油浸式变压器电抗器状态评价导则文档格式.docx
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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，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
6
8
Ⅱ
12
16
Ⅲ
24
32
Ⅳ
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
本体
≤30
≤10
>
12～20
20～24
套管
≤20
冷却系统
≤12
分接开关
非电量保护
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
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
家族缺陷
同厂、同型、同期设备的故障信息
严重缺陷未整改的
危急缺陷未整改的
*对家族性缺陷的处理应根据实际情况确定
运行巡检
短路电流、短路次数
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。
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
短路冲击累计
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
变压器过负荷
达到短期急救负载运行规定或长期急救负载运行规定
过负荷规定参见《运行规范》全名
5
过励磁
达到变压器过励磁限值
具体限值根据变压器过励磁特性确定
油枕密封元件（胶囊、隔膜、金属膨胀器）
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
7
本体储油柜油位
油位异常；
过高或过低
渗油
有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区。
9
漏油
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
噪声及振动
噪声、振动异常，绝缘油色谱正常。
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
噪声、振动异常，绝缘油色谱异常。
11
表面锈蚀
表面漆层破损和轻微锈蚀
表面锈蚀严重
呼吸器
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。
13
运行油温
顶层油温异常
14
压力释放阀
动作（周围有油迹）
15
瓦斯继电器
（轻瓦斯）发信，但色谱分析无异常*
*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）
轻瓦斯发信，且色谱异常或重瓦斯动作
试验
绕组直流电阻
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。
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
介质损耗因数未超标准限值；
但有显著性差异
异常时关注变压器本体及各部件渗漏、绝缘油试验情况。
介质损耗因数超标、电容量无明显变化
18
电容量
绕组电容变化>
5%
19
铁心绝缘
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。
关注绝缘油色谱。
异常时，如产期速率大于10%/月，为紧急缺陷
铁心接地电流在0.1～0.3A，
铁心接地电流超过0.3A
绕组频率响应测试
2.绕组频响测试反映绕组有变形
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
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%
22
泄漏电流
历次相比变化30～50%
异常时应同时关注含气量、微水含量、变压器密封情况
历次相比变化大于50%
23
绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
绝缘电阻不满足规程要求
油介质损耗因数（tgδ）
110～220kV变压器tgδ≥4％;
330kV及以上变压器tgδ≥2％
25
油击穿电压
110（66）～220kV变压器≤35kV
330kV及以上变压器≤50kV
26
水分
110（66）kV变压器≥35mg/L
220kV变压器≥25mg/L
330kV及以上变压器≥15mg/L
注意取样温度
27
油中含气量
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％
超过时，注意检查变压器密封情况
28
绝缘纸聚合度
绝缘纸聚合度≤250
29
红外测温
油箱红外测温异常
３
油中溶解气体分析
总烃
总烃含量大于150μl/l，
色谱按评价标准最高扣分仅扣分一次
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
C2H2
乙炔含量大于注意值
CO、CO2
CO含量有明显增长
H2
H2含量大于150μl/l，
31
变压器中性点直流电流测试
中性点直流电流<
1A
中性点直流电流>
3A
2变压器套管状态量评价标准
评价状态量
基本
扣分
外绝缘
外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施要求注意值ing________________________________________________________________________________________________________________________
33
外观
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
34
油位指示
油位异常
35
绝缘电阻
主屏<
10000MΩ或末屏<
1000MΩ
36
介损
介损值达到标准限值的70%，且变化大于30%
介损超过标准要求
37
与出厂值或前次试验值相比，偏差达于5%。
38
色谱按评价标准最高扣分只扣一次
39
接头发热或套管本体温度分部异常
参见DL/T-664-1999
3冷却（散热）器系统状态量评价标准
巡检
电机运行
风机运行异常
油泵、水泵及油流继电器工作异常
41
冷却装置控制系统
冷却器控制系统异常
42
冷却装置散热效果
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
43
水冷却器（如有）
冷却水管有渗漏
44
45
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
劣化
程度
46
巡视
油位
47
４
48
分接位置
有载分接开关的分接位置异常
49
渗漏
有轻微渗漏
渗漏严重
50
运行
切换次数
分接开关切换次数超过厂家规定检修次数未检修
制造厂检修周期规定：
次数、时间
51
与前次检修间隔
超出制造厂规定检修时间间隔
52
在线滤油装置
在线滤油装置压力异常。
未按制造厂规定维护
53
传动机构
电机运行异常或传动机构传动卡涩
54
限位装置失灵
装置失灵
55
滑档
56
控制回路
控制回路失灵，过流闭锁异常
57
动作特性
动作特性试验不合格
58
油耐压
不合格
4.2无励磁分接开关状态量评价标准
操作机构及档位指示
档位指示模糊或机械闭锁不可靠
60
试验、巡检
温度计
温度计指示异常，二次回路绝缘电阻不合格
61
油位指示计
油位计指示异常
62
有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格
63
气体继电器
气体继电器有渗漏油现象，二次回路绝缘电阻不合格
64
温度计、分接开关位置等远方与就地指示一致性
偏差超过规定限值
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
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
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
状态量描述
停电测试项目
缺陷原因判断
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
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
C2H6和C2
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