电力变压器油纸绝缘老化状态评估方法研

彭 波

摘要：通过分析电力变压器油纸绝缘老化状态，一方面可以通过研究绝缘老化过程发现绝缘老化理化机理，从源头改善变压器的绝缘性能，包括绝缘材料的改良以及制造工艺的改进，从而在根本上抑制或减缓老化速度。另一方面可以根据变压器油纸绝缘老化状态预测变压器寿命，有助于对运行中变压器采取合理的处理措施：对寿命处于晚期的变压器及时进行退网操作，可有效降低电网事故发生率；对发生事故但绝缘情况良好的变压器有针对性的进行故障处理，可避免盲目更换变压器带来的经济损失及人力消耗。

关键词：电力变压器；油纸绝缘老化；状态评估

1变压器绝缘老化产生机理及危害

油浸式变压器主要的绝缘材料包括液体绝缘油和固体绝缘纸、板，绝缘材料发生理化反应后其对应的绝缘强度会有不同程度的改变。绝缘油具有良好的导热性能和绝缘性能，绝缘油受到污染或因油中气体氧化溶解导致的变压器油的绝缘性能下降具有一定的可逆性，可以通过更换绝缘油来实现，但早期油中气体对固体绝缘材料的影响也很大。变压器固体绝缘的老化会受到电场、温度、氧气、水份等众多因素的影响，且各因素之间会产生协同效应，共同促进老化的发生，这种固体绝缘材料上的劣化导致的绝缘性能下降具有不可逆性。由于固体绝缘材料绝缘性能的衰退所带来的影响要远远大于绝缘油的影响，且由于固体绝缘材料本身的特性，很难通过脱气过滤等方法来恢复固体绝缘材料的绝缘性能，因此，对固体绝缘的老化分析，是对变压器进行老化状态评估的主要参考因素。目前，油浸变压器常用的固体绝缘材料是绝缘纸、绝缘板以及连接部件的绝缘卷等，变压器中常用的牛皮纸主要成分是由碳、氢、氧原子组合构成的高分子聚合物纤维素，其聚合度越高，机械强度越好。纤维素中存在亲水键，很容易使纤维稳定性受到破坏，另外纤维的耐张力、冲压力、撕裂度以及坚韧性都会受到外界因素的影响，变压器运行时会受承受多种应力，如电应力、机械应力、热应力和化学应力等，最终导致绝缘老化进程加剧。当出现老化时，发生使主链断裂的解聚反应和使侧基从主链上脱去的消去反应，产生大量低分子挥发物，并引起一系列更为复杂的反应。根据有关文献，变压器固体绝缘材料的老化主要分为热老化，电老化、机械老化以及环境老化。

2电力变压器油纸绝缘老化状态评估方法

2.1理化特征参量及诊断技术

（1）油中溶解气体分析

油中溶解气体分析(DGA)是根据绝缘老化过程中产生不同的气体成分及气体含量作为判断标准。绝缘材料在不同老化阶段产生的主成分气体有一定区别，同时，产生的气体含量值也有所不同。油中产生气体的速率与绝缘老化的剧烈程度有关系，绝缘老化越剧烈，产生的气体越迅速，油中气体含量升高速度越快。多年的运行经验表明，变压器在运行过程中，油中气体成分主要有七种，利用油中溶解气体分析诊断绝缘的故障类型及故障发展情况是目前比较成熟的一项技术。纤维素在热老化过程中将分解生成大量的CO、CO2气体，相比之下生成炭氢化合物的含量则占相对较小的比例。许多导则中根据这种特性，给出了变压器老化的判据，例如：IEC导则推荐以CO/CO2比值作为判据，该比值大于0.33或小于0.99表示可能有纤维绝缘分解故障，对于隔膜式变压器，CO/CO2大于0.5，对于氮式变压器CO/CO2大于0.2即可能存在异常；DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定对开放式变压器，CO含量一般在300mg/L以下。随着电网技术的发展，自动化程度越来越高，可以对运行中的变压器配备在线气体检测装置，结合油中溶解气体技术实时对变压器进行状态监测。但是，由于油中气体主要来源于两个部分，一部分来自于矿物油氧化产生的气体，另一部分来自固体绝缘纤维纸老化产生的气体，这两部分融合气体被检测装置采集，并不能很好的反映绝缘纸的绝缘老化情况，单一利用DGA方法检测变压器绝缘老化状态存在一定的缺陷性。近些年，随着信息通信、算法测量技术的快速发展，越来越多的专家学者结合人工智能算法对变压器绝缘老化状态进行评估。

（2）纤维平均聚合度

绝缘纸最主要的成分是纤维素，上世纪70年代出现了用粘度法测试绝缘纸聚合度(DP)的方法。聚合度的高低反映纤维素分子结构的稳定性，决定绝缘材料的可靠性。在上世纪80年代，以Oomen和Arnold为代表的研究人员提出将用粘度方法测量得到的平均聚合度(DP)作为变压器内绝缘老化程度判别的依据。原始的纤维素由排列紧密的多个单体组合而成，聚合度可以达到20000，经过变压器工艺制作过程，绝缘纸中纤维素含量下降一部分，但绝缘纸的聚合度仍然可以达到1000-1300，经过高温干燥，浸入矿物油，绝缘纸聚合度又会下降1/10。文献普遍认为：当DP下降到500时，变压器的整体绝缘寿命已进入中期；而当DP下降到250时，变压器的整体绝缘寿命已到晚期。然而，到目前为止，在极限值达到多少即认为变压器的寿命终止这个问题的认识上仍然存在着较大的差异。首先，聚合度的检测结果随温度的不同分布不均，具有分散性，聚合度的测量受取样位置的影响。另外，聚合度检测必须要离线测量，检测操作过程比较复杂，检测过程会受到很多人为因素的干扰，结果的可靠性会降低。

2.2电气特征参量及诊断技术

（1）局部放电测量及其特征量

近年来，国内外有很多学者研究局部放电机理与变压器固体绝缘老化之间存在的关系。1995年，意大利学者G.C.Montari探究局部放电的密度特性，提出了绝缘的电老化特性可以用树枝放电的长度以及局部放电的密度来表征的观点。紧接着，R.Bozzo利用威布尔模型分析了在不同电压下局部放电参数随老化时间的变化规律。日本的安井采用在透明的PMMA树脂样品上制作成针状微隙，对微隙尖端产生的树枝长度与局部放电的关系进行定量观察，得到局部放电量与树枝长度有很好相关性的结论。21世纪初，M.Di Lorenzo等人在实验室通过加速热老化实验得出不同温度下局部放电能量随老化时间的增加呈线性关系。国内重庆大学及华北电力大学高电压重点实验室，研究了电力变压器绝缘劣化过程中的局部放电，发现油浸绝缘纸的老化状态与局部放电有一定的关联性。大量研究成果证实，局部放电参量可以在一定程度上反映不同老化阶段的绝缘性能。目前，一系列基于局部放电特征的油纸绝缘老化状态诊断方法迅速涌现，文献提出了基于局部放电主成分因子，采用遗传反向传播人工神经网络对油纸绝缘老化状态进行诊断的方法。有文献通过人工神经网络、支持向量机、粗糙集理论等智能模式识别方法，取得了不错的效果。

（2）介质响应诊断

基于介电响应理论的主要测量方法包括频域的频域谱分析(FDS)、回复电压法(RVM)和极化去极化电流法(PDC)。介电响应法是根据绝缘的极化特性、介质损耗特性以及电导特性综合研究变压器绝缘老化状态，从时域上分析变压器运行特性。基于这种思想，专家学者将介电响应技术引入变压器绝缘老化寿命预测的研究中。绝缘受潮对绝缘老化有直接影响，回复电压法特征曲线的中心时间常数能够可靠反映绝缘受潮情况，可以作为诊断变压器绝缘微水含量的主要手段。由于变压器受潮并不是改变时间常数的必要条件，老化程度和变压器受潮均会导致极化曲线的中心时间常数改变，单一利用RVM方法判断变压器绝缘老化，并不客观。

3结束语

随着电力网络朝“特高压、大容量”方向发展，研究变压器老化状态评估方法和技术，不论是对实现真正意义上的状态维修，还是实现智能电网所要求的全寿命周期管理，都具有非常重要的意义。本文对此展开了简要的分析，仅供参考。

参考文献

[1]齐朋帅.基于FDS的变压器油纸绝缘含水率评估方法研究[D].哈尔滨理工大学,2019.

[2]张伟丽.变压器油纸绝缘多因子老化特性及特征参数提取方法研究[D].哈尔滨理工大学,2019.

[3]王一帆,李长云.变压器油浸绝缘纸老化阶段判别方法的研究进展[J].齐鲁工业大学学报,2018,3206:18-24.