选变压器油介损值超标的原因分析及对策探讨

选变压器油介损值超标的原因分析及对策探讨
摘要：变压器中油的烃值是反映变器运行是否正常的一个重要指标，本文对运
行中变压器油的气体异常现象，根据有关技术导则并针对实际运行维修状况进行
综合分析处理，较好的解决了这一设备异常现象。

关键词：变压器油；介损超标；对策
0 引言
电力变压器是电力系统中极其重要的电气设备之一，它在电力网络中担负着
变配电的重要角色。

变压器一旦出现故障将对整个电力网络的正常供电造成巨大
的影响。

特别是向煤矿供电的矿区供电网络这类安全要求很高的一级用户，将会
造成极大的危害，不仅会造成巨大的经济损失，还有可能引发重大的人身、设备
事故。

尽管目前电力变压器是一种相对运行稳定性和可靠性比较高的设备，但它
在电力系统中所占的故障比例还是可观的。

因此搞好电力变压器的维护、检测和
预防性试验就显的尤为重要。

1 变压器油介损超标原因分析
介损指的是交变电场引起的泄漏电流的功率损耗。

造成介损超标的因素是多
个层面的，既有外部因素，也有内部因素，下面分别予以阐述。

1.1 杂质层面
变压器内部除了变压器油之外，还有固体形式的绝缘材料（如绝缘纸）。

这
些绝缘材料中含有胶体粒子状（直径在10-9m～10-7m之间）的杂质，随着运行
时间的增加，胶体粒子会逐渐析出并发生聚结，进而在重力作用下形成沉淀。

虽
然这个过程比较慢，但终究是一种非平衡、非稳定态。

据相关数据分析，当沉淀
物的比例达到0.02%，介质电导会升高几十倍，从而使绝缘油的介损超标。

另外，变压器油在运输、加注过程中，难免会混入尘埃颗粒，这也是杂质的来源之一。

1.2 变压器结构层面
变压器器身是全密闭结构，为了减少潜在渗漏点，一些设备厂家取消了净油
器（能产生虹吸）配置，这在一定程度上不利于变压器油的稳定。

原因是：变压
器的绝缘部分或多或少会有水分存在，如配置有净油器，将能在运行中“吸走”这
部分水分，从而保证变压器内部绝缘的良好；反之则绝缘能力会下降。

1.3 金属离子层面
变压器本体有不少铜质构件，在运行过程中不可避免地会发生磨损（如油泵
轴或叶轮磨损），有的还会产生腐蚀（如裸露铜引线），这样就会有一定数量的
铜离子进入到变压器油中。

另外，当变压器严重过载，其内部铜质绕组会异常发热，使铜离子熔融到绝缘油中。

以上两类情况均会引起变压器油介损升高。

1.4 微生物层面
在变压器安装和大修过程中，如有厌氧、厌光类微生物浸入，则当变压器全
部密封后，这些微生物会在变压器油中生长、代谢和繁殖，进而形成微生物胶体。

由于这类胶体呈现电的非中性（或正或负），因此会增大油的电导值和电导损耗，也就是增大了介质损耗。

根据相关研究，微生物污染程度与油温（负载）有关，
一般50℃～70℃范围为微生物的活跃区间。

所以，有些介损超标的变压器到了冬
季又恢复正常了。

1.5 含水量层面
根据研究，当纯净绝缘油的含水量在40mg/L以下时，油的介损影响不大；当油的含水量超过60mg/L时，介质因数会迅速上升。

变压器绝缘油的水分来源：
①绝缘材料深层所残留的水分（因经历干燥处理，所以量较少）；②运输、安装过程中保护措施不到位，使绝缘材料再度受潮；③运行中硅胶更换不及时，致使潮气通过呼吸器渗入油面；④如油中存在溶解氧，则当绝缘油温度上升时（伴随负荷上升），会发生化学反应，使油热裂解为有机酸和水。

综上，有多种潜在可能会使变压器油的水分超标。

2 防范对策和处理措施概述
2.1 防范对策
管理层面：①加强变压器投运前的全过程（包括制造、试验、运输、安装等环节）油务监督，切实保证新油质量；②投运后严格按照运行规程更换硅胶，操作瓦斯继电器等。

技术层面：①大力推行油色谱在线监测，积极推动状态检修；
②适时补加T501等抗氧化剂，以延缓油品老化。

2.2 应对介损增大的处理办法
（1）换油。

步骤依次为：1）放掉旧油；2）用合格油冲洗变压器内部；3）真空注油。

该方法节省停电时间，适用于已运行较长时间、油质已严重劣化的变压器。

该方法耗费相对较大，且对环保有消极影响，因此不推荐经常使用。

（2）真空滤油。

即利用真空滤油机对油进行加热循环。

该方法仅能去除油中的机械杂质、水分以及溶解气体，对有机杂质无能为力。

（3）再生处理。

分吸附剂法和硫酸/白土法两类。

其中，吸附剂法又细分为接触法和渗滤法。

接触法指在油中添加吸附剂，然后搅拌再生；渗透法指利用净化器（装有吸附剂）去渗滤油。

吸附剂法一般处理介损超标不严重的油。

硫酸/白土法是先用硫酸去除多种老化产物，再用白土去除残留，适用于介损超标严重的油。

3 基于110kV变压器的案例
某省1台110kV主变于2006年7月投产，2012年5月对变压器进行周期试验，情况为：击穿电压61.5kV，微水含量5.0mg/L，油色谱H2含量，介损
8.233%。

可见，主要呈现的问题是介损明显超标（正常要求≤2%）。

原因排查过程：①在变压器套管、储油柜等处未发现进水迹象，说明变压器密封良好，可排除受潮可能。

②由油色谱分析可知，油的理化性能良好，说明油未老化。

③先后采用真空滤油机和压力式滤油机进行处理，油的介质变化不大，说明引起介损超标的不是机械杂质。

④对变压器吊罩，未发现内部脏污及异物。

由上，我们推断影响该台主变介损数值的主要是溶胶类杂质。

因此，选择“真空滤油”+“再生处理”相串联的方法来应对。

具体来说，就是选用白色粗孔硅胶作为再生剂，让变压器油先经硅胶渗滤，然后进入真空滤油环节。

相关参数设置：油温控制在62℃～67℃，真空度设定-0.08～-0.095MPa，再生-净化时间控制为70h。

治理结果：介损由8.233%下降为1.112%，水分由5.0mg/L下降为4.1mg/L，击穿电压由61.5kV上升到64.2kV，其他如界面张力、闪点、酸值、PH值等均有所改善。

变压器的绝缘由此得到全面恢复。

4 结语
通过以上案列可以看出三比值法是非常适用的变压器故障诊断分析方法。

油中气体分析对运行设备内部早期故障的诊断虽然灵敏，但由于这一方法的技术特点，使它在故障的诊断上有不足之处，例如对故障的准确部位无法确定；对涉及具有同一气体特征的不同故障类型（如局部放电与进水受潮）的故障易于误判。

因此，在判断故障时，必须结合电气试验、油质分析以及设备运行、检修等情况
进行综合分析，对故障的部位、原因，绝缘或部件的损坏程度等作出准确的判断，从而制定出适当的处理方法。

我们在实际运用中要充分考虑到设备的运行状况，
并不断总结经验以提高我们对故障的判断能力。

所以色谱分析是电力设备绝缘试
验必不可少的试验项目之一，尤其是对潜伏性故障的分析更为重要。

参考文献：
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[3]张启华.变压器油介损值增大的原因分析及油的净化处理[J].变压器，2013（9）：173-174 .。