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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。如滤油过程中发现介质损耗没有发生较大的变化，则考虑是否是密封罐体内部或油中存在有极性物质醇酸树脂等杂质。由于在出厂过程中对绝缘漆处理不完整，导致在使用之后绝缘漆溶解在变压器油中，使变压器油介质损耗逐渐增大，绝缘油的绝缘功能下降。根据成分的性能进行分析比较可以很好的对变压器的绝缘漆内是否含有极性物质醇酸树脂进行检测，极性物质醇酸树脂在高强度电场作用下，可以使醇酸树脂逐渐融入到变压器油中，从而使变压器油介质损耗不断增加，绝缘性能偏低。
三、现场处理变压器油介质损耗超标的几种常见方法
1.真空滤油处理
在面对变压器油介质损耗超标时，通常会使用真空滤油处理，但是单独的真空滤油技术不能有效的去除变压器油中的有机杂质，只是可以将油中的水分和溶解气体以及机械杂质去除。例如，某地区在检出变压器油介质损耗过大时，通过供电局对油品进行了长达十小时真空过滤，在处理之后检验变压器油介质损耗结果为6.845%，因此可以证明如果是因为油品本身质量问题造成的变压器油介质损耗超标，利用真空滤油的方法是无法取得效果的。但如果是因为油品在灌装时或长期存放密封不严使得变压器油受潮后造成介质损耗角超标，则通过真空滤油是可以有效解决问题的。
2.对油品进行上电试验
有部分变压器油，如国外某公司常用的进口变压器油，可能存在与国内同一指标合格标准不同或不采用国内标准的情况。部分进口变压器油生产工艺与国内有差别，在新油状态时可能会存在介质损耗超标的情况，但一般在加电运行后，介质损耗指标会恢复正常。在处理这些油品时，现场通常会对新油进行上电处理，在油品加电24小时后，再次取样进行分析，则介质损耗指标可能恢复正常。
3.再生处理
由于我国现在提倡废物再利用，因此在处理一些物理或化学实验结束后的残渣等有害物质时，通常会采用再生处理，将其中的有害物质进行去除，恢复或改善。例如我们常用的吸附剂法，吸附剂法有接触法和渗滤法两种方法，接触法是通过将粉状吸附剂和油进行搅拌、再生，渗滤法是通过硅胶等净化物进行渗滤再处理，通过实验证明，硅胶的吸附作用可以除去变压器油中的多余杂质，从而降低了变压器油介质损耗因素，并且根据时间的长短来决定损耗因数。再生处理通常需要专业厂家进行，施工现场一般不具备条件。
四、现场110kV变压器油介质损耗增大原因分析
我们对可能造成变压器油新油介质损耗超标的几种可能性分别进行了现场测试，在进行现场测试之前应准备相应的工具以及各项准备工作，保证天气晴朗，湿度适中，确保各项准备工作完成后对新油进行见证取样，并将密封完整的油样及时送至第三方检测单位进行检测，结果如下：1、通过对油品取样进行色谱分析，各类油中溶解气体组分及含量均未超标，其中H2和CO气体均为未检出，因此可判定油品本身质量无问题。2、通过多次对油罐中油品进行底部取样，并检测油中颗粒度及油泥与沉淀物指标，均未超标，且油泥与沉淀物指标均为忽略不计。
结合以上分析，初步判定，油品受潮仍然可能是导致变压器油品介损值超标的主要原因。
四、现场处理措施
根据以上分析，现场采取了真空加热滤油的方式，经过连续14天不间断的加热滤油，在目视观察油品循环过程中已经没有小气泡等现象后，重新进行取样送检。最终取样送检结果为合格，如下图：
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五、结论
110kV变压器油介质损耗超标的情况并不少见，有些是在加注之前检测出不合格，有些是在加注后通电试运行24小时后检测不合格。影响变压器油介质损耗的因素有很多，通过现场对变压器油新油介损超标原因进行分析，并采取相应措施后，可以看出：在排除油品本身质量问题的因素后，如果是因为油品受潮导致介损不合格，在检测油品水分这一指标是未必能够体现油品受潮的。现场需要通过多种手段排除干扰因素，针对最有可能造成介损超标的原因，通过真空加热的方法滤油，最终达到我们想要的效果。
参考文献
[1]侯春杰.变压器检修后油介损异常原因分析及处理[J].建筑工程技术与设计，2017（21）
[2]黎自用，黎大健，陈梁远.变压器检修后由介损异常原因分析及处理[J].广西电力，2017（40）.