0引言

　　主变压器是核电站最重要的电气设备之一。在长期的运行中，主变压器受到电动力、热辐射和化学反应的共同作用，其绝缘材料的机械和电气性能将发生衰减，产生绝缘老化现象。如果运行维护不良，将导致主变压器老化严重，一旦发生事故，会给核电站和电网带来重大的损失。

　　在正常条件下，变压器的预期设计寿命通常为20年～40年[1]，而AP1000核电站变压器的设计寿命为60年，能否使AP1000主变压器的寿命达到其设计值?这个问题值得思考。因此，尽早开展AP1000主变压器老化和寿命的研究很有必要。目前三门核电主1号机组主变压器尚未投运，本文提出的措施可以作为AP1000核电站主变压器运行和维护的参考。

　　1影响变压器运行寿命的因素

　　1.1热老化

　　工作温度越高，变压器绝缘材料的化学反应进行得越快，机械强度和电气强度丧失得越快，相对老化率越大，变压器的运行寿命就越短。

　　根据研究结果，油浸式电力变压器的绕组热点温度在80 ℃～140 ℃范围内时，绕组温度每增加6 ℃，变压器的相对老化率增加1倍，寿命减少1半。因此，过热是大型电力变压器寿命缩短的主要因素之一。

　　1.2电老化

　　一般认为局部放电是变压器绝缘老化最主要的原因[2]。近年来，虽然变压器制造工艺水平得到了很大的提升，但是仍然不能避免在变压器油和其他绝缘材料中留有气隙或气泡。气体的介电常数比变压器油和其他绝缘材料小，介电常数越小，电场强度越大,所以气隙和气泡处的场强更强，而气体的击穿场强比变压器油和绝缘材料低，因此很容易首先在气泡中发生局部放电。变压器油中存在微量水分和杂质，在电场的作用下，也容易出现局部放电。另外，由于变压器设计不合理，某些部位的场强比其他位置高，变压器内部连接不良等原因都会引起局部放电。局部放电不断发展，最终导致绝缘击穿，影响变压器的寿命。

　　1.3水分

　　在变压器的制造过程中，制造厂严格控制产品的水分。一般变压器要经过煤油气相干燥、真空注油、热油循环等除水工艺，但仍然会残留一定的水分。后期运行，尤其是吊罩大修，也不可避免地侵入一部分水分，同时变压器油热老化后也会分解出水分。变压器中的水分主要积聚在绝缘纸板和绝缘油中，它会恶化变压器油及绝缘纸板的电气性能，使其耐电强度降低，击穿强度随着含水量增加而急剧下降。水分还会与绝缘材料发生降解反应，加速绝缘材料的老化。研究表明，湿度为2%的绝缘纸的老化速度是湿度为0.3%的11倍。

　　1.4变压器油老化

　　变压器油在电、热和氧气的作用下会逐渐老化。变压器油老化后，油的吸气性增强，聚合度也增强，导致油中气体增多、运动黏度增大。气体增多将造成油的绝缘击穿电压下降，运行黏度增大影响循环对流和传热能力，不能适应变压器的运行工况，并形成恶性循环，严重影响变压器的运行寿命，甚至造成设备事故[3]。

　　1.5外界自然力的影响

　　狂风、暴雨、大雪、冰雹和地震等外界因素也会对变压器的寿命造成影响，应根据实际情况加以防范，必要时需停电。

　　2判断老化程度的方法

　　2.1 统计法

　　对同型号的变压器进行统计，计算出变压器的平均寿命，用计算结果来评估老化情况和剩余寿命。这种方法实施起来简单，且成本低。但AP1000主变压器容量大，第一台AP1000主变尚未投入运行，没有同型号的变压器可以参考，所以这种方法无法实施。

　　2.2测量绝缘纸的抗张强度

　　测量绝缘纸的抗张强度可以判断绝缘纸老化程度，若绝缘纸的抗张强度低于初始值的50%，可以判定变压器老化已经很严重，应考虑退出运行。绝缘纸抗张强度直接反映了变压器的老化程度，但测量绝缘纸抗张强度的前提是停电吊芯，在生产运行中不易实现，可以在运行10年～15年后大修时视情况进行。

　　2.3 CO和CO2检查

　　变压器绝缘纸的主要成分是纤维素，在O2、水分和温度等因素的作用下纤维素会发生解聚，长链分子断链变成短链分子，最终生成H2O、CO和CO2。绝缘纸的老化程度和解聚程度成正比。因此，变压器油中CO和CO2的含量在一定程度上反映变压器绝缘纸老化情况。在现场，一般采用气相色谱测量CO和CO2的含量，此方法简便易行。

　　根据GB/T 7572-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则，当变压器故障涉及到固体绝缘时，也会引起CO和CO2含量明显增长。而且，变压器从空气中吸收的CO2基值较高，通常把CO和CO2含量仅作为评估变压器绝缘纸老化程度的参考。

　　2.4测量变压器油中糠醛(C5H4O2)含量

　　绝缘纸中的纤维素大分子随着变压器的老化会发生解聚，生成糠醛，糠醛的分子式为C5H4O2。变压器中除绝缘纸外，其他部件都不会产生C5H4O2，因此可以根据C5H4O2的浓度评估绝缘纸的老化程度。C5H4O2溶于变压器油，现场可以取油样，用高效液相色谱分析仪测出其含量。

　　根据国外的研究报告和数据统计，预防性维修规程中给出了指导性标准(见表1)。

　　当测出C5H4O2含量超过表中所示的值时，认为变压器相对老化率不正常，存在隐患，应继续跟踪，定期进行测量，尤其应注意糠醛的增长率。

　　2.5测量变压器绝缘纸的聚合度

　　聚合度是指绝缘纸分子包含纤维素分子的数目，聚合度能直接反映绝缘纸的老化程度。新变压器纸的聚合度一般在1 000左右。运行中纤维素受温度、水分、氧化等共同作用发生降解，大分子逐渐断裂，聚合度降低。一般对绝缘纸老化寿命的判据是：把聚合度250作为绝缘纸是否已丧失机械强度的边界点，聚合度低于250的变压器应退出运行。

　　3采取的措施探讨

　　3.1加强变压器监造

　　变压器内部的每一个部件对于整个变压器来说都相当关键，任何1个部件的损坏都可能造成严重的后果。因此要注意变压器油、绝缘纸张、纸板、块木材、绝缘清漆等原材料的选用。同时，任何一道工序未做好都可能影响到变压器的寿命。作为业主方，应加强对变压器的监造，严把质量关。这样可以提高变压器的质量，从源头上延长变压器的寿命。

　　3.2防止过负荷运行

　　变压器过负荷运行会造成温升变大，影响变压器的寿命，为了不影响变压器的寿命，应尽量减少过负荷运行的次数和时间。三门核电1号机组主变压器的容量为1 452 MVA，发电机容量为1 407 MVA，减去部分厂用负荷，主变的容量有一定的裕度。而且一般只有在事故情况下，当系统必须切除部分发电机或线路时，为了防止系统静态稳定破坏，保证连续供电，才容许发电机过负荷运行，从安全角度考虑，核电机组一般不会过负荷运行，因此主变过负荷运行的可能性很小。

　　3.3加强预警

　　运行人员应加强对主变压器的巡检，尤其是油温、绕温等(可定期采用红外测温仪进行检查)。同时，应按标准要求定期取油样进行检查。另外，三门核电主变配置了变压器油在线监测装置，可有效地监测变压器油中的气体。通过这些措施可将主变压器的异常发现于萌芽时期。

　　3.4诊断和分析

　　将现场诊断与趋势分析相结合，可有效地对变压器的绝缘状态进行监测。一般可以将局部放电测量、油色谱、温度测量、糠醛等测试值进行比对和趋势分析。如油色谱发现CO和CO2含量异常时，应测量变压器油糠醛，如果条件允许，应测量纸的聚合度，检查老化情况。综合试验结果和运行参数，做出较为科学的评估，采取有效的措施进行补救。

　　3.5采取状态检修

　　状态检修是根据状态检测提供的变压器状态信息，分析变压器的异常的原因，预测故障，适时安排检修计划。采用传统的定期检修，缺陷检出率不高。据统计，预试发现设备有缺陷不足1%[4]。实施状态检修，可以增强变压器检修过程中的针对性和有效性，避免因过度检修和设备频繁拆卸产生的隐患，提高变压器运行的可靠性，延长变压器寿命。

　　4结语

　　鉴于目前材料和工艺的水平，很难保证AP1000主变60年的寿命，但是可以采取有效的措施，防止变压器快速老化。在运行过程中，应加强对变压器的检测、诊断和状态维修，保证变压器的安全运行，延长变压器的使用寿命。

　　参考文献:

　　[1] 关建军.大亚湾核电站变压器老化分析、寿命管理及探讨[J].TRANSFORMER,2002(11):42-45.

　　[2] 周均仁.变压器主绝缘老化分析及防范措施[J].电气工程与自动化,2011(21):43-44.

　　[3] 张华蓥,张红艳.浅谈变压器油老化及其防劣措施[J]. 水电站运营,2008(10):57-59.

　　[4] 朱 钰,陈瑞国,郝建成.浅谈电力设备状态检修[J].东北电力技术,2010(3):48-50.