变压器固体绝缘寿命评估策略的研究

马元++叶奕坤++周振宇++梁艺超

摘 要：随着电力市场的不断扩大，变压器作为电力输送供给的重要设备，其应用范围也越来越广泛。由于变压器的长时间运行及其经常出现由于电力供应压力过大而出现超负荷运行。因此，文章主要论述了变压器测试中的聚合度检测法（DP）、高性能液相色谱分析法（HPLC）和极化/去极化电流法（PDC）的应用、各自优点及缺陷补偿方法，提出了综合应用这3种方法进行老化寿命评估策略，力求以科学合理的评估策略来对变压器的使用进行分析。

关键词：寿命评估 聚合度 糠醛含量 极化去极化电流

中图分类号：TM411 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）12（c）-0054-03

目前使用的变压器绝缘寿命评估方法可分为两大类：一类是根据变压器固体绝缘老化不可逆的特性，直接分析固体绝缘本身或其老化生成物，如，溶解气体分析法（DGA）、聚合度（DP）测定法、油中糠醛含量的高性能液相色谱分析法（HPLC）等；另一类是根据变压器老化过程中某些参数的变化，间接测算变压器剩余寿命，有回复电压法（RVM）、极化去极化电流检测法（PDC）、工频下介质损耗系数测定法（tgδ）等。

对变压器绝缘老化的评估是一项综合性的工作，需综合多角度分析评判。正确综合应用先进技术，才可对变压器的绝缘老化状况进行准确评估。综合DP、HPLC、PDC这3种方法进行寿命评估，将具有广阔的应用前景。

1 绝缘纸聚合度检测试验研究与变压器寿命分析

变压器固体绝缘的主要成分纤维素（C6H10O6）n受热、氧老化产生断链，其直接反应就是DP值下降的过程。文献[1]基于这一概念提出了特征寿命评估公式。

（1）

式中，η为特征寿命值；F为DP 的下限值；DP0 是绝缘纸初始DP 值；C0 为纸中微水含量初始值；T 为温度；A、B为常数。

DP 的测定，使用黏度测定法：铜乙二胺螯合物具有氧化特性，用其打断高分子链（R）u 中的链接，生成的小分子基团溶于铜-乙二胺溶液，增加其粘度。通过测量溶液粘度，便可计算出纸样的DP值。

先使用搅拌粉碎器将待测物粉碎成为纸浆，干燥24 h后将其装入玻璃瓶中。笔者在干燥过程中，将干燥箱抽真空，保持其真空度在0.085 MPa左右，通入高纯度氮气，此方法可确保纤维素不会继续氧化断链。最后将纸屑放入溶解瓶中与铜乙二胺溶液中溶解，使用恒温水浴保持在（25±1）℃，测量溶液的相对粘度。

（2）

式中，hn为粘度计常数，s-1；tn为试样的流出时间，s。

对陕西省电网部分运行中的110 kV和330 kV变电站主变的绝缘层进行了采样分析，综合上述数据进行线性回归分析，可得方程：

（3）

式中： Dp为绝缘材料聚合度；T 为变压器运行年限。

并可绘制出变压器运行年限与材料聚合度区域分布图如图1所示。

图1中，直线间区为绝缘正常老化区；其下限为非正常老化区，说明变压器的绝缘状况已恶化，材料的聚合度值越低，其老化速度越快，程度越深；其上限为缓和老化区域，表明聚合度随变压器的运行时间变长，老化速率下降，这是由于此变压器从投运以来，运行于低负荷态或间断态。

通过上述分析表明，绝缘聚合度和变压器老化之间的对应关系最直接，此方法做寿命评估最准确；且可发挥采样的优势，找寻变压器老化薄弱点，推算出变压器最短的剩余寿命。不过由于进行绝缘层取样的时候，要尽量避免破坏包层，只可在外层纸取样；但是内外层受热和氧化程度不同，其聚合度并不完全相同；且此方法只能得出部分点的数据，对变压器的整体老化程度并不能完全准确反映，故单靠聚合度法不能够全面判读绝缘寿命。

2 基于油中糠醛含量的寿命评估建模及試验研究

糠醛是纤维素分解断链生成的伴随产物，若假设糠醛生成和纤维素断链过程都是均匀的，便可得出每次纤维素断链皆会产生n份糠醛。当有Nt条纤维素发生断链，可生成n（Nt-1）份糠醛。

如果假设：（1）在绝缘老化的过程中，纤维链总长度之和维持不变，导致链条数不断增长。（2）长链分子的断键和短链分子的断键在同一温度其难易程度相同。

设t 时刻总链条数为Nt，在短时Δt内由于分解产生的糠醛量为Wk（Δt）=K1（Nt-1）Δt，于是有：

（4）

（5）

根据导数定义：

（6）

代入式（5）得到微分方程（7），解微分方程：

（7）

（8）

式中Wk（0）是常数。将t =0代入得出油中初始糠醛含量值Wk（0）。

由于假设（2），式（8）中K1是常数，设K1=α（α为常数），则从式（8）可得出：

（9）

所得的Wk（t）值除以溶液总量，便可得油中糠醛浓度。

由于纤维素分解速度与其初始水含量成正比，和油中糠醛浓度增速也成正比。式（9）中的α是由温度T与微水含量的初值C0构成的函数，根据阿累尼乌斯公式，得：

（10）

式中，Ea为反应活化能；A为一个待定因子；R为摩尔气体常数。Ea和R由试验经验取一个常数值。从而得到油中糠醛含量随时间变化的关系式：

.C0t （11）

同样对使用高性能液相色谱分析法所得大量数据进行线性回归分析，可得方程：

（12）

式中，Ck为油中的糠醛浓度（mg/L）；T 为变压器的运行时间。

以及得到变压器运行年限与糠醛浓度区域分布图如图2所示。

糠醛是伴随变压器绝缘老化直接生成，是纤维素分解产生的。相对于其他产物，其来源最单一，最直接与老化对应，受其他生成物的影响小，最容易直接反映绝缘老化的程度；且因糠醛均匀分布于变压器油中，试验结果的分散性小，最适合整体判断变压器绝缘寿命。但油中糠醛浓度主要反映整台变压器绝缘总体老化的平均值，无法表征变压器关键部位的老化，所以，与聚合度评估法综合是上上之选。

3 极化去极化电流分析模型及老化研究

假设在各向同性的电介质中加入均匀电场E（t），其电流密度可表示为：

（13）

电流密度 j （t）由传导电流和位移电流组成。δ0为直流电导率；D （t）为电位移矢量，和加入的均匀电场E （t）成正比，它还包含电介质的极化强度P （t）。而P （t）则可分为瞬时位移极化（由电子位移与离子位移极化构成）与松弛极化两部分，而瞬时位移极化是立即衰变的：

（14）

式中Pr （t）表示松弛极化作用，P∞（t）表示瞬时位移极化作用。ε0=8.854×10-12As/Vm，为真空介电常数。

瞬时位移极化可以表征为：

（15）

其中ε∞为电介质光频的相对介电常數。

因此，电位移矢量可近似表示为：

（16）

代入式（13）得到电流密度近似为：

（17）

对于各向同性的电介质，对其施加外电压U （t）产生电场强度E（t）。代入，且将C0表示为C0=（ε0·s）/d可以得到：

（18）

式中，εr为介质的相对介电常数，U（t）为阶跃电压：

（19）

计算式（18），就得到极化电流的表征：

（20）

去极化电流的表征就是：

（21）

式中，tc是极化所需时间。

当极化时间充足时，电介质响应函数f （t）可得出f （t+tc）=0。联立式（20）和式（21），得到复合电介质直流电导率σ的表征：

（22）

变压器的绝缘主要包含油绝缘和纸绝缘两部分，故复合电介质的电导率由油的电导率和纸的电导率组合而成：

（23）

同理可得，复合电介质的相对介电常数表征：

（24）

式中，δoil和εoil是油的电导率和相对介电常数，δpaper和εpaper是纸的电导率和相对介电常数。根据实际运行经验，变压器的X值一般介于20%～50%。通过电导率σ的值就可以表征变压器老化程度，老化越严重σ值越大[3]。

同样使用线性回归分析的方法，根据PDC试验数据得到变压器运行年限和其绝缘直流电导率之间的关系，在此不再赘述。

PDC法是一种快速的寿命评估法，具备无损耗、无需对其绝缘采样、只需直接通过变压器套管试验等优点，与DP和HPLC相结合，可以为这两种方法做初步评估，并且实现了多角度进行综合评估。但值得注意的是，绝缘中水含量对PDC的影响很大，日常运行中含水量超标的变压器需干燥处理后才可进行PDC测试。

4 结语

PDC分析的优点是快速无损，且可判断变压器油及固体绝缘中的微水含量是否超标；使用DP法可以利于采样的优点，重点判断变压器绝缘的薄弱处；HPLC主要分析变压器绝缘整体的老化程度。综合利用这3种方法，发挥各自所长，其结果的科学准确性就能够保证。

再次使用线性回归分析变压器油中糠醛浓度和绝缘纸聚合度之间的直接对应关系如图3所示。

图3中，线间区为两种检测方法关系的线性区；上方的区域为过线性区，表明实测的DP值比HPLC分析所对应得关系值偏大，主要是因为DP分析的取样点老化度较轻，这时应以油中糠醛浓度测量值为主要判断依据；下方的区域为欠线性区，表明实测DP值比油中糠醛浓度的对应关系值小，原因是由于DP取样点处于变压器绝缘的中某个已经严重劣化部位，或因吸附等原因所造成油样中的糠醛浓度下降，此时应以DP值为主要判断依据。

综上所述，首先利用PDC法，并结合绝缘中的水含量和变压器的故障诊断技术，明确该变压器所处的老化区间。然后对其进行DP和HPLC分析，并结合两者间的对应关系，选择准确的评估公式便可正确判断变压器绝缘老化程度。

参考文献

[1] 郭永基.中小容量电力变压器寿命评估的新方法[J].电力系统自动化，2001，25（21）：38-41.

[2] 沈一平，郑德富.糠醛浓度分析在电力变压器固体绝缘老化诊断中的应用[J].高压电器，2008，44（1）：84-86.

[3] Saha T K.Purkait P.Investigation of polarization and depolarization current measurements for the assessment of oil-paper insulation of aged transformers[J].IEEE Trans. Dielect.&Elect.Insul，2004，11（1）：144-153.