电力系统运行中的大型电力变压器，在电、热、化学、电动力的作用下，绝缘逐渐老化。据统计 ，变压器运行维护不良造成的事故约占事故总数的一半。变压器是电力系统最重要、最昂贵的大型设备，若它发生故障，将会引致大面积停电事故。
深圳供电局目前拥有110 k V及以上变电站59座，主变压器171台，容量11 585 MVA，电网庞大，负荷密集。若按每个电压等级和容量进行备品，那么将占用巨额的资金；同时万一出现故障，抢修复电周期长。在目前深圳电网容量还远未达到“n－1”水平情况下，长时间停电造成的影响和损失将是深远和无法估量的，也是一流供电企业供电可靠性要求（99．96%）所不允许的。目前，变压器的入侵波保护、内过电压保护比较健全，氧化锌避雷器广泛应用，变压器制造水平和绝缘水平得到不断提高。在这种形势下，科学的运行监督能提高变压器安全运行水平，提前发现缺陷和预知将来故障类别 ，这对延长变压器的寿命周期，提高经济运行效益有十分重要的意义。因此必须高度重视变压器的寿命管理。
1 加速变压器寿命终结的根源是绝缘的老化
绝缘老化，使变压器逐渐丧失原有的机械性能和绝缘性能，运行中产生的电磁振动和电动力，也容易使变压器损坏；绝缘强度降低易产生局部放电、绝缘的工频及冲击击穿强度降低，造成变压器的击穿损坏。
1．1 热的原因造成绝缘老化
变压器过负荷运行，温度超过绝缘材料允许的数值，固体绝缘高分子链发生裂变，造成绝缘材料变脆弱，聚合度降低加速绝缘老化，缩短变压器寿命。固体绝缘过热有大量CO，CO2及C2H4，H2气体产生，绝缘油在高温下也产生H2及各种特征气体。深圳供电局水贝变电站原1号主变压器（90MVA，220 k V/110 kV/10 k V，保定变压器厂1984年生产）在1988～1989年间，由于系统负荷加重，经常超、满负荷运行，表1列出该变压器1989～1993年间的色谱分析结果。
从表1可知，总烃体积分数超过150×10－6，φ（C2H4）／φ（C2 H6）的比值为7．9～10．7。当φ（C2H4）／φ（C2 H6）大于3时，变压器处于较高的过热区。变压器过热，CO＋CO2生成量明显增多，CO＋CO2生成量与绝缘寿命有密切关系。表2列出该变压器CO＋CO2生成量情况。
当CO＋CO2生成量为1～1．25 mL／g时，绝缘聚合度降低50%（绝缘材料抗张力降低50%），此时变压器不能运行。从表2可看出，该变压器CO＋CO2生成量在0．25～0．32 mL／g范围，这时绝缘材料聚合度降低20%左右，绝缘已部分老化。按阿列纽斯法则，变压器超过最大允许温度后，每上升6℃，变压器寿命减少1年，表明运行变压器不允许超负荷运行。水贝站1号主变压器，1985年投运至1993年退出运行时，8年运行中经常处于满载及过载状况（约有1年多时间），造成变压器加速老化，1993年吊罩检查，发现绝缘变脆。绝缘油的色谱分析有C2H2气体（体积分数5×10－6），总烃超标（体积分数大于150×10－6），变压器严重渗油，为了安全起见，决定把变压器退出运行。
1．2 氧化造成绝缘油的老化
绝缘油与空气接触后，加速绝缘油的老化，使油tanδ增大，产生大量油泥，油泥的产生堵塞油道 ，影响散热，造成局部过热。油与铜金属直接接触，易产生有机酸，降低变压器绝缘性能，老化过程最终产物是水分子，超高压全密封变压器微水量增多，意味着绝缘有老化迹象。
1．3 电气原因引发的老化
1．3．1 变压器出口突发性短路
运行变压器出口突发性三相短路，大电流产生的电动力引发变压器绝缘位移，线圈变形、电场分布极不均匀，造成变压器寿终。深圳供电局在1992～1995年间，共发生24次大型变压器10 kV出口短路，10 kA以上三相短路电流冲击造成5台110 kV的31．5 MVA和50 MVA变压器损坏。例如：1993年6月24日，110 kV宝安站2号主变压器（31．5 MVA，110 kV/10 kV，三菱公司造）10kV出口三相短路，停电时间110 h，损失电量290MWh，变压器烧坏。由此可见，变压器出口突发性短路将对变压器造成极大损伤并引发大面积停电，危害极大。
1．3．2 局部放电的发生加速变压器的劣化
局部放电能引发绝缘表面树枝放电。伴随局部放电有大量H2及C2H2，CH4，C2 H4气体产生。
2 阻止变压器加速老化的措施
2．1 防止过负荷运行
过负荷运行加速变压器不可逆的老化，缩短变压器的寿命。深圳供电局在1996年绝缘油色谱分析中，发现7台110～220 kV变压器总烃超标，是局部过热所致，事发后马上对产生局部过热7台变压器限负荷运行，防止变压器再出现局部过热。
2．2 防止变压器出口突发性短路
深圳电力系统容量大，负荷侧出口短路电流大，造成变压器损坏概率很高。为了变压器安全运行 ，采取下列措施：
a）改变10 kV中性点接地方式。市区电缆线路多，从1995年开始，实施10 kV中性点经16Ω电阻接地运行。现已有24座变电站安装65套中性点接地装置。中性点经电阻接地后，单相接地时，电阻能泄放熄弧后半波电荷的积聚，减少产生振荡的能量，降低零序电位，减慢恢复电压上升速度，大大降低过电压幅值和过电压产生概率。郊区较多架空线路，变电站10 kV中性点安装自动调谐消弧线圈（现已有8座变电站安装24套自动调谐消弧线圈）。10 kV中性点接地方式的改变，消除了单相接地转变成三相短路的可能性，防止变压器出口三相短路烧坏变压器。
b）变电站10 kV设备采用全封闭加强绝缘真空开关柜。新建变电站一律使用全封闭真空开关柜。旧变电站采用变压器10 kV出线及高压室母线包绝缘，10 kV开关柜无油化改造及全工况改造，加强10 kV设备的绝缘。
c）改善10 kV配电室运行环境。采用封闭、抽湿、定期清扫，重要配电室加装空调的方法改善10 kV配电室运行条件。
d）安装线路氧化锌避雷器及配电防爆氧化锌避雷器，降低系统过电压水平。
e）加强配网改造。1994年开始，深圳供电局加大了配网改造力度，将城区架空线有计划地逐步改为地下电缆，郊区架空线则改为架空绝缘导线，改善了运行条件，降低了短路事故率。
经过整改，1995年后，深圳供电局再未发生变压器出口短路引发变压器烧毁及停电事故，取得了良好的经济效益。
2．3 采用全密封变压器
全密封变压器使变压器油与空气隔离，减少油的氧化。非全密封变压器加强密封胶囊的维护及变压器充氮措施。
3 大型变压器寿命管理的内容
变压器寿命管理的核心是确定绝缘寿命的状态。除从源上防止变压器绝缘老化的措施外，应建立一系列检测系统及检测制度，保证变压器安全运行。
3．1 预警系统
大型变压器在线监测系统（氢气、局部放电及绝缘在线监测）能预先发现运行中变压器的异常状态。在线监测与专家系统结合起来对变压器绝缘进行预测，把变压器的异常发现于萌芽之初。
3．2 现场诊断
现场诊断是确定变压器绝缘强度的手段。现场诊断和趋势分析的结合是最重要的检测手段，能及时检测变压器的过热、局部放电、电介质劣化、线圈位移等。有下列检测项目：
a）局部放电测量。当变压器有异常或油色谱中出现C2H2时，应对变压器进行现场局部放电测量 。超声波局放仪能对发生局部放电部位进行定位。
b）油温及线圈温度的定期测量。能发现变压器是否过载或局部过热，从而进行更细致的诊断。
c)油的色谱分析。通过对变压器油中气体含量的色谱分析及时发现变压器异常。
d）油中糠醛含量测量。能判断变压器的老化程度，当色谱分析中CO或CO2含量高时应作此项测量 。
e）绝缘油的微水分析。
3．3 状态检修
根据变压器的绝缘状态及运行状态有条件地进行检修，变压器状态检修能节省人力、物力，提高检修质量。
4 结论
变压器的寿命管理是用科学的方法，采用防止绝缘老化的措施，主次分明地对变压器进行监测、诊断和状态检修。所有的状态评估、诊断的最终目的是以尽量少的人力、物力保证变压器的安全运行，延长变压器使用寿命。
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