DL∕T 1685-2017 油浸式变压器(电抗器)状态评价导则

备案号：58823-2017油浸式变压器(电抗器)状态评价导则国家能源局发布I前言 Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 14状态信息分类 2 2 3 3 35状态评价分类 3 3 36状态评价基本要求 37状态量的量化标准 4 4 4 48部件及整体的评价 4 4 5附录A(规范性附录)变压器(电抗器)状态量评价标准 6附录B(资料性附录)缺陷诊断 附录C(资料性附录)变压器(电抗器)状态评价报告推荐格式 附录D(资料性附录)变压器(电抗器)状态评价典型案例 0刘勇、邵进、潘瑾、贾伯岩、陈志勇、刘山、陶风波、弓艳朋、邓彦国、王峰、何文林、孙翔、1油浸式变压器(电抗器)状态评价导则本标准规定了运行中交流油浸式变压器(电抗器)的状态信息分类、状本标准适用于系统电压等级为110(66)kV~750kV的交流油浸式变压器(电抗器)。DL/T1684—2017油浸式变压器(电抗器)状态检修导则单项(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，设备仍可以继续2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)工艺的其他设备，不论其当前是否可检出同类缺陷，在这种能够代表状态量原始值的试验值。其可以是出厂值或主体进行解体性检修之后的首次试验值等。初值差一般用(当前测量值一初值)/初值的百分数到货验收记录、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34状态量的重要程度，从轻到重分为四个等级，分别为1级、2级、3级、4级，其影响因子为1、2、3、4,见表1。其中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1级2级3级12344、8、10,见表2。劣化程度I级IV级248时，其基本扣分值y按式(1)计算。变压器(电抗器)各部件包含的状态量见附录A。5非电量保护和变压器(电抗器)状态评价报告推荐格式参见附录C。状态o变压器(电抗器)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号影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)1I2短路冲击电流在允许短路电流的50%～70%,2测试时，本项不扣分；测试结果按相关项目(色谱、频率响应、扣分Ⅱ4短路冲击电流在允许短路电流的70%～90%,2I223I2行规定24I22性确定5储油柜密封元件(胶囊、隔膜、金属膨胀器)Ⅱ44金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损64油位异常；过高或过低27渗油I2有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区2劣化影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)8漏油4于每滴5s(每分钟12滴)49噪声及振动I24I4I21Ⅲ8呼吸器42呼吸器无呼吸Ⅲ83压力释放阀动作(周围有油迹)44(轻瓦斯)发信，但油中溶解气体分析无异常4(尤其负压区)轻瓦斯发信，且色谱异常或重瓦斯动作(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3分是否为分接连线问题I23Ⅲ8电容量IⅡ~IV4表A.1(续)影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)I2铁芯接地电流一般不大于0.1A23应结合油中溶解气体分析、绕组电容量以及变压器短路情况综合考虑I23IⅡ~IV12油介质损耗因数(tano)Ⅱ4110kV～220kV变压器3I4110(66)kV～220kV变压器34110(66)kV变压器34233聚合度测试，本项不扣分I43序号劣化影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)油中溶解气10%/月310%/月8乙炔含量大于注意值(330kV及以上1μL/L;其他电压等级5μL/L),无明显增长趋势3显增加I4H₂含量大于150μL/L242变压器中性点I~Ⅲ中性点直流电流介于1A～3A3Ⅲ8中性点直流电流大于3A局部放电4故障信息43Ⅲ82Ⅲ82储油柜密封元件(胶囊、隔膜、金属膨胀器)Ⅲ82绕组材质及工艺Ⅲ82序号劣化影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)1外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施32外观I243油位异常34I235Ⅲ4386电容量I44Ⅲ87I8C₂H₂含量大于注意值3I4CH₄含量大于100μL/L4H₂含量大于500μL/L8(套管柱头)I23图谱I4(套管本体)39局部放电3A.3冷却(散热)器系统状态量评价标准冷却(散热)器系统状态量评价标准见表A.3。序号影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)1电机运行I22223I2冷却装置表面有积污，但对冷却效果影响较小3冷却装置表面积污严重，对冷却效果影响明显4水冷却器(如有)45渗油I2有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区26漏油I2有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区47电源828Ⅲ8强油循环的冷却系统的相互独立电源未采用自292水冷却器(如有)Ⅲ82二序号影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)lI43片表A.4(续)劣化影响因子影响因子)2呼吸器42呼吸器无呼吸344I23583制造厂检修周期规定：次数、时间6与前次检修间隔Ⅲ8超出制造厂规定检修时间间隔3743Ⅲ8未按制造厂规定维护8电动机运行异常或传动机构传动卡涩49限位装置失灵4滑挡滑挡3343(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3序号影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)1I422(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)同相初值差超过±2%3序号影响因子扣分值(基本扣分×影响因子)1I412413压力释放阀824Ⅲ835I426Ⅱ427防雨措施Ⅲ82882变压器缺陷诊断的关键点1绝缘受潮压和体积电阻率，局部绝缘的介质损耗测试、标2油中溶解气体分析(CO和CO₂增长不明测试铁芯外引接地电流，确认是否多点接地；不能排除铁芯段间短路3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4夹件过热油中溶解气体分析(CO和CO₂增长不明显),铁芯外引接地处电流，空载试验，铁芯绝形变压器要注意5导电回路接触不良油中溶解气体分析(注意CO和CO₂的增长6无载分接开关放电油中溶解气体分析(CO和CO₂增长不明的位置相关；绕组直流电阻增大7容量测试89局部放电油中溶解气体分析，绕组直流电阻、变比、先确认是否油流放电；运行中局部额定电压电弧放电油中溶解气体分析，绕组直流电阻、变比、悬浮放电油中溶解气体分析，绕组直流电阻、变比、是否涉及固体绝缘；是否与负荷密油中溶解气体分析，油中糠醛、介质损耗、油中糠醛、聚合度表B.1(续)变压器缺陷诊断的关键点(区别受潮)油中溶解气体分析，油介质损耗、含水量、缘电阻和介质损耗(绕组间和对地分别测试),变压器轻瓦斯频繁动作(冷却器进空气)停电测试项目C₂H₆、C₂H4增长较快，可能有H₂和C₂H₂,CO和CO₂增长不明显空载损耗异常增大；的增长2C₂H₆、C₂H4增长较快，可能有H₂和C₂H₂,CO和CO₂增长不明显绝缘电阻较低(如几千欧)3C₂H₆和C₂H₄增长较快，CO和CO₂增长不明显导电回路接触不良4油中C₂H₄、CO、CO₂含量增长较快多股导线间短路5过热演变，且油中CO、CO₂含量增长较快油道堵塞6油中C₂H₆、C₂H₄含量增长较快，有时会导电回路分流7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，或与主储油有载分接开关泄漏89显的增长触不良辅助判断方法或停电测试项目1有少量H₂、C₂H₂产生，总烃稳步增长趋势悬浮电位接触不良表B.3(续)辅助判断方法或停电测试项目2C₂H₂单项增高，油中带电度超出规定值电压或泄流电流，如长时间不稳定或稳定电现象油流带电3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，表明铁芯或结构件放电，若铜含量较高，表明4H₂和CH₄。油中含气量过大析，如主要是氧和氮，表明是气泡放电5具有高能量电弧放电特征，主要气体是绝缘电阻会有下降的可能，油中金属铜或引线绝缘击穿6以C₂H₂为主，且通常C₂H₄含量比CH₄低下降，超声波值减小油箱磁屏蔽接触不良辅助判断方法或停电测试项目1仅有H₂增长较快，油中含水量超标，油外部进水，绝缘受潮辅助判断方法或停电测试项目1阻抗增大，频响试验异常，电容量有变变压器(电抗器)状态评价报告推荐格式110kV××站1号设备型号电压组合交流110kV出厂日期1999年5月1日出厂编号投运日期1999年10月20日生产厂家检修时间2010年6月10日试验时间2011年6月10日上次评价结果正常状态上次评价时间2013年6月20日√定期评价口缺陷评价□不良工况评价□检修评价□隐患评价非电量保护000000部件评价结果正常状态正常状态正常状态[隐患][储油柜密封元件(胶囊、隔膜、金属膨胀器)]储油柜为胶囊式，且运行超过15年，扣[分接开关][与前次检修时间]超出制造厂规定检修时间间隔，扣30分(类别、内容、时机)该设备胶囊式储油柜已运行15年，存在破裂安全隐患，建议如下修，在2015年内对该变压器储油柜进行技术改造，同时执行C类检修，对有载分接开关进行检评价人员张××评价时间2014年6月10日结果审核该设备状态异常主要由老化引起，评价结论适当审核结果同意尽快执行B类检修，在2015年内对该变压器储油柜进行技术改造，同时执行C类检修，对有载分接开关进行检修。执行停电检修前加强红审核人员李××审核时间2014年6月11日变压器(电抗器)状态评价典型案例某SFPSZ9-150000/220型变压器，2003年3月出厂