我国电力系统中运行着大量充油电器设备，包括套管、互感器、断路器等少油设备，因制造、检修、维护不当及油质劣化等引起故障的几率较高，爆炸和火灾等恶性事故时有发生，影响了电网的安全稳定运行和供电可靠性。

　　近年来，由于国产绝缘油品质的不断提高，油中添加抗氧化剂，高压少油电气设备增加了绝缘油保护及其他改进，运行部门也采取了一些有效的措施，(例如在互感器上改进或改装金属膨胀器，断路器、互感器上加装防雨帽等)，加之设备检修制度的完善和加强，使油质的劣化得到改善，故障率有了下降，出现了 GB 7595-87《运行中变压器油质量标准》的某些条款不适应生产发展的现象，尤其进口电器设备(有些设备不准采油样)的入网运行，使这种现象更为突出。为此，对高压少油电器设备油质的检测周期和项目进行探讨。

　　1　互感器

　　在 GB 7595-87的“常规检验周期与检验项目”中规定：互感器 220 kV及以上每年至少1次、35-110 kV 每3年至少1次进行水溶性酸、击穿电压、水分及游离碳检验。检验项目中击穿电压、水分和游离碳三者检验油的绝缘能力，水溶性酸是考查油老化程度的指标。　　多年来我国生产的 110 kV 及以上互感器大都设置了油的保护装置(如隔膜或胶囊)，对油质的保护起到了重要的作用。另外互感器运行温度较低，国产绝缘油的质量比较稳定等因素都使互感器内油的老化速度降低。表1列出了一些运行多年的高原型互感器近年来油中水溶性酸的检验结果。 表1　部分高原型互感器中油水溶性酸 (pH值)历年试验结果 设备型号 1989 1990 1992 1993 1994 1995 1996 L-110 5.0 4.9 5.2 5.0 4.9 4.8 4.9 LCWD-110 4.5 4.3 4.3 4.4 4.3 4.3 4.5 LCWD2-110 4.4 4.3 4.3 4.3 4.3 4.4 4.5 LCLWD3-220 5.6 5.9 5.5 4.8 5.2 4.8 4.9 LCLWD3-220 4.9 5.6 5.4 5.2 4.9 4.9 5.0 LCLWD3-220 5.6 5.4 5.2 5.3 5.0 5.3 5.2 　　表1中互感器是70年代产品，运行时间已接近20年，设备运行寿命已近终点，而绝缘油的老化指标并未达到或超过标准，可见油的防劣化措施得当，国产绝缘油的老化速度完全可满足互感器的使用寿命。所以互感器每1、2年进行水溶性酸试验已无必要，正常情况下(除油的 pH值已接近4.2外)每5～6年进行1次即可了解油的老化状况。自80年代中期以来国内生产的互感器逐步采用了金属膨胀器密封装置(即所谓全密封结构互感器)，大大提高了互感器的密闭性，杜绝了油与空气的接触，更有力地减缓了油质的劣化。

　　运行中互感器油的绝缘强度降低主要是进水受潮及油和绝缘材料在老化过程中生成的微量水分造成。由于互感器的油和绝缘材料老化过程较缓慢，对油的绝缘强度影响很小。而密封式互感器进水受潮的几率一般很小，在其密封结构不被破坏的情况下等于零。在近年结合油中溶解气体试验中一些问题对189台密封式互感器油中的含水量进行了定期检测，未发现1台密封式互感器的油中含水值达到或超过标准。通过一些油的含水值与绝缘强度的对比试验证明，油中含水值的试验结果一定程度上是油绝缘强度的参考和补充。该试验采油量少，又可与溶解气体试验配合进行，多数情况下可替代击穿电压和游离碳检验。国际电工委员会(IEC)出版物 422 运行油的试验项目和判断指标中，对互感器中油除检验含水量外，击穿电压、酸值等项目均列为非常规检验项目，无需进行定期检验。水分检验则可与油中溶解气体的检测配合进行。而英、法、日、美等国则根本没有对运行中互感器的油进行检验的要求和规定。此外密封式互感器补油较困难，定期进行击穿电压、水溶性酸及游离碳等采样量较大的试验，将使膨胀器压力降低，进而降低直至丧失其对油的保护作用，破坏互感器的密封性。

　　非密封结构互感器油质下降的主要原因是进水受潮。主要表现为油中水分含量超标和击穿电压降低，有时有油的介质损耗因数增大的现象，如果受潮严重并已涉及到互感器的固体绝缘，将表现为设备整体介质损耗因数增大或超标。在近年来对 365台运行中互感器油质的监测中，不合格数为试验台数的0.82%，全部为油中含水值超标，且均为非密封式互感器。因此对于非密封结构的互感器定期进行油绝缘强度和油中含水值检验还有一定的必要性。

　　2　断路器

　　断路器即开关，开关是有机械运动和较强电弧的少油电气设备，高压开关中充油的主要作用除绝缘外还有消弧。因此造成油质降低的主要因素是：1)进水受潮;2)开关在作分合运动时可能产生的机械杂质;3)油在强电弧下产生的游离碳以及在温度和电场作用下油的老化(即氧化产酸)。　　GB 7595-87规定：开关油进行水溶性酸、击穿电压和机械杂质检验，检验周期为 110 kV 及以上每年至少1次、110 kV以下3年至少1次。而 IEC 规定：170 kV 及以上注油开关新运行1年进行击穿电压、界面张力的检验，以后每6年检测酸值、击穿电压和界面张力。两者对比可发现，油的检验项目基本上相似，但 IEC 检验周期在运行1年后则大大的延长了。表2　部分高压开关油质历年试验结果 型号 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1988 1990 SW3-110G 酸值 0.038 0.035 0.050 0.055 0.045 0.047 0.042 0.043 水溶性酸 4.5 4.3 4.3 4.2 4.3 4.2 4.7 4.7 SW3-110G 酸值 0.023 0.012 0.032 0.027 0.025 0.021 0.023 0.022 水溶性酸 4.9 4.6 4.4 4.4 4.5 4.5 4.5 4.4 SW6-220 酸值 0.025 0.026 0.030 0.027 0.021 0.027 0.027 0.025 水溶性酸 4.6 4.5 4.5 4.7 4.4 4.5 4.7 4.6 DW2-35 酸值 0.017 0.029 0.034 0.033 0.033 0.034 0.030 0.031 水溶性酸 5.2 4.5 4.5 4.4 4.3 4.3 5.0 4.7 　　注：酸值单位为mgKOH/g;水溶性酸为pH值。