变压器油介损异常分析及处理
变压器油介损异常处理及分析
变压器油介损异常处理及分析摘要：某220kV变压器大修前变压器油介损值0.052%，大修后变压器油介损值增大至0.672%，且注入变压器油后，对该变压器进行大修后高压试验，主变绕组连同套管高中低-铁芯夹件及地介损值对比大修前数值增大一倍多。
同时主变绕组连同套管对地绝缘测试值，对比大修前数值降低很多。
初步判断为绝缘油的影响。
针对该问题，对绝缘油介损值影响因素依次进行相应的分析试验，根据各项数据对比得出该变压器油品为介损不稳定油，滤油用油管及油囊中带入杂质，使得变压器油品降低，形成带电胶体杂质，导致变压器油介损增大。
进而影响变压器绕组连同套管的介损及绝缘。
关键词：变压器；油介损tgδ(%)；溶胶杂质变压器油并非理想的绝缘材料，由于少量自由电荷和极性分子的存在，在高场强的作用下，变压器油不仅通过电容电流，还通过电导电流和极化电流，消耗有功功率，及为变压器油的介质损耗tgδ(%)。
变压器油受到污染，老化程度加深，油中含有游离水或乳化水等都会使油的tgδ值升高。
而tgδ值升高的油，会导致变压器的整体损耗增大，绝缘电阻下降，影响变压器的安全运行。
因此，油tgδ值是判断油品好坏的重要指标。
本文通过以某变压器油的tgδ值大修前后的数据变化为例，介绍油t gδ值增大后的处理及分析过程。
1、缺陷概况某站2号主变（厂家：特变电工衡阳变压器有限公司，型号：SFPSZ9-150000/220，额定容量：150000/150000/75000 kVA，出厂日期： 2005年11月）停电大修，2021-11-23完成对该主变进行大修前的各项试验，试验数据合格。
大修过程中，主变排油至油囊内并滤油，待主变各零部件检查更换后，高压侧套管回装，并真空注油（滤油机边抽真空边注油：用滤油机的真空泵将主变器身抽至133Pa，在真空泵不停止的情况下，使用滤油机的油泵向主变本体注油，直至注满器身），主变本体滤油。
2021-12-01～2021-12-02对某站2号主变进行大修后的试验发现：主变油介损从大修前0.052%变为0.671%，大了10倍，而当时在做主变绕组连同套管介损，高中低-铁芯夹件及地介损值是0.67%比大修前0.256%大了1倍（反接法测试），当时也用正接法测试，但有些部位测试为负值，低-高中铁芯夹件及地为3500MΩ/min,同比大修前16000MΩ/min降低了很多，高中低-铁芯夹件及地5000MΩ/min,同比大修前15000MΩ/min也降低了，此时判断可能是油影响。
电力变压器绝缘油介质损耗因数超标的处理
电力变压器绝缘油介质损耗因数超标的处理何冰摘要介绍了解决变压器绝缘油介损超标的几种方法，分析了各种处理方法和优缺点，并对绝缘油的跟踪试验和技术监督提出了几点建议。
关键词变压器绝缘油介损因数监督1996年10月起，广东省电力系统连续发现220 kV主变压器出现绝缘油介质损耗因数增大超标，导致变压器整体绝缘水平下降的情况。
为此，广东省电力试研所要求对全省220 kV及以上的主变压器绝缘油进行介损普查，该检查历时1 a才结束。
在此，笔者就超标绝缘油的处理及其跟踪试验情况谈几点看法。
1 超标绝缘油处理在电力系统内，解决绝缘油介损超标采用的方法有两种：一种是更换不合格油，重新注入经电气试验和化学分析各项指标均合格的油；另一种则是对超标油进行过滤处理。
用这两种方法处理绝缘油介损超标各有其优缺点。
1.1 换油处理1.1.1 优点可缩短系统停电时间，只需放净变压器内旧油，用合格油对变压器进行冲洗，再对变压器进行真空注油，绝缘油中，抗氧化剂含量不会下降。
这种处理较适用于：机组不容许长时间停电；机组运行了较长时间，油酸值较高，油呈深黄或褐色，出现游离水或油混浊现象，并全面降解的情况。
1.1.2 缺点a)如注入的新油与变压器原用油品不同产地、不同牌号或所含添加剂类型不同，遗留在变压器器身及原来充分浸渍的构件内旧油与新油出现了混油问题，残余旧油将不合格因素带给了新油。
目前有较多的人持这样的观点：简单的换油不如滤油对变压器的“冲洗”来的彻底。
b)换油耗费大，以目前采用较多的茂名油和兰州油购价估算：10号变压器油的价格为3 500～4 000元／t，这样一台220 kV的变压器按装油的质量40 t 计算，则需14万～16万元。
从节省能源角度和考虑废油污染生态环境，对超标油不应首选换油处理。
1.2 过滤处理虽然目前对变压器油介损超标污染源的看法尚未达成一致，但实践证明了这是由可穿透普通滤纸的极性物质所引起是毋庸置疑的。
而传统的硫酸-白土法处理高介损变压器油因处理过程繁琐，且处理后产生的废料对环境造成污染。
35kV变压器油介损值增大的原因分析及措施
石 国 强
国网山东冠县供 电公 司 山东
冠县
２ ５ ２ ５ ０ ０
【 摘 要 】本 文分析 了 ３ ５ ｋ Ｖ变压 器油介损值增 大六个方面的原 因，而且根据这六个原 因分别给 出了判定的方法。对原 因进行分析 ，我们 提 出了一 些解 决的方案 ，比如现场渗滤法处理 变压 器油介损超标的方法 、程序和工 艺，并在 实际生产 实践 中得到 了认证，证 明是一个非常有 效的办法 【 关键词 】变压 器油 介损值增 大 原 因分析及措施 中图分类号 ：Ｔ Ｍ４ ０ ６ 文献标识码 ：Ａ 文章编号：１ ０ ０ ９ ． ４ ０ ６ ７ （ ２ ０ １ ４ ） １ ３ — ２ ４ ８ — ０ １
ｔ ｇ ８＝１ ． ８× １ ０１ ２Ｙ，ｅｆ
在这个式子中 ， ． ｙ 表示的是体积 电导系数 ； ｓ表示的是介质常数 ； ｆ表 示的是电场的频率 。 根据以上 的式子我们 可以看 出，有的介质损耗 因数是和体积电导 系 数 成正比例关系 的，所以说进行分析油介质损超标或者是有大的增长 的趋势的原 因的时候 ，也是应该主要进行分析绝缘油 的体积导电系数 ＾ ｙ 的变化 的情况来进行分析。 （ 一 ）侵入性溶胶杂质分析 变压器一般情况下在出厂前残 留的油或者是 固体绝缘材料中具有 的 溶胶杂质 ，在安装的过程中就有可能再一次侵入溶胶杂质 ，在变压器 的 运行过程 中还有可能产生一些溶胶杂质。 从 调查结 果来 看， 我们可以知道， 原来的变压器油操作一段时 问后会 有油介质增加的现象， 主要是因为变压器油生产厂家的管理不够规范化 、 秩序化， 回收变压器油的不合理， 这将会出现残余油溶胶杂质混杂变压器 与变压器原油混杂 的现象。 原油之 中具有溶胶杂质之后 ，他会引起体积 电导系数可能超过截止 正常 电导的几倍甚至是几十倍 ，这样就会造成 ｔ ｇ ８ 的值增大 。
变压器检修后油介损异常原因分析及处理
变压器检修后油介损异常原因分析及处理摘要：在对变压器检修过后，油介损异常是很容易出现的问题。
变压器油中含有可溶性极性物质，且经热油循环后因油温升高导致可溶性极性物质的溶解能力增强，油介损值增大。
基于此，本文对变压器检修后油介损异常原因，并且提出了解决措施，希望能够提供相关借鉴。
关键词：变压器；检修；油介损异常；原因分析引言介质损耗因数tanδ 是判断套管绝缘水平的一种有效手段，通过测量介损可以反映套管是否存在油质劣化、整体受潮及严重的局部缺陷，但对于局部受潮等集中性缺陷不一定能准确判别，应结合绝缘油色谱试验、微水试验、绝缘电阻试验等综合分析，必要时进行解体检查查明故障原因。
本文分析了一起 500 kV 变压器油介损异常事件，对介损超标以及返厂后介损进一步增大的原因进行了分析，并对产品后续的生产运行维护提出了几点建议，对今后碰到类似的问题如何处理有一定的参考意义。
1.变压器油介损概述在交变电场作用下，变压器油会产生一定的极化损失和电导损失，统称为油的介质损耗，简称为油介损。
油介损可以通过测量介质损耗因数，即介质损失角的正切值来表示，可准确灵活地反映出变压器绝缘性的好坏，以及在电场、氧化和高温等的作用下变压器油的老化程度，反映出油中极性杂质以及带电胶体的污染程度。
2.缺陷概况2019 年 5 月，在对某 500 kV 变电站进行例行停电试验时，发现 4 号主变中性点套管电容量初值差和变压器套管油介损tanδ均明显超标(电容量为467pF，与交接电容量偏差 35.2%，介损值为 3.944%)，其中试验电压 10 kV，试验接线采用正接法，现场多次检测发现数据稳定。
高压套管和中压套管实测tanδ、电容量均未见异常。
该套管型号 BRDLW-72.5/2500-4，出厂日期2016 年11 月。
3.分析及处理情况3.1现场试验过程4 号主变绕组绝缘电阻见表1，数据未见明显异常。
现场检测时发现，当测量高、中对低及地和高、中、低对地绕组绝缘电阻时，绝缘电阻数值存在跳变，很不稳定，而当测量低对高中低及地的绝缘电阻时比较稳定。
750kV主变压器油介损超标原因分析与处理
750kV主变压器油介损超标原因分析与处理发布时间：2023-03-20T07:37:43.456Z 来源：《科技新时代》2023年第1期作者：马晓慧[导读] 绝缘油介质损耗因数是变压器交接和预防性试验必须进行的项目马晓慧中煤能源新疆煤电化有限公司新疆昌吉州准东 831700摘要：绝缘油介质损耗因数是变压器交接和预防性试验必须进行的项目。
介质损耗因数大小直接决定了变压器油绝缘特性的优劣。
目前，我国出现过多例运行中或新投运的大型主变压器绝缘油介损超标的问题，其中不少因处理不当而停运换油，造成了巨大资源浪费和经济损失。
基于此，对750kV主变压器油介损超标原因分析与处理进行研究，以供参考。
关键词：750kV；主变压器；油介损；超标原因；处理引言在检测油害时，需要在检测环境损耗的同时获得变压器当前的绝缘性能，这有助于工作人员了解电场作用下变压器的高温、氧化和老化情况，反映出l的污染问题在变压器长期运行后。
此时，可以利用断油因素的分析和经验来了解变压器油的实际状态。
1变压器油介损的含义介质损耗角正切（tanδ），也叫介质损耗因数，是变压器油的一个重要参数，取决于油中离子含量。
这是一种可以实现的广泛而精致的变压器油。
但它对各种污染物都很敏感，只要一根手指宽，就能大大增加污染。
变压器油是一种弱磁介质，在使用工作频率电压时，可以在不失去松弛的情况下进行自旋向下功能，从而导致导体导致材料损耗。
因此，电导率较低也可以说影响变压器油损耗的大小，变压器组成的导体可以分为机电导体和电气顺畅导体两个区域。
从化学角度来看，变压器油属于碳氢化合物，没有离子导体，而离子导体只由不同物质的混合物组成，最终导致等离子导体。
而变压器油分子吸收分子，形成比分子大的电解质，而电解质又构成电击危险，而电击危险通常不像电脉冲那么大。
2750KV变压器油介损值升高的原因主变压器油的介质损耗因数增加将使绝缘内部产生热量，介质损耗因数越大主变压器绝缘内部产生的热量越多，促使介损增大，如此恶性循环会使主变压器绝缘损坏，造成主变压器发生绝缘击穿事故，严重影响电力系统安全、可靠、稳定、经济运行。
运行变压器油介损值的异常增高处理方法耿晓涛
运行变压器油介损值的异常增高处理方法耿晓涛发布时间：2021-10-25T06:00:26.224Z 来源：《中国科技人才》2021年第20期作者：耿晓涛[导读] 变压器油在运行中介损值超标，是变压器运行中的突出问题之一，严重影响变压器的安全经济运行。
国网山西省电力公司检修分公司山西省太原市 030032摘要：变压器油在运行中介损值超标，是变压器运行中的突出问题之一，严重影响变压器的安全经济运行。
通常认为，运行中变压器油介损的增大，是由于油中存在的极性老化产物、胶质物、微生物、机械杂质和水分等引起的。
其中一部分杂质是变压器油在运行中老化产生的；另一部分杂质是由外部环境混入油中的。
但是依变压器运行条件和外部影响因素的差异，在油的介损值依运行时间延长而变化的过程中，若不了解这些现象的实质和产生的原因，可能会对变压器运行检测结果和绝缘状态的判断产生误导。
关键词：变压器；油介损值；异常增高1 变压器油介损的异常现象变压器油介损的峰值现象如图1、2所示。
说明随着变压器油老化时间的延长，tgδ有一个先期暂时增大，而后逐步减小，并再度增大的过程。
发生这种现象的原因可解释为：油氧化初期形成的低分子有机酸和过氧化物，在电场作用下电离而形成带电荷离子，使tgδ值增大；随着氧化程度加深发生聚合和/或缩合作用，导电性强的低分子物质转变为导电性弱的高分子物质，油的tgδ值衰减，而后随氧化时间延长，油中积累的极性物质增多tgδ值又会增大，直至油中出现油泥，此即为介损的峰值现象。
该峰值现象对变压器的稳定运行是不利的，有时可使运行人员对变压器运行状况产生误判。
图3 不同变压器油与变压器绝缘材料的相容性试验结果（油中加入18种西变用绝缘材料；恒温110℃氧化试验）1—石油七厂25号油；2—独炼45号油有时，变压器内上层油和底部油的tgδ值可能存在较大差异，即发生所谓tgδ值的“分层”现象，例如某台220 kV，9MV A变压器在投运前进行的测量发现，上层油的tgδ值为5.20%（90℃），而底部油的tgδ值为8.63%（90℃）。
大型变压器油介损超标现场特例分析
切正 常 ， 而 ２号 主变却 有一 项不 合格 ， 即油 的介损 值
ｔ 超出 ７ ， 已超 出我 国 电力 部 门现行 执行 标 准要 求
运 行油 介 损 值 ｔ ｇ ≤４ 的 规 定 。历 年 年 检 介 损 数 据
及 本次 介损 测试 值 见表 １ 。
表 １ 历 年 年 检 介 损数 据 及本 次 介损 测试 值
器油 劣化 的保 护措 施 ， 铁 芯 引 出 的接 地 套 管也 出现 渗
油现 象 。这种 老式 结 构 的密 封 效 果 不是 很 好 ， 达不 到 预 防劣化 的效 果 。但 １号 主变 的一 切试验 数据 均在正 常范 围 内 ， 因此 上述 缺 陷 并 非 是 导致 该 变 压器 介损 不 合 格 的直 接原 因 。 针 对 以上情 况 ， 首先 采取 了最 常规 的处 理方法 ： 用 真空式 和压力式 滤 油机进 行过 滤 ， 但 未见成 效 ； 随后 又 采用 滤油装 置进 行 处理 ， 初见 成效 ， 后来经 测试发 现介
第 ４期 （ 总第 １ ７ ９期 ）
２ ０ １ ３年 ８月
机 械 工 程 与 自 动 化 ＭＥＣＨＡＮＩ ＣＡＬ ＥＮＧＩ ＮＥＥＲＩ ＮＧ ＆ ＡＵＴＯＭ ＡＴ１ ０Ｎ
Ｎｏ ． ４ Ａｕ ｇ ．
文章编号 ： １ ６ ７ ２ － ６ ４ １ ３ （ ２ Ｏ ｌ ３ ） Ｏ ４ — ０ １ ９ ７ — ０ ２
２ ０ ０ ３ １ Ｏ ２ ６ 秋 检 ０ ． ０ ０ ４ ２ ２ ０ ０ ９ ９ ２ ２ 秋 检 ０ ． ０ ０ ７ ８ ２ ０ ０ ４ ４ ３ １ 春 检 ２ ０ ０ ４ １ ０ ７ ｏ ． ０ ０ ５ ９ ２ ０ １ Ｏ ５ ５ 春 检 ｏ ． ０ ０ ８ ０
变压器油介损增高的原因及解决办法
２ 变压器油介损增加的原因
（） １ 油老化。油老化是在外界条件作用下， 发生 了油组份的化学变化， 油层的色度变深， 有机酸增多， 使油的离子电导增加， 油的介损变大。因为目 前国产 变压器油在炼油厂都经过了较好的精制， 而且都加有 占 油重０５ ．％的Ｔ０ 抗氧剂。因此， ５１ 油老化是渐进式 的， 速度是很缓慢的， 油的介损值增加也就很缓慢。 （） ２ 混油。两种以上互不相容的油混合后， 一种 油中的杂质就成为另一种油老化的催化剂， 因此， 使油 的老化速度加快， 使油的介损值增加得较快。所以， 不 同油基的油、 相同油基不同炼制工艺的油原则上不能 混用， 特别是不能在变压器油中混人少量机械油和润
图所示 。
图 １ 压滤机加吸附滤板处理高介损油流程图
５ 解决办法
变压器油介损增加给变压器的安装和使用带来很 大的危害， 解决这一问题有技术因素， 但从某种意义上 来说， 油务管理是这项工作的关键。从变压器的制造 厂到变压器的使用单位共同把油务管理工作做好， 防 患于未然， 杜绝变压器油介损回升这个困扰变压器安 装和使用的问题。压滤机加吸附滤板处理高介损流程
注： 本文引自 电气时代》０２ 《 ２０ 年第 １ 期 ２
４ 用户对油管理存在的问题
用户对油的管理办法和水平相差较大， 综合起来 有如下情况 ： （）变压器油中混人少量杂质， １ 其性能要发生很 大的变化， 对于这一点认识不足， 使得对油品的管理不
够严谨。
（） ２ 部分地区由于变压器本体发生其他问题（ 如
科学依据。
（） 输油器具不洁。用前不清理， ６ 装油、 进油前后 对油不检测， 待油注回变压器时油介损变大。 （） ７ 取油样方法存在问题。样瓶不洁、 不讲究取 样环境， 造成油样失真， 测出的数据不可靠。 （） ８ 变压器附件按照变压器现场安装规程的要求， 安装前要清洗， 而现场安装时， 不能认真冲洗， 待变压器 运行后， 附件内的异物就进人油中， 造成油的介损增高。 （）厂家应向用户提出加强对产品油的管理的具 ９ 体要求， 避免油出现问题， 一旦出现问题也便于解决。
某110kV变压器油介质损耗增大原因分析及现场处理
某110kV变压器油介质损耗增大原因分析及现场处理摘要：变压器新油到场后进行注油前检测，发现变压油介质损耗指标不合格。
因为介质损耗超标会导致110kV变压器油绝缘性能降低，因此无法进行注油施工，需找到原因并加以解决后方可重新施工。
本文主要对绝缘油介质损耗增大的相关原因进行了分析，并提出相应的处置措施。
关键词：变压器油；介质损耗；绝缘油老化一、概述某变电所，在110kV变压器油注油前，按照GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》规范要求，需对110kV变压器新油进行化验。
到货的变压器油为密封罐封装，运输到现场后密闭放置了约有20天。
注油前对罐装新油取样进行了第三方化验，报告显示介损值为1.3%，超过规范中介损≤1%（≤330kV）的要求，判定为不合格。
由于介质损耗增大将导致绝缘电阻绝缘功能不断降低，甚至可能导致变压器油的绝缘电阻降到《电气设备预防性实验规程》的规范值以下，从而阻碍变压器运行过程中的安全性和可靠性，因此我们必须详细分析绝缘油介质损耗增大的原因，并且找出应对此问题相对来说有效的措施，避免今后出现同类问题。
二、绝缘油损耗增大的原因及分析1.罐装油品时未采取有效措施或现场长时间储存时因密封不严造成变压器油受潮。
首先我们对密封罐外表状况进行全面的检查，尤其是排气孔、油嘴等容易密封不严密的部位，通过目视观察未发现密封罐的外部有明显破损和密封不严的情况，通过涂抹肥皂水也未发现油嘴法兰处有气泡。
这就足以证明密封罐密封性良好，因此初步排除油罐密封不严导致变压器油进水的情况。
通过第一次的检测报告也可以看出，油中水含量并未超标。
2.油品本身质量的问题。
对绝缘油颗粒度和糠醛进行测试，根据色谱分析结来验证其化学性和物理性是否良好,是否属于规定范围之内,如果在规定范围内，可以证明绝缘油并没有老化，如果绝缘油介质损耗因数为1%以下则说明绝缘良好，如果超过标准规定，将导致其绝缘油性能降低。
3.油品中可能掺有杂质先采取真空滤油机进行滤油，在滤油过程中，对变压器油罐内的油进行检测，记录介质损耗是否有较大的变化；之后我们可以采用压力式滤油机过滤再次观察介质损耗的变化。
变压器油介质损耗因数异常及处理方法
变压器油介质损耗因数异常及处理方法摘要：变压器油介质损耗因数tgδ的异常不仅影响施工进度，造成人力和物力的浪费，还会对变压器的安全运行带来一定隐患。
然而，引起tgδ异常的原因也是多方面的，故笔者结合实践，对tgδ各种异常现象及异常的原因进行了深入的分析，并总结了处理的方法和注意事项，以供参考。
关键词：变压器油介质损耗因数异常现象原因分析处理方法前言:电力变压器在安装和运行过程中，多次发现变压器油介质损耗因数tgδ异常，它不仅影响施工进度，造成人力和物力的浪费，而且也影响变压器的安全运行，这是当前变压器的一个突出问题。
因此，一旦发现油介质损耗因数tgδ有异常时，必须给予足够重视，认真总结分析其产生的原因，并采取相应的处理措施排除之。
1.异常现象1.1 油介质损耗因数tgδ增大例如，某变压器投入运行后，满负荷运行，油色谱跟踪试验一切正常，变压器油的tgδ值为0.98%，也满足运行要求。
但是，在几个月后停电预防性试验时，发现变压器绝缘电阻下降，变压器的tgδ值高达9.77%。
1.2 油介质损耗因数tgδ值分散性大例如，某台主变，多次测量其油的介质损耗因数tgδ，测量结果分散性较大。
1.3 油介质损耗因数tgδ值超标、分层例如，某台电力变压器，由于在安装过程中多次放油，使变压器绕组表面受潮，引起整体绝缘性下降。
因此，对该变压器进行真空热循环干燥处理。
在处理过程中，当热油循环的油温上升到30℃以上时，变压器油的介质损耗因数tgδ明显上升；油温升到80～85 ℃时，油的tgδ达到规定值的10倍以上，而且油箱上部油的tgδ较大（静放时为15.146%），油箱下部油的tgδ较小小（静放时为0.102%）。
2.产生异常的原因分析2.1 油中浸入溶胶杂质变压器在出厂前残油或固体绝缘材料中存在着溶胶杂质，注油后使油受到一定的污染；在进行热油循环干燥过程中，循环回路、储油罐内不洁净或储油罐内有被污染的残油，都能使循环油受到污染，导致油中再次侵入溶胶杂质。
变压器油介损值超标的原因分析及对策探讨
变压器油介损值超标的原因分析及对策探讨摘要：文章首先分析了可能导致变压器油介损超标的各类原因，接着提出防范措施，并就应对介损超标的处理办法进行概述，最后以某台110kV变压器为实例，详细阐述其油处理的过程和工艺。
文章的目的是希望为提升变压器运维水平而抛砖引玉。
关键词：变压器油；介损超标；对策变压器的主要绝缘介质是变压器油。
变压器油的优劣是通过介损因数来反映的。
运行中，我们应定期抽取油样进行介损测试或通过在线检测设备进行观察，当发现介损超标时，应及时进行综合分析，并采取合理、有效的方法来改善油质。
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。
介损的判断与处理
介损判断与处理一般情况220kV变压器为充氮或充油运输两种方式，而110kV变压器普遍为充油运输。
变压器及补充油运抵现场后，应尽快着手对油样进行检测，按规程简化检查如下项目：油外观、闪点、耐压、水溶性酸(pH值)、酸值、微水、色谱、界面张力、介质损耗角(90℃)，其中对于新安装的变压器油的数据易引起不合格的常有：(1)油微水超标，严重时引起油耐压达不到要求；(2)油色谱化验结果含有：C2H2微量或总的(某种)油中含气量偏高；(3)油介损超标准(>0.7％)，而原因常不明。
在现场安装施工中，前两项原因较明显，也容易处理。
微水超标可以采用真空滤油机加热循环，再辅以板式滤油机过滤使油脱水和过滤杂质，经过二次循环后，可以达到标准。
油中含有微量乙炔(C2H2)或含气量偏高，现场也可采用1台或2台串联真空滤油机加热过滤循环，能在较短的时间合乎要求。
而第3项油介质值超标，就很难用常规处理的方式来处理。
在主变本体的高压试验中，有时也会伴随出现线圈绝缘电阻偏低，直流泄漏值增大，线圈对地的介质损耗偏大，因油介损的偏高而使主变整体绝缘变坏；为了彻底处理主变的绝缘油介损偏高，保证设备的安全运行，施工单位和生产运行部门均采用更换变压器油的方式来进行。
那么油介质损耗因数测量中存在的问题及导致变压器油介质损耗因数增大或超标的原因是什么？对已经出现油介质损耗因数增大或超标的变压器油应如何处理？在此将试着对这些问题的原因进行分析，并提出相应的处理方法以供大家探讨。
一、测量油介质损耗因数中存在的问题介质损耗因数作为检测绝缘油好坏的一种有效手段，其测量结果的准确性和可靠性就直接关系到电力系统的安全经济运行。
在绝缘油介质损耗测试过程中通常存在以下几个方面的问题：1.测量次数不和要求。
根据GB5654－85标准规定对同一个油样至少要进行两次试验，而单次试验的测量结果不能作为该油样的介质损耗因数值，这有可能造成误判断。
2.油样在电极杯内的加热时间太长。
变压器油介损
变压器油介损增大的原因分析和处理方法1原因分析变压器油在电场作用下引起的能量损耗，称为油的介质损耗，通常在规定的条件下测量变压器油的损耗，并以介质损失角正切tgδ表示。
测量绝缘油的介质损失角正切，能灵敏地反映绝缘油在电场、氧化、日照、高温等因素作用下的老化程度，也能灵敏地发现绝缘油中含有水分、或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多等现象。
因此，绝缘油的tgδ试验是一项重要的电气特性试验。
变压器油的介质损耗可以用下式表示：tgδ＝1．8×1012γ／εf式中γ—体积电导系数；ε—介质常数；f—电场频率。
由上式可知，油的介质损耗因数正比于电导系数γ，因此分析油介损超标或有大的增长趋势的原因，也应主要从分析绝缘油的电导系数γ变化情况入手。
1．1油中浸入溶胶杂质变压器在出厂前残油或固体绝缘材料中存在着溶胶杂质，在安装过程中可能再一次浸入溶胶杂质（如采用了黑色橡胶管等），在运行中还可能产生溶胶杂质。
根据调查，原变压器油运行一段时间以后出现油介损增大的原因，主要是由于变压器原油生产厂家对油品的管理混乱，变压器残油回收利用不当，致使含有溶胶杂质的变压器残油混入变压器原油中。
油中存在溶胶后，引起电导系数可能超过介质正常电导的几倍或几十倍，从而导致油tgδ值增大。
1．2油质老化程度较深油质老化将引起油中酸值的增大、油的粘度减小、界面张力的减小等。
但目前油介损偏大的变压器，绝大多数是运行时间不长的变压器，由老化引起油介损升高比较少见。
1．3油被微生物细菌感染微生物细菌感染主要是在安装和大修中苍蝇、蚊子和细菌类生物浸入所造成的。
由于污染所致，在油中含有水、空气、炭化物、有机物、各种矿物质及微细量元素，因而构成了菌类生物生长、代谢、繁殖的基础条件。
变压器运行时的油温，适合这些微生物的生长，故温度对油中微生物的生长及油的性能影响很大，一般冬季的介质损耗因数比较稳定。
由于微生物都含有丰富的蛋白质其本身就有胶体性质，因此，微生物对油的污染实际是一种微生物胶体的污染，而微生物胶体都带有电荷，影响油的电导增大，所以电导损耗也增大。
变压器检修后油介损异常原因分析及处理
变压器检修后油介损异常原因分析及处理摘要：在电力系统正常、稳定运行的过程中，变压器发挥着不可或缺的作用。
在变压器工作时，还存在一些亟待解决的问题,其中包含变压器油介损问题，变压器油做为变压器绝缘和冷却的介质,其绝缘性能的好坏直接影响变压器本身的整体绝缘。
本文对变压器检修后油介损的异常原因进行了研究，并提出了处理方法。
关键词：变压器油；检修；介损；异常1变压器油介损的含义介质损耗角正切(tanδ),也叫介质损耗因数,简称介损,是变压器油的一个重要参数,它取决于油中的离子含量。
普遍精炼的变压器油,这一指标可以达到。
但它对各类污染物非常敏感,只要一点点,就可以使介损增加很多。
变压器油属于弱极性介质,当使用工频电压作用于它时,分子可以实现转向功能,不会引发松弛损耗的现象,导致介质出现损耗情况的原因在于电导,所以也可以说电导率值的高低影响着变压器油介损值的大小,组成变压器的电导可分为两个方面,其一为离子电导,再者是电泳电导。
变压器油属于烃类混合物,自身不存在离子电导,只含有多种物质混杂形成的杂质分子,通过离解最终形成离子电导。
同时变压器油分子将离子吸附过来从而形成体积大于分子的带电胶体,而这种胶体形成电泳电导,通常来说离子电导没有电泳电导体积大。
2.变压器油介损出现异常情况的原因分析2.1变压器油中混入溶胶杂质变压器在出厂之前本身就存在残油、固体绝缘材料等溶胶杂质,如果在出厂试验时没有及时检测出来,加上在安装时又再次混入了溶胶材质,在运行中也可能会产生溶胶杂质。
所以溶胶杂质是导致变压器油介损增大的主要原因。
而溶胶杂质的产生主要和生产变压器、安装和使用变压器时没有做好有效的监督控制、没有及时回收变压器生产后产生的残油、没有做好安装前的试验检查和运行中的排查控制有关。
一旦变压器油中混入或产生了溶胶杂质后,便会使电导系数超出正常电导,使变压器油介质损耗因数增大。
2.2油老化油老化现象是指受到外界环境影响,变压器油的组成成分将出现较多的化学变化,随着油层的颜色加深,其富含的有机酸变多,增加了油的离子电导性能,从而使得变压器的油介损值升高。
厂高压变压器油介损超标原因分析及处理方法
厂高压变压器油介损超标原因分析及处理方法厂高压变压器油介损超标原因分析及处理方法蒋志敏宁夏银仪电力设备检修安装有限公司，宁夏银川 750000摘要某电厂#1厂用高压变压器自2005年投运以来运行正常。
2011年11月取油样化验，油介损超标为12.3%。
经过专业人员的检修，问题最终得以解决。
但为了防止此类问题发生，我们还是要仔细分析原因，并发现问题的根源，做到防患于未然。
本文先找出了导致高压变压器油介损超标的所有原因，然后结合我厂实例，着重分析导致此次事故的根本原因，并提出预防措施。
关键词高压变压器；油介质；原因；措施中图分类号tm4 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2012）81-0132-02介质是否损耗主要是依据介质损耗因数来判定，介质损耗因数指交变电场对介质产生作用的状况下，电导和极化产生的损失的总数。
总体来说，通过油介质损耗实验，可以清晰的反应火力发电厂高压变压器绝缘油的运行情况。
1导致高压变压器油介质超标的因素1.1微生物污染因素由于在安装和大修高压变压器时不可避免的入侵了一些微生物，而在油中又富含水，空气等微生物的生存必需品，因此使微生物得以生长，繁殖和代谢。
因为微生物中所含的蛋白质本身即为胶体，所以微生物的污染实质上即为胶体的污染。
而且微生物通常均具有电荷，这在一定程度上提高了油的电导，致使电导损耗上升，随之致使高压变压器油介损超过规定标准。
1.2含水量因素虽然在高压变压器的生产和制作过程中，绝缘材料已经经过干燥处理。
但不可避免的在其深层还是会留下少量水分。
或者在运输高压变压器的途中，因保护措施不当而无意造成绝缘材料受潮，会使绝缘材料有一定的含水量，在高压变压器工作时，水分通过油面渗漏进入油内，会导致油内水分超标。
如果油里水的含量超过60mg/l，那么油的介质损耗因数就迅速上升。
1.3变压器结构因素当前一些制造变压器的厂商取消了净油器，这是对变压器的制造结构进行分析得出的结论。
变压器检修后油介质损耗异常原因分析及处理
变压器检修后油介质损耗异常原因分析及处理摘要：在电厂系统中变压器是非常基础的装置，为了保障电厂稳定运作，为人们输送稳定、良好的电能就需要重视设备的管理工作。
油介质损耗是非常常见的情况，指的是在交变电场作用下发生的电导损失和极化损失。
本文将以变压器在检修以后出现的油介质损耗异常情况作为对象，分析异常原因与应对办法，希望能够改善这一问题。
关键词：变压器检修后；油介质损耗异常；处理引言在理想状态下，变压器的介质在交变电场作用下不会引起电能的损失，电压和电流的相位差是90°。
而实际介质(变压器油等)在交变电场下因介质中某些分子的扭动和位移引起电能的损失，损失的电能转变为热能而使油温升高。
这样导致电流和电压的相位差并不正好是90°，而不是90°小一个δ角，这个δ角的正切值就成为介质损耗因素，其数值表明在交变电场作用下在介质中电能损失的大小，一般要求变压器油的介质损耗因数不大于0．005。
作为变压器绝缘系统中的液体绝缘材料，变压器油的介质损耗因数直接影响变压器的绝缘电阻，所以研究变压器油介质损耗因数的影响因素及提出合理的解决方案，对变压器油生产运输及变压器的组装意义重大。
1变压器油介损概述在交变电厂作用下，变压器油会产生一定的极化损失和电导损失，统称为油的介质损耗，简称为油介损。
油介损可以通过测量介质损耗因数，即介质损失角的正切值来表示，可准确灵活地反映出变压器绝缘性的好坏，以及在电场、氧化和高温等的作用下变压器油的老化程度，反映出油中极性杂质以及带电胶体的污染程度。
变压器油在变压器长期运行下，受到复杂运行环境因素以及氧化、温度等因素的影响，会出现不同程度的污染，这时可通过油介质损耗因素进行试验分析，准确反映变压器油的运行情况。
2变压器检修后油介质损耗异常原因分析2.1水分水分是影响油介质损耗的重要因素之一，水分的极性较强，很容易受到电场的作用发生极化进而使油的电导电流增大。
质量好的油自身几乎不存在水分，而变压器由于运输、装载和组装过程中与空气或者未烘干的箱体接触，就会有水分进入。
变压器油介损增大原因及处理
变压器油介损增大原因及处理摘要：500kv变压器中在投运时，均伴随着油介损问题，主要表现在不稳定方面，或增大、或分散等，通过不同的实验，对不同的油进行了分析与研究，从而为分析油介损的原因提供了依据，但在油介损增大与分散问题的研究尚未完成，因此本文将对500kv变压器油的介损处理进行研究，从而保证电力系统的安全性、可靠性与经济性等。
关键词：变压器；增大；原因；措施1、500kv变压器的运行情况在某个变电站中使用了250kv与500kv变压器，在20世纪90年代共同进行投运，对其用油进行过多次检验，其中250kv变压器的用油指标在合格范围内，但500kv变压器的用油指标存在问题，主要表现在油的介损较高，同时也具有分散性，为了研究500kv变压器油的介损问题，对其进行了实验分析，实验结果显示变压器油的介损与诸多因素有关。
2、500kv变压器油介损问题的原因（一）增大的原因500kv变压器油介损增大的原因主要表现在三方面：其一，在油源方面，在500kv变压器中基本为绝缘油，但绝缘油来自不同的炼油厂，通过检验，克拉玛依炼油厂的油介损未曾超标，而其他炼油厂的油介损明显增大。
45号绝缘油具有良好的抗氧化性与安定性，同时具有较低的切割馏份与平均分子量，虽然45号油的各项指标在合格范围内，但由于其具有较强的溶解性与较低的粘度，导致其极易受到污染，进而造成油介损的增大。
其二，在胶体物质方面，通常来说，油中普遍存在胶体物质，油介损在实验过程中受诸多因素的影响，如：样品、时间、温度等，如果时间相对较长，则胶质物质的下沉情况越明显，从而造成底部介损偏大；如果样品的部位相对较低，在同样的时间与温度下进行实验，较低部位的介损相对较大，由此可知，500kv变压器油的介损增大受胶体物质的影响。
其三，在微生物方面，通过对500kv变压器油样本的研究，结果表明，在超标油中含有微生物。
（二）分散的原因经过试验，500kv变压器油介损的分散性受温度的影响，加温时间越长，介损的值越小，同时油的温度越低，油介损的值越高。
变压器检修后油介损异常原因分析及处理
• 204•ELECTRONICS WORLD ・技术交流1.变压器油介损概述在交变电厂作用下，变压器油会产生一定的极化损失和电导损失，统称为油的介质损耗，简称为油介损。
油介损可以通过测量介质损耗因数，即介质损失角的正切值来表示，可准确灵活地反映出变压器绝缘性的好坏，以及在电场、氧化和高温等的作用下变压器油的老化程度，反映出油中极性杂质以及带电胶体的污染程度。
变压器油在变压器长期运行下，受到复杂运行环境因素以及氧化、温度等因素的影响，会出现不同程度的污染，这时可通过油介质损耗因素进行试验分析，准确反映变压器油的运行情况。
2.变压器油介损出现异常情况的原因分析2.1 变压器油中混入溶胶杂质变压器在出厂之前本身就存在残油、固体绝缘材料等溶胶杂质，如果在出厂试验时没有及时检测出来，加上在安装时又再次混入了溶胶材质，在运行中也可能会产生溶胶杂质。
所以溶胶杂质是导致变压器油介损增大的主要原因。
而溶胶杂质的产生主要和生产变压器、安装和使用变压器时没有做好有效的监督控制、没有及时回收变压器生产后产生的残油、没有做好安装前的试验检查和运行中的排查控制有关。
一旦变压器油中混入或产生了溶胶杂质后，便会使电导系数超出正常电导，使变压器油介质损耗因数增大。
2.2 取样位置胶体杂质沉积速度慢，而且在高温和电压的影响下一直处于不稳定的、分散的状态，导致水平面上油的浓度不同。
底部浓度较大，所以底部油介质损耗也大，上部浓度较小所以上层油介质损耗较小。
所以在取样时，取样的位置不同也会影响最终对油介质损耗值的测定结果。
2.3 油介老化程度较深当变压器运行时间加长以后，油介质老化程度也会加深，从而导致变压器油中的酸碱度发生变化，使其中的酸值增大，而粘度和界面张力降低。
不过从目前变压器油介损异常整体情况来看，具体异常表现为油介损增加，而发生油介损增加的变压器运行时间并不是很长，所以和油介质老化关系不大。
2.4 微生物细菌感染在变压器安装和维修的过程中，可能会混入苍蝇蚊子以及细菌类生物，这些生物本身就带有细菌病毒，当和变压器油中的水、空气、碳化物、有机会和微量元素等混合后，会助长这些细菌生物的生长繁殖。
变压器油介损
变压器油介损增大的原因分析和处理方法1原因分析变压器油在电场作用下引起的能量损耗，称为油的介质损耗，通常在规定的条件下测量变压器油的损耗，并以介质损失角正切tgδ表示。
测量绝缘油的介质损失角正切，能灵敏地反映绝缘油在电场、氧化、日照、高温等因素作用下的老化程度，也能灵敏地发现绝缘油中含有水分、或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多等现象。
因此，绝缘油的tgδ试验是一项重要的电气特性试验。
变压器油的介质损耗可以用下式表示：tgδ＝1．8×1012γ／εf式中γ—体积电导系数；ε—介质常数；f—电场频率。
由上式可知，油的介质损耗因数正比于电导系数γ，因此分析油介损超标或有大的增长趋势的原因，也应主要从分析绝缘油的电导系数γ变化情况入手。
1．1油中浸入溶胶杂质变压器在出厂前残油或固体绝缘材料中存在着溶胶杂质，在安装过程中可能再一次浸入溶胶杂质（如采用了黑色橡胶管等），在运行中还可能产生溶胶杂质。
根据调查，原变压器油运行一段时间以后出现油介损增大的原因，主要是由于变压器原油生产厂家对油品的管理混乱，变压器残油回收利用不当，致使含有溶胶杂质的变压器残油混入变压器原油中。
油中存在溶胶后，引起电导系数可能超过介质正常电导的几倍或几十倍，从而导致油tgδ值增大。
1．2油质老化程度较深油质老化将引起油中酸值的增大、油的粘度减小、界面张力的减小等。
但目前油介损偏大的变压器，绝大多数是运行时间不长的变压器，由老化引起油介损升高比较少见。
1．3油被微生物细菌感染微生物细菌感染主要是在安装和大修中苍蝇、蚊子和细菌类生物浸入所造成的。
由于污染所致，在油中含有水、空气、炭化物、有机物、各种矿物质及微细量元素，因而构成了菌类生物生长、代谢、繁殖的基础条件。
变压器运行时的油温，适合这些微生物的生长，故温度对油中微生物的生长及油的性能影响很大，一般冬季的介质损耗因数比较稳定。
由于微生物都含有丰富的蛋白质其本身就有胶体性质，因此，微生物对油的污染实际是一种微生物胶体的污染，而微生物胶体都带有电荷，影响油的电导增大，所以电导损耗也增大。
500kV主变压器油介损超标原因与处理措施
500 kV主变压器油介损超标原因与处理措施摘要：主变压器油的介损劣化主要原因是由于运行中油的温度较高导致油氧化后产生的微生物、油泥等产物使油的介损、酸值及体积电阻率等数据异常。
通过吸附剂吸附再生，可以除去油中氧化老化所产生的溶解物质，恢复油的性能指标，性能恢复后，添加抗氧剂可以提高油的抗氧化能力。
通过对某电厂主变压器油的再生、添加抗氧剂和真空处理，我们发现这是处理主变压器油介损超标的有效方法。
油吸附再生并滤油既可节源开流，又能利于环保，防止污染。
关键词：500 kV；主变压器油；介损超标1变压器油介损概述在交流电站的作用下，变压器油产生了一定的极化损失和传导损失，统称为油的介质损失，简称油油田损失。
油介质损耗可以通过测量介质损耗系数(介质损耗角的正切值)来表示。
由于变压器绝缘性的好坏、电场、氧化、高温等作用，可以准确灵活地反映变压器油的老化程度。
反映油中极性杂质和电胶体的污染程度。
变压器油在变压器的长期运行下，由于复杂的运行环境因素和氧化、温度等因素，可能会发生不同程度的污染，此时可以通过油介质损失因素进行实验分析，准确反映变压器油的运行状态。
2变压器油介质损耗异常原因分析2.1变压器油中掺入了溶胶杂质变压器从工厂出货前就存在剩余油、固体绝缘材料等溶胶杂质，在工厂试验时没有及时检测到，安装时再与溶胶材料混合，操作过程中也会产生溶胶杂质。
因此，由于其中的杂质原因，导致了变压器油介电常数的升高。
而造成这些现象的原因，主要是因为在变压器的生产过程中，在变压器的安装过程中，没有对其进行有效的监督控制，在变压器生产后，没有及时的将其回收，在安装前，对其进行试验检测，在运行中，对其没有进行调查控制。
在变压器油中掺有或生成有溶胶的物质，会使其导电性大于一般导电性，从而使绝缘损失增大。
2.2采样位置由于胶体杂质在液面上的沉降速率较慢，且受到温度、电压等因素的影响，使得液面上的油品浓度差异较大。
因为地板浓度高，地板油介质损失也大，上层浓度小，所以上层油介质损失小。
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过几天的过滤 就会使油达到较好的处理效果
３．使用硫酸 白土法进行再生处理
对于劣化较严重的变压器油 就采用硫酸 白土法进行
再生处理 硫酸处理能除去油中多种老化产物 白土处理能
消除酸处理后残留在油中的不良物 硫酸 白土法进行再生
工艺流程 主要包括沉降 加酸 加白土处理和过滤处理四步
１）沉降阶段 首先 将油品抽到沉降罐中进行静置沉降
２３
ＡＬ Ｏ 可吸附油中酸性组分及其他氧化产物 使用 ＡＬ Ｏ
２３
２３
吸附剂进行油再生时 操作步骤如下 油从变压器本体出来
经过固定的白钢管路（可排除因胶管带入油中胶体杂质）进入纸
板滤油机 真空滤油机 经 Ａｌ Ｏ 吸附罐 最后到油罐当中 ２３
为使变压器中所有各部位油都能得到充分处理 将本体中的
ห้องสมุดไป่ตู้
油全部倒入油罐中 油在两罐之间进行反复过滤 吸附 在
使用该药粉滤油纸时 首先将药粉滤油纸放入烘箱内干
燥 然后放入纸板滤油机当中使用 油温控制在 ７０ 开始
时由于介损较大 杂质较多 每隔 ２ ｈ 更换一次药粉滤油纸
待油全部过滤一遍后 进行第二遍过滤时 更换滤油纸的时
间间隔可延长至 ３ ｈ 随着过滤遍数的增多 换纸时间可逐渐
延长 经过６ ７遍的过滤后 可将换纸时间固定为８ ｈ／次 经
色由灰色逐步变为黑色时 则认为反应基本完全 可结束白
土处理
４）过滤处理 白土处理后 从罐底排掉白土渣 用压板
式滤油机进行过滤净化 EA
（收稿日期 ２００６．０２．０１）
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电气时代 ２００４ 年第 １０ 期
电气时代 ２００６ 年第 ９ 期 ｜ ９３
万方数据
４．金属离子的影响 变压器本体铜金属构件的磨损或腐蚀 线圈铜导线严重 过热或烧损等都会使铜离子溶入到油中 使变压器油铜离子 浓度增高 导致介损的升高 ５．含水量的影响 对于纯净的油来说 当油中含水量较低（如３０ ４０ ｍｇ／Ｌ） 时 对油的 ｔａｎ 值的影响不大 但当油中含水量大于 ６０ ｍｇ／Ｌ 时 则会有显著影响 其介质损耗因数急剧增加 ６．变压器结构的影响 从变压器制造结构上分析 目前有的变压器制造厂家取 消了净油器（热虹吸器） 从变压器减少渗漏油角度考虑 减少 了渗漏油点 但对变压器油介损的增大有一定的影响 尽管 目前变压器油是通过油枕内的胶囊与外界空气是隔绝的 属 于全密封变压器 但变压器上装有净油器（热虹吸器）更有利于 绝缘油质量的稳定 可以在变压器运行过程中 吸出 绝缘 内部水分 改善绝缘的电气性能 从而减缓了绝缘中水分的 增加 因此 对没有安装净油器（热虹吸器）的变压器油介损增 大 这可能是其中原因之一 ７．试验仪器的影响 用不同型号 制造厂家的油介损测试设备进行油样试验 时 存在随机和操作误差 当高压标准电容器的损耗值较大 电桥的准确度达不到要求或温控装置加热过快 过慢时 都 会影响油样的测试结果 由于充电导体对绝缘油的介质损耗影响十分显著 因此
EA 应用与方案 供配用电
文 ／ 衡水供电公司 姚化亭 刘国跃
变压器油介损异常分析及处理
变压器油的介质损耗因数能反映出油的精制深度 净化程度和变压器的运行 状况 分析了变压器油介质损耗因数异常的原因并采取了相应措施
变压器油在交变电场作用下 引起的极化损失和电导损 失的总和 统称为介质损耗因数（通常用ｔａｎ 表示） 它 可灵敏反映变压器绝缘特性的好坏和油中极性杂质和带电胶体 等污染的程度 本文对可能引起介损异常的原因进行了分析
１．用真空滤油机和压板滤油机串联过滤 在实际工作中 当遇到油介损升高时 若采用真空滤油 机和压板滤油机串联的方式进行循环滤油 油经真空 过 滤 净化处理后 可去除油品中的杂质 水分和气体 但油 的介质损耗因数值仍较高 效果不太明显 这是因为油的介 质损耗因数不仅与含水量有关 而且与许多因数有关 从前 述的分析中可以发现 大多数变压器油介质损耗因数增大的 原因是油中溶胶杂质等影响所致 对于胶体粒子 其直径在 １０ ９ １０ ７ ｍ 之间 能通过压板滤油机的滤纸 所以经真空 滤油机和压板滤油机串联过滤来处理介质损耗因数增大 往 往不能达到目的 因此处理由这种原因引起的油介损增大的 油品 通常采用接触法和渗滤法再生处理可以得到良好效果 ２．用吸附剂法进行再生处理 （１）使用 ８０１ 吸附剂（接触法） 为了避免造成变压器油污染 又能使油介损降到合格范 围 可使用 ８０１ 颗粒吸附剂 将吸附剂按 ３％ ４％ 比例进 行浸泡 用真空滤油机将变压器油加热并送到装 ８０１ 吸附 剂的油罐中 在 ５０ ６０ 下浸泡 为防止吸附剂进入变压器 油中 污染变压器 最后用压板式滤油机将浸泡后的变压器 油进行过滤后 再注入变压器 （２）使用 ＡＬ Ｏ 吸附剂（渗滤法）
处 理 措 施
当发现变压器油介损异常时 还应根据其他试验项目进 行综合判定 若判定变压器油已劣化时 应采用再生处理的 方法进行处理
再生处理是指物理 化学或化学方法除去油中的有害物 质 恢复或改善油的理化指标 再生处理的方法有吸附剂法 和硫酸 白土法 吸附剂法适合于处理劣化程度较轻的油 硫 酸 白土法适合于处理劣化程度较重的油 吸附剂法又可以 分为接触法和渗滤法 接触法系采用粉状吸附剂（如白土 ８０１ 吸附剂等）和油在搅拌接触方式下再生 而渗滤法即强迫油通 过装有颗粒状吸附剂（如硅胶 颗粒白土 活化氧化铝等）的净 化器 进行渗滤再生处理
原 因 分 析
１．溶胶杂质的影响 变压器在出厂前油品或固体绝缘材料中存在着尘埃 杂 质 投入运行一段时间后 胶体杂质渐渐析出 胶体粒子直 径较小 一般仅在 １０ ９ １０ ７ ｍ 扩散慢 但有一定的活动 能量 粒子可自动聚结 由小变大 为粗分散系 处于非平 衡的不稳定状态 当超出胶体范围时 因重力而沉积 油中 存在溶胶后 可能会引起电导超过介质正常电导的几倍或几 十倍 从而导致油 ｔａｎ 值增大 ２．取样位置的影响 因为胶体沉积时间缓慢 且受温度 电压的影响 处于 非平衡的不稳定状态 造成分散体系在各水平面上的浓度不 等 一般认为 底部浓度较大 底部油的介损值较大 上层 浓度较小 则上层油的介损值较小 因此 取样部位的不同 直接影响变压器油介质损耗的测定 ３．微生物污染的影响 微生物细菌感染主要是在安装和大修中苍蝇 蚊子和细 菌类生物侵入所造成的 由于微生物都含有丰富的蛋白质其本身就有胶体性质 因此 微生物对油的污染实际是一种微生物胶体的污染 而 微生物胶体都带有电荷 致使油的电导增大 所以电导损耗 也增大 变压器油处在全密封 缺氧和无光的器身中 油中的微 生物厌氧 厌光 放置较长时间后进行介损测试 特别是在 无色透明玻璃瓶中放置时 其介损值会变小
９２ ｜ 电气时代 ２００６ 年第 ９ 期
万方数据
供配用电 EA 应用与方案
应避免取样容器受到污染 试验前必须彻底清洗测量电极（油 杯） 保证空杯的介损值 ５ １０ ５ 并在湿度小的清洁的试 验室内进行 将绝缘油试样注入测量电极 加热到终点温度 后立即测量
在试验中发现即使不加压其损耗因数也可能会随时间而 变化 一般认为 温度平衡时的初始试验值代表油样的真实 数据 最好在达到温度平衡后立即测量 因此当油样介损测 试发现异常时 需用两台介损仪进行对比试验
沉降下来的水分和杂质从沉降罐底部排渣阀排出
２）加酸阶段 在硫酸处理罐中 加酸处理时 硫酸应分
两次加入 边加酸边搅拌 每次沉降时间不能少于 ０．５ ｈ 酸
渣分次排出
３）白土处理 油进入白土处理罐中 加入白土前 应对
白土进行预热 预热温度一般为 １００ １１０ 油和白土混合
后 温度一般不超过 ６０ ７０ 在此温度下搅拌 当白土颜
变压器在不同时期内所带负荷不同 运行油温不同 微 生物在不同温度下繁殖速度也不同 油温在 ５０ ７０ 范围内 运行 微生物繁殖速度最快 所以介损相对增加比较快 故 温度对油中微生物的生长及油的性能影响很大 一般冬季的 介质损耗因数比较稳定 判断变压器油介损异常是否是由于 这种原因而引起 可以通过油中的生物化验来确定
保证高温时油质不受影响的前提下 将油温加热至７０ 左右
这样对油介损的处理就会比常温下更加充分
（３）采用药粉滤油纸处理
沈阳市一家公司现生产一种药粉滤油纸 该滤油纸形状
及大小与普通滤油纸相同 不同之处就是两张滤油纸合在一
起 四周用缝纫机缝好 两张滤油纸中间有一层皱纹纸 皱
纹纸内有丝棉 丝棉掺夹着白色粉末