油浸式变压器（电抗器）状态评价导则

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DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/TXXXXX—XXXX

油浸式变压器（电抗器）状态评价导则

Guideforconditionevaluationofoil-immersedpowertransformers(reactors)

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（征求意见稿）

-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

发布

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前言

为规范和有效开展设备状态检修工作，参照相关规程，并结合各单位变压器（电抗器）故障分析及

运行检修管理经验，制订本导则，作为制定状态评价的依据。

本标准的编写格式按照GB/T1.1—2009要求编写。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由全国电力设备状态维修与在线监测标准化技术委员会归口。

本标准主要起草单位：

本标准参加起草单位：

本标准主要起草人：

本标准参加起草人：

本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市宣武区白广

路二条一号，100761）。

II

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油浸式变压器（电抗器）状态评价导则

1范围

本标准规定了交流油浸式变压器（电抗器）状态评价方法的状态量构成、评价原则、评价分类、状

态量的量化标准、以及部件和整体的评价方法。

本标准适用于110（66）～750kV电压等级的交流油浸式变压器（电抗器），35kV及以下参照执行。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所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。

DL/T393-2010输变电设备状态检修试验规程

DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则

DL/T722变压器油中溶解气体和判断导则

DL/T984油浸式变压器绝缘老化判断导则

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。

3.1.1

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。

3.1.2

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。

3.2

设备部件component

功能相对独立的单元称为部件。变压器分为本体、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。

3.3

设备状态conditionofcomponent

1

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按设备各部件及其状态量评价情况，对设备状态作的分类。分为正常、注意、异常和严重四种状态。

3.3.1

正常状态normalcondition

表示设备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。

3.3.2

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。

3.3.3

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，应重点监视运行，并适时安排停电检修。

3.3.4

严重状态seriouscondition

单项重要状态量严重超过标准限值，应尽快安排停电检修。

3.4

不良工况undesirableservicecondition

设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不良影响的各种特别工况。

[DL/T393-2010，术语和定义3.12]

3.5家族缺陷familyDefect

经确认由设计、和/或材质、和/或工艺共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。如出现这类缺陷，

具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的其它设备，不论其当前是否可检出同类缺陷，在这种缺陷隐患

被消除之前，都称为有家族缺陷设备。

3.6危急缺陷criticalDefect

严重程度已使设备不能继续安全运行，随时可能导致事故的缺陷。必须尽快消除或采取必要的安全

技术措施临时处理。

3.7初值initialValue

能够代表状态量原始值的试验值。初值可以是出厂值、交接试验值、早期试验值、设备核心部件或

主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差定义为：（当前测量值-初值）/初值100%。

4状态量构成

4.1投运前信息

主要包括设备技术说明书、设备监造报告、计算书、型式试验报告、出厂试验报告、运输记录、到

货验收记录、交接试验报告、安装验收记录、新（改、扩）建工程有关图纸等纸质和电子版资料。

2

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4.2运行信息

主要包括设备运行属性（如设备归属、运行编号等）、设备巡视记录、维护记录、故障跳闸记录、

故障典型案例库、缺陷和消缺记录、在线监测和带电检测数据以及不良工况信息等。

4.3检修试验信息

主要包括例行试验报告、诊断性试验报告、专业化巡检记录、缺陷及故障记录、检修报告及设备技

术改造信息等。

4.4隐患信息

可能影响设备安全运行、导致故障风险增大的潜在因素。主要包括：同型、同厂、同类设备故障的

情况或家族性缺陷，相关反事故措施执行情况，污秽区域分布图、舞动区域分布图、雷区分布图、冰区

分布图、风区分布图等电网运行环境信息。

5状态评价原则

状态评价主要原则如下：

a)开展设备状态评价，应保证设备技术说明书、设备监造报告、出厂试验报告、到货验收记录、

交接试验报告和安装验收记录等投运前设备信息完整、准确。

b)应综合考虑设备在制造、运输、安装、交接试验等投运前环节存在的问题，合理确定设备状态

量的初值。除历经影响状态量数值的检修，初值应保持不变。初值推荐的选择顺序为：A或B

级检修后首次试验值、首次例行试验值、交接值和出厂值。

c)在线监测信息不宜直接参与评价，发现在线监测数据异常时，应采用巡视、带电检测或停电试

验等手段进行诊断确认，再进行状态评价。

d)对于运行时间超过30年的老旧设备，应按照DL/T984开展相应项目检测及老旧设备专项评价。

e)状态评价时如有状态量缺失，可默认为其不扣分。

f)各种重大保电活动、迎峰度夏、迎峰度冬前应对设备进行专项状态评价。

g)状态评价宜采用计算机系统辅助进行，但对非正常状态宜进行人工核实和审核。

6状态评价分类

6.1初次评价

新投运或返厂检修后的设备，应综合出厂试验、安装信息、交接试验信息以及带电检测据对设备进

行初次评价，宜在投运后一个月内完成。

6.2定期评价

为制定下年度状态检修计划，应综合初次评价结果，以及设备隐患、运行巡检、试验信息，定期开

展状态评价，每年不应少于一次。

6.3动态评价

按下列要求开展设备动态评价：

a）缺陷评价：发现缺陷后，应根据缺陷的处理情况，结合巡检、带电检测、停电试验等数据对设

备进行的评价，宜在一周内完成评价；危急缺陷应马上处理，消除缺陷后应对变压器进行检修评价；

b）检修评价：现场检修后，应根据设备检修及试验获取的状态量对设备进行的评价，宜在一周内

完成评价；

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c）专项带电检测评价：根据需要开展专项带电检测后，应根据检测获取的状态量对设备进行的评

价，宜在一周内完成评价；

d）不良工况评价：设备经历不良工况后，应根据不良工况的处理情况，结合巡检、带电检测、停

电试验数据对设备进行的评价，宜在一周内完成评价；

e）隐患评价：发布了家族缺陷，或同厂、同型、同期设备发布故障信息被列入反措的，宜在一月

内完成评价。

7状态量的量化标准

7.1状态量的重要程度

视状态量对变压器（电抗器）安全运行的重要程度，从轻到重分为四个等级，其影响因子为1、2、

3、4。1级、2级与一般状态量对应，3级、4级与重要状态量对应。变压器（电抗器）各个状态量权重

见附录A。

表1状态量影响程度的分级

重要重要重要程度重要程度程度程度1级2级3级4级

影响因子1234

7.2状态量的劣化程度

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，对应的基本扣分值为2、4、8、

10分。定量状态量的劣化程度还可根据状态量的大小取区间级，基本扣分值采用线性插值方法确定。变

压器（电抗器）各个状态量劣化程度的判断依据及其基本扣分值见附录A。

表2状态量劣化程度的分级

劣化程度Ⅰ级Ⅱ级Ⅲ级Ⅳ级

基本扣分值值值24810

7.3状态量的扣分

状态量应扣分值由状态量重要程度和劣化程度共同决定，即状态量的扣分值等于该状态量的基本扣

分值乘以影响因子，见式（1）。状态量正常时不扣分。

状态量的扣分值=基本扣分值×影响因子（1）

8部件及整体的评价

8.1部件的评价

8.1.1状态量的扣分部件

变压器（电抗器）各部件包含的状态量见附录A.1~A.6。

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B。

4

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8.1.2部件评价方法

部件评价应同时考虑单项状态量扣分和部件合计扣分情况，部件状态评价标准见表3。

当任一状态量单项扣分和部件合计扣分同时满足表3规定时，评价为正常状态；

当任一状态量单项扣分或部件合计扣分满足表3规定时，评价为注意状态；

当任一状态量单项扣分满足表3规定时，评价为异常状态或严重状态。

表3各部件评价标准

部件状态评价标准

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≤12>30(12,20](20,30]>30

套管≤20≤12>20(12,20](20,30]>30

冷却系统≤20≤12>20(12,20](20,30]>30

分接开关≤20≤12>20(12,20](20,30]>30

非电量保护和在线

≤20≤12>20(12,20](20,30]>30

监测装置

8.2整体的评价

8.2.1初次评价

应综合投运前状态评价结果和各部件的评价结果。

其中，投运前状态量评价标准见附录A.0，投运前状态评价标准见表4，合计扣分小于20分设备为正

常状态，否则为注意状态。

当投运前状态评价和所有部件评价为正常状态时，整体评价为正常状态；当投运前状态评价或任一

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。

表4投运前状态评价标准

投运前状态正常状态注意状态

评价标准合计扣分≤20合计扣分>20

8.2.2定期评价和动态评

应综合各部件的评价结果。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C。典型状态评价案例参见附录D。

5

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AA

附录A（规范性附录）

变压器（电抗器）状态量评价标准

A.0变压器（电抗器）投运前状态量评价标准

表A.0变压器（电抗器）投运前状态量评价标准表

序状态量劣化基本影响因

判断依据扣分值备注

号分类状态量名称程度扣分子

下列信息资料完整(纸质或电子版均可)：

1)技术说明书

2)设备监造报告

1设计制造资料Ⅰ24

3)计算书

4)型式试验报告

5)出厂试验报告

投运前

2设备运输记录Ⅰ2设备运输记录完整2

下列信息资料完整(纸质或电子版均可)：

1)到货验收记录

3安装交接资料Ⅰ24

2)交接试验报告

3)安装验收记录

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A.1变压器（电抗器）本体状态量评价标准

变压器（电抗器）本体状态量评价标准见表A.1。

表A.1变压器（电抗器）本体状态量评价标准表

序状态量劣化基本影响扣分值（基本扣

判断依据备注

号分类状态量名称程度扣分因子分×影响因子）

已发布的家族缺陷；或

对家族缺陷的处理应根据实际

1者同厂、同型、同期设Ⅲ8未整改的2

情况确定

备的故障信息

2抗短路能力校核结果Ⅲ8校核结果不满足当前电网最大短路电流要求且未整改2

隐患

3低压母线绝缘化Ⅲ8变压器35kV及以下低压母线未实施绝缘化2

油枕密封元件（胶囊、8

4Ⅲ储油柜密封件为胶囊和隔膜，且运行超过15年2

隔膜、金属膨胀器）

5绕组材质及工艺Ⅲ8绕组为薄绝缘、铝线圈，且运行超过20年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按本表要求安排绕组损坏相关

Ⅰ2

次及以上测试时，本项不扣分；测试结

短路电流、短路次数果按相关项目（色谱、频率响

6Ⅱ4短路冲击电流在允许短路电流的70%～90%，按次扣分2

应、短路阻抗、绕组电容量等）

Ⅳ短路冲击电流达到允许短路电流％以上，按次扣分

1090标准扣分。

短路冲击的持续时间每超过

7短路冲击累计Ⅰ2短路冲击电流达到允许短路电流90％以上，按次扣分2

运行0.5s，应增加一次统计次数

8变压器过负荷Ⅰ2达到短期急救负载运行规定或长期急救负载运行规定2

具体限值根据变压器过励磁特

9过励磁Ⅰ2达到变压器过励磁限值2

性确定

10油枕密封元件（胶囊、Ⅱ4金属膨胀器有卡滞、隔膜式油枕密封面有渗油迹4

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序状态量劣化基本影响扣分值（基本扣

判断依据备注

号分类状态量名称程度扣分因子分×影响因子）

隔膜、金属膨胀器）Ⅳ10金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损

11本体储油柜油位Ⅱ4油位异常；过高或过低2

12渗油Ⅰ2有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区。2

有轻微渗漏(但渗漏部位位于非负压区)，不快于每滴5秒（每

Ⅱ4

分钟12滴）；

13漏油4

渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴5s（每分钟12滴）或形

Ⅳ10

成油流

Ⅰ2噪声、振动异常，绝缘油中溶解气体分析正常

14噪声及振动4

Ⅱ4噪声、振动异常，绝缘油中溶解气体分析异常

Ⅰ2表面漆层破损和轻微锈蚀

15表面锈蚀1

Ⅲ8表面锈蚀严重

吸湿器油封异常，或呼吸器呼吸不畅通，或硅胶潮解变色部

Ⅱ4

16呼吸器分超过总量的2／3或硅胶自上而下变色2

Ⅳ10呼吸器无呼吸

17运行油温Ⅲ8顶层油温异常3

18压力释放阀Ⅳ10动作(周围有油迹)4

Ⅱ4（轻瓦斯）发信，但油中溶解气体分析无异常*在排除二次原因后，应进行油

19气体继电器4油中溶解气体分析，或检查渗

Ⅳ10轻瓦斯发信，且色谱异常或重瓦斯动作

漏（尤其负压区）

关注色谱变化、短路情况、分

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

检修接开关以及套管连接，操作分

20绕组直流电阻Ⅳ10出线的绕组，线间偏差大于三相平均值的1％3

试验接开关，测量不同分接电阻值，

2.同相初值差超过±2%

区分是否为分接连线问题

21绕组介质损耗因数Ⅰ2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

8

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序状态量劣化基本影响扣分值（基本扣

判断依据备注

号分类状态量名称程度扣分因子分×影响因子）

Ⅲ8介质损耗因数超标、电容量无明显变化件渗漏、绝缘油试验情况。

22Ⅱ~Ⅳ4~10绕组电容量变化大于3%，但小于5%

电容量4

Ⅳ10绕组电容变化大于5%

铁心多点接地，但运行中通过采取限流措施，铁心接地电流

Ⅰ2关注油中溶解气体分析。异常

一般不大于0.1A

23铁心接地电流2时，如产期速率大于10%/月，

Ⅰ~Ⅳ2~10铁心接地电流介于0.1～0.3A

为紧急缺陷

Ⅳ10铁心接地电流超过0.3A

24绕组频率响应测试Ⅳ10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，

Ⅰ21.短路阻抗与原始值的有差异，但偏差小于2％应结合油中溶解气体分析、绕

25短路阻抗Ⅰ~Ⅳ2~102.短路阻抗与原始值的差异介于2％~3%3组电容量以及变压器短路情况

Ⅳ103.短路阻抗与原始值的差异大于3%综合考虑

Ⅱ~Ⅳ4~10历次相比变化介于30～50%异常时应同时关注含气量、微

26泄漏电流1

Ⅳ10历次相比变化大于50%水含量、变压器密封情况

绕组绝缘电阻、吸收比

27Ⅳ10绝缘电阻不满足规程要求2

或极化指数

28油介质损耗因数（tanδ）Ⅱ4110～220kV变压器tanδ≥4％;330kV及以上变压器tanδ≥2％3

110（66）～220kV变压器≤35kV

29油击穿电压Ⅱ43

330kV及以上变压器≤50kV

110（66）kV变压器≥35mg/L

30水分Ⅱ4220kV变压器≥25mg/L3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

31油中含气量Ⅱ4500kV变压器油中含气量（体积分数）大于3％2

情况

32绝缘纸聚合度Ⅳ10绝缘纸聚合度≤2503

9

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序状态量劣化基本影响扣分值（基本扣

判断依据备注

号分类状态量名称程度扣分因子分×影响因子）

参见DL/T984，如进行绝缘

33糠醛含量Ⅳ10糠醛含量异常3

纸聚合度测试，本项不扣分

34红外测温Ⅱ4油箱红外测温异常3

Ⅱ~Ⅳ4~10总烃含量大于150µl/l，但相对产气速率小于10%/月

总烃3

Ⅳ10总烃含量大于150µl/l，且相对产气速率大于10%/月

油中

乙炔含量大于注意值(330kV及以上1µl/l；其它电压等级色谱按评价标准最高扣分仅扣

溶解Ⅱ8Max(C1+C2，

35C2H25µl/l)，无明显增长趋势3分一次

气体C2H2，H2)

Ⅳ10乙炔含量大于注意值，有增长趋势或伴有CO明显增加

分析

H2Ⅱ4H2含量大于150µl/l2

CO、CO2Ⅱ4CO含量有明显增长2

变压器中性点直流电Ⅰ~Ⅲ2~8中性点直流电流介于1A~3A

363

流测试Ⅲ8中性点直流电流大于3A

采用超声波法、高频法等带电

37局部放电Ⅳ10发现异常放电信号或典型放电图谱4

检测方法

A.2变压器套管状态量评价标准

变压器套管状态量评价标准见表A.2。

表A.2变压器套管状态量评价标准表

序评价状态量劣化基本权重扣分值（基本扣

判断依据备注

号分类状态量名称程度扣分系数分×影响因子）

10

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1外绝缘Ⅳ10外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施3

运行Ⅰ2瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微渗漏

2外观4

Ⅳ10套管出现严重渗漏

3油位指示Ⅳ10油位异常3

4绝缘电阻Ⅰ2主屏小于10000MΩ或末屏小于1000MΩ3

Ⅲ4介损值达到标准限值的70%，且变化大于30%

5介损3

Ⅳ8介损超过标准要求

Ⅱ4与出厂值或前次试验值相比，偏差大于4%

6电容量4

Ⅲ8与出厂值或前次试验值相比，偏差大于