2020版1000kV油浸式变压器(电抗器)状态检修技术导则.docx

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  免费在线kV 油浸式变压器(电抗器)状态检修技术导则 XX/T XXXXX XX/T XXXXX—XXXX I I 目 次 前言 III 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 总则 3 5 状态量构成及权重 4 6 状态评价 5 7 状态检修项目及要求 6 8 状态检修策略 7 附录 A（规范性附录） 变压器主体变（电抗器）状态量评价标准 1 附录 B（规范性附录） 变压器调压补偿变状态量评价标准 7 附录 C（资料性附录） 缺陷诊断 14 附录 D（资料性附录） 变压器(电抗器)状态评价报告推荐格式 1 XX/T XXXXX XX/T XXXXX—XXXX PAGE PAGE 1 1000kV 油浸式变压器(电抗器)状态检修技术导则 范围 本标准规定了1000kV交流油浸式变压器（电抗器）状态评价的项目及评分标准，状态检修周期、项目。 本标准适用于系统电压等级为1000kV的交流油浸式变压器(电抗器）(以下简称变压器)。 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。 GBZ 24846 1000kV交流电气设备预防性试验规程DL/T 310 1000kV油浸式变压器、并联电抗器检修导则DL/T 393 输变电设备状态检修试验规程 DL/T 1176 1000kV油浸式变压器、电抗器运行及维护规程GB/T 1904.7 油浸式电力变压器负载导则 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 GB/T 50832 1000kV系统电气装置安装工程电气设备交接试验标准 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 设备状态量 equipment condition indicators 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。[DL/T393-2010,定义3.1.2] 3.2 一般状态量 general condition indicator 对设备的性能和安全运作影响比较小的状态量。 3.3 重要状态量 important condition indicator 对设备的性能和安全运作有较大影响的状态量。 3.4 部件 component 设备上功能相对独立的单元称为部件。 3.5 设备的状态 condition of apparatus 设备的状态分为：正常状态，注意状态、异常状态和严重状态。 3.6 正常状态 normal condition 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。 3.7 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，仍能够继续运行， 应加强运行中的监视。 3.8 异常状态abnormal 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。 3.9 严重状态 serious 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。 3.10 A 类检修 class A maintenance A类检修是指设备本体的整体性检查、维修、更换和试验。 3.11 B 类检修 class B maintenance B类检修是指设备局部性的检修。部件的解体检查、维修、更换和试验。 3.12 C 类检修 class C maintenance C类检修是指常规性检查、维修和试验。 3.13 D 类检修 class D maintenance D类检修是对设备在不停电状态下进行的带电测试、外观检查和维修。 3.14 例行试验 routine test 为获取设备状态量，评估设备状态，及时有效地发现事故隐患，定时进行的各种带电检测和停电试验。需要设备退出运行才能进行的例行试验称为停电例行试验。项目和要求参照 GB/Z24846 执行。[DL/T398-2010，定义3.1.5] 3.15 在线监测 on-line monitoring 在不影响设备正常运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。 3.16 带电检测 energized test 对在运作时的状态下的设备，采取了专用仪器，由人员参与进行的测量。 3.17 家族缺陷 family defect 经确认由设计、和/或材质、和/或工艺性因素导致的设备缺陷成为家族缺陷。如出现这类缺陷，具有同一设计、和/或材质、和/或工艺的别的设备，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。[DL/T393-2010,定义3.1.11] 3.18 不良工况 undesirable service condition 设备在运行中经受的、可能对设备状态造成不好影响的各种特别工况。[DL/T393-2010,定义3.1.12] 总则 实施原则 状态检修应考虑安全、可靠性、环境、成本等要素，科学开展设备状态评价，考虑设备风险因素，动态制定设备的检修计划，合理的安排状态检修的计划和内容，实现“应修必修，修必修好”的目标。 设备状态的评价应基于巡检及试验、在线监测、带电检测、家族缺陷、不良工况等状态信息，包括现象强度、量值大小以及发展的新趋势，结合与同类设备的比较，做出综合判断。 设备状态的评价采用评分的方法，对设备的状态量按照劣化程度和对设备安全运作的影响程度进行部件评价和整体评价，确定设备的状态。状态评价应实行动态化管理。每次检修或试验后应进行一次状态评价。每年应至少进行一次评价。 1000kV的新设备投运后1年，以及停运6个月以上重新投运前的设备，应依据GB/Z24846安排试验， 同时还应对设备及其附件（包括电气回路及机械部分）做全面检查，收集各种状态量，并进行一次状态评价。对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，可参照新设备要求执行。 对于运行20年以上的设备宜根据设备正常运行及评价结果，对检修计划及内容做调整。对于具备开展状态检修条件的单位和设备，执行本标准。 正常周期 变压器状态检修正常周期应为1年，可根据设备评价结果适当延长状态检修周期,最长不超过2年，C 类检修正常周期宜与试验周期一致。 状态检修计划每年至少修订一次。根据最近一次设备状态评价结果，考虑设备风险评估因素，并参考厂家的要求确定下一次停电检修时间和检修类别。在安排检修计划时，应协调相关设备检修周期，尽量统一安排，避免重复停电。 状态检修工作内容 状态检修工作内容有停电试验、带电检测以及停电、不停电检修维护工作。对于设备缺陷，根据缺陷性质，按照缺陷管理有关法律法规处理。同一设备存在多种缺陷，应尽量安排在一次检修中处理，必要时，可调整检修类别。不停电维护和试验根据真实的情况安排。 状态量构成及权重 状态量构成 原始资料 原始资料最重要的包含：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 运行资料应包括：运行工况记录信息、历年缺陷及异常记录、巡检情况、带电检测记录等。 检修资料 检修资料最重要的包含：检修报告、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。 别的资料 别的资料最重要的包含：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 视状态量对设备安全运作的影响程度，从轻到重分为四个等级，对应当权重分别为权重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。 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。 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），状态正常时不扣分。 表1 状态量评价表 状态量劣化程度 基本扣分值 权重系数状态量 1 2 3 4 Ⅰ 2 2 4 6 8 Ⅱ 4 4 8 12 16 Ⅲ 8 8 16 24 32 Ⅳ 10 10 20 30 40 状态评价 部件状态评价 部件的划分 1000kV交流油浸式降压变压器由主体变（电抗器）和调压补偿变两部分所组成。主体变（电抗器）部件分为本体、套管、冷却系统和非电量保护（包括气体继电器、压力释放阀以及油温油位等）四个部件。调压补偿变部件分为本体、套管、冷却系统和非电量保护（包括气体继电器、压力释放阀以及油温油位等）、分接开关五个部件。 1000kV交流油浸式升压变压器部件分为本体、套管、冷却系统和非电量保护（包括气体继电器、压力释放阀以及油温油位等）、分接开关五个部件。 部件状态量扣分标准 变压器主体变（电抗器）部件状态量扣分标准见附录A； 变压器调压补偿变部件状态量扣分标准见附录B； 升压变压器部件状态量扣分标准见附录A，其分接开关状态量扣分标准见附录B。 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，应做多元化的分析诊断，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参见附录C。 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 部件 评价标准 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 [0,30] [0,10] ＞30 [12,20] (20,30] ＞30 套管 [0,20] [0,10] ＞20 [12,20] (20,30] ＞30 冷却系统 [0,12] [0,10] ＞20 [12,20] (20,30] ＞30 非电量保护 [0,12] [0,10] ＞20 [12,20] (20,30] ＞30 分接开关 [0,12] [0,10] ＞20 [12,20] (20,30] ＞30 整体评价 1000kV油浸式降压变压器的评价应对主体变和调压补偿变分别进行，其评价结果应综合其主体变和调压补偿变各部件的评价结果；1000kV油浸式电抗器和升压变压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，状态评价报告推荐格式参见附录D。 状态检修项目及要求 状态检修项目应按照DL/T 310执行。检修分类及项目见表3。试验项目及要求按照GB/Z 24846执行。 表3 变压器(电抗器)检修分类及项目 检修分类 检修项目 A 类检修 吊罩、吊芯检查 本体油箱及内部部件的检查。改造、更换、维修 返厂检修 相关试验 B 类检修 油箱外部主要部件更换及绝缘油处理 套管或升高座 油枕 分接开关 冷却系统 非电量保护设施 绝缘油 其他 主要部件处理 套管或升高座 油枕 分接开关 冷却系统 绝缘油 其他 现场干燥处理 停电时的其他部件或局部缺陷检查、处理、更换工作 相关试验 C 类检修 C.1状态检修项目按照DL/T310 1000kV油浸式变压器、电抗器检修导则例行检修项目执行；试验项目及要求按照GBZ24846 1000kV交流电气设备预防性试验规程执行 C.2 清扫、检查、维修 D 类检修 带电检测 维修、保养 带电水冲洗 检修人员专业检查巡视，参照 DL/T310 日常检修项目 冷却系统部件更换（可带电进行时） 其他不停电的部件更换处理工作 状态检修策略 状态检修策略 变压器状态检修策略既包括年度检修计划的制定，也包括缺陷处理、试验、不停电的维修和检查等。检修策略应根据设备状态评价的结果动态调整。 根据设备评价结果，制定相应的检修策略，变压器检修策略见表4。 表4 变压器(电抗器)状态检修策略表 设备状态 检修策略 正常状态 注意状态 异常状态 严重状态 检修策略 见 8.2 见 8.3 见 8.4 见 8.5 推荐周期 正常周期或延长一年 不大于正常周期 适时安排 尽快安排 “正常状态”检修策略 被评价为“正常状态”的变压器，执行C类检修。根据设备真实的情况，C类检修可按照正常周期1年或延长1年执行。在C类检修之前，可结合实际需要适当安排D类检修。 “注意状态”检修策略 被评价为“注意状态”的变压器，执行C类检修。如果单项状态量扣分导致评价结果为“注意状态” 时，应根据真实的情况提前安排C类检修。如果仅由多项状态量合计扣分导致评价结果为“注意状态”时， 可按正常周期执行，并根据设备的真实的情况，增加必要的检修或试验内容。 “异常状态”检修策略 被评价为“异常状态”的变压器，根据评价结果确定检修类型，并适时安排检修。实施停电检修应加强D类检修。 “严重状态”检修策略 被评价为“严重状态”的变压器，根据评价结果确定检修类型，并尽快安排检修。实施停电检修前应加强D类检修。 XX/T XXXXX XX/T XXXXX—XXXX PAGE PAGE 10 附 录 A （规范性附录） 变压器主体变（电抗器）状态量评价标准 表A.1 变压器主体变（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 扣分项 （基本扣分×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 Ⅲ 8 有可能发展成严重缺陷的 2 Ⅳ 10 有可能发展成危急缺陷 2 对家族性缺陷的处理应根据实际 情况确定 2 运行检查 短路电流短路次数 Ⅰ 2 短路冲击电流在允许短路电流的 50%~70%之间，次数累积达到 6 次及以上 4 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 Ⅱ 4 短路冲击电流在允许短路电流的 70%~90%，按次扣分 Ⅳ 10 短路冲击电流达到允许短路电流 90%以上，按次扣分 3 短路冲击 累计 Ⅰ 2 短路冲击电流达到允许短路电流 90%以上，按次扣分 2 短路冲击的维持的时间每超过 0.5s， 应增加一次统计次数 4 变压器 过负荷 Ⅰ 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 过负荷标准参见 GB1094.7《油浸 式电力变压器负载导则》 5 过励磁 Ⅰ 2 达到过励磁限值 2 具体限值根据变压器过励磁特性 确定 6 油枕密封件 Ⅳ 10 胶囊破裂 4 7 本体储油柜油位 Ⅰ 2 油位异常；过高或过低 2 8 渗油 Ⅰ 2 有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区 2 9 漏油 Ⅱ 4 有轻微渗漏（但渗漏部位位于非负压区），不快于每滴 5 秒 4 Ⅳ 10 渗漏位于负压区或油滴速度 快于每滴 5 秒或形成油流 4 10 噪声及振动 Ⅰ 2 噪声、振动异常、绝缘油色谱正常 4 查阅运行巡视记录或缺陷分析报告； Ⅱ 4 噪声、振动异常、绝缘油色谱异常 4 11 表面锈蚀 Ⅰ 2 表面漆层破损和轻微锈蚀 1 Ⅲ 8 表面锈蚀严重 1 12 铁心和夹件绝缘 Ⅰ 2 铁心和夹件多点接地，但运行中通过采取限流措施，铁心和夹件接地电流一般不 大于 0.3A 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 Ⅱ 4 铁心和夹件接地电流在 0.3~1A 2 Ⅳ 10 铁心和夹件接地电流大于 1A 2 13 呼吸器 Ⅱ 4 吸湿器油封异常，或呼吸器呼吸不通畅，或硅胶潮解变色部分超过总量的 2/3 或硅 胶自上而下变色 2 Ⅳ 10 呼吸器无呼吸 2 14 红外测温 Ⅱ 4 红外测温异常 3 15 超声/超高频局放 测试 Ⅲ 8 超声/超高频局放测试异常 3 16 振动测试 Ⅱ 4 电抗器振动测试异常，峰峰值超过 100μm 3 17 运行油温 Ⅲ 8 顶层油温异常 3 18 压力释放阀 Ⅳ 10 动作（周围有油迹） 4 19 气体继电器 Ⅱ 4 （轻瓦斯）发信，但油色谱分析无异常 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） Ⅳ 10 轻瓦斯发信，且色谱异常或重瓦斯动作 4 20 试验 绕组直流电阻 Ⅱ 4 变压器同相初值差超过 1%（注意值）但不超过 2% 3 21 Ⅳ 10 变压器（电抗器）相间互差大于三相平均值的 2% 变压器（电抗器）同相初值差大于大于 2% 且三相间阻值大小关系与出厂不一致。 3 关注色谱变化、短路情况及套管连接 22 绕组连同套管介 质损耗因数 Ⅰ 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 Ⅲ 8 介质损耗因数超过 0.006，电容量无明显变化 3 23 电容量 Ⅳ 10 绕组电容量变化大于 5% 4 24 绕组电压比 Ⅳ 10 偏差大于 0.5% 2 25 绕组频率响应测试 Ⅰ 2 轻度变形： RLF 不小于 1.0 小于 2.0，或 RMF 不小于 0.6 小于 1.0 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 考虑 Ⅱ 4 明显变形： RLF 不小于 0.6 小于 1.0 或 RMF 小于 0.6 3 Ⅳ 10 严重变形：RLF 小于 0.6 3 26 短路阻抗 Ⅰ 2 短路阻抗与原始值的有差异，但偏差小于 2% 3 Ⅱ 4 短路阻抗与原始值的差异大于 2%，但小于 3% 3 Ⅳ 10 短路阻抗与原始值的差异大于 3% 3 27 绕组绝缘电阻、 吸收比或极化指数 Ⅳ 10 绝缘电阻不满足规程要求 2 28 油介质损耗因数 （tg?） Ⅱ 4 不小于 2% 3 29 油击穿电压 Ⅱ 4 小于 60kV 3 30 水分 Ⅱ 4 不小于 15mg/L 3 注意取样温度 31 油中含气量 Ⅱ 4 油中含气量（体积分数）大于 3% 2 超过时，注意检查变压器密封情 况 32 油中颗粒度 Ⅱ 4 变压器不小于 3000，电抗器不小于 5000 2 33 绝缘纸聚合度 Ⅳ 10 绝缘纸聚合度小于等于 250 3 34 油中 溶解 总烃 Ⅱ 4 总烃含量大于 150μL/L 3 色谱按评价标准最高扣分仅扣分 一次 Ⅲ 8 产气速率大于 6mL/天或相对产气速率大于 10%/月 3 气体分析 Ⅳ 10 总烃含量大于 150μL/L，且有增长趋势，但产气速率大于 6mL/天或相对产气速率 大于 10%/月 3 要区分裸金属放电和固体绝缘放电的差异 C2H2 Ⅰ 2 有乙炔，但含量小于注意值 3 Ⅲ 8 有乙炔，且变压器含量大于注意值 0.5μL/L，电抗器大于 1μL/L 3 CO Ⅱ 4 CO 含量有所增长 2 Ⅲ 8 CO 含量有明显增长 2 H2 Ⅱ 4 H2 含量大于 150μL/L 2 35 变压器中性点直 流电流测试 Ⅰ 2 中性点直流电流大于 1A 小于 3A 3 Ⅱ 4 中性点直流电流大于 3A 3 表A.2 变压器主体变（电抗器）套管状态量评价标准 序号 状态量 劣化程 度 基本扣 分 判断依据 权重系 数 扣分项 （基本扣分×权重） 备注 分类 状态量名称 1 巡检 外绝缘 Ⅳ 10 外绝缘爬距不满足规定的要求，且未采取一定的措施 3 2 外观 Ⅰ 2 瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微渗漏 4 Ⅳ 10 套管出现严重渗漏 4 3 油位指示 Ⅳ 10 套管油压或油位异常 3 4 红外测温 Ⅱ 4 接头发热温度达到一般缺陷标准 3 Ⅳ 10 接头过热达到危急或严重缺陷标准；套管本体温度分布异常 3 5 紫外电晕测试 Ⅱ 4 套管紫外测试放电异常 3 6 试验 绝缘电阻 Ⅰ 2 主屏小于 10000MΩ 或末屏小于 1000MΩ 3 7 介损 Ⅲ 8 介损值达到标准限值的 70%，且变化大于 30% 3 Ⅳ 10 介损超过规定要求：20℃时的 tanδ值：主绝缘应不大于 0.006；末屏对地应不大于 0.01 3 8 电容量 Ⅲ 8 与出厂值或前次试验值相比偏差大于 2% 4 9 色谱 C2H2 Ⅱ 4 有乙炔，但含量小于注意值 4 Ⅳ 10 含量大于注意值 0.5μL/L 4 CH4 Ⅳ 10 含量大于 10μL/L 2 H2 Ⅳ 10 含量大于 100μL/L 2 表A.3 主体变(电抗器)冷却（散热）器系统状态量评价标准 序号 状态量 劣化程 度 基本扣 分 判断依据 权重系 数 扣分项 （基本扣分×权重） 备注 分类 状态量名称 1 巡检 电机运行 Ⅰ 2 风机运行异常 2 2 Ⅰ 2 油流指示器运行异常 2 Ⅳ 10 油泵及油流继电器工作异常 2 3 冷却装置 控制管理系统 Ⅳ 10 冷却器控制管理系统异常 2 4 冷却装置 散热效果 Ⅰ 2 冷却装置表面有积污，但对冷却效果影响较小 3 Ⅳ 10 冷却装置表面积污严重，对冷却效果影响明显 3 5 冷却器端子盒 Ⅰ 2 冷却器端子盒受潮 2 6 渗油 Ⅰ 2 有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区 2 7 漏油 Ⅰ 2 有轻微渗油，未形成油滴，部位位于负压区 4 Ⅳ 10 渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴 5s 或形成油流 4 表A.4 变压器主体变（电抗器）非电量保护状态量评价标准 序号 状态量 劣 基 判断依据 权 扣分项 备注 分类 状态量名称 化程 度 本扣 分 重系 数 （基本扣分×权 重） 1 巡检试验 温度计 Ⅱ 4 温度计指示异常，二次回路绝缘电阻不合格 1 2 油位指示计 Ⅱ 4 油位计指示异常 1 3 压力释放阀 Ⅱ 4 动作值与铭牌值偏差超过 10% 2 Ⅲ 8 有渗漏、发生过误动扣分、二次回路绝缘电阻不合格 2 4 气体继电器 Ⅲ 8 气体继电器有渗漏油现象，二次回路绝缘电阻不合格 3 5 温度计、分接开关位置等远方与 就地指示一致性 Ⅱ 4 偏差超过规定限值 2 附 录 B （规范性附录） 变压器调压补偿变状态量评价标准 表B.1 变压器调压补偿变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 扣分项 （基本扣分×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 Ⅲ 8 有可能发展成严重缺陷的 2 Ⅳ 10 有可能发展成危急缺陷 2 对家族性缺陷的处理应根据实际 情况确定 2 运行检查 短路电流短路次数 I 2 短路冲击电流在允许短路电流的 50%~70%之间，次数累积达到 6 次及以上 4 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 II 4 短路冲击电流在允许短路电流的 70%~90%，按次扣分 Ⅳ 10 短路冲击电流达到允许短路电流 90%以上，按次扣分 3 短路冲击 累计 Ⅰ 2 短路冲击电流达到允许短路电流 90%以上，按次扣分 2 短路冲击的维持的时间每超过 0.5s， 应增加一次统计次数 4 变压器 过负荷 Ⅰ 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 过负荷标准参见 GB1094.7《油浸 式电力变压器负载导则》 5 过励磁 Ⅰ 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 Ⅳ 10 胶囊破损 4 件（胶囊） 7 本体储油柜油位 Ⅰ 4 油位异常；过高或过低 2 8 渗油 Ⅰ 2 有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区 2 9 漏油 Ⅱ 4 有轻微渗漏（但渗漏部位位于非负压区），不快于每滴 5s 4 Ⅳ 10 渗漏位于负压区或油滴速度 快于每滴 5s 或形成油流 4 10 噪声及振动 Ⅰ 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； Ⅱ 4 噪声、振动异常、绝缘油色谱异常 4 11 表面锈蚀 Ⅰ 2 表面漆层破损和轻微锈蚀 1 Ⅲ 8 表面锈蚀严重 1 12 铁心和夹件绝缘 Ⅰ 2 铁心和夹件多点接地，但运行中通过采取限流措施，铁心和夹件接地电流一般不 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1 Ⅱ 4 铁心和夹件接地电流在 0.1~0.3A 2 Ⅳ 10 铁心和夹件接地电流大于 0.3A 2 13 呼吸器 Ⅱ 4 吸湿器油封异常，或呼吸器呼吸不通畅，或硅胶潮解变色部分超过总量的 2/3 或硅 胶自上而下变色 2 Ⅳ 10 呼吸器无呼吸 2 14 红外测温 Ⅱ 4 油箱红外测温异常 3 15 超声/超高频局 放测试 Ⅲ 8 超声/超高频局放测试异常 3 16 运行油温 Ⅲ 8 顶层油温异常 3 17 压力释放阀 Ⅳ 10 动作（周围有油迹） 4 18 气体继电器 Ⅱ 4 轻瓦斯发信，但油色谱分析无异常 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 Ⅳ 10 轻瓦斯发信，且色谱异常或重瓦斯动作 4 区） 19 试验 绕组直流电阻 Ⅳ 10 1. 变压器相间互差大于三相平均值的 2% 2.同相初值差超过 2%（警示值） 3. 且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，测量部同分接电阻值，区分 是否为分接连线 绕组连同套管介 质损耗因数 Ⅰ 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 Ⅲ 8 介质损耗因数超过 0.006，电容量无明显变化 3 21 电容量 Ⅳ 10 绕组电容变化大于 5% 4 22 绕组电压比 Ⅳ 10 额定分接电压比偏差大于 0.5%或其他分接电压比偏差大于 1% 2 23 绕组频率响应测试 Ⅰ 2 轻度变形： RLF 不小于 1.0 小于 2.0，或 RMF 不小于 0.6 小于 1.0 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 考虑 Ⅱ 4 明显变形： RLF 不小于 0.6 小于 1.0 或 RMF 小于 0.6 3 Ⅳ 10 严重变形：RLF 小于 0.6 3 24 短路阻抗 Ⅰ 2 短路阻抗与原始值的有差异，但偏差小于 2% 3 Ⅱ 4 短路阻抗与原始值的差异大

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