極寒條件下熱老化油的介電和擊穿特性研究

周文豪，蘇振鵬，唐飛然，劉曉峰，鄭 懷，張 宇，李歡歡

（1.武漢大學，湖北 武漢 430072；2.廣東電網有限責任公司廣州供電局，廣東 廣州 510000）

0 引言

我國現已建成的多個特高壓交直流工程位于東北、內蒙及新疆等高緯度的寒冷地區，冬季氣溫可達到-40℃及以下。變壓器油作為變壓器中重要的絕緣介質，其絕緣性能直接關系到電力變壓器在極寒條件下的穩定運行[1-3]。

研究表明，變壓器油在變壓器運行過程中會發生熱老化和電老化，其中熱氧老化是最主要的老化形式之一。熱氧老化是指變壓器油暴露在光、熱、輻射線及氧化性氣體等活性物質中受到氧化作用，或者繞組、鐵心及固體絕緣因故障發熱而導致變壓器油發生老化。熱老化后的變壓器油顏色變成深褐色，并伴隨產生一系列氧化物，如有機酸、酯、酚等化合物，最終形成油泥[4]。在極寒環境下，油泥的存在會使變壓器油的散熱性能降低，絕緣強度顯著下降，給在極寒條件下運行的變壓器帶來安全隱患，因此必須對極寒條件下絕緣油的質量進行嚴格監測和維護[5]。

目前，國內外學者對熱老化變壓器油及油紙絕緣的絕緣性能和介電特性進行了大量研究。周翠娟等[6]對熱老化過程中變壓器油的酸值變化進行了研究，發現溫度和老化時間對酸值影響較大，隨著老化時間的延長，溫度越高，酸值增加越快；王世強等[7]研究了變壓器油老化對油紙絕緣介電特性的影響，發現變壓器油老化會使變壓器油中的水分、酸值和介質損耗因數有所增加，變壓器油的老化產物會顯著降低變壓器油的絕緣性能；姚德貴等[8]研究了熱老化油浸絕緣紙在脈動直流電壓作用下的擊穿電壓特性及影響因素，結果表明交流擊穿電壓最小，脈動直流擊穿電壓（脈動系數r=1/5）在油浸絕緣紙失效之前最大，油浸絕緣紙的含水量、吸油能力、紙結構的損傷都會導致擊穿電壓隨老化時間發生改變；S RAHMAT等[9]研究了熱老化對油紙絕緣介電性能的影響規律，結果發現隨著老化時間延長，油紙絕緣的介電性能呈現下降趨勢。

然而這些研究大多集中在常溫或高溫下，對于低溫下熱老化油的介電特性研究鮮有報道。變壓器油處于極寒條件下時，油的黏度增加，鐵心、繞組發熱會使變壓器部分位置熱量聚集，導致局部過熱加速絕緣油的熱老化[10]，使得變壓器油的絕緣性能降低，容易造成變壓器的絕緣故障，縮短電力設備的使用壽命，導致巨大損失。因此，有必要對極寒條件下熱老化油的介電特性和擊穿特性進行探究。

由于酸值是表征絕緣油老化程度的重要指標[11]，本文采用酸值來定量反映絕緣油熱老化的程度。通過搭建低溫試驗平臺，在低溫下對不同老化程度（酸值）變壓器油的介電性能和擊穿電壓進行測量，分析與總結極寒條件下不同程度熱老化油的介電性能和擊穿電壓的變化規律。

1 試驗

1.1 樣品和試劑

45#變壓器油，中國石油化工股份有限公司潤滑油分公司；KOH、無水乙醇、溴百里香酚藍（BTB）、異丙醇溶液，國藥集團化學試劑有限公司。

1.2 設備和儀器

BYES-8A型微量水分測定儀，上海邦億精密量儀有限公司；KCS-8120C型可程式高低溫循環試驗箱，武漢環試檢測設備有限公司；DX6100型一體化精密油介損介電常數測試儀、PFJY-310L型絕緣油介電強度測試儀，揚州攀峰電氣有限公司；DHG型鼓風干燥箱，上海慕斯實驗設備有限公司。

1.3 低溫試驗平臺

1.3.1 介電參數低溫測量系統

一體化精密油介損介電常數測試儀主要由介損油杯、溫度傳感器、介損測試電橋、交流試驗電源、標準電容器、高阻計和直流高壓源等部件構成。測試儀高壓端通過高壓引線穿過可程式高低溫循環試驗箱，與箱內的高壓電極相連。油杯的測試信號端口和溫度數據接口通過信號線穿過可程式高低溫循環試驗箱與測試儀相連，油的介電參數和溫度變化通過測試儀進行監測，介電參數低溫測量系統示意圖如圖1所示。

圖1 介電參數低溫測量系統Fig.1 Low temperature measurement system for dielectric parameters

1.3.2 擊穿電壓低溫測量系統

擊穿電壓測試系統主要由可程式高低溫循環試驗箱、絕緣油介電強度測試儀、定制油杯等組成，試驗系統示意圖如圖2所示。介電強度測試儀測量范圍為交流電壓0～80 kV，通過高壓電纜連接高壓電極和實驗油杯，在可程式高低溫循環試驗箱內對絕緣油進行擊穿電壓測試。測試過程中在箱內放置測量對照組對試樣的溫度進行實時監測。

圖2 低溫擊穿試驗系統Fig.2 Low temperature breakdown test system

根據GB/T 507—2002，本文設計加工球帽型擊穿電極，選用黃銅作為電極材料，其半徑為25 mm，倒角為3 mm，兩電極距離為1 mm，其結構模型如圖3所示。

圖3 電極模型Fig.3 Electrode model

1.4 試驗樣品預處理

1.4.1 含水率控制

為避免絕緣油中的初始水分對試驗結果造成影響，試驗前需對原始45#油樣進行預處理：采用濾紙過濾去除油中的雜質，至少過濾兩次以保證雜質盡可能完全濾除；再對油樣進行真空脫氣處理，并設置干燥箱的溫度為333.15 K，將油樣放置于干燥箱中保持24 h以上。

依據GB/T 6283—2008《化工產品中水分含量的測定—卡爾·費休法》，采用微量水分測定儀對預處理后的油樣微水含量進行多次測量。結果表明，經過同一預處理后油樣的含水率較穩定，平均值為17.8 mg/kg。后續試驗過程中，在測量不同老化程度油樣的介電性能和擊穿電壓時，控制所有油樣的含水率為17.8 mg/kg。

1.4.2 熱老化處理

高電壓絕緣設備使用壽命的“6℃法則”指出：常規絕緣系統壽命以98℃為基準，工作溫度每升高6℃，其壽命損耗速率將增加1倍，預期壽命縮短一半。研究表明，處于壽命中期的變壓器油能較好地表征出相應的特征量。以20年為絕緣系統壽命，計算146℃下熱老化15天的絕緣系統壽命損耗，如式（1）～（2）所示[12]，式（1）為熱老化15天的等效損耗時間，式（2）為壽命折損比。

經計算可知，146℃下熱老化15天的絕緣系統壽命處于設計壽命的中期。因此，預處理過程中將油樣放入鼓風干燥箱，設置熱老化溫度為146℃，熱老化天數為15天。為得到不同老化程度的油樣，分別在熱老化3、9、15天取樣。

1.5 試驗方法

1.5.1 酸值

依據GB/T 7599—1987中《運行中變壓器油、汽輪機油酸值測定法（BTB法）》，分別對3組（老化3、9、15天）油樣進行酸值測量，每組測量3次，結果取平均值。

1.5.2 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介電常數測試儀對3組油樣的相對介電常數、電導率和介質損耗因數進行測量?？沙淌礁叩蜏卦囼炏錅囟仍O置8個溫度測試點，分別為30、20、10、0、-10、-20、-30、-40℃。每個溫度點重復測量3次，若示數穩定，求取測量結果的平均值。完成一個溫度測試點后，靜置2 h以上進入下一個溫度點的測量。

1.5.3 擊穿電壓

依據GB/T 507—2002《絕緣油擊穿電壓測定法》，采用絕緣油介電強度測試儀對3組油樣的擊穿電壓進行測量?？沙淌礁叩蜏卦囼炏錅囟仍O置5個溫度測試點，分別為10、0、-10、-20、-40℃。每個溫度點重復測量3次，每次測量間隔20 min，若示數穩定，則求取測量結果的平均值。完成一個溫度測試點后，靜置2 h以上進入下一個溫度點的測量。

2 結果與分析

2.1 酸值

表1為變壓器油熱老化天數為3、9、15天的酸值情況。從表1可以看出，隨著熱老化天數的增加，變壓器油的酸值從0.034 mgKOH/g增加到0.215 mg KOH/g。根據GB/T 7595—2000《運行中變壓器油的質量標準》，運行中45#油的酸值不得超過0.1 mgKOH/g，146℃下老化9天和15天的變壓器油的酸值已經超過我國現行運行中變壓器油的質量標準。

表1 不同老化程度變壓器油的酸值Tab.1 Acid values of transformer oils with different ageing degrees

2.2 介電性能

2.2.1 相對介電常數

圖4為極寒條件下不同老化程度油樣的相對介電常數隨溫度變化曲線。從圖4中可以看出，隨著溫度從30℃降低到-40℃，不同老化程度油樣的相對介電常數呈近似線性增加。酸值越大的油樣，其相對介電常數也越大，且老化9天和15天的油樣相對介電常數明顯大于老化3天的油樣和原樣。

圖4 不同老化程度油樣的相對介電常數隨溫度變化曲線Fig.4 Relative dielectric constant of oil with different ageing degrees changes with temperature

根據文獻[13]可對油樣的相對介常數隨溫度降低而近似呈直線增加的現象進行解釋。變壓器油的主要成分為烷烴，屬于弱極性介質。根據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，如式（3）所示。

式（3）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。

由于油體積隨溫度降低而減小，導致單位體積內油分子數N增大，結合式（3）分析可知，油的相對介電常數隨著溫度的降低而增大。

隨著熱老化天數的增加，伴隨生成的酸、酯等極性介質在油中累積，在電場作用下發生偶極子極化，故隨著酸值的增大，變壓器油的相對介電常數相應增大。由于老化9天和15天的油樣酸值遠大于老化3天的油樣和原樣，老化9天和15天的油樣相對介電常數明顯大于老化3天的油樣和原樣。

2.2.2 電導率

圖5為極寒條件下不同老化程度油樣的電導率隨溫度變化曲線。

圖5 不同老化程度油樣的電導率隨溫度變化曲線Fig.5 Electrical conductivity curves of oil with different ageing degrees changes with temperature

從圖5中可以看出，隨著溫度從30℃降低到-40℃，油樣的電導率均呈先增大后減小的趨勢，在-10℃附近達到峰值。且酸值越大，油樣電導率的增長幅度越大，達到的峰值越高。老化15天、9天和3天的油樣電導率峰值分別為15.6×10-12、3.5×10-12、1.1×10-12S/m，分別比原 樣 增長了2 500%、483%和83%（原樣的電導率峰值為0.6×10-12S/m）。

工程變壓器油中會含有水分，隨著溫度的變化，油中水分以溶解水、乳化水和懸浮水3種形態相互轉化[14-15]。當溫度降低時，由于油的飽和含水量降低，油中溶解水減少，懸浮水和乳化水增多，并電離產生更多的載流子，使得變壓器油的電導率增大，當溫度降低到-10℃時，油的電導率達到峰值。當溫度進一步降低，一方面油中的冰晶增多、水分減少，導致載流子濃度下降，另一方面極寒條件下油的黏度增大使得離子遷移率下降，最終導致油的電導率持續降低[16-18]。

對于酸值越大的變壓器油，其電導率越大的原因是：酸值大的變壓器油中含有更高濃度的酸、酯等雜質，在外施電場的作用下能電離出更多的正、負離子，使得變壓器油含有更高濃度的載流子，導致老化程度越高的變壓器油電導率也越大[19-20]。因此在-10℃附近，老化15天和9天的油樣電導率的最大值會遠大于老化3天的油樣和原樣。

2.2.3 介質損耗因數

圖6為極寒條件下不同老化程度油樣的介質損耗因數隨溫度變化曲線。從圖6可以看出，與電導率隨溫度的變化趨勢相似，當溫度從30℃降低到-40℃，油樣的介質損耗因數均呈先增大后減小的趨勢，在-10℃附近達到峰值。且酸值越大，油樣介質損耗因數的峰值越高。老化15天、9天和3天的油樣介質損耗因數峰值分別為0.83%、0.18%和0.06%，分別比原樣增長了4 050%、800%和200%（原樣的介質損耗因數峰值為0.02%）。

圖6 不同老化程度油樣的介質損耗因數隨溫度變化曲線Fig.6 Dielectric loss factor of oil with different ageing degree varies with temperature

處于交流高壓電場作用下，變壓器油的介質損耗主要由電導損耗和極化損耗組成，其介質損耗因數表達式如式（4）所示。

式（4）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。

松弛極化損耗的等效電導率計算式為式（5）。

式（5）中：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。

在溫度降低過程中，油的黏度增大，分子熱運動降低，與之相關的松弛極化過程建立緩慢，極化損耗極小[21]，故介質損耗主要來源于電導損耗。由于松弛時間常數τ很小，式（4）可簡化為式（6）。

結合式（6）分析可知，在交流電場作用下，介質損耗因數tanδ與電導率γ成正比，故在溫度降低過程中，介質損耗因數-溫度曲線的變化規律與電導率-溫度曲線相同。

隨著溫度的降低，油中的溶解水析出形成懸浮水或乳化水，導致油的電導率增大，電導損耗的增加使得油的介質損耗因數也增加，在溫度降低到了-10℃附近介質損耗因數隨著電導率一起達到峰值。當溫度進一步降低，油的電導率減小，致使油的介質損耗因數持續減小。對于酸值較大的變壓器油，由于油中含有更高濃度的載流子，電極間導電粒子的數量增多，油的電導率增大，使得介質損耗因數隨著酸值的增大而增大。

2.3 擊穿電壓

圖7為極寒條件下不同老化程度油樣的擊穿電壓隨溫度的變化曲線。從圖7可以看出，隨著溫度的降低，不同老化程度變壓器油的擊穿電壓整體呈先減小后增大的趨勢，在-10℃附近取得極小值。其中，老化程度較低的油樣（酸值為0.034 mgKOH/g和0.181 mgKOH/g）擊穿電壓和原樣差距不大，老化程度較高的油樣（酸值為0.215 mgKOH/g）擊穿電壓顯著降低，比原樣平均降低39.9%，最大降幅在-10℃附近可達53.6%。

圖7 不同老化程度油樣的擊穿電壓隨溫度變化曲線Fig.7 Breakdown voltage of oil samples with different ageing degrees varies with temperature

研究表明，變壓器運行過程中，乳化水和懸浮水的存在會影響絕緣油的電氣強度[15]。這是由于水屬于極性介質，在電場作用下發生極化并延電場方向拉長，排列在一起形成導電“水橋”，使得變壓器油的擊穿電壓顯著降低。因此，隨著溫度的降低，油中的懸浮水和乳化水逐漸增多，致使油的擊穿電壓降低，并在溫度降低到-10℃左右達到最小值。隨著溫度的進一步降低，油中液滴逐漸變成微小冰晶，冰晶結構不像液滴易被電場影響且不易導電，同時油的黏度增大，離子的活動能力減弱，電極間“水橋”很難建立。故溫度繼續降低時，變壓器油的擊穿電壓逐漸升高[21-23]。

根據“小橋”理論，熱老化油中除了“水橋”會降低油的擊穿電壓，還有雜質“小橋”也會使變壓器油的擊穿電壓大幅下降。在外施電場的作用下，熱老化過程中伴隨生成的有機酸、酯等極性介質在電場方向上排列成雜質“小橋”，貫穿兩極造成熱老化油的擊穿[24-25]。老化程度較低的油（如老化3天和9天），油中累積的有機酸、酯等雜質還不多，雜質“小橋”作用有限，當熱老化油擊穿時，“水橋”占主導作用，因此老化程度較低的油樣擊穿電壓與原樣差別不大。隨著老化天數的增加，油的酸值越來越大，油中累積的有機酸、酯等雜質越來越多，雜質“小橋”的作用越來越凸出，導致老化程度較高的油樣擊穿電壓顯著降低。故從圖7中看到，老化15天油樣的擊穿電壓整體上明顯低于其他油樣。

3 結論

（1）隨著溫度的降低，熱老化油樣的相對介電常數呈線性增加，電導率和介質損耗因數均先增大后減小，在-10℃附近達到峰值；隨著老化天數的增加，油樣的酸值越來越大，其相對介電常數、電導率和介質損耗因數都有所增加，且酸值越大，增加幅度越明顯。當酸值超過0.1 mgKOH/g（我國現行運行中變壓器油的質量標準）時，油的介電性能會大幅降低，在極寒條件下運行時容易造成絕緣故障，影響變壓器的安全運行。

（2）隨著溫度的降低，熱老化油樣的擊穿電壓整體上呈先減小后增大的趨勢，在-10℃附近達到極小值。老化程度較低的油樣（酸值為0.034 mgKOH/g和0.181 mgKOH/g）擊穿電壓和原樣差別不大，老化程度較高的油樣（酸值為0.215 mgKOH/g）擊穿電壓平均比原樣降低39.9%，尤其在-10℃附近降低幅度最大，達到53.6%。為防止極寒條件下擊穿事故的發生，有必要對極寒條件下絕緣油的產品質量進行嚴格的監測和維護。