基于三维荧光的变压器绝缘油绝缘状态监测技术研究

赵 跃，冷 威，林 琴，宋玉梅，张愉快，李坤鹏，刘静雨，徐 芳

（1.国网安徽省电力公司电力科学研究院，安徽 合肥 230601；2.合肥工业大学 药物科学与工程系，安徽 合肥 230009；3.合肥师范学院 计算机学院，安徽 合肥 230601）

0 引言

油浸式电力变压器是电力输送的重要枢纽设备，作为电网系统中最为昂贵、最为核心的电气设备之一，也是系统中最容易发生故障的终端设备[1]，其运行状态直接关系到整个电网系统的安全与稳定[2-3]。通过对国家电网等大型电力公司电力系统故障数据分析，油浸式变压器故障绝大部分由内部绝缘材料劣化引起[4]。理论上，在未遭受严重的外界因素破坏时，油浸式变压器会有较长的使用寿命[5]。但油浸式变压器在实际运行过程中，由于运行环境因素的影响，其内部绝缘油等绝缘材料在电磁场、热等因素作用下，会发生劣化变质，造成变压器绝缘性能下降[6-8]。

目前，油浸式变压器普遍采用油中溶解气体分析（dissolved gas analysis，DGA）手段来监控绝缘油绝缘状态变化[9-10]，其中基于气相色谱的DGA技术应用最为广泛[11-12]。国内电力系统绝大部分大型变压器均配备气相色谱DGA监测系统，但该技术手段也存在明显不足：①样品分析前需要进行油气分离、色谱分离，难以实现实时、原位监测；在发生雷击等突发紧急情况时，不能及时报告故障。②在发生不释放气体或释放少量气体的故障时，无法进行有效状态监测等[13-14]。

综上所述，如何实现对变压器绝缘油绝缘状态实时监测，成为电力绝缘技术领域迫切需要解决的关键技术难题[1-3,15]。荧光光谱技术因其灵敏度高、选择性好、易实现在线监测等显著优点，引起相关领域的广泛关注[13,16]。变压器绝缘油主要成分为直链烷烃、环烷烃、芳香族化合物以及相关添加剂[5,13]；其中，芳香族化合物以及相关添加剂组分均存在荧光信号[13-15]。因此，将荧光光谱技术应用于绝缘油绝缘状态监测在理论和技术上均具有可行性[13,17]。

本研究以变压器绝缘油为对象，采集、制备典型绝缘油样品，测试三维荧光光谱，系统分析典型绝缘油样品荧光特征指纹图谱，为油浸式变压器绝缘油绝缘状态实时、在线监测，提供理论依据和技术支持。

1 变压器绝缘油样品三维荧光分析

1.1 实验样品

采用市售桶装25号新绝缘油开展模拟老化实验[18-19]；基于GB/T 2536—2011《电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》的指标要求以及实验方法，测得新绝缘油主要性能参数如表1所示。

表1 新绝缘油主要性能参数Tab.1 Main performance parameters of new transformer oil

搭建串联谐振升压装置，电路原理如图1所示。从图1可以看出，装置主要部件包括：交流电源、控制箱、升压变压器、电容分压器、实验样品池、限流电阻、检测阻抗等。交流电源提供220 V市电交流电，控制箱接入市电交流电，旋钮控制输出电压。样品池腔体容积为3.0 L，放置双层绝缘纸避免绝缘油击穿。以脉冲电流法作为局部放电的测量方法，采用球板电极模拟沿面放电过程，制备不同劣化程度的绝缘油样品[20-21]。放电能量为1 000 pC，固定放电时间分别为10、30、50、70、90、120 min。同时，在两台不同输送电压、不同运行时间的油浸式变压器中采集绝缘油样品，其参数如表2所示。

表2 实际运行变压器绝缘油样品信息Tab.2 Information of transformer oil samples obtained from actual operation transformers

图1 模拟局部放电实验装置电路示意图Fig.1 Schematic diagram of the circuit of partial discharge simulation experimental device

1.2 样品分析

采用配备150 W氙灯光源的日立F-7100 FL型荧光分光光度计，激发扫描狭缝与发射扫描狭缝宽度均设定为5.0 nm。取1.0 mL绝缘油样品，在三维扫描模式下采集样品荧光光谱数据，激发波长扫描间隔设定为10.0 nm，扫描速度设定为12 000 nm/min，光电倍增管电压优化设定为400 V。所有荧光数据采集、分析处理均采用FL-solution 2.0软件。

2 结果与分析

2.1 典型样品荧光光谱

针对变压器绝缘油样品，系统优化三维荧光分析的激发波长、发射波长范围等仪器参数：激发波长（λex）范围优化为250.0～450.0 nm；发射波长（λem）范围优化为275.0～550.0 nm。

图2为绝缘油新油样品三维荧光谱图。

图2 绝缘油新油样品三维荧光谱图Fig.2 Three-dimensional fluorescence spectra of new insulating oil

从图2可以看到两个主要荧光特征峰：特征峰1为330 nm/350 nm（λex/λem），荧光强度为4 859 a.u.；特征峰2为360 nm/400 nm（λex/λem），荧光强度为1 730 a.u.。

2.2 实际运行变压器绝缘油荧光变化情况

使用两种实际运行变压器绝缘油样品开展三维荧光分析。图3为淮北申皖1号主变压器（500 kV）绝缘油样品三维荧光谱图，该变压器于2015年投入运行。从图3可以看出，典型特征峰为340 nm/400 nm（λex/λem），荧光强度为2 548 a.u.。

图3淮北申皖主变压器(500 kV)绝缘油样品三维荧光谱图Fig.3 Three-dimensional fluorescence spectra of insulating oil sample from Shenwan main transformer(Huaibei,500 kV)

图4为霍山郑家湾1号主变压器（110 kV）绝缘油样品三维荧光谱图，该变压器于2009年投入运行。从图4可以看出，典型特征峰为400 nm/450 nm（λex/λem），荧光强度为997 a.u.。同时，采用气相色谱DGA分析方法，分析油样中溶解性气体生成情况。表3为主要气体成分浓度检测结果。从表3可以看出，在正常运行状态下，变压器绝缘油无大量溶解性气体生成，难以采用气相色谱DGA方法监测。三维荧光分析数据显示，样品荧光特征峰位置以及信号强度均已发生明显变化，表明绝缘油荧光分析方法具有更高的灵敏度，能够弥补气相色谱DGA分析方法的不足，在发生不释放气体或释放少量气体故障时，也能实现对绝缘油绝缘状态有效监测。

图4 霍山郑家湾主变压器(110 kV)绝缘油样品三维荧光谱图Fig.4 Three-dimensional fluorescence spectra of insulating oil sample from Zhengjiawan main transformer(Huoshan,110 kV)

表3 实际运行变压器绝缘油样品溶解性气体浓度Tab.3 Dissolved gas concentration of insulating oil samples from actual operating transformers μL/L

2.3 局部放电故障过程中绝缘油荧光变化情况

采用市售25号绝缘油新油样品，开展沿面局部放电实验，分别在10、30、50、70、90、120 min时取样，对样品开展三维荧光分析，结果如图5所示。典型特征峰有：①λex/λem：（315～340 nm）/350 nm；②λex/λem：（335～360 nm）/400 nm。随着放电老化时间延长，绝缘油特征峰位置及其信号强度发生明显变化，特征峰①逐渐消失；特征峰②信号强度明显减弱。实验数据显示，在沿面放电实验过程中，特征峰荧光强度发生显著变化。选取（315～340 nm）/350 nm（λex/λem）为荧光特征峰进行荧光强度变化情况分析，结果如图6所示。从图6可以看出，随着沿面放电时间延长，绝缘油样品荧光强度发生显著变化，出现两个明显突变拐点。对荧光强度变化趋势进行二阶导数处理，确定荧光突变拐点1时间为55.18 min，荧光强度开始快速降低；荧光突变拐点2时间为71.38 min，荧光强度降低至最低值。

图5 局部放电故障过程中不同放电时间绝缘油样品三维荧光谱图Fig.5 Three-dimensional fluorescence spectra of insulating oil samples at different discharge times during partial discharge fault

图6 绝缘油样品荧光强度随着沿面放电老化时间变化趋势Fig.6 The variation trend of fluorescence intensity of insulating oil samples with surface discharge ageing time

作为对照，采用气相色谱DGA分析方法，进一步分析放电劣化过程中溶解性气体生成情况，结果如表4和图7所示。通过放电时间为120 min时的溶解性气体数据，计算得到C2H2、C2H4浓度之比为3.25，CH4、H2浓度之比为0.184；C2H4、C2H6浓度之比为2.77；依据我国电力行业标准DL/T 722—2014中气体含量比值法，判断为典型低能放电故障类型。如图7所示，在放电90 min时，绝缘油中溶解性气体开始生成；在放电120 min时，绝缘油样品溶解性气体分析数据显现典型低能放电故障特征。

图7 绝缘油样品溶解性气浓度随着放电老化时间变化趋势Fig.7 Variation trend of dissolved gas concentration of insulating oil samples with ageing time of discharge

表4 局部放电过程中绝缘油溶解性气体浓度Tab.4 Dissolved gas concentration of insulating oil during partial discharge μL/L

综上分析，对沿面局部放电老化绝缘油样品，采用经典气相色谱DGA分析方法，在放电老化时间为90 min时，样品中溶解性气体生成出现拐点；放电老化时间为120 min时，气体数据可以作为故障判断依据。三维荧光监测数据显示：在55.18 min出现突变拐点1，荧光强度开始快速降低；在71.38 min出现突变拐点2，荧光强度降低至最低值，发生信号突变时间点均较气相色谱DGA分析方法明显提前。因此，相比气相色谱DGA分析方法，三维荧光分析技术能够提前监测到绝缘油绝缘状态变化。

3 结论

通过对典型变压器绝缘油样品开展三维荧光分析研究，采集典型绝缘油样品三维荧光谱图数据，分析样品荧光指纹特征图谱，获得了荧光特征峰位置、信号强度变化趋势等关键信息。在释放气体的局部放电劣化过程中，相比经典气相色谱DGA监测方法，三维荧光分析方法能够有效地提前监测到绝缘油劣化状态变化。在发生不释放气体或释放少量气体的故障情况时，三维荧光分析方法也可以实现对绝缘油绝缘状态的有效监测。