郑宝玲，产启中

（广东电网有限责任公司中山供电局，广东中山 528400）

1 研究背景

1.1 故障概述

某变电站#2主变差动保护动作，轻瓦斯发信，重瓦斯动作，主变非计划停运。立即对#2主变进行检查与试验，发现主变本体瓦斯继电器集合盒内有大量气体。试验发现，主变本体油中乙炔（C2H2）含量突增，超注意值，三比值故障代码为102，故障类型判断为电弧放电。瓦斯气体试验表明主变内部存在产生气体较快的故障，但测得油中水分含量合格。随后，返厂检查及分析认为，高压套管头部存在密封不良，容易进水受潮，导致水分沿着引线进入主变内部，引起调压线圈出头引线间绝缘击穿，最终导致该主变差动保护动作跳闸。

1.2 提出疑问

根据检查结果，可知该主变故障为主变内部进水所致，主变套管、主变箱底各部位都可见明显进水痕迹，但故障发生后取油样做水分试验结果却合格，油中色谱试验测得氢气含量也不是非常高，表明水分虽已进入设备内部，却并没有在绝缘油试验中反映出来。据悉某电厂#2机主变也发生了一起由于主变内部进水引起主变跳闸的故障。发生事故后最为关键的乙炔和总烃超标，其余气体也有明显增长。但事故后#2主变绝缘油测得水分含量为9µL/L，属合格状态。针对变压器内部已进水，但微水试验又合格的情况，本文设计了一系列试验对影响油中水分含量的因素进行了初步探究。

2 试验过程

2.1 主要仪器与试剂

试验采用库仑分析法对水分含量进行试验。使用的仪器主要为日本三菱CA-200水分仪、ZD300A自动脱气振荡仪，使用的试剂为卡尔-费休试剂。

2.2 样品处理

用若干100mL注射器分别抽取100mL变压器绝缘油（20℃测得水分含量为3.3mg/L），根据设定的不同条件往油中加入1mL、2mL、3mL、4mL、5mL、6mL蒸馏水，分别在20℃、50℃、80℃温度下静置或振荡不同时间，处理后的样品立即进行水分含量分析。

2.3 水分测定

按照GB/T 7600—2014中规定的方法进行测定[1]。仪器调整平衡后，用待测样品冲洗注射器不少于三次，然后抽取待测样品1mL，通过电解池上部的进样口注入电解池。仪器自动电解至终点，记下显示数值。同一样品重复操作两次以上，在两次平行测试结果的差值符合精密度要求的情况下，取算术平均值为测定值。

3 结果分析

3.1 不同温度对油中水分含量的影响

将注水量为1mL、2mL、3mL、4mL、5mL、6mL的100mL 变压器绝缘油，分别于20℃、50℃、80℃三个不同温度下静置2h，测得油中水分含量，如表1所示。

表1 不同温度处理后测得水分含量（单位：mg/L）

从表1可以看出，对于同样注水量的绝缘油样品，静置同样时间，温度越高，油中水分含量越高。因此可以得出结论，绝缘油中水分的溶解量与油的温度有关。同等条件下，变压器负荷越大，油温越高，油中水分含量也会随之升高。另外，水分在油中与绝缘纸中是一个平衡状态，高温下绝缘纸中水分会进入油中，当油温下降时，油中水分有一部分将向纸中扩散，使油中的含水量下降[2]。该主变故障时顶层油温为39℃，虽然变压器已受潮，但水分很有可能已向绝缘纸中扩散，故而测得油中含水量并不高。因此在油温低时，并不能一概以油中含水量的多少来判断变压器的受潮情况。

3.2 不同时间对油中水分含量的影响

将注水量为1mL、2mL、3mL、4mL、5mL、6mL的100mL 变压器绝缘油，于50℃温度下分别静置2-96h，测得油中水分含量，如表2所示。

表2 静置不同时间后测得水分含量（单位：mg/L）

从表2可以看出，对于同样注水量的绝缘油样品，在同样的温度下静置不同时间，静置时间越长，油中水分含量越高。因此可以得出结论，绝缘油中水分的溶解量与油和水接触时间有关。这也提示我们，油样在空气中暴露时间越长，则油样吸收的水分就越多，因此测定油中水分含量时必须密封取样、密闭测定，且应尽快分析，防止存放过久受潮，以测得油中真实的水分含量。

3.3 不同注水量对油中水分含量的影响

用表2数据作不同注水量下油中水分含量趋势图，如图1所示；可以发现，同样处理条件下，水分含量随注水量的变化存在拐点，水分含量先是随着注水量增加而增加，但当注水量增加到一定量时，油中水分含量反而下降。

图1 不同注水量下油中水分含量趋势图

对20℃、80℃不同操作条件下注水量对油中水分含量影响进行了试验，得到同样的结果。不同处理条件下拐点的具体数值不一样。这种现象的原因可能是注水量越大，油与水的接触面积越大，溶解的水越多，但当注水量太大时，水又不易以细微的颗粒溶解于油中，而是聚集的方式形成水珠，不溶于油中，因此溶解的水分呈下降趋势。这也解释了为什么变压器底部有大量水渍，却无法充分溶解在油中。

3.4 不同操作条件对油中水分含量的影响

将 注 水 量 为1mL、2mL、3mL、4mL、5mL、6mL的100mL变压器绝缘油，于50℃温度下分别振荡或静置2h、4h、6h，测得油中水分含量，从试验结果得出，对于同样注水量的绝缘油样品，在同样温度下处理同样时间，振荡处理的油中水分含量比静置处理的要高。另外还可发现，随着注水量的增加，振荡对水在油中的溶解量影响更为明显。

该主变底部有大面积水渍，振荡对水分溶解的影响更为显著。即使变压器为强迫循环冷却方式，也无法充分搅动设备底部的水分使其参与变压器油循环，此时的水为游离态，不易通过试验测出。这也是主变进水，但却无法通过微水试验测出的重要原因。

4 结束语

至于变压器已积水，而微水试验时又合格，其主要原因是进入变压器本体的水是呈滴水状，在重力和张力的作用下直接下落到变压器底部后未扩散，也未溶入变压器油中。由于积水沉积于变压器下油箱底部，即使是变压器最下部的油样取样阀，仍旧取不到最低点的油样，故在变压器油的水分含量试验中不能检测出来。

除以上探究的影响因素外，绝缘油中的水分含量还与油品的化学组成、油品的精制程度、油质老化深度等因素有关。水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一，绝缘油中的水分对绝缘介质的电气性能、理化性能以及用油设备的使用寿命等，都有极大的危害。而这种变压器底部积水，而水分含量试验合格又是一种常见现象，说明现行微水试验并不能有效判断变压器是否受潮，亟须探索一种新的方式对变压器受潮情况进行监测，以保障变压器设备安全稳定运行。