周文豪，蘇振鵬，唐飛然，劉曉峰，鄭 懷，張 宇，李歡歡

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

0 引言

我國現(xiàn)已建成的多個(gè)特高壓交直流工程位于東北、內(nèi)蒙及新疆等高緯度的寒冷地區(qū)，冬季氣溫可達(dá)到-40℃及以下。變壓器油作為變壓器中重要的絕緣介質(zhì)，其絕緣性能直接關(guān)系到電力變壓器在極寒條件下的穩(wěn)定運(yùn)行[1-3]。

研究表明，變壓器油在變壓器運(yùn)行過程中會(huì)發(fā)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(zhì)中受到氧化作用，或者繞組、鐵心及固體絕緣因故障發(fā)熱而導(dǎo)致變壓器油發(fā)生老化。熱老化后的變壓器油顏色變成深褐色，并伴隨產(chǎn)生一系列氧化物，如有機(jī)酸、酯、酚等化合物，最終形成油泥[4]。在極寒環(huán)境下，油泥的存在會(huì)使變壓器油的散熱性能降低，絕緣強(qiáng)度顯著下降，給在極寒條件下運(yùn)行的變壓器帶來安全隱患，因此必須對(duì)極寒條件下絕緣油的質(zhì)量進(jìn)行嚴(yán)格監(jiān)測(cè)和維護(hù)[5]。

目前，國內(nèi)外學(xué)者對(duì)熱老化變壓器油及油紙絕緣的絕緣性能和介電特性進(jìn)行了大量研究。周翠娟等[6]對(duì)熱老化過程中變壓器油的酸值變化進(jìn)行了研究，發(fā)現(xiàn)溫度和老化時(shí)間對(duì)酸值影響較大，隨著老化時(shí)間的延長(zhǎng)，溫度越高，酸值增加越快；王世強(qiáng)等[7]研究了變壓器油老化對(duì)油紙絕緣介電特性的影響，發(fā)現(xiàn)變壓器油老化會(huì)使變壓器油中的水分、酸值和介質(zhì)損耗因數(shù)有所增加，變壓器油的老化產(chǎn)物會(huì)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?jiān)诿}動(dòng)直流電壓作用下的擊穿電壓特性及影響因素，結(jié)果表明交流擊穿電壓最小，脈動(dòng)直流擊穿電壓（脈動(dòng)系數(shù)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(jié)構(gòu)的損傷都會(huì)導(dǎo)致?lián)舸╇妷弘S老化時(shí)間發(fā)生改變；S RAHMAT等[9]研究了熱老化對(duì)油紙絕緣介電性能的影響規(guī)律，結(jié)果發(fā)現(xiàn)隨著老化時(shí)間延長(zhǎng)，油紙絕緣的介電性能呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。

然而這些研究大多集中在常溫或高溫下，對(duì)于低溫下熱老化油的介電特性研究鮮有報(bào)道。變壓器油處于極寒條件下時(shí)，油的黏度增加，鐵心、繞組發(fā)熱會(huì)使變壓器部分位置熱量聚集，導(dǎo)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(shè)備的使用壽命，導(dǎo)致巨大損失。因此，有必要對(duì)極寒條件下熱老化油的介電特性和擊穿特性進(jìn)行探究。

由于酸值是表征絕緣油老化程度的重要指標(biāo)[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(yàn)平臺(tái)，在低溫下對(duì)不同老化程度（酸值）變壓器油的介電性能和擊穿電壓進(jìn)行測(cè)量，分析與總結(jié)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(guī)律。

1 試驗(yàn)

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(lán)（BTB）、異丙醇溶液，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司。

1.2 設(shè)備和儀器

BYES-8A型微量水分測(cè)定儀，上海邦億精密量?jī)x有限公司；KCS-8120C型可程式高低溫循環(huán)試驗(yàn)箱，武漢環(huán)試檢測(cè)設(shè)備有限公司；DX6100型一體化精密油介損介電常數(shù)測(cè)試儀、PFJY-310L型絕緣油介電強(qiáng)度測(cè)試儀，揚(yáng)州攀峰電氣有限公司；DHG型鼓風(fēng)干燥箱，上海慕斯實(shí)驗(yàn)設(shè)備有限公司。

1.3 低溫試驗(yàn)平臺(tái)

1.3.1 介電參數(shù)低溫測(cè)量系統(tǒng)

一體化精密油介損介電常數(shù)測(cè)試儀主要由介損油杯、溫度傳感器、介損測(cè)試電橋、交流試驗(yàn)電源、標(biāo)準(zhǔn)電容器、高阻計(jì)和直流高壓源等部件構(gòu)成。測(cè)試儀高壓端通過高壓引線穿過可程式高低溫循環(huán)試驗(yàn)箱，與箱內(nèi)的高壓電極相連。油杯的測(cè)試信號(hào)端口和溫度數(shù)據(jù)接口通過信號(hào)線穿過可程式高低溫循環(huán)試驗(yàn)箱與測(cè)試儀相連，油的介電參數(shù)和溫度變化通過測(cè)試儀進(jìn)行監(jiān)測(cè)，介電參數(shù)低溫測(cè)量系統(tǒng)示意圖如圖1所示。

圖1 介電參數(shù)低溫測(cè)量系統(tǒng)Fig.1 Low temperature measurement system for dielectric parameters

1.3.2 擊穿電壓低溫測(cè)量系統(tǒng)

擊穿電壓測(cè)試系統(tǒng)主要由可程式高低溫循環(huán)試驗(yàn)箱、絕緣油介電強(qiáng)度測(cè)試儀、定制油杯等組成，試驗(yàn)系統(tǒng)示意圖如圖2所示。介電強(qiáng)度測(cè)試儀測(cè)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(shí)驗(yàn)油杯，在可程式高低溫循環(huán)試驗(yàn)箱內(nèi)對(duì)絕緣油進(jìn)行擊穿電壓測(cè)試。測(cè)試過程中在箱內(nèi)放置測(cè)量對(duì)照組對(duì)試樣的溫度進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。

圖2 低溫?fù)舸┰囼?yàn)系統(tǒng)Fig.2 Low temperature breakdown test system

根據(jù)GB/T 507—2002，本文設(shè)計(jì)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(jié)構(gòu)模型如圖3所示。

圖3 電極模型Fig.3 Electrode model

1.4 試驗(yàn)樣品預(yù)處理

1.4.1 含水率控制

為避免絕緣油中的初始水分對(duì)試驗(yàn)結(jié)果造成影響，試驗(yàn)前需對(duì)原始45#油樣進(jìn)行預(yù)處理：采用濾紙過濾去除油中的雜質(zhì)，至少過濾兩次以保證雜質(zhì)盡可能完全濾除；再對(duì)油樣進(jìn)行真空脫氣處理，并設(shè)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(jù)GB/T 6283—2008《化工產(chǎn)品中水分含量的測(cè)定—卡爾·費(fèi)休法》，采用微量水分測(cè)定儀對(duì)預(yù)處理后的油樣微水含量進(jìn)行多次測(cè)量。結(jié)果表明，經(jīng)過同一預(yù)處理后油樣的含水率較穩(wěn)定，平均值為17.8 mg/kg。后續(xù)試驗(yàn)過程中，在測(cè)量不同老化程度油樣的介電性能和擊穿電壓時(shí)，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(shè)備使用壽命的“6℃法則”指出：常規(guī)絕緣系統(tǒng)壽命以98℃為基準(zhǔn)，工作溫度每升高6℃，其壽命損耗速率將增加1倍，預(yù)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(yīng)的特征量。以20年為絕緣系統(tǒng)壽命，計(jì)算146℃下熱老化15天的絕緣系統(tǒng)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(shí)間，式（2）為壽命折損比。

經(jīng)計(jì)算可知，146℃下熱老化15天的絕緣系統(tǒng)壽命處于設(shè)計(jì)壽命的中期。因此，預(yù)處理過程中將油樣放入鼓風(fēng)干燥箱，設(shè)置熱老化溫度為146℃，熱老化天數(shù)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(yàn)方法

1.5.1 酸值

依據(jù)GB/T 7599—1987中《運(yùn)行中變壓器油、汽輪機(jī)油酸值測(cè)定法（BTB法）》，分別對(duì)3組（老化3、9、15天）油樣進(jìn)行酸值測(cè)量，每組測(cè)量3次，結(jié)果取平均值。

1.5.2 介電性能

依據(jù)GB/T 5654—2007《液體絕緣材料工頻相對(duì)介電常數(shù)、介質(zhì)損耗因數(shù)和體積電阻率的測(cè)量》，采用一體化精密油介損介電常數(shù)測(cè)試儀對(duì)3組油樣的相對(duì)介電常數(shù)、電導(dǎo)率和介質(zhì)損耗因數(shù)進(jìn)行測(cè)量?？沙淌礁叩蜏卦囼?yàn)箱溫度設(shè)置8個(gè)溫度測(cè)試點(diǎn)，分別為30、20、10、0、-10、-20、-30、-40℃。每個(gè)溫度點(diǎn)重復(fù)測(cè)量3次，若示數(shù)穩(wěn)定，求取測(cè)量結(jié)果的平均值。完成一個(gè)溫度測(cè)試點(diǎn)后，靜置2 h以上進(jìn)入下一個(gè)溫度點(diǎn)的測(cè)量。

1.5.3 擊穿電壓

依據(jù)GB/T 507—2002《絕緣油擊穿電壓測(cè)定法》，采用絕緣油介電強(qiáng)度測(cè)試儀對(duì)3組油樣的擊穿電壓進(jìn)行測(cè)量。可程式高低溫試驗(yàn)箱溫度設(shè)置5個(gè)溫度測(cè)試點(diǎn)，分別為10、0、-10、-20、-40℃。每個(gè)溫度點(diǎn)重復(fù)測(cè)量3次，每次測(cè)量間隔20 min，若示數(shù)穩(wěn)定，則求取測(cè)量結(jié)果的平均值。完成一個(gè)溫度測(cè)試點(diǎn)后，靜置2 h以上進(jìn)入下一個(gè)溫度點(diǎn)的測(cè)量。

2 結(jié)果與分析

2.1 酸值

表1為變壓器油熱老化天數(shù)為3、9、15天的酸值情況。從表1可以看出，隨著熱老化天數(shù)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(jù)GB/T 7595—2000《運(yùn)行中變壓器油的質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》，運(yùn)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(jīng)超過我國現(xiàn)行運(yùn)行中變壓器油的質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)。

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(duì)介電常數(shù)

圖4為極寒條件下不同老化程度油樣的相對(duì)介電常數(shù)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(duì)介電常數(shù)呈近似線性增加。酸值越大的油樣，其相對(duì)介電常數(shù)也越大，且老化9天和15天的油樣相對(duì)介電常數(shù)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(duì)介電常數(shù)隨溫度變化曲線Fig.4 Relative dielectric constant of oil with different ageing degrees changes with temperature

根據(jù)文獻(xiàn)[13]可對(duì)油樣的相對(duì)介常數(shù)隨溫度降低而近似呈直線增加的現(xiàn)象進(jìn)行解釋。變壓器油的主要成分為烷烴，屬于弱極性介質(zhì)。根據(jù)電介質(zhì)極化的宏觀參數(shù)εr與分子微觀參數(shù)N、α、Ei的關(guān)系，即克勞修斯方程，如式（3）所示。

式（3）中：εr為相對(duì)介電常數(shù)；N為單位體積分子數(shù)；α為分子極化率；Ei為作用于分子的有效電場(chǎng)；ε0為真空介電常數(shù)；E為作用在電介質(zhì)上的宏觀電場(chǎng)。

由于油體積隨溫度降低而減小，導(dǎo)致單位體積內(nèi)油分子數(shù)N增大，結(jié)合式（3）分析可知，油的相對(duì)介電常數(shù)隨著溫度的降低而增大。

隨著熱老化天數(shù)的增加，伴隨生成的酸、酯等極性介質(zhì)在油中累積，在電場(chǎng)作用下發(fā)生偶極子極化，故隨著酸值的增大，變壓器油的相對(duì)介電常數(shù)相應(yīng)增大。由于老化9天和15天的油樣酸值遠(yuǎn)大于老化3天的油樣和原樣，老化9天和15天的油樣相對(duì)介電常數(shù)明顯大于老化3天的油樣和原樣。

2.2.2 電導(dǎo)率

圖5為極寒條件下不同老化程度油樣的電導(dǎo)率隨溫度變化曲線。

圖5 不同老化程度油樣的電導(dǎo)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(dǎo)率均呈先增大后減小的趨勢(shì)，在-10℃附近達(dá)到峰值。且酸值越大，油樣電導(dǎo)率的增長(zhǎng)幅度越大，達(dá)到的峰值越高。老化15天、9天和3天的油樣電導(dǎo)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(zhǎng)了2 500%、483%和83%（原樣的電導(dǎo)率峰值為0.6×10-12S/m）。

工程變壓器油中會(huì)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(tài)相互轉(zhuǎn)化[14-15]。當(dāng)溫度降低時(shí)，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(chǎn)生更多的載流子，使得變壓器油的電導(dǎo)率增大，當(dāng)溫度降低到-10℃時(shí)，油的電導(dǎo)率達(dá)到峰值。當(dāng)溫度進(jìn)一步降低，一方面油中的冰晶增多、水分減少，導(dǎo)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(dǎo)致油的電導(dǎo)率持續(xù)降低[16-18]。

對(duì)于酸值越大的變壓器油，其電導(dǎo)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(zhì)，在外施電場(chǎng)的作用下能電離出更多的正、負(fù)離子，使得變壓器油含有更高濃度的載流子，導(dǎo)致老化程度越高的變壓器油電導(dǎo)率也越大[19-20]。因此在-10℃附近，老化15天和9天的油樣電導(dǎo)率的最大值會(huì)遠(yuǎn)大于老化3天的油樣和原樣。

2.2.3 介質(zhì)損耗因數(shù)

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

圖6 不同老化程度油樣的介質(zhì)損耗因數(shù)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(chǎng)作用下，變壓器油的介質(zhì)損耗主要由電導(dǎo)損耗和極化損耗組成，其介質(zhì)損耗因數(shù)表達(dá)式如式（4）所示。

式（4）中：γ為電導(dǎo)率；g為松弛極化損耗的等效電導(dǎo)率；ω為外施交變電場(chǎng)的角頻率；ε0為真空介電常數(shù)；εr為相對(duì)介電常數(shù)。

松弛極化損耗的等效電導(dǎo)率計(jì)算式為式（5）。

式（5）中：εs為靜態(tài)介電常數(shù)；ε∞為光頻介電常數(shù)；τ為松弛極化時(shí)間常數(shù)。

在溫度降低過程中，油的黏度增大，分子熱運(yùn)動(dòng)降低，與之相關(guān)的松弛極化過程建立緩慢，極化損耗極小[21]，故介質(zhì)損耗主要來源于電導(dǎo)損耗。由于松弛時(shí)間常數(shù)τ很小，式（4）可簡(jiǎn)化為式（6）。

結(jié)合式（6）分析可知，在交流電場(chǎng)作用下，介質(zhì)損耗因數(shù)tanδ與電導(dǎo)率γ成正比，故在溫度降低過程中，介質(zhì)損耗因數(shù)-溫度曲線的變化規(guī)律與電導(dǎo)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(dǎo)致油的電導(dǎo)率增大，電導(dǎo)損耗的增加使得油的介質(zhì)損耗因數(shù)也增加，在溫度降低到了-10℃附近介質(zhì)損耗因數(shù)隨著電導(dǎo)率一起達(dá)到峰值。當(dāng)溫度進(jìn)一步降低，油的電導(dǎo)率減小，致使油的介質(zhì)損耗因數(shù)持續(xù)減小。對(duì)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(dǎo)電粒子的數(shù)量增多，油的電導(dǎo)率增大，使得介質(zhì)損耗因數(shù)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(shì)，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(dá)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(yùn)行過程中，乳化水和懸浮水的存在會(huì)影響絕緣油的電氣強(qiáng)度[15]。這是由于水屬于極性介質(zhì)，在電場(chǎng)作用下發(fā)生極化并延電場(chǎng)方向拉長(zhǎng)，排列在一起形成導(dǎo)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(dá)到最小值。隨著溫度的進(jìn)一步降低，油中液滴逐漸變成微小冰晶，冰晶結(jié)構(gòu)不像液滴易被電場(chǎng)影響且不易導(dǎo)電，同時(shí)油的黏度增大，離子的活動(dòng)能力減弱，電極間“水橋”很難建立。故溫度繼續(xù)降低時(shí)，變壓器油的擊穿電壓逐漸升高[21-23]。

根據(jù)“小橋”理論，熱老化油中除了“水橋”會(huì)降低油的擊穿電壓，還有雜質(zhì)“小橋”也會(huì)使變壓器油的擊穿電壓大幅下降。在外施電場(chǎng)的作用下，熱老化過程中伴隨生成的有機(jī)酸、酯等極性介質(zhì)在電場(chǎng)方向上排列成雜質(zhì)“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(jī)酸、酯等雜質(zhì)還不多，雜質(zhì)“小橋”作用有限，當(dāng)熱老化油擊穿時(shí)，“水橋”占主導(dǎo)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(shù)的增加，油的酸值越來越大，油中累積的有機(jī)酸、酯等雜質(zhì)越來越多，雜質(zhì)“小橋”的作用越來越凸出，導(dǎo)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(jié)論

（1）隨著溫度的降低，熱老化油樣的相對(duì)介電常數(shù)呈線性增加，電導(dǎo)率和介質(zhì)損耗因數(shù)均先增大后減小，在-10℃附近達(dá)到峰值；隨著老化天數(shù)的增加，油樣的酸值越來越大，其相對(duì)介電常數(shù)、電導(dǎo)率和介質(zhì)損耗因數(shù)都有所增加，且酸值越大，增加幅度越明顯。當(dāng)酸值超過0.1 mgKOH/g（我國現(xiàn)行運(yùn)行中變壓器油的質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)）時(shí)，油的介電性能會(huì)大幅降低，在極寒條件下運(yùn)行時(shí)容易造成絕緣故障，影響變壓器的安全運(yùn)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(shì)，在-10℃附近達(dá)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(dá)到53.6%。為防止極寒條件下?lián)舸┦鹿实陌l(fā)生，有必要對(duì)極寒條件下絕緣油的產(chǎn)品質(zhì)量進(jìn)行嚴(yán)格的監(jiān)測(cè)和維護(hù)。