2 事故分析
2.1 水分来源
SF6气体中水分有5个来源：
(1) 充入的干燥净化不彻底的回收SF6气体中所含水分。
(2) 组装或检修时带入的水分。
(3) 绝缘件带入的水分。在长期运行过程中，这部分水分会慢慢地释放出来。
(4) 吸附剂带入的水分。
(5) 透过密封件渗入的水分。
其中，前4个是内源，是设备器件水分处理不彻底造成的，最后一个是外源，就是设备漏气。由于该站没有发现任何设备漏气，所以水分主要来源于前4个内源。因为该站没有设备检修过，上述水分的第1、2、4个来源对于该站所有设备都是基本相似的，唯有第3来源才具有特殊性而各不相同。所以，由此可以判断，该站电压互感器超标的水分主要来自绝缘件带入的水分。
众所周知，电压互感器有一个匝数层数非常多的绕组，比电流互感器多得多。1台110
kV电压互感器的一次绕组是由多达数万匝的漆包线一层一层地卷绕起来的，层与层之间要用大面积绝缘薄膜隔离。显然，匝数层数越多，气隙含量就越多，隔离用的绝缘薄膜就越多。这些气隙、漆膜和绝缘薄膜都会吸附大量的水分，“一般估计为0.1%～0.5%(质量比)”。在卷绕之前，对于这些绝缘材料进行水分处理很困难。在卷绕之后，匝数层数越多、卷绕越紧，则绝缘薄膜对水分释放和热传导的阻力就越大，通过抽真空和加热等方法就很难把这些吸附的水分彻底抽出来。于是，电压互感器绕组内部就可能残留大量水分。在长期运行过程中，特别是在持续高温季节，这部分水分就会慢慢地释放到SF6气体中，出现水分超标现象。
该站水分普查发现的结果也显示了互感器水分大约与绕组体积成正比。这更加证明绕组是超标水分的主要来源。
2.2 SF6气体中水分的危害
SF6气体中水分的危害主要表现在二个方面：
(1) 水分对SF6电弧分解产物水解的结果可能会产生有强烈腐蚀作用的HF和H2SO3。
(2)
过量的水分在温度降低时可能在绝缘件表面结露而大大降低绝缘件的表面闪络电压。
由于电压互感器在正常运行时不容易产生电弧、电火花和电晕之类的放电现象，可能不会出现SF6电弧分解产物水解而产生酸类的腐蚀剂。所以，对于电压互感器而言，水分危害主要是结露闪络的危害。
大量研究表明，当SF6气体中的水分超过一定浓度时，气体中的水分可能在绝缘子表面凝结为露。此时绝缘子沿面闪络电压将大为降低。例如，当SF6气体中的水分分压力达到1867
Pa时，绝缘子交流沿面闪络电压将降低2/3以上。
