極寒條件下不同微水含量變壓器油的性能研究

羅永利，羅傳仙，王鵬浩，張 靜，邴 龍，陳 鶴，羅子秋

（1.國網呼倫貝爾供電公司，內蒙古 呼倫貝爾 021100；2.國網電力科學研究院武漢南瑞有限責任公司，湖北 武漢 430074）

0 引言

油浸式電力變壓器作為電力系統中能量傳輸分配的核心，在電網中占據著重要的地位。變壓器運行中受內部化學反應及周圍環境等因素的影響，其內部油紙絕緣性能會不斷劣化，導致變壓器發生故障，給電網供電帶來安全隱患[1-2]。

油浸式電力變壓器的內部絕緣主要由絕緣紙板和變壓器油構成，因此變壓器油是極其重要的液體絕緣介質[3]。國內外研究表明，變壓器油的絕緣性能直接決定變壓器能否處于正常安全的運行狀態，水分和溫度是影響其絕緣性能的主要因素[4-8]。變壓器油中水分含量的增加會改變變壓器內部的電場分布，使得變壓器中油紙絕緣的電氣強度快速下降，加快變壓器油的老化，縮短變壓器油的絕緣壽命[9]。

然而上述研究大多在常溫或高溫條件下進行，在低溫或極寒條件下變壓器油的性能研究報道很少。近年來在我國東北寒冷地區和西部高海拔地區，變壓器長期面臨-40℃及以下溫度的極寒天氣，給其正常運行造成極大的影響，如吉林通化地區和雙陽地區的主變壓器曾因溫度過低使得瓦斯繼電器及連管中的變壓器油凝固，導致變壓器輕瓦斯保護動作[10-11]。因此，亟需開展極寒條件下變壓器油的性能研究工作。

水分是低溫或降溫過程中研究變壓器油性能的關鍵因素，隨著油溫的變化，水分以溶解水、懸浮水、沉積水3種存在形式相互轉化[12-13]。當溫度較高時，油中水分主要為溶解水；當溫度降低時，水在油中溶解度降低達到過飽和狀態形成極微小的水珠懸浮于油中，成為懸浮態水分，過多懸浮態水分聚集便會沉積在油底部形成沉積水；當溫度降至0℃及以下時，微水凝結成冰滴，水的相位發生改變，使變壓器油和微水構成的體系變得不再單一、均質，其電氣理化性能將發生改變，可能使油液劣化變質失去原有的功能，造成變壓器的運行故障[14]。

因此，為探究極寒條件下不同微水含量變壓器油的黏度、導熱系數和介電性能的特性，本研究通過高低溫試驗箱控制變壓器油及試驗環境溫度，在每個溫度點采集數據，對采集到的數據進行擬合計算等處理，分析從常溫到極寒條件下微水含量對變壓器油的黏度、導熱系數、電導率與介電性能的影響。

1 試驗

1.1 主要原材料

45#變壓器油，上海松行貿易發展有限公司；3A分子篩，奧斯催化材料（大連）有限公司。

1.2 設備和儀器

BYES-8A型微量水分測定儀，邦億精密量儀（上海）有限公司；高低溫試驗箱，武漢環試檢測設備有限公司；NDJ-8S型旋轉黏度計，上海精天電子儀器有限公司；TC4000E型導熱系數測試儀，西安夏溪電子科技有限公司；DX6100型一體化精密油介損體積電阻率測試儀，揚州攀峰電氣有限公司；高溫馬弗爐，河南泰斯特儀器有限公司；真空過渡倉，鄭州克普斯機械設備有限公司。

1.3 試樣制備

45#變壓器油中微水含量x用微水質量/變壓器油總質量表示，如式（1）所示。

式（1）中：w表示微水質量，mg；s表示變壓器油總質量，kg；故微水含量x單位為mg/kg，即試驗中BYES-8A型微量水分測定儀輸出的微水含量結果單位。

通過微量水分測定儀測得試驗所用的初始45#變壓器油的微水含量為23.5 mg/kg，然后對45#變壓器油初始試樣進行除水和加濕處理得到不同微水含量試樣。

除水處理是利用3A分子篩實現的，使用前需對其進行活化處理，步驟如下：先將分子篩放入馬弗爐在400℃下加熱4 h，然后降溫至200℃后將分子篩移至充滿氮氣的真空過渡艙冷卻至室溫。制備好活化的分子篩后放入700 mL的初始45#變壓器油試樣中，靜置兩天獲得微水含量較低的變壓器油試樣。

加濕處理是將加濕器噴出的水霧通過導管引到盛有微水含量為23.5 mg/kg的45#變壓器油玻璃瓶口，保持2 min后移走導管停止加濕，并將處理過的變壓器油密封靜置1 d獲得微水含量較高的變壓器油試樣。

最后通過等體積混合微水含量較低的變壓器油和原始的變壓器油可獲得微水含量處在中間值的變壓器油試樣。

完成上述4種微水含量的變壓器油的配置后，采用BYES-8A型微量水分測定儀對每瓶變壓器油微水含量進行3次測量并取平均值，測量結果如表1所示。

表1 4種油樣的微水含量測量數據Tab.1 Measurement data of trace moisture content in four oil samples

1.4 試驗方法

1.4.1 黏度

依據GB/T 10247—2008中的《黏度測量方法》和JJG 1002—2005的《旋轉黏度計檢定規程》，采用NDJ-8S型旋轉黏度計測量變壓器油黏度，分別設置9個溫度測試點：30、20、10、0、-10、-20、-30、-35、-40℃。由于-50℃時變壓器油凝固，黏度計無法工作，未能獲得該溫度下的數據。

1.4.2 導熱系數

依據GB/T 10297—2015和ASTM D5930-2017的導熱系數測量技術標準，采用導熱系數測試儀測量變壓器油導熱系數，測量方法稱為瞬態熱線法（又名探針法），探針直徑為1.6 mm，測量范圍為0.02～5.00 W/(m·K)，分辨率可達0.000 1 W/(m·K)，分別設置9個溫度測試點：30、20、10、0、-10、-20、-30、-40、-50℃。

1.4.3 電導率和介電性能

依據GB/T 5654—2007《液體絕緣材料工頻相對介電常數、介質損耗因數和體積電阻率的測量》，采用一體化精密油介損體積電阻率測試儀測量變壓器油電導率、相對介電常數和介質損耗因數，分別設置 9 個溫度測試點：30、20、10、0、-10、-20、-30、-40、-50℃。

2 試驗結果與分析

2.1 微水含量對黏度的影響

圖1為4種微水含量油樣動力黏度隨溫度變化的曲線。

圖1 4種微水含量變壓器油黏度隨溫度變化曲線Fig.1 Temperature dependence curves of transformer oil viscosity with four kinds of trace moisture content

從圖1可以看出，4種油樣的動力黏度均從30℃開始隨溫度的降低呈凹曲線上升，且微水含量越高，曲線上升越快。相比較于溫度對黏度的影響，微水含量對變壓器油黏度影響較小，當溫度降到-10℃以下時，微水含量較高的變壓器油的黏度曲線才稍高于微水含量較低的變壓器油。

對4種微水含量的變壓器油黏度變化曲線進行擬合分析，得到4種油樣的擬合曲線均服從式（2）的指數函數規律。

式（2）中：y表示待測油樣的動力黏度，mPa·s；t表示待測油樣的溫度，℃。A1、A2、t1、t2、y0均為擬合曲線表達式中的擬合參數，表2為不同油樣表達式中的擬合參數數值。

表2 4種擬合曲線的參數數值Tab.2 Parameter values of four fitting curves

根據文獻[15]，擬合曲線服從指數函數規律可以通過流變學原理進行解釋。從流變學原理的角度，變壓器油的黏度用式（3）表示。當摩爾體積隨溫度變化小且ΔS*不隨溫度變化的情況下，式（3）可簡化為式（4）。

式（3）～（4）中：η為黏度；h為普朗克常數；N為阿伏伽德羅常數；S*為粘流過程的活化熵；H*為粘流過程的焓；V為摩爾體積；R為氣體摩爾常數；T為絕對溫度；A為常數；Eη為流動活化能。

從式（4）可知，變壓器油的黏度隨溫度的變化服從指數函數表達式。因此結合式（4）和液體流動活化理論對實驗結果進行解釋如下：隨著溫度的降低，變壓器油中分子的熱運動速率變慢，流體的自由空間變小，導致分子向周圍空間躍遷的阻力變大，從宏觀上表現為變壓器油的黏度隨著溫度的降低呈指數型增大。

2.2 微水含量對導熱系數的影響

圖2為4種微水含量的變壓器油導熱系數隨溫度的變化曲線。從圖2可知，不同微水含量的變壓器油導熱系數受溫度和微水含量的影響較小，整體均在較小范圍內波動。

圖2 4種微水含量變壓器油導熱系數隨溫度變化曲線Fig.2 Temperature dependence curves of thermal conductivity of transformer oil with four kinds of trace moisture content

圖2顯示4種微水含量的變壓器油的導熱系數隨著溫度的降低在小范圍內整體呈先減小后增大的趨勢，推斷其可能的原因是：隨著溫度降低，變壓器油的飽和吸水濃度降低，一部分水從油中析出，析出的微水分子阻礙油分子的熱運動，使得導熱系數減小。當溫度降到0℃以下時，析出的微水凝結成冰滴，冰滴對油分子熱運動的阻礙進一步加大，導熱系數繼續減小。當溫度降到-45℃以后，變壓器油和微水組成的復合體系完全凝固，導熱系數開始增大。

與溫度相比，微水含量的變化對變壓器油導熱系數的影響較小，隨著微水含量的增加，導熱系數僅在小范圍內波動。

2.3 微水含量對介電性能的影響

2.3.1 相對介電常數

圖3為4種微水含量的變壓器油的相對介電常數隨溫度的變化曲線。從圖3可以看出，4種不同微水含量的變壓器油的相對介常數均隨著溫度的降低而近似呈線性增大。相比于溫度，微水含量對變壓器油的相對介電常數影響較小，4種不同微水含量的變壓器油的相對介電常數隨溫度變化趨勢相同，僅在很小范圍內波動。

圖3 4種微水含量變壓器油相對介電常數隨溫度變化曲線Fig.3 Temperature dependence curves of relative permittivity of transformer oil with four kinds of trace moisture content

出現上述現象的原因是：變壓器油主要成分為烷烴、環烷族飽和烴、芳香族不飽和烴等化合物，屬于弱極性介質。電介質極化的宏觀參數εr與分子微觀參數N、α、Ei的關系，即克勞修斯方程式[16]，如式（5）所示。

式（5）中：εr為相對介電常數；N為單位體積分子數；α為分子極化率；Ei為作用于分子的有效電場；ε0為真空介電常數；E為作用在電介質上的宏觀電場。

根據式（5）可知，當變壓器油體積隨溫度降低而減小時，變壓器油單位體積內分子數目N上升，從而使得變壓器油相對介電常數增大。

2.3.2 電導率

圖4為4種微水含量的變壓器油的電導率隨溫度的變化曲線。從圖4可以看出：①從30℃開始4種微水含量的變壓器油的電導率隨著溫度的降低均呈先增大后減小的趨勢，形成4條單峰值曲線；②隨著微水含量由7.8 mg/kg增大到35.5 mg/kg，電導率的峰值升高，對應出現電導率峰值的溫度從-15℃升高到0℃。

圖4 4種微水含量變壓器油電導率隨溫度變化曲線Fig.4 Temperature dependence curves of electrical conductivity of transformer oil with four kinds of trace moisture content

通過文獻[17]的研究結果，可以對上述的實驗現象進行解釋：①隨著溫度下降，變壓器油的飽和吸水濃度下降，當油中含水量高于對應溫度下的飽和濃度時，一部分水從油中析出，構成變壓器油和微水的復合體系。在0℃附近，復合體系中微水含量達到最大值，電導率隨之達到峰值。峰值過后隨著溫度繼續下降，變壓器油的飽和吸水濃度持續降低，油的黏度逐漸增大，復合體系中的微水含量增加并凝結成冰滴，冰的電導率比水小，故復合體系的電導率下降；②隨著溫度的降低，微水含量越高的油樣越先達到對應溫度下油的飽和吸水濃度，導致油水復合體系中析出的微水變多，電導率出現的峰值越高。降溫過程中，越先達到飽和吸水濃度的油出現電導率峰值的時間越早，出現峰值對應的溫度越高。

2.3.3 介質損耗因數

圖5為4種微水含量的變壓器油的介質損耗因數隨溫度的變化曲線。從圖5可以看出，隨著溫度的降低，4種不同微水含量的變壓器油介質損耗因數均呈先增大后減小的趨勢，形成4條單峰值曲線。隨著微水含量的增大，介質損耗因數的峰值增大，介質損耗因數峰值的溫度從-15℃升高到5℃。對比可知，4種不同微水含量變壓器油的介質損耗因數-溫度曲線變化規律與電導率-溫度曲線變化規律相同。

圖5 4種微水含量變壓器油介質損耗因數隨溫度變化曲線Fig.5 Temperature dependence curves of dielectric loss factor of transformer oil with four kinds of trace moisture content

變壓器油介質損耗因數（tanδ）的表達式為式（6）～（7）。

式（6）～（7）中：γ為電導率；g為松弛極化損耗的等效電導率；ω為外施交變電場的角頻率；ε0為真空介電常數；εr為相對介電常數；εs為靜態介電常數；ε∞為光頻介電常數；τ為松弛極化時間常數。

由于變壓器油極性弱，且松弛時間常數τ很小[18-19]，其介質損耗因數表達式可簡化為式（8）。

根據式（8）可知，在交流電場作用下，tanδ和電導率γ成正比關系，因此變壓器油的介質損耗因數-溫度曲線變化規律與電導率-溫度曲線變化規律相同。

3 結論

（1）不同微水含量的變壓器油動力黏度值隨溫度的下降符合指數函數規律。不同微水含量的變壓器油動力黏度值在-10℃以上差異不大，在-10℃以下出現微小差異，微水含量越高的變壓器油動力黏度值越高。

（2）不同微水含量的變壓器油導熱系數受溫度和微水含量的影響較小，整體均在較小范圍內波動。

（3）不同微水含量的變壓器油相對介電常數隨溫度的降低近似呈線性增大，不同微水含量變壓器油的相對介電常數變化趨勢相同，差異不大。介質損耗因數隨溫度的降低呈先增大后減小的趨勢，微水含量越高的介質損耗因數峰值越高，對應達到的介質損耗峰值溫度越高，其曲線變化規律與電導率-溫度曲線變化規律相同。