关键词：绝缘老化；状态检修
随着对电气设备监测手段的逐步完善和检修技术的发展，电气设备的检修应实行根据设备实际状况进行的“状态检修”。只有充分了解绝缘材料的老化规律，有针对性地对一些灵敏反 映绝缘老化的物理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
高压电气设备在运行中产生的热量导致绝缘材料的温度升高。温度升高影响绝缘材料 的寿命。1930年V.M.Montsinger首次提出了绝缘材料的寿命与温度之间的经验关系即10 ℃ 规则，认为温度每升高10 ℃则绝缘材料的寿命约减半。但实际上，不同绝缘材料的老化速 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1nL=1nA+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为绝对温度。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Montsinger 10 ℃规则难以区分不同条件下老化的差异的缺点。
1.2 电老化
绝缘材料在电场应力作用下的老化行为，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，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。通常认为电气击穿强度是 评价绝缘老化的一个最根本的属性，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，此时绝缘材料将在较长的时间内耐受该电场不出现击穿。
1.3 多应力联合老化
根据电气设备多年的运行经验表明，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措施而确定，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综合分析。主要有以下 几个方面。
首先，电—热联合应力老化是高压电气设备影响绝缘寿命的一种普遍形式，应将电老化反幂 形式经验公式L=KE-n和热应力老化的Arrhenius方程L=Aexp(B/T)统一起来进行考虑。 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) 为电热联合应力下的寿命方程，其中，K为电压耐受系数，n为温度的函数。
其次，电力设备中有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，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。第三，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）老化过程的影响较大。
以上三个方面，从本质上来看，影响绝缘老化的最主要因素如电、热、机械应力、潮气及辐 射等，都是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，完全可以找到一种统一的形式来表示多应力作用绝缘材料的老化规律。
2 基于绝缘老化的状态检修
2.1 状态检修的意义
鉴于传统的定期检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性能 完好的设备进行定期离线试验和检修，造成人力、物力浪费，而且这种过度维修还可能因工艺措施不当引入新的故障隐患；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、及时检修而发展成重大故障的可能。结合四川映秀湾水力发电站和三个发电总厂一个200 kV开关站的实际情况，电气设备较多，每年定期检修和离线试验设备的量较大，从 历年检修和试验的情况分析，发现存在缺陷的设备较少，因此，现在电力部门最希望的是根据设备实际工作状态进行的状态检修。设备状态的确认应通过以在线监测为主，离线试验为 辅的监测手段相结合，逐步实现由定期检修到状态检修的转变。
2.2 状态维修的实现
状态检修需要准确、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态及其变化 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。
在线监测首先需要解决的问题是：究竟对哪些量进行监测？目前能够监测和处理的参量较多 ，但找出能够反应绝缘状态的参量比较难。对不同的设备，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。现在尝试实现在线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利用聚合物薄膜实现将特征气体H2、C0、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，对油一纸绝缘变压器，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 材料的 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 的最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。
许多学者认为，局部放电是有机绝缘逐渐老化并最终击穿的主要原因，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投入现场应用，电容型设备均可实现在线检测。但是 目前精确定位局部放电源及确定放电对绝缘危害程度还有很大的难度，需要进行进一步的工作。
2.3 电气设备绝缘寿命预测
超过设计年限而继续运行的关键设备如发电机、变压器等的绝缘寿命预测技术有着显 著的技术经济意义。“超寿命”设备继续运行的前提是必须可靠地估计其残余寿命。有学者认为变压器寿命不决定于已运行的年数而应由其绝缘实际状况决定是否继续使用，并提出了 “绝缘年龄”的概念，以油中C0、CO2、糠醛并结合纸绝缘的抗拉强度和聚合度测量来估 算。“绝缘年龄”增加时，设备运行的可靠性将降低；可靠性低于某一预定值时，认为绝缘寿命已尽，设备即退出运行或进行相应的处理。一般认为纸的抗拉强度下降到50%时，绝缘寿命已尽。
3 结束语
状态检修的实现必须以非破坏性试验和在线监测为前提，基本工作一是针对各类设备 找出能够灵敏反映其绝缘状况及变化趋势的检测参量并对其进行连续跟踪监测；二是发展绝缘诊断技术，提高绝缘诊断水平。
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