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。

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℃）。

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。