油浸式变压器电抗器状态评价导则

1、PAGE 6油浸式变压器电抗器状态评价导则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。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。GB 1094.1 电力变压器 第1部分 总则GB 1094.5 电力变压器 第5部分 承受短路的能力GB 10230 有载分接开关GB/T15164 油浸式电力变压器负载导则GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB/T 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 7252 变压器油中溶解气

2、体分析和判断导则JB/T 8637 无励磁分接开关JB/T 8751 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求DL/T 664 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）kV500kV 油浸式变压器（电抗器）技术标准国家电网公司 110（66）kV500kV 油浸式变压器（电抗器）运行规范国家电网公司 110（66）kV500kV 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）kV500kV变压器（电抗器）事故措施国家电网公司 110(66)kV500kV油浸式变压器（电抗器）评价标准（试行）国

3、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术语和定义下列术语和定义适用于本标准。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。一般状态量 minor criteria对设备的性能和安全运行影响相对较小的状态量。重要状态量 major criteria对设备的性能和安全运行有较大影响的状态量。部件 component变压器（电抗器）上功能相对独立的单元称为部件。变压器（电抗器）的状态 condition of component变压器（电抗器）的状态分为：正常状态、注意

4、状态、异常状态和严重状态。正常状态 normal condition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。注意状态 attentive condition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。异常状态 attentive condition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。严重状态 abnormal condition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。状态量构成及权重状态量构成原始资料原始资料主

5、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。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。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。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。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

6、、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。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、和级。其对应的基本扣分值为2、4、8、10分。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1234224684481216881624321010203040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：变压器（电抗器）部件状态评价变压器（电抗器）部件的划分变压器部件分为：本体、套

7、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。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。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

8、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3010301220202430套管2010201220202430冷却系统1210201220202430分接开关1210201220202430非电量保护1210201220202430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

9、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。PAGE 18附录一：变压器（电抗器）状态量评价标准（规范性附录）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210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。410短路冲击电流达到允许短路电

10、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）4金属膨胀器有卡滞、隔膜式油枕密封面有渗油迹410金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损7本体储油柜油位4油位异常；过高或过低28渗油2有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区。29漏油4有轻微渗漏(但渗漏部位位于非负压区)，不快于每滴5秒；410渗漏位于负压区或油滴

11、速度快于每滴5s或形成油流10噪声及振动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4噪声、振动异常，绝缘油色谱异常。11表面锈蚀2表面漆层破损和轻微锈蚀18表面锈蚀严重12呼吸器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23或硅胶自上而下变色。210呼吸器无呼吸。13运行油温8顶层油温异常314压力释放阀10动作(周围有油迹)415瓦斯继电器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）10

12、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101.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。8介质损耗因数超标、电容量无明显变化18电容量10绕组电容变化5%419铁心绝缘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

13、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4铁心接地电流在0.10.3A， 10铁心接地电流超过0.3A20绕组频率响应测试102. 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21.短路阻抗与原始值的有差异，但偏差小于2。342.短路阻抗与原始值的差异2，但小于3%103.短路阻抗与原始值的差异 3%22泄漏电流4历次相比变化3050%1异常时应同时关注含气量、微水含量、变压器密封情况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10绝缘电阻不满足规程要求224tg41

14、10220kV变压器tg4; 330kV 及以上变压器 tg2325油击穿电压4330kV及以上变压器50kV326水分4110（66）kV变压器35mg/L220kV变压器25mg/L330kV及以上变压器15mg/L3注意取样温度27油中含气量42超过时，注意检查变压器密封情况28绝缘纸聚合度10绝缘纸聚合度250329红外测温4油箱红外测温异常30油中溶解气体分析总烃4总烃含量大于150l/l， 3色谱按评价标准最高扣分仅扣分一次8产气速率大于10%/月10总烃含量大于150l/l，且有增长趋势，但产气速率大于10%/月C2H24乙炔含量大于注意值4CO、CO24CO含量有明显增长2H2

15、4H2含量大于150l/l，231变压器中性点直流电流测试0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10外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施333外观2瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微渗漏410套管出现严重渗漏34油位指示10油位异常335试验绝缘电阻2主屏10000M或末屏1000M336介损8介损值达到标准限值的70%，且变化大于30% 310介损超过标准要求37电容量8与出厂值或前次试验值相比，偏差达于5%。438油中溶解气体分析总烃4总烃含量大于150l/l， 3色谱按评价标准最高

16、扣分只扣一次8产气速率大于10%/月10总烃含量大于150l/l，且有增长趋势，但产气速率大于10%/月C2H24乙炔含量大于注意值4CO、CO24CO含量有明显增长2H24H2含量大于150l/l，239红外测温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2风机运行异常210油泵、水泵及油流继电器工作异常41冷却装置控制系统10冷却器控制系统异常242冷却装置散热效果2冷却装置表面有积污，但对冷却效果影响较小310冷却装置表面积污严重

17、，对冷却效果影响明显43水冷却器（如有）10冷却水管有渗漏444渗油2有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区。245漏油10渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴5s或形成油流42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 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4油位异常347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23或硅胶自上而下变色。210呼吸器无呼吸。48分接位置10有载分接开关的分接位置异常449渗漏2有轻微渗漏310渗漏严重50运行切换次数10分

18、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10超出制造厂规定检修时间间隔352在线滤油装置4在线滤油装置压力异常。310未按制造厂规定维护53传动机构10电机运行异常或传动机构传动卡涩454限位装置失灵10装置失灵455滑档10滑档356控制回路10控制回路失灵，过流闭锁异常357试验动作特性10动作特性试验不合格458油耐压10不合格3 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

19、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4温度计指示异常，二次回路绝缘电阻不合格161油位指示计4油位计指示异常162压力释放阀8有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格263气体继电器8气体继电器有渗漏油现象 ，二次回路绝缘电阻不合格364温度计、分接开关位置等远方与就地指示一致性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4温度计指示异常，二次回路绝缘电阻不合格161油位指示计4油位计指示异常162压力释放阀8

20、有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格263气体继电器8气体继电器有渗漏油现象 ，二次回路绝缘电阻不合格364温度计、分接开关位置等远方与就地指示一致性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

21、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

22、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

23、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

24、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1C2H6、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2C2H6、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100 mA；停电检测铁心绝缘电阻，绝缘电阻较低（如几k）铁心多点接地3C2H6和C2H4增长较快，CO和CO2增长不明显直流电组比上次测试的值有明显的变化导电回路接触不良4油中C2H4、CO、

25、CO2含量增长较快。分相低电压下的短路损耗明显增大多股导线间短路5故障特征是低温过热逐渐向中温至高温过热演变，且油中CO、CO2含量增长较快。1.1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱会有明显的增长油道堵塞6油中C2H6、C2H4含量增长较快，有时会产生H2和C2H2红外测温检查套管连接接头有否高温过热现象导电回路分流7色谱呈现高温过热特征，总烃增长较快直流电阻不稳定，并有较大的偏差；在较低的电压励磁下，也会持续产生总烃。结构件或磁屏蔽短路8色谱呈现高温过热特征，总烃增长较快1.1倍的过电流会使油色谱会有明显的增长漏磁回路的涡流绕组连接（或焊接）部分接触不良2）放电性缺陷原因分析判断序号状态量描述辅助判断方法或停电测试项目缺陷原因判断1色谱呈现高能放电特征，乙炔增长速度快放低有载开关油位，停止调压，色谱特征气体不再增长；有载分接开关储油柜中的油位异常升高或持续冒油，或与主储油柜的油位趋于一致。有载分接开关泄漏2有少量H2、C2H2产生，总烃稳步增长趋势。局放量超标悬浮电位接触不良3C2H2单项增高，油中带电度超出规定值，逐台开启油泵，测量中性点的静电感应电压或泄流电流，如长时间不稳定或稳定值超出规定值，则表明可能发生了油