絕緣油中水分含量的影響因素分析

鄭寶玲，產(chǎn)啟中

（廣東電網(wǎng)有限責任公司中山供電局，廣東中山 528400）

1 研究背景

1.1 故障概述

某變電站#2主變差動保護動作，輕瓦斯發(fā)信，重瓦斯動作，主變非計劃停運。立即對#2主變進行檢查與試驗，發(fā)現(xiàn)主變本體瓦斯繼電器集合盒內(nèi)有大量氣體。試驗發(fā)現(xiàn)，主變本體油中乙炔（C2H2）含量突增，超注意值，三比值故障代碼為102，故障類型判斷為電弧放電。瓦斯氣體試驗表明主變內(nèi)部存在產(chǎn)生氣體較快的故障，但測得油中水分含量合格。隨后，返廠檢查及分析認為，高壓套管頭部存在密封不良，容易進水受潮，導致水分沿著引線進入主變內(nèi)部，引起調(diào)壓線圈出頭引線間絕緣擊穿，最終導致該主變差動保護動作跳閘。

1.2 提出疑問

根據(jù)檢查結(jié)果，可知該主變故障為主變內(nèi)部進水所致，主變套管、主變箱底各部位都可見明顯進水痕跡，但故障發(fā)生后取油樣做水分試驗結(jié)果卻合格，油中色譜試驗測得氫氣含量也不是非常高，表明水分雖已進入設備內(nèi)部，卻并沒有在絕緣油試驗中反映出來。據(jù)悉某電廠#2機主變也發(fā)生了一起由于主變內(nèi)部進水引起主變跳閘的故障。發(fā)生事故后最為關鍵的乙炔和總烴超標，其余氣體也有明顯增長。但事故后#2主變絕緣油測得水分含量為9μL/L，屬合格狀態(tài)。針對變壓器內(nèi)部已進水，但微水試驗又合格的情況，本文設計了一系列試驗對影響油中水分含量的因素進行了初步探究。

2 試驗過程

2.1 主要儀器與試劑

試驗采用庫侖分析法對水分含量進行試驗。使用的儀器主要為日本三菱CA-200水分儀、ZD300A自動脫氣振蕩儀，使用的試劑為卡爾-費休試劑。

2.2 樣品處理

用若干100mL注射器分別抽取100mL變壓器絕緣油（20℃測得水分含量為3.3mg/L），根據(jù)設定的不同條件往油中加入1mL、2mL、3mL、4mL、5mL、6mL蒸餾水，分別在20℃、50℃、80℃溫度下靜置或振蕩不同時間，處理后的樣品立即進行水分含量分析。

2.3 水分測定

按照GB/T 7600—2014中規(guī)定的方法進行測定[1]。儀器調(diào)整平衡后，用待測樣品沖洗注射器不少于三次，然后抽取待測樣品1mL，通過電解池上部的進樣口注入電解池。儀器自動電解至終點，記下顯示數(shù)值。同一樣品重復操作兩次以上，在兩次平行測試結(jié)果的差值符合精密度要求的情況下，取算術平均值為測定值。

3 結(jié)果分析

3.1 不同溫度對油中水分含量的影響

將注水量為1mL、2mL、3mL、4mL、5mL、6mL的100mL 變壓器絕緣油，分別于20℃、50℃、80℃三個不同溫度下靜置2h，測得油中水分含量，如表1所示。

表1 不同溫度處理后測得水分含量（單位：mg/L）

從表1可以看出，對于同樣注水量的絕緣油樣品，靜置同樣時間，溫度越高，油中水分含量越高。因此可以得出結(jié)論，絕緣油中水分的溶解量與油的溫度有關。同等條件下，變壓器負荷越大，油溫越高，油中水分含量也會隨之升高。另外，水分在油中與絕緣紙中是一個平衡狀態(tài)，高溫下絕緣紙中水分會進入油中，當油溫下降時，油中水分有一部分將向紙中擴散，使油中的含水量下降[2]。該主變故障時頂層油溫為39℃，雖然變壓器已受潮，但水分很有可能已向絕緣紙中擴散，故而測得油中含水量并不高。因此在油溫低時，并不能一概以油中含水量的多少來判斷變壓器的受潮情況。

3.2 不同時間對油中水分含量的影響

將注水量為1mL、2mL、3mL、4mL、5mL、6mL的100mL 變壓器絕緣油，于50℃溫度下分別靜置2-96h，測得油中水分含量，如表2所示。

表2 靜置不同時間后測得水分含量（單位：mg/L）

從表2可以看出，對于同樣注水量的絕緣油樣品，在同樣的溫度下靜置不同時間，靜置時間越長，油中水分含量越高。因此可以得出結(jié)論，絕緣油中水分的溶解量與油和水接觸時間有關。這也提示我們，油樣在空氣中暴露時間越長，則油樣吸收的水分就越多，因此測定油中水分含量時必須密封取樣、密閉測定，且應盡快分析，防止存放過久受潮，以測得油中真實的水分含量。

3.3 不同注水量對油中水分含量的影響

用表2數(shù)據(jù)作不同注水量下油中水分含量趨勢圖，如圖1所示；可以發(fā)現(xiàn)，同樣處理條件下，水分含量隨注水量的變化存在拐點，水分含量先是隨著注水量增加而增加，但當注水量增加到一定量時，油中水分含量反而下降。

圖1 不同注水量下油中水分含量趨勢圖

對20℃、80℃不同操作條件下注水量對油中水分含量影響進行了試驗，得到同樣的結(jié)果。不同處理條件下拐點的具體數(shù)值不一樣。這種現(xiàn)象的原因可能是注水量越大，油與水的接觸面積越大，溶解的水越多，但當注水量太大時，水又不易以細微的顆粒溶解于油中，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趨勢。這也解釋了為什么變壓器底部有大量水漬，卻無法充分溶解在油中。

3.4 不同操作條件對油中水分含量的影響

將 注 水 量 為1mL、2mL、3mL、4mL、5mL、6mL的100mL變壓器絕緣油，于50℃溫度下分別振蕩或靜置2h、4h、6h，測得油中水分含量，從試驗結(jié)果得出，對于同樣注水量的絕緣油樣品，在同樣溫度下處理同樣時間，振蕩處理的油中水分含量比靜置處理的要高。另外還可發(fā)現(xiàn)，隨著注水量的增加，振蕩對水在油中的溶解量影響更為明顯。

該主變底部有大面積水漬，振蕩對水分溶解的影響更為顯著。即使變壓器為強迫循環(huán)冷卻方式，也無法充分攪動設備底部的水分使其參與變壓器油循環(huán)，此時的水為游離態(tài)，不易通過試驗測出。這也是主變進水，但卻無法通過微水試驗測出的重要原因。

4 結(jié)束語

至于變壓器已積水，而微水試驗時又合格，其主要原因是進入變壓器本體的水是呈滴水狀，在重力和張力的作用下直接下落到變壓器底部后未擴散，也未溶入變壓器油中。由于積水沉積于變壓器下油箱底部，即使是變壓器最下部的油樣取樣閥，仍舊取不到最低點的油樣，故在變壓器油的水分含量試驗中不能檢測出來。

除以上探究的影響因素外，絕緣油中的水分含量還與油品的化學組成、油品的精制程度、油質(zhì)老化深度等因素有關。水分是影響變壓器設備絕緣老化的重要原因之一，絕緣油中的水分對絕緣介質(zhì)的電氣性能、理化性能以及用油設備的使用壽命等，都有極大的危害。而這種變壓器底部積水，而水分含量試驗合格又是一種常見現(xiàn)象，說明現(xiàn)行微水試驗并不能有效判斷變壓器是否受潮，亟須探索一種新的方式對變壓器受潮情況進行監(jiān)測，以保障變壓器設備安全穩(wěn)定運行。