电气设备的检修应实行根据设备实际状况进行的“状态维修”。只有充分了解绝缘老化的规律，有针对性地对一些灵敏反映绝缘老化的物理或逻辑参量进行间断或连续的在线监测，才有可能真正实现状态维修。 1
绝缘材料的老化 1.1 热老化 高压电气设备运行中产生的热量导致绝缘的温度升高。1930年v.m.montsinger提出了绝缘寿命与温度之间的经验关系即10℃规则，认为温度每升高10℃则绝缘寿命约减半。但实际上，不同绝缘的老化速度应该不同，因此10℃规则不能简单地应用于所有的绝缘系统。1985年epri针对不同等级的电机绝缘得出的研究结果见表1。 1948年dakin提出的新观点认为热老化实为有聚合链分裂等作用的氧化效应，本质为一种化学反应过程，因此应当遵循化学反应速率方程lnl=lna+b/t，其中，a、b分别是由特定老化反应所决定的常数，l为绝缘寿命，t为温度。该方程的提出，为高温加速老化试验及试验结果的外推提供了理论依据，弥补了montsinger10℃规则难以区分不同条件下老化的差异的缺点。 1.2 电老化 绝缘在电场应力作用下的老化行为，尚无定量化描述的理论公式。通常普遍采用倒数幂关系的经验公式l=k/en来表示绝缘在外施电场下的老化规律[1，2]，其中e为外加电场，k为试验确定的常数，与具体的绝缘系统或材料有关，n为电压耐受系数，须在一定的电压和温度下试验确定。 不少研究者认为，当外施电压低于绝缘的局部放电起始放电电压时，材料就不会发生由电场所引起的老化[8]。文[3]通过建立热—电应力联合作用下的绝缘概率寿命模型，发现在温度确定的条件下，绝缘材料的寿命曲线趋向一电场阈值et，当绝缘承受的外加电场低于或接近该电场阈值时，其寿命将趋于无穷。这一临界电场值可通过对击穿时间与外施电场大小的weibull统计分析得出[4]。这种存在电场临界值的观点与经验和直觉比较一致。通常认为电气击穿强度是评价绝缘老化的一个zui根本的属性，当外施电场远低于材料的击穿强度时，相当于材料具有非常高的耐电强度，此时绝缘材料将在非常长的时间内耐受该电场而不出现击穿。 对于上述阈值电场的存在，也有持不同观点的[1]。arminbruning通过对气穴中空气从亚电晕（sub-corona）到强烈电晕（intense-corona）过渡过程中非线性电导率的理论计算和实测数据表明，低电压下的微小亚电晕电流将引起气穴中气体和气穴表面温度的升高。随电压的提高，亚电晕放电形式向强烈电晕放电形式转化，放
电源的温度将不断上升。以上现象说明绝缘介质在外施电场作用下的老化是一个连续的过程，不存在任何明显影响老化进程的电场阈值。通过测量气穴表面的温升有可能利用arrhenius方程在气体空腔这样的微小区域水平上评价绝缘的老化。该观点如被更多的实验证实，将因其物理过程清晰，测量方法明确，可能具有更大的说服力。但是这种观点似乎不好解释进行交流耐压等试验中电压升高到一定程度时，普遍观察到的电流急剧上升现象。相比之下，阈值寿命模型更能为经验所接受，且较能体现其对绝缘设计的指导作用。 1.3多应力联合老化 经验表明，绝缘老化的程度和老化的速率依材料的物理、化学特性，外施应力的类型和持续时间，生产过程中采用的工艺而定，故需对绝缘材料在上述应力的多种组合作用下的老化行为及各种应力的协同作用进行广泛深入的研究以求其老化规律。 电—热联合应力老化是目前研究中采用zui多的一种应力组合方式。建立老化寿命模型主要的手段是将电老化反幂形式经验公式l=ke-n和热应力老化的arrhenius方程l=aexp（b/t）统一起来。而得到绝缘寿命—外施电场—温度之间的关系。l（t，e）=k（t）e-n（t）exp（b/t）为ramu得出的电—热联合应力下的寿命方程[2]，k和电压耐受系数n成为温度的函数。 电力设备中很多因素产生机械应力，主要有设备旋转部分的振动或绝缘结构中介质部分与金属导体部分热膨胀系数不同而引起的周期性应力[1]以及绝缘材料承受的交变电场力等。机械应力的破坏主要表现为绝缘材料疲劳而产生裂纹或气穴，诱发电树枝的形成和生长。对于旋转电机等设备，其绝缘同时遭受电、热及机械应力的作用且都是占主导地位的应力。因此，研究相应固体绝缘材料在上述联合应力作用下的性能非常重要。 对于运行在湿度较大的环境中的设备，湿度对绝缘材料尤其是潮气敏感材料（如聚酯等）老化过程的影响不可忽视。dixon对封闭电气设备中这类材料的研究得出了该情形下绝缘寿命与温度、湿度的函数关系[5]。在一定的范围内对不同的温度和湿度进行换算可得出在改变了的温度及湿度下绝缘的累积等效寿命。 有学者认为，从本质上来看，影响绝缘老化的zui主要因素如电、热、机械应力、潮气及辐射等，都以化学反应的形式作用于绝缘材料，因此，在化学反应速率方程的基础上，应当能够找到一种统一的形式来表示多应力下绝缘的老化规律[1]。 绝缘在正常工作应力下的寿命，绝大多数是将加速老化试验结果向正常应力下外推得到的。加速试验外推的真实性和等效性受到持统计学观点的研究者的怀疑，而dakin认为，在可靠的理论基础上进行的外推总比缺乏数据，不能获得任何信息好[1]。但有的试验如高频加速老化试验与工频下有很大不同，无法向工频外推，这是要妥善解决的问题。 2 基于绝缘老化的状态维修 2.1 状态维修的意义 鉴于传统的定期维修制度及离线试验所暴露出来的问题，即一方面盲目地对多数完好设备定期维修，造成人力物力浪费，而且这种过度维修还可能引入新的故障隐患;另一方面还存在因一些产品性能缺陷包括绝缘缺陷未能得到及时发现检修而发展成重大故障的可能。因此，现在电力部门zui希望的是基于设备实际状态或其预测的试验和维护，即状态维修并认为通过以在线监测为主，离线试验为辅的监测手段的结合，可能逐步实现由定期维修到状态维修的转变。 2.2 状态维修的实现 状态维修需要准确、可靠的非破坏性试验及简易或连续的在线监测技术，对绝缘作出修复或更换等决策也必须准确可信地预测或估计设备绝缘状况。只有充分了解绝缘在各种应力及实际设备运行环境作用下的老化及击穿机理即找到能够灵敏地反映绝缘的当前状况及其变化趋势的物理或逻辑参量，才有可能确定所要监测的参数并采取相应的测量方法。其根本目标是获得绝缘系统状态的相关信息，再从这些信息中抽取出一定的标准或判据对系统进行判断，以便对系统采取相应的措施[8]。同时，有研究者认为，了解非破坏性试验结果与残余击穿电压的关系是非常重要的，并且，应利用相关性曲线将所有的非破坏性测试结果转换成残余击穿电压的形式。虽然通过其他办法，也可能得到一些比较灵敏的、能够在一定程度上反映绝缘状况的检测量，但这些参量与绝缘老化之间可能并没有直接的，且其寻找的过程也带有很大的盲目性。了解绝缘的老化机制是找到能够 直接反映绝缘老化的检测量的基础。 在线监测首先需要解决的问题是：究竟要对哪些量进行监测?不同的设备，不同的绝缘系统，能灵敏地反映设备绝缘状态的检测量显然不同。目前广泛采用油中溶解气体分析（dga）判断和识别油浸电力变压器故障。传统的dga程序比较繁琐。现在有研究者试图实现在线dga，连续跟踪油中气体并及时诊断。一种监测变压器油中气体并进行相应诊断的设备[9]利用聚合物薄膜实现将特征气体h2、co、ch4、c2h2、c2h4、c2h6从油中分离并采用新型催化媒气体传感器检测气体含量，能判断是否存在异常及故障类型。一般认为，对油—纸绝缘变压器，纸的聚合度可说明固体绝缘的老化程度，油中糠醛的浓度又可以反映纸绝缘的聚合度，而其变化率则可反映纸的老化速率。一种便携式光电设备[10]检测变压器油中的糠醛浓度的灵敏度达到10-7，克服了现场取纸样困难且损伤绝缘的缺点。对于固体绝缘特别是有机聚合物绝缘，监测其中电树枝的产生和发展具有现实意义。 超声探测作为一种无损检测技术也已用于聚合物试品的老化探测，且被认为是绝缘老化检测的zui经济实用的非破坏性测试手段之一。目前，多采用脉冲—回声技术，以a扫描模式（将入射波与反射波同时显示在示波器屏幕上）探测绝缘缺陷，能检出诸如绝缘介质中的空腔、裂纹、分层及电、水树枝、介质中包含的异物、介质不均匀及局部机械应力集中等。该技术还可用于多层结构的实际绝缘系统[11]。 许多学者认为，局部放电是有机绝缘逐渐老化并zui终击穿的主要原因，设备的局放情况能够反映设备的绝缘状况。目前已经出现了以计算机为数据存储、处理中心的局放自动测量系统，各种设备的在线监测装置也相继出现并投入现场应用，主要电容型设备均可实现在线检测，对局部放电机理的研究也有了很大的提高并正在作进一步的探索。但是目前定位局部放电源及确定放电对绝缘危害程度还有很大难度，需要进行大量研究。
QQ交流群
