变压器绝缘含水量测试简介
电力部电力科学研究院高压所 凌 愍
1.变压器油中含水量的测量方法
1.1 取祥
在取样过程中尽量避免油与空气接触，取样量约30ml, 最好使用密封良好的玻璃注射器取油样。要注意注射器的清洁和干燥，以便注射器芯子可以自由滑动，用于补偿因温度变化引起的油体积变化。如用玻璃瓶取样时，取样瓶中不应留有空气，并将瓶盖封严。在样品的容器上应贴有标签。
1.2 含水量测试方法
1.2.1 库仑法
该方法使用于测定溶解或悬浮在绝缘油中的微量水分。其原理是以经典的卡尔费休滴定法为基础，当样品与含有碘及二氧化硫的砒碇、甲醇溶液相混合，样品中的水分与试剂发生如下的反应
H2O + I2 + SO2 + 3C5H5N → 2C5H5N•HI + C5H5N SO3
C5H5NSO3 + CH3OH → C5H5N•SO4•CH3
反应式中表明，1个分子量的碘消耗1个分子量的水。碘是由电解产生的，并根据法拉第电解定律 , 电解产生的碘量与消耗的电量成正比。由计算得知 , 反应1ml水相当于消耗 10.72库（仑）电量。 基于这一原理，就可以直接从电解所需的库(仑)数来确定样品中的含水量。
这种测定方法是在专用的仪器上，并配有相应的卡氏试剂注入配套的电解池内进行的。
1.2.2 色谱法
在电力系统内由于普遍开展变压器油中溶解气体分析 , 所以对气相色谱仪比较熟悉，只是测试含水量条件与测气体成分有所不同。用高纯氮作载气；热导池检测器；色谱柱固定相可用GDX-101或GDX-103，柱长1m左右；气化室温度250℃，柱温可以调节在1OO℃以上。由于正庚烷在不同温度下具有对应的饱和含水量，因而可用于作为定量的基准，要准确定量，需要一定测试经验。
1.2.3 湿度百分比法
这是英国首先使用的测试水分方法。它不同于其他测绝对含水量的方法，而是根据水分在油－气两相之间必然建立湿度平衡的原理测试相对湿度。
具体测试方法是将一个半渗透管浸在油中，油中水分透过管子的半透膜进入到一个很小的密闭回路；回路管内通有经过干燥的空气，使空气回路内的水蒸气分压不断增加，最终达到与油中水分分压相平衡；此时测出密闭回路中空气的露点，并将校正后的读数显示在仪器表计上。因在变压器中固体绝缘与油之间的界面非常大,可认为两者的相对湿度平衡，且油的相对湿度不受油的种类、运行时间和温度的影响，因此认为测试油的相对湿度可以判断固体绝缘的干燥程度。所以测量油的这一参数是有意义的。
1.2.4 其他方法
（1）利用压力计计量的方法：在一个盛有油样品的烧瓶中放入一种试剂( 如钙的氧化物)使与油中水分发生反应，伴随反应释放出气体(氢)，通过与烧瓶相连接的压力计管，测出内部气体压力变化，并根据温度进行气体体积校正，计算出水含量。
（2）测电阻或电容量变化的方法：如瑞士MICAFIL公司的VZ-205测水仪，是基于水的电阻率远小于油的特点，将一个带渗透膜的探头插入油路中，当油中水分不同时，探头内的电阻值即发生变化，由转换电路显示水量；也有利用水的介电系数(ε＝80) 比油(ε=2.2)大的特点，使探头极间的电容量随含水量的不同显示其变化。
利用探头插入测试， 适合于在油路中连续监测。用压力计测压力或用探头测电阻或电容的方法对含水量很低的油，很难保证测试准确度。
2.纸绝缘含水量测量方法
2.1 萃取法测纸（板）含水量
2.1.1 取样
取变压器中的固体绝缘样品，一般在变压器放油后进行。取样时要使取出的样品能代表该部位的含水量实际情况，因此要尽量避免外界因素的干扰。对绝缘纸或小于3mm 厚的纸板， 可用刀片、电工刀或剪刀等切割，更厚的纸板要用专门的钻孔刀具。样品量有数克即可。最好在制造中放置专供测试用的样品。所有操作均使用经预先干燥过的金属夹子等工具，不能用手直接接触样品。
样品取出后，立即放进50或100ml干燥的清洁玻璃注射器内(放样品时抽出注射器芯子)。 注射器内抽入一定体积原使用的变压器油，将样品浸泡在内，排除气体和多余的油；将注射器安装针头处用小胶头堵住封好，待测试时用。如无注射器时，也可用干燥的小玻璃瓶代用，瓶内应充满油(体积不能太大)并密封瓶口。
2.1.2 测试方法
采用萃取法测试。它是基于水在不同的物质中具有不同的分配系数的原理，利用吸水性强的有机溶剂去置换出纸中水分，再用库仑法或其他方法测量溶剂中萃取前和萃取后的水分，将萃取后水分增量被纸样（干燥并脱油的）质量除，并按纸重的百分比计算，即得该被测试样按质量计算的水分百分含量。
萃取容器为预先干燥清洁的50～100ml注射器或专用的玻璃瓶。放入萃取容器内的试样应预先在油中用工具切割成碎片，约取0.5～1g。萃取剂（甲醇或乙醇）用量为40～50ml时，萃取过程中进行振荡或搅拌，约需1～2h后即可取出溶剂测试含水量。与此同时还应测定萃取溶剂的原有含水量，并对（干）纸样和萃取剂准确计量，用于计算。
2.2 用露点法测定绝缘纸中平均含水量
2.2.1 基本原理
含有水分的纸与气体接触时，纸中吸附的水分和气相中的水分经迁移和扩散作用，在一定的条件下会达到平衡状态，此时，用测定密封系统中气体水分含量，即可推断纸中的含水量。
气体中的水分含量在一定的压力和温度下，会达到饱和值，水蒸气会转化为露或霜，这个温度就是气体的露点。测定气体的露点是得到该气体含水量的简便而又准确的方法之一。
纸绝缘中的水分和气体中的水分达到平衡需要的时间与设备的尺寸、结构及所处的温度有关。通常认为变压器的纸表层潮气和气相中的水分达到平衡的时间需要6～12h；全部纸绝缘中的水分达到平衡的时间可长达数天或数周。
对充气运输的变压器，通常已有足够长时间的平衡过程，如设备密封良好，油箱内气体始终保持正压而且很少需要补气，则可认为设备内部水分已达到满意的平衡状态。如设备内部虽为正压， 但压力太低，不能满足露点仪测试需要，则应补充干燥气体并重新建立平衡。
如充气时间较短，判断是否达到平衡的方法只能是多次测量。若在12h内测量值保持不变，则可认为达到了平衡状态。
2.2.2 确定绝缘含水量的方法
① 首先用露点仪测得密封气体的露点，利用图1求得该露点对应的水蒸气压A，Pa。
图一 露点对水蒸气压的换算 图二 含水量平衡图
② 根据下式将测得的水蒸气压 A 换算成实际压力下的水蒸气压 B:
B=AC/D
式中：B ——实有的水蒸气压，Pa；
A ——露点仪测试值对应的水蒸气压，Pa；
C ——实测油箱中密封气体的压力，Pa；
D ——露点仪测试时的气压，Pa ；
③ 根据 ② 计算所得的B值和变压器绝缘的温度，利用图2求得纸绝缘的含水量。
2.3 测绕组的介质损耗率 (tgδ) 确定纸绝缘含水量
根据变压器的主绝缘结构，绕组的介质可看成纸和油两部分介质串联的介损。
tgδ=Kp tgδp +Kotgδo
式中：tgδ ——绕组介损 ;
tgδp —— 纸的介损 ;
tgδo ——油的介损 ;
Kp，Ko ——分别为油和纸的介损折算系数
Kp 和 Ko 取决于绝缘的几何尺寸和介电系数。通常，对于 110～500kV 变
压器，Kp=Ko=0.5。上式简化为：
tgδ=0.5 tgδp + 0.5 tgδo
用传统方法测得绕组介损tgδ，并在同一温度下，测试油的介损 tgδo，可得纸的介损为：
tgδp=2 tgδ－tgδo
绝缘纸介损及含水量据资料介绍有不少相近的关系曲线。图3 列出日本《电气绝缘纸》一书中的有关曲线。
图三 绝缘纸介损与含水量的关系
关于纸的含水量，日本新装变压器的标准为：
154kV及以下 2％
220kV 1％
500kV 0.5％
原苏联运行中 220 千伏变压器的含水量标准为 3％。
如将我国运行中 66～220KV 变压器的含水量标准为3.5～4％，则按图 3 曲线，反推绕组的介损应不大于下列数值：
温度（℃） 20 30 40 50 60
tgδ 0.4 0.5 0.7 1.0 1.5
2．4油相对湿度测试（见1.2.3）
3. 变压器中油与纸含水量的平衡
运行中的变压器测油中含水量，一定要注意取样时的变压器温度，否则难以判断。油中含水量是指溶解在油中的水分以10-6(mg/1)为单位的含量。油中水分在不同的温度下有不同的饱和溶解量，饱和溶解值随温度升高而增大，因而在高温下绝缘纸中水分易进入油中。在高温下溶解在油中的水，一方面有可能在低温时析出，形成的悬浮水在电场作用下很容易浸入纸绝缘中(在强油循环时的可能性更大)，或在底部形成沉积水；另一方面在油纸绝缘系统中，油含水量与纸含水量在不同温度下将有不同的平衡趋势。当油温下降时，油中有一部分水分向纸中扩散，使油的含水量下降；与此相反，运行温度越高，纸中水分向油中扩散越多，油中含水量随之增加。实现平 衡需要一个较长的过程(按月计)，因此用测定油中含水量的多少来肯定或否定变压器的受潮是很不全面的。特别是在环境温度很低，而变压器又在停运状态下测出的油中很低的含水量，不能作为绝缘干燥的唯一判据。但是，在变压器的运行温度较高时(不是短暂的升高)，所测油的含水量很低，倒是可以作为绝缘状态良好的依据之一，因此规定设备在较高的运行温度下(如 60 ℃时)提出对绝缘油含水量的限制值就是根据这一想法。然而温度很低时测出油的含水量高，甚至取样时见到游离水，确是说明绝缘中含水量高或变压器中已进水。
纸中含水量在与油的平衡过程中，在高温时将随油中水分的增加而减少，而温度降低时，油中水分将被纸吸收，使纸的含水量升高。但计算和试验结果表明：在密封条件较好的变压器中，如果没有外部水分的渗入或油中水分被滤除，在不同温度下测得油中水分的变化量即使全部与绝缘纸的水分相平衡，纸中含水量的变化幅值是很小的。因油的含水量是以10-6 计，纸的含水量以10-2计，变压器中纸的绝对含水量要大大超过油中水量。设变压器用油量为用纸量的10 倍，随温度变化油中含水量如果达到100×10-6(实际要小得多)的变化值，由此计算纸中相应水分的变化量也只是0.1％, 可以看出对纸而言也仍然是一个无关大局的值。因此在密封式变压器中，不能根据某一温度下测得的油中含水量，直接查文献中的油纸含水量温度平衡曲线，去推测纸的含水量。可以认为不同的平衡曲线都是在不同的系统内部条件下获得的，即除油、纸系统中原有的水分外，是否有外界空气中水分参入系统并已确实达到了平衡。由于运行温度的变动，变压器内平衡过程更为复杂，所以即使敞开式变压器，从曲线中查出的含水量值也不一定准确。如果变压器绝缘确已受潮，也就意味着平衡系统内部条件发生了变化，即有外界的水分进入；另外，运行多年后绝缘老化的结果，内部也会增加一定水分。
利用热油循环干燥变压器，就是利用油与纸中水分平衡原理，在高温下让纸中的水分不断扩散到油中，同时不断滤去油中水分，达到减少变压器内水分的目的。运行中测油含水量比较方便，可以利用该变压器在不同温度下测定的油的不同水含量，并按纸的含水量基本不变来查对平衡曲线，确定油中含水量变化是否符合温度变化规律，作为变压器中油与纸的总含水量是否有大的变化的辅助性判断。与此同理，对油在不同温度下经反复多次测试，也可估计出绝缘纸中的含水量，或直接测试油的相对湿度。
4. 水分对变压器绝缘的影响
4.1 对绝缘油击穿强度的影响
4.1.1 变压器油中可能存在三种状态的水：溶解水、悬浮水、沉积水。
在纯净的油中，一般溶解水不影响油击穿电压；积沉在油箱底部的水，一般不处于高电场区，也不影响击穿电压；与油形成雾状憎油胶质的水称为悬浮水，对油的击穿电压影响最大。
4.1.2 油中存在杂质时情况就比较复杂。
当存在纤维素杂质时，由于它的亲水性，足以把油中少量的溶解水吸收到内部。如油中含水量 1Oppm，在20～25℃时，纤维杂质上的含水量可达5％，当在高电场区形成“小桥”，击穿电压将大大降低。杂质对油击穿强度的影响取决于杂质的大小、数量及性质。其中炭的微粒对油影响最大，因为它比纤维素杂质具有较好的导电性。
4.2 对油纸绝缘的影响
4.2.1 有些变压器可从油箱底部放出大量水，仍能安全运行；而有的变压器油中含水量很低， 却发生了因受潮引起的绝缘事故，经试验研究，得出以下结论：
（1） 变压器因进水引起的击穿事故，除油中有大量悬浮水可能使纯油间隙发生击穿外，导致击穿的最终原因是纸绝缘中的水分引起。测定运行中变压器油的含水量，虽不一定能发现问题，但由于它取样测试方便，所以经常被采用。
（2） 当变压器的套管端部沿引线往下漏水(当引线与绕组连接处有下弯弧度时，可能向下滴水；没有弯曲弧度时，水直接迸入绕组，发生击穿过程更短)，油枕底部积水和防爆筒积露经常以水滴形式进入变压器内，当水滴处于交流不均匀电场中时(如均匀电场，又无隔挡，则水滴可能掉至箱底)，水滴往往向高电场区域运动，最终在电极表面达到被完全雾化的状态或被附近的绝缘纸吸收，为此导致绝缘强度严重下降。如此时测定变压器整体绝缘，可能毫无反映。
（3）当水分侵入局部绝缘或干燥不彻底，油浸纸中的水分分布将不均匀，如这种状态的绝缘正处于不均匀的电场部位，水分将从低电场区域向高电场方向迁移(电场越高和作用时间越长，迁移作用越强)，如此时再加上油中杂质的作用，就可能在电极周围的绝缘上形成导电或半导电层，加剧了电场的畸变，可导致沿着绝缘纸板的油中放电，而树枝状的导电通道可由此延伸。这就是引起围屏纸板爬电而发生事故的一个重要原因。
4.2.2 水分不仅影响油纸绝缘的耐电强度，从变压器长期运行的可靠性出发，防止变压器过早绝缘老化，也是控制油纸绝缘含水量指标的一个重要因素。有试验表明，由于在运行温度下纤维素材料的水解作用，当绝缘纸的含水量由0.3％增加到1％时，老化速率增加6倍；含水量增到2％，老化速率增加1O倍。因此同时投运的同类变压即使运行条件相同，也可能因含水量不同而导致了不同的老化程度。
4.3 进行油的击穿电压测量，不能全面反映实际变压器中水分等杂质对变压器绝缘性能的影响。击穿电压值是反映油在特定状态下的耐电强度指标。
