随着重载铁路技术的不断突破和发展，铁路运输已经成为当今运输系统中不可或缺的一个重要组成部分，年运量的不断增加使得牵引变电所的负荷持续上升，这种情况下对牵引变电 所的供电可靠性要求更加严格。牵引变电所主要通过变压器实 现对高电压向低电压的转换，因此，在牵引供电系统中，变压器 扮演着重要角色。在发生主变故障时，能否准确查出变压器的 故障原因对修试部门来说非常重要，绝缘油化验分析的方法在 对油浸式变压器的故障检查中应用比较普遍。

1绝缘油化验指标分析

绝缘油化验一般有对油品进行简易识别，物理、化学性能试验、电气性能试验、气象色谱分析等几个步骤来对油品进行检验。通过对变压器内绝缘油进行化验分析，可以得出绝缘油的物理、化学特性、电气性能等是否合格，是否满足充油设备运行的需要。

1.1简易识别方法

（1）看：将绝缘油静置一段时间，观察油品的颜色，未经使用的绝缘油颜色一般为浅黄色，被氧化后的颜色会变深。充油设备在运行中绝缘油的颜色在短时间内变深，则表示油质劣化；在玻璃烧杯取油样，对着光线仔细观察油底部是否存在油泥、沉淀、杂物等，油面上不得有漂浮物，油中不得有悬浮物和絮状物；还需要观察绝缘油在玻璃瓶中的透明度，新油清澈透明并伴有蓝紫色荧光，若失去透明度和蓝紫色荧光，则表示油中含有机械杂质和游离碳。

（2）闻：状态和性能良好的绝缘油应没有明显气味或者略带一点煤油味，如果油品带有其他气味，说明油质劣化。

（3）摇：将油样放置在透明玻璃瓶中摇晃，观察油品产生的气泡和晃动过程中的挂壁情况。黏度小的油，晃动中产生的气泡直径小、数量多、上升速度快、消失快、挂壁少，反之黏度大。

（4）摸：生产工艺好的油品，用手摸上去光滑感强，否则光滑感差。

1.2物理性能试验

黏度。当液体流动时，液体内部会产生阻力，这是由于组成该液体的各个分子之间存在摩擦力，这种阻力称为黏度。黏度是绝缘油重要的性质之一，黏度的大小影响绝缘油在充油设备内部流动的速度，进而影响绝缘油的散热效果。对于充油设备来说，

绝缘油的黏度尽可能低一些较好，油品黏度越小散热效果越好。

（2）闪点。闪点是指油加热以后产生的蒸汽与空气混合时 ，遇火能发生燃烧的最低温度。对于闪点的要求一般不低于 135 ℃ 。绝缘油主要在变压器等闭合充油设备中使用，所以常用闭口 闪点测试仪对绝缘油闪点进行测试。闪点的高低决定了绝缘油 在使用过程中是否安全。绝缘油闪点的降低说明油内产生了大 量的易挥发的可燃性气体，这些气体的产生主要是由于充油设 备在长时间的运行过程中放电和发热使油裂解而形成。通过对 绝缘油闪点的测试，能大大加强对充油设备状态的监测，及时发 现故障设备。

（3）界面张力。界面张力是作用在单位长度液体界面上的收缩力。通过测定绝缘油的界面张力可以有效发现绝缘油中是否含有因老化而产生的可溶性杂质。绝缘油界面张力在油老化初期变化速度最快，到中后期，变化速度逐渐降低，而油泥生成则明显 增加。因此，测定界面张力的同时也可以判断出油泥生成的趋势。

1.3化学性能试验

（1）酸值。新绝缘油在未使用的情况下几乎不含酸性物质，酸值相对较小，如果绝缘油经过长时间的存放，或者在充油设备内长期运行后，很容易与氧气接触进而被氧化。在氧化初期其会产生各种低分子有机酸，随着氧化过程的不断加快，也会出现相应的酸性产物和高分子有机酸。如果这些酸性物质在绝缘油中存储，油品导电性能会很大提升，绝缘性能下降，甚至腐蚀变 压器的金属附件，对充油设备的使用寿命产生负面影响。

（2）水分。水分是加速充油设备绝缘老化的重要原因之一。如果变压器油内含有大量水分，则会加剧绝缘材料的老化，对其绝缘性能产生负面影响，有可能会导致变压器故障，影响变压器寿命。对绝缘油内水分进行严格监督，是保证充油设备可靠运行的关键，电压等级越高要求油内含水量越少。目前根据相关标准要求，油内含水量要控制在40×10-6左右。

（3）机械杂质。在试验过程中，如果发现绝缘油呈现出丝状纤维或存在不溶性油泥沉淀物等杂质，在运行过程中，这些杂 质极易在变压器绕组四周出现聚集或堵塞油道等，此时的绕组 很容易出现过热现象，严重者甚至烧毁变压器。

（4）游离碳。在试验过程中，若大量的游离碳在绝缘油内聚集，则会大大提升变压器内部出现放电故障的概率，降低供电可靠性。

（5）pH 值。充油设备经过长时间的运行，绝缘油内就会产生甲酸等大量酸性物质，使得油内水分含量增多。在水分的侵蚀下绝缘材料的绝缘性能大大下降，充油设备的使用寿命也会缩短，对其正常运行产生不利影响。

1.4电气性能试验

（1）击穿电压测定。击穿电压是考核绝缘油绝缘性能的一项重要指标，是油杯两电极间油层击穿时的最小电压，可以用来衡量绝缘油在充油设备内的耐压能力。其主要是用来判 别绝缘油内水分和悬浮物含量的多少，同时还能对油品的干燥以及清洁度程度进行检测。在对绝缘油施加逐步升高的电压时，在油杯内的负极周围会产生大量电子，电子集聚产生的 能量使油分子逐步电离分解，电压的不断升高也会进一步促 进油分子电离，当电压达到某一个值时，就会突然出现大量的传导电流形成电弧，这就是击穿现象。绝缘油中如果存在杂质 或水分就会导致击穿电压值下降，此时变压器的正常运行也 会受到负面影响。

（2）介质损耗因素测定。绝缘油在电场作用下会发生能量的 损耗，这个过程称为介质损耗，通常用介质损耗因数来反映绝缘油的介质损耗。绝缘油的介质损耗会使充油设备内部温度升高， 介质损失越大，内部产生的热量就越多，热量升高又会导致介质损失增加，如此反复循环会引起充油设备本体绝缘恶化，加剧充油设备运行的不稳定因素。

1.5绝缘油色谱分析

绝缘油色谱分析就是对油中溶解气体成分进行检验，根据气体的成分和含量，判断充油设备内部有无故障，并诊断故障类型。如果在试验过程中得到的结果在正常范围，且无 明显的增长趋势，则判断设备运行正常，否则需要对变压器 的运行状况利用三比值法、产气速率等方法进行详细分析判断。目前运用绝缘油色谱分析检查变压器等充油设备内部故障的方法在电力行业被广泛应用。大量试验证明，利用色谱法分析绝缘油中溶解气体的含量，对于早期预防或及时发现设备故障具有重要意义。

2变压器油性能变化对变压器的影响

2.1物理变化

变压器绝缘油在不断运行过程中会产生氧化物以及油泥沉淀物等杂质，使其绝缘性能下降，同时，油品颜色也会逐渐加深，对变压器稳定运行产生不利影响。此外，绝缘油会变得越来越黏稠，导致油的导热性能下降，影响变压器绕组和铁芯的热量散发，使变压器的使用寿命缩短。变压器在长期运行的条件下，绝缘油的表面张力会逐渐下降，加速油品劣化。此外，绝缘油内氧化物和机械杂质的增加也大大降低了充油设备运行的稳定性和安全性。

2.2化学变化

绝缘油具有某些化学性质，油品中的水溶性酸、酸值、水分含量等都会反映出绝缘油性能的好坏，直接影响绝缘油试验结果是否合格。例如，酸值可以反映绝缘油质量，也是对绝缘油老 化程度的评估参考依据，从大量试验结果来看，绝缘油酸值的增 加会降低变压器的绝缘性能。从试验过程可以发现，酸值的测定结果会受到仪器以及容器清洁度的影响，例如，二氧化碳和空气 中的水发生化学反应后生成碳酸，碳酸等水溶性物质会对绝缘 油酸值的测定有干扰。因此，在绝缘油含有水分等杂质的情况下进行油化试验会对试验结果产生影响。这就要求在变压器出厂前保证绝缘油水中不含水分，即便是在后期的运输和贮存过程中也要采取有效防护措施。

2.3电气性能出现变化

介质损耗因数可以反映绝缘油的洁净程度和老化状况。对于新油来说，介质损耗因数通常在0.005以下，在变压器持续运行的情况下，绝缘油老化的同时也会受到污染，油质逐渐劣化，此时需要明确污染物的来源，并采取有效措施对绝缘油进行过滤和吸附杂质，污染情况严重时可以考虑更换新油。

3绝缘油化验分析变压器故障应用实例

以某变电所的变压器故障检查为例，进行问题的阐述。1号变压器在正常运行情况下，修试部门的工作人员对其绝缘油进行了色谱分析，通过试验发现绝缘油中含有一定的乙炔。为此，修试部门相关技术人员对1号变压器内绝缘油进行了详细检

查。3月6日，在检测过程中发现，相较于3月4日绝缘油内气体含量显著增多，随着变压器负荷逐渐下降，油内气体含量基本未产生变化，在这一过程中绝缘油内的乙炔含量相对较低，但是同时有其他气体产生。此时，仅靠比较各种气体含量不足以对变 压器故障原因进行判别，进一步判断故障原因需要运用绝对产气速率法。在绝缘油化验分析过程中，一氧化碳以及二氧化碳含 量并未出现显著变化，这说明有两种可能：一是变压器内绝缘油 中各类气体的作用时间比较短；二是变压器中绝缘材料使用量 比较少。依据 C2H2 较为稳定的特性，表明变压器内温度应该低于80℃。所以，变压器铁芯部分的表面温度过高或者多点接地是导致1号变压器出现故障的原因。相关技术人员经过实地检测发现，高压绕组与套管连接不合理是导致变压器高压线圈出现短路的主要原因。

4结语

在供电系统中，变压器的稳定运行至关重要，技术人员可以 通过运用绝缘油化验分析的方法实现对变压器运行情况的判断，结合实际情况采取不同措施有效解决变压器运行过程中的各类故障问题，还可以对变压器的运行情况予以动态监督，具有较高准确率的同时还可以保证油品的质量，并且能大大节省检修时间，避免充油设备故障的频繁发生，提升电气化铁路企业的经济效益和社会效益。