变压器绝缘老化的研究

变压器绝缘老化的研究（精选7篇）

1.变压器绝缘老化的研究 篇一

绝缘材料在变压器中用以将导电部分彼此之间和导电部分对地(零电位)之间的绝缘隔离。在变压器中,绝缘材料起着散热冷却、固定、支撑、灭弧、改善电位梯度、保护导体、防霉、防潮的作用。

现时大型变压器一般采用油纸绝缘结构,绝缘材料主要为绝缘油、绝缘纸、纸板。当变压器故障涉及固体绝缘时,应当加以关注,固体绝缘受到损坏,可能会造成绝缘材料的击穿,而绝缘材料的寿命也是变压器的使用寿命标志。因此,绝缘材料老化的判断方法显得尤为重要。

1.1 绝缘老化的原因

因电场、温度、机械力、湿度、周围环境等因素的长期作用,变压器绝缘材料在运行过程中质量会逐渐下降,结构会逐渐损坏。绝缘老化的速度与绝缘结构、材质、制造工艺、运行环境、所受电压、负荷情况等有密切关系。绝缘老化最终会导致绝缘失效,电力设备不能继续运行。

总的来说,引起绝缘老化的原因可归结为电的作用、热的作用、化学作用、机械力作用、湿度的影响等[1]。

1.2 固体绝缘材料的分解产气机理

纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖甙键,它们的热稳定性比油中的碳氢键要弱,并能在较低的温度下重新化合。当受到电、热、机械应力及氧、水分等作用时,聚合物容易发生氧化分解、裂解(解聚)、水解化学等反应,使C-O、C-H、C-C键断裂,生成CO、CO2、少量的烃类气体和水、醛类(糠醛等)。在聚合物裂解时若有效温度高于105℃,或热解(完全裂解和碳化)时温度高于300℃,在生成水的同时,会生成大量的CO和CO2及少量烃类气体和糠醛化合物,同时油也会被氧化。CO和CO2的生成不仅随温度升高而加快,而且随油中氧的含量和纸的湿度增大而增加。实验室模拟变压器在运行条件下,固体绝缘材料分解实验结果如下:纤维纸板在密封条件下过热时,如在140℃时,分解的主要气体是CO、CO2,但CO2含量比CO高,若在250℃时,分解的CO含量比CO2高,CO的体积大约是CO2的4倍,甚至更高。可见,纤维纸板随受热温度升高,CO在气体组份中所占比例越高。

在变压器油中,最弱的分子键是C-H键,而纤维素的C-O键,其热稳定性比变压器油中最弱的C-H键还差,因此绝缘纸、绝缘纸板的分解温度比油还低,大于105℃时聚合链就会快速断裂,高于300℃就会完全分解和炭化。绝缘纸、绝绝缘纸板的主要产物是CO和CO2,其形成量随氧含量和水分含量的增加而增加。在相同的温度下,纸、纸板劣化产生的CO和CO2远比油劣化所产生的量大,因此油中CO和CO2气体含量就是反映绝缘纸、绝缘纸板老化的重要指标。

另一方面,绝缘纸、纸板等主要成分是α-纤维素,它是由葡萄糖基借1~4配键连接起来的聚合度达2000的链状高聚合碳氢化合物。α-纤维素的化学通式为(C5H10O5)n分子结构式为:

式中n代表长链并连的个数,称为聚合度。

绝缘纸劣化时,α-纤维素发生降解,一部分生成D-葡萄糖单体,D-葡萄糖单体在变压器运行条件下易分解,最后产生一系列溶解在油中的氧杂环化合物,其中糠醛(C5H4O2)是绝缘纸因老化裂解产生的主要特征产物。绝缘纸的第二种主要成分是半纤维素,它是聚合度小于250的碳氢化合物。纸纤维长度可达1~4mm,一般新纸平均聚合度可达1300,极度老化致寿命终止的绝缘纸约为200。

由于绝缘纸的聚合度大小是检验绝缘材料是否劣化的最根本试验方法,但此方法必需要取得相应的绝缘材料才能进行试验,而对于正在运行的变压器是难以做到的。而绝缘材料老化的特证产物——糠醛能溶解于变压器油中,而且糠醛含量与聚合度满足以下关系:

式中:Fur为糠醛含量(mg/L);D为聚合度。

有关实验表明,当聚合度降至300左右时,油中糠醛浓度就已很高,达到5mg/L以上。因此通过测试变压器油中的糠醛含量,从而就可以判断变压器绝缘材料的老化程度。

2 试验方法

2.1 CO和CO2含量的检测方法

CO和CO2含量的检测是通过气相色谱法对油中溶解气体含量方法测得。40m L变压器油用注射针筒密封,在50℃条件下机械振荡脱气,使油中溶解气体在气、液两相达到平衡。通过测定气体中CO和CO2浓度,并根据分配定律和物料平衡原理求出溶解气体CO和CO2浓度[2]。色谱检测流程如下:

2.2 糠醛含量的检测方法

变压器油中糠醛含量采用液相色谱分析方法,检测器为可见波长扫描紫外检测器(VWD)。有关分析参数如下:流动相为甲醇与水(体积6∶4)混合液;体积流量为1.0m L/min;检测波长275nm,柱温为35℃;进样量为10m L[3]。检测系统流程如图3所示。

3 绝缘材料老化的判断实例

以现场的一台主变为例,分析两年内该变压器溶解气体的组分变化(特别是CO和CO2的变化),以及其返厂重新进行温升试验的一组溶解气体分析数据,从理论上分析该主变的故障类型;另一方面取油样进行糠醛试验,初步判断绝缘材料是否老化,然后在该主变返厂维修吊芯时,在器芯的不同部位取八组绝缘纸进行聚合度分析,印证糠醛试验判断的准确性。

本次采用宁夏石嘴山惠农电站4#主变2006年3月~2008年7月期间的检测数据进行分析。该变压器为2004年5月投运,其油样主体检测的溶解气体含量具体如表1所示。

2009年3月从上运行变压器中取一油样作糠醛试验,其结果为0.1069mg/L。

(1)从溶解气体方法判断

从表1可以看出,2007年10月~2008年4月CO、CO2、C2H4都有明显的上升,且根据GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则9.3.1油中溶解气体组分含量注意值来分析,此时CO2/CO>7,可能有设备固体绝缘材料老化。根据特征气体法判断,08年4月后主要气体组分为:C2H4、CO、CO2,次要气体组分为:H2、C2H6,无C2H2。判断该变压器的故障应是油纸过热故障[4]。

该变压器返厂维修时,在变压器内重新注入已处理好的变压器油,并进行温升试验诊断,每三小时取样一次,试验溶解气体情况如表2所示。

从表2数据看出,试验中无乙炔产生,氢气和烃类物资缓慢上升,而主要气体组分CO和CO2上升得较快。判断应是变压器低温过热导致纤维素加快分解,从而使CO和CO2含量上升。最后经吊芯检查证实,绝缘纸已出现部分老化,与本试验判断结果一致。

(2)从糠醛试验方法判断

从2009年3月油样的糠醛试验结果分析,该变压器运行5年,低于0.2mg/L的注意值,说明变压器内固体绝缘老化轻微,绝缘能力良好。

该变压器返厂维修器身吊芯时,发现A、B相线圈上部绝缘纸变黄色甚至褐色,而且纸变得脆,抽取该部分几个纸样进行聚合度分析。数据如表3所示。

从A、B线圈不同的八个部位抽取的绝缘纸聚合度分析,其值在500~700之间,表明该部位的绝缘纸纤维素正在分解,但其时绝缘性能依然良好,与糠醛试验结果一致,印证了糠醛试验判断绝缘材料老化的准确性。

4 结论

(1)变压器油中CO、CO2含量即变压器油溶解气体分析及糠醛含量分析在变压器运行中来判断绝缘材料的老化都是非常重要的。分析变压器油中的糠醛含量可以直接了解变压器绝缘材料老化的程度;而溶解气体分析不仅能从CO/CO2的异常来判断绝缘是否老化,而且还能根据其它五种特征气体含量来综合评估变压器故障类型。

(2)变压器在运行过程中必需按GB/T7595-2008的常规检验周期,分析油中溶解气体含量,以追踪变压器的运行情况。

(3)当CO和CO2的含量出现异常时,同时检测其主体油的糠醛浓度,来判断绝缘材料老化的程度。

(4)当变压器出现局部过热时,容易加速过热部位的绝缘材料的老化,此时应缩短溶解气体含量及糠醛含量的检验周期,判断绝缘材料的老化程度,避免绝缘材料严重老化失去绝缘功能而被击穿。

参考文献

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2.变压器绝缘老化的研究 篇二

(大连海事大学 轮机工程学院，辽宁 大连 116026)

0 引 言

随着现代船舶自动化水平的提高以及电力驱动船舶的出现，电缆作为船舶电气系统的动脉，其绝缘性能的好坏与可靠性直接关系到船上人员和设备的安全.[1-2]目前，我国还有很多老龄和超龄船舶在服役，这些船舶的电缆由于长期在恶劣环境和复杂工况下运行，其绝缘层已经严重老化甚至失效.如果不及时对电缆进行修理或更换随时可能引发火灾.[3]另外，由于船用电缆工作环境比较复杂，同一船舶上不同工作环境下电缆的老化程度也不同.但是，对船舶电缆的更换或者维修，都要等到船舶进厂进行大修的时候方可进行，大范围的电缆更换工作需要大量的人力和物力.[4]因此，如何掌握电缆的绝缘性能及其老化程度，引起国内外学者[4-11]的广泛重视.

电缆老化性能评估模型主要有3大类：动力学曲线模型、本构及唯象模型、计算机仿真模拟模型.在动力学曲线模型中，Arrhenius速率常数经验模型外推法已经形成相关标准，得到业界及学术界的广泛认可，但该方法需要进行长时间(几个月至几十个月)的热老化实验才能得出结果，无法实现快速评估.[13-14]本构及唯象模型和计算机仿真模型都有一定局限性，其正确性仍需进一步检验.[7]本文通过理论分析以及实验研究尝试应用硬度这一特征参量达到快速评估电缆老化性能的目的.

1 橡胶的热氧老化反应

橡胶老化最主要的原因是氧化作用，它使橡胶分子结构发生裂解或结构化，致使橡胶材料性能恶化.氧在橡胶中与橡胶分子发生游离基链锁反应，分子链发生断裂或过度交联，引起橡胶性能的改变.温度升高可引起橡胶的热裂解或热交联，提高氧扩散速度和活化氧化反应速度，从而加速橡胶氧化反应速度(这是普遍存在的一种老化现象——热氧老化).

1.1 热氧化机理

研究发现，橡胶热氧老化是一种链式的自由基反应[12]：

引发反应 RH→R·+·H(热、氧、光或催化剂作用)

ROOH→RO·+·OH

2ROOH→RO·+ROO·+H2O

传递反应 R·+O2→ROO·

ROO·+RH→ROOH+R·

RO·+RH→ROH+R·

·OH+RH→R·+H2O

终止反应 R·+R·→R-R

RO·+R·→ROR

RO·+RO·→ROOR

ROO·+ROO·→稳定产物

R·+·OH→ROH

上述反应中:RH表示橡胶大分子;R表示自由基;RO表示氧化自由基;ROO表示过氧化自由基.

1.2 丁苯橡胶的热氧老化反应[15]

丁苯橡胶是目前一些相对老旧船舶上所用电缆广泛采用的绝缘材料，其热氧老化反应过程如下：

这是引发反应1，RH→R·+·H；橡胶链在加热的过程中分解，生成含有自由基的橡胶链和氢离子.

这是传递反应1，R·+O2→ROO·；由引发反应生成的含有自由基的橡胶链与O2发生反应，生成带有过氧化根的橡胶链.

这是传递反应2，ROO·+RH→ROOH+R·；含有过氧化根的橡胶链与橡胶链发生反应，夺取橡胶链中的氢离子，生成含有自由基的橡胶链.

这是引发反应2，ROOH→RO·+·OH；含有过氧化根的橡胶链分解，生成含有氧自由基的橡胶链和羟基.

这是引发反应3，2ROOH→RO·+ROO·+H2O；两条含有过氧化根的橡胶链发生反应，一条橡胶链失去氢离子，另一条橡胶链失去氢氧根离子，生成水和分别含有不同自由基的橡胶链.

这是传递反应3，RO·+RH→ROH+R·；含有氧自由基的橡胶链与橡胶链反应,分别生成含有羟基和自由基的橡胶链.

这是传递反应4，·OH+RH→R·+H2O；氢氧根离子与橡胶链发生反应,生成含有自由基的橡胶链和水.

对于丁苯橡胶来说，热氧老化反应的终止反应以交联反应为主，以引发反应和传递反应生成的产物作为各种类型交联反应的反应物，具体交联反应过程如下:

这是最主要的交联反应过程.含有自由基的橡胶链分子与橡胶链分子发生反应，夺取橡胶链分子中的氢离子，使橡胶链分子中双键打开，形成一条含有自由基的橡胶链，再与其他不含任何自由基的橡胶链发生类似反应，随着反应的不断进行使多根独立的橡胶链分子交联形成一个巨大的橡胶链网络.

这是局部的交联反应:两条含有自由基的橡胶链反应，生成一个小型的橡胶链网络.

这是局部的交联反应:首先含有氧自由基的橡胶链发生分解反应，生成含有氧和自由基的橡胶链；然后两条含有氧的橡胶链发生交联反应，生成一个小型的橡胶链网络.

通过上述分析可以看出在丁苯橡胶的热氧化过程中，主要存在分子链的降解与交联两种反应，老化初期降解反应占优势，后期交联反应占优势，总体上以交联反应为主.令丁苯橡胶试样发生形变前在x,y,z轴上的长度分别为1，1，1.如果λ1，λ2，λ3分别为网络链在x,y,z轴上的伸长比，则形变后试样在x,y,z轴上的长度分别为λ1，λ2，λ3.如上所述，丁苯橡胶在热氧老化时以交联反应为主，即可以增加各橡胶高分子链之间的相互连接，从而使网络链在x,y,z轴上的伸长比减小，即λ1，λ2，λ3减小.

2 橡胶硬度分析

橡胶弹性的本质是分子链在外力作用下引起的构象变化而产生的熵弹性，因此，用构象统计理论可推导宏观应力应变关系.运用聚合物分子链构象分布函数可计算各种构象存在的概率，进而计算橡胶在拉伸过程中的熵变，得出橡胶应力应变关系.在聚合物分子链中，链末端距的3个分量各为x,y,z的几率及聚合物分子链构象的分布函数[18]可表达为

式中：n为主链节数；l为链长，可认为是末端距为r的分子链的构象出现的概率(这种概率分布函数称作高斯分布函数，r2=x2+y2+z2)，也可认为是将链的一端固定在坐标原点，另一端落在距离为r的点(x,y,z)的概率.

玻尔兹曼熵可由式S=klnW表示，其中W为系统宏观态可能对应的微观态数目(即热力学概率)，k为玻尔兹曼常量.对于单根橡胶链来说W=P，所以该橡胶链所对应的熵为

S=C-kβ2r2

现在分析一根橡胶网络链形变前后的熵变化.形变前，链的一端在点(x0,y0,z0)处，末端距为r0；形变后，链端移动到点(x,y,z)处，末端距为r.按仿射形变假定，x=λ1x0，y=λ2y0，z=λ3z0.

橡胶网络在拉伸形变过程中，Helmholtz自由能的变化为ΔA=ΔU-TΔS.对于理想橡胶网络，拉伸过程中内能不变，即ΔU=0，则ΔA=-TΔS.

根据Helmholtz自由能的定义，恒温过程中体系自由能的减少等于体系对外所做的可逆功：因为橡胶被拉伸或压缩时发生的高弹形变在除去外力后可恢复原状，即橡胶的高弹形变是可逆的，所以-ΔA=W；反之，外力对体系所做的功等于体系自由能的增加，即-W=ΔA.外力所做的功作为体系的能量被储存起来，因此也称ΔA为储能函数，于是可得到橡胶网络在拉伸过程中的形变功

橡胶被拉伸时体系对外所做的功包括两部分：拉伸过程中因橡胶体积变化所做的膨胀功pdV和因橡胶长度变化所做的伸长功fdl.伸长功是外界对系统做功，应为负值，则

由于橡胶在拉伸过程中体积几乎不变，dV非常小.如果拉伸在常压下进行，则pdV这一项通常很小，可以忽略，由此可得

利用邵氏硬度仪测量橡胶试样硬度的工作原理是根据探针插入样品的深度计算出试样的硬度.由于探针进入样品的力f是恒定的，进入的深度Δl越深表示试样的硬度越小，反之硬度越大.由前述丁苯橡胶热氧老化分析可知橡胶老化后λ1，λ2，λ3会减小，因此根据上式可知丁苯橡胶在发生热氧老化反应后硬度将增加.

3 硬度测试

为验证上述理论分析结果，对船用丁苯橡胶电缆进行快速热老化试验.根据美国火力电站电缆试验规范中的相关规定，老化试验过程中135 ℃为必须选择的温度点,同时参考IEC 216-1和IEEE 383中相关标准，寿命评定试验中温度的每个级差取15 ℃.因此,本试验中选择135 ℃和150 ℃两个老化温度进行试验，试样老化时间见表1，每个取样组包括6个标准哑铃试样(实际有10个以上试样，其他试样备用)，其尺寸见图1.

表1 试样老化温度及老化时间

图1 哑铃试样尺寸

经老化后的试样在室温下放置24 h，随后用邵氏硬度仪对其进行硬度测试，具体测试结果见表2和3.

表2 135 ℃老化温度下试样硬度测试结果

表3 150 ℃老化温度下试样硬度测试结果

从表2和3可以看出，丁苯橡胶电缆绝缘层随着老化时间增加(即性能老化的加剧)，其硬度明显升高，这也充分印证本文前述的理论分析结果.

4 结 论

通过理论和试验对船用丁苯橡胶电缆绝缘层的老化情况及其硬度的变化情况进行分析.研究结果表明,船用丁苯橡胶电缆绝缘层老化与其硬度之间存在密切关系，随着老化的加剧，丁苯橡胶硬度逐渐增加，因此,可以通过监测船用丁苯橡胶电缆绝缘层的硬度实现对其绝缘性能的快速评估.

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3.变压器绝缘老化的研究 篇三

我国经济和工业生产的迅速发展,对电力的需求愈发庞大。电力电缆作为电力传输不可缺少的必要元件,其运行可靠性决定着整个电力系统的安全与稳定。但目前已投入使用的电缆线路常因电缆本身存在的质量缺陷,而在运行过程中引发故障,阻碍电力的有效传输,严重影响生产和生活的正常进行。 近几年,国家电网公司对投入使用的电缆线路故障进行统计分析后发现,在电缆运行中后期,绝缘层存在的质量缺陷会加速绝缘材料的老化失效,造成故障概率增大[1]。因此,准确评估电缆绝缘老化寿命对分析电缆线路的安全运行期限至关重要。

1电缆绝缘的老化机理

电缆在敷设一段时间后,绝缘易在机械应力、化学物质、水分、温度和电场等因素的影响下发生老化,导致其机械 性能和电 气性能劣 化。 根据老化原因,电缆绝缘老化方式可分为机械老化、化学老化、电老化和热老化,其中电老化和热老化是造成电力电缆绝缘老化失效的主要原因。电老化是指电缆在电力 传输过程 中,绝缘始终 在高场强 作用下,绝缘中的杂质或结构缺陷处电场集中,并最终发展为树枝老化(即电树枝老化,引发绝缘材料局部高温、化学分解),导致绝缘 性能劣化 失效。 热老化是指电缆在运行中负荷电流及短路电流产生的热量,以及周围环境温度引起的电缆发热,导致电缆温度升 高,从而加速 电缆内部 绝缘材料 的热降解反应,致使绝缘变脆变硬,电气和机械性能劣化,使用寿命降低。

2电缆绝缘老化评估的常用模型

早期电缆寿命的评估缺乏规定,一般企业以经验规定电缆的寿命,设备寿命是多少,与设备配套的电缆寿命就规定为多少。随着对电缆寿命评估的日趋重视,国内外学者做了大量研究,通过模拟电缆老化机理提出了常规评定法和加速评定法两种电缆寿命评估方法。其中常规评定法的试验周期过长,已逐渐被试验周期短、试验消耗低的加速评定法取代, 目前加速评定法广泛应用于电力电缆老化寿命评估中。加速评定法是通过加速试验手段模拟电缆的老化进程,建立绝缘材料寿命特征值与老化寿命间的关联模型,并以此外推绝缘正常老化状态下的电缆寿命。加速评定法分析电缆老化寿命时通常采用Weibull分布模型和Arrhenius模型[2]。

2.1Weibull分布模型

Weibull分布模型是基于“最弱环原则”,其与电缆绝缘材料在最弱点击穿失效的理论相符,是分析材料电老化寿命的有效模型。利用Weibull分布模型描述电缆绝缘击穿的分布规律为:

式中P为电缆绝缘在电场强度E作用时间t后,发生击穿的概率;a,b分别为概率函数和击穿场强与时间相关的形状参数;c为常数;t0为在场强E0下电缆寿命的最小期望值。

若电缆绝缘有相同的累积击穿概率,则有

整理后得老化寿命方程,

式中C1,C2为常数;n=a/b为老化寿命指数,通过模拟电缆老化的可靠性试验计算出n值,从而可得出任意场强下的电缆老化寿命。

基于Weibull分布模型设计的电缆老化寿命评估加速试验是绝缘的单因素电老化加速试验,通过测量电缆绝缘在高场强下的老化击穿寿命,再根据模型计算出电缆额定工作电压下的老化寿命。中高压绝缘电力电缆中的交联聚乙烯(XLPE)绝缘层承受着高强度电场,易使绝缘材料内部的结构缺陷或杂质产生局部放电,引发绝缘发生树枝老化,导致XLPE绝缘老化失效,可见电老化是中高压电缆中XLPE绝缘老化失效的决定性因素,而温度、机械应力等因素对XLPE绝缘老化影响较小,仅在一定程度上加速了绝缘老化进展,并非主导因素。因此,基于Weibull分布模型设计的模拟电缆电老化机理的加速老化试验主 要适用于 评估中高 压等级XLPE绝缘电力电缆的老化寿命。喻岩珑等人以8.7kV/ 10kV XLPE绝缘电缆为试样,采用分步加压法,起始电压60kV,相邻电压比为1.06逐步升压,测量每步耐压时间分别为1 min和20 min的电缆绝缘击穿所需步数,计算出老化寿命指数n值,通过加速老化试验测出一个击穿点,再运用式(3)求出电缆额定工作电压下的电老化寿命[3]。

2.2Arrhenius模型

Arrhenius模型是一种化学反应动力学曲线模型,温度与化学反应速率的关系可用Arrhenius方程表示为:

式中K为反应速率常数;A0为指前因子;Ea为活化能,单位为KJ/mol;R为气体常 数,R=8.314J/ (K·mol);T为热力学温度,单位为K。

若电缆绝缘在不同温度T和不同反应速率常数K的条件下,以不同反应时间t′,达到同一失效标准F(t′),则有:

两边取对数整理后 ,

式中A为与绝缘材料老化性能相关的常数项。上式表征了绝缘材料老化寿命t′与老化温度T间的关系模型,即老化寿命的对数ln t′与老化温度的倒数1/T呈线性关系。

基于Arrhenius模型设计的电缆老化寿命评估加速试验是绝缘的单因素热老化加速试验,目前应用较为广泛的 有常规法 (CA)和差示扫 描量热法 (DSC)。在2005年我国制定的硫化橡胶和热塑性橡胶老化寿命标准中就采用了CA法[4],规定电缆绝缘试样在不少于三个温度水平下做加速热老化试验,通常以断裂伸 长率为原 始值的50% 为失效标 准,记录绝缘老化时间,采用最小二乘原理计算出老化时间与温度变化之间的关系(如式(6)所示),再外推电缆工作温度下的老化寿命。低压橡胶绝缘电力电缆绝缘承受的电场强度低,电老化对橡胶绝缘性能影响微弱,而导体长期工作产生的热量会造成橡胶大分子发生热解反应,破坏绝缘材料结构,使材料的机械性能、电气性能劣化,最终导致失效,可见热老化是低压电缆中橡胶绝缘老化失效的决定性因素。因此,基于Arrhenius模型设计的模拟电缆热老化机理的加速老化试验主要适用于评估低压橡胶绝缘电力电缆老化寿命。刘立辉等人采用DSC法对丁苯橡胶绝缘电缆进行老化寿命评估[5],测量试样和参比物热流率与温度的关系,在不同升温速率下测得DSC曲线的尖峰温度,求出活化能Ea。再以某一温度做加速老化试验,以断裂伸长率为原始值的50%为失效标准,记录老化寿命,确定式(6)中的参数A,再计算出电缆工作温度下的老化寿命。

3电缆绝缘老化评估模型的改进

由于电缆的实际老化过程是多种因素综合作用的结果,虽然利用Weibull分布模型和Arrhenius模型评估电缆老化寿命的结果被证明与电缆的实际使用寿命是较为一致的[6,7],但两模型的加速试验均只分析了电缆的单一主要老化因素,导致适用对象较为单一,且试验评定结果仍略有误差,因此为了使模型评估结果更接近电缆的实际老化寿命,应结合电缆的实际运行环境,尽可能引入电缆运行条件下的各种有效参量对电缆试样进行寿命推算。

与电缆的实际老化过程相 比,Weibull分布模型的加速试验只考虑了电老化因素,缺少了应力老化因素,同时电缆试样在加速电老化的试验过程中会导致试样绝缘温度高于电缆的实际工作温度,也扩大了热老化对试验寿命结果的影响。为了降低这些因素对老化寿命评估带来的偏差,使加速老化试验的评估结果更接近电缆的实际老化寿命,笔者建议在设计基于Weibull分布模型的加速试验时引入机械应力因素,以及确保电缆试验温度与实际工作温度保持一致。为此,可通过以下措施来实现:a.通过负重或弯曲对电缆施加恒定应力;b.将电缆试样置于空气循环式恒温烘箱中,调整烘箱温度,控制电缆试样在试验过程中的温度变化。

与电缆的实际老 化过程相 比,Arrhenius模型的加速老化 试验只考 虑了热老 化因素,而没有考 虑机械应力和 电场等因 素对电缆 老化寿命 的影响,造成试验评定结果的误差。因此,笔者建议参照2006年美国机车 工程师协 会航空分 会在颁布 的SAE AS 22759《含氟聚合物绝缘铜或铜合金电线》中提出的恒应力加速热老化寿命试验[8],在设计基于Arrhenius模型的加 速热老化 试验时引 入与电缆实际 运行环境 一致的电 场和机械 应力因素。为此,可通过以下 措施来实 现:a.对电缆试 样施加额定工作电压;b.通过负重或弯曲对电缆施加恒定应力。

4结束语

4.电力变压器绝缘故障的分析与诊断 篇四

【关键词】电力变压器；绝缘故障；诊断

近年来，我国经济不断发展，各个行业对电能的消耗量也逐渐增多，基于这种情况，输电的电压等级也要随之提高，变压器的容量和电压等级也应进行相应的升高，只有这样才能使得变压器正常工作。绝缘故障是技术人员在故障检测中最易出现的一种，其主要组合材料为绝缘油和绝缘纸，长期使用不进行维护会出现老化情况，为避免重大事故的发生，对变压器的故障诊断是非常必要的。

一、电力变压器绝缘故障发生的原因

不同的变压器在绝缘材料组成方面存在一定的差异，在变压器运行的过程中受到的影响也分为很多种，主要分为以下几种：（1）有部分变压器在设计时，采用的绝缘材料较薄，油道比较少，他们使用期限比较少，当其运行到电力系统运行时，故障就很容易形成了；（2）电力变压器对其内部清洁度有严格的要求，如果其内部含有少量金属杂质会对爬电距离有影响，可能导致局部放电的发生，存在安全隐患；（3）在使用过程中，电力变压器各相之间应保证足够的绝缘裕度，如果不能保证，可能导致相间短路的发生。另外，各相间之间应加入绝缘隔板。如果出现短路故障，应改变相间电场强度，导致隔板出现树状放电的情况；（4）在绝缘成型件加工过程中，如果在其内部或者表层受到导电质污染时，就会出现局部放电甚至是绝缘件表面漏电的现象，使得其绝缘效果发挥不到最好；（5）在对变压器设计时，油道设计时最关键的环节，设计人员给出的方案不合理就会使得绝缘油的油速加快，致使出现流油过快的现象。（6）在运行中，如果绝缘油出现污染，其绝缘强度就会有大幅度降低，从而影响到变压器整体的运作性能。

二、电力变压器绝缘故障诊断分析

1.绝缘油硫腐蚀的故障诊断

近年来，相关研究表明，变压器的出现的故障多是由油硫腐蚀的原因造成的，设备在运行较长时候后，设备用的线圈材料会因何硫的大面积接触导致出现腐蚀现象，这种情况逐渐引起电力工业技术人才的广泛关注，很多人在研究中发现，容量的大小、电压的高低和这种现象出现的概率成相关性，并且在高压绕组上，绝缘纸与裸铜线相结合的部位最为明显，出现这种情况说明，其与变压器运作中的问题也有一定的关联，在出现腐蚀的高压绕组上会发表有颜色的物质出现，呈蓝自色或浅灰色，研究人员对该物质进行诊断，发现其为硫化亚铜，其表现出现出的特性-导电，对绝缘体的绝缘性造成了很大的影响。

2.绝缘油中溶解气体的故障诊断

一般电压器在运作时，会有空气中水分和氧分渗入到里面，会对绝缘材料的性能造成直接的影响，随着使用设备的时间推移，变压器中所用绝缘油和绝缘纸的性质也会在物理及化学两方面发生变化，在出现绝缘故障时，机器内部就会产生大量的CO、CO2，这些气体随着故障的不断延续而变为旗袍，不断溶解在油中，根据对油质的分析，就能对其故障进行诊断。

3.人工智能在线变压器故障诊断

在进行故障诊断时，对设备油中融化气体进行解析，就能对故障类型进行判断，但分析油中溶解的气体程序比较复杂，产生故障的原因也有很多，在这种情况下，对技术人员的专业知識及素养就有了更高的要求，国内外学者研究各种在线监测系统，出现了较为先进的人工智能诊断技术，其主要是模仿人们的思维，找出故障，并解决故障之间的复杂关系，并且其还能随外界变化进行调整，缓解了工作人员的压力，提高了诊断效率，近几年研究出了几种的几种方法如神经网络、专家判断、模糊数字等已得到广泛应用，其中神经网络模型已被认定为最具潜力的一种方法。

参考文献

[1]潘翀.电力变压器绝缘故障诊断技术及热状态参量预测模型研究[D].重庆大学，2009.

5.变压器绝缘老化的研究 篇五

变压器的老化是电力公司面临的挑战性问题,当变压器接近其寿命终点时,通常根据事先设定的退役年龄来更新设备。对于运行环境恶劣的变压器有可能在其寿命终止时仍未安排退役而对系统造成风险;对于运行环境较好的变压器有可能在达到退役年龄时仍有较好的状态,过早的退役会使资产的价值得不到充分利用[1]。当状态监测量超过了预先设定的监测量阈值时,则认为变压器达到了其寿命终点,应对其进行更换。

对运行在电网中的老化变压器进行更新的根本目的是为了控制电网的系统风险,把变压器老化失效对电网的影响降到最低。文献[2]指出,在制定维修和更新策略时,不能只考虑设备自身的状态,还要考虑设备对系统可靠性的影响。为了评估设备老化对电网可靠性的影响,首先应建立设备的老化失效不可用率模型[3]。传统的老化失效概率模型都采用自然年龄来拟合。然而,变压器的老化失效与其使用历史、维护状况和实际状态有关,在相同的自然年龄下变压器的老化程度不一定相同,仅用自然年龄并不能准确反映变压器的老化失效分布情况。

为此,本文选择基于绝缘年龄的变压器老化失效率测度及其更新策略进行研究。首先,构造基于绝缘年龄的变压器老化失效率模型,建立状态监测量与变压器的老化失效率对应关系;然后,在评估老化变压器对电网的系统风险时,考虑并计算出包含老化不可修复与可修复失效的综合失效率;最后,根据变压器自身老化状态对电网造成的系统风险以及推迟变压器老化更新获得的利润,提出了确定老化变压器最佳更新时期的退役策略,旨在更好地控制系统风险,充分利用变压器的价值。

1 变压器老化失效率测度

1.1 基于绝缘年龄的变压器老化失效率

变压器的年龄可以分为自然年龄和绝缘年龄。自然年龄是指变压器正常运行的实际年龄。绝缘年龄是指变压器的绝缘老化状态监测量对应的基准年龄。当变压器的自然年龄大于绝缘年龄时,表示变压器老化过程较缓慢,运行状态较好;当变压器的自然年龄小于绝缘年龄时,表示变压器老化过程较快,运行状态较差。可见,绝缘年龄可以反映变压器老化的相对损耗程度。

绝缘年龄可以与变压器的状态监测量直接对应,用绝缘年龄来拟合变压器的老化失效威布尔模型可以更加精确地描述变压器的老化失效分布。考察时间段T内的第i个子时间段基于绝缘年龄的变压器老化失效概率为[2]:

式中,ξ为变压器的绝缘年龄,a;PT,i(ξ)为时间段T内的第i子时间段的失效概率;a和b分别为变压器老化失效威布尔模型的尺度和形状参数;△t为时间等分单位。

变压器在考察T时间段内的老化率可表示为:

式中,PT(ξ)为变压器在未来T时间段内的老化失效率;n为子时间段数。

1.2 绝缘年龄与自然年龄的关系

由于制定变压器更新策略时,通常都基于其自然年龄,按照自然年进行规划,同时针对变压器老化失效对系统风险的影响进行定量评估时需要的数据对应于自然年,因此需要将变压器的自然年龄换算成绝缘年龄。

一般一台变压器在将来的平均使用情况与其历史上的平均使用情况大致相同,因而可以假定变压器的绝缘年龄和自然年龄在过去时段的差别与在将来时段的差别成相对的比例关系。根据在将来规划期间某自然年的变压器自然年龄η,可计算出对应的绝缘年龄ξ:

式中,为基准绝缘年龄;为基准自然年龄;ξ0为当前绝缘年龄;η0为当前自然年龄。

1.3 变压器的的综合失效率

在评估老化变压器对电网的系统风险时,不但应考虑由变压器老化引起的不可修复失效率,还应该考虑变压器的可修复失效率。其中,文献[4]将变压器的可修复失效率定义为:

式中,P0为变压器的可修复失效率;为平均失效频率,失效次数/a;是平均修复时间,h。

包含老化不可修复与可修复失效的综合失效率为:

式中,PT(C)为变压器的的综合失效率。

2 变压器老化更新策略制定

2.1 老化失效引起的损失

变压器自身的老化失效不可用率会随着变压器的老化逐渐升高,对系统造成的风险也越来越大。变压器推迟到第x年更新,其对系统造成的损失为:

式中,L(x)为变压器老化失效引起的损失;μ为单位停电损失;为考虑变压器老化失效和可修复失效在规划更新年后第j年的期望缺供电量,其中老化变压器在该规划更新年后第j年的综合失效率为;qj(P0)为仅考虑变压器可修复失效引起的在该规划更新年后第j年的系统期望缺供电量。

由式(6)可知,老化变压器推迟m年更新对系统造成的期望缺供电量,是老化变压器的不可用率分别为和P0时的期望缺供电量在m年内的差值之和。需要指出的是,在评估每年的期望缺供电量时,对于系统中其它元件的不可用率,若进入老化阶段,则需使用其每年如式(5)所示的综合失效率,否则需使用其如式(4)所示的可修复失效率。

2.2 推迟更新的利润

推迟变压器更新除了会增加系统风险外,还会产生两方面结果:一是新变压器的投资费用因推迟投入而产生利息节省,得到额外的利润;二是推迟变压器更新,老化变压器每年还需花费一定的维修费用。两者之差即为推迟变压器更新获得的净利润,即:

式中,r为资本的年利率;f为变压器更新需要投入的资金;σ为老化变压器每年的维修费用。

2.3 基于风险利润均衡的老化更新策略

对老化变压器进行更新,应基于变压器自身的状态和变压器对系统风险的影响,综合考虑推迟变压器更新需要承担的风险和获得的利润。本文提出的变压器老化更新策略的求解步骤如下:

(1)搜集历史状态监测数据、变压器故障数据、变压器自然年龄以及退役统计数据,且每年及时更新数据;

(2)结合变压器最近状态,根据式(3)计算规划期内未来若干年自然年龄对应的绝缘年龄;

(3)将老化变压器绝缘年龄代入变压器老化的失效率模型,如式(1)、式(2)所示,计算出规划期内每年对应的变压器老化失效率;

(4)计算变压器的可修复失效率,在此基础上,用式(6)计算未来规划期内每年的变压器老化失效损失;

(5)由式(7)计算未来若干年变压器推迟更新获得的利润;

(6)根据变压器老化造成的损失和推迟变压器更新获得的利润,求解函数的最大值:

若在第x年函数达到最大值,则该年就是变压器更新的最佳时期。

变压器的老化是一个缓慢的过程,当每年获取了新的监测数据时,以上决策步骤需要重新计算。随着数据的积累,计算结果会越来越准确,可为资产管理部门提前调拨预算提供参考。

3 实例检验

为更形象她描述所提出的变压器老化更新策略对相应决策的影响程度,以某220kV以上电压等级电网架构作为分析算例,将2012年度作为规划年,且有功负荷峰值为6 045MW,选择其中两台330kV等级变压器1和2进行研究。

首先,根据历史监测数据,拟合变压器的绝缘年龄评估模型;然后将各年变压器(包括已退役和在运行的)状态监测量代入式(1)和式(2),计算出变压器对应的绝缘年龄。设变压器老化失效威布尔分布模型的参数为a=44.704和b=11.379,变压器的可修复故障的频率,变压器的平均修复时间,则可修复的失效率P0=0.007。

根据基于绝缘年龄的不可用率测度,以及变压器状态监测量决定的基准绝缘年龄和相应自然年龄、当前绝缘年龄和相应自然年龄、未来自然年龄,计算未来规划期间每年的老化不可用率,进而根据风险和收益来确定最佳的更新时期。假设2013年到2020年为规划期间,且2012年电网的有功负荷峰值为5 437MW,负荷每年增长3%,期间电网不做结构性的改变。

通过计算可知,变压器1的绝缘年龄比变压器2小,说明变压器1的状态要优于变压器2。而变压器1的自然年龄大于绝缘年龄,变压器2的自然年龄小于绝缘年龄,说明变压器1老化速度比变压器2要慢,变压器2的运行环境更恶劣。将这些数据代入式(3),可得到从2013年到2020年对应的绝缘年龄。将绝缘年龄代入式(1)、式(2)可得变压器1每年的老化失效率。结合已求出的可修复的失效率,由式(5)得到其每年的综合失效率,见表1。同样,表2为变压器2的计算结果。

假设在这个电网所在城市的单位停电损失费用为2 000元/(MW·h),更换变压器1的费用为1 200万,每年的利率为5%,推迟更新旧变压器平均每年的维修费为10万元,当H函数值最大时更新变压器所获得的收益最大,即为变压器的最佳更新年。由此可知,2019年更换变压器1可以使变压器资产得到合理配置。同理可得在2016年更换变压器2可以充分利用其价值。图1为变压器1和2的H函数曲线图。

由图1可知,变压器1的H函数曲线要高于变压器2,变压器2在2016年后的函数值单调递减且在2020年小于0。这是由于变压器2的状态比变压器1差,接近寿命终点时老化失效的概率很大,越推迟更新就会对系统造成越大的风险,以至于在2020年时风险要远超推迟更新所获得的收益。

根据上述计算结果,分别在2016年和2019年更换变压器2和变压器1可以使电力公司充分利用现有资产,获得最大的收益。在变压器实际更新前,每年仍然需要对其进行状态监测,并根据新的数据重新计算,这样可以使最终的结果越来越精确,找到最佳的更新时机。

4 结束语

本文以变压器老化失效威布尔分布模型为基础建立了绝缘年龄和变压器老化失效率之间的定量测度关系;根据变压器老化不可修复和可修复失效率,计算出变压器老化失效对系统造成的损失和推迟变压器更新获得的利润;综合平衡推迟变压器更新需承担的系统风险费用和获得的利润,确定规划期内变压器最佳的更新时间;对某电网架构内两台老化变压器进行算例分析,结果验证所提出的方法能够根据变压器的实际状态和其对电网的风险影响来安排更新时机,充分利用变压器资产。

摘要：在制定变压器老化更新策略时,应同时考虑变压器的自身状态及其老化对系统的风险影响。在基于绝缘年龄的变压器老化失效率测度基础上,对比分析了规划期内由老化失效所造成的风险和推迟更新的利润,并制定了变压器的均衡更新策略。算例分析表明,所提出的流程能够根据变压器的实际状态及其对电网的风险影响来安排更新时机,充分利用变压器资产。

关键词：变压器,老化,绝缘年龄,失效率,更新策略

参考文献

[1]Endrenyi J,Aboresheid S,Allan R.N,et al.The present status of maintenance strategies and the impact of maintenance on reliability[J].IEEE Transactions on Power Systems,2001,16(4):638-646

[2]Wenyuan Li.Risk Assessment Of Power Systems:Models,Methods,and Applications[M].USA and Canada:IEEE Press and Wiley&.Sons,2005

[3]Jongen R,Gulsli E,Morshuis P,et al.Statistical analysis of power transformer component life time data[C].International Power Engineering Conference,2007:1273-1277

6.变压器绝缘老化的研究 篇六

1.1 热老化。在热的作用下, 高分子化合物分子链易破裂, 降低了树脂的粘结强度, 使绝缘变硬、变脆和绝缘机械性能下降。

1.2 氧化。

氧化对于各个机械来说影响极其严重。主要是由于氧化过程中受到风力与温度的关系, 使机械接触氧化物质面积大且时间长。经过风的流动使机械接触氧化物质具有新鲜性, 不断受到新鲜氧化空气的腐蚀。同时, 温度的变化会使侵蚀程度加重, 使机械的绝缘性能减弱, 造成严重的老化问题。

1.3 电老化。

在电晕操作过程中, 会出现一定的物质腐蚀电机。其中, 电晕后会出现臭氧等氧化物质, 使电机受到腐蚀, 老化电机。这些氧化物质的产生主要是由于电晕会生成高速的电子及离子, 具有氧化作, 将电机中具有绝缘性能的材料记性腐蚀, 因此造成绝缘老化电机。

1.4 水分老化。

由于电机周围环境承重出现水分或者空气湿度大时会在造成水分对于电机的侵蚀。由于水分遇到电晕中产生的分子、离子时, 与水分相结合, 使水分或者潮湿的空气中带有一定的氧化作用的物质, 侵蚀电机, 使电机绝缘性减弱, 迅速老化。

2 绝缘老化处理技术

由于同步电机绝缘老化现象极为常见, 因此其处理方法具有多样性。在出现同步电机绝缘老化时, 进行正太电机的更换的方法能够使绝缘老化现象完全得到根除, 运用新的电机进行运作, 不仅能够控制电机的绝缘性能, 还能够保证电机的质量与安全, 使绝缘老化现象的处理具有彻底性。但是, 该方法是将电机进行更换, 在大型用电机企业中, 需要大量更换, 而且电机造价过高, 给企业带来严重的经济压力, 不利于资源的节约与可持续的利用, 在一般企业不进行改方法的使用。对于线圈的局部处理, 能够进行有针对性的问题的处理。既能够缩小处理范围与规模, 又能够促进电机使用的经济效益, 同样能够提高电机的故障的处理情况, 因此在电机中被广泛应用。在机组在农业生产的使用中, 由于抗旱排涝工作你对于农业的生产尤为重要, 且农业生产规模较大, 因此需要电机大规模并长时间的作业, 不仅严重消耗电机的使用寿命, 还使电机各个机组发生老化与磨损, 严重影响电机的绝缘性能, 阻碍电机作业。

3 绝缘老化修复实例

某泵站800k W立式同步电机在进行清理干燥处理后, 喷涂环氧树脂绝缘漆, 达到电动机干燥要求后, 对电机定子进行直流耐压试验, 当电压升至6k V时听到电机定子内部有放电声音, 确定定子线圈有局部对地绝缘击穿现象。同步电动机间断运行达20多年, 因高温运行, 电磁振动, 机械损伤, 制造缺陷等原因, 绝缘己严重老化, 相当脆弱。该站是排涝的大型主力泵站, 由于涝情严重, 为确保该地区工农业生产和人民生命安全, 实行对电机定子绝缘老化修复。

3.1 确定定子放电部位。

试验人员对定子进行直流耐压试验, 当电压升至6k V时, 有轻微的放电声, 声音在槽口端部位, 又将电压升至7k V时, 除槽口部位声音加大外, 电机定子下部磁缸与线棒绑扎部位及电机定子引出线有轻微的放电声, 并伴有明显的火花跳、窜动, 对地放电点达8处之多, 直流泄漏也很大, 经初步判断, 线圈绝缘老化, 磁缸部位绝缘击穿破损, 槽口部位绝缘损坏, 引出线盯睛橡胶龟裂等而引起多处放电, 需进行干燥, 加热后再进行处理。

3.2 确定处理方案。

槽口处理拟定为退出槽楔板, 用纱带, 木棒等不宜损伤线棒的工具材料, 将线棒往外拉, 用高压涤纶薄膜衬垫包扎, 最外一层用丝绸带包扎。磁缸与线棒绑扎处有多处放电, 采用高压绝缘自粘胶带包扎, 同样最外一层用丝绸带包扎。

3.3 修复技术。修复大型电机定子, 工序较多, 主要从以下几方面按步骤进行。

3.3.1干燥处理。要保证检修质量, 这一步至关重要。宜采用铜损干燥法, 利用励磁装置 (直流设备) 将定子三相绕组串联 (或两并一串, 视检修安装进度而定, 但要经常互换接法) 先通入额定电流的30%烘4h, 再以每小时5A的电流将温度升至75.5e, 温度计选用酒精温度计, 另需保温, 通电时间根据测试数据而定, 一般不应低于48h, 如对检修周期要求不严可适当加长干燥时间, 以达到最佳效果, 干燥时应定时测量绝缘电阻, 每两小时测量一次, 达48h以后, 连续几次测试数据稳定在一个较高的数值, 即可停止干燥, 说明干燥已达目的。3.3.2线棒必须经过高温的并且干燥的条件下进行处理, 使线棒绝缘变软能够进行包扎的工作, 在包扎过程中, 应高选择线棒原始带的材料, 或者选用高压自粘绝缘胶带。在线棒部分进行捆绑, 保证线棒与磁缸之间的绝缘性能。在磁缸与线棒的捆绑之间应该选择高压自粘胶带, 利用半包扎的方式进行包扎。损伤严重的情况下进行进行多层的包扎, 损伤较轻, 则包扎较少的层数。同时, 还需要注意的是包扎过程中注意包扎的洁净, 避免脏污触碰到绝缘层内造成绝缘性能的损害, 利用仅紧拉的形式将空气利用胶带被完全排除。在更换绝缘线棒的过程中也应该采用胶带缠绑的方法进行, 利用胶带的包扎使线棒之间的空隙被完全填补, 从而将线棒周围的空气或杂物清除, 与外界环境相隔离, 从而促进线棒的绝缘性能, 保证同步电机的绝缘性能与安全。3.3.3涂绝缘漆, 定子耐压试验。包扎结束后, 将专用工具打入槽楔板, 线棒与线棒之间衬绝缘垫块并绑扎牢固, 经干燥加温后, 涂刷环氧树脂绝缘漆, 涂刷后再烘数小时, 达到要求后, 即进行直流耐压及交流耐压试验。

4 结论

绝缘老化现象是同步电机中常见的现象, 尤为其受到外界自然环境的影响严重, 因此容易发生绝缘老化现象。针对同步电机绝缘老化现象, 应该及时进行分析, 掌握导致同步电机绝缘老化的原因, 通过相应的处理方法进行修复。同时, 应该考虑电机发生绝缘老化使的环境因素, 通过具体的分析总结出故障主要原因, 并进行修复。对于同步电机绝缘老化的修复方法具有一定的限制性, 主要是由于改修复方法产生时间短, 各个技术没有得到良好的发展与应用。而因此必须进行同修复技术的管理与创新。目前, 同步电机的修复主要应用于大型的排涝泵站, 对我国同步电机的经济效益的发挥起到了关键性的作用。

参考文献

[1]卫亚博, 王军敏, 宋璐.混合动力汽车IPMSM鲁棒自调节效率优化控制[J].微特电机, 2014 (9) .

7.变压器绝缘老化的研究 篇七

随着科学技术的发展, 人们对于电力的应用也越来越广泛, 但因为电力的发展过于迅速, 国内外在电力的应用中经常会出现油浸互感器的爆炸或者变压器套管爆炸, 并且还会引发主变烧坏等重大事故, 给电力的安全运行带来了很大的阻碍。在这之中, 尤其是对于高电压设备来说, 其安全运行将更大程度保证供电的有效性和高质性。基于此种情况, 大多数高电压设备都采用绝缘在线检测系统, 从而及时并有效的解决高电压设备的绝缘老化。不仅如此, 此系统还需要相应的检修人员对高电压设备绝缘材料的老化规律有深入的认识, 进而有针对性的进行维修工作。下面结合高电压设备绝缘老化的原因和规律, 谈一谈高电压设备绝缘老化的状态维修。

2 高电压设备的绝缘老化

2.1 电老化

根据目前的研究现状来看, 对于绝缘材料在电场中的老化规律还没有一个严格的理论体系。而在实际的应用中, 通常利用L=K/En来充当绝缘材料老化规律的理论依据。其中K是一个常数, 大小由绝缘材料的性质来决定;E为绝缘材料外部电场;n主要代表了电压负荷系数, 大小主要是根据一定的电压和温度测定而来的。经过长期的实践, 很多专业人员都认为绝缘材料发生电老化的原因都是因为其外部电压大于了起始电压, 并且如果绝缘材料的电场阀值大于其所附加的外界电场, 那么相应的绝缘材料就能达到理论上的寿命无限性。上述对于电老化的理论阐述虽然被广大的研究人员和应用人员所普遍接受, 但是还有一部分的学者对此抱有不同的理念。比如部分的学者认为高电压设备绝缘材料的电老化是一个渐变的过程, 与电场阀值并没有太深的联系。这种观点测量方式较为清晰, 并且理论过程也很明确, 但它不能解释高电压设备绝缘材料在电压超过一定数值时突然发生的电流上升现象。因此在实际应用中, 有经验产生的电场阀值在解决高电压设备绝缘材料的电老化方面, 有很广泛的应用。

2.2 热老化

高电压设备在实际运行中会产生大量的热量, 从而增大了绝缘材料的温度。绝缘材料在实际应用中的温度与其所拥有的寿命有很大的联系, 在此方面最著名的就是10℃规则。10℃规则是在1930年由V.M.Montsinger提出的, 它指出当绝缘材料的温度每升高10℃, 材料的寿命就会减半。事实上, 由于各个绝缘材料内在结构的差异性, 此规则只能模糊的展现高电压设备绝缘材料的温度与寿命之间的联系, 并不能用于严谨的理论计算。1948年Dakin提出了此方面的一种新观点, 即他认为高电压设备绝缘材料发生热老化的实质是一系列氧化效应形成的, 其本质是一种化学反应, 因此应该结合材料本身发生化学反应的速率公式进行理论计算。公式为ln L=ln A+B/T, 其中L为绝缘材料的寿命, A和B都是常数, T为绝对温度。

2.3 多应力联合老化

高电压设备绝缘材料的应用经验表明, 其老化的速度与绝缘材料的本身性质和外加应力的类型等有很大的关系。就目前的高电压设备绝缘材料的应用中, 应该根据绝缘材料的各种应力类型与持续时间, 进行深层次的研究, 从而得到绝缘材料的老化规律。在此方面, 很多的应用人员都选择电—热联合应力老化的组合方式, 来探究绝缘材料的老化规律。在这之中, 首先应该认识到高电压设备中普遍存在着机械应力, 并且很容易给绝缘材料带来裂纹和气穴, 是绝缘材料发生多应力联合老化的重要因素;其次对于长期工作在湿度较大的高电压设备, 其绝缘材料的老化还应该综合的考虑湿度的因素, 从而在环境条件下探究绝缘材料的老化规律。

3 基于绝缘老化的高电压设备状态维修

3.1 状态维修的意义

由于高电压设备绝缘材料的老化是一个过程, 并且一旦老化严重, 将带来重大的事故, 这就决定了对于高电压设备绝缘材料进行传统的定期维修和离线实验是不可行的。传统的维修不仅会因为盲目的维修过程而大大浪费不必要的人力物力, 还会因为过度维修而给高电压设备带来新的故障隐患, 同时还不能很好的检测到绝缘材料的绝缘缺陷, 从而给高电压设备的正常安全运行带来了一定程度的干扰。基于此种情况, 对高电压设备绝缘材料进行以在线监测为主、离线试验为辅的状态维修是非常有必要的, 同时也给高电压设备绝缘材料的老化处理带来了积极的意义。

3.2 高电压设备绝缘老化状态维修的实现

首先, 对于高电压设备绝缘老化的状态维修需要准确可靠、简单易行的在线监测技术作为支持, 并在维修绝缘材料的时候提供有效可行的意见。在这之中, 应该对绝缘材料在各种应力和环境条件下的老化规律进行整理, 并结合当前的运行环境对绝缘材料进行科学的分析, 把绝缘材料的运行现状与变化方向直观的展示出来。因此, 对绝缘材料进行非破坏性试验分析是非常有必要的, 并且还应该利用相应的理论知识把分析结果转化为残余击穿电压的形式, 给高电压设备绝缘材料的老化分析打下坚实的基础。

其次, 在线监测在实际应用中还应该解决一系列的问题, 比如在监测变量上的选择等。一般来说, 不同的绝缘老化监测系统的灵敏度是不一样的, 目前应用较为广泛的是油中溶解气体分析与油浸故障分析, 其应用方法主要包括油—纸绝缘变压器监测和便携式光电设备监测。此外, 随着科学技术的不断发展, 超声探测在高电压设备绝缘老化的庄涛维修中也开始逐渐得到应用。此种新技术相比来说更加的经济实用, 并且其检测效果也优于以前检测手段。在此方面, 目前应用最广泛的就是脉冲—回声技术, 其对于材料的绝缘缺陷等方面有很强的监测力度, 通常适用于多层结构的高电压设备绝缘材料。

此外, 很多的研究和应用人员都认为绝缘材料发生局部放电是其老化的重要原因, 因此状态维修应该把引起局部放电的因素考虑在内, 进而构建完善的在线监测系统, 从而在根源上降低高电压设备绝缘材料老化的速率, 全面提高绝缘材料的使用性能和寿命。

结语

随着社会经济的不断发展, 人们对于电力的应用也会越来越广泛。而高电压设备的绝缘老化状态维修作为保障电气设备安全运行的重要手段, 在未来的发展中必将有其新的意义和内涵。本文通过科学合理的探究, 较为系统的阐述了高电压设备绝缘老化的状态维修, 给广大的高电压设备管理人员带来了操作性较强的实践经验。但由于各个区域在高电压设备应用方面都有所差异, 就造成了这些方法不能很好的应用在所有区域的高电压设备管理中。因此在实际应用中还需要进行相应的改进, 进而更好的完成其绝缘老化的状态维修工作。

摘要：本文介绍了高电压设备在我国的应用现状及问题, 集中阐述了高电压设备发生绝缘老化的主要原因, 并针对高电压设备的绝缘老化对其状态维修进行了科学合理的探究, 给高电压设备绝缘老化及状态维修探究带来了积极的指导意义。

关键词：高电压设备,绝缘老化,状态维修

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