变压器绝缘老化诊断技术

王松林

（浙江省宁波电业局，浙江 宁波 315010）

安全、优质的供电是对现代电力系统运行的基本要求。随着电网容量的逐步扩大及用户对电能质量要求的不断提高，电力系统能否安全可靠地运行受到极大的关注。据统计在 1981－1990 年间，我国主要电网有近 1/3 的电网事故的直接起因是设备故障损坏所造成的，而在“八五”期间，由设备故障直接引发的电网事故占事故总量的 26.3%，可见提高设备的运行可靠性是保证电力系统安全运行的关键。

大型电力变压器、互感器、充油电力电缆等油浸式高压电气设备是电力系统中的主要设备，担负着系统电能传递、测量等重要任务。其中，变压器是各种高压电器设备中最重要的设备，是电网中能量转换、传输的核心，是国民经济中各行各业和千家万户能量来源的必经之路，也是变电站的核心设备，它的运行状况直接关系到系统的安全运行，由于大型电力变压器的造价十分昂贵，所以变压器故障造成的损失是巨大的。如某地区在1997年发生的一起110kV变压器因绝缘故障起火事故，直接损失费用达300万，加上停电引起的间接损失达到了600多万元，再加上其他的社会效益，损失将会是更高[1-4]。

运行中，尽管避雷器、差动、接地等多重保护在大型电力变压器中得到广泛运用，但由于变压器内部结构复杂、电场及热场不均等诸多因素的影响，事故率仍然很高。并且大量的文献[5-8]表明，导致电力设备失效的大多数原因是其绝缘性能的劣化，变压器绝缘老化将导致变压器承受线路涌流、雷击的能力下降，极易在外因触发下发生放电，直至绝缘击穿发生故障，从而影响变压器的正常运行。变压器的绝缘分为内绝缘和外绝缘，外绝缘主要是指油箱以外的空气绝缘，内绝缘包括套管绝缘、绕组绝缘、引线及分接线开关绝缘。内部绝缘从结构上又分为纵绝缘和主绝缘。纵绝缘指同一绕组的不同匝间、层间、段间、引线间、分接开关各部分的绝缘，主要绝缘材料是包在导线上的纸带，匝间、段间的垫块和油道等。绕组主绝缘是一种油－纸屏障的结构，由作为覆盖层缠在导线上的绝缘纸带、油道、放在导体和接地体间油道中的绝缘纸板所构成。可见变压器中主要绝缘材料是油和纸，它在长时间运行中由于受到电场、水分、温度、机械力的作用下会逐渐劣化，最后引起故障而导致变压器寿命的终结。

多年来国内大型变压器的运行、试验以及事故分析表明：由于设计、制造、安装和运行中造成的缺陷，在电、热、机械等应力的联合作用下逐渐发展、并最终导致绝缘失效。目前，电网中运行的变压器有一批已接近或超过 30 年，绝缘寿命已进入晚期，有的曾发生绝缘故障。因此，如能在电力变压器的运行过程中通过必要的监测和试验手段有效地确定其绝缘状态，对减少事故的发生、提高设备的运行可靠性具有重要意义。

近年来，随着计算机技术的飞速发展，变压器故障诊断技术得到快速的发展，但对于绝缘老化程度的评估一直没有行之有效的方法。IECC57.91[9]等规程中以变压器最热点温度作为固体绝缘寿命损失率的计算标准，由于变压器内部是一个复杂的绝缘系统，不同部位承受的老化应力水平各不相同，所以难以通过单一的老化模型进行描述。而通过研究油纸溶解气体、糠醛、丙酮、水分、酸值等绝缘老化特征生成物含量随绝缘老化变化规律，挖掘出能有效表征绝缘老化程度的特征信息，建立用于评判绝缘老化状态的综合评估模型，从而实现不停电、不吊芯评判绝缘状态及寿命预测，这无疑是一项具有重要现实意义和学术价值的基础性前沿科学问题。

1 变压器油纸绝缘老化机理

1.1 变压器油的老化机理

变压器油是由烷烃、环烷烃、芳香烃等碳氢化合物组成的混合物。在正常温度下，变压器油不会发生热分解，其老化主要是由氧化导致。油中吸收的氧在水分、温度作用下加速老化，生成醇、醛、酮等氧化物及酸性化合物，并最终析出油泥。油氧化反应形成少量的CO和CO2，随着运行中气体的积累，CO和CO2往往成为油中溶解气体中的主要组分，同时还伴随有少量H2和低分子烃类气体。这些烃类气体的迅速增加是在非正常的油温下产生的，因为电和热故障可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体（如CH4、C2H6、C2H4、C2H2等）；随着不同故障能量和时间的作用也可能生成碳氢聚合物（X-蜡）及固体碳粒[10]。

1.2 固体绝缘的老化机理

变压器固体绝缘的主要材料是绝缘纸（纸板），纸的主要成份是纤维素，纤维素是由长链的糖和单糖构成的有机物。变压器固体绝缘纤维素大分子老化过程即纤维素的降解过程，主要有三种方式：①水解。水和酸使得纤维素中的配糖键断裂，生成自由的糖，使纤维素的聚合度降低，使纤维变弱，缩短。绝缘纸板中含的水分越多，纤维素水解的速度越快；同时，变压器油中的酸起着触媒的作用，能够降低纤维素配糖键断裂的活化能，加速水解的反应速度。②热解。纤维素加热至 200℃时，如有氧化物、水等存在就易于打开配糖键和葡萄糖链，反应生成物包括葡萄糖、水分、CO、CO2和有机酸等。绝缘的老化，即纤维结构链的断裂速度，主要取决于热点温度。③氧化降解。纤维素容易被氧化，氧与纤维素分子里的碳原子反应生成醛类和羧酸，同时产成水、CO、CO2等。氧气是促使纤维素氧化的原因之一，葡萄糖上的伯醇基（-CH2OH）很容易被氧化生成醛基，醛基再氧化生成羧基，羧基不稳定，容易发生水解[11-12]。

2 变压器老化诊断方法

2.1 油中溶解气体

变压器在运行中因受温度、电场、氧气和水分的影响和铜、铁等材料的催化作用，油纸绝缘发生氧化、裂解和碳化等反应，生成某些氧化产物及其缩合物（油泥），产生氢及低分子烃类气体和固体X腊等。在外界游离因素作用下，部分油分子被裂解成游离基。游离基是极其活泼的基团，与油中氧作用生成更活泼的过氧化游离基，过氧化基继续对烃类作用，生成过氧化氢物，过氧化氢物极不稳定，可分解成过氧化游离基和羟基，使氧化反应继续下去。变压器油一旦开始劣化，即使外界不供给能量也能把以游离基为活化中心的链式反应自动持续下去，而且反应速度越来越快。并最终生成醇（ROH）、醛（RCOR）、酮（RCOR）、有机酸（RCOOH）等中间氧化物，并生成H2O、CO2及H2和碳链较短的低分子烃类[13]。当变压器油受高电场能量的作用时，即使温度较低，也会分解产气。在场强为130kV/cm作用下，变压器油在25～30℃时也会产生低分子烃类气体。

同时，固体绝缘的老化也是变压器油中溶解气体的主要来源。油纸绝缘包括绝缘纸、绝缘纸板等，其主要成分是纤维素。纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水左旋糖环和弱的C-O键及葡萄糖苷键，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。聚合物裂解的有效温度高于105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。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。纤维素热分解的气体组分主要是CO、CO2、CH4、C2H4等[13]。

2.2 油中糠醛

1984年12届国际大电网会议上，英国学者首先提出油中糠醛可作为运行变压器内绝缘纸老化的特征产物，检测绝缘油中的糠醛含量，也可以判断电气体绝缘材料劣化程度。从此，国内外许多科技工作者进行了大量关于糠醛与变压器油纸绝缘老化理论及试验研究的相关工作。大量的理论分析和实验室研究结果均表明[14-15]，变压器油中糠醛的产生仅仅来自于绝缘纸的老化分解。然而对于糠醛的形成机理，却仍然没有一种令人信服的理论。主要有三种观点：①纤维素热降解形成的左旋葡聚糖，是糠醛产生的主要来源；②在纤维素老化过程中，生成左旋葡聚糖的葡萄糖基阳离子也可反应直接形成糠醛；③纤维素水解亦可以形成糠醛，纤维素水解形成糠醛。

然而，在变压器常规运行温度 60～150℃下，通过左旋葡聚糖产生糠醛并不是糠醛形成的主要途径，纤维素水解反应才是糠醛形成的主要原因。另外，纤维素绝缘纸中半纤维素的数量和类型也是影响糠醛形成的重要原因，因为半纤维素降解将产生更多的糠醛，同时其热稳定性较差，可能最先发生反应从而形成糠醛；同时，酸性条件能够促进糠醛的产生，在酸催化热老化条件下，糠醛的生成量约为在中性条件下的3倍。

这样，当变压器绝缘发生老化时，油纸系统就会包含一定量的糠醛，由于糠醛在油分子的运动与扩散遵循菲克定律，其在运行中的变压器油中近似为均匀分布。因而，利用高效液相色谱法对糠醛进行定量检测，其含量的多少就间接反映了变压器油纸绝缘的老化程度，对诊断油纸绝缘老化状态有重要意义。

2.3 绝缘纸聚合度

变压器在运行过程中，受温度、电场、水分、氧气、酸等因素的影响，绝缘纸纤维素发生热降解、水解降解、氧化降解等反应，导致连接葡萄糖分子间的糖苷键发生断裂，纤维素分子链长度逐渐缩短，机械及电气性能劣化，绝缘纸聚合度降低，成为威胁电网稳定运行的重大隐患。多年的运行经验表明：变压器绝缘故障的主要原因是由于绝缘纸机械故障导致的电击穿。老化对绝缘纸机械性能的影响远大于其对电气性能的作用，即使在严重老化的情况下，其电气性能也不会发生显著变化。绝缘纸的机械强度取决于纤维素的强度以及纤维间化学键结合的强度。通常，拉伸强度是绝缘纸机械性能最为直观的反映，但是由于其在测试过程中分散性过大，需要样品数量多，而使测试绝缘聚合度成为反映绝缘机械性能的更为合理的选择。新纸的聚合度约为 1000～1300，当其降为初始值的 25%时，其拉伸强度约为初始值的 50%，这意味着绝缘纸机械性能的完全丧失[16]。

2.4 变压器油酸值

从变压器油中所测得的酸值，是无机酸和有机酸的总和。无机酸主要来自新油的炼制过程中，是因操作不当而残留下来的。通常情况下，电力用油都经过精制，一般不存在无机酸，所测得的酸值几乎都为有机酸，主要是环烷酸，另外还有在油品储运时因氧化而生成的酸性物质。在运行油中，酸值的来源主要是油质氧化产生的酸性物质，如低分子的甲酸、乙酸、高分子的脂肪酸、环烷酸、羟基酸等。一般情况下，运行油的酸值随运行时间的延长而增加，这除了油品的自身因素外，还受外界条件如油品温度、油品添加剂、油中水分、油品中微生物等因素的影响。另外，纤维素降解也会导致酸的产生[17]。变压器油与氧有较强的亲和作用，在水分、铜铁等导线材料的催化作用下，以及外界加速因素（温度、电场、机械应力等）的影响下，变压器油的氧化是一个必然的过程。随着油品氧化程度的加深，油中会含有各种酸和酸性物质，它们是一类极性物质，能使水保持乳化状态，因而会提高油品的导电性，降低油的绝缘性能。尤其是油中含有较多低分子量的水溶性酸，在油中水分存在时，会降低设备的电绝缘水平。油中的酸性物质还会使设备构件中所使用的铜、铁、铝等金属材料腐蚀，而所生成的金属盐又是油进一步氧化反应的加速剂，更加速了油的氧化过程。而油本身也是油氧化的加速剂，使油氧化产生更多的酸。

2.5 变压器油水分

变压器在运行过程中，油纸绝缘系统逐渐老化，油和绝缘纸因老化产生的水分也开始积聚。变压器中的水分主要聚集在绝缘纸（板）和变压器油中，它会使绝缘电阻降低、介质损耗因数增加。局放起始电压和击穿强度也随绝缘系统含水量增加而急剧下降，对设备运行构成威胁，严重时还会酿成放电击穿事故。Lundgaard 等[17]认为：当纤维素或木聚糖（木浆中的主要半纤维素）发生酸水解致使其单体间的链接发生断裂时，每断键一次便消耗一个水分子。然而，当绝缘系统中水分含量较低的时候，尤其是当环境温度超过100℃时，单体间糖苷键在发生酸水解时就伴随着快速的酸致脱水反应，导致从每个单体糖单元中释放出三个水分子，从而，每次断键便净产生二个水分子。因此，由老化产生水分的主要来源[18]有：①纤维素分子链降解反应时产生水分，而且一旦水分从纤维分子中释放出来，这些水又会加速这一降解过程，从而产生更多的水分，所以纤维素的降解反应初始阶段是以“加速方式”进行的，直到油纸绝缘寿命后期，反应才趋于平缓；②变压器油高分子氧化裂解时产生水分；③其他有机聚合高分子绝缘件、结构件，其油中内表面涂层氧化、裂解时可能产生的水分。绝缘油和纸自产生的这些水分将按当时的温度环境进行转移分配，从而实现增量后油纸系统水分分配。除此之外，变压器制造时内部残留的水分、运行时外部浸入的水分亦是导致变压器油中水分含量上升的原因。

2.6 变压器油纸老化诊断新技术

除上述已经发展并应用于现场的成熟诊断技术外，近年来出现了很多以化学和电特征量的诊断新技术：新化学方法有X 射线光电子能谱法等：Saha等指出在老化的过程中，与变压器油直接接触的绝缘纸表面经历着颜色的改变，尤其是当老化样品直接暴露在空气中的情况下。X 射线光电子能谱法（XPS）的分析显示，老化样品的表面聚集了大量的碳氧成份，其可能来源于与绝缘纸接触的油的氧化。这些烃类物质即使在经过多次溶剂的洗涤后依然停留在绝缘纸表面，揭示了油的降解产物与绝缘纸可能存在化学力的作用。紫外-可见光光谱、傅立叶变换红外光谱、近红外光谱也被应用到绝缘纸老化的特性研究中，基于谱图的吸收特性，一种变压器健康状态在线评估的新技术正在形成[19-20]。

新的电诊断方法是基于电介质理论的介质响应测量技术，简单地讲，就是将整个油纸绝缘系统看成一个电路网络，可以由集中参数电路的电阻、电容等来表示，对该系统施加不同的激励电源，测量通过该激励源整个电网路输出的响应，不同的老化系统有不同的响应特征。按照施加激励源的不同又可分为时域介电响应（直流激励电源）和频域介电响应（正弦激励电源），其中有代表性的三种技术有时域回复电压测量，极化去极化电流测量和频域的介电谱技术，这些技术在国外发展已经相当成熟甚至有现场应用报道[21]，但由于国内变压器运行年限均不是很高，在国内的研究较少见，但有望成为未来诊断技术的发展方向和重点。

3 结论

全文回顾了进几十年来国内外变压器油纸绝缘老化的机理及诊断技术发展，总结了一些传统检测项目的测试方法及注意问题，同时介绍了最近几年来最新的老化诊断技术，如介质相应测量变压器绕组等新型电诊断测试技术，作为绝缘电阻和介质损耗测量的重要补充和发展，有望成为今后发展的方向。

[1] 闵捷等.变压器内部固体绝缘老化检测技术及其应用.云南电力技术,2002,30(4):35-37.

[2] 王桂生.变压器中绝缘油的气体含量的在线检测.电气时代,2000(1):34-35.

[3] 朱德恒.谈克雄.电绝缘诊断技术[M].中国电力出版社,1999.4.

[4] 郭剑波.1981-1991 年电网稳定事故统计分析.电网技术, 1994,18(2):58-61.

[5] 王梦云.2000－2001年全国超高压变压器、电流互感器事故和障碍统计分析[J].电力设备,2002,3(4):1.

[6] 速水敏幸.电力设备的绝缘诊断[M].北京:科学出版社,2003.6.

[7] 龙庆华等.电力变压器局部放电检测技术及设备的现状与展望.广州华南师范大学电子技术研究所.1997:93-100.

[8] 王万华.变压器绝缘老化诊断中应注意的问题[J].高电压技术,1995,21(3):79-82.

[9] 尚勇等.高电压设备绝缘老化及状态维修的实现[J].高电压技术,1999,25(3):40-44.

[10] M.C.Lessard, L.Van Nifterik, M.Masse, J.F.Penneau and Robert Grob. Thermal Aging Study of Insulating Papers Used in Power Transformers. 1996 IEEE Annual Report-Conference on Electrical Insulation and Dielectric Phenomena. San Francisco. 1996:20-23

[11] 严璋. 油浸电力变压器固体绝缘老化的诊断及其应用[D].西安交通大学, 2003.

[12] 毕鹏翔,张文元,秦少臻,张红云,金青. 变压器固体绝缘状况的监测方法,高电压技术,2003, 26(3):47-49.

[13] J. Unsworth, F. Mitchell. Degradation of electrical insulating paper monitored w ith high performance liquid chromatography, IEEE Transactions on Electrical Insulation, 1990, vol. 25,737-746.

[14] 孙才新,陈伟根,李俭,廖瑞金. 电气设备油中气体在线监测与故障诊断技术[M].科学出版社,2003.1.

[15] 闫春江. 油浸电力变压器固体绝缘老化的诊断及其应用[D].西安交通大学硕士学位论文,2003.

[16] 俞源海,张飚. 变压器油中糠醛含量与绝缘纸老化关系的研究[J].华东电力,2002, vol. 11.

[17] A. M. Emsley, R. J. Heywood, M. Ali, X. Xiao. Degradation of cellulosic insulation in power transformers. Part 4: Effects of ageing on the tensile strength of paper, IEE Proceedings:Science, Measurement and Technology, 2000,vol.147,285-290.

[18] L. E. Lundgaard, W. Hansen, D. Linhjell, T. J. Painter. Aging of oil-impregnated paper in power rransformers, IEEE Transactions on Power Delivery,2004,vol.19, 230-239.

[19] I. Fofana, V. Wasserberg, H. Borsi, and E. Gockenbach.Challenge of mixed insulating liquids for use in high-voltage transformers, Part 2: Investigations of mixed liquid impregnated paper insulation, IEEE Electrical Insulation Magazine, 2002, vol. 18, 5-16.

[20] T. K. Saha, M. Darveniza, D. J. T. Hill, G. Yeung.Investigating the effects of oxidation and thermal degradation on electrical and chemical properties of power transformers insulation, IEEE Transactions on Power Delivery, 1999, vol. 14, 1359-1367.

[21] M. D. T. K. Saha, D. J. T. Hill, Z. T. Yao, G. Yeung. The application of interfacial polarization spectra for assessing insulation condition in aged power transformers,presented at Intern. Conf. Large High Voltage Electric System. CIGRE'98, Paris, France, 1998.

[22] T. K. Saha. Review of modern diagnostic techniques for assessing insulation condition in aged transformers,IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 2003, vol. 10, 903-917.