一种变压器绝缘油老化程度的监测方法

1.本发明涉及电力设备装置变压器老化程度监测技术领域，具体涉及一种变压器绝缘油老化程度的监测方法。


背景技术：

2.变压器是电力输送环节中最重要的设备之一，而变压器绝缘油又是变压器最重要的绝缘材料之一；不仅起到绝缘的作用，还具有散热、灭弧的功能。高压线路在常年运行过程中，绝缘油会由于受到氧气、湿度、高温、紫外线、强电场和杂质等多种外界因素的作用下，机械性能和电气性能逐渐老化，容易引起电缆终端发热甚至绝缘击穿，因此很有必要对变压器终端填充的绝缘油的老化特性进行研究分析，以保证电力系统的安全运行。
3.查阅文献得知，有多种监测变压器绝缘油老化程度的方法。但是，这些监测方法所使用的监测技术并不可靠。因为目前所使用的监测技术多数是针对绝缘油中溶解的气体进行检测，要实现对绝缘油中溶解气体的检测，就必须周期性地将现场采集的油样送到实验室进行分析和检测，如行业标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(dl/t722.2014)。而且，每次检测油样都必须经过现场采集-油样运输-油气分离-色谱分析这样一个过程。如公开号为cn107390064a的专利申请通过绝缘老化参数如绝缘油中溶解气体含量对绝缘油的老化性能进行确定。首先，从油样现场采集过程中，无法避免油样现场采集过程中外界空气中的气体或杂质进入到被采集的油样中。其次，油样从现场采集到长距离运输到实验室的过程中,无法避免溶解在油样中的微量气体逸出到油样外界的空气中；再者，油气分离过程操作要求较高，若操作不当，无法避免溶解在油样中的微量气体逸出到油样外界的空气中。这样就会降低实验室检测数据或结果的可靠性，致使最终检测结果存在较大误差,增加了故障漏报或误报的可能性，从而也使变压器和输变电系统处于不确定的危险之中。上述的这些监测方法不能用于变压器绝缘油质量变化的在线监测和数据传输。


技术实现要素：

4.本发明所要解决的技术问题在于现有技术中变压器绝缘油老化程度监测方法不能用于变压器绝缘油质量变化的在线监测和数据传输。
5.本发明通过以下技术手段实现解决上述技术问题：
6.一种变压器绝缘油老化程度的监测方法，包括以下步骤：
7.(1)测定不同老化程度变压器绝缘油三维荧光，构建变压器绝缘油老化程度模型；
8.(2)取变压器绝缘油，测定三维荧光，得到荧光强度数据，根据步骤(1)中的压器绝缘油老化程度模型判断变压器绝缘油老化程度。
9.有益效果：本发明以测量变压器绝缘油样的实时三维荧光谱图作为间接依据定义了变压器绝缘油老化程度的方法；通过建立变压器绝缘油老化程度三维荧光光谱诊断模型，根据光谱数据中的特征量对比不同老化阶段变压器油的光谱模型来判断变压器绝缘油老化程度。
10.本发明可通过早期和实时的诊断结果预示设备是否有故障隐患信息，从而有效地监控变压器绝缘油绝缘的性能状态，提高了检测的实时性，避免设备事故，减少重大损失，提高设备运行的可靠性，最终保障电力系统的运行安全。
11.优选地，所述步骤(1)中以同一批变压器绝缘油油样为基质，在放电装置上进行连续的沿面放电，每隔一段时间后取出一定体积的电击后的油样样品，测三维荧光，得到三维荧光谱图及荧光强度，以电击时间为横坐标，荧光强度为纵坐标，得到变压器绝缘油老化程度模型。
12.本发明以人为模拟自然条件制备的运行年限不同的变压器绝缘油样品为工作样品，测三维荧光，得到样品的三维荧光谱图及荧光强度数据，绘制工作曲线图，再将从变压器装置中取得的实际运行年限不同的绝缘油样品测三维荧光，得到不同老化状态绝缘油油样的荧光强度进而实现对变压器油老化程度的在线监测与预警评估，避免电力故障的出现。
13.优选地，以最大放电能量10-12
库仑，放电持续时间10、30、50、70、90、120min，分别取一次样，每次取样200ml。
14.优选地，采用荧光分光光度计测定三维荧光。
15.优选地，采用荧光分光光度计的测定条件为：激发波长220-500nm，发射波长240-600nm，激发波长扫描间隔10nm，光电倍增管电压400v。
16.有益效果：根据测量变压器绝缘油基础油样的三维荧光特征峰位置调节得到上述测定条件，若光电倍增管电压为600v，测定过程中会出现超量程现象。
17.优选地，调整激发起始波长220.0nm，激发截止波长500.0nm，发射起始波长240.0nm，发射截止波长600.0nm。
18.优选地，调整激发扫描狭缝宽度5.0nm，发射扫描狭缝宽度5.0nm。
19.优选地，调整扫描速度为1200nm/min。
20.本发明的优点在于：本发明将变压器绝缘油三维荧光谱图作为主轴，以测量变压器绝缘油样的实时三维荧光谱图作为间接依据定义了变压器绝缘油老化程度的方法；通过建立变压器绝缘油老化程度三维荧光光谱诊断模型，根据光谱数据中的特征量对比不同老化阶段变压器油的光谱模型来判断变压器绝缘油老化程度。
21.本发明可通过早期和实时的诊断结果预示设备是否有故障隐患信息，从而有效地监控变压器绝缘油绝缘的性能状态，提高了检测的实时性，避免设备事故，减少重大损失，提高设备运行的可靠性，最终保障电力系统的运行安全。
附图说明
22.图1为本发明实施例1中放电装置的实物图；
23.图2为本发明实施例1中局部放电模拟实验装置电路原理图；
24.图3为本发明实施例1中新油的三维荧光光谱图；
25.图4为本发明实施例1中变压器绝缘油老化程度三维荧光光谱诊断方法的工作曲线图；
26.图5为本发明实施例2中实际测量不同老化程度的变压器绝缘油样样品的三维荧光光谱图；图中(1)表示未经过电击的新油样品，(2)表示人工模拟自然电击即沿面电击
30min的油样，(3)表示人工模拟自然电击即沿面电击50min的油样，(4)表示实际运行十年的变压器绝缘油样品；
27.图6为本发明对比例2中不同实验样品的红外光谱图。
具体实施方式
28.为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
29.下述实施例中所用的试验材料和试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径获得。
30.实施例中未注明具体技术或条件者，均可以按照本领域内的文献所描述的技术或条件或者按照产品说明书进行。
31.实施例1
32.变压器绝缘油老化程度的监测方法，具体包括以下步骤：
33.(一)变压器绝缘油工作样品的获得
34.以同一批变压器绝缘油油样为基质，在放电装置上进行连续的沿面放电实验，试验放电装置示意如图1所示，该实验装置为现有装置，腔体容积约3l。放置双层绝缘纸是为了避免绝缘油击穿。
35.(1)以串联谐振试验装置为升压装置，以现有的脉冲电流法作为局部放电的测量方法。电路原理如图2所示。本发明也可以采用现有技术中的其他方法对绝缘油进行局部放电，从而模拟绝缘油在实际工作中受到的自然雷击、输电线高压对其的点击导致可能发生的故障。
36.(2)如图2所示，设置串联谐振试验装置中交流电源电压为220v，变压器变比为1:500升压，在测量端返回1000:1的测量电压。限流电阻采用水电阻制作，防止试品电流过大从而保护电路。电容分压器外接峰值电压表，以检测试样两端的电压，同时起到在试品放电时稳压的作用。检测阻抗能够提取出放电高频信号，转为pdcheck可测的电压信号。pdcheck采集局部放电信号，并在主机软件端分析显示。
37.(3)对25号新疆克拉玛依油(k)进行局部沿面放电试验，步骤如下：
38.a.确定所要模拟的放电故障，并从设计加工好的试验电极中选择适当的模型，最后调节及记录电极间距；
39.b.在变压器油注入前，采用真空滤油机对油样进行预处理，避免水分和空气的干扰，最后将变压器油注入试验装置，并静止24小时；
40.c.在模拟放电试验前，取静止后的油样进行油中溶解气体分析，记录数据并作为该放电模型油色谱数据的基值；
41.d.按图进行接线，在保证接线牢靠的同时，应注意局放测试仪与升压装置分接于不同的电源；
42.e.用标准脉冲发生器进行校准，并记录背景、温度、气压及时间；
43.f.升压模拟放电故障，记录局部放电量、电压表读数的变化以及试验过程中出现的现象；
44.g.降压，记录试验时间，对试验所用的变压器油进行油中溶解气体分析；
45.h.更换装置中的变压器油，并按以上步骤模拟其余的放电故障。
46.沿面放电模拟试验，参数如下：
47.最大放电能量1000pc(10-12
库仑)，放电持续时间10、30、50、70、90、120min，分别取一次样，每次取样200ml(60+140)。
48.分别在第10、30、50、70、90、120min取出固定体积的电击后的油样样品，保存在棕色玻璃瓶中。通过人为施加高电压对油样进行电击实验，模拟变压器绝缘油在实际工作中受到的自然雷击、输电线高压对其的点击导致可能发生的故障。
49.(2)变压器绝缘油老化程度三维荧光光谱的工作曲线图的绘制
50.分别取新油(刚从产地产出，可以理解为老化程度为0，绝缘程度为100％)、上述电击实验获得的电击时间长短不同的绝缘油油样3ml，采用荧光分光光度计，在以下条件下测三维荧光，得到样品的三维荧光谱图及荧光强度数据，图3为新油的三维荧光光谱图，通过该谱图可得出新油的三维荧光特征峰位置和强度大小，通过该图能得到基础油样即可理解为绝缘程度为100％的新油的三维荧光光谱的特征峰位置和强度，以此为基准，和其他油样的三维荧光测量结果作对比。若荧光特征峰位置或强度大小发生了变化，即表明该油样绝缘状态发生了变化，发生了老化。在通过强度变化了多少，确定老化程度，再判断是否需要更换新的油样，从而避免变压器事故的发生，保障用电安全。变压器绝缘油老化程度模型，如图4所示。
51.(3)实际待测样品的准备
52.将从变压器装置中取得的运行年限不同的绝缘油样品转移至玻璃注射器中，取3ml样品，测三维荧光，得到不同老化状态绝缘油油样的荧光强度。
53.步骤(2)和步骤(3)中荧光分光光度计的测定条件如下：
54.仪器型号：日立f-7100flspectrophotometer
55.激发起始波长：220.0nm
56.激发截止波长：500.0nm
57.激发波长扫描间隔：10.0nm
58.发射起始波长：240.0nm
59.发射截止波长：600.0nm
60.扫描速度：1200nm/min
61.激发扫描狭缝宽度：5.0nm
62.发射扫描狭缝宽度：5.0nm
63.光电倍增管电压：400v。
64.实施例2
65.为验证本发明方法的灵敏度，采用实施例1中步骤(3)对如下实际待测油样进行检测，测定结果如图5和表1所示。
66.表1检测结果
67.批号样品名荧光强度(a.u.)1未经过电击的新油55262人工模拟电击一段时间的油样3527
3实际运行十年的油样268.4
68.表格中1表示未经过电击的新油，2表示人工模拟自然电击一段时间的油样，3表示实际运行十年的油样。
69.由上述实施例及其结果可知，本发明操作简便、灵敏度高、用样量小，可以实时获得绝缘油老化程度数据，提高了检测的实时性。通过早期和实时的诊断结果预报设备是否有故障隐患信息，及时作出预警信号，从而避免设备事故，提高设备运行的可靠性。
70.对比例1
71.采用紫外分光光度法监测
72.仪器：uv-2600；
73.实验样品：运行年限不同的变压器绝缘油样；
74.试验过程：采用双通道紫外分光光度计，用基础油做背景，取3ml绝缘油样样品进行扫描。设置扫描起始波长200nm，终止波长800nm，对不同的实验样品进行扫描。
75.实验表明：对于不同的实验样品，区分度很小，难以区分开不同的实验样品。
76.对比例2
77.采用傅里叶红外光谱仪atr方法监测
78.仪器：傅里叶红外光谱仪；
79.实验样品：运行年限不同的变压器绝缘油样；
80.试验过程：运用衰减全反射(atr)透射方法，以空气做背景，取4～5滴绝缘油样样品进行扫描。波数范围设定为450～4000cm-1
。
81.对不同的实验样品进行扫描。实验表明：如图6所示，对于不同的实验样品，同样区分度很小，难以区分开不同的实验样品。
82.对比例3
83.三维荧光扫描电压的确定
84.刚开始确定的电压是600v。测定过程中部分样品荧光强度超过量程了，表明选择的电压不合适。将扫描电压调整为400v。测定基础油样品和处理好的实际样品均没有超过量程的情况出现，因此，选择电压为400v。
85.以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。