变压器油介质损耗因数异常及处理方法

电力18讯：    近几年来，大型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的异常现象，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。所以是当前变压器的一个突出问题。本节将分析产生异常现象的原因，并指出处理方法。
一、异常现象
大型电力变压器在安装和运行过程中，出现的异常现象主要有：
（1）变压器油介质损耗因数tgδ增大。例如，某台SFPZ7一120000/220型电力变压器，经现场验收合格后，于1993年9月28日投入运行。验收试验结果如表1－26所示。
表1－26 收验试验结果
绝缘电阻(Ω)  变压器油介质损耗因数
tgδ(90℃)
测量方式  1min  10min  极化指数  
高压低压及地  5000  10000  2．0  0.38%
低压高压及地  5000  11000  2．2  
　变压器投入运行后，满负荷运行，油色谱跟踪试验一切正常，其中1994年6月7日变压器油的tgδ值为0．98％，也满足运行要求。1991年11月21日停电预防性试验时，发现变压器绝缘电阻下降，变压器的tgδ值高达9．77％，其试验结果如表1-27所示。
表1－27 预防性试验结果
绝缘电阻(Ω)  变压器油介质损耗因数
tgδ(90℃)
测量方式  1min  10min  极化指数  
高压低压及地  1240  1350  1．09  9．77%
低压高压及地  2779  3390  1．22  
（2）变压器油介质损耗因数tgδ值分散性大。例如，某台250MVA、500kV的单相自耦变压器，多次测量其油的介质损耗因数tgδ，测量结果分散性较大，如表1-28所示。
表1－28 250MVA、500kV主变压器的油介质损耗因数tgδ测量结果
油样号  第一次测量  第二次测量
电容量
（pF）  tgδ
（％）  加温时间
（min）  温度
（℃）  电容量
（pF）  tgδ
（％）  加温时间
（min）  温度
（℃）
1  131．7  2，44  34  90  133．6  2．17  40  90
131．9  1．21  55  90  133．6  1．46  55  90
132．1  0．70  97  90  133．4  0．75  95  90
_  _  _  _  133．6  0．51  135  90
2  132．6  1．98  28  90  133．6  1．63  35  90
133．6  1．19  40  90  _  _  _  _
3  133．7  1．97  27  90  133．5  1．89  34  90
4  133．7  1．98  26  70  133．5  2．81  14  90
133．7  2．21  45  80  133．4  2．30  24  　
132．4  1．74  60  90  133．4  1．89  29  90
再加，某500kV电力变压器，避光取抽样，测得油的tgδ值为4.85％，不避光取油样，测得油的tgδ值则为0．14％。
对同一油样，避光取出之后，及时测试时，tgδ值较高，存放一段时间或者加温、加压测过一次tgδ后，再进行测量时，其tgδ值明显减小。例如，某500kV电力变压器，进光取油样曾测得油的tgδ为1．63％，放置17h后再进行测量，测得油的tgδ值则为0．272％。若光和时间同时作用，油样的tgδ将大大降低，如表1－29所示。
表1－29光和时间同时作用对油tgδ值的影
见光放置无数  电a（％）（70℃）
油样A  抽样B  抽样C  油样D
1  4．7  1．4  0．574  0．59
6  0.24  0．25  0．35  0．32
1  4．91  1．95  0．93  0．86
8  0.89  0．10  0．11  0．07
1  6．04  1．4  0．59  0