0引言
主變壓器是核電站最重要的電氣設備之一。在長期的運行中，主變壓器受到電動力、熱輻射和化學反應的共同作用，其絕緣材料的機械和電氣性能將發生衰減，產生絕緣老化現象。如果運行維護不良，將導致主變壓器老化嚴重，一旦發生事故，會給核電站和電網帶來重大的損失。
在正常條件下，變壓器的預期設計壽命通常為20年～40年[1]，而AP1000核電站變壓器的設計壽命為60年，能否使AP1000主變壓器的壽命達到其設計值?這個問題值得思考。因此，盡早開展AP1000主變壓器老化和壽命的研究很有必要。目前三門核電主1號機組主變壓器尚未投運，本文提出的措施可以作為AP1000核電站主變壓器運行和維護的參考。
1影響變壓器運行壽命的因素
1.1熱老化
工作溫度越高，變壓器絕緣材料的化學反應進行得越快，機械強度和電氣強度喪失得越快，相對老化率越大，變壓器的運行壽命就越短。
根據研究結果，油浸式電力變壓器的繞組熱點溫度在80 ℃～140 ℃范圍內時，繞組溫度每增加6 ℃，變壓器的相對老化率增加1倍，壽命減少1半。因此，過熱是大型電力變壓器壽命縮短的主要因素之一。
1.2電老化
一般認為局部放電是變壓器絕緣老化最主要的原因[2]。近年來，雖然變壓器制造工藝水平得到了很大的提升，但是仍然不能避免在變壓器油和其他絕緣材料中留有氣隙或氣泡。氣體的介電常數比變壓器油和其他絕緣材料小，介電常數越小，電場強度越大,所以氣隙和氣泡處的場強更強，而氣體的擊穿場強比變壓器油和絕緣材料低，因此很容易首先在氣泡中發生局部放電。變壓器油中存在微量水分和雜質，在電場的作用下，也容易出現局部放電。另外，由于變壓器設計不合理，某些部位的場強比其他位置高，變壓器內部連接不良等原因都會引起局部放電。局部放電不斷發展，最終導致絕緣擊穿，影響變壓器的壽命。
1.3水分
在變壓器的制造過程中，制造廠嚴格控制產品的水分。一般變壓器要經過煤油氣相干燥、真空注油、熱油循環等除水工藝，但仍然會殘留一定的水分。后期運行，尤其是吊罩大修，也不可避免地侵入一部分水分，同時變壓器油熱老化后也會分解出水分。變壓器中的水分主要積聚在絕緣紙板和絕緣油中，它會惡化變壓器油及絕緣紙板的電氣性能，使其耐電強度降低，擊穿強度隨著含水量增加而急劇下降。水分還會與絕緣材料發生降解反應，加速絕緣材料的老化。研究表明，濕度為2%的絕緣紙的老化速度是濕度為0.3%的11倍。
1.4變壓器油老化
變壓器油在電、熱和氧氣的作用下會逐漸老化。變壓器油老化后，油的吸氣性增強，聚合度也增強，導致油中氣體增多、運動黏度增大。氣體增多將造成油的絕緣擊穿電壓下降，運行黏度增大影響循環對流和傳熱能力，不能適應變壓器的運行工況，并形成惡性循環，嚴重影響變壓器的運行壽命，甚至造成設備事故[3]。
1.5外界自然力的影響
狂風、暴雨、大雪、冰雹和地震等外界因素也會對變壓器的壽命造成影響，應根據實際情況加以防范，必要時需停電。
2判斷老化程度的方法
2.1 統計法
對同型號的變壓器進行統計，計算出變壓器的平均壽命，用計算結果來評估老化情況和剩余壽命。這種方法實施起來簡單，且成本低。但AP1000主變壓器容量大，第一臺AP1000主變尚未投入運行，沒有同型號的變壓器可以參考，所以這種方法無法實施。
2.2測量絕緣紙的抗張強度
測量絕緣紙的抗張強度可以判斷絕緣紙老化程度，若絕緣紙的抗張強度低于初始值的50%，可以判定變壓器老化已經很嚴重，應考慮退出運行。絕緣紙抗張強度直接反映了變壓器的老化程度，但測量絕緣紙抗張強度的前提是停電吊芯，在生產運行中不易實現，可以在運行10年～15年后大修時視情況進行。
2.3 CO和CO2檢查
變壓器絕緣紙的主要成分是纖維素，在O2、水分和溫度等因素的作用下纖維素會發生解聚，長鏈分子斷鏈變成短鏈分子，最終生成H2O、CO和CO2。絕緣紙的老化程度和解聚程度成正比。因此，變壓器油中CO和CO2的含量在一定程度上反映變壓器絕緣紙老化情況。在現場，一般采用氣相色譜測量CO和CO2的含量，此方法簡便易行。
根據GB/T 7572-2001 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則，當變壓器故障涉及到固體絕緣時，也會引起CO和CO2含量明顯增長。而且，變壓器從空氣中吸收的CO2基值較高，通常把CO和CO2含量僅作為評估變壓器絕緣紙老化程度的參考。
2.4測量變壓器油中糠醛(C5H4O2)含量
絕緣紙中的纖維素大分子隨著變壓器的老化會發生解聚，生成糠醛，糠醛的分子式為C5H4O2。變壓器中除絕緣紙外，其他部件都不會產生C5H4O2，因此可以根據C5H4O2的濃度評估絕緣紙的老化程度。C5H4O2溶于變壓器油，現場可以取油樣，用高效液相色譜分析儀測出其含量。
根據國外的研究報告和數據統計，預防性維修規程中給出了指導性標準(見表1)。
當測出C5H4O2含量超過表中所示的值時，認為變壓器相對老化率不正常，存在隱患，應繼續跟蹤，定期進行測量，尤其應注意糠醛的增長率。
2.5測量變壓器絕緣紙的聚合度
聚合度是指絕緣紙分子包含纖維素分子的數目，聚合度能直接反映絕緣紙的老化程度。新變壓器紙的聚合度一般在1 000左右。運行中纖維素受溫度、水分、氧化等共同作用發生降解，大分子逐漸斷裂，聚合度降低。一般對絕緣紙老化壽命的判據是：把聚合度250作為絕緣紙是否已喪失機械強度的邊界點，聚合度低于250的變壓器應退出運行。
3采取的措施探討
3.1加強變壓器監造
變壓器內部的每一個部件對于整個變壓器來說都相當關鍵，任何1個部件的損壞都可能造成嚴重的后果。因此要注意變壓器油、絕緣紙張、紙板、塊木材、絕緣清漆等原材料的選用。同時，任何一道工序未做好都可能影響到變壓器的壽命。作為業主方，應加強對變壓器的監造，嚴把質量關。這樣可以提高變壓器的質量，從源頭上延長變壓器的壽命。
3.2防止過負荷運行
變壓器過負荷運行會造成溫升變大，影響變壓器的壽命，為了不影響變壓器的壽命，應盡量減少過負荷運行的次數和時間。三門核電1號機組主變壓器的容量為1 452 MVA，發電機容量為1 407 MVA，減去部分廠用負荷，主變的容量有一定的裕度。而且一般只有在事故情況下，當系統必須切除部分發電機或線路時，為了防止系統靜態穩定破壞，保證連續供電，才容許發電機過負荷運行，從安全角度考慮，核電機組一般不會過負荷運行，因此主變過負荷運行的可能性很小。
3.3加強預警
運行人員應加強對主變壓器的巡檢，尤其是油溫、繞溫等(可定期采用紅外測溫儀進行檢查)。同時，應按標準要求定期取油樣進行檢查。另外，三門核電主變配置了變壓器油在線監測裝置，可有效地監測變壓器油中的氣體。通過這些措施可將主變壓器的異常發現于萌芽時期。
3.4診斷和分析
將現場診斷與趨勢分析相結合，可有效地對變壓器的絕緣狀態進行監測。一般可以將局部放電測量、油色譜、溫度測量、糠醛等測試值進行比對和趨勢分析。如油色譜發現CO和CO2含量異常時，應測量變壓器油糠醛，如果條件允許，應測量紙的聚合度，檢查老化情況。綜合試驗結果和運行參數，做出較為科學的評估，采取有效的措施進行補救。
3.5采取狀態檢修
狀態檢修是根據狀態檢測提供的變壓器狀態信息，分析變壓器的異常的原因，預測故障，適時安排檢修計劃。采用傳統的定期檢修，缺陷檢出率不高。據統計，預試發現設備有缺陷不足1%[4]。實施狀態檢修，可以增強變壓器檢修過程中的針對性和有效性，避免因過度檢修和設備頻繁拆卸產生的隱患，提高變壓器運行的可靠性，延長變壓器壽命。
4結語
鑒于目前材料和工藝的水平，很難保證AP1000主變60年的壽命，但是可以采取有效的措施，防止變壓器快速老化。在運行過程中，應加強對變壓器的檢測、診斷和狀態維修，保證變壓器的安全運行，延長變壓器的使用壽命。
參考文獻:
[1] 關建軍.大亞灣核電站變壓器老化分析、壽命管理及探討[J].TRANSFORMER,2002(11):42-45.
[2] 周均仁.變壓器主絕緣老化分析及防范措施[J].電氣工程與自動化,2011(21):43-44.
[3] 張華鎣,張紅艷.淺談變壓器油老化及其防劣措施[J]. 水電站運營,2008(10):57-59.
[4] 朱 鈺,陳瑞國,郝建成.淺談電力設備狀態檢修[J].東北電力技術,2010(3):48-50.