于此）如下：主要运行参数和运行方式的安全性、合理性和经济性；技术经济指标；由于设备异常引起的异常运行情况；设备的试验状况及设备健康水平。例：（一） 主要运行参数和运行方式的安全性、合理性和经济性1. 出力、效率分析2. （二） 主机运行情况分析填写说明：对主要运行参数运行整体性趋势的统计分析，取点间隔可
11、宽泛化，与点检分析形成互补。1. 机组瓦温分析2. 机组振动摆度分析3. 定子线圈温度分析4. 定子铁芯温度分析5. （三） 励磁系统运行情况分析（四） 调速器运行情况分析（五） 监控系统运行情况分析（六） 继电保护运行情况分析（七） 机组重要辅助设备运行情况1. 压油泵运行分析2. 顶盖排水泵、主轴密封运行分析3. 技术供水系统运行分析4. （八） 检修建议附录A 技术监控分析填写说明：技术监控分析内容（不限于此）如下：从上次检修结束起技术监控工作总评；技术监控管理工作存在的主要问题。（一） 技术监控工作总体评价（二） 主要存在的问题（三） 检修意见一、 可靠性分析填写说明：可靠性分析内容（
12、不限于此）如下：从上次检修结束起可靠性指标；从上次检修结束起可靠性事件。例：（一） 可靠性数据自投产至今（XXXX年XX月XX日）累计运行Xh，累计备用Xh，累计发电量X万kW.h，自上次检修至今累计运行Xh。未发生一类、二类非停及强迫停运事件。（二） 可靠性事件事件起始时间事件终止时间事件类型事件持续小时事件原因说明（三） 自动化设备可靠性机组编号设备名称安装数量投入数量投入率（%）正确动作率（%）备注发电机辅机控制系统水机保护装置机组采集测点（四） 励磁系统设备可靠性机组编号自动励磁调节装置投入率（%）励磁系统强迫停机（次）造成发电机停机（小时）手动运行（小时）欠励限值动作情况过励限值动作
13、情况（五） 继电保护系统设备可靠性机组编号安装数量投入数量投入率（%）正确动作率（%）备注二、 专项分析填写说明：专项分析包括安全风险控制评估、经济性评价、专项检查（活动）中发现的问题需要在检修期间进行整改的，以及设备自安装、A修以来尚未彻底解决的问题、非正常运行工况以及运行中发现但未解决的问题，重大及频发性缺陷等，进行重点分析、评估，提出专项检修意见。三、 主要（关键）设备部件评价填写说明：本章节主要根据DL/T 1246水电站设备状态检修管理导则，提供了一种机组主要设备部件状态评价的参考样例。随着状态检修国标、行标、企业规范的后续发布，各单位可多方面参考，制定相适应的关键部件评价评估方式，
14、为检修提供策略、意见。例：（一） 关键部件评价标准表表：轴流转桨水轮机关键部件评价标准参考表（样表）序号关键部件评价项目特征状态参数评价标准状况评价评价情况1水导轴承水导油质含水量、杂质应符合GB/T 7596规定，目测颜色透明、不含杂质正常状态依据最新油质化验报告，各项参数符合GB/T7596规定，目测颜色透明、不含杂质，评定为正常状态水导瓦温、油温温度应符合设计、采购技术合同或制造厂规定正常状态依据点检分析、运行分析、日常点巡检，各瓦温均低于65，油温低于50，符合制造厂规定，评定为正常状态水导摆度振动、摆度应符合GB/T 8564、采购技术合同或制造厂规定正常状态依据点检分析、运行分析、
15、日常点巡检，摆度低于GB/T 8564的标准限制442.5m，评定为正常状态水导外观无渗漏油正常状态依据日常点巡检，未发现渗漏油，评定为正常状态2主轴密封工作密封磨损、老化、间隙应符合GB/T 8564、采购技术合同或制造厂规定（评价应考虑密封的使用寿命）正常状态结合检修检查情况及1号、3号同结构类型水封拆卸检查情况类比，水封抗磨块磨损较小，无老化脆化状况，与抗磨环间隙符GB/T 8564要求，评定为正常状态。漏水量应符合采购技术合同或制造厂规定，结合运行经验综合评价正常状态根据同工况机组对比，及通过顶盖排水泵运行间隔等间接分析，漏水量自投产无异常增大，符合制造厂规定，评定为正常状态。检修密封
16、应符合GB/T 8564、采购技术合同或制造厂规定正常状态依据最近检修中投退试验情况，检修密封止水效果良好，评定为正常状态。3导水机构导水传动机构剪断销无剪断和凸起现象，连杆销（销套无破损）、分半键无凸起现象正常状态依据日常点巡检观察，剪断销无剪断和凸起现象，连杆销（销套无破损）、分半键无凸起现象，评定为正常状态。导叶套筒无漏水，导叶无下沉与卡阻等注意状态根据日常点巡检观察，6号、9号、10号、16号、20号套筒存在漏水现象，经长期持续观察及顶盖排水泵启停间隔间接分析，漏水无异常增大，另观察导叶无下沉与卡阻等异常，评定为注意状态。导叶接力器分油器无明显渗漏油，开关腔压差、接力器表面温度无异常，
17、推拉杆无明显磨损正常状态根据日常点巡检观察，导叶接力器无明显渗漏油，负荷保持阶段主配无异常抽动，接力器表面温度无异常，推拉杆无明显磨损，评定为正常状态。控制环动作平稳，底面及立面抗磨块无严重磨损和脱落正常状态依据日常点巡检、1号、3号同结构类型抗磨块拆卸检查情况类比，底面及立面抗磨块自润滑层无脱落，磨损厚度均小于0.5mm， 远低于设计厚度2mm，评定为正常状态。顶盖组合面密封严密无漏水、连接件、定位销无松动正常状态依据日常点巡检，顶盖组合面密封严密无漏水、连接件、定位销无松动，评定为正常状态。支持盖组合面密封严密无漏水、连接件、定位销无松动正常状态依据日常点巡检，支持盖组合面密封严密无漏水、
18、连接件、定位销无松动，评定为正常状态。振动量振动量符合GB/T 8564或设计规定正常状态根据状态监测系统，顶盖水平、垂直振动量均小于GB/T 8564限定值，评定为正常状态。4转轮相对效率与同工况机组对比，效率无下降正常状态根据机组出力、效率分析，机组增容初期至当前，各水头负荷下相对效率无异常下降，评定为正常状态。叶片密封漏油量应符合GB/T 8564规定，结合集油槽油位下降趋势分析判断正常状态根据日常点巡检观察，机组尾水出水无油迹，调速器集油箱油位维持稳定，无明显下降趋势，评定为正常状态。5转轮室气蚀与磨损无异常噪音，各部位检查无明显气蚀及磨损现象正常状态根据日常点巡检观察，转轮室无异常噪
19、音，另根据检修中检查情况，各部位检查无明显气蚀及磨损现象，评定为正常状态。6油压装置压油罐、气罐、事故油罐罐体上表计、油位计、阀门接头、法兰渗漏压油装置有无渗油，油位应在规定范围内，自动补气装置动作可靠正常状态依据日常点巡检情况，压油装置无渗油，油位应规定范围内，自动补气装置动作可靠，评定为正常状态。压油泵工作泵及备用泵及电动机运转正常，无异常振动、过热现象，安全阀、启动阀、卸载阀动作正常，压力表及压力信号器应定期检验正常状态根据日常点巡检情况，1-3号压油泵运转正常，无异常振动、过热现象，检修中试验出口组合阀的安全阀、启动阀、卸载阀动作正常，压力表及压力信号器均定期检验并在检修中进行了更换，
20、评定为正常状态。压油罐、气罐、事故油罐焊缝检测焊缝、裂纹容器本体、焊缝等无裂纹、变形、泄漏，应符合TSG R7001的规定正常状态根据近期压力容器定期检验结果，压油罐、气罐、事故油罐容器本体、焊缝等无裂纹、变形、泄漏，符合TSG R7001的规定，评定为正常状态。集油槽集油槽无渗漏，相关附件无损坏正常状态依据日常点巡检，调速器集油箱无渗漏，相关附件无损坏，评定为正常状态。7调速器机械柜滤过器压差压差应符合采购技术合同或制造厂规定正常状态依据日常点巡检，双精过滤器压差均小于0.2MPa，符合制造厂规定，评定为正常状态。主配压阀、主配压阀引导阀引导阀调节稳定、灵敏，引导阀、主配压阀无异常抽动、振动
21、，调速器机械部件快速响应电气信号调整正常状态根据日常点巡检观察及运行在线监控，引导阀调节稳定、灵敏，引导阀、主配压阀无异常抽动、振动，调速器机械部件快速响应电气信号调整，评定为正常状态。机械柜内传动部件机械柜内各传动部件动作协调，无异常现象，无异音无相关结构，不参评。机械柜内紧固部件调速器机械柜内各紧固部件无松动、脱落无相关结构，不参评。反馈机构反馈机构无憋劲、松动，钢丝绳无断股打结无相关结构，不参评。8过速系统调速系统各组合面、接头及阀门盘根渗漏油法兰结合面、接头及阀门盘根无渗漏油正常状态依据日常点巡检，调速系统各组合面、接头及阀门盘根无渗漏油，评定为正常状态。事故配压阀、事故停机电磁阀、油
22、阀、差动阀检查阀芯无卡涩，动作灵活；低油压动作停机压力整定值满足设计规定正常状态根据日常点巡检及最近检修中调速器试验情况，事故配压阀、事故停机电磁阀阀芯无卡涩，动作灵活，低油压动作停机压力整定值满足设计规定，评定为正常状态。分段关闭装置无卡涩，动作灵活，各段整定值符合设计规定正常状态（根据日常点巡检及最近检修中调速器试验情况，分段关闭装置无卡涩，动作灵活，各段整定值符合设计规定，评定为正常状态。9导叶接力器锁锭装置接力器锁锭锁锭投入、拔出灵活正常状态依据日常点巡检，接力器锁锭投入、拔出灵活，评定为正常状态。渗漏油锁锭前后端面、油管接头无明显渗漏油正常状态依据日常点巡检，锁锭前后端面、油管接头无
23、明显渗漏油，评定为正常状态。10技术供水系统滤水器滤水器压差应符合设计、采购技术合同或制造厂规定正常状态依据日常点巡检，滤水器压差小于0.02MPa，符合制造厂规定，评定为正常状态。液压阀操作正常，无卡死、漏水现象，阀盘无窜动、脱落现象无相关结构，不参评。表：水轮发电机关键部件评价标准参考表（样表）序号关键部件评价项目特征状态参数评价标准状况评价评价情况1转子绝缘性能绝缘电阻a） 应符合DL/T 596规定。b） 升速过程中绝缘电阻无明显的突变现象。正常状态根据转子绝缘在线监测情况，绝缘电阻无异常，评定为正常状态。阻尼绕组外观阻尼接头无过热，阻尼绕组无变形。正常状态根据最近一次检修检查情况，检
24、查无异常，评定为正常状态。磁极、磁极键、磁轭建磁极无异状、无损伤、无开焊，磁极键、磁轭建无松动正常状态根据最近一次检修检查情况，检查无异常，评定为正常状态。制动环及其挡块a)环板径向应水平，偏差及沿整个圆周的波浪度应符合规定。b)接缝处间隙符合规定，按机组旋转方向，后一块不应凸出前一块。c)环板部位的螺栓应凹进摩擦面2mm以上。d)挡块无松动，制动闸板磨损量符合规定。正常状态（依据最近检修记录）根据最近检修中检查情况，环板径向水平度良好，偏差及圆周方向的波浪度符合规定。检查接缝处间隙在1-5mm范围内，符合制造厂规定，按机组旋转方向，后一块未凸出前一块。检查环板固定螺栓均凹进摩擦面2mm以上且
25、防松动锁定片无异常。挡块无松动，制动闸板磨损量符合规定。评定为正常状态。2定子绝缘性能绝缘电阻a） 应符合DL/T 596规定，在相近试验条件下，绝缘电阻降低至初次值的1/3以下时应查明原因。b） 各相或各分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%正常状态绝缘电阻不存在低于初始值1/3的情况，各相绝缘电阻的差值无大于最小值的100%情况吸收比不小于1.6正常状态吸收比最低为5.58泄漏电流a） 在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%，最大泄漏电阻在20uA以下者，根据绝缘电阻和交流耐压试验综合判断为良好者，差值可不考虑。b） 泄漏电流不随时间的延长而增大。正常状态各相泄
26、漏电流小于20uA，不随时间的延长而增大。局部放电自行规定正常状态局放在线监测未见异常槽楔松紧度槽口处楔子无跃起或脱落，楔子垫条无上下窜动，用敲打法检查上、下端槽楔应紧固正常状态根据最近检修情况，检查槽口处楔子无跃起或脱落，楔子垫条无上下窜动，敲打法检查上、下端槽楔紧固无松动，评定为正常状态。线棒、汇流排温度温度应符合GB/T 11021的规定正常状态温度在线监测及红外成像检查无异常3滑环装置滑环各部运行温度温度滑环表面无变色、过热现象，温度不大于120正常状态外观及红外成像检查无异常滑环表面、粗糙度麻点或深度0.5mm正常状态根据最近停机检查情况，滑环表面光滑，无明显麻点，评定为正常状态。刷
27、架及滑环绝缘电阻绝缘电阻不小于0.5M正常状态绝缘在线监测未见异常上机架及上导轴承上机架振动水平、垂直振动量应符合设计、采购技术合同或制造厂规定正常状态依据点检分析、运行分析、日常点巡检，水平、垂直振动量小于GB/T 8564标准限制110/80m，评定为正常状态。上机架径向千斤顶、剪断销各千斤顶相互间组装偏差符合规定；千斤顶受力均匀，背帽无松动；剪断销应无断裂和弯曲无相关结构，不参评。上导摆度摆度、振动应符合设计、采购技术合同或制造厂规定（关注趋势变化）正常状态依据点检分析、运行分析、日常点巡检，摆度低于GB/T 8564的标准限制360m，评定为正常状态上导瓦温、油温瓦温、油温应符合设计、
28、采购技术合同或制造厂规定（关注趋势变化、有无突变现象）正常状态依据点检分析、运行分析、日常点巡检，各瓦温稳定持续运行状态下均低于65，油温低于50，符合制造厂规定，评定为正常状态4推力轴承推力油质含水量、杂质应符合GB/T7596规定，目测颜色透明、不含杂质正常状态依据最新油质化验报告，各项参数符合GB/T7596规定，目测颜色透明、不含杂质，评定为正常状态推力油槽外观无渗油，冷却器无漏水（注意油冷器管壁泥沙磨损）正常状态依据日常点巡检，未发现渗漏油，评定为正常状态推力瓦温、油温应符合设计、采购技术合同或制造厂规定（关注趋势变化、有无突变现象）正常状态依据点检分析、运行分析、日常点巡检，各瓦温
29、满负荷稳定持续运行状态均低于55，油温低于50，符合制造厂规定，评定为正常状态5下机架及下导轴承下机架振动水平、垂直振动量应符合设计、采购技术合同或制造厂规定正常状态依据点检分析、运行分析、日常点巡检，水平、垂直振动量小于GB/T 8564标准限制110/80m，评定为正常状态。下导摆度摆度、振动应符合设计、采购技术合同或制造厂规定（关注趋势变化）正常状态依据点检分析、运行分析、日常点巡检，摆度低于GB/T 8564的标准限制360m，评定为正常状态。下导瓦温、油温瓦温、油温应符合设计、采购技术合同或制造厂规定（关注趋势变化、有无突变现象）正常状态依据点检分析、运行分析、日常点巡检，各瓦温稳定
30、持续运行状态下均低于65，油温低于50，符合制造厂规定，评定为正常状态。6通风及冷却系统冷风、热风温度温度应符合设计、采购技术合同或制造厂规定；空冷器无淤堵、漏水正常状态根据日常点巡检观察，空冷器冷却降温效果符合制造厂规定，空冷器无淤堵、漏水，评定为正常状态。7制动装置及系统制动装置制动系统制动、复归操作，制动器起落灵活；无串气、漏气现象。正常状态根据最近检修动作试验检查情况，制动系统制动、复归操作，制动器起落灵活；无串气、漏气现象，评定为正常状态。8受油器压力油管各法兰、压力表无渗漏、无喷油、串油；运行中受油器上端部无喷油现象。正常状态根据日常点巡检观察，受油器各法兰、压力表无渗漏、无喷油、
31、串油；运行中受油器上端部无喷油现象，评定为正常状态。浮动瓦漏油量观察漏油管漏油量正常注意状态根据日常点巡检观察，当前上浮动瓦压盖密封漏油较大，持续观察无增大趋势，同时持续观察桨叶主配无异常抽动，评定为注意状态。9励磁变压器外观检查a）变压器器身整洁，气道畅通.b）铁芯外观无碰伤变形，铁芯与铁轭螺栓连接紧固，铁芯接地为一点接地并完好。c）压钉无松动，变压器运行稳定，无异常。d）绕组接线牢固正确：统组表而无过热现象，无放电痕迹及裂纹；电气引出线绝缘层无 损伤及裂纹；裸露导体外观无过热现象.无毛刺尖角；防松件齐全完好：软连接处连接可靠，无过热现象e）引线支架固定牢固、无损伤f外売接地及本体接地车固，
32、导通良好正常状态目视检查无异常红外测温变压器本体、外壳及出线连接接头无温度过高点。正常状态变压器温度在线监测无异常，外壳红外成像检查无异常。10电流互感器、电压互感器外观洁净完整，清洁无损伤，备紧固螺栓无松动。电气连接可靠，二次电压电流显示正确。正常状态目视检查无异常，二次测值显示正常。11母线、金具及绝缘子外观母线无过热，封闭母线内部无积水，绝缘子无破损。正常状态目视及红外成像检查无异常。表：油浸式变压器关键部件评价标准参考表（样表）序号关键部件评价项目特征状态参数评价标准状况评价评价情况1变压器本体运行情况过负荷时间不能超过短期急救负载运行规定或长期急救负载运行规定的温度限值规定，发生变压
33、器过负荷时要进行专题分析。短路电流、短路次数受短路冲击电流在允许短路电流的50%70%冲击累计次数达到6次、受短路冲击电流在允许短路电流的70%90%、冲击或受短路冲击电流在允许短路电流的90%以上时要进行专题分析。油箱箱体油箱箱体清洁、无变形、无渗油，表面漆层无破损、无锈蚀振动、噪声应符合GB/T 11021、 JB/T10088规定，与出厂时相比，不应有明显差别。温升应符合GB/T 11021或结合制造厂标准制定。绝缘油水溶性酸应符合DL/T 596规定。酸值应符合DL/T 596规定。闪点与新油原始测量值相比不低于10。水分应符合DL/T 596规定。界面张力（25）应符合DL/T 59
34、6规定。介质损耗因数（90）应符合DL/T 596规定。击穿电压应符合DL/T 596规定。油中含气量应符合DL/T 596规定。油中溶解气体组分含量的色谱分析应符合DL/T 596规定。以下情况应注意：a）500kV变压器油中H2与烃类气体含量超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于 150ul/l，H2含量大于 150ul/l，C2H2含量大于1ul/l （220kV及以下变压器为 5ul/l）。b）烃类气体总和的产气速率大于0.25mL/h（开放式）和0.55mL/h（密闭式），或相对产气速率大于每月10%则认为设备有异常。c）当出现痕量（小于5ul/l）乙炔时应引起注意。试验绕组绝
35、缘电阻、 吸收比和极化指数应符合DL/T 596规定，绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比无明显变化；吸收比（10-30范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5。绕组直流电阻a）1.6MVA以上的变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出线的线间差别不应大于三相平均值的1%。b）与以前相同部位測得值比较，其变化不应大于 2%。泄漏电流泄漏电流与前历次测试结果比较应无明显变化 （变化大于30%时要引起注意）。绕组tan应符合DL/T 596规定，tan值与历年的数值比较不应有显著的变化（一般不大于30%），电容量变化不大于5%铁芯绝缘性能应符合DL/T 59
36、6规定，铁芯绝缘电阻与以前测试结果相比无显著差别。运行中铁芯接地电流一般不大于0.1A。绕组变形测试与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家设备对比。红外测温油箱外壳及出线连接头无明显温度过高点。局部放电有局部放电在线监测装置的变压器，要求考核局部放电变化量(无明显变化)。2变压器附件套管外观清洁、光滑，无损伤，无放电痕迹；电容性高压套管末屏接地牢固，导通良好；油浸式套管油位正常。绝缘电阻应符合DL/T 596规定介质损耗因数tan和电容值a）应符合DL/T 596规定当介质损耗值达到标准限值的70%且变化大于30%时应该引起重视；当末屏对地绝缘电阻低于100
37、0M时，应该测量末屏对地tan，其值不应大于2%。b）电容型套管的电容值与出厂值比较差别超出5%时，要査明原因。储油柜、呼吸器油位正常、无渗漏，隔膜袋无破损；呼吸器呼吸畅通，硅胶颜色正常。气体继电器校验合格、动作正确，无渗漏，二次回路绝缘电阻一般不低于1M。压力释放阀位置正确，阀盖及弹簧无变动，动作值与铭牌值相差不大于10%。分接开关动作灵活，密封良好，运行挡位正确。测温装置指示正确，密封良好，无损坏。冷却系统冷却器试运良好，控制系统无异常，联动可靠，外观清洁、无变形，法兰端面平整，无渗漏油现象。风扇及电动机固定叶片无卡塞、变形。3变压器辅助设备中性点电抗器阻抗、绝缘电阻、泄漏 电流、介质损耗
38、a）电抗器阻抗与出厂值相差在5%、与整组平均值相差在2%以内。b）绝缘电阻、泄漏电流应符合DL/T 596规定，与前次测量值比较无明显变化，介质损耗值不大于 0.8%箱体油位正常，无渗漏；套管油位正常，电抗器 接地良好。测温仪表指示正确，密封良好，无损坏。隔离开关外观无机械损伤，底座与基础连接牢固，传动装置连接销子无松动，传动连杆的连接紧固无松脱变形，瓷柱清洁、无损伤，瓷铁胶合处黏合牢固，瓷柱与底座、操作轴的连接螺栓紧固。（二） 评价结果依据DL/T 1246附表D2及D4，及参照7.4.2条评价方法，经对轴流转桨水轮机及水轮发电机关键部件进行状况评价，存在2条“注意状态”结果，分别为“6号、
39、9号、10号、16号、20号套筒漏水”、“上浮动瓦压盖密封漏油较大”。参考DL/T 1246第7.4.3条意见，X号机组设备整体状况评定为“注意状态”。（三） 检修策略依据DL/T 1246第7.6条，提出以下检修建议及策略：1、结合轴流转桨水轮机、发电机关键部件评价，X号机组各关键部件无I、II级缺陷，设备性能、指标正常，无需结合A修进行处理的问题隐患。2、针对6号、9号、10号、16号、20号套筒漏水缺陷，目前漏水较小，顶盖排水泵启停间隔正常，建议在C修中安排处理，考虑10号、16号导叶套筒位于两个接力器下方，导叶套筒处理前需对1、2号接力器拆除，综合考虑非标项目工作量，总工期计划拟定为18天。3、针对上浮动瓦压盖密封漏油大的问题，结合停机安全检查及消缺，对密封工作面检查修磨并进行密封改良更换。四、 分析结论、建议填写说明：根据设备状况分析结果，总结分析主辅设备的状况，并形成最终评价报告确定机组检修过程中的重点工作。