DL／T 984-2018  油浸式变压器绝缘老化判断导则

油中糠醛含量虽能反映绝缘老化状况，但测试结果会受多种因素影响。因此，设备在运行过程中 能出现糖醛含量波动的情况。主要有以下影响因素：

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海绵城市标准规范范本图1变压器油中糠醛含量同运行时间的关系

a 作为一般多相平衡体系，糠醛在油和纸之间的平衡关系受温度影响。变压器运行温度变化时， 油中糠醛含量会随之波动。 b） 变压器进行真空滤油处理时，随着脱气系统真空度的提高、滤油温度的升高、脱气时间的增加 油中糠醛含量相应下降。变压器油经过某些吸附剂处理后，油中糠醛全部消失。 c 变压器油中放置硅胶（或其他吸附剂）后，由于硅胶的吸附作用，油中糠醛含量明显下降。装 有净油器的变压器，油中糠醛含量随吸附剂量和吸附剂更换时间的不同而有不同程度的下降， 每次更换吸附剂后可能出现一个较大降幅。 d 变压器更换新油或油经处理后，纸绝缘中仍然吸附有原变压器油。这时，油中糠醛含量先大幅 度降低，然后由于纸绝缘中的糠醛向油中扩散，油中糠醛含量逐渐回升，最后达到平衡。 e 在纸绝缘接近寿命末期时，纤维素降解产生糠醛的速度较慢，甚至低于糠醛自身热分解的速度， 有可能导致末期糠醛含量的降低，进行诊断时需要加以分析。 针对上述情况，应在更换新油或油处理前以及之后数周各取一个油样品，以便获得油中糠醛的变化 。对于非强油循环冷却的变压器，油处理后可适当推迟取样时间，以便使糠醛在油纸之间达到充分 衡。变压器继续运行后的绝缘老化判断，应将换油或油处理前后的糠醛变化差值计算进去。 对于需要重点监视的变压器，应定期测定糠醛含量，观察变化趋势，一旦发现糠醛含量高，就应引 视。在连续监测中，测到糠醛含量高而后又降低，往往是受于扰所致。

5.2.3.1按照GB/T7597取油样。

a）需了解绝缘老化情况时； b） 油中气体色谱分析判断有过热故障，需确定是否涉及纸绝缘时； c 在取纸样测聚合度前； d） 大修前和变压器重新投运1个月2个月后； e 超过注意值时，可在1年内检测1次； 运行中变压器在滤油前后分别取样； g）运行超过10年

化而言，与5.1.1和5.2.1相比，用CO和CO2判断绝缘老化的不确定性更大。根据大量变压器油中气体 分析结果，得出以下判断经验： a）正常情况下，随着运行年数的增加，绝缘材料老化使CO和CO2的含量逐渐增加。由于CO2较 易溶解于油中，而CO在油中的溶解度小、易逸散，因此COz/CO一般是随着运行年限的增加 而逐渐变大的。当CO/CO大于7时，认为绝缘可能老化，也可能是大面积低温过热故障引起 的非正常老化，参见附录C中C.3。 b）对变压器投运后CO含量的增长情况，有下列规律： 1）随着变压器运行时间增加，CO含量虽有波动，但总的是增加的趋势； 2）变压器自投入运行后，CO含量开始增加速度快，而后逐渐减缓，正常情况下不应发生 陡增； 3）不同变压器（如生产厂家不同、年代不同）投运初期CO含量差别很大。 据此提出以下经验公式，不满足时应引起注意

C, ≤C. ×1.2" (n≥2)

C,运行n年的CO年平均含量； 一运行年数。 c）对变压器油中CO2气体分析结果，有以下经验公式，不满足时应引起注意 C≤1000×(2+n)

一运行n年的CO,年平均含量： 7一运行年数。

丙酮作为变压器的绝缘老化产物之一，其与聚合度之间的关系参见附录A，其测试方法参见附录D。 随着检测技术的发展，丙酮有可能成为新的绝缘老化判断项目。 介电响应测试方法也具有成为判断变压器绝缘老化新测试项目的潜质，其测试原理、具体测试步骤 及分析方法参见附录E。

绝缘油和纸绝缘在电、热应力以及氧气和水分的作用下都会发生降解，这一降解过程也称为老化过 程：当老化到一定程度不能发挥其应有的功能时，称为寿命终止。

A.1.1纤维素绝缘材料

图A.1纤维素的结构图

用的催化剂。纤维绝缘材料中所含水分越多，纤维素水解速度越快。 c） 氧化：由于纤维素纸的葡萄糖环的碳原子存在醇羟基（CH,OH)，它的化学性质非常活泼，氧 O 可能侵袭第六位C原子形成醛基一 醛基再氧化而生成羧基，由于同分异构化，在葡萄 糖苷碳上形成双键。于是，葡萄糖苷碳键就变得很不牢固，容易发生水解。羧基发生水解时纤 维素链断裂，因此醇羟基的氧化归根到底是纤维素链发生断裂。 在实际的变压器中，这三种过程是同时发生的，形成非线性的Arrhenius曲线，这样就会增加应用单 活化能去描述复杂降解过程的难度。温度和环境决定了哪种降解过程占支配地位。在不同的反应之间 很可能有协同作用发生，例如氧化降解可能会促进水解降解。但是，为了分析方便，假设各个过程是独 立的。总的降解就是各个降解过程的综合，如公式（A.1）所示

：A为环境因数，E为活化能，下标Oxi、Hyd、Pyr分别表示氧化、水解和热分解三种过程。某 可以认为这些降解反应的速率主要是由给定温度下的活化能和环境决定的。老化速率和温度的相 于在给定区域内哪种过程占支配地位，不同老化机制的老化反应率与温度的关系如图A.2所示。

图A.2不同老化机制的老化反应率与温度（T）的关系

纤维素降解机理说明，即使是在相同的运行温度下，变压器绝缘老化速度也会因含水量、含氧量等 诸多因素的不同而不同。纸绝缘的纤维素分子在热、氧、水等因素长期作用下发生降解，大分子断链成 为较小的分子，使聚合度降低、材料的韧性和机械强度下降。 此外，变压器油纸绝缘处于高电场下还会产生电老化。如果各部位绝缘的工作场强远没有超过允许 的使用场强，则这种电老化相对热老化而言是很小的，可以忽略不计；如果作用场强超过了允许值，就 本标准对电老化的机理不作详细分析

矿物变压器油主要是由许多不同分子量的碳氢化合物组成的混合物，基本以烷烃、环烧烃和 香烃为主。 在变压器的正常运行温度下，油不会产生热分解。油的老化虽与温度有关，但主要是氧化导 油氧化的催化剂。实际上，对不能与氧气完全隔离的油纸绝缘设备，即使长期不运行，也同样

A.1.3油纸绝缘老化生成物

纸绝缘降解的结果，其一为纤维素大分子的断裂，表现为聚合度的下降和机械强度的降低；其次是 伴随降解过程，可得到溶解在油中的多种老化产物，如CO、CO2、糠醛、丙酮、羧酸、多糖化合物、水 等。变压器绝缘老化的产物较为复杂，见于报道的绝缘老化生成物有水、糖类产物、有机酸、挥发性化 合物、类糠醛化合物、酚醛树脂降解、丙酮等。随着检测技术的发展，这些产物也有着成为绝缘老化判 断测试项目的潜力。

A.2油纸绝缘老化测试技术

曾采用抗张强度残留率60%、平均聚合度残留率40%~50% 作为制造厂设计的绝缘寿命。抗张指数和聚合度之间的关系如图A.3所示。纸的抗张强度可以参考GB/T 12914和GB/T22898进行测试。测试样品的抗张强度对判断变压器整体老化程度，或可以直接取到纸样 的故障部位的老化情况是有意义的。

图A.3抗张指数和聚合度之间的关系

状态。 式中： 糠醛的含量，mg/L； DP, 一纸绝缘的聚合度。

变压器油中溶解气体和糠醛含量能够客观反映变压器内部绝缘老化情况，但由于油中气体容易扩散 和糠醛容易被吸附等原因，难以准确判断变压器的绝缘老化程度。丙酮是变压器绝缘长期运行后的一种 产物。由于它不易被吸附，难以扩散，受氧气和水分影响较小，成分较为稳定等特点，具有成为变压器 绝缘老化判定指标的参考价值。试验结果表明，丙酮生成量和（残）剩余平均聚合度的关系如图A.4所 示。可考虑将0.012mg/g~0.1mg/g的丙酮生成量作为变压器绝缘老化的注意值。

4丙酮生成量和（残）剩余平均聚合度的关系

介电响应法的原理在于电介质材料绝缘老化后其弛豫极化会发生显著变化，因此可采用介电响应法 反映其老化程度。介电响应法主要分为时域和频域两种测量方式。时域测量方法包括回复电压法 （RecoveryVoltage）和极化去极化电流法（PolarizationandDepolarizationCurrent）。频域测量方法主要是 指频域谱法（FrequencyDomainSpectroscopy）。但是，利用介电响应评估变压器的绝缘老化程度这项技 术尚处于初步研究阶段，仍然需要进行深入的研究和测试经验的积累。 目前，利用介电响应法来评估纸中水分的技术日趋成熟。纸中水分是影响绝缘老化速率的一个重要 因素，也是与油纸绝缘老化程度紧密关联的参量，准确测量的纤维素中的水分含量显得尤其重要。当前 仍采用通过测量油中水分的平衡曲线间接推测纸中水分的方法，但该方法存在误差较大的缺点。介电响 应无损测量及含水量评估方法作为一种新的测试方法，可以准确地测量绝缘纸板中的水分，并且拥有由 于具有不吊心、无损测量等优点。因此，可以通过该方法来测量纸中水分，进而反映变压器的绝缘老化 速度。

油浸式变压器主要由金属材料和绝缘材料组成，高温条件下，绝缘材料先于金属材料损坏。因此，

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变压器的寿命主要由其油纸绝缘材料的寿命决定。变压器寿命（油纸绝缘的寿命）主要与运行温度和油 纸绝缘的聚合度有关。 由于绝缘油可以在变压器使用寿命期间再生或更换，而纸绝缘的老化过程是不可逆的，而且纸绝缘 也是不易更换，因此，纸绝缘的寿命决定了变压器的实际使用寿命。纸绝缘的寿命主要取决于纸绝缘的 机械寿命。除制造质量外，变压器的实际寿命与运行条件关系很大

变压器的实际寿命与运行温度关系很大。在GB/T1094.7和DL/T572中，是按“6度法则”的相对 老化率来计算相对寿命损失的。也就是说，在80℃140℃的范围内，变压器的温度每上升（或下降）6℃， 变压器绝缘寿命的损失会加倍（或减半）。这是IEEE负载导则中Arrhenius方程的简化表达形式。 变压器运行中的热点温度是受到严格限制的。在较高温度下运行的相对寿命损失值可以用较低温度 下少损失的值来补偿。变压器负载大小直接对寿命有影响，负载率较低的变压器应比负载率较高的变压 器运行年限更长。正常运行的变压器应有30年以上寿命，达不到预期寿命而退役，通常是设备隐患或其 他原因所致。

A.3.2绝缘剩余寿命

当纸绝缘老化，纤维素分子链断裂时，聚合度的值会从初始值（DP。）开始减小，纸绝缘的老化服 从Arrhenius方程，即

A一一由化学环境决定的常数； E^—活化能，kJ/mol; R—摩尔气体常数，取值为8.314J/（mol·K）； T一绝对温度，K。 由此，可以采用公式（A.4）对油－纸绝缘的剩余寿命进行大致预测，

= Ae RTt DP DP,

附录B （规范性附录） 绝缘纸（板）聚合度测试方法

本方法用于测定新的或者老化的纸绝缘的黏均聚合度（简称聚合度，缩写用DP，表示）。通过测量纸 绝缘溶于铜乙二胺溶剂中的溶液特性黏度来确定纸（板）的聚合度。

根据马丁（Martin）的经验公式（k=14）计算比黏度。同一黏度计中可以测定溶液和稀溶剂的流出 时间。由测量纸绝缘在铜乙二胺溶液中的黏度和铜乙二胺稀溶剂中的黏度，计算比黏度，并由此推导出 溶液的特性黏度，从而计算出聚合度DP

B.4.1溶解试样用仪器

a）溶解瓶：要求当装满50mL试验溶液时，还可将残留空气排出。可使用52mL细口聚乙烯瓶和 密封用橡皮塞。 b）振荡装置。 c）玻璃球，直径6mm左右。 d）5mm×5mm×5mm紫铜。 e）抽提器。

B.4.2 测量用仪器

a）具有毛细管常数0.005或0.01的已校准过的毛细管类黏度计管数支。未校准过的管也可使用， 只要铜胺（Cuen）溶剂以及纸（板）/铜胺（Cuen）混合溶液的黏度是用同一根管测定的。 b）恒温水浴，温度控制在20℃土0.1℃。 c）秒表，能够读至0.1s。 d）移液管，移液精度为土0.1mL。

能够读准至0.1mg。

B.5.1纸绝缘试样的制备

a）采用索氏抽提器，用戊烷或正已烷抽提老化后的纸绝缘试样，必要时用氯仿使纸脱脂。 b）试样在室温下让溶剂挥发。 新的绝缘纸（板）不需步骤a）和b）。 d 用尖镊子和刀片把绝缘纸（板）刮成薄膜，放在纤维解离器（或其他离散设备）中，加蒸馏水 打成纤维状，不应有浆块或纤维束，然后用盖有洁净白布的铜网在手抄纸器（或其他成形设备） 上抄成浆片，不必挤压，连同白布一起风干；最后，将浆片自白布上取下，撕成5mm×5mm的 小块，置于干燥、洁净的玻璃瓶中，用塞子塞紧，放置过夜，使水分达到平衡。

B.5.2溶液浓度的选择

表B.1纸的不同聚合度对应的取纸质量

B.5.3试验溶液的制配

a）用尖镊子和刀片把绝缘纸浆片刮成薄膜。 b） 在聚乙烯溶解瓶中加入已称量的绝缘纸浆片、铜块和玻璃球。 c） 加入25mL蒸馏水，放置0.5h，让水完全浸透试样。 d 用振荡器搅动溶解瓶，使所有试样润湿，并变成均匀纤维纸浆。 e 加入25mL浓度为1mol/L的铜乙二胺溶液。 f 立即排除溶解瓶内残留空气，塞紧橡皮塞。 g) 用振荡器搅动溶解瓶，使试样溶解。溶解时间以1.5h2h为宜。 h) 将恒温水浴温度调整到20℃土0.1℃，将稀溶剂瓶和试样溶解瓶浸入恒温水浴中，静置1h，温 度达到20℃±0.1℃

B.5.4流出时间的测定

流出时间的测定应当符合GB/T265的要求： a）将稀溶剂抽吸到毛细管黏度计的上刻度线上，测量上下刻度线之间的流出时间。 b）记下两次测试结果的差值百分数，两次测试结果的差值百分数应小于1%，否则需重复试验。 c）用试样溶液冲洗黏度计。按a）所述方法，测定试样溶液的流出时间。

某电）1号、2号两台20000kVA/1 个别自1959年和1958年投入运行，经常负载 和表C2.说明绝缘老化严重

表C.2聚合度测试结果

由试验结果可知，变压器油中糠醛含量很高，绝缘纸聚合度偏低，不同部位的样品表明，绝缘 仅在局部范围，而属整体绝缘老化，应考虑更换新变压器。如因备品原因仍需继续运行一段时 绝缘机械强度已很差，应采取安全措施：防止出口短路，不宜采取急救性负载运行方式，加强

a）变压器累计运行132740h，其中最大年运行时间为8406h，最小为6993h。机组以100MW 本负荷连续运行。运行电流以6.0kA～6.3kA居多，最大6.5kA并带有两台厂用变压器（通 载约6MW）。该变压器低压10.5kV侧额定电流为6.6kA，因此不会有超过铭牌出力的记录 6） 曾加装一台自制的水冷却器，控制油温较低，以70℃作为限值，通常上层油温冬季为32

36℃，夏季最高为64℃~69℃。 C 投运约3年时曾发生B相高压I线圈端部匝间短路，由于围屏高度仅至上压板下第5饼处，因 而弧光殃及A相，导致A、B相3饼～4饼对应处相间短路。后在现场将A、B相高压线圈I 的1饼～4饼重新绕制修复，再次投入运行。 d 1988年10月分析油中气体，发现H含量明显增加（111μL/L），烃类气体正常，1989年11月 Hz达381μL/L，1990年7月H,约400μL/L、油中含水量44mg/L、击穿电压26.2kV，随即进行 滤油脱气。脱气后继续运行，H,略有回升，至1991年停运前Hz已达130μL/L，油中含水量为 47mg/L。

C.2.2绝缘老化测试

油中糠醛测试结果。从1987年开始测定油中糠醛含量，结果见表C.3。由表中结果可知在， 醛含量高王同期 变压器水平，且以较高的速度增长，

b）绝缘外观情况。变压器各线圈的绝缘纸呈棕黄色，部分呈棕红色，手瓣时质脆、易折断；油道 垫块、围屏呈棕色，撕开时可见纤维；低压引线绝缘严重炭化，高压引线有部分炭化现象。 C 聚合度测试结果。取样：考虑其对称性，线圈绝缘仅取B、C相的高压I、低压、高压Ⅱ，其 中上部和下部样品分别指上压板下2饼～3饼及下部2饼～3饼处取样。此外，考虑到一般正常 吊检的变压器可取到的线圈油道垫块、围屏和引线外包绝缘纸样，在此也进行取样测试，以观 察其代表性。 聚合度测试结果分别见表C.4~表C.7。

公差标准表C.4C相线圈绝缘聚合度

表C.5线饼不同幅向位置匝绝缘聚合度

表C.6线圈不同轴向位置匝绝缘聚合度

表 C.7不同相的对应部位匝绝缘聚合度

a）从油中糠醛和聚合度的测试结果来看，该变压器应属非正常老化（因比同龄设备老化程度更严 重），但从运行情况分析，并非因超过铭牌出力等因素使运行温度过高而引起。从油中气体监测 和吊检后剖析可知，该变压器并不存在因局部高温引起局部绝缘过热老化的情况。因此，可能 是因绝缘含水量过高而导致的加速老化，且因为是升压变压器，变压器经常处于较大的负载下 运行，使纤维素在电场和温度的作用下因水解作用的加速裂解（运行后期H含量升高、油中含 水量较高也可说明）。 6 由于上述老化作用因素分布是比较均匀的，因而各不同部位老化程度的差异仍然与变压器各部 位运行温度的分布有关，从测试结果看，具有以下一些规律： 1）随着变压器运行温度由下部至上部逐渐升高，匝绝缘的聚合度由下至上逐渐下降。 2）高压Ⅱ线圈布置在内，高压I线圈在外部，内部老化比外部略严重一些，但差别不大。低 压线圈（设计不同）的老化程度比高压线圈严重。 3 线圈轴向中部靠近B相一侧的匝绝缘比旁轭一侧的聚合度略低，可能与靠近旁轭一侧的油 温偏低有关，也可能与导向油流的差异有关，就数值上的差别还难以说明其规律性，且同 饼线圈不同幅向位置上的匝绝缘老化情况应视为无差别。 4）线圈匝绝缘的聚合度低于线饼间垫块的聚合度；上部垫块的聚合度低于下部垫块，但均低 于围屏的聚合度。从该变压器的测试结果可知，引线与匝绝缘的聚合度比较相近，但由于 引线受电流密度的设计（差别较大）和受绝缘油性能的影响关系较大，因而不能说明具有 普遍性。 c）鉴于通常变压器测试绝缘聚合度时，以垫块、围屏纸板和引线绝缘作为判据样品，因此本标准 推荐聚合度的判断指标并非指匝间绝缘的聚合度。虽然匝绝缘的聚合度更低，但从运行经验来 看，纤维素绝缘纸的降解，对电气强度的影响不是直接的（炭化除外），直接是机械强度的丧失， 是否在运行中损坏，还受外部因素的影响，这就是老化程度相同的变压器不一定同时损坏的原 因。引线绝缘的聚合度作为参考值，还是有意义的（见5.1.2）。

路桥施工组织设计 表C.8油中糖醛测试结果

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表C9油中气体测试结果