基于多维度关联和综合诊断的变压器状态评价方法与流程

1.本发明涉及电力设备检测评估技术领域，具体涉及一种基于多维度关联和综合诊断的变压器状态评价方法。


背景技术：

2.变压器是输配电中的一种重要设备，在发电和受电端都起着非常重要的作用，变压器的正常运行对于电网的稳定和负载终端的安全起着关键作用，变压器在运行过程中受到电场、热场等多因素耦合作用下会发生诸多故障，其中多数故障其诱发源是隐形或具有潜伏性的，很难进行针对性预防和预警。
3.现有的传统变压器状态评价模型多基于状态评价导则，即根据变压器单个状态量的权重和劣化程度，对变压器进行评分，并采用部件累计得分，来确定变压器是正常、注意、异常或严重状态，并根据四种状态采取不同停电检修策略。如设备处于正常状态可在正常周期基础上延长一年周期，注意状态不能延长周期，异常状态应缩短周期，严重状态应列入停电检修计划尽快停电。然而对一些大型电力变压器如特高压变压器而言，其状态涉及多因素特征参数的变化且关联关系异常复杂有待进一步深入分析，故不能对一些潜在的故障关联参数进行有效分析以提前预警设备的状态。


技术实现要素：

4.本发明所要解决的技术问题是提供一种基于多维度关联和综合诊断的变压器状态评价方法，能够对变压器油色谱、铁芯夹件接地电流、例行试验数据的变化规律与故障类型相结合，能够识别变压器状态参量的自然变化规律，更能发现异于自然变化规律的隐患、缺陷。
5.为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：
6.基于多维度关联和综合诊断的变压器状态评价方法，对变压器本体绝缘受潮情况、变压器本体内部局部放电、变压器本体绝缘老化、导电回路接触不良、绕组匝间短路、铁芯或夹件过热、油箱磁屏蔽过热、套管上部接线端子发热、套管下方接线端子发热、套管漏油、套管电容芯子受潮或老化及套管局部放电供给12种变压器故障类型进行参数分析判断，将每种故障类型分为多个等级，并针对所发生的综合判定故障进行相应的检修应对策略。
7.上述的故障类型中变压器本体绝缘受潮的判断核心参数为变压器油中溶解气体h2的含量，一般参数为绕组连同套管绝缘电阻吸收比和极化指数、绕组连同套管介质损耗、油含水量，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
8.无绝缘受潮：色谱检测中h2含量正常、电气试验中绝缘电阻合格、绕组介损合格三者同时满足；
9.小概率存在：色谱检测中h2含量正常，且设备绝缘电阻或绕组介损异常；
10.大概率存在：色谱检测中h2含量正常，且设备绝缘电阻、绕组介损、油含水量三者至少两个状态异常；
11.存在但一般：色谱检测中h2含量增长速度小于2ppm/天，且h2含量未超过150ppm；
12.存在且严重：色谱检测中h2含量增长速度为2～5ppm/天，且h2含量超过150ppm；
13.存在且危急：色谱检测中h2含量增长速度大于5ppm/天，且h2含量超过150ppm；对应的检修策略为：
14.小概率存在：按正常周期开展停电试验，增加fds试验；
15.大概率存在：检测氢气、乙炔及烃类特征气体的增长情况，持续进行h2含量色谱跟踪，结合停电开展fds试验；
16.存在但一般：缩短离线色谱试验周期至每周一次，结合停电开展fds试验，例行检修周期停电后对变压器进行干燥处理；
17.存在且严重：电处理前每3天开展一次离线色谱试验，开展fds试验确认受潮状态，例行检修周期停电后对变压器进行干燥处理；
18.存在且危急：立即停电进行试验确认。
19.上述的故障类型中变压器本体内部局部放电的判断核心参数为变压器油中溶解气体c2h2的含量、套管末屏高频局部放电检测结果、特高频法局部放电检测结果，一般参数为铁心夹件高频局部放电检测结果和超声波局部放电检测结果；设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
20.无局部放电：未检测到c2h2且所有检测结果在设定的良好状态值内；
21.小概率存在：未检测到c2h2且铁心、夹件高频局放检测诊断为疑似存在局放；
22.大概率存在：未检测到c2h2且铁心、夹件高频局放检测诊断为存在局放；
23.存在但一般：检测到c2h2含量超过1ppm且c2h2含量一周及以上不增长；
24.存在且严重：检测到c2h2含量增长速度超过0.5ppm/天小于1ppm/天；
25.存在且危急：检测到c2h2含量增长速度超过1ppm/天，且c2h2含量呈跳跃式增长；
26.对应的检修策略为：
27.小概率存在：按照例行周期开展停电试验，并增加局部放电监测；
28.大概率存在：按照例行周期开展停电试验，并增加局部放电监测，增加色谱跟踪分析；
29.存在但一般：安装局部放电监测装置，每日对局部放电监测装置及变压器油色谱在线监测装置数据进行分析，每月开展一次局部放电带电检测，离线色谱试验周期缩短至每周一次；
30.存在且严重：专人负责色谱及局部放电监测装置的数据监视，根据监测数据结果开展带电检测复测；
31.存在且危急：停电进行局放量试验确认，开展内检及更换。
32.上述的故障类型中导电回路接触不良的判断核心参数为变压器油中溶解气体ch4和c2h4的含量，一般参数为绕组直流电阻，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：无接触不良：色谱检测ch4和c2h4的含量结果不存在过热状况，绕组直流电阻合格；
33.小概率存在：色谱检测ch4和c2h4的含量结果不存在过热状况，绕组直流电阻变化
超过1％；
34.大概率存在：色谱检测ch4和c2h4的含量增长超过设定正常值；
35.存在但一般：色谱检测ch4和c2h4的含量结果为低温过热、或中温过热但未牵扯固体绝缘；
36.存在且严重：色谱检测ch4和c2h4的含量结果为中温过热，且牵扯固体绝缘；
37.存在且危急：色谱检测ch4和c2h4的含量结果为高温过热；
38.对应的检修策略为：
39.小概率存在：按照例行周期开展停电试验，并记录绕组直流电阻和变压油色谱分析试验数据，变化趋势曲线图；
40.大概率存在：按照例行周期开展停电试验，开展变压器油色谱分析、绕组直流电阻试验分析；
41.存在但一般：缩短离线色谱试验周期至每周一次，记录变压器油色谱数据与负荷之间的关系曲线；
42.存在且严重：停电处理前每3天开展一次离线色谱试验，根据结果进行检修；
43.存在且危急：立即停电并开展试验确认，开展内检及更换。
44.上述的故障类型中铁芯或夹件过热的判断核心参数为变压器油中溶解气体分析，一般参数为铁心夹件接地电流、铁心夹件绝缘电阻，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：无铁芯或夹件过热：变压器油中溶解气体分析中参数在正常数值内，铁心夹件接地电流及铁心夹件绝缘电阻正常；
45.小概率存在：变压器油中溶解气体分析中参数在正常数值内，铁心夹件接地电流及铁心夹件绝缘电阻存在变化但未超出注意值；
46.大概率存在：变压器油中溶解气体分析中参数存在非正常增长，铁心夹件接地电流增大，且铁心夹件绝缘电阻达到注意值；
47.存在但一般：变压器油中溶解气体分析中参数存在非正常增长，烃类气体含量异常，铁芯夹件接地电流超过注意值，铁芯夹件绝缘电阻不合格，设备无法投运；
48.存在且严重：变压器油中溶解气体分析中，烃类气体含量增长量达到5ppm/天，铁芯夹件绝缘电阻不合格，设备无法投运；
49.存在且危急：变压器油中溶解气体分析中，烃类气体含量增长量达到50ppm/天，铁芯夹件绝缘电阻不合格，设备无法投运；
50.对应的检修策略为：
51.小概率存在：按照例行周期开展停电试验，并记录铁芯夹件接地电流、变压油色谱数据趋势；
52.大概率存在：按照例行周期开展停电试验，开展变压器油色谱分析、铁芯夹件接地电流试验分析；
53.存在但一般：缩短离线色谱试验周期至每周一次，记录变压器油色谱数据与负荷之间的关系曲线；
54.存在且严重：停电处理前每3天开展一次离线色谱试验，根据结果进行检修；
55.存在且危急：立即停电并开展试验确认，开展内检及更换。
56.上述的故障类型中油箱磁屏蔽过热、套管上部接线端子发热、套管下方接线端子
发热、套管漏油和套管电容芯子受潮通过红外热成像检测进行判别，其中油箱磁屏蔽过热设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
57.无油箱磁屏蔽过热：红外热成像检测正常；
58.小概率存在：红外热成像检测正常；
59.大概率存在：红外热成像检测显示磁屏蔽部位存在异常温升；
60.存在但一般：红外热成像检测显示磁屏蔽部位存在异常温升超过15k，温度不超过85℃；
61.存在且严重：红外热成像检测显示磁屏蔽部位异常温度85℃；
62.存在且危急：红外热成像检测显示磁屏蔽部位异常温度105℃；
63.套管上部接线端子发热和套管下方接线端子发热设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
64.无发热：红外热成像检测正常；
65.小概率存在：红外热成像检测正常；
66.大概率存在：红外热成像检测显示套管部位存在异常温升；
67.存在但一般：红外热成像检测显示套管部位存在异常温升超过15k，温度不超过55℃；
68.存在且严重：红外热成像检测显示套管部位异常温度55℃；
69.存在且危急：红外热成像检测显示套管部位异常温度80℃；
70.套管漏油的判断参数还包括套管油位计，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
71.无套管漏油：红外热成像检测正常，套管油位观察窗油位正常；
72.小概率存在：红外热成像检测正常，套管油位观察窗油位正常；
73.大概率存在：套管油位观察窗油显示油位接近油位线下限；
74.存在但一般：套管油位观察窗油显示油位低于油位线下限；
75.存在且严重：套管油位观察窗看不到油位，红外热像图上套管本体存在油位分界线；
76.存在且危急：红外热像图上套管本体存在油位分界线，且分界线接近底部；
77.套管电容芯子受潮的判断参数还有套管电容及介损在线监测结果和套管电容及介损试验结果,设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
78.无套管电容芯子受潮:红外热成像检测正常,套管电容及介损在线监测正常，套管电容及介损试验正常；
79.小概率存在：套管电容及介损在线监测及套管电容及介损试验结果存在变化但未到注意值；
80.大概率存在：套管电容及介损试验数值偏大或者接近注意值；
81.存在但一般：近一次套管电容及介损试验数值偏大或者接近注意值，红外热像图谱中发现套管本体整体发热，与不同相套管比较有温差；
82.存在且严重：最近一次套管电容及介损试验数值偏大或者接近注意值，红外热像
图谱中发现套管本体整体发热，发热温差2-3k；
83.存在且危急：最近一次套管电容及介损试验数值偏大或者接近注意值，红外热像图谱中发现套管本体整体发热，发热温差超过3k。
84.上述的故障类型中套管局部放电的判断核心参数为套管高频电流局部放电检测结果，一般参数为特高频局部放电检测结果，结合红外热像检测，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
85.无套管局部放电：套管高频电流局部放电检测正常，特高频局部放电检测正常，红外热像检测正常；
86.小概率存在：套管高频电流局部放电检测或特高频局部放电检测结果存在变化但未到注意值；
87.大概率存在：特高频检测确认套管部位存在异常信号；
88.存在但一般：套管高频检测显示存在异常放电信号；
89.存在且严重：特高频、高频联合诊断确认套管内部存在局放；
90.存在且危急：外热像检测发现异常，高频检测信号持续增长。
91.本发明提供的一种基于多维度关联和综合诊断的变压器状态评价方法，与现有模型存在以下不同：
92.1、评价方式不同，现有变压器状态评价模型多数基于状态评价导则，即根据变压器单个状态量的权重和劣化程度，对变压器进行评分，而本模型更加侧重对变压器内部潜伏性缺陷的诊断识别，通过对依据潜伏性缺陷的存在概率及严重程度对变压器进行评价，本模型不仅评估了变压器状态，还对变压器进行了多维度的故障类型识别；
93.2、评价结果不同。现有评价模型是依靠单状态量最高得分，以及部件累计得分，来确定变压器是正常、注意、异常、严重状态，并根据四种状态采取不同停电检修策略。如在正常状态可在正常周期基础上延长一年周期，注意状态不能延长周期，异常状态应缩短周期，严重状态应列入停电检修计划尽快停电，本评价模型依据潜伏性缺陷的存在概率及严重程度对变压器进行评价，并选择各潜伏性缺陷中最严重的一项作为变压器状态评价结果，在提出检修策略时，有针对性的根据各潜伏性缺陷的存在情况，列出相应诊断或检查项目，如评价变压器有较高概率受潮，如根据氢气变化及绕组绝缘电阻、介损等变化，判断绕组较高概率存在受潮，检修策略为按1年周期开展停电试验，并增加纸板含水量检测。
94.3、数据分析诊断策略不同。目前现有的变压器评估模型着重关注变压器状态参量的具体数据是否超过注意值或者警戒值。然而对特高压变压器而言，有许多不适合之处，特高压设备特征参数的变化仍有待进一步深入分析。本模型更加关注状态参量的横向、纵向微小变化趋势，加入了人工诊断变压器缺陷的经验，在相关状态参量变化未达到注意值时挖掘变压器可能存在的隐含缺陷，更能发现并预警变压器状态的轻微改变。重点挖掘油色谱、铁芯夹件接地电流、例行试验数据的自然变化规律。能够识别变压器状态参量的自然变化规律，才更能及早发现异于自然变化规律的隐患、缺陷。相比较而言，本模型对数据的要求更加严格；
95.本模型并不完全取代现有状态评价模型，而是舍弃大而全方式，而专于对设备危害更大的潜伏性缺陷评估，即舍弃了大量漏油、部件锈蚀、不良工况次数等无需专业诊断的指标，将重点难点放在潜伏性缺陷的诊断分析上。
附图说明
96.下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明：
97.图1为本发明三比值法进行变压器故障类型判断时的编码规则；
98.图2为本发明三比值法进行变压器故障类型判断时各编码组合对应的缺陷类型；
99.图3为本发明大卫三角形法进行变压器故障类型判断的规则示意图。
具体实施方式
100.以下结合附图和实施例详细说明本发明技术方案。
101.基于多维度关联和综合诊断的变压器状态评价方法，对变压器本体绝缘受潮情况、变压器本体内部局部放电、变压器本体绝缘老化、导电回路接触不良、绕组匝间短路、铁芯或夹件过热、油箱磁屏蔽过热、套管上部接线端子发热、套管下方接线端子发热、套管漏油、套管电容芯子受潮或老化及套管局部放电供给12种变压器故障类型进行参数分析判断，将每种故障类型分为多个等级，并针对所发生的综合判定故障进行相应的检修应对策略。
102.上述的故障类型中变压器本体绝缘受潮的判断核心参数为变压器油中溶解气体h2的含量，一般参数为绕组连同套管绝缘电阻吸收比和极化指数、绕组连同套管介质损耗、油含水量，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
103.无绝缘受潮：色谱检测中h2含量正常、电气试验中绝缘电阻合格、绕组介损合格三者同时满足；
104.小概率存在：色谱检测中h2含量正常，且设备绝缘电阻或绕组介损异常；
105.大概率存在：色谱检测中h2含量正常，且设备绝缘电阻、绕组介损、油含水量三者至少两个状态异常；
106.存在但一般：色谱检测中h2含量增长速度小于2ppm/天，且h2含量未超过150ppm；
107.存在且严重：色谱检测中h2含量增长速度为2～5ppm/天，且h2含量超过150ppm；
108.存在且危急：色谱检测中h2含量增长速度大于5ppm/天，且h2含量超过150ppm；对应的检修策略为：
109.小概率存在：按正常周期开展停电试验，增加fds试验；
110.大概率存在：检测氢气、乙炔及烃类特征气体的增长情况，持续进行h2含量色谱跟踪，结合停电开展fds试验；
111.存在但一般：缩短离线色谱试验周期至每周一次，结合停电开展fds试验，例行检修周期停电后对变压器进行干燥处理；
112.存在且严重：电处理前每3天开展一次离线色谱试验，开展fds试验确认受潮状态，例行检修周期停电后对变压器进行干燥处理；
113.存在且危急：立即停电进行试验确认。
114.上述的故障类型中变压器本体内部局部放电的判断核心参数为变压器油中溶解气体c2h2的含量、套管末屏高频局部放电检测结果、特高频法局部放电检测结果，一般参数为铁心夹件高频局部放电检测结果和超声波局部放电检测结果；设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
115.无局部放电：未检测到c2h2且所有检测结果在设定的良好状态值内；
116.小概率存在：未检测到c2h2且铁心、夹件高频局放检测诊断为疑似存在局放；
117.大概率存在：未检测到c2h2且铁心、夹件高频局放检测诊断为存在局放；
118.存在但一般：检测到c2h2含量超过1ppm且c2h2含量一周及以上不增长；
119.存在且严重：检测到c2h2含量增长速度超过0.5ppm/天小于1ppm/天；
120.存在且危急：检测到c2h2含量增长速度超过1ppm/天，且c2h2含量呈跳跃式增长；
121.对应的检修策略为：
122.小概率存在：按照例行周期开展停电试验，并增加局部放电监测；
123.大概率存在：按照例行周期开展停电试验，并增加局部放电监测，增加色谱跟踪分析；
124.存在但一般：安装局部放电监测装置，每日对局部放电监测装置及变压器油色谱在线监测装置数据进行分析，每月开展一次局部放电带电检测，离线色谱试验周期缩短至每周一次；
125.存在且严重：专人负责色谱及局部放电监测装置的数据监视，根据监测数据结果开展带电检测复测；
126.存在且危急：停电进行局放量试验确认，开展内检及更换。
127.上述的故障类型中导电回路接触不良的判断核心参数为变压器油中溶解气体ch4和c2h4的含量，一般参数为绕组直流电阻，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：无接触不良：色谱检测ch4和c2h4的含量结果不存在过热状况，绕组直流电阻合格；
128.小概率存在：色谱检测ch4和c2h4的含量结果不存在过热状况，绕组直流电阻变化超过1％；
129.大概率存在：色谱检测ch4和c2h4的含量增长超过设定正常值；
130.存在但一般：色谱检测ch4和c2h4的含量结果为低温过热、或中温过热但未牵扯固体绝缘；
131.存在且严重：色谱检测ch4和c2h4的含量结果为中温过热，且牵扯固体绝缘；
132.存在且危急：色谱检测ch4和c2h4的含量结果为高温过热；
133.对应的检修策略为：
134.小概率存在：按照例行周期开展停电试验，并记录绕组直流电阻和变压油色谱分析试验数据，变化趋势曲线图；
135.大概率存在：按照例行周期开展停电试验，开展变压器油色谱分析、绕组直流电阻试验分析；
136.存在但一般：缩短离线色谱试验周期至每周一次，记录变压器油色谱数据与负荷之间的关系曲线；
137.存在且严重：停电处理前每3天开展一次离线色谱试验，根据结果进行检修；
138.存在且危急：立即停电并开展试验确认，开展内检及更换。
139.上述的故障类型中铁芯或夹件过热的判断核心参数为变压器油中溶解气体分析，一般参数为铁心夹件接地电流、铁心夹件绝缘电阻，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：无铁芯或夹件过热：变压器油
中溶解气体分析中参数在正常数值内，铁心夹件接地电流及铁心夹件绝缘电阻正常；
140.小概率存在：变压器油中溶解气体分析中参数在正常数值内，铁心夹件接地电流及铁心夹件绝缘电阻存在变化但未超出注意值；
141.大概率存在：变压器油中溶解气体分析中参数存在非正常增长，铁心夹件接地电流增大，且铁心夹件绝缘电阻达到注意值；
142.存在但一般：变压器油中溶解气体分析中参数存在非正常增长，烃类气体含量异常，铁芯夹件接地电流超过注意值，铁芯夹件绝缘电阻不合格，设备无法投运；存在且严重：变压器油中溶解气体分析中，烃类气体含量增长量达到5ppm/天，铁芯夹件绝缘电阻不合格，设备无法投运；
143.存在且危急：变压器油中溶解气体分析中，烃类气体含量增长量达到50ppm/天，铁芯夹件绝缘电阻不合格，设备无法投运；
144.对应的检修策略为：
145.小概率存在：按照例行周期开展停电试验，并记录铁芯夹件接地电流、变压油色谱数据趋势；
146.大概率存在：按照例行周期开展停电试验，开展变压器油色谱分析、铁芯夹件接地电流试验分析；
147.存在但一般：缩短离线色谱试验周期至每周一次，记录变压器油色谱数据与负荷之间的关系曲线；
148.存在且严重：停电处理前每3天开展一次离线色谱试验，根据结果进行检修；
149.存在且危急：立即停电并开展试验确认，开展内检及更换。
150.上述的故障类型中油箱磁屏蔽过热、套管上部接线端子发热、套管下方接线端子发热、套管漏油和套管电容芯子受潮通过红外热成像检测进行判别，其中油箱磁屏蔽过热设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
151.无油箱磁屏蔽过热：红外热成像检测正常；
152.小概率存在：红外热成像检测正常；
153.大概率存在：红外热成像检测显示磁屏蔽部位存在异常温升；
154.存在但一般：红外热成像检测显示磁屏蔽部位存在异常温升超过15k，温度不超过85℃；
155.存在且严重：红外热成像检测显示磁屏蔽部位异常温度85℃；
156.存在且危急：红外热成像检测显示磁屏蔽部位异常温度105℃；
157.套管上部接线端子发热和套管下方接线端子发热设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
158.无发热：红外热成像检测正常；
159.小概率存在：红外热成像检测正常；
160.大概率存在：红外热成像检测显示套管部位存在异常温升；
161.存在但一般：红外热成像检测显示套管部位存在异常温升超过15k，温度不超过55℃；
162.存在且严重：红外热成像检测显示套管部位异常温度55℃；
163.存在且危急：红外热成像检测显示套管部位异常温度80℃；
164.套管漏油的判断参数还包括套管油位计，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
165.无套管漏油：红外热成像检测正常，套管油位观察窗油位正常；
166.小概率存在：红外热成像检测正常，套管油位观察窗油位正常；
167.大概率存在：套管油位观察窗油显示油位接近油位线下限；
168.存在但一般：套管油位观察窗油显示油位低于油位线下限；
169.存在且严重：套管油位观察窗看不到油位，红外热像图上套管本体存在油位分界线；
170.存在且危急：红外热像图上套管本体存在油位分界线，且分界线接近底部；
171.套管电容芯子受潮的判断参数还有套管电容及介损在线监测结果和套管电容及介损试验结果,设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
172.无套管电容芯子受潮:红外热成像检测正常,套管电容及介损在线监测正常，套管电容及介损试验正常；
173.小概率存在：套管电容及介损在线监测及套管电容及介损试验结果存在变化但未到注意值；
174.大概率存在：套管电容及介损试验数值偏大或者接近注意值；
175.存在但一般：近一次套管电容及介损试验数值偏大或者接近注意值，红外热像图谱中发现套管本体整体发热，与不同相套管比较有温差；
176.存在且严重：最近一次套管电容及介损试验数值偏大或者接近注意值，红外热像图谱中发现套管本体整体发热，发热温差2-3k；
177.存在且危急：最近一次套管电容及介损试验数值偏大或者接近注意值，红外热像图谱中发现套管本体整体发热，发热温差超过3k。
178.上述的故障类型中套管局部放电的判断核心参数为套管高频电流局部放电检测结果，一般参数为特高频局部放电检测结果，结合红外热像检测，设有无、小概率存在、大概率存在、存在但一般、存在且严重、存在且危急六个等级，对应参数状态为：
179.无套管局部放电：套管高频电流局部放电检测正常，特高频局部放电检测正常，红外热像检测正常；
180.小概率存在：套管高频电流局部放电检测或特高频局部放电检测结果存在变化但未到注意值；
181.大概率存在：特高频检测确认套管部位存在异常信号；
182.存在但一般：套管高频检测显示存在异常放电信号；
183.存在且严重：特高频、高频联合诊断确认套管内部存在局放；
184.存在且危急：外热像检测发现异常，高频检测信号持续增长。
185.一、评价项目及状态参量需求
186.本评价模型穷举了变压器运行危害较大的潜伏性缺陷，这些缺陷主要有：变压器本体内部受潮、本体内部局部放电、本体绝缘老化、导电回路接触不良、绕组变形、绕组匝层间短路、铁芯或夹件过热、油箱磁屏蔽过热、套管上部接线端子发热、套管下方接线端子发
热、套管漏油、套管电容芯子受潮老化、套管局部放电。
187.各潜伏性缺陷诊断评价所需状态量关联关系如表1所示。其中，核心状态量是对该类缺陷诊断作用非常大，该参量正常，基本可确定设备无问题的参量，一般参量是指诊断缺陷能力有限，参量正常但不能判断设备无此缺陷的参量，辅助参量是指还不成熟，或用来分析该类缺陷难度非常大的参量。
188.表1变压器状态评价综合状态参量(缺陷)及所需参量关联表
189.190.[0191][0192]
二、现有数据及来源
[0193]
潜伏性缺陷诊断、状态评价以表1所列试验数据为主，当前现有数据及其获取方式如表2所示；试点期间，数据由人员通过各个系统导出，再导入到finereport中；亦可将评价所需全部数据通过智能管控平台等，直接接入finereport，开展状态评价。
[0194]
表2现有状态评价数据及获取方式
[0195]
[0196][0197]
为了对设备状态评估准确，确定异常产生原因及其危害程度，状态评估除试验数据外，还需一些重要的运行调度数据，如表3所示。
[0198]
表3状态评价所需运行数据及获取方式
[0199]
[0200][0201]
四、试验数据分析策略
[0202]
(一)绝缘油溶解气体分析
[0203]
对于绝缘油溶解气体的分析主要从特征气体增量以及存量两个维度进行分析，引入油温、设备投运时间两个参量分工况评估绝缘油中溶解气体的变化趋势；油温代表了环境温度以及变压器负荷的变化，不同油温下油中特征气体的溶解度不同、绝缘纸吸附气体程度不同，在评判变压器油中溶解气体含量的变化时要区分油温因素导致的变化量；设备运行时间参量代表了变压器所在的运行阶段；变压器初始投运阶段或者变压器滤油检修后油中气体的增长趋势与正常运行时存在差异，引入运行时间参量区分变压器不同工况下的变化。
[0204]
1、注意值判断策略
[0205]
h2:150，总烃：150，乙炔：0.5
[0206]
2、增长速度
[0207]
为便于准确确定增长速度，色谱数据后面设定条件，包括新投运，正常，注意但无增长，异常等；
[0208]
标记为新投运的数据，指的是新投运，或大修滤油后的数据，后续数据分析时，以该条记录为界判断是否为新投运一个月内，并以该记录作为初值。之前数据不再纳入分析范围；
[0209]
每次数据存入，进行动态分析后，分析为正常的数据，标记为正常，便于利用差值计算三比值时，查找最后一条正常状态数据。标注为注意但无增长的数据，指之前出现过异常，但后续均未再出现过增大的。同样是便于查找最后一次未增长时的数据，差值计算三比值。
[0210]
(1)前后两次增长
[0211]
与之前3次平均值比，c2h2增量超0.5ppm，h2增长超20ppm，ch4、c2h6增长超5ppm，c2h4增长超2ppm，对数据进行预警。
[0212]
如后面两次，与之前3次平均值相比，c2h2增量超0.5ppm，h2增长超20ppm，ch4、c2h6增长超5ppm，c2h4增长超2ppm，进行报警；利用三比值，大卫三角形诊断类型，确定设备存在这一缺陷。
[0213]
(2)一周增长量
[0214]
投运1个月内，取当日平均值，h2增长不超过2ppm；ch4、c2h6、c2h4增长不超过1ppm，
总烃增长不超1ppm；c2h2：无增长；co增长不超过10ppm，co2增长不超过30ppm。
[0215]
正常运行中，取当日平均值，h2增长不超过1ppm；ch4、c2h6、c2h4增长不超过0.5ppm，总烃增长不超0.5ppm；c2h2：无增长；co增长不超过5ppm，co2增长不超过20ppm。
[0216]
(3)一个月增长量
[0217]
投运1个月内，取三日平均值，h2增长不炒过8ppm，ch4、c2h6、c2h4增长不超过2ppm；c2h2无增长；co增长不超过20ppm，co2增长不超过50ppm；三相之间，各组分增长量，不应超过其他正常相的1倍。
[0218]
正常运行中，h2增长不炒过2ppm，ch4、c2h6增长不炒过2ppm；c2h4增长不超过1ppm，c2h2无增长；co增长不超过15ppm，co2增长不超过40ppm；三相之间，各组分增长量，不应超过其他正常相的1倍。
[0219]
3、诊断策略
[0220]
(1)氢气增长，总烃不增长时；如氢气增长量小于0.5ppm/d，判断为小概率受潮；大于等于0.5ppm/d小于1ppm/d，则判断为大概率受潮。大于等于1ppm/d，小于2ppm/d，且未超注意值，判断为轻度受潮。增长量超2ppm/d，或总量超150，判断为严重受潮。
[0221]
如果co、co2出现增长，且co增长率与co2增长率大于1/3，判断出现受潮并产生局部放大，且放电已牵扯固体绝缘，处于严重状态。
[0222]
(2)总烃增长时，应用三比值法或大卫三角形法确定缺陷类型；
[0223]
a、三比值法：利用c2h2/c2h4、ch4/h2、c2h4/c2h6三对比值结果，进行编码，根据编码组合确定缺陷类型；计算比值时，应利用出现缺陷后，各指标的差值计算，即利用异常后的数据，减去最后一次正常数据，计算三比值，编码规则如图1所示；
[0224]
根据各编码组合，判断缺陷类型如图2中所示。
[0225]
b、大卫三角形法
[0226]
利用c2h2、c2h4、ch4所占比例，绘制图形的方式，确定故障类型的方法，图形如图3中所示。
[0227]
c2h2、c2h4、ch4所占比例计算方法：
[0228]
％c2h2＝100*x/(x+y+z)
[0229]
％c2h4＝100*y/(x+y+z)
[0230]
％ch4＝100*z/(x+y+z)
[0231]
其中x是c2h2的含量，y是c2h4的含量，z是ch4的含量。
[0232]
各区域条件：
[0233]
pd局部放电:％ch4》＝98％
[0234]
d1低能放电:c2h4《＝23％且c2h2》＝13％
[0235]
d2高能放电：38％》＝c2h4》23％且c2h2》＝13％，或c2h4》38％且c2h2》＝29％
[0236]
t1低温过热：c2h2《4％且c2h4《10％且ch4《98％
[0237]
t2中温过热：c2h2《4％且10％《c2h4《＝50％
[0238]
t3高温过热：c2h2《15％且c2h4》50％
[0239]
其它为d+t局部放电加过热。
[0240]
c、三比值法与大卫三角形法冲突时选取原则
[0241]
当特征气体较为明显，达到如乙炔增长超0.5，氢气增长超20，其它烃类超过5时
(或的关系)，以三比值法为主；其它以大卫三角形法为主。
[0242]
(3)co和co2增长时，如出现氢气增长，或总烃增长，则在相应缺陷后面，增加“缺陷牵扯固体绝缘”，严重程度增加一级；
[0243]
如其它指标正常，co、co2增长明显，当co2/co》7时，判断可能出现固体绝缘老化，当co2/co《3时，绝缘可能低温发热。
[0244]
(二)红外热像检测
[0245]
变压器的红外热像检测主要能够发现变压器本体外壳、冷却器、套管、升高座等部位的发热异常；需要根据发热部位及发热严重程度研判评估设备状态。1、套管；红外热像检测发现的套管本体发热，根据图像特征可能为套管本体存在局放、本体受潮、油位异常、外绝缘污秽等，这些缺陷较为严重需要及时处理；套管上部接线端子发热，可根据发热情况、参考dlt664变电设备发热的标准判断严重程度；套管升高座部位存在的套管下方接线端子发热，由于发热点在绝缘油内部、外部检测到的温升远低于内部接头热点，因此该类缺陷需要评估为严重及以上缺陷，关注缺陷的发展并处理。
[0246]
2、冷却系统；变压器冷却系统的散热器、油流管路、潜油泵等部位存在阻塞不通、阀门状态异常时，红外热像检测均可发现；变压器冷却系统出现异常，影响变压器的散热、易造成油温过热，缺陷严重、但不紧急，需要及时处理。
[0247]
3、本体；变压器壳体上的螺栓、跨接线、磁屏蔽等部位发热一般不会影响变压器的运行，关注上述发热缺陷的发展趋势、根据停电计划安排处理即可。
[0248]
(三)局部放电带电检测或在线监测
[0249]
局放带电检测发现变压器本体内部存在局放信号，要根据局放信号特征分析局放源的部位及局放类型，必要时结合油色谱的具体情况进一步确认故障类型；局放带电检测主要是确认异常的存在及故障定位，对异常信号强度做出评估；局放在线监测则可以实时关注局放故障的发展趋势、信号突变告警等。
[0250]
1、带电检测；变压器本体内部局放主要有绝缘纸板受潮局放、悬浮电位放电、金属异物放电、绝缘纸板缺陷放电、电弧放电等。不同类型局放差距较大：像绝缘纸板受潮局放前期放电能量低、局放信号幅值低；一般悬浮电位放电放电能量高、信号幅值高；绝缘纸板的击穿或者沿面放电则放电时间不规律、危害性极大；电弧放电能量高、极易造成大的设备事故；不管哪种类型放电，一旦带电检测确认设备存在局放异常，设备就应计入严重及以上的缺陷，要及时安排处理。
[0251]
设备发现局放异常后存在两种发展方向，一是局放异常在存在一段时间后逐渐稳定并逐渐消失，二是局放信号稳定存在并逐渐增强，甚至出现突变、恶化的情况；局放出现后不管哪个方向发展，需要关注变压器油色谱数据变化、红外检测情况、定期的局放信号强度变化，条件具备时局放在线监测预警局放信号的突变。
[0252]
2、在线监测；对于安装局放在线监测的变压器，出现在线监测报警时启动局放带电检测研判。对于带电检测判定存在异常的变压器，在线监测主要是对局放信号趋势的监视；对于局放信号出现异常突变、满足预警策略时，联动油色谱、铁芯夹件接地电流等评估参量，确认局放异常的恶化趋势、并给予变压器状态下降的预警。
[0253]
(四)铁心夹件接地电流
[0254]
变压器正常运行时，铁芯夹件接地电流是由绕组与铁芯夹件之间的电容效应以及
绕组运行电压决定；系统电压维持在稳定水平，只要变压器绕组与铁芯夹件之间的结构和绝缘稳定，铁芯夹件接地电流将维持在稳定数值。特高压变压器铁芯夹件接地电流监测分为工频成分监测和高频成分监测；工频接地电流的改变主要是由铁芯夹件多点接地、铁芯与夹件绝缘失效等因素导致；高频成分的变化主要是由变压器本体内部产生的局放导致；变压器出线导线、金具等连接部件的尖端、悬浮放电也会引起高频成分的变化，但这些干扰一般长期稳定存在。
[0255]
基于变压器铁芯夹件接地电流的故障研判，主要采取接地电流的横向和纵向对比策略。
[0256]
1、工频成分；相同型号的变压器，其铁芯夹件工频接地电流基本维持在同一水平；横向对比不同相间设备的工频接地电流，采取工频接地电流偏离均值30％的预警设置；在纵向评估铁芯夹件工频接地电流变化时引入系统电压的波动参量、去除系统电压波动导致的接地电流变化；采取工频接地电流偏离日均值30％的预警设置；出现预警提示时，标志着变压器状态的变化、需要加强油色谱、局放等数据的关注，综合研判可能存在的异常。
[0257]
规程中对特高压变压器铁芯接地工频电流给出了300ma的注意值；由于不同厂家铁芯夹件的内部布置安装方式不同，可能导致变压器铁芯接地电流超过300ma；对这类变压器主要关注铁芯接地电流的增量变化。
[0258]
2、高频成分；变压器铁芯夹件接地电流高频成分的变化受外界放电的影响较大，同型号设备之间的离散性大，因此高频成分变化的研判采取纵向对比的方法；变压器铁芯夹件接地电流高频成分电流幅值超出日均值20％时，启动综合研判。
[0259]
(五)停电例行试验
[0260]
变压器停电例行试验主要包含绕组直阻、绝缘电阻和介损项目；根据实际经验，停电例行试验数据超出标准注意值或者警戒值，变压器不会轻易复役运行；停电例行试验不合格相当于对变压器健康状态的一票否决；本评估模型中停电例行试验数据分析，主要是针对例行试验数据接近注意值或者警戒值的情况或者例行试验数据自身波动较大的情况；通过试验数据分析，挖掘潜伏的轻小缺陷、防范因特高压变压器结构复杂而造成的试验数据误判。
[0261]
1、绕组直流电阻判断；特高压变压器预防性试验规程中对直流电阻的要求为：相间电阻的差异不能超过均值的2％；同一绕组直阻与以前相同温度下的历次试结果相比不超2％，超过1％时应引起注意；特高压变压器绕组直阻较大，偏差超过1％时、实际电阻值差会超过1mω，可能存在绕组连接部件上的接触不好、危害非常大；如何评估直阻偏差接近或者超过1％，本模型中引入换算系数法。
[0262]
绕组直阻值与油温的关系密切，在试验中一般取顶层油温为试验油温值；特高压变压器体积大、油量多，顶层油温与底层油温之间可能存在很大差距，仅采用顶层油温换算直阻值与实际情况不符、可导致直阻偏差超标。本模型的换算系数法如下：假设变压器的某个绕组绕组值历年来n次(含评估当次试验数据，n取值大于等于3)检测的结果归算到同一温度下数据进行对比，本示例以n为3、直阻数据如表4所示；第三次检测某绕组直阻值与前两次相比差值超过1％，达到注意值。此时，分别取每个绕组第3次与第1次、第2次直阻数据的比值为换算系数，三个绕组每一次之间的换算系数差值小于均值的0.5％则认为绕组值组检测正常，超过时认为需要注意、进一步确认检测结果；当换算系数差值大于均值的1％，
需采取其他检测手段确认、排除异常，设备不可投运。
[0263]
表4换算系数法示例
[0264]
绕组第1次第2次第3次第3次/第1次第3次/第2次高压a1a2a3a3/a1a3/a2中压b1b2b3b3/b1b3/b2低压c1c2c3c3/ca1c3/c2
[0265]
2、绕组含套管的绝缘电阻判断。特高压变压器预防性试验规程中对绕组绝缘电阻的要求为：换算至同一温度下与初值比无明显变化；在10-30℃范围内，绕组吸收比不低于1.3、极化指数不低于1.5，绝缘电阻大于10gω时，吸收比、极化指数可仅做参考。
[0266]
现场实际数值判断时，需要进行温度换算，同一温度下绕组含套管绝缘电阻值纵向比较不超过30％；超过该偏差时，要横向比对同一变压器的不同绕组以及变压器相间绕组绝缘电阻的变化趋势，要排除外界环境湿度、套管表面湿度等因素影响。若排除上述因素影响，单一绕组存在变化趋势则确认存在异常；在综合绕组介损、套管绝缘及介损检测结果综合评判。
[0267]
3、绕组含套管的电容量及介损判断，特高压变压器预防性试验规程中对绕组电容量及介损的要求为：20℃时，介损不大于0.006；介损和电容量与初值比无明显变化；根据规程，不同温度下介损要进行归算。介损检测易受环境湿度及套管表明状况影响，试验时要排除这两类影响因素；确实无法排除时，采用易受环境影响的纵横比分析；
[0268]
现场检测要尽量确保油温在相近的水平进行检测，并以顶层油温为主。特高压变压器固体绝缘及油含量与常规变压器不同，采用归算公式换算后、数据偏差可能会变大，此时更需要进行横向比对。绕组电容量初值差不超过2％，介损初值差不超30％。
[0269]
4、铁芯夹件绝缘电阻；特高压变压器预防性试验规程中对铁芯夹件绝缘电阻的要求为：与初值比无明显变化；现场实际检测数据以偏离初值30％为注意值，引入变压器运行年限参量，关注历次试验数据的变化趋势；同时进行横向对比，与均值比降低30％时，予以注意状态关注。
[0270]
5、套管绝缘电阻；特高压变压器预防性试验规程中对套管绝缘电阻的要求为：套管主绝缘不低于10gω，末屏绝缘不低于1gω；除了关注绝缘电阻的限制值外，本模型引入套管绝缘电阻的变化趋势；当绝缘电阻满足规程要求的最细限制，同时连续两次检测数值分别降低20％以上时给与该套管关注，综合介损、红外等方法综合研判。
[0271]
五、状态评价结果分级
[0272]
每一类缺陷根据其存在概率及严重程度，分为无、小概率、高概率、一般存在、严重存在，其中无、小概率的对应正常状态，高概率对应注意状态，一般存在对应为异常状态，严重存在对应严重状态，变压状态的综合评估指标如表5中所示。
[0273]
表5变压器状态综合评估指标表
[0274]
[0275]
[0276][0277]
六、检修策略
[0278]
根据第四节中对变压器可能存在各种缺陷的分指标评估结果，给出相应的检修应对策略，具体检修应对策略表见表6。
[0279]
表6变压器检修应对策略
[0280]
[0281][0282]