国家电网公司输变电设备状态评价导则汇编

二、技术体系资料（一）国家电网公司标准1国家电网公司主要输变电设备状态评价导则2.SF6高压断路器状态评价导则3。SF6高压断路器状态评价导则编制说明4.油浸式变压器(电抗器）状态评价导则5.油浸式变压器（电抗器）状态评价导则编制说明6.架空输电线路状态评价导则7。架空输电线路状态评价导则编制说明8。国家电网公司主要输变电设备状态检修导则9。SF6高压断路器状态检修导则10.SF6高压断路器状态检修导则编制说明11。油浸式变压器（电抗器)状态检修导则12。油浸式变压器(电抗器）状态检修导则编制说明13.架空输电线路状态检修导则14.架空输电线路状态检修导则编制说明15。国家电网公司输变电设备状态检修试验规程16。国家电网公司输变电设备风险评价导则17.国家电网公司输变电设备状态检修绩效评估标准18。国家电网公司输变电设备状态检修工作验收细则

国家电网公司主要输变电设备状态评价导则

Q/GDWB国家电网公司企业标准Q/GDW171－2008SF6高压断路器状态评价导则GuideforConditionEvaluationofSF6High-VoltageCircuitBreaker2008-01-2发1布2008-01-2实1施国家电网公司发布目录前言..............................................................................................................................................................51范围2规范性引用文件3术语及定义................................................................................................................................................74状态量构成及权重....................................................................................................................................85断路器的状态评价....................................................................................................................................9附录一：SF6高压断路器状态量评价标准(规范性附录1．本体评价标准........................................................................................................................................112、操动机构评价标准................................................................................................................................133、并联电容器评价标准............................................................................................................................234、合闸电阻评价标准................................................................................................................................24二：SF6断路器状态评价报告推荐格式...........................................................................................25............................................................................................................................................................6........................................................................................................................................6)......................................................................11附录4

前言按照国家电网公司设备状态检修管理规定,为规范和有效开展设备状态检修工作，参照相关规程，并结合各单位SF6高压断路器故障分析及运行检修管理经验，制订本标准，,按本标准要求开展设备作为制定状态检修计划的依据。对于开展状态检修的单位和设备状态评价工作。对于未开展状态检修的单位和设备，仍然按原规定编制检修计划。本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。本导则由国家电网公司科技部归口。本导则主要起草单位：江苏省电力公司.本导则参加起草单位:山东电力公司、河北电力公司、华东电网有限公司、浙江电力公司、福建电力公司、中国电力科学研究院。本导则的主要起草人：卞超、高山、董勤伟、潘志新、汤峻、肖匀、杭嵘、杜健、张磊、石启新、许扬金李鸣、柳华荣、宋杲.自发布之日起实施.、李杰、鲁庭瑞、郭建伟、张克全、文乐斌、朱斌、夏勇、朱松林、本导则5

SF6高压断路器状态评价导则1范围本标准适用于国家电网公司系统110（66）～750kV电压等级SF6高压交流瓷柱式和罐式断路器.35kV及以下电压等级的断路器由各网省公司参照执行。规范性引用文件2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。GB1984高压交流断路器GB311.1GB11023GB50150GB/T8905高压输变电设备的绝缘配合高压电气设备六氟化硫气体密封试验导则电气装置安装工程电气设备交接试验标准六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB/T11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T402DL/T593DL/T620DL/T664高压交流断路器订货技术条件高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求交流电气装置的过电压保护和绝缘配合带电设备红外诊断技术应用导则国家电网公司《交流高压断路器国家电网公司《预防交流高压国家电网公司《高压开关设备运行规范》国家电网公司《交流高压断路器技术标准》开关设备事故措施》检修规范》6国家电网公司《高压开关设备技术监督规定》国家电网公司《110（66）kV~500kV交流高压断路器评价标准（试行)》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《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术语及定义下列术语和定义适用于本标准。3.1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。本导则将状态量分为一般状态量和重要状态量。3。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。3。33。43。5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。部件component断路器上功能相对独立的单元称为部件.conditionofcomponent断路器及其部件的状态断路器及其部件的状态分为：正常状态、注意状态、异常状态和严重状态.3.6正常状态normalcondition且良好的范围内,设备可以正常运行。attentivecondition各状态量均处于稳定3。7注意状态7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，或部分一般状态量超过标准值，仍可以继续运行，但应加强运行中的监视。3。8异常状态abnormalcondition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。3.9严重状态seriouscondition单项重要状态量严重超过标准限值4状态量构成及权重4.1状态量构成,需要尽快安排停电检修。4.1.1原始资料设备的原始资料主要包括：铭牌、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、安装使用说明书等.4.1.2运行资料设备的运行资料主要包括：断路器动作次数;断路器故障跳闸记录（自动装置提的供故障电流的波形、相别、幅值、持续时间等）；设备巡视记录；历年缺陷及异常记录；红外测温故障跳闸次数、继电保护及记录等。4.1.3检修试验资料设备的检修试验资料主要包括：检修报告;预试报告；SF6气体检验报告；在线监测信息;特殊测试报告；有关反措执行情况;设备技改及主要部件更换情况等.4.1.4其他资料设备的其他资料主要包括：同型(同类）设备的运行、修试、缺陷和故障的情况；设备运行环境的变化、系统运行方式的变化；安装地点短路电流计算报告;其他影响断路器安全稳定运行的因素等。84.2状态量权重视状态量对SF6高压断路器安全运行的影响程度1、权重2、权重3、权重4,其系数为1、2、3、4。权重3、权重4与重要状态量对应,从轻到重分为四个等级，对应的权重分别为权重1、权重2与一般状态量对应，权重.4.3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。4.4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状态量的评价表权重系数1234状态量劣化程度基本扣分值ⅠⅡⅢⅣ2482448681224301632408162010105断路器的状态评价断路器的状态评价分为部件评价和整体评价两部分:5.1断路器部件状态评价5.1.1断路器部件的划分根据SF6高压断路器各部件的独立性,将断路器分为：本体、操动机构（分为弹簧机构、液压机构、液压弹簧机构、气动机构等）、并联电容、合闸电阻等四个部件。5.1.2断路器部件状态量扣分标准断路器部件状态量扣分标准见附录一。95.1.3断路器部件的状态评价方法断路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设备部件总体评价标准评价标准正常状态注意状态异常状态严重状态部件合计扣分合计扣分单项扣分单项扣分单项扣分断路器本体〈30≥30≥20≥12≥1212~1620～2420～2420~24≥30≥30≥30≥30操作机构<2012～1612～1612~16并联电容器〈12合闸电阻〈1220～245.2断路器整体状态评价断路器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。断路器状态评价报告推荐格式见附录二。10附录一：SF6高压断路器状态量评价标准(规范性附录）1．本体评价标准应扣分值权重(基本扣基本扣分部件状态量劣化程度级别判断依据系数分×权重）本体累计开断短路电II小于但达到厂家规定值80%441流值(折算后）IVIII10大于厂家规定值、连接螺栓有外观连接法兰较严重的锈蚀或油漆脱落现象本体锈蚀振动和声响8设备运行中有异常振动、声响；IVIV10104内部及管道有异常声音（漏气声、振动声、放电声等）高压引线及端子板连接引线端子板有松动、变形、41开裂现象或严重发热痕迹接地连接有锈蚀或油漆剥落接地连接锈蚀I28IIIIV接地引下线松动接地连接松动接地线已脱落，设备与接地断开410分、合闸位置指示不正确，10与当时的实际本体运行状4态不相符分、合闸位置指示IV基基础破损础IVIII10基有础严重破损或开裂148基有础轻微下沉或倾斜基有础严重下沉或倾斜，影响设备安全运行及支架基下础沉IV10支架锈蚀IV10支架有严重锈蚀10支架有松动或变形13支架松动IVII瓷套4瓷套外表有明显污秽10瓷套外表有严重污秽瓷套污秽3IVI2瓷套有轻微破损瓷套有较严重破损,但破损部位不影响短期运行瓷套破损IIIVI4310瓷套有严重破损或裂纹瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕2瓷套放电3瓷套外表面有明显放电或较严重电晕IV101112323均均压环锈压蚀均压环有严重锈蚀均压环有轻微变形IV102环均压环变形IIVI10均压环有严重变形均压环破损2均压环外观有轻微破损IV10均压环外观有严重破损相间连杆有严重锈蚀相相间连杆间锈蚀连相间连杆杆变形IV10相间连杆明显变形IVIII10SF6833外观外观有破损或有渗漏油压力表指示异常压力表及压力表指密IV10示度继电器SF6气体两次补气间隔大于3一年且小于两年I2SF6气体密度SF6气体湿度主回路电阻值两次补气间隔小于一年大于半年IIIIIII484两次补气间隔小于半年运行中微水值大于300µL/L3运行中微水值大于300µL/L且有快速上升趋势运行中微水值大于500µL/L且有快速上升趋势IIIIVI8102和出厂值比较有明显增长420％20％但小于但不超过超过出厂值的II450％IIIII84超过出厂值的50%温差不超过15K3红外热点温度≥80℃或相对温差≥80%III8测引线接头温热点温度差≥95％温差不超过10K≥110℃或相对温IVII1044灭弧室热点温度≥55℃或相对温差≥80％III812IV10热点温度≥80℃或相对温差≥95％II483密封件密封件接近使用寿命密封件超过使用寿命IIIIVIII罐式断CT异常声响10CT内有异常声响33路器CT二次回路绝缘电阻8CT二次回路绝缘电阻小于2MΩCT外壳密封条CT外壳IIIIIIIVIVIVIIIIV88密封条脱落323313CT外壳有变形罐内有异响1010108罐内异响罐体加热带罐体加热带异常罐体有较严重锈蚀局部放电有异常局部放电有异常且有增长趋势罐体锈蚀局部放电10IIIIV82同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息严重缺陷未整改的10危急缺陷未整改的2操动机构评价标准．2。1液压机构评价标准应扣分值权重（基本扣基本扣分部件状态量劣化程度级别判断依据分×权重)4液压机构机械操作大于厂家规定次数的50％且少于厂家规定次数的80％I2机械操作大于厂家规定次数的80%且少于厂家规定次数操作次数II4机械操作大于厂家规定次数IV103分合闸线圈分合闸脱扣器不满足下列要求：合闸脱扣器应能在其额定电压的85％~110%范围内操作电压IV10可靠动作;分闸脱扣器应能在其额定电源电压65%～110%范围内可靠动作。当电源电压低至额定值的30%时不应脱扣。13IV10直流电阻与出厂值或初始320％线圈引线断线或线圈烧坏4直流电阻值的偏差超过IVIVIVIVIV1010分合闸线圈机分闸时间械合闸时间特合分时间性相间合闸不333不符合厂家要求10不符合厂家要求1010不符合厂家要求相间合闸不同期大于或5ms3同期相间分闸不同期不符合厂家要求IVIVIVIV10101010相间分闸不同期大于或3ms3不符合厂家要求同相各断口合闸不同期同相各断口分闸不同期储绝缘电阻能同相各断口合闸不同期大3于3ms或不符合厂家要求同相各断口分闸不同期大3于2ms或不符合厂家要求3储能电机绝缘电阻低于0.5MΩ（采用500V或1000V兆欧表测量）电机锈蚀IIIII84储能电机外壳严重锈蚀134异响损坏储能电机有异响IVIII108储能电机烧损或停转三相不一致保护三相不一致保护功能检查3不正常或不符合技术文件要求IIIVII41043油压力表外观有损坏指示有异常泵的补压时间泵的补压时间不满足厂家3技术条件要求II48泵的零起打压时间不满足2厂家技术条件要求泵的零起打压时间III3分闸、合闸、重合闸操作压操作压力下降值力下降值不满足技术文件要求II48液压机构24小时次4液压机构压力及打压内打压数超过技术文件要求液压机构24小时内打压次数超过技术文件要求且有上升的趋势IIIIVIVIIIIIIII10108液压机构打压不停泵分闸闭锁、合闸闭锁动作3313储气缸储气缸渗油储气缸漏氮,未到报值警失灵，压力异常升高84动作计数器I2机密封机构箱密封不良14构箱机构箱密封不良，箱内有积水IV10I28机构箱有轻微变形机构箱有较严重变形1变形III机构箱锈蚀IV10机构箱有严重锈蚀2二温湿度控制II温湿度控制器工作不正常，3加热器不能正常启动，温湿度控制器不正常启动，机构箱内有凝露现象48次装置元III件4其它二次元件接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、切换开关等二次元件接触不良或切换不到位;IV108控制回路的电阻、电容等零件损坏端端子排锈蚀III端子排有较严重锈蚀23子二次电缆排及绝缘层有变色、老化或损坏等二次电III8缆3辅助及控制回路绝缘电阻辅助及控制回路绝缘电阻III8低于2MΩ(采用500V或1000V兆欧表测量)II488密封件接近使用寿命32密封件IIIIIIIV密封件超过使用寿命同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息严重缺陷未整改的10危急缺陷未整改的2。2弹簧机构评价标准应扣分值权重（基本扣部件状态量劣化程度级别基本扣分判断依据分×权重）机械操作大于厂家规定次数的50%且少于厂家规定次数的80％弹簧机构操作次数I2415机械操作大于厂家规定次数的80％且少于厂家规定次数II4机械操作大于厂家规定次数分合闸脱扣器不满足下列要求:IV10分合闸线圈合闸脱扣器应能在其额定电压的85％~110%范围内可靠动作；分闸脱扣器应能在其额3操作电压IV10定电源电压65%~110％范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%时不应脱扣.直流电阻与出厂直流电阻IVIVIV101010值或初始值的偏3差超过20％分合闸线圈线圈引线断线或线圈烧坏4时间分闸时间与初始值有明显偏差或不符合厂3家要求特性与初始值有明显偏差或不符合厂3家要求合闸时间IVIV1010与初始值有明显偏差或不符合厂3家要求合分时间相间合闸相间合闸不同期大于5msIVIV101033不同期相间分闸不同期相间分闸不同期大于3ms同相各断口合闸不IV同期同相各断口合闸不同期大于3ms10103同相各断口分闸不IV同期同相各断口分闸不同期大于2ms316储能储能电机绝缘电阻低于0.5MΩ（采3用500V或1000V绝缘电阻IV10电机兆欧表测量）储能电机外壳严重锈蚀锈蚀IIIII841异响损坏储能电机有异响3储能电机烧损或停转IV104分合闸II4弹簧轻微锈蚀1弹簧锈蚀IV10弹簧严重锈蚀弹簧脱落、有裂纹或断裂弹簧损坏IV10433弹簧弹簧储能时间不满足厂家要求IIIVIII4108弹簧储能储能异常弹簧机构操作卡涩弹簧机构操作三相不一致保护功能检查不正常三相不一致保护III84或不符合技术文件要求缓冲器IIIIII842油缓冲器渗漏油失灵31动作计数器机构密封箱机构箱密封不良机构箱密封不良，箱内有积水3IVI102机构箱有轻微变形变形1机构箱有较严重变形IIIIV8机构箱锈蚀机构箱有严重锈2蚀10二次元温湿度控制器工作不正常,加热器II48不能正常启动，机3件温湿度控制装置构箱内有凝露现象温湿度控制器不正常启动，机构箱内有凝露现象III17接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、切换开关等二次元4其它二次元件IV10件接触不良或切换不到位；控制回路的电阻、电容等零件损坏端子排有较严重锈蚀端端子排锈IIIIII8823子蚀排及绝缘层有变色、老化或损坏等二次二次电缆电缆辅助及控制回路绝缘电阻低于2MΩ(采用500V或1000V兆欧表测量）辅助及控制回路绝缘电阻III83密封件接近使用寿命II48密封件32密封件超过使用寿命IIIIIIIV严重缺陷未整改的8同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息危急缺陷未整改的102。3液压弹簧机构评价标准应扣分值(基本扣分×权重）劣化程度级别部件状态量基本扣分判断依据权重机械操作大于厂家规定次数的50％且少于厂家规定次数的80％I24液压机构操作次数4机械操作大于厂家规定次数的80％且少于厂家规定次数II18机械操作大于厂家规定次数IV1010分合闸线圈分合闸脱扣器不满足下列要求：合闸脱扣器应能在其额定电压的85％～110%范围内可靠动作；分闸脱扣3器应能在其额定电源电操作电压IV压65％~110%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%时不应脱扣。直流电阻与出厂值或初直流电阻IV101010101010103433333始值的偏差超过20％分合闸线圈线圈引线断线或线圈烧坏IV时与初始值有明显偏差或不符合厂家要求分闸时间IVIVIV间特性与初始值有明显偏差或不符合厂家要求合闸时间与初始值有明显偏差或不符合厂家要求合分时间相间合闸IV不同期相间合闸不同期大于5ms相间分闸IV不同期相间分闸不同期大于3ms同相各断口合闸不IV同期同相各断口合闸不同期大于3ms101010333同相各断口分闸不IV同期同相各断口分闸不同期大于2ms储能绝缘电阻储能电机绝缘电阻低于IV0。5MΩ（采用500V或1000V兆欧表测量）电机锈蚀异响IIII44储能电机外壳严重锈蚀134储能电机有异响损坏IV10储能电机烧损或停转三相不一致保护功能检三相不一致保护III8查不正常或不符合技术33文件要求外观有损坏II4油压力表IV10指示有异常19泵的补压时间不满足厂3泵的补压时间II44家技术条件要求泵的零起打压时间泵的零起打压时间不满II2足厂家技术条件要求分闸、合闸、重合闸操作压力下降值不满足技术3文件要求操作压力下降值III848液压机构24小时内打压II次数超过技术文件要求液压机构24小时内打压液压机构压力III次数超过技术文件要求4且有上升的趋势IVIVII10104液压机构打压不停泵分闸闭锁、合闸闭锁动作动作计数器机失灵1I2机构箱密封不良构密封箱机构箱密封不良，箱内有积水3IV10I28机构箱有轻微变形机构箱有较严重变形变形12III机构箱锈蚀IV10机构箱有严重锈蚀二次元温湿度控制器工作不正II4常，加热器不能正常启动，机构箱内有凝露现象温湿度控制器不正常启动,机构箱内有凝露现象接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、温湿度控制装置3件III8其它二次元件切换开关等二次元件接触不良或切换不到位;IVIIIIII108423控制回路的电阻、电容等零件损坏端端子排锈端子排有较严重锈蚀子蚀排及二绝缘层有变色、老化或损坏等二次电缆次8电缆辅助及控制回路绝缘电阻低于2MΩ（采用500V或1000V兆欧表测量)辅助及控制回路绝缘电阻III8320密封件II48密封件接近使用寿命密封件超过使用寿命严重缺陷未整改的32IIIIIIIV同厂、同型设备被通报8的故障、缺陷信息10危急缺陷未整改的2。4气动机构评价标准劣化应扣分值权重（基本扣部件状态量程度级别基本扣分判断依据分×权重）机械操作大于厂家规定次数的50%且少于厂家I2规定次数的80%机械操作大于厂家规定操作次数4次数的80％且少于厂家规定次数II4机械操作大于厂家规定次数IV10分合闸脱扣器不满足下列要求：合闸脱扣器应能在其额定电压的85％～110%范围内可靠动作；分闸脱扣器应能在其额定电源电压65%~110％范围内可靠动作,当电源电压低至额定值的30%时不应脱扣。分操作电压合IV103闸气动线机构圈直流电阻与出厂值或初始值的偏差超过20%线圈引线断线或线圈烧坏直流电阻IVIVIVIVIVIVIV101010101010103433333分合闸线圈与初始值有明显偏差或不符合厂家要求与初始值有明显偏差或不符合厂家要求与初始值有明显偏差或不符合厂家要求相间合闸不同期大于5ms分闸时间合闸时间时间合分时间特性相间合闸不同期相间分闸不同期相间分闸不同期大于3ms21同相各断口合闸不IV同期同相各断口合闸不同期大于3ms1010103同相各断口分闸不IV同期同相各断口分闸不同期大于2ms3储绝缘电阻储能电机绝缘电阻低于0。5MΩ(采用500V或31000V兆欧表测量)能电机IV锈蚀IIIII84储能电机外壳严重锈蚀1异响储能电机有异响3损坏IV10储能电机烧损或停转4三相不一致保护功能检查不正常或不符合技术4文件要求三相不一致保护IV10II4108外观有损坏3压力表IV指示有异常压力继电器III动作值异常2气动机构24小时内打压次数超过技术文件要求II4气动机构24小时内打压次数超过技术文件要求且有继续上升的趋势气动机构压力III48IV108分闸闭锁、合闸闭锁动作自动排污装置压缩机III自动排污装置失灵3气动机构压时缩机补压超II433IVII104润滑油乳化加热装置损坏加热装置损坏,管路或阀体结冰加热装置3IV10气水分离器IV104不能正常工作31动作计数器II失灵机密封构箱I2机构箱密封不良机构箱密封不良,箱内有3积水IV10变形I28机构箱有轻微变形1III机构箱有较严重变形机构箱锈IV10机构箱有严重锈蚀2蚀二温湿度控次制装置元温湿度控制器工作不正常,加热器不能正常启3动，机构箱内有凝露现象II422件温湿度控制器不正常启动，机构箱内有凝露现象IIIIVIIIIII8108其它二次接触器、继电器、辅助开关、限位开关、空气开关、元件切换开关等二次元件接触不良或切换不到位；4控制回路的电阻、电容等零件损坏端端子排锈子蚀端子排有较严重锈蚀24排二次电缆及二次电绝缘层有变色、老化或损坏等8缆辅助及控制回路绝缘电阻辅助及控制回路绝缘电阻低于2MΩ（采用500V或1000V兆欧表测量）III83密封件II48密封件接近使用寿命32IIIIIIIV密封件超过使用寿命同厂、同型设备被通报的故障、缺陷信息8严重缺陷未整改的危急缺陷未整改的103并联电容器评价标准．劣化程度基本扣分级别应扣分值权重（基本扣部件状态量判断依据分×权重）瓷套污秽II4瓷套外表有明显污秽瓷套外表有严重污秽瓷套有轻微破损3IV10III24瓷套有较严重破损,但破瓷套破损3损部位不影响短期运行并联电瓷容器套瓷套有严重破损或裂纹IV10瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕I2瓷套放电3瓷套外表面有明显放电或较严重电晕IV1023电容I28电容器有轻微渗油痕迹电容器有较严重渗漏油4痕迹电容器渗漏油III器本电容量初值差有明显变化但不超过±5%电容量II42体介质损耗因数：10kV电压下，膜纸复合绝缘及全膜绝缘<0。0025II43油纸绝缘<0.005，但和上次试验值比较有明显变化介损介质损耗因数：10kV电压下，膜纸复合IV10绝缘及全膜绝缘。>000253油纸绝缘〉0.005同厂、同型设备被通报IIIIV8严重缺陷未整改的2的故障、缺陷信息10危急缺陷未整改的4合闸电阻评价标准．应扣分值权重（基本扣劣化程基本部件状态量度级别扣分判断依据分×权重)合闸瓷电阻套IIIVI4瓷套外表有明显污秽瓷套污秽3310瓷套外表有严重污秽24瓷套有轻微破损瓷套有较严重破损,但破损部位不影响短期运行瓷套破损IIIVI10瓷套有严重破损或裂纹2瓷套外表面有轻微放电或轻微电晕瓷套外表面有明显放电或较严重电3晕瓷套放电IV10阻值和上次试验值比较有明显变化3合闸电阻阻值II48但不大于±5％同厂、同型设备被通报III严重缺陷未整改的2的故障、缺陷信息IV10危急缺陷未整改的注:各单位可根据实际情况和运行经验对状态量重要性进行适当调整。24附录二：SF6断路器状态评价报告推荐格式国家电网公司110（66）kV及以上电压等级SF6高压断路器状态评价报告××公司××变电站××断路器安装地点制造厂运行编号额定电压型号额定电流设备额定短路开资料断电流机构型式投运日期出厂编号出厂日期上次检修日期部件评价结果评价指标单项最大扣分合计扣分本体操动机构合闸电阻并联电容状态评价结果：□正常状态□注意状态□异常状态□严重状态主要扣分情况：描述重要状态量扣分项情况,如一般状态量评价为最差状态时，也应描述；扣分状态量状态描述检修策略评价时间：年月日评价人：审核:上述诊断结果、扣分状态量状态描述如报告篇幅不够,可用附录说明。25SF6高压断路器状态评价导则编制说明26目录前言……………………281、目的和意义………………292、编制过程回顾…………293、实施状态检修应注意的几个问题………304、SF6断路器的状态评价……………………3027前言本编制说明是对状态评价导则内容的进一步解释，重点说明状态评价导则的编制思路、状态评价实施办法和注意事项.281、目的和意义随着电网输变电设备制造水平的发展，电网输变电状况有了较大改善；近年社会用电需求的迅猛增长，电网规模迅速扩大，社会对电网供电可靠性要求越来越高。国家电网公司为适应新形势的要求，在公司系统内部推进输变电设备状态检修工作。状态检修是以状态评价为基础的，状态评价是根据状态检修工作的要求,选取一定数量的状态量,对设备的状态进行分级,为检修策略的制定提供依据。2、编制过程回顾在导则编制过程中，国家电网公司生产部先后组织多次会议，对导则的编制给予协调、指导，并组织专家对导则多次提出修改意见。2006年8月9日,国家电网公司生产部在山东烟台组织召开了设备状态检修讨论会.会议明确江苏电力公司承担国家电网公司《SF6高压断路器状态特征参量评价标准》的编制工作.2006年11月～2007年3月,编制《SF6高压断路器状态特征参量评价标准》的初稿。2007年3月21日～22日，国网公司输变电设备状态检修管理文件编写第二次协调会在南京召开，会议就状态检修体系进行了梳理，明确了各文件的具体内容。会议确定《SF6高压断路器状态检修特征参量评价标准》更名为《SF6高压断路器状态评价导则》。2007年4月26日～30日，江苏省电力公司组织在南京召开讨论会，会上分专业对《SF6高压断路器状态评价导则》的具体内容进行了讨论，提出了修改意见。2007年5月20日~22日，国网公司组织在南京召开协调讨论会，主要讨论江苏编写的《SF6高压断路器状态评价导则》、《SF6高压断路器状态检修导则》的初稿以及和中国电科院编写的《输变电设备状态检修试验规程》、浙江电力公司编写的《输变电设备状态检修辅助决策系统技术导则》、《输变电设备风险评估导则》之间的界定和联系等问题.根据会议上各单位专家提出的修改意见，对《SF6高压断路器状态评价导则》的初稿进行了修改，并发送给工作组成员征求意见。2007年6月10日，《SF6高压断路器状态评价导则》的征求意见稿发给国网，在全网范围内征求意见。2007年9月,征求的意见返回,根据意见进行修改完善工作.292007年9月18日～2007年9月27日~28日,国网组织审查。2007年10月～11月，对提出的意见进行修改。2007年11月26～28，国网组织评审，通过《SF6高压断路器状态评价导则》审查应注意的几个问题3。1制定实施细则20日,在南京召开统稿会,对征求的意见进行讨论及回复。.3、实施状态检修由于国网公司系统地域广阔，各地自然条件、设备状况差异较大，因此本导则的状态量的选择、状态量的权重、状态量的劣化程度分级等仅为推荐，各地区可根据当地的实际情况，并结合运行实际，制定实施细则，适当加以调整。如可根据需要增加或减少部分状态量,或调整状态量的权重.也可针对不同电压等级或厂家型号的设备设置不同的状态量表，以更好的适应当地电网的实际需要。3.2评价的周期因本导则涉及的状态量较多，且有些状态全采用手工评价工作量较大，宜尽快根据《国网编制相应的计算机辅助决策系统，将相应的过程信息化，以减少人工工作量。备计算机辅助决策系统且大多数状态量可实现自动采集的情况下，设备状态评价应实时进行，即每个设备状态量变化时系统自动完成设备状态的更新.如果条件不具备，必须手工评价时,应遵循动态评价和定期评价相结合的原则，对于某些重要状态量发生变化或设备经历了非正常工况(如经受短路电流）后,应进行评价。另外应在度检修计划前,定期对设备进行评价4、SF6断路器的状态评价4。1状态量的获取SF6断路器目前由于有效的带电检测手段还不多，难以真正做到实时监测设备的状量的获取主要来自以下几个方面:量如运行巡视的状态检修辅助决策系统如果在具量更新较快。如果完公司状态编制导则》制定年.态。因此设备状态1)上次停电预试的数据由于预试中试验数据有超过试验标准时，一般都会及时处理，除非缺陷一时难以消除且不影响运行时,才会暂时投运,有这种情况发生时，应注意相关状态量的评价并采取30有效手段及时跟踪其变化趋势.2）运行中巡视、带电检测运行中巡视、带电检测在设备的状态评价中占据重要的地位，在在线监测技术还不成熟的情况下，只能依靠巡视和带电检测手段来掌握设备的实时状态.日常巡视中,对于设备评价标准涉及的状态量应重点检查并做好记录，同时可定期开展检修人员巡视。检修人员巡视的周期可以较长，但巡视内容应和运行人员巡视有所区别，应着重从设备的结构、原理等方面检查设备可能存在的缺陷隐患。应加强设备的带电检测，特别是已被证实为有效的检测手段，如红外测温等。同时积极探索气体的带电检测方法，如紫外检测放电、超声波或超高频检测罐式断路器或GIS局放等。3)家族性的缺陷信息应积极做好设备缺陷的统计分析工作，对已发生的设备缺陷应及时汇总，分析缺陷发生的本质原因，总结同型同厂的设备是否有存在同样缺陷的可能，并及时通报。对于被通报的存在家族缺陷的设备，应根据该缺陷的严重程度确定其状态。4.2关于部件的评价由于断路器可以分为几个功能相对独立的部件，而各部件的状态量基本只反映该部件的状态而与其它部件无关,所以在本导则的评价中将SF6断路器分为了本体、操动机不同的状态，因构、并联电容、合闸电阻等四个部件分别评价。评价后的各部件可以有此制定检修策略时，各部件可以采取不同的检修策略,如执行不同的检修周期和检修等级。4。3本体的评价及部分状态量说明本体包括了SF6断路器的灭弧室、导电部分、SF6气体及管路、瓷套、绝缘拉杆、基础及支架等部分。1）累计开断短路电流值开断短路电流会损失断路器的电寿命.厂家一般规定了满容量开断短路电流的次数，但实际运行中几乎不可能遇到满容量开断的情况,除非有更加准确的电寿命估算方法或31I1.8厂家有另行规定，一般累计电寿命可以按（I为短路电流，kA）估算。2）SF6气体湿度SF6气体湿度除考虑绝对值外，应注意其变化趋势,如果短时间内快速增长，应引起注意。3）红外测温红外测温检测的主要部位包括断口及断口并联元件、引线接头等,红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对温差.判断时，应该考虑测量时及前3小时负荷电流的变化情况.检测4)密封件根据目前的经验,SF6气体密而封件到达厂家规定寿命后，也必须更换。因此设置密封件老化这和分析方法可参考DL/T664.泄漏很多是由于密封件老化引起的，如密度继电器接口、充气逆止阀等除。个状态量,保证密封件按周期更换。4。4操动机构SF6高压断路气动机构（包括气动弹簧机构）等型式。操动机构的评价包括机构和机构箱内元件《国家电网公司状态检修试验规程》中SF6断路试验项目外,也增加了机械方面的检查和功能确认，其检查结果应做记录并反映到状态量的评价上。部分停电试验或检修时发现的状态量超过标准的情况，如机械特性超标、分合闸线圈操作电压变化只有在该缺陷未消除即投运时，才对该设备扣除相应的；对于投运前即采取措施解决该问题的，投运后不再扣分。器的操动机构目前主要有液压机构（包括液压弹簧机构)、弹簧机构、等.器部分除等，分值对于运行中发现的问题，如机构打压频繁，打压次数超过技术文件要求等，应在发现问题后及时调整设备的状态。液压机构和气动机构很多打压频繁、打压不停泵的问题都是由于密封件老化引起的。密而封件到达厂家规定寿命后，一般也必须更换。因此设置密封件老化这个状态量，保证密封件按周期更换。4.5并联电容器32并联电容状态量较少,主要应在运行巡视中注意观察是否有渗漏油的现象，同时停电时注意电容量和介损的测试。另外并联电容器容易出现家族性缺陷，当同批次产品多次出现如渗漏油等问题时，应特别注意。33Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW169－2008油浸式变压器（电抗器）状态评价导则GuideforConditionEvaluationofOil-immersedPowerTransformers(Reactors)2008-01-2发1布2008-01-2实1施国家电网公司发布34目录前言.....................................................................................................................................361范围.....................................................................................................................................372规范性引用文件.................................................................................................................373术语和定义.........................................................................................................................374状态量构成及权重.............................................................................................................395变压器的状态评价.............................................................................................................40附录一：变压器(电抗器）状态评价标准(规范性附录）..................................................42附录二:缺陷诊断(资料性附录）..........................................................................................48附录三：变压器状态评价报告推荐格式.............................................................................5135前言按照国家电网公司设备状态检修管理规定，为规范和有效开展设备状态检修工作，参照相关规程制,并结合各单位变压器准,作为制定状态检修计划的依据.对于开展状态检修的单位和设备，按本标准要求开展.对于未开展状态检修的单位和设备,仍然按原规定编制检修计划。(电抗器）故障分析及运行检修管理经验,制订本标设备状态评价工作本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。本导则由国家电网公司科技部归口本导则主要起草单位：江苏省电力公司。本导则参加起草单位：山东电力公司、河北电力公司、华东电网有限公司、浙江电力公司、福建电力公司、中国电力科学研究院。本导则的主要起草人:吴益明、张军、张霁、王建刚、陈伟、王、敏华德峰周源、贾俊、陈晓建、桑友桥、许扬、李杰、鲁庭瑞、郭建伟、张克全、文乐斌、朱斌、夏勇、朱松林、何文林、顾克拉、李鹏、刘有为自发布之日起实施。、谢楠、.本导则36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。1GB1094.5GB10230GB/T15164GB50150GB/T6451GB/T7252JB/T8637JB/T8751DL/T664电力变压器第1部分总则电力变压器第5部分承受短路的能力有载分接开关油浸式电力变压器负载导则电气装置安装工程电技术参数和要求气设备交接试验标准三相油浸式电力变压器变压器油中溶解气体分析和判断导则无励磁分接开关500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求带电设备红外诊断技术应用导则国家电网公司Q/GDW168—2008《输变电设备国家电网公司《110(66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）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）国家电网公司《预防110（66）kV～500kV变压器(电抗器）国家电网公司《110(66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器)评价标准（状态检修试验规程》技术标准》技术监督规定》事故措施》试行）》37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.3.1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.3.2一般状态量minorcriteria对设备的性能和安全运行影响相对较小的状态量。3.3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。3.4部件component变压器（电抗器)上功能相对独立的单元称为部件。3.5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。3.6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.3.738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。3.8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。3.9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4.1状态量构成4.1.1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.4.1.2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。4.1.3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。4.1.4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。4.2状态量权重39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。4.3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。其对应的基本值为2、4、8、10分。扣分4.4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1234基本扣分值ⅠⅡⅢⅣ2244868481224301632408162010105变压器（电抗器）的状态评价(电抗器）的状态评价分为部件评价和整体评价两部分：)部件状态评价5.1.1变压器（电抗器）部件的划分变压器变压器（电抗器5.1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、)五个部件。电抗器部件的划分参照变压器部件的划分原则.压力释放阀以及油温油位等5.1.2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。40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5.1.3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,视为正常状态;2规定时2规定时，视为注意状态；2规定时，视为异常状态或严重状态。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当任一状态量单项扣分达到表表2各部件评价标准正常状态注意状态异常状态严重状态评价标准部件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≤20≤10≤10≤10≤10≤10>30>20>20>20>2012～20〉20～2412～20〉20～24〉3012～20〉20~24〉3012～20>20～24〉3020～24〉30>30套管冷却系统≤12分接开关≤12非电量保护≤1212~20变压器（电抗器）整体状态评价5.2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。41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状态量扣分值(应扣分值×权重）序号劣化程度基本扣分权重系数判断依据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8严重缺陷未整改的危急缺陷未整改的2210*对家族性缺陷的处理应根据实际情况确定123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.24短路冲击电流在允许短路电流的70％～90％,按次扣分短路电流、短路次数短路冲击电流达到允许短路电流90％以上,按次扣分102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短路冲击累计短路冲击电流达到允许短路电流90%以上,按次扣分2过负荷规定参见《运行规范》全名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45Ⅰ2222运行巡检具体限值根据变压器过励磁特性确定过励磁Ⅰ达到变压器过励磁限值油枕密封元件（胶囊、隔膜、金属膨胀器）本体储油柜油位金属膨胀器有卡滞隔、膜式油枕密封面有渗油迹ⅡⅣⅠⅠⅡⅣⅠ410464金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损78油位异常；过高或过低22有轻微渗油，未形成油滴,部位渗油2位于非负压区。有轻微渗漏（但渗漏部位位于非负压区），不快于每滴5秒；49漏油44渗漏位于负压区或油滴速度快102于每滴5s或形成油流噪声、振动异常，绝缘油色谱正常。查阅变压器运行巡视记录或10噪声及振动42缺陷分析报告；根据国家电网公司《110（66）kV-500浸式变压器噪声、振动异常，绝缘油色谱异常。Ⅱ4（电抗器)运行规范》第二十六条异常声音的处理ⅠⅢ28表面漆层破损和轻微锈蚀1112表面锈蚀12表面锈蚀严重或呼吸器呼吸不畅通,或硅胶潮解变色过总量的2／3或硅胶自上而下吸湿器油封异常，部分超呼吸器Ⅱ4变色。ⅣⅢⅣ10呼吸器无呼吸。1314运行油温8顶层油温异常34压力释放阀10动作(周围有油迹)（轻瓦斯）发信，但色谱分析无＊在排除二次原因后，应进行油色谱分Ⅱ4异常*15瓦斯继电器4轻瓦斯发信,且色谱异常或重瓦斯动作析，或检查渗Ⅳ1010漏（尤其负压区）关注色谱变化、短路情况、分接开关以及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。套管连接，操作分接开关,绕组直流电Ⅳ163阻测量不同分接电阻值，区分是否为分接连线问题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Ⅰ28绕组介质损耗因数1718193部件渗漏、绝缘油试验情介质损耗因数超标、电容量无明Ⅲ显变化况.试验电容量Ⅳ102绕组电容变化>5％4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，Ⅰ铁心绝缘Ⅱ42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。3A2。绕组频响测试反映绕组有变3形Ⅳ10绕组频率响2021ⅣⅠ10绕组频谱、短应测试路阻抗异常时，应结合色谱分析、绕组1.短路阻抗与原始值的有差异，但偏差小于2％。22。短路阻抗与原始值的差异>2％，但小于3%短路阻抗Ⅱ4Ⅳ103电容量以及变压器短路情况3.短路阻抗与原始值的差异>3％综合考虑43ⅡⅣ4历次相比变化30～50％历次相比变化大于50%异常时应同时关注含气量、微水含量、变压器密封情况2223泄漏电流1210绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数油介质损耗因数(tgδ）Ⅳ10绝缘电阻不满足规程要求110~220kV变压器tgδ≥4％;330kV及以上变压器tgδ≥2%110（66）~220kV变压器≤35kV330kV及以上变压器≤50kV110（66）kV变压器≥35mg/L220kV变压器≥25mg/L2425ⅡⅡ4433油击穿电压2627水分Ⅱ432注意取样温度330kV及以上变压器≥15mg/L超过时，注意检查变压器密封情况500kV变压器油中含气量（体积分数）大于3％油中含气量ⅡⅣ4绝缘纸聚合度282910绝缘纸聚合度≤2503红外测温ⅡⅡⅢ448油箱红外测温异常总烃含量大于150μl/l,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３总烃3ⅣⅡ104油中溶解色谱按评价标准最高扣分仅扣分一次C230乙炔含量大于注意值42气体分析H2CO、ⅡⅡ4CO含量有明显增长CO2H240H2含量大于150μl/l,中性点直流电流<1A23变压器中性点直流电流测试318中性点直流电流〉3A2变压器套管状态量评价标准序评价状态量扣分值（应权重扣分值×备注劣化基本扣分判断依据号分类状态量名称程度系数权重）3233外绝缘Ⅳ10外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施3瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微渗漏Ⅰ2外观4ⅣⅣⅠ10102套管出现严重渗漏3435油位指示油位异常33绝缘电阻主屏<10000MΩ或末屏<1000MΩ试验介损值达到标准限值的70%，且变化大于30％36介损Ⅲ8344Ⅳ10介损超过标准要求与出厂值或前次试验值相比，偏差达于5％。3738电容量Ⅲ84Ⅱ4油中总烃Ⅲ8总烃含量大于150μl/l，色谱按评价标准最高扣分只扣一次产气速率大于10%/月3溶解气C2H2体总烃含量大于150μl/l,且有增长趋势，但Ⅳ10产气速率大于10%/月Ⅱ4乙炔含量大于注意值422CO、Ⅱ4CO含量有明显增长分CO2析H2H2含量大于150μl/l，Ⅱ4Ⅳ10接头发热或套管本体温度分部异常参见DL/39红外测温3T—664-19993冷却（散热）器系统状态量评价标准扣分值（应扣分值×权备注重）评价状态量序劣化基本权重系数判断依据号分类状态量名称程度扣分404142巡检电机运行ⅠⅣ10Ⅳ102风机运行异常2油泵、水泵及油流电继器工作异常冷却器控制系统异常冷却装置控制23系统冷却效果装置散热Ⅰ2Ⅳ10Ⅳ10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水管有渗漏434445水冷却器（如有）冷却4有轻微渗油，未形成油滴,部位位于2非负压区。渗油漏油Ⅰ2渗漏位于负压区或油滴速度快于4每滴5s或形成油流Ⅳ10有轻微渗油，未形成油滴,部位位于非负压区。Ⅰ2454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状态量扣分值（应权重扣分值×权备注重)序劣化基本判断依据号分类状态量名称程度扣分系数4647巡视油位呼吸器Ⅱ4油位异常3吸湿器油封异常,或呼吸器2,或硅胶潮解变2／3或呼吸不畅通Ⅱ４色部分超过总量的硅胶自上而下变色。Ⅳ10分接位置Ⅳ10呼吸器无呼吸。有载分接开关的分接位置4异常48495051渗漏Ⅰ2有轻微渗漏3Ⅳ10切换次数Ⅳ10渗漏严重运行分接开关切换次数超过厂3家规定检修次数未检修制造厂检修周期规定：次数、时间与前次检修间隔Ⅳ103超出制造厂规定检修时间间隔525354在线滤油装Ⅱ4在线滤油装置压力异常。3置传动机构Ⅳ10Ⅳ10未按制造厂规定维护电机运行异常或传动机构4传动卡涩限位装置失Ⅳ10灵装置失灵45556滑档Ⅳ10Ⅳ10滑档3控制回路控制回路失灵，过流闭锁异3常5758试验动作特性Ⅳ10Ⅳ10动作特性试验不合格不合格43油耐压4.2无励磁分接开关状态量评价标准状态量扣分值（应权重扣分值×权备注重）基本扣分序号分类状态量名称劣化程度判断依据系数50运行操作机构及档Ⅱ位指示42档位指示模糊或机械闭锁不可靠46状态量扣分值（应权重扣分值基本扣分序号分类状态量名称劣化程度判断依据×权备注系数重）60试验、温度计巡检Ⅱ4温度计指示异常，二次回1路绝缘电阻不合格6162油位指示计Ⅱ压力释放阀Ⅲ48油位计指示异常1有渗漏、发生过误动扣分，2二次回路绝缘电阻不合格气体继电器有渗漏油现6364气体继电器Ⅲ843象，二次回路绝缘电阻不合格温度计、分接Ⅱ偏差超过规定限值2开关位置等远方与就地指示一致性注：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状态量扣分值权重（应扣分备注劣化基本名称程度扣分序号分类状态量判断依据系数值×权重）6061626364试验、温度计Ⅱ巡检44884温度计指示异常，二次回路绝缘11232电阻不合格油位指Ⅱ示计油位计指示异常压力释Ⅲ有渗漏、发生过误动扣分，二次放阀回路绝缘电阻不合格气体继Ⅲ电器温度计、Ⅱ气体继电器有渗漏油现象，二次回路绝缘电阻不合格偏差超过规定限值分接开关位置等远方与就地指示一致性注：此处仅评装置，动作及指示情况在本体部分评价47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，油绝缘的介损升高、绝缘油含水量含水量、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铁心过热油色谱(CO和CO2增长不明显），铁心外引接地测试铁心外引接地电流，确认是否多点接地;不能排除处电流，空载试验，铁心绝缘电阻和介损铁心段间短路；磁屏蔽放电和过热油色谱（总烃升高,早期乙炔比例较高，后期以总局部放电的超声波测量值与负荷电流密切有关烃为主）,测试局部放电的超声波,排除电流回路过热零序磁通引起铁心夹件过热油色谱（CO和CO2增长不明显）,铁心外引接地在排除铁心多点接地和段间短路后，对于全星形或带处电流，空载试验，铁心绝缘电阻和介损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），绕绕组直流电阻增大组直流电阻，低电压短路试验无载分接开油色谱(CO和CO2增长不明显，有时乙炔比例较局部放电的超声波值高与分接开关的位置相关；绕组关放电和过热高），绕组直流电阻，测试局部放电超声波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，频响试绕组短路阻抗或频响变化和电容量测试验，绕组绝缘介损和电容量测试绕组匝层间油色谱,低电压空载和短路试验,变比，绕组直流低电压空载和短路试验，变比测试短路电阻试验局部放电油色谱，绕组直流电阻，变比，低电压空载和短先确认是否油流放电;路试验,油的全面试验,包括带电度、含气量和含运行中局部放电超声信号强度是否与负荷密切水量等，运行中局部放电超声波测量，现场局部放电试验有关；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、介油带电度等特性试验，油流带电试验损、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）电弧放电悬浮放电油色谱，绕组直流电阻，变比，低电压空载和短是否涉及固体绝缘路试验油色谱，绕组直流电阻，变比，低电压空载和短是否涉及固体绝缘;是否与负荷密切有关路试验，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绝缘老化油色谱，油中糠醛、介损、含气量和体积电阻率油中糠醛、聚合度测试，绕组绝缘电阻和介损绝缘油劣化油色谱，油介损、含水量、击穿电压、含气量和涉及固体绝缘多的介损大，而涉及绝缘油多的介损小（区别受体积电阻率测试，绕组绝缘电阻和介损（绕组间特别是铁心对地介损小，可判断油劣化潮）和对地分别测试）,铁心对地绝缘电阻和介损变压器轻瓦油和瓦斯气色谱斯频繁动作油和瓦斯气色谱正常，仅氢气稍高（冷却器进空气）482、缺陷原因的分析判断1）过热性缺陷原因分析判断序号1状态量描述停电测试项目缺陷原因判断铁心短路C2H6、C2H4增长较快可能有H2和空载损耗试验异常增大；C2H2,CO和CO2增长不明显1.1倍过励磁试验下油色谱有明显的增长2C2H6、C2H4增长较快可能有H2和C2H2，运行中用钳形电流表测量铁心接地电流，铁心多点接地CO和CO2增长不明显大于100mA；停电检测铁心绝缘电阻，绝缘电阻较低（如几kΩ)345C2H6和C2H4增长较快,CO和CO2增长不直流电组比上次测试的值有明显的变化明显导电回路接触不良油中C2H4、CO、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故障特征是低温过热逐渐向中温至高温1。1倍的过电流会加剧它的过热，油色谱油道堵塞过热演变，且油中CO、CO2含量增长较会有明显的增长快。678油中C2H6、C2H4含量增长较快，有时会红外测温检查套管连接接头有否高温过导电回路分流产生H2和C2H2色谱呈现高温过热特征，总烃增长较快热现象直流电阻不稳定，并有较大的偏差；在较结构件或磁屏低的电压励磁下，也会持续产生总烃.蔽短路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漏磁回路的涡长流绕组连接（或焊接）部分接触不良2）放电性缺陷原因分析判断序号1状态量描述辅助判断方法或停电测试项目缺陷原因判断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，色谱特有载分接开关泄漏征气体不再增长；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.23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C2H2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油流带电电压或泄流电流,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流带电现象4具有局部放电,这时产生主要气体H2和油中金属微量测试若铁含量较高，表明金属尖端放电铁心或结构件放电，若铜含量较高，表CH4明绕组或引线放电，局放超标。56低能量密度局部放电,产生主要气体是H2检查气体继电器内的气体,取气样分析，气泡放电和CH4。油中含气量过大如主要是氧和氮，表明是气泡放电。具有高能量电弧放电特征，主要气体是H2绝缘电阻会有下降的可能，油中金属铜分接开关拉弧、绕和C2H2。微量测试可能偏大，局部放电量测试超组或引线绝缘击穿标7以C2H2为主，且通常C2H4含量比CH4低。与变压器负荷电流密切相关,负荷电流下油箱磁屏蔽接触不降,超声波值减