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
浙江省电力公司发布
油浸式变压器（电抗器）状态评价导则
目次
总前言
输变电设备状态评价是状态检修管理机制的基础和核心，对设备作出继续运行、实施监控或停役检修等决策必须准确可信地估计或预测设备的状况。
本标准根据输变电设备缺陷和故障的性质和概率统计分析，借鉴以往发现、处理缺陷和故障的方法、数据和经验，通过状态量的表述方式，以现有的运行巡视、定期停役或带电检测、在线监测等技术手段获取状态信息，对在役输变电设备的运行性能进行综合评定，为设备运行、维护和检修提供依据。
本标准在浙江省电力公司2007年颁布输变电设备状态评价导则基础上结合3年实际评价应用情况进行了针对性修订，形成新的输变电设备状态评价体系。
根据输变电一次设备的分类，由以下部分组成输变电一次设备状态评价标准体系。
Q/GDW-11-106-2010《油浸变压器（电抗器）状态评价导则》
Q/GDW-11-107-2010《SF6断路器状态评价导则》
Q/GDW-11-108-2010《GIS设备状态评价导则》
Q/GDW-11-109-2010《隔离开关状态评价导则》
Q/GDW-11-110-2010《电流互感器状态评价导则》
Q/GDW-11-111-2010《电磁式电压互感器状态评价导则》
Q/GDW-11-112-2010《电容式电压互感器、耦合电容器状态评价导则》
Q/GDW-11-113-2010《金属氧化物避雷器状态评价导则》
Q/GDW-11-114-2010《并联电容器装置状态评价导则》
Q/GDW-11-115-2010《输电线路状态评价导则》
随着科学技术的不断进步，鼓励寻求和采用更先进、有效、实用的状态获取技术，不断更新、完善状态评价标准体系。
本标准由浙江省电力公司生产技术部提出。
本标准由浙江省电力公司科技信息部归口。
本标准起草单位：
浙江省电力试验研究院、浙江省电力公司生产部、金华电业局、杭州电力局、宁波电业局、湖州电力局、绍兴电力局、温州电业局、衢州电力局、丽水电业局。
本标准主要起草人：
吴锦华、胡文堂、许飞、俞培祥、姜文东、刘浩军、何文林、刘岩、孙翔、陈梁金、梅冰笑
本标准由浙江省电力公司生产技术部负责解释。
前言
本标准是在省公司Q/GDW-11-106-2007标准基础上修订形成。
本标准与原标准相比主要调整如下：
——进一步明确了初始值的定义原则；
——对部分状态量评价原则进行了调整，确保评价结果与实际相符合；
——删除了部分不影响设备评价结果的状态量；
——新增了部分原来未考虑但对设备评价结果有影响的状态量。
本标准附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。
本标准由浙江省电力公司生产技术部提出。
本标准由浙江省电力公司科技信息部归口。
本标准主要起草单位：
浙江省电力试验研究院、金华电业局、湖州电力局。
本标准主要起草人：
何文林、胡文堂、应高亮、刘浩军、顾克拉、董雪松、吴锦华、李宏雯、孙翔、梅冰笑。
本标准由浙江省电力公司生产技术部负责解释。
‘
本标准代替了Q/GDW-11-106-2007。
油浸式变压器（电抗器）状态评价导则
11 范围
本标准规定了运行中油浸式变压器（电抗器）状态评价所需资料、评价要求、评价方法及评价结果。
本标准适用于浙江电网110kV及以上电压等级油浸式变压器（电抗器）状态评价工作。
其它电压等级的变压器（电抗器）可参照执行。
12 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不右少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件，凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T7595运行中变压器油质量标准
GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T504气体继电器检验规程
DL/T572电力变压器运行规程
DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T984油浸变压器绝缘老化判断导则
Q/GDW168输变电设备状态检修试验规程
Q/ZDL2263变压器（电抗器）非电量保护管理规程
国家电网公司输变电设备状态检修管理规定
国家电网公司设备状态检修应用导则
13 术语和定义
下列术语和定义适用于本导则。
3.1
状态
状态是指反映设备当前各种技术性能综合评价的结果。
设备状态分为良好、正常、注意、异常和重大异常五种类型。
3.2
状态量
反映设备状况的各种技术指标、性能和运行情况等参数的总称。
3.3
主状态量
对设备的性能和安全运行有直接影响的状态量。
3.4
辅助状态量
引起设备性能下降，但对设备的性能和安全运行影响较小的状态量。
3.5
良好状态
设备运行数据稳定,所有状态量符合导则，主状态量优于导则。
3.6
正常状态
设备运行数据稳定,所有状态量符合导则。
3.7
注意状态
设备的一个主状态量接近导则限值或超过注意值，或几个辅助状态量不符合导则，但不影响设备运行。
3.8
异常状态
设备的几个主状态量超过导则限值，或一个主状态量超过导则限值并几个辅助状态量明显异常，已影响设备的性能指标或可能发展成重大异常状态。
设备仍能继续运行。
3.9
重大异常状态
设备的一个或几个状态量严重超出导则或严重异常，设备只能短期运行或立即停役。
14 评价资料
断路器状态评价应具备以下资料：
——出厂资料（包括型式试验报告、出厂试验报告、性能指标地等）；
——交接验收资料；
——历次修试记录；
——周围环境和污区划分资料；
——运行记录；
——在线监测记录。
15 评价要求
15.1 初值确定原则
初值宜采用的优先顺序为首次例行试验值、交接值和出厂值。
同一设备各状态量的初值相对独立。
初值应保持不变，但发生影响状态量初值的检修后，该状态量以检修后的首次试验值为初值。
变压器（电抗器）状态评价以台为单位，包括绕组、套管、铁芯、分接开关、冷却系统、油箱及非电量保护系统等部件。
各部件的范围划分见表1。
表1变压器（电抗器）各部件的范围划分
部件名称
评价范围
绕组
高压绕组、中压绕组、低压绕组、调压绕组、平衡绕组
套管
高压绕组、中压绕组、低压绕组、调压绕组、平衡绕组的出线套管、外部连接
铁芯及磁回路
铁芯对地绝缘、段间绝缘，夹件、拉板、串芯螺杆、磁屏蔽及回路
分接开关
有载分接开关、无载分接开关
冷却系统
散热器、风扇、潜油泵、油流继电器、控制箱
绝缘油
绝缘油
油箱
油箱本体、油枕、密封
非电量保护系统
气体继电器、压力释放阀、温度计、突变压力继电器
变压器（电抗器）的评价内容分为：
绝缘性能、绕组电阻、抗短路能力、温度、油性能、老化、机械特性和外观（油位、密封）。
各部件的评价内容见表2。
表2变压器（电抗器）各部件的评价内容
评价内容
部件
绝缘性能
绕组电阻
抗短路
能力
温度
油性能
老化
机械特性
外观
绕组
√
√
√
√
√
√
套管
√
√
铁芯及磁回路
√
√
分接开关
√
√
√
冷却系统
√
√
√
绝缘油
√
√
√
√
油箱
√
√
非电量保护系统
√
√
√
各评价内容包含的状态量见表3。
表3评价内容包含的状态量
评价内容
状态量
绝缘性能
绕组的介质损耗因数、泄漏电流、绕组绝缘电阻、套管介质损耗因数、套管电容量、套管末屏绝缘电阻、铁心夹件绝缘电阻、压力释放阀信号回路绝缘电阻、重瓦斯信号回路绝缘电阻、温度计信号回路绝缘电阻、轻瓦斯信号回路绝缘电阻。
绕组电阻
绕组电阻、分接开关接触电阻。
抗短路能力
绕组频谱、短路阻抗。
温度
绕组温度、接头温度、油泵温度、油箱温度、顶层油温。
油性能
油微水、总烃、氢气、乙炔、含气量、绝缘油介质损耗因数、油击穿电压。
老化
恢复电压、分接开关操作次数、油中糠醛含量、油简化试验、纸绝缘聚合度。
机械特性
有载分接开关性能、冷却系统潜油泵、指示器、风扇运行情况。
外观
油位（本体、套管、有载开关）、套管外绝缘抗污水平、冷却器电源定期切换、强油循环冷却器的负压区密封、密封、油漆、冷却器污秽。
各部件的最大扣分值为100分，权重见表4。
表4各部件权重
部件
绕组
套管
铁芯及磁回路
分接开关
冷却系统
绝缘油
油箱
非电量保护系统
部件代号
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
权重代号
K1
K2
K3
K4
K5
K6
K7
K8
权重
0.3
0.1
0.05
0.15
0.05
0.20
0.05
0.1
变压器（电抗器）的状态量以查阅资料、停电试验、带电检测、巡视检查和在线监测等方式获取。
当下述状态量达到最大扣分值时，不再对该变压器进行评估而直接进入缺陷处理程序。
a）绕组电阻；
b）绕组变形；
c）绝缘油色谱；
d）套管油位。
变压器（电抗器）状态评价以量化的方式进行，各部件起评分为100分，主状态量扣分总和不超过80分，辅助状态量扣分总和不超过20分。
评分标准见附录A，评价表参见附录B。
16 状态量
变压器（电抗器）的状态量和最大扣分值见表5。
表5变压器（电抗器）的状态量和最大扣分值
序号
状态量名称
部件代号
状态量分类
最大扣分值
主状态量
1
绕组电阻
P1/P4
主状态量
70
2
绕组的介质损耗因数
P1
主状态量
15
3
铁心、夹件绝缘电阻
P3
主状态量
45
4
绕组频谱、短路阻抗
P1
主状态量
40
5
顶层油温
P7
主状态量
5
6
接头温度
P2
主状态量
5
7
总烃和氢气
P1/P3
主状态量
85
8
乙炔（C2H2）
P1/P3
主状态量
30
9
套管油位
P2
主状态量
20
10
套管介质损耗因数
P2
主状态量
30
11
套管外绝缘抗污水平
P2
主状态量
10
12
有载分接开关性能
P4
主状态量
70
13
油泵温度
P5
主状态量
15
14
冷却器电源定期自动切换
P5
主状态量
30
15
压力释放阀信号回路绝缘电阻
P8
主状态量
30
16
重瓦斯信号回路绝缘电阻
P8
主状态量
25
17
温度计信号回路绝缘电阻
P8
主状态量
25
18
强油循环冷却器的负压区密封
P7
主状态量
15
19
分接开关操作次数
P4
主状态量
10
20
冷却系统潜油泵、指示器
P5
主状态量
15
辅助状态量
1
绕组直流泄漏电流
P1
辅助状态量
10
2
绕组绝缘电阻
P1
辅助状态量
4
3
绝缘油介质损耗因数
P6
辅助状态量
15
4
油击穿电压
P6
辅助状态量
15
5
油微水
P6
辅助状态量
15
表5（续）
序号
状态量名称
部件代号
状态量分类
最大扣分值
辅助状态量
6
含气量
P6
辅助状态量
15
7
纸绝缘聚合度
P1
辅助状态量
10
8
油中糠醛含量
P1
辅助状态量
10
9
套管电容量
P2
辅助状态量
15
10
套管末屏绝缘电阻
P2
辅助状态量
10
11
绕组温度
P1
辅助状态量
5
12
油箱温度
P7
辅助状态量
5
13
轻瓦斯信号回路绝缘电阻
P8
辅助状态量
5
14
油位
P1/P2/P4
辅助状态量
8
15
密封
P2/P4/P5/P7/P8
辅助状态量
4
16
油漆
P4/P5/P7/P8
辅助状态量
2
17
冷却器污秽
P5
辅助状态量
10
18
风扇运行情况
P5
辅助状态量
15
19
油简化试验
P6
辅助状态量
8
注：
当一个状态量对应多个部件时，应分析最可能引起状态量变化的原因，确定应该扣分的部件。
17 评价结果及处理原则
7.1评价结果
某一部件的最后得分＝MP（P=1,7）×KF。
某一部件的基础得分MP（P=1,7）＝100－相应部件的扣分总和。
对存在家族性缺陷的部件，取家族性缺陷系数KF＝0.95。
各部件的评价结果按量化分值的大小分为“良好状态”、“正常状态”、“注意状态”、“异常状态”和“重大异常状态”五个状态。
分值与状态的关系见表6。
a）当变压器所有部件的得分在正常状态及以上时，变压器的最后得分按以下方法计算：
变压器的最后得分＝∑KP×MP（P=1,8）。
b）当变压器所有部件中有一个得分在注意状态及以下时,变压器的最后得分和状态参照得分最低的部件。
表6变压器（电抗器）部件评价分值与状态的关系
部件
95～100
85～95（含）
75～85（含）
60～75（含）
60（含）以下
绕组
良好状态
正常状态
注意状态
异常状态
重大异常状态
套管
良好状态
正常状态
注意状态
异常状态
重大异常状态
铁芯
良好状态
正常状态
异常状态
分接开关
良好状态
正常状态
注意状态
异常状态
重大异常状态
冷却系统
良好状态
正常状态
异常状态
绝缘油
良好状态
正常状态
异常状态
油箱
良好状态
正常状态
异常状态
非电量保护系统
良好状态
正常状态
注意状态
异常状态
重大异常状态
7.2处理原则
变压器状态评价结果的处理按照《输变电设备状态检修导则》规定执行。
附录A
（规范性附录）
变压器（电抗器）状态评价评分标准
表A.1变压器（电抗器）状态评价评分标准
序号
状态量
标准要求
评分标准
主状态量
1
绕组电阻
1）相间互差不大于平均值的2%（警示值）线间互差不大于平均值的1%（警示值）
2）初值差不超过±2%（警示值）
1）相（线）间绕组电阻评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
2）绕组电阻的变化评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
表A.1（续）
序号
状态量
标准要求
评分标准
2
绕组的介质损耗因数
20℃时tanδ值不大于下列数值：
500kV：
0.005
110～220kV：
0.008
绕组的介质损耗因数评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
3
铁心、夹件绝缘电阻
1）铁心、夹件绝缘电阻≥100MΩ
2）铁心接地电流测量≤100mA
1）铁芯绝缘电阻评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
2）铁芯接地电流评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
表A.1（续）
序号
状态量
标准要求
评分标准
4
绕组频谱、短路阻抗
1）短路阻抗初值差不超过±2%（注意值）
2）谐振点频率无明显变化
5
顶层油温
强迫油循环风冷变压器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。
不满足扣5分。
6
接头温度
无异常（分析方法参考DL/T664有关条款）
不满足扣5分。
表A.1（续）
序号
状态量
标准要求
评分标准
7
总烃和氢气
H2≤150μL/L
总烃（C1＋C2）≤150μL/L
总烃相对产气速率≤10％/月
表A.1（续）
序号
状态量
标准要求
评分标准
8
乙炔（C2H2）
1）110kV～220kV变压器≤5μL/L
2）500kV变压器≤1μL/L
9
套管油位
油位指示在合理范围
油位看不见扣20分。
10
套管介质损耗因数
介质损耗因数符合下表要求（注意值）
500kV：
≤0.006
其它电压等级：
油浸纸：
≤0.007聚四氟乙烯缠绕绝缘：
≤0.005
树脂浸纸：
≤0.007
树脂粘纸（胶纸绝缘）：
≤0.015
套管介质损耗因素评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
11
套管外绝缘抗污水平
外绝缘有效爬电比距应满足污区划分图的要求
不满足扣10分。
12
有载分接开关性能
切换波行试验合格
切换波行试验时间不合格扣30分，有间断（跌零）扣40分。
13
油泵温度
运行中不同油泵之间温度无异常
不满足扣15分。
14
冷却器电源定期自动切换
冷却器应有二套独立电源，并定期切换正常。
不满足扣30分。
15
压力释放阀信号回路绝缘电阻
绝缘电阻不低于1MΩ
不满足扣30分。
16
重瓦斯信号回路绝缘电阻
绝缘电阻不低于1MΩ
不满足扣25分。
表A.1（续）
序号
状态量
标准要求
评分标准
17
温度计信号回路绝缘电阻
绝缘电阻不低于1MΩ
不满足扣25分。
18
强油循环冷却器的负压区密封
不渗漏
不满足扣15分。
19
分接开关操作次数
不超过规定值
实际操作次数超过规定值扣10分。
20
冷却系统潜油泵、指示器
检查潜油泵无异常声响、振动且油流指示器指示正确
不满足扣15分。
辅助状态量
1
绕组直流泄漏电流
加压1min时的漏电流与初值相比没有明显增加
实际测量值大于40μA按下图扣分，否则不扣分。
表A.1（续）
序号
状态量
标准要求
评分标准
2
绕组绝缘电阻
1）绝缘电阻无显著下降
2）吸收比≥1.3或极化指数≥1.5（注意值）或绝缘电阻≥10000MΩ
测量值小于10000MΩ按下图扣分，否则不扣分。
3
绝缘油介质损耗因数
≤0.02（注意值），500kV
≤0.04（注意值），220kV
≤0.04（注意值），110kV
4
绝缘油击穿电压
≥50kV（警示值），500kV
≥40kV（警示值），220kV
≥35kV（警示值），110kV
不满足扣15分。
5
油微水
≤15mg/L（注意值），500kV
≤25mg/L（注意值），220kV
≤25mg/L（注意值），110kV
表A.1（续）
序号
状态量
标准要求
评分标准
6
含气量
500kV变压器油中含气量（体积分数）≤3%（注意值）
7
纸绝缘聚合度
聚合度≥250（注意值）
不满足扣5分。
8
油中糠醛含量
油中糠醛含量的注意值：
lg（f）=-1.65+0.08t
其中f－糠醛含量（mg/L）
t－运行年数
9
套管电容量
电容量初值差不超过±5%（警示值）
表A.1（续）
序号
状态量
标准要求
评分标准
10
套管末屏绝缘电阻
末屏对地：
≥1000MΩ（注意值）
末屏介质损耗因素≤0.015（注意值）
11
绕组温度
后台与就地绕组温度示值差＜10℃
不满足扣5分。
12
油箱温度
温度场分布无异常
不满足扣5分。
13
轻瓦斯信号回路绝缘电阻
绝缘电阻＞1MΩ
不满足扣5分。
14
油位
无异常（无假油位现象）
不满足扣8分。
15
密封
无渗油
1）渗油扣2分；
2）滴油扣4分。
16
油漆
无锈蚀，油漆完好
1）相位漆脱落或变色，无法确认相位扣1分；
2）箱体和附件有大面积严重锈蚀扣2分。
17
冷却器污秽
无明显污秽
1）中度污秽扣5分；
2）重度污秽扣10分。
18
风扇运行情况
风扇运行正常
不满足扣15分。
19
油简化试验
满足规程要求
每一项不合格扣2分，最大扣8分。
附录B
（资料性附录）
变压器（电抗器）状态评价表
表B.1变压器（电抗器）状态评价表
变电所：
评价日期：
设备命名：
设备型号：
生产日期：
出厂编号：
投运日期：
额定电压：
制造厂：
序号
评价内容
标准要求
评分标准
扣分
主状态量
1
绕组电阻
1）相间互差不大于平均值的2%（警示值）线间互差不大于平均值的1%（警示值）
2）初值差不超过±2%（警示值）
1）相（线）间绕组电阻评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
2）绕组电阻的变化评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
表B.1（续）
序号
评价内容
标准要求
评分标准
扣分
2
绕组的介质损耗因数
20℃时tanδ值不大于下列数值：
500kV：
0.005
110～220kV：
0.008
绕组的介质损耗因数评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
3
铁心、夹件绝缘电阻
1）铁心、夹件绝缘电阻≥100MΩ
2）铁心接地电流测量≤100mA
1）铁芯绝缘电阻评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
2）铁芯接地电流评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）。
表B.1（续）
序号
评价内容
标准要求
评分标准
扣分
4
绕组频谱、短路阻抗
1）短路阻抗初值差不超过±2%（注意值）
2）谐振点频率无明显变化
5
顶层油温
强迫油循环风冷变压器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。
不满足扣5分。
6
接头温度
无异常（分析方法参考DL/T664有关条款）
不满足扣5分。
表B.1（续）
序号
评价内容
标准要求
评分标准
扣分
7
总烃和氢气
H2≤150μL/L
总烃（C1＋C2）≤150μL/L
总烃相对产气速率≤10％/月
表B.1（续）
序号
评价内容
标准要求
评分标准
扣分
8
乙炔（C2H2）
1）110kV～220kV变压器≤5μL/L
2）500kV变压器≤1μL/L
9
套管油位
油位指示在合理范围
油位看不见扣20分。
10
套管介质损耗因数
介质损耗因数符合下表要求（注意值）
500kV：
≤0.006
其它电压等级：
油浸纸：
≤0.007聚四氟乙烯缠绕绝缘：
≤0.005
树脂浸纸：
≤0.007
树脂粘纸（胶纸绝缘）：
≤0.015
套管介质损耗因素评分标准按下图规定执行（以斜率计算扣分）
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