油浸式变压器电抗器状态评价导则.docx
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油浸式变压器电抗器状态评价导则
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。
GB1094.1电力变压器第1部分总则
GB1094.5电力变压器第5部分承受短路的能力
GB10230有载分接开关
GB/T15164油浸式电力变压器负载导则
GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T6451三相油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断导则
JB/T8637无励磁分接开关
JB/T8751500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求
DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则
国家电网公司Q/GDW168-2008《输变电设备状态检修试验规程》
国家电网公司《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）技术标准》
国家电网公司《110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）运行规范》
国家电网公司《110（66）kV～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～500kV变压器（电抗器）事故措施》
国家电网公司《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《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》
国家电网公司《输变电设备状态检修管理规定》
3.术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
13.1
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。
13.2
一般状态量minorcriteria
对设备的性能和安全运行影响相对较小的状态量。
13.3
重要状态量majorcriteria
对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。
13.4
部件component
变压器（电抗器）上功能相对独立的单元称为部件。
13.5
变压器（电抗器）的状态conditionofcomponent
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。
13.6
正常状态normalcondition
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。
13.7
注意状态attentivecondition
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
2
2
4
6
8
Ⅱ
4
4
8
12
16
Ⅲ
8
8
16
24
32
Ⅳ
10
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
合计扣分
单项扣分
单项扣分
单项扣分
本体
≤30
≤10
>30
12～20
>20～24
>30
套管
≤20
≤10
>20
12～20
>20～24
>30
冷却系统
≤12
≤10
>20
12～20
>20～24
>30
分接开关
≤12
≤10
>20
12～20
>20～24
>30
非电量保护
≤12
≤10
>20
12～20
20～24
>30
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
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）
备注
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
*对家族性缺陷的处理应根据实际情况确定
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
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。
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
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
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
过负荷规定参见《运行规范》全名
5
过励磁
Ⅰ
2
达到变压器过励磁限值
2
具体限值根据变压器过励磁特性确定
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
4
Ⅳ
10
金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损
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；
4
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
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
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
*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）
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。
3
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
Ⅰ
2
介质损耗因数未超标准限值；但有显著性差异
3
异常时关注变压器本体及各部件渗漏、绝缘油试验情况。
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%
4
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，铁心接地电流一般不大于0.1A。
2
关注绝缘油色谱。
异常时，如产期速率大于10%/月，为紧急缺陷
Ⅱ
4
铁心接地电流在0.1～0.3A，
Ⅳ
10
铁心接地电流超过0.3A
20
绕组频率响应测试
Ⅳ
10
2.绕组频响测试反映绕组有变形
3
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
Ⅰ
2
1.短路阻抗与原始值的有差异，但偏差小于2％。
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30～50%
1
异常时应同时关注含气量、微水含量、变压器密封情况
Ⅳ
10
历次相比变化大于50%
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tgδ≥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
注意取样温度
27
油中含气量
Ⅱ
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％
2
超过时，注意检查变压器密封情况
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含量大于150μl/l，
2
31
变压器中性点直流电流测试
0
中性点直流电流<1A
3
8
中性点直流电流>3A
2变压器套管状态量评价标准
序号
评价状态量
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）
备注
分类
状态量名称
32
外绝缘
Ⅳ
10
外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施要求注意值ing________________________________________________________________________________________________________________________
3
33
外观
Ⅰ
2
瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微渗漏
4
Ⅳ
10
套管出现严重渗漏
34
油位指示
Ⅳ
10
油位异常
3
35
试验
绝缘电阻
Ⅰ
2
主屏<10000MΩ或末屏<1000MΩ
3
36
介损
Ⅲ
8
介损值达到标准限值的70%，且变化大于30%
3
Ⅳ
10
介损超过标准要求
37
电容量
Ⅲ
8
与出厂值或前次试验值相比，偏差达于5%。
4
38
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只扣一次
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含量大于150μl/l，
2
39
红外测温
Ⅳ
10
接头发热或套管本体温度分部异常
3
参见DL/T-664-1999
3冷却（散热）器系统状态量评价标准
序号
评价状态量
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）
备注
分类
状态量名称
40
巡检
电机运行
Ⅰ
2
风机运行异常
2
Ⅳ
10
油泵、水泵及油流继电器工作异常
41
冷却装置控制系统
Ⅳ
10
冷却器控制系统异常
2
42
冷却装置散热效果
Ⅰ
2
冷却装置表面有积污，但对冷却效果影响较小
3
Ⅳ
10
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）
Ⅳ
10
冷却水管有渗漏
4
44
渗油
Ⅰ
2
有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区。
2
45
漏油
Ⅳ
10
渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴5s或形成油流
4
Ⅰ
2
有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区。
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
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）
备注
分类
状态量名称
46
巡视
油位
Ⅱ
4
油位异常
3
47
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。
48
分接位置
Ⅳ
10
有载分接开关的分接位置异常
4
49
渗漏
Ⅰ
2
有轻微渗漏
3
Ⅳ
10
渗漏严重
50
运行
切换次数
Ⅳ
10
分接开关切换次数超过厂家规定检修次数未检修
3
制造厂检修周期规定：
次数、时间
51
与前次检修间隔
Ⅳ
10
超出制造厂规定检修时间间隔
3
52
在线滤油装置
Ⅱ
4
在线滤油装置压力异常。
3
Ⅳ
10
未按制造厂规定维护
53
传动机构
Ⅳ
10
电机运行异常或传动机构传动卡涩
4
54
限位装置失灵
Ⅳ
10
装置失灵
4
55
滑档
Ⅳ
10
滑档
3
56
控制回路
Ⅳ
10
控制回路失灵，过流闭锁异常
3
57
试验
动作特性
Ⅳ
10
动作特性试验不合格
4
58
油耐压
Ⅳ
10
不合格
3
4.2无励磁分接开关状态量评价标准
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）
备注
分类
状态量名称
50
运行
操作机构及档位指示
Ⅱ
4
档位指示模糊或机械闭锁不可靠
2
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）
备注
分类
状态量名称
60
试验、巡检
温度计
Ⅱ
4
温度计指示异常，二次回路绝缘电阻不合格
1
61
油位指示计
Ⅱ
4
油位计指示异常
1
62
压力释放阀
Ⅲ
8
有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格
2
63
气体继电器
Ⅲ
8
气体继电器有渗漏油现象，二次回路绝缘电阻不合格
3
64
温度计、分接开关位置等远方与就地指示一致性
Ⅱ
4
偏差超过规定限值
2
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
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）
备注
分类
状态量名称
60
试验、巡检
温度计
Ⅱ
4
温度计指示异常，二次回路绝缘电阻不合格
1
61
油位指示计
Ⅱ
4
油位计指示异常
1
62
压力释放阀
Ⅲ
8
有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格
2
63
气体继电器
Ⅲ
8
气体继电器有渗漏油现象，二次回路绝缘电阻不合格
3
64
温度计、分接开关位置等远方与就地指示一致性
Ⅱ
4
偏差超过规定限值
2
注：
此处仅评装置，动作及指示情况在本体部分评价
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
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
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；绕组直流电阻增大
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
序号
状态量描述
停电测试项目
缺陷原因判断
1
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
2
C2H6、C2H4增长较快可能有H2和C2H2，CO和CO2增长不明显
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
3
C2H6和C2
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