表1 变压器油的油质分级
| 等 级 | 油 质 | 颜 色 | 酸 度 | 界面张力
/mN•m-1 | 对变压器的影响程度 |
| 1 | 良好 | 浅黄 | 0.03～0.10 | 30～45 | 可提供有效的冷却，保护绝缘 |
| 2 | 较好 | 黄色 | 0.05～0.10 | 27～30 | 油的氧化物引起界面张力下降，油泥开始形成 |
| 3 | 合格 | 亮黄 | 0.11～0.15 | 24～27 | 脂肪酸覆盖绕组，绝缘中可能有污物排入油中 |
| 4 | 不良 | 琥珀色 | 0.16～0.40 | 18～24 | 铁心和绕组上开始有油泥沉积， 散热片内表面会首先沉积油泥 |
| 5 | 很坏 | 褐色 | 0.41～0.65 | 14～18 | 沉积的油泥不断氧化和硬化，绝缘发生收缩 |
| 6 | 极坏 | 深褐色 | 0.66～1.50 | 9～14 | 油泥隔绝冷却表面，堵塞油道 |
| 7 | 故障 | 黑色 | ≥1.51 | 6～9 | 大量油泥形成 |
由表1可知，第1等级的油具有各种优良指标；第2、3等级的油是在“预防维护”范围内，属于较好等级的油。这种油虽然所有功能仍能维持，但当其界面张力降到27.0mN/m时，标志着溶解状态的油泥已开始形成，建议这时应对变压器进行检修；后3级油为“故障维护”阶段的油，要求马上维护处理；几乎所有油质为“坏油”级变压器的内部零件上都有油泥沉积。油的等级到达“故障”级，此时要考虑的应是变压器的剩余寿命而不仅仅
是油质状况了。
1.2 油质劣化的原因
（1） 运行条件的影响。变压器在正常条件下运行时，油具有一定的氧化安定性，但当变压器超负荷运行或因局部过热而导致油温升高时，油的老化会加速，油的质量会变差。
（2） 设备条件的影响。当变压器的密封性不好时，漏气、漏水会加速油的氧化和老化；呼吸器内的干燥剂失效没有及时处理或净油器（热虹吸器）内的吸附剂失效后未能及时更换等都会促使油氧化变质；绝缘材料与油的相容性不好，也会促进油的老化。
（3） 油污染的影响。容器内表面不清洁造成的污染较为常见，而混油时处理不当也可造成污染。
（4） 油中酸和水的影响。① 酸。变压器油的酸值（或中和值）达到0.10mgKOH/g就已经明显地损害了变压器的纤维质（纸），变压器油酸值的升高是缓慢、恒稳和持续的，并且与油的全面降解密切相关，当酸值达到0.2～0.5mgKOH/g以后，油和绝缘材料的降解过程加速并伴随着油泥的生成，变压器层压纸板在250倍电子显微镜下的照片见图1。② 水。油和纤维素在其自身降解和化学反应中都要产生水，这些水反过来又进一步加速油
和纤维素降解，从外部侵入变压器的水将使问题更加严重。20℃时纸对水的亲和力比变压器油高3000倍，许多时候变压器内的绝缘纸含水很高，而油却是干燥的，水参与纸绝缘的化学分解、水还有形成减弱纸绝缘强度的作用，当含水量为干燥纸的3%时，纤维素实际上已经开始在变压器油中松散飘逸。
图1 变压器层压纸板在250倍电子显微镜下的照片
（a）酸值为0.05；（b）酸值为0.10；（c）酸值为0.20；（d）酸值为0.30
1.3 试验诊断及其对策
运行经验表明，对油进行周期性测试（1年1次），是可以促进油质经常处于“良好”状态的有效措施，尤其对于已经进行过处理的油而言则更是如此。对变压器油的诊断及对策见表2。
表2 运行中变压器油的诊断及对策［１］
| 项 目 | 超标数据 | 诊 断 | 对 策 |
| 闪 点 | 比新油标准低5℃
比前次试验低5℃ | 设备存在局部过热或放电故障；补错了油 | 查明原因消除故障，进行真空脱气处理或换油 |
| 击穿电压/kV | 500kV设备：≤50
300kV设备：≤45
66～220kV设备：≤35
20～35kV设备：≤30 | 油中水分含量过大；油中有杂质颗粒污染 | 查明原因，进行真空滤油或更换新油 |
| 界面张力/mN•m-1 | <19 | 油质老化严重，油中有可溶性酸或沉淀性油泥析出；油质污染 | 结合酸值、油泥的测定采取对策，进行再生处理或更换新油 |
| 介质损耗因数（90℃） | 500kV设备：>0.02
300kV以下设备：>0.04 | 油质老化程度较深；油被污染；油中含有极性杂质 | 检查酸值、水分、界面张力、进行再生处理，或更换新油 |
| 体积电阻率（90℃）/Ω·m | <（1010～1011） | 油质老化程度较深；油被污染；油中含有极性杂质 | 应查明原因，对少数设备可换油 |
| 油泥与沉淀物 | 有油泥和沉淀物存在（质量在0.02%以下可忽略不计） | 油质老化；杂质污染 | 进行油处理；如经济合理可换油 |
2 变压器油的维护
根据对变压器油进行试验诊断的结果，运行人员应对变压器油进行维护，以使变压器在“无油泥范围”内运行，从而防止在变压器油中形成氧化产物而缩短变压器的寿命。
2.1 维护措施
运行现场常用的维护措施主要是：
（1） 加强对油的监督，采取合理对策，避免或减缓油的劣化。
（2） 采用正确的方法对已劣化或不合格的油经过适当的处理（含再生），使其恢复到原有性能。
2.2 处理对策
（1） 净化。油净化是变压器有效的防护性措施，通过净化可提高油的击穿电压水平。
（2） 再生。变压器的全部油量通过滤油机重复循环获得再生，与此同时，他还能*地“冲洗”变压器，比换油的效果更好。
（3） 去油泥。去油泥是早期的现场处理，应当在油泥硬化之前进行。
（4） 干燥。一般采用传统工艺，即在现场加热析出水分，需要的时间较长。
2.3 维护措施分析
变压器油和纤维质绝缘材料正像其他有机材料一样，在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等制造材料催化作用影响，发生化学变化，这个过程称为“老化”。zui终的结果是限制了变压器的使用寿命。尽管制造厂在设计制造中采用了使设备密封防止空气进入等方法以改善油质，但是油和纸绝缘的劣化仍可能发生。
其实，变压器油的再生和油泥去除早在35年以前就已经在美国和其他国家得以应用，且用硅藻土进行油再生的方法已经被IEC 422标准所采纳和推荐。油净化和再生的工艺图见图2。
图2 油净化和再生工艺图
（a）油净化工艺；（b）油再生工艺
（1） 油净化处理。油净化处理就是将油过滤除去颗粒悬浮物、氧化物等。通过高真空处理以除去水分、潮气和空气是有效的防护措施。这是国内变压器制造厂、变压器安装公司和电力公司正常使用的方法，通过净化处理，可将油的击穿电压提高到要求水平，以保证油和变压器绝缘处于良好的状态。
（2） 油再生处理。预防性维护是充油设备的保养方法，其zui大的好处就是既可延长变压器的使用寿命，又可延长变压器油的使用寿命。当变压器油还没有劣化到只能靠检修才能完*其中油泥问题的程度时，对油进行再生处理是zui可取的中间措施。再生处理是让油在变压器和滤油设备之间闭路循环，使变压器油在60～70℃ 的油温下重复循环8～10次，变压器油的质量将可满足IEC和国标要求，但必须根据油的试验确定。十分重要的是，对变压器中的油进行再生热循环处理,不仅可将油恢复到类似或超出新油标准的状态，而且通过热油循环，还可使沉积在变压器内部的油老化生成物溶解于热油中，变压器油通过再生设备可除去油中的酸、水分及油降解的其他生成物，即他对变压器可起到一次*“冲洗”作用。如果单纯用干净油更换变压器内严重劣化的油（脏油），变压器zui终还是一台脏的变压器，变压器油还会很快劣化。变压器绝缘系统采用油再生、去油泥、换新油等方法后的预期寿命趋势图见图3。
图3 变压器绝缘系统预期寿命趋势图
1-新油；2-换油以后；3-油再生以后；4-去油泥以后
3 变压器油的再生处理
3.1 优点
（1） 保护环境，防止污染（滤油设备应具备此功能）。吸附剂再活化工艺不必对大量用过的饱和的油再生材料进行处理，从而省去了代价高昂的废料处理工艺，避免了废弃旧油和吸附剂对环境的污染。
（2） 保护资源，节省费用。变压器油再生可以节省资金，IEEE变压器委员会坚持认为，推广油再生所获得的zui大好处在于用适当的再生油代替大量价格昂贵、通常在运行中需要加以维护和补充的新油。
（3） 延长变压器的使用寿命。通过在现场进行变压器油再生循环处理，可大大提高变压器的绝缘电阻，降低变压器的本体介损，从而提高变压器安全运行的可靠性及其使用寿命。目前，110kV及以下的变压器可以带电进行油再生处理。
3.2 经济合理性
一般来说,变压器油再生的费用低于重新充注新油的费用。但是，在确定是否采用油再生处理时，应在经济上证明是合理的。
IEEE提出，在证明变压器油再生处理的经济合理性时要考虑下列因素：① 材料费用； ② 在运行中对老化和/或受污染材料的处置；③ 依zui终产品质量而异的过程的总费用；④ 设备维护和折旧；⑤ 油的收集和贮存费用；⑥ 劳务和运输费用；⑦ 试验室费用。
重要的是，油再生处理不仅仅只是将油恢复到“类似新的”状态，他还具有使变压器复原的功用，这一点正日益被人们所认识。
3.3 油再生处理设备
油再生处理设备是将一种或几种再生方法组合成为一套移动式、车载或固定系统，包括油泵和其所需的仪表。车载系统可以到变压器的现场进行油处理--重整或再生。在现场，利用车载再生系统可以使劣化油恢复到新油标准。
3.4 油再生处理的过程
油再生处理的过程是使严重劣化的变压器油简单地通过诸如白土吸附剂床，以除去油中大部分的裂解产物，将油加工（加入足够的抗氧化剂）恢复到像新油一样运行特性的过程。
就地再生处理,就是用泵将油从变压器底部抽出，经过加热，然后通过诸如白土吸附剂床进行过滤、脱气和脱水后再从上部返回到变压器。该过程是连续进行的，当油达到规定的指标时，结束处理过程。
经过正确再生处理过的油，其各项化学和物理指标几乎可以达到新油的标准，甚至可把他当作新油看待。
4 变压器油的再生实例
4.1 大亚湾核电站2号500 kV主变压器
对大亚湾核电站2号500 kV主变压器的现场油再生处理，在18天内完成了235t不合格变压器油的再生处理，并*达到新油标准。表3为变压器油再生后的实测数据。
表3 大亚湾核电站2号主变压器油再生前、后的实测数据
| 项 目 | 外 观 | 颜 色 | 闪 点
/℃ | 水溶性酸
（pH值） | 界面张力
/mN•m-1 | 微 水
/μL·L-1 | 介损（90℃）
/% | 击穿电压
/kV |
再生前
再生后 | 清
清 | 棕红
黄色 | 145
145 | 5.2
6.01 | 28.3
44.7 | 9
2.8 | 7.5
0.465 | 59.2
84 |
| 结 论 | 再生前，油的击穿电压、水溶性酸、界面张力等指标偏低，介损超出运行油标准。经再生处理后，各项指标明显提高，均达到新油标准 |
4.2 珠海电力建设工程公司新堂变电站1号110kV主变压器
对珠海电力建设工程公司新堂变电站1号110kV主变压器在现场带电情况下进行油再生处理, 解决器身受潮的问题,油处理结果见表4。油再生处理后*,且绝缘电阻明显升高，本体介损可降至1.0%。
4.3 清远电力局百佳变电站2号220kV主变压器
1999年3月,对清远电力局百佳变电站2号220kV主变压器在现场进行不带电油再生处理，处理结果见表5。
5 油再生处理应注意的问题
（1） 应注意以下3种来源的变压器油不能用再生的方法进行处理：① 含有阿斯卡列多氯联苯电解液体的油； ② 含有微量硅油的油；③ 含有大量悬浮炭的故障变压器的油。他们通常应当单独处理。
表4 珠海新堂变电站1号主变压器油再生处理结果
| 项 目 | 外 观 | 颜 色 | 闪点（闭口）
/℃ | 界面张力
/mN•m-1 | 微 水
/μL·L-1 | 介损（90℃）
/% | 击穿电压
/kV | 体积电阻率（90℃）
/Ω·m |
再生前
再生后 | 清
清 | 浅黄
浅黄 | 135
159 | 29.4
49.9 | 10.8
6.1 | 6.28
0.014 | 34.6
76.8 | 7.2×109 20×1012 |
| 结 论 | 再生前，油的闪点、界面张力将近临界值，介损、击穿电压超出运行油标准。再生处理后，本体介损各项标准达到并优于新油标准，本体介质损耗因数降至1.0% |
表5 清远电力局百佳变电站2号主变压器油再生处理结果
| 项 目 | 外 观 | 颜 色 | 闪点（闭口）
/℃ | 界面张力
/mN•m-1 | 微 水
/μL·L-1 | 介损（90℃）
/% | 击穿电压/kV | 体积电阻率（90℃）/Ω·m |
再生前
再生后 | 清
清 | 淡黄
淡黄 | 159
162.8 | 38.8
46.7 | 39
5 | 5.43
0.033 | 44.9
82.2 | 6.21×109
1.2×1012 |
| 结 论 | 再生前，油微水、击穿电压将近临界值，介损超出运行油标准。经再生处理后，各项指标明显提高，均达到新油标准 |
（2） 油再生过程中值得注意的2个问题：① 有时刚经过再生处理的油，其所有的试验指标（包括酸值在内）都符合标准要求，但使用不久后，酸值又很快地增高。其原因可能是一些溶于油的氧化物在再生处理过程中尚未被*清除干净，也可能是油里原有的抗氧化物质在再生处理过程中被破坏而消失了，使油易于氧化。有经验的运行人员会在再生油中适当加一些新油混合使用，利用新油中的抗氧化物质来起到保护作用，但混合的*比例需要经过较为详细的混油试验确定。220kV及以上电压等级的新变压器不宜使用再生油。② 有时刚经过再生处理的油，其所有的试验指标都符合标准要求，但介质损耗因数tgδ却未得到*改善。
（3） 油再生处理应在变压器中进行。滤油设备和变压器组成闭路系统，对强迫油循环变压器，其冷却器油泵要不断开启以保证变压器绕组内和冷却器内的油也*一起处理。
6 结束语
变压器的正常运行是对电力系统安全、可靠、、经济运行的重要保证，必须防止和减少变压器故障和事故的发生。及时维护变压器，保证绝缘油处于良好运行状态是运行单位预防事故的重要手段之一。处理不同运行工况的变压器油，应通过试验诊断来确定其绝缘状态，并采取相应的对策进行维护处理。再生处理方法是运行现场zui为有效的经济处理方法。通过油再生处理后，变压器油介质可以达到新油的标准，变压器的绝缘电阻可大大
提高，而介质损耗却大大降低。
7 参考文献
［1］ GB/T 7595-2000 运行中变压器油质量标准.
