特变电工陈钠、徐浩 等：一起绝缘油老化导致变压器绝缘电阻降低案例分析

绕组对地绝缘电阻测量是变压器的例行试验项目，绝缘电阻的大小直接关系着变压器的稳定运行和寿命。由于在变压器的制造过程中影响绕组绝缘性能的因素较多，因此绕组对地绝缘电阻偏小的原因往往难以排查并确认，这成为变压器制造企业经常遇到且较难处理的产品质量问题。

在某变压器厂进行厂内例行试验时，一台500kV变压器绕组对地绝缘电阻与同批次、同型号变压器绕组对地绝缘电阻对比相差较大，本文从变压器生产工艺、器身受潮、绝缘油性能等方面进行排查，以确认导致此问题的原因并给出解决方法。

1  故障变压器介绍

某变压器厂家生产的同一批次500kV变压器共计7台，型号为ODFSZ—500000/500，进行厂内例行试验时，其中一台变压器（以下简称异常变压器）的绕组对地绝缘电阻相对于同批次其他变压器（以下简称正常变压器）的绕组对地绝缘电阻出现大幅度下降。正常变压器测量数据见表1，异常变压器测量数据见表2。

表1  正常变压器测量数据

表2  异常变压器测量数据

2  导致绝缘电阻降低的可能原因

根据相关文献报道，可能导致变压器绝缘电阻下降的原因主要有器身绝缘受潮、油中滋生微生物和油中存在杂质（包括金属或其他非金属极性物质）。

2.1  器身绝缘受潮

变压器在生产过程中，器身绝缘会暴露在大气中并吸收一定的潮气。因水是强极性物质，在电场的作用下会与油中的纤维类物质在电极间聚集成桥，增加油的电导，从而引起变压器绝缘电阻减小。

2.2  绝缘油中滋生微生物

在绝缘油储存及变压器制造过程中，空气中的水分、灰尘、微生物会扩散到油中。这些物质的比重较大，随着时间的增加及环境的不断变化，这些物质会沉积到油罐底部，形成污水层，导致球菌、杆菌、放线菌等微生物在此大量繁殖。微生物的滋生导致油的介质损耗因数值逐渐上升，当每毫升油中的纯菌含量达到约10⁵～10⁷个时，会对油的电气绝缘性能造成较大影响，且油的电气性能会随油中微生物的增长而逐步劣化。

当变压器油中水分足够（≥140mL/L）且温度适宜（35～40℃）时，微生物极易大量繁殖扩散；当油中pH＞5或者环境温度≥50℃时，微生物会停止繁殖；当温度≥85℃时，大量微生物的蛋白质凝固，在油中不能存活，只有少量的微生物能继续存活；当温度上升到120℃以上时，绝缘油中的微生物基本死亡。

2.3  变压器油中存在杂质

目前，国内外研究人员普遍认为变压器绝缘油中杂质颗粒的来源包括以下两方面：一是在变压器生产、运输、检修过程中产生的杂质；二是采用活性氧化铝和硅酸净化处理变压器油时，其中的金属杂质污染油品。在电场的作用下，变压器油中杂质被极化，被吸引到电场强度大的地方，即电极的附近，并按电场线排列，因此在电极附近形成导电的“小桥”。当杂质较少时，只能形成断续的“小桥”，绝缘性能下降不明显；当杂质较多时，在两极之间形成连通的“小桥”，使绝缘油的绝缘性能快速下降。

目前，变压器产业使用的绝缘油为环烷基油，环烷基油的溶解性较好，会使变压器内部的极性材料溶解在变压器油中，随着极性物质溶解量的增加，变压器油的电气性能会快速下降。有研究及相关文献表明，油中铜离子含量≥0.1mL/L就会导致变压器油绝缘电阻明显下降。

3  绝缘电阻降低原因排查

3.1  器身绝缘受潮排查

对异常变压器生产工艺流程中易造成受潮的工序进行排查，排查结果见表3。

表3  工艺执行情况排查结果

同时，对正常变压器和异常变压器使用的绝缘油进行微水含量和耐压测试，油样指标对比见表4。

表4  油样指标对比

由表1和表2可以看到，异常变压器的极化指数及吸收比均满足国标要求；根据表3排查结果可知，异常变压器生产过程符合工艺要求；根据表4对比结果可知，异常变压器用油中含水量满足国家标准要求。综上所述，可以判断异常变压器绝缘电阻大幅度减小并非由器身绝缘受潮导致。

3.2  油中微生物排查

该批次同型号变压器共7台产品进行试验，全部使用中石油润滑油有限公司生产的25#变压器油，在产品注油及油处理过程中，使用的注油设备、管道全部一致，且该批次变压器用油全部经过热油循环工艺处理，热油循环过程中，油温≥70℃，持续时间48h，长时间高油温可杀死油中可能存在的微生物，因此可以排除因油中微生物含量过高而造成绝缘电阻偏小。

3.3  变压器油中杂质排查

经排查，该厂厂内存有一批用于变压器出厂试验的工艺用油，该批工艺用油在变压器油系统内循环使用，可能存在老化或掺入金属杂质的情况。如果变压器使用该批工艺用油，就可能导致绝缘电阻减小。

根据上述排查结果，初步怀疑异常变压器使用了长期使用的工艺用油，该批工艺用油可能存在金属杂质或绝缘油老化裂解产生了极性小分子的情况，进而导致变压器绝缘电阻异常减小。为了进一步确认原因，进行相关测试及试验验证。

4  油样测试及试验验证

4.1  介质损耗因数及体积电阻率测试

取与异常变压器所用绝缘油同牌号的未使用油样（以下称原油样）与异常变压器所用绝缘油（以下称产品油样）进行对比测试，测试结果见表5。

从表5可以看出：相比于原油样，产品油样介质损耗因数及体积电阻率虽仍满足国标要求，但其介质损耗因数值大幅度提高，约为原油样的7倍，体积电阻率大幅度下降，比原油样下降了约65%，说明变压器油在使用及试验过程中已劣化或污染。

表5  原油样和产品油样介质损耗因数及体积电阻率测试结果

4.2  电感耦合等离子体发射光谱仪测试

使用电感耦合等离子体发射光谱仪（inductively coupled plasma optical emission spectrometer, ICP- OES）对油中可能存在的金属元素进行定量检测，并将原油样与产品油样进行对比，检测结果见表6。

表6  原油样和产品油样中金属元素含量检测结果

从表6数据可以看到，原油样及产品油样中均未检测出金属元素，因此可以排除由于油中溶解金属元素导致其绝缘电阻减小。

4.3  频域介电谱测试

使用宽介电频谱对原油样和产品油样在不同频率、温度下的相对介电常数及介质损耗因数进行检测对比，测试结果如图1所示。由于变压器油主要由烷烃、环烷烃等中性和弱极性组分构成，其分子偶极矩较小，属于中性或弱极性液体，极化能力非常弱，因此在

10^-1～10⁶Hz范围内，其相对介电常数较小；而在10^-2～10^-1Hz频段内，原油样和产品油样开始出现极化现象，根据不同种类电介质极化特性（见表7），判断油中极化类型为偶极子极化，即在此低频段交流电压作用下，油中极性电介质的偶极子得以充分极化。

随着变压器油的不断老化，油中的链烷烃断裂，不断产生非对称结构的极性分子，这类极性分子在低频电压下更容易且更充分地被极化，进而导致绝缘油的相对介电常数随之提升。因此，绝缘油的相对介电常数越高，意味着电介质在电场作用下的极化能力越强，其中的极性分子含量越多，老化程度越深。

根据图1中不同温度下，原油样与产品油样的相对介电常数随测试频率的变化可以看到，产品油样比原油样更早出现相对介电常数快速变化的现象，说明产品油样比原油样更易被极化，油中极性分子含量更多，老化程度更深。此外，电介质极化时会产生极化电场，而极化电场与外加电场方向相反，因此会抵消一部分外加电场的作用，从而降低电流通过电介质的能量损耗，使绝缘电阻减小。

图1  原油样和产品油样不同温度下频域介电谱测试结果

表7  电介质极化的基本形式

根据排查和后续测试验证结果，可确认本案例中的异常变压器使用了厂内长期使用的工艺用油，该批工艺用油因老化产生的极性小分子是导致变压器绝缘电阻异常减小的原因。

5  处理措施

根据上述结论，对异常变压器使用的绝缘油进行更换，更换工艺流程如下：

1）准备未使用过的合格绝缘油，油样检测结果见表8。

表8  更换用绝缘油检测结果

2）异常变压器充干燥空气排油。

3）用4000m³/h的抽真空机组对变压器抽真空，抽真空至30Pa后再持续抽真空48h，用以脱出器身绝缘吸收的绝缘油。

4）变压器充干燥空气破空，打开变压器上的人孔盖板，操作人员从人孔进入变压器，用蘸酒精白布擦拭油箱内壁残油。

5）用油泵将下节油箱底部残油抽净，并密封油箱。按原工艺重新抽真空，并注入已准备好的未经使用的合格绝缘油。

6）按原工艺进行热油循环处理，并静置48h。

7）复测各绕组绝缘电阻，测试结果见表9。

表9  更换绝缘油后绝缘电阻检测结果  

由表9测试结果可以看到，异常变压器更换绝缘油后，其绝缘电阻恢复正常。

6  结论

本文对同一批次变压器绝缘电阻进行测量对比，排查生产过程，并进行试验验证，通过总结各项试验数据及对各油样试验结果的对比分析，主要得到以下结论：

1）绝缘油试验次数过多，试验过程中的高电场强度导致变压器油老化裂解，油中产生极性分子，这类极性分子会导致变压器绕组对地绝缘电阻偏小。

2）绝缘油的常规检测方法及合格标准，不能准确反映绝缘油老化程度，可通过增加ICP-OES、频域介电谱等检测方法实现对变压器油老化程度的进一步判断。

3）将绝缘电阻偏小的变压器内绝缘油更换为新油，并经过热油循环处理后可使绝缘电阻恢复正常。

4）变压器厂内用于出厂试验用的工艺绝缘油，应规定其用于高压试验的次数，并定期更换。