Q GDW 10169-2016 油浸式变压器（电抗器）状态评价导则.pdf

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1、 Q/GDW 10169 2016 代替 Q/GDW 169 2008 油浸式变压器（电抗器）状态评价导则 Guide for condition evaluation of oil-immersed power transformers(reactors) 2017 - 03 - 24发布 2017 - 03 - 24实施 国家电网公司 发 布ICS 29.240 Q/GDW 国 家 电 网 公 司 企 业 标 准 Q/GDW 10169 2016 I 目 次 前 言 . II 1 范围 .1 2 规范性引用文件 .1 3 术语和定义 .1 4 状态量构成及权重 .2 5 变压器（电抗器）的

2、状态评价 .3 附 录 A（规范性附录） 变压器（电抗器）状态量评价标准 .5 附 录 B（资料性附录） 变压器（电抗器）缺陷诊断 .22 附 录 C（规范性附录） 变压器（电抗器）状态评价报告示例 . 26 编制说明 .28 Q/GDW 10169 2016 II 前 言 为规范设备状态评价工作，提高各级人员设备状态检修工作能力和技术水平，参照相关标准及规程，制定本标准。 本标准 代替 Q/GDW 169 2008，与 Q/GDW 169 2008相比 ， 主要技术 性 差异如下： 修改了电压范围，删除 35kV及以下电压等级设 备， 35kV设备直接参考 Q/GDW 604； 增加了带电检

3、测及在线监测项目，作为评价的状态量 ； 修改了部分状态量的基本扣分及权重系数 ； 根据国网典型缺陷库及精益化评价条目，增加了相应状态量 ； 修改了变压器套管状态量评价标准，增加了不同绝缘结构类型套管的评价标准。 本标准 由国家电网公司运维检修部提出并解释。 本标准 由国家电网公司科技部归口。 本标准 起草单位：国网江苏省电力公司电力科学研究院、国网江苏省电力公司、国网华东分部、中国电力科学研究院、国网山东省电力公司电力科学研究院、国网河北省电力公 司电力科学研究院、国网福建省电力公司电力科学研究院。 本标准 主要起草人：杨小平、陆云才、魏旭、周志成、陶风波、王铭民、李金忠、蔚超、姜益民、陈玉峰

4、、周加斌、施广宇、梅冰笑、孙翔、刘宏亮、刘伟、 李建生、 吴益明、吴鹏、廖才波、 赵科、 黄芬、马振国、甘强。 本标准 2008年 1月首次发布， 2015年 9月第一次修订。 本标准在执行过程中的意见或建议建议反馈至国家电网公司科技 部。 Q/GDW 10169 2016 1 油浸式变压器（电抗器）状态评价导则 1 范围 本标准规定了油浸式变压器（电抗器）状态评价标准的状态量构成、权重、扣分依据及扣分值，用以对设备的状 态进行分级，为检修策略的制定提供依据。 本标准适用于国家电网公司系统电压等级为 110（ 66） kV 750kV的交流油浸式变压器（电抗器）设备。 2 规范性引用文件 下列

5、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。 GB 1094.5 电力变压器 第 5部分 承受短路的能力 DL/T 664 带电设备红外诊断技术应用导则 DL/T 984 油浸式变压器绝缘老化判断导则 JB/T 8751 500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求 Q/GDW 1168 输变电设备状态检修试验规程 Q/GDW 11306 110（ 66） kV 1000kV油浸式电力变压器技术条件 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 状态量 criteria 直接或间接表

6、征设备状态的各类信息，如数据、声音、图像、现象等。本文件将状态量分为一般状态量和重要状态量。 3.2 一般状态量 minor criteria 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 major criteria 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 设备上功能相对独立的单元称为部件。 Q/GDW 10169 2016 2 3.5 变压器（电抗器）的状态 condition of component 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 normal condition 表示变

7、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。 3.7 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，仍可以继续运行，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。 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

8、括：铭牌、型式试验报告、订货技术协议、设备监造报告、设备说明书、产品合格证明书、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。 4.1.2 运行资料 运行资料主要 包括：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。 4.1.3 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、反措执行记录、部件更换记录、检修人员对设备的巡检及试验记录等。 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（

9、电抗器）安全稳定运行的因素等。 Q/GDW 10169 2016 3 4.2 状态量权重 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 、 、 和 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

10、扣分。 表 1 状态量扣分值 状态量劣化程度 权重系数 状态量应扣分值 （基本扣分值权重系数） 等级 基本扣分值 2 1 2 4 6 8 4 2 4 8 12 16 8 3 8 16 24 32 10 4 10 20 30 40 5 变压器（电抗器）的状态评价 变压器（电抗器）的状态评价分为部件评价和整体评价两部分： 5.1 变压器（电抗器）部件状态评价 5.1.1 变压器（电抗器）部件的划分 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、压力释放以及油温油位等）共 5个部件。电抗器部件的划分参照变压器部件的划分原则。 5.1.2 变压器（电抗器）部件状态量扣分标

11、准 变压器（电抗器）部件状态量扣分标准见附录 A。 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 参 见附录 B。 5.1.3 变压器（电抗器）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； Q/GDW 10169 2016 4 当任一状态量单项扣分或部件所有状态量合计

12、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 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 10 30 (12， 20 (20， 30 30 套管 20 10 20 (12， 20 (20， 30 30 冷却系统 20 10 20 (12， 20 (20， 30 30 分接开关 20 10 20 (12， 20 (20， 30 30 非电量保护 20 10 20 (12， 20 (20， 30 30 5.2 变压器（电抗器）整体状态评价 变压

13、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 C。 Q/GDW 10169 2016 5 附 录 A （规范性附录） 变压器（电抗器）状态量评价标准 A.1 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 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 1 1 家族缺陷 同厂、同型、同期设备的故障信息 8 一般家族性

14、缺陷未整改的 2 2 10 重大家族性缺陷未整改的 3 对家族性缺陷的处理应根据实际情况确定 3 隐患 短路损坏风险 10 全电缆线路采用自动重合闸装置； 低压短路电流超过断路器开断能力 4 4 10 中低压侧存在短路风险； 短路校核结果不满足当前电网最大短路电流要求且未整改 3 5 8 低压套管及母线未绝缘化处理 2 6 油枕密封元件（胶囊、隔膜） 10 储油柜密封件为隔膜，且运行超过 15 年 3 7 4 储油柜密封件为胶囊，且运行超过 15 年； 金属膨胀器储油柜，运行超过 10 年 2 8 绕组材质及工艺 10 绕组为薄绝缘 4 该薄绝缘指 1990 年前早期产品 9 8 铝线圈 3

15、10 8 内绕组使用非自粘的换位导线 3 11 运行年限 4 运行超过 20 年 2 Q/GDW 10169 2016 6 表 A.1（续） 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 12 运行巡检 短路电流、短路次数 10 短路冲击电流在允许短路电流的 50% 70%之间，同绕组累计次数达到 6次及以上 2 如短路后安排试验则本项不扣分；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）评价标准扣分； 允许短路电流计算公式 按 GB 1094.5 的要求 13 10 短路冲击电流在允许短路电流的 70% 90%，按次扣

16、分 2 14 10 短路冲击电流达到允许短路电流 90%以上，按次扣分 3 15 3 短路冲击累计 10 重合不成， 短路冲击持续时间每超过 0.5s，按照故障录波次数计入累计，按次扣分 4 16 变压器过负荷 2 达到短期急救负载运行规定或长期急救负载运行规定 4 过负荷规定 按 DL/T 572电力变压器运行规程 的要求 17 过励磁 2 达到变压器过励磁限值 4 过励磁能力按 Q/GDW11306 的要求 18 油枕密封（胶囊、隔膜、金属膨胀器） 4 金属膨胀器有卡滞、隔膜式油枕密封面有渗油迹 4 19 10 金属膨胀器破裂、胶囊、隔膜破损 4 20 8 渗油 2 有轻微渗油，未形成油滴

17、， 部位位于非负压区 2 21 漏油 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 22 10 渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴 5s 或形成油流 4 23 10 整体密封性能检查后，发现渗漏 4 24 噪声及振动 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； 按 国家电网公司 110（ 66） kV-500 浸式变压器（电抗器）运行规范第二十六条异常声音的处理 要求 25 4 噪声、振动异常，绝缘油色谱异常 4 26 表面锈蚀 2 表面漆层破损和轻微锈蚀 1 27 8 表面锈蚀严重 2 Q/GDW 10169 2016 7 表 A.1

18、（续） 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 28 呼吸器 4 受潮硅胶超过 2/3，吸附剂碎裂、粉化； 吸湿器油杯的油量低于油面线； 在顶盖下未留出 1/5 1/6 高度的空隙； 吸湿器管道有堵塞现象，吸湿器部件存在渗漏，未起到长期呼吸作用 2 29 10 呼吸器堵塞严重 3 30 运行油位 8 假油位（油位表计无异 常） 3 结合红外测温对油枕油位的检测，实际油位与油位计、温度的比对，防止出现假油位 ；电抗器储油柜容积符合 JB/T8751 500kV 油浸式并联电抗器技术参数和要求规定 31 8 因储油柜设计容积偏小导致

19、的油位异常； 因渗漏、注油不当等其他原因导致的油位异常 2 32 运行油温 8 顶层油温异常（测温装置或冷却装置无异常）： 强油循环风冷变压器顶层油温超过 75 ，自然油循环风冷 /自冷变压器超过 85 ，并联电抗器超过 90 3 正常运行时油温 33 压力释放 10 动作、周围有油迹（排 除自身装置异常原因） 34 气体继电器 4 轻瓦斯发信，重瓦斯未动作 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） Q/GDW 10169 2016 8 表 A.1（续） 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 35 10

20、 重瓦斯动作 4 36 16 试验 绕组直流电阻 10 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%； 与以前相同部位测得值折算到相同温度其变化大于 2%； 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，测量不同分接电阻值，区分是否为分接连线问题 37 绕组介质损耗因数 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 38 8 介质损耗因数超标、电容量无明显变化 3 39 18 绕组电容量 10 绕组电容变化 5% 4 40 4 绕组电容变化

21、 3% 5% 4 41 19 铁心接地电流 2 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 3 关注绝缘油色谱。异常时，如产期速率大于 10%/月，为紧急缺陷 42 4 铁心接地电流在 0.1 0.3A 43 10 铁心接地电流超过 0.3A 44 绕组频率响应测试 8 绕组频响测试异常 2 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综合考虑 Q/GDW 10169 2016 9 表 A.1（续） 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 45 短路阻抗测试 10 容量

22、100MVA 及以下且电压等级 220kV 以下的变压器，短路阻抗初值差超过 2%，或相间偏差大于 2.5%； 容量 100MVA 以上或电压等级 220kV 以上的变压器，短路阻抗初值差超过 1.6%，或相间偏差大于 2% 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综合考虑；如因生产制造原因导致的阻抗偏差不扣分 46 绕组电压比 4 额定分接位置电压比允许误差 0.5%，其他分接位置电压比允许误差 1% 3 47 空载电流、空载损耗测量值 4 空载损耗测量、空载电流结果 与出厂试验值相比，有明显差异 3 48 铁芯、夹件及铁芯对夹件的绝缘电阻 8 4%； 50

23、0kV 及以上变压器， tg2% 3 53 油击穿电压 8 60kV， 750kV； 50kV， 500kV； 45kV， 330kV； 40kV， 220kV； 35kV， 110（ 66） kV 3 符合 Q/GDW1168 的规定 54 绝缘油微水 4 110（ 66） kV 变压器 35mg/L； 220kV 变压器 25mg/L； 330kV 及以上变压器 15mg/L 3 注意取样温度 55 27 油中含气量 4 500（ 330） kV 变压器油中含气量（体积分数）大于 3%； 750kV 变压器油中含气量（体积分数）大于 2%； 500（ 330） kV 及以上电抗器油中含气量

24、（体积分数）大于 5% 2 超过时，注意检查变压器密封情况 56 绝缘纸聚合度 10 绝缘纸聚合度 250 4 57 油中糠醛 10 油中糠醛不满足 DL/T 984 要求 4 跟踪检测时，注意增长率 58 绝缘油界面张 力 I 2 19（新投运 35） mN/m 4 59 绝缘油体积电 阻率 I 2 11010（新投运 61010） m， 500kV 及以上； 5109（新投运 61010） m， 330kV 及以下 4 60 绝缘油油泥与 沉淀物 I 2 存在明显沉淀和悬浮物质 4 61 绝缘油酸值 I 2 0.01mgKOH/g 4 Q/GDW 10169 2016 11 表 A.1（续

25、） 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 62 红外测温 4 油箱红外测温异常 3 63 油中溶解气体分析 总烃 4 总烃含量大于 150L/L 3 色谱按评价标准最高扣分仅扣分一次； 乙炔含量异常应组织厂家 进行诊断分析。 64 8 产气速率大于 10%/月 3 65 10 总烃含量大于 150L/L，且有增长趋势，但产气速率大于 10%/月 3 66 C2H2 4 乙炔含量大于 0.5L/L，但低于注意值 2 67 10 乙炔含量大于注意值 3 68 CO 4 CO 含量有明显增长 2 69 H2 4 H2 含量大于 15

26、0L/L 2 70 31 变压器中性点直流电流测试 4 中性点直流电流介于 1A3A 3 中性点直流电流为三相绕组合电流； 建议 结合噪声、振动、色谱进一步分析。 71 8 中性点直流电流 3A 72 局部放电检测 10 局放量超标，发现典型放电图谱 3 采用脉冲电流法、超声波法、特高频等检测方法，并结合色谱进一步分析 73 在线监测 油色谱在线监 测 8 色谱异常、色谱超标报警、增长速率超标 3 结合离线比对分析 Q/GDW 10169 2016 12 表 A.1（续） 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 74 中性点电流

27、（直流偏磁）在线监测 8 噪声、振动、 中性点交直流电流异常或增长明显 2 75 铁心、夹件接地电流在线监测 8 接地电流异常或增长明显 2 A.2 变压器套管状态量评价标准 A.2.1 油纸电容式套管 状态评价见表 A.2。 表 A.2 油纸电容式套管状态量评价标准 序号 评价状态量 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 76 运行巡检 外绝缘 瓷绝缘 8 外观有面积微小的脱釉情况、掉瓷 3 77 10 瓷套严重破损或裂纹 3 78 10 防污闪涂料憎水性降低 2 79 10 增爬裙老化、开裂 3 Q/GDW 10169 2016 1

28、3 表 A.2（续） 序号 评价状态量 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 80 10 外绝缘爬距不满足要求 3 81 复合绝缘 10 护套（包括辅助伞裙）受损、裂纹、蚀损及老化，伞裙与绝缘管界面粘结部位有脱胶或起鼓等现象 3 82 10 复合套管各连接部位密封失效、出现裂缝和滑移 3 83 10 伞套憎水性降低 2 84 10 外绝缘爬距不满足要求 3 85 外观 2 套管表面有油迹，但未形成油滴 4 86 10 套管表面有油迹，虽未形成滴油，但套管表面有油迹已延伸 2/3 以上瓷裙 3 87 10 套管表面渗油，形成油滴 4 88

29、 10 外绝缘表面出现爬电，存在电晕 4 89 油位指示 10 油位异常 3 90 末屏 10 末屏接地不良引起放电 4 91 试验 绝缘电阻 2 主屏 0.003； 相对电容量初值差 5% 2 A.2.3 纯瓷套管 状态评价见表 A.4。 表 A.4 纯瓷套管状态量评价标准 序号 评价状态量 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 117 运行巡检 外绝缘 10 外绝缘爬距不满足要求，且未采取措施 3 118 外观 2 瓷件有面积微小的脱釉情况、掉瓷 3 119 8 瓷套严重破损或裂纹 3 120 8 套管表面有油迹、滴油 2 Q/GD

30、W 10169 2016 17 表 A.4（续） 序号 评价状态量 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 121 8 外绝缘表面出现爬电，存在电晕 4 122 试验 绝缘电阻 4 绝缘电阻 1000M 3 123 带电检测 红外测温 4 接头异常发热； 温差不超过 10K，未达到严重缺陷的要求。 3 红外判断 按 DL/T 664 的要求 124 8 相对偏差 95%或热点温度 80 3 A.3 冷却（散热）系统状态量评价标准 见表 A.5。 表 A.5 冷却（散热）系统状态量评价标准 序号 评价状态量 劣化程度 基本扣分 判断依据 权

31、重 系数 扣分值（应扣分值 权重） 备注 分类 状态量名称 125 运行巡检 电机运行 2 风机运行异常 2 126 10 油泵、水泵及油流继电器工作异常 127 冷却装置控制系 统 10 冷却器交流总电源无法进行切换，单组冷却器工作方式无法进行切换； 单组冷却器分路电源空开合不上，总电源空开合不上； 控制箱进水造成直流接地、回路短路、元器件进水等 3 128 冷却装置散热效果 2 冷却装置表面有积污，但对冷却效果影响较小 3 129 10 冷却装置表面积污严重，进出口油温差小，对冷却效果影响明显 Q/GDW 10169 2016 18 表 A.5（续） 序号 评价状态量 劣化程度 基本扣分

32、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 130 水冷却器（如有） 10 冷却水管有渗漏 4 131 渗油 2 有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区 2 132 漏油 10 渗漏位于负压区或油滴速度快于每滴 5s 或形成油流 4 133 2 有轻微渗油，未形成油滴，部位位于非负压区 134 隐患 电源 8 未配置三相电压监测装置 2 135 8 强油循环的冷却系统的相互独立电源未 采用自动切换装置 2 136 10 强油循环的冷却系统未配置两个相互独立的电源 2 137 水冷（如有） 8 单铜管水冷却变压器油压小于水压 2 138 油路系统波纹管 8 波纹管限

33、位螺栓安装不正确，波纹管不能正常伸缩； 过渡波纹管两侧连管存在高度差 2 A.4 变压器分接开关状态量评价标准 A.4.1 有载分接开关状态量评价标准 见表 A.6。 表 A.6 有载分接开关状态量评价标准 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 139 运行巡检 油位 4 油位异常 3 140 呼吸器 4 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 2 Q/GDW 10169 2016 19 表 A.6（续） 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

34、 权重） 备注 分类 状态量名称 141 10 呼吸器无呼吸 142 分接位置 10 有载分接开关的分接位置异常 4 143 渗漏 2 有轻微渗漏 3 144 10 内漏或外漏、渗漏严重 145 气体继电器 10 重瓦斯动作 4 146 油流继电器 10 油流继电器动作 4 147 压力释放阀 10 动作、周围有油迹（排除自身装置异常原因） 4 148 切换次数 8 分接开关切换次数超过厂家规定检修次数未检修 3 制造厂检修周期规定：次数、时间 149 与前次检修间 隔 8 超出制造厂规定检修时间间隔 3 150 在线滤油装置 4 在线滤油装置压力异常 3 151 10 未按制造厂规定维护 1

35、52 传动机构 10 电机运行异常或传动机构传动卡 涩； 传动轴系三相动作不一致 4 153 限位装置失灵 10 装置失灵 2 154 滑档 10 滑档 3 155 控制回路 10 控制回路失灵，过流闭锁异常 3 156 试验 动作特性 10 动作特性试验不合格 4 157 油耐压 10 不合格 3 A.4.2 无励磁分接开关状态量评价标准 见表 A.7。 表 A.7 无励磁分接开关状态量评价标准 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 158 运 行巡检 分接位置 10 分接位置异常，工作档位与操作机构显示档位不一致 4 1

36、59 4 档位指示模糊 2 Q/GDW 10169 2016 20 表 A.7 (续 ) 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 160 操作机构 4 机械闭锁不可靠，控制回路失灵 2 161 传动机构 8 传动机构传动卡涩 4 162 限位装置失灵 8 装置失灵 4 163 锈蚀 4 轻微锈蚀或漆层破损、严重锈蚀 2 A.5 非电量保护状 态量评价标准 见表 A.8。 表 A.8 非电量保护状态量评价标准 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 164 运行巡

37、检 试验 温度计 4 温度计指示异常，二次回路绝缘电阻不合格； 温度计远方与就地指示不一致，偏差 5 度以上； 温度计未现场校验 1 165 油位指示计 4 油位计指示异常 1 166 压力释放阀 10 有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格 2 167 气体继电器 8 气体继电器未定期检查 2 168 10 气体继电器有渗漏油现象 ，二次回路绝缘电阻不合格 2 169 压力继电器 10 有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格 2 Q/GDW 10169 2016 21 表 A.8（续） 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

38、类 状态量名称 170 压力突发继电器 8 有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格 2 171 油流继电器 10 有渗漏、发生过误动扣分，二次回路绝缘电阻不合格 2 172 分接开关位置远方与就地指示 一致性 4 偏差超过规定限值 2 173 隐患 防雨措施 8 户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩 2 174 气体继电器 8 气体继电器未定期检查 2 注： 此处仅评装置，动作及指示情况在本体部分评价 Q/GDW 10169 2016 22 附 录 B （资料性附录） 变压器（电抗器）缺陷诊断 B.1 各类试验项目可诊断的缺陷 各类试验项目可诊断的缺陷 见表 B

39、.9。 表 B.9 各类试验项目可诊断的缺陷 试验项目 可诊断的缺陷 绕组直流电阻 绕组断线或断股，绕组引线或分接引线接触不良 绝缘电阻、吸收比 和极化指数 绝缘受潮，油质劣化等 绕组绝缘介损和电容量 绝缘受潮，油质劣化，线圈变形 低电压空载试验 铁心局部短路，绕组匝层间短路 低电压短路阻抗测试 绕组股间短路，线圈变形 绕组变比试验 绕组匝层间短路，可区别高压、中压和低压绕组的短路 绕组频率响应测试 线圈变形 局部放电检测 证实放电的存在，判断悬浮放电、气泡放电、沿面放电等放电类型，配合局放超声波检测可对放电位置定位 油流带电度检测 油流放电 油中溶解气体分析 绝缘导线过热，注意 CO 和 CO2 含量和 CO2/CO 值 分接开关接触不良， 引线夹件螺丝松动和接头焊接不良，涡流引起铜过热。铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良，铁心多点接地等 Q/GDW 10169 2016 23 表 B.9（续） 试验项目 可诊断的缺陷 高湿度、高含气量引起油中低能量密度的局部放电 引线对电位未固定比较间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位间火花放电 线圈匝间、层间短路，相间闪络、