状态检修主变状态评价标准

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1、附件一：500kV1111变电站500kV＃1主变评价表1．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）评价依据(填写有关情况、仪表数据、试验数据等)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22运行巡检短路电流、短路次数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次及以上4短路冲击电流在允许短路电流的70%～90%，按次扣分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2短路冲击电流达到允许短路电流90

2、％以上，按次扣分24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25过励磁Ⅰ2达到变压器过励磁限值26Ⅱ4金属膨胀器有卡滞、隔膜式油枕密封面有渗油迹2第8页/共37页油枕密封元件（胶囊、隔膜、金属膨胀器）Ⅳ10金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损47本体储油柜油位Ⅰ4油位异常；过高或过低28渗油Ⅰ2有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区。249漏油Ⅱ4有轻微渗漏(但渗漏部位位于非负压区)，不快于每滴5秒2Ⅳ10渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴5s或形成油流10噪声及振动Ⅰ2噪声、振动异常，绝缘油色谱正常。4Ⅱ４噪声、振动异常，绝缘油色谱

3、异常。11表面锈蚀Ⅰ2表面漆层破损和轻微锈蚀1Ⅲ8表面锈蚀严重12呼吸器Ⅱ４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2／3或硅胶自上而下变色2Ⅳ10呼吸器无呼吸。13运行油温Ⅲ8顶层油温异常314压力释放阀Ⅳ10动作(周围有油迹)415瓦斯继电器Ⅱ4（轻瓦斯）发信，但色谱分析无异常4Ⅳ10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Ⅳ101.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

4、不一致。第8页/共37页17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3Ⅲ8介质损耗因数超标、电容量无明显变化18电容量Ⅳ10绕组电容变化>5%19铁心绝缘I2铁心多点接地，但运行中通过采取限流措施，铁心接地2Ⅱ4铁心接地电流在Ⅳ10铁心接地电流超过20绕组频率响应测试Ⅳ10绕组频响测试反映绕组有变形321短路阻抗Ⅰ21.短路阻抗与原始值的有差异，但偏差小于3Ⅱ42．短路阻抗与原始值的差异>2％，但小于3％Ⅳ103.短路阻抗与原始值的差异>3%22泄漏电流Ⅱ4历次相比变化1Ⅳ10历次相比变化大于23绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数Ⅳ1

5、0绝缘电阻不满足规程要求224油介质损耗因数tgδⅡ4110～220kV变压器tgδ≥4％；330kV及以上变压器tg≥2％325油击穿电压Ⅱ4110（66）～220kV变压器≤35kV；330kV及以上变压器≤50kV326水分Ⅱ4110（66）kV变压器≥35mg/L；220kV变压器≥25mg/L；330kV及以上变压器≥15mg/L327油中含气量Ⅱ4500kV变压器油中含气量（体积分数）大于3％2第8页/共37页28绝缘纸聚合度Ⅳ10绝缘纸聚合度≤250329红外测温Ⅱ4油箱红外测温异常３30油中溶解气体分析总烃Ⅱ4总烃含量大于150μl/

6、l3色谱按评价标准最高扣分仅扣分一次Ⅲ8产气速率大于10%/月Ⅳ10总烃含量大于150μl/l，且有增长趋势，但产气速率大于10%/月C2H2Ⅱ4乙炔含量大于注意值4CO、CO2Ⅱ4CO含量有明显增长2H2Ⅱ4H2含量大于150μl/l231变压器中性点直流电流测试0中性点直流电流<1A38中性点直流电流>3A2．变压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值（应扣分值×权重）备注分类状态量名称32外绝缘Ⅳ10外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施333外观Ⅰ2瓷件有面积微小的脱釉情况或套管有轻微渗漏4Ⅳ10套管出现严重渗漏34

7、油位指示Ⅳ10油位异常3第8页/共37页35试验绝缘电阻Ⅰ2主屏<10000MΩ或末屏<1000MΩ336介损Ⅲ8介损值达到标准限值的70%，且变化大于30%3Ⅳ10介损超过标准要求37电容量Ⅲ8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Ⅱ4总烃含量大于150μl/l3色谱按评价标准最高扣分只扣一次Ⅲ8产气速率大于10%/月Ⅳ10总烃含量大于150μl/l，且有增长趋势，但产气速率大于10%/月C2H2Ⅱ4乙炔含量大于注意值4CO、CO2Ⅱ4CO含量有明显增长2H2Ⅱ4H2含量大于150μl/l239红外测温Ⅳ10接头发热或套管

8、本体温度分部异常3参见DL/T-664-19993．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