变压器油中糠醛含量的检测方法及其对变压器固体绝缘材料老化的判定

通过检测变压器油中糠醛含量,可以简单、快速地判断变压器绝缘材料老化程度。通过试验,确立了采用高效液相色谱仪测定变压器油中糠醛含量的检测方法,并通过重复性考察及加标回收率试验对其进行了评价,认为该检测方法准确度高、重复性好。通过对内蒙古电网部分主变、部分电厂主变油中糠醛含量检测,对利用糠醛含量判定变压器固体绝缘材料老化程度提出了建议。     

超高压变压器油中酸类物质的生成规律和变压器热老化状况分析

为了防止变压器突发性恶性事故发生,探寻更为准确地评估超高压变压器油纸绝缘老化状态和预测变压器剩余寿命的方法意义重大。为此,在130℃下进行了变压器油纸绝缘加速热老化实验,同时跟踪测定变压器油中的酸值、糠醛含量和介质损耗因数,分析模拟老化条件下生成酸类物质的规律,并与变压器老化特征量糠醛和油介质损耗因数的变化规律进行了对比分析。实验结果表明:在变压器油纸绝缘热老化过程中,老化生成酸性物质的反应分为反应诱导阶段和反应发展阶段。在老化反应进入诱导阶段后期,油中糠醛的含量下降,此后,油中的糠醛含量便不能正确反映变压器纸绝缘的老化状况。在老化反应的发展阶段,其反应速率常数是诱导阶段的约5~11倍。老化过程中变压器油中酸值的变化和介质损耗因数的变化具有良好的相关性,生成酸类物质反应速率的快速增加,与变压器油的绝缘性快速下降相一致。结果初步表明跟踪测定变压器老化过程油中酸值的变化,可更为准确地评估变压器油纸绝缘的老化。     

变压器中纸绝缘热老化的试验研究

本文介绍了利用高效液相色谱法判断变压器中纸绝缘热老化的原理。用此方法对纸在试验室不同条件下进行了老化研究。通过测定纸的聚合度(DP)及用液相色谱法测定变压器油中的糠醛含量而发现:在油纸绝缘中,纸的聚合度降低与油中糠醛含量的增强为线性关系。作者还对近200台220千伏及以下的运行变压器的油中糠醛含量作了普测,取得了有实用价值的数据。     

变压器油组成与热老化安定性的相关性研究

对4种不同碳型组成的环烷基变压器油进行加速热老化实验,通过测定热老化过程中变压器油的界面张力、介质损耗因数和溶解气体含量,考察变压器的碳型组成与热老化安定性的相关性。结果表明:环烷基变压器油在相同的热老化条件下,CA值越大,变压器油的热老化安定性越差;在CA值相同的情况下,CN值越大,热老化安定性越好。     

应用红外光谱和混沌学分析变压器油的老化特性

为监测诊断变压器油的老化状态,采用开口杯劣化法在120°C恒温下对变压器油进行老化试验,通过红外光谱监测变压器油老化过程中官能团的变化趋势,从微观角度分析变压器油老化机理,试验结果表明变压器油在老化过程中有醛类和酸类化合物生成。并对不同老化程度的变压器油采用尖-板电极局部放电,用混沌-分形理论分析了油中局部放电脉冲波形,通过计算波形的关联维数D(m)和Kolmogorov熵(KE),分析波形的频谱和功率谱密度。油质老化初期,关联维数呈下降趋势,放电信号的K熵值呈上升趋势,油中局放信号进入稳定期;随着老化加剧,关联维数迅速增大,局放波形的复杂性增强。运用混沌特性的变化来识别变压器油的老化状态取得了很好的效果,并为变压器油绝缘老化状态的诊断提供了一种可行的方案。     

检测变压器油中糠醛含量以监督其绝缘老化

检测变压器油中糠醛含量，对其纸绝缘老化情况进行判断，是近几年发展起来的一项监督新技术。本文闸述了油中糠醛含量的检测以及它与变压器纸绝缘老化程度的关系，并对省电网主变油中糠醛含量检测结果进行分析研究     

采用液相色谱法测定变压器油中糠醛含量

采用液相色谱法测定变压器油中糠醛含量的方法简便,用样量少,灵敏有效。采用此方法对判断变压器纸绝缘的老化状况具有重要意义。     

高效液相色谱法测定变压器油中的微量糠醛

通过测定变压器油中糠醛的含量,可以了解绝缘纸老化的程度及估计变压器剩余寿命。详细介绍了我院研究人员利用高效液相色谱仪测定变压器油中微量糠醛的原理、方法、试验条件的选择及定量分析、计算公式等。试验表明:该法油用量少、简便、灵敏度高,对诊断变压器绝缘纸老化,有重要意义。     

模拟变压器内部放电及局部过热对油中气体含量的影响

根据变压器油中溶解气体分析技术,设计了针-板电极模型,将其置于纯油和油纸绝缘中在不同电压等级下进行放电老化实验,并通过加热器件模拟变压器内部局部过热现象对绝缘油进行加热老化。研究油中气体含量的变化趋势和放电、局部过热老化对绝缘油的影响。结果表明:放电强度较低时,老化后油中气体的含量基本不变;放电强烈时,油中气体含量出现了增加,其中H_2和C_2H_2含量增加明显。模拟变压器绕组局部过热实验中,当温度达到120℃以上时,除H_2、C_2H_2和C_2H_4外,油中各种气体含量增长明显。     

高效液相色谱法测定变压器油中的微量糠醛

通过测定变压器油中糠醛的含量，可以了解绝缘纸老化的程度及估计变压器剩余寿命，详细介绍了我院研究员利用高效液相色谱仪测定变压器油中微量糠醛的原理，方法，试验条件的选择及定量分析，计算公式等，试验表明：该法油用量少，简便，灵敏度高，对诊断变压器绝级纸化老化，有重要意义。     

应用微波消解-ICP-AES法测定变压器油中的金属元素

测量变压器油中金属元素,必须进行油样预处理。为提高样品处理效率,建立了三段微波消解法。将HNO3-H2O2作为消解用酸,结合三段微波消解法,采用电感耦合等离子体发射光谱（微波消解-ICP-AES法）,测定了油样中铜、铁元素的含量。实验结果表明,两元素含量测定值的相对标准偏差均小于2%,且加标回收率为97%～101.2%,与DL/T 263—2012《变压器油中金属元素的测定方法》进行对比,经t检验（α=0.05）,无显著性差异。微波消解-ICP-AES法操作简便、检测快速、测量精度高,将其用于变压器油中金属元素的检测具有重要意义。     

老化和水分对电容性套管绝缘纸频域介电特性的影响

套管故障是引起变压器停运的主要原因之一,其中套管绝缘受潮引起的故障比例占据首位,而水分是引起油纸绝缘劣化的重要因素,因此研究不同水分对电容性套管绝缘介电特性的影响对于评估套管受潮状态具有重要意义。制备了不同初始水分质量分数的油纸电容型套管电容芯子试品,开展了实验室内油浸纸电容芯子的加速热老化试验,建立了介损特征区间积分模型,发现老化时间与油浸纸介损在特征区间的积分值符合线性规律,水分同介损在特征区间的积分宽度符合线性规律,表明油浸纸频域介电谱中的介损积分值可反映绝缘老化程度,为现场基于介损评估受潮下油纸套管的老化状态及受潮对绝缘老化的加速情况提供研究思路。     

纳米改性矿物绝缘油的老化特性研究

以制备的纳米改性矿物油为研究样品,对添加纳米颗粒前后矿物绝缘油在100℃、老化35天、每隔7天分别测试油样微水含量、击穿电压、介质损耗及酸值,考核老化前后矿物绝缘油性能。测试结果显示,老化前后不同矿物绝缘油理化电气性能均会出现不同程度劣化,添加有纳米颗粒的矿物油表现出更好的抗氧化性能。     

用多参数研究变压器油的热老化

以常用的老化参数（介质损耗因数、酸值、电导率、表面张力）和油流带电电荷密度这个新参数研究变压器油的热老化。试验结果表明,这些参数与油的热老化程度有很大的关系。而且油流带电电荷密度与介质损耗因数和电导率有一定的相关性。     

加氢变压器油理化性能的老化研究

在巴德老化条件下,研究加氢变压器油在老化过程中的C族组成变化及油质的老化对运动粘度等理化性能的影响,探讨理化性能与C族组成变化的关系。结果表明:在巴德老化条件下,加氢变压器油的环烷烃组分、界面张力、运动粘度及介质损耗因数出现拐点的时间一致,加氢变压器油的理化性能和电气性能参数之间相互关联,与变压器油的C族组成存在密切的关系。     

运行变压器油介损值的异常增高处理方法

介绍了变压器油介损增高和产生这些现象的原因,并根据运行和检修经验综述了使变压器油介损达标的处理方法。     

主变压器油介损超标的分析处理

分析了变电所1^#主变绝缘油介质损耗招标的原因，通过现场取证和试验数据，阐明降低绝缘油介质损耗的处理措施和处理流程，为今后变压器油介质损耗超标诊断及处理提供借鉴。     

变压器油老化对介损的影响及其绝缘寿命试验的研究

对变压器油老化对介损的影响进行了分析,并对其绝缘寿命进行了试验。     

不同含水量对油纸绝缘老化速率的影响

电气绝缘是电气设备的重要组成部分,是电气设备安全运行的关健因素之一。油纸绝缘系统受潮会使绝缘材料降解老化、介质损耗增加及绝缘电阻降低,最终导致设备的运行寿命受到严重影响。分析了绝缘受潮后对油纸绝缘系统的影响,并通过对不同受潮程度的油纸绝缘试样的老化试验,研究了不同含水量对油纸绝缘系统老化速率的影响。研究表明,受潮会加速绝缘老化,缩短电气设备的绝缘寿命。     

The Effects of Insulating Oil Replacement Upon Power Transformer Condition Assessment

Abstract—Insulating oil replacement is one of the most commonly used measures to solve oil deterioration in field transformers. However, the effects of oil replacement upon transformer condition assessment are still unknown. This article presents a simulated oil replacement in the process of an accelerated thermal aging test. The accelerated thermal aging experiment was conducted at 130°C for 80 days; insulating oil was replaced on the 25th day of aging. Several common condition assessment methods, including degree of polymerization of the paper, oil acidity, dielectric strength of the oil–paper insulation, moisture estimation, and furfural analysis, were compared before and after oil replacement. Results showed that oil replacement is effective in solving the degradation of insulating oil but not in restraining the aging of paper. The variation of dielectric strength of insulation paper caused by oil replacement could be neglected. Moisture estimation of insulation paper was closely related to the aging degree of oil–paper insulation but not obviously influenced by oil replacement. Furfural analysis would be seriously affected by oil replacement because furfural in oil was eliminated during the oil-drainage process, so the effect of oil replacement should be corrected when estimating transformer aging condition with furfural analysis method.