基于三維熒光的變壓器絕緣油絕緣狀態監測技術研究

趙 躍，冷 威，林 琴，宋玉梅，張愉快，李坤鵬，劉靜雨，徐 芳

（1.國網安徽省電力公司電力科學研究院，安徽 合肥 230601；2.合肥工業大學 藥物科學與工程系，安徽 合肥 230009；3.合肥師范學院 計算機學院，安徽 合肥 230601）

0 引言

油浸式電力變壓器是電力輸送的重要樞紐設備，作為電網系統中最為昂貴、最為核心的電氣設備之一，也是系統中最容易發生故障的終端設備[1]，其運行狀態直接關系到整個電網系統的安全與穩定[2-3]。通過對國家電網等大型電力公司電力系統故障數據分析，油浸式變壓器故障絕大部分由內部絕緣材料劣化引起[4]。理論上，在未遭受嚴重的外界因素破壞時，油浸式變壓器會有較長的使用壽命[5]。但油浸式變壓器在實際運行過程中，由于運行環境因素的影響，其內部絕緣油等絕緣材料在電磁場、熱等因素作用下，會發生劣化變質，造成變壓器絕緣性能下降[6-8]。

目前，油浸式變壓器普遍采用油中溶解氣體分析（dissolved gas analysis，DGA）手段來監控絕緣油絕緣狀態變化[9-10]，其中基于氣相色譜的DGA技術應用最為廣泛[11-12]。國內電力系統絕大部分大型變壓器均配備氣相色譜DGA監測系統，但該技術手段也存在明顯不足：①樣品分析前需要進行油氣分離、色譜分離，難以實現實時、原位監測；在發生雷擊等突發緊急情況時，不能及時報告故障。②在發生不釋放氣體或釋放少量氣體的故障時，無法進行有效狀態監測等[13-14]。

綜上所述，如何實現對變壓器絕緣油絕緣狀態實時監測，成為電力絕緣技術領域迫切需要解決的關鍵技術難題[1-3,15]。熒光光譜技術因其靈敏度高、選擇性好、易實現在線監測等顯著優點，引起相關領域的廣泛關注[13,16]。變壓器絕緣油主要成分為直鏈烷烴、環烷烴、芳香族化合物以及相關添加劑[5,13]；其中，芳香族化合物以及相關添加劑組分均存在熒光信號[13-15]。因此，將熒光光譜技術應用于絕緣油絕緣狀態監測在理論和技術上均具有可行性[13,17]。

本研究以變壓器絕緣油為對象，采集、制備典型絕緣油樣品，測試三維熒光光譜，系統分析典型絕緣油樣品熒光特征指紋圖譜，為油浸式變壓器絕緣油絕緣狀態實時、在線監測，提供理論依據和技術支持。

1 變壓器絕緣油樣品三維熒光分析

1.1 實驗樣品

采用市售桶裝25號新絕緣油開展模擬老化實驗[18-19]；基于GB/T 2536—2011《電工流體變壓器和開關用的未使用過的礦物絕緣油》的指標要求以及實驗方法，測得新絕緣油主要性能參數如表1所示。

表1 新絕緣油主要性能參數Tab.1 Main performance parameters of new transformer oil

搭建串聯諧振升壓裝置，電路原理如圖1所示。從圖1可以看出，裝置主要部件包括：交流電源、控制箱、升壓變壓器、電容分壓器、實驗樣品池、限流電阻、檢測阻抗等。交流電源提供220 V市電交流電，控制箱接入市電交流電，旋鈕控制輸出電壓。樣品池腔體容積為3.0 L，放置雙層絕緣紙避免絕緣油擊穿。以脈沖電流法作為局部放電的測量方法，采用球板電極模擬沿面放電過程，制備不同劣化程度的絕緣油樣品[20-21]。放電能量為1 000 pC，固定放電時間分別為10、30、50、70、90、120 min。同時，在兩臺不同輸送電壓、不同運行時間的油浸式變壓器中采集絕緣油樣品，其參數如表2所示。

表2 實際運行變壓器絕緣油樣品信息Tab.2 Information of transformer oil samples obtained from actual operation transformers

圖1 模擬局部放電實驗裝置電路示意圖Fig.1 Schematic diagram of the circuit of partial discharge simulation experimental device

1.2 樣品分析

采用配備150 W氙燈光源的日立F-7100 FL型熒光分光光度計，激發掃描狹縫與發射掃描狹縫寬度均設定為5.0 nm。取1.0 mL絕緣油樣品，在三維掃描模式下采集樣品熒光光譜數據，激發波長掃描間隔設定為10.0 nm，掃描速度設定為12 000 nm/min，光電倍增管電壓優化設定為400 V。所有熒光數據采集、分析處理均采用FL-solution 2.0軟件。

2 結果與分析

2.1 典型樣品熒光光譜

針對變壓器絕緣油樣品，系統優化三維熒光分析的激發波長、發射波長范圍等儀器參數：激發波長（λex）范圍優化為250.0～450.0 nm；發射波長（λem）范圍優化為275.0～550.0 nm。

圖2為絕緣油新油樣品三維熒光譜圖。

圖2 絕緣油新油樣品三維熒光譜圖Fig.2 Three-dimensional fluorescence spectra of new insulating oil

從圖2可以看到兩個主要熒光特征峰：特征峰1為330 nm/350 nm（λex/λem），熒光強度為4 859 a.u.；特征峰2為360 nm/400 nm（λex/λem），熒光強度為1 730 a.u.。

2.2 實際運行變壓器絕緣油熒光變化情況

使用兩種實際運行變壓器絕緣油樣品開展三維熒光分析。圖3為淮北申皖1號主變壓器（500 kV）絕緣油樣品三維熒光譜圖，該變壓器于2015年投入運行。從圖3可以看出，典型特征峰為340 nm/400 nm（λex/λem），熒光強度為2 548 a.u.。

圖3淮北申皖主變壓器(500 kV)絕緣油樣品三維熒光譜圖Fig.3 Three-dimensional fluorescence spectra of insulating oil sample from Shenwan main transformer(Huaibei,500 kV)

圖4為霍山鄭家灣1號主變壓器（110 kV）絕緣油樣品三維熒光譜圖，該變壓器于2009年投入運行。從圖4可以看出，典型特征峰為400 nm/450 nm（λex/λem），熒光強度為997 a.u.。同時，采用氣相色譜DGA分析方法，分析油樣中溶解性氣體生成情況。表3為主要氣體成分濃度檢測結果。從表3可以看出，在正常運行狀態下，變壓器絕緣油無大量溶解性氣體生成，難以采用氣相色譜DGA方法監測。三維熒光分析數據顯示，樣品熒光特征峰位置以及信號強度均已發生明顯變化，表明絕緣油熒光分析方法具有更高的靈敏度，能夠彌補氣相色譜DGA分析方法的不足，在發生不釋放氣體或釋放少量氣體故障時，也能實現對絕緣油絕緣狀態有效監測。

圖4 霍山鄭家灣主變壓器(110 kV)絕緣油樣品三維熒光譜圖Fig.4 Three-dimensional fluorescence spectra of insulating oil sample from Zhengjiawan main transformer(Huoshan,110 kV)

表3 實際運行變壓器絕緣油樣品溶解性氣體濃度Tab.3 Dissolved gas concentration of insulating oil samples from actual operating transformers μL/L

2.3 局部放電故障過程中絕緣油熒光變化情況

采用市售25號絕緣油新油樣品，開展沿面局部放電實驗，分別在10、30、50、70、90、120 min時取樣，對樣品開展三維熒光分析，結果如圖5所示。典型特征峰有：①λex/λem：（315～340 nm）/350 nm；②λex/λem：（335～360 nm）/400 nm。隨著放電老化時間延長，絕緣油特征峰位置及其信號強度發生明顯變化，特征峰①逐漸消失；特征峰②信號強度明顯減弱。實驗數據顯示，在沿面放電實驗過程中，特征峰熒光強度發生顯著變化。選取（315～340 nm）/350 nm（λex/λem）為熒光特征峰進行熒光強度變化情況分析，結果如圖6所示。從圖6可以看出，隨著沿面放電時間延長，絕緣油樣品熒光強度發生顯著變化，出現兩個明顯突變拐點。對熒光強度變化趨勢進行二階導數處理，確定熒光突變拐點1時間為55.18 min，熒光強度開始快速降低；熒光突變拐點2時間為71.38 min，熒光強度降低至最低值。

圖5 局部放電故障過程中不同放電時間絕緣油樣品三維熒光譜圖Fig.5 Three-dimensional fluorescence spectra of insulating oil samples at different discharge times during partial discharge fault

圖6 絕緣油樣品熒光強度隨著沿面放電老化時間變化趨勢Fig.6 The variation trend of fluorescence intensity of insulating oil samples with surface discharge ageing time

作為對照，采用氣相色譜DGA分析方法，進一步分析放電劣化過程中溶解性氣體生成情況，結果如表4和圖7所示。通過放電時間為120 min時的溶解性氣體數據，計算得到C2H2、C2H4濃度之比為3.25，CH4、H2濃度之比為0.184；C2H4、C2H6濃度之比為2.77；依據我國電力行業標準DL/T 722—2014中氣體含量比值法，判斷為典型低能放電故障類型。如圖7所示，在放電90 min時，絕緣油中溶解性氣體開始生成；在放電120 min時，絕緣油樣品溶解性氣體分析數據顯現典型低能放電故障特征。

圖7 絕緣油樣品溶解性氣濃度隨著放電老化時間變化趨勢Fig.7 Variation trend of dissolved gas concentration of insulating oil samples with ageing time of discharge

表4 局部放電過程中絕緣油溶解性氣體濃度Tab.4 Dissolved gas concentration of insulating oil during partial discharge μL/L

綜上分析，對沿面局部放電老化絕緣油樣品，采用經典氣相色譜DGA分析方法，在放電老化時間為90 min時，樣品中溶解性氣體生成出現拐點；放電老化時間為120 min時，氣體數據可以作為故障判斷依據。三維熒光監測數據顯示：在55.18 min出現突變拐點1，熒光強度開始快速降低；在71.38 min出現突變拐點2，熒光強度降低至最低值，發生信號突變時間點均較氣相色譜DGA分析方法明顯提前。因此，相比氣相色譜DGA分析方法，三維熒光分析技術能夠提前監測到絕緣油絕緣狀態變化。

3 結論

通過對典型變壓器絕緣油樣品開展三維熒光分析研究，采集典型絕緣油樣品三維熒光譜圖數據，分析樣品熒光指紋特征圖譜，獲得了熒光特征峰位置、信號強度變化趨勢等關鍵信息。在釋放氣體的局部放電劣化過程中，相比經典氣相色譜DGA監測方法，三維熒光分析方法能夠有效地提前監測到絕緣油劣化狀態變化。在發生不釋放氣體或釋放少量氣體的故障情況時，三維熒光分析方法也可以實現對絕緣油絕緣狀態的有效監測。