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变压器油作为输变电工程中变压器的绝缘和散热介质材料，是变电站安全运行的重要因素之一。因此，变压器油基本的功能要求是绝缘、散热，而高的耐电压和低的介损值是基本的电气性能要求。伴随着高电压输变电技术的发展，变压器油要适应高电压条件，就需要很高的抗氧化安定性、热稳定性以及良好的抗析气性。此外，微量水、微粒杂质，也已成为严格的控制指标。变压器油的性能主要包括物理性能、电气性能、化学性能等三个方面。
一、变压器油的物理特性
1.1 色度
变压器油的色度是检验油品精制深度最直观的指标，但并非色度越低的油品质量越好，因为变压器油要适度精制，精制深度过大和过小均对油品的使用存在不利的影响。检查运行设备中的油，首先要求色度要低，使用期间色度上升表明变压器油发生了变质。
1.2 运动黏度
变压器的功能之一是进行热传导，并填充于绝缘材料之间，所以变压器油的黏度应该较低才能充分发挥这一功能作用。黏度影响热传导，因此也影响设备温度的升高。在较低温度下，较高的黏度会影响活动部件的运动速度，比如电路断路器、开关、负载抽头变换器机械部件、泵和调压器。黏度还会影响变压器油的处理过程，比如脱水、脱气和过滤，还包括注入速度。高黏度对设备在寒冷气候下的启动不利(例如备用变压器的更换)。在变压器油的组成中，芳烃黏度最大，黏温性能最差(黏度指数低)，石蜡烃(正构烷烃)黏度最小，黏温性能最好(黏度指数高)，而环烷烃居中。由于变压器油控制黏度的指标一般采用40℃运动黏度，因此用环烷基原油生产的变压器油由于黏度指数低，在使用温度下(80℃左右)，具有较低的黏度，有利于传热和机械部件的运动，这是环烷基变压器油主要优点之一。但为了保证电气设备在低温下冷启动，变压器油产品标准中又规定了低温黏度不能太大。
1.3 低温性
变压器及电容器等常安置于户外，为了适应在严寒条件下工作，对油品的倾点均有一定要求。倾点(或凝点)在一定程度上反映绝缘油的低温性。通常凝点低的油可以代替凝点高的油，反之则不行，国外一般规定变压器油凝点应低于最低使用环境温度6℃，我国则规定添加降凝剂的开关用油凝点比使用气环境温度5℃。
变压器油的凝点或倾点是一项相当重要的指标，对于气候寒冷的地区，低倾点或凝点具有特别重要的意义。因为低倾点或凝点能保证在这个气候条件下仍可进行循环，从而起到它的绝缘和冷却作用，特别是对断路器那样的执行机构的动作是很有好处的。环烷基原油一般具有较低的凝点或倾点，在加工过程中，不经脱蜡即可生产倾点低于-45℃的变压器油，而石蜡基原油则难以生产，这也是环烷基变压器油主要优点之一。虽然在石蜡基变压器油中加人降凝剂可以降低其凝点或倾点，但这种改变并非改变其化学结构，只是破坏了蜡结晶的网状结构。在使用过程中，随降凝剂的降解，降凝剂的作用将丧失，将会给变压器的使用造成较大的安全隐患，因此，变压器油中一般不加人降凝剂。
1.4 高温安全性
绝缘油的高温安全性是用油品的闪点来表示的，闪点越低，挥发性越大，油品在运行中损耗也越大，越不安全。一般变压器油及电容器油的闪点要求不低于135℃。闪点是保证绝缘油在储存和使用过程中安全的一项指标，同时也是监督运行油必不可少的项目。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生。这些可燃气体往往是由于电器设备局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。通过闪点的测定可以及时发现设备的故障。对新充人设备及检修处理后的变压器油来说，测定闪点也可防止或发现是否混人了轻质馏分的油品，从而保障设备的安全运行。
变压器油的闪点是指在加热时产生的油蒸气与空气混合后，在接触火苗时发生闪火现象的最低温度。根据所使用的仪器和方法不同，分为闭口闪点和开口闪点，同一油品所测的开口闪点较闭口闪点高。为保证变压器的运行安全，要求变压器油要有较高的闪点。在变压器油的组成中，芳烃的挥发性最大因而闪点最低，石蜡烃(正构烧烃)的挥发性最小因而闪点最高，环烷烃居中。所以说，石蜡基变压器油闪点较环烷基变压器油的闪点要高，这是由其化学结构所决定的，对变压器油的电气性能没有影响。
在变压器油的运行过程中，闪点的变化也能反映设备的运行状况，如变压器内发生局部过热，变压器油就要受热分解，闪点就降低。在开关油中，油受到电弧高温作用，分解生成闪点比较低的经或溶解气体，油的闪点也要降低。闪点还作为检验油在保管过程中有无污染、混油的依据。
1.5 密度
变压器油的密度影响变压器油热传导率，而且还能用于确定油品某些特殊场合是否适用。在严寒条件下，密度用来确定注油设备中水结成的冰，漂浮在油面上是否会引起油上方导体的放电。环烷基变压器油的密度一般较石蜡基变压器油的密度要大。密度与油品的组成以及水的存在量均有关。对于绝缘油来说，控制其密度在某种意义上也控制了油品中水的存在量，特别是对于防止在寒冷地区工作的变压器在冬季暂时停用期不出现浮冰的现象更有实际意义。如果绝缘油中水分过多，在气温低时会在电极上冰结晶，但当气温升高时，黏附在电极上的冰结晶会融化增加导电性，从而会出现放电的危险。为此，应对绝缘油控制密度，般要求在20℃密度不大于895kg/m3，与水的密度保持较大差距。
1.6 界面张力
在油-水两相的交界面上，两相液体分子都受到各自内部分子的吸引，且各自都力图缩小其表面积，这种使液体表面积缩小的力称为界面张力。若此值较高，对新变压器油来说表明不理想的极性污染物含量越少。变压器油在电气设备中，因受温度、光线、金属催化、水分及电场等因素的影响，生成的羧酸、醇等亲水极性物质。由于它们在油-水界面的定向排列会改变界面上的分子排列状况，从而降低界面张力。因此油的界面张力值与油的氧化程度密切相关，此试验常用于已使用一段时间的油品来表征衰败的程度。
界面张力值大，说明油中亲水的极性物质少，油的绝缘性就好。变压器油中需加入的抗氧剂、抗光剂等非极性添加剂，对界面张力基本上没有影响。加入降凝剂对界面张力有较大影响，含有表面活性剂的油品界面张力很低。油水之间界面张力的测定，是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在老化初期阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也逐渐降低，而油泥生成则明显增加。因此，此方法也可对生成油泥的趋势作出可靠的判断。
1.7 水分
水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。一般说，在20℃时变压器油溶解水的能力为40μL/L左右，通过工业脱水装置可使变压器油的含水量降到10μL/L以下。通常电压越高的电力设备要求油的含水量越低。此外，水分还能促进有机酸对铜、铁等金属的腐蚀作用，产生的皂化物会恶化油的介质损耗因数、增加油的吸潮性，并对油的氧化起催化作用。一般认为，含水分的油比干燥的油老化速度要增加2~4倍，所以长期以来人们对绝缘油中水的存在给予了极大的关注。变压器油不允许含有水分(只是相对而言，我国电力行业规定最终注人变压器的油品，其水含量要小于10μg/g，因为水分对变压器油的击穿电压影响甚大，通常油中含水量只有在0.003%以下时对油的绝缘性能影响不大，而在0.005%以上就能影响油的绝缘强度。当水含量为0.03%时，油的击穿电压降低达25%。未经使用的变压器油的水分主要来自空气中潮湿气的侵入，其含量受油中烃类组成成分的影响。芳香烃对水的溶解度最大，且随温度的升高而增加，因此环烷基变压器油(特别是超高压变压器油)由于其芳烃含量高，自然其水含量也高。在注人变压器过程中，由于变压器油中的大部分水分与周围空气的水分是处于动平衡状态，所以通过普通的干燥系统是不能完全清除油中的水分，只有利用真空系统配合吸附剂才能较理想地清除水分。
1.8 苯胺点
苯胺点是指等体积的苯胺和试样的最低溶解温度，该指标间接表示油品的组成。芳香烃的苯胺点最低，石蜡烃(正构烷烃)苯胺点最高，环烷烃居中。ASTM D3487变压器油标准对苯胺点提出要求，一方面要求油品有足够的芳香烃以保证析气性和溶解性，同时也限制芳香烃含量不能太高，以防止溶解变压器中的绝缘漆和使氧化安定性变差。变压器油的理想组分是环烷烃、单环或双环芳烃以及异构烷烃。就析气性而言，则以芳烃为最好，烯烃、环烷烃次之。
1.9 溶解气
电力行业通过分析变压器油中的特定气体(如CO2，、CO、H2、C2H2等)，来推测变压器故障的成因，因此变压器制造商把溶解气作为进厂变压器油内控项目来检测。作为变压器油生产商，在产品出厂时要严格控制变压器油中的溶解气，应在出厂系统中增加真空脱气设备。
1.10 糠醛含量
电力行业将糠醛含量作为运行中的变压器绝缘纸是否降解的标志，因此变压器制造商将糠醛含量(IEC 1198)作为进厂变压器油内控项目来检测。作为变压器油生产商，在出厂时要严格控制变压器油中的糠醛含量，如BS148标准中要求糠醛含量小于1.0mg/kg。
1.11 多环芳烃含量
对于不加抑制剂的变压器油来讲，多环芳烃作为天然抗氧剂在变压器油中起着重要作用。但是，以二甲基亚砜不溶物(IP 346)定义的多环芳烃又是致癌物质，在变压器油中应控制其含量，如BS 148标准中要求多环芳烃含量小于3.0%。
1.12 多氯联苯(PCB)含量
PCB因其电气性能好、可燃性低，在最初时作为合成绝缘油得到广泛使用。当发现PCB对环境会造成不利影响后，许多国家都禁止使用。从石油中生产的变压器油不含PCB。
1.13 颗粒污染物
随着变压器油使用商对变压器油纯洁度要求的日趋严格， IEC 296(1991年修订稿)中就增加了颗粒污染物的测定。这就要求变压器油制造商在生产、储存和运输过程中避免固体颗粒物的污染。
二、变压器油的电气特性
2.1 击穿电压
变压器油的击穿电压指将变压器油放到装有一对电极的容器中施加电压，当电压逐渐增高到某一值时，油的电阻突然降至0时，强大的电流以火花或电弧形式穿过油，此时的临界电压称为击穿电压。影响变压器油击穿电压的主要因素有水分、杂质、温度等。温度与击穿电压之间的关系较为复杂，干燥、不含杂质的油，其击穿电压是靠油的中性粒子的不游离性维持的，因此，在一定的电场强度及温度下它的稳定性较好。当温度上升至70~80℃时，油内分子状态要发生很大变化，黏度也相应变小。由电场引起的离子运动速度增大，从而增大离子碰撞发生游离的可能性，因此促使油发生击穿。若油中含有水、杂质时，温度对击穿电压的影响就不同了。温度较低时，水分呈乳浊状，在电场作用下产生极性顺序排列，电子很容易沿着这种整齐排列的桥路通过，因此，当温度低时击穿电压值较小。当温度升高时，油的黏度变小，水分乳浊体活性变大，这样乳浊体形成松散状态就不易结成桥路，使击穿电压稍高。当温度升高至>70℃时，油的黏度达到较小值，油的分子活性增加，水分乳浊体就难以借助油的黏度阻滞作用而逃脱电场束缚，又重新结成桥路造成击穿。击穿电压不仅取决于总水含量，也取决于水处于什么状态。同样的水含量能不同程度地降低击穿电压，分子状态的水(被溶解的水)的击穿电压与乳化态的水的击穿电压就不同，但当水接近或超过饱和限度时，则击穿电压取决于水滴的多少和形状。温度较高时水滴尺寸较小，击穿电压较高。在一定的温度下，油内只能溶解一定量的水，如果水量超过这一限度，其多余的水会沉降到容器的底部，对击穿电压无影响。在水存在时，纤维、灰尘和其他污染物对击穿电压有不利影响，纤维可以急剧地降低击穿电压。纤维的结构和大小对击穿电压影响不同，细质棉纤维比粗质纤维影响要大。空气中灰尘与水一起落入油中，能大大降低击穿电压，并有一定的危险性。除上述影响因素外，油的内在质量变化对击穿电压也有影响。油氧化产生的有机酸、酮、醛、树脂、油泥及一部分低分子酸和结合水，在电场作用下都能生成大量游离体，特别是变压器油内部的绝缘质纤维、棉纱纤维，加剧了这些游离体结成桥路的倾向，使击穿电压更加降低。
击穿电压是衡量电器内部能耐受电压不被破坏的能力，也是检验变压器油性能好坏的主要手段之一。干燥清洁的油品具有相当高的击穿电压值，但当油中含有游离水、溶解水或固体污染物时，由于这些杂质都具有比油本身大的电导率和介电常数，它们在电场作用下会构成导电桥路，而降低油的击穿电压。通过测定击穿电压，可以判断油中是否存在有水分、杂质和导电微粒，但不能判断油品是否存在酸性物质或油泥。
击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况的一项非常重要的指标，可用来判断变压器油含水和其他悬浮物污染的程度，以及对注入设备前油品干燥和过滤程度的检验。运行中油的击穿电压低是变压器工作危险的信号。击穿电压反映介质抗电场的能力。影响击穿电压的主要因素有水分、杂质、温度等。油品放置极易吸收空气中的水分，当油中含水量低于40μg/g时对油的绝缘性影响不大，但当含水量高于45μg/g时就会影响油的绝缘强度(即击穿电压)。
2.2 脉冲击穿电压
在ASTM D3487和IEC 296标准中，对脉冲击穿电压提出要求。直流脉冲和不均匀间隙的击穿电压性能与交流强度是大不相同的。其设计是模拟雷雨时闪电打击一台变压器的情况，而这结果并不受IEC156正常测试的污染物所影响。在测定脉冲击穿电压时，所使用的电极是针和钢球。若向针施加负脉冲，就会发现击穿电压取决于油的精制程度，而芳香烃含量越低，其数值越高。ASTM D3487标准要求的最低值为145kV。
2.3 介质损耗因数
当变压器油受到交流电压作用时，将引起部分电流的损失，并转变为热能，造成油温升高。因为这部分电流的损失是由于通过介质所引起的，故称为介质损耗。介质损耗是指介质在一定的电压作用下产生一定的电流损失。介质损耗越小，油的绝缘性越好。
介质损耗因数，也称介质损失角正切值。表示在电场作用下，电解质极化和电导所引起的电能损失。一般所谓介质损耗因数是指介质在一定电压作用下产生的一切电流损失，它应是有效电流损失总和对无功电流总和之比。由于介质损失而使通过介质上的电压向量与电流向量间夹角的余角(此角度称为介质耗角δ)发生变化，衡量此介质损失的程度称为介质损耗因数，以介质损耗角的正切值表示。tanδ越小损耗越小，油的绝缘性越好。
介质损耗因数主要是反映油中泄露电流而引起的功率损失，介质损耗因数的大小对判断变压器油的劣化与污染程度是很敏感的。对于新油而言，介质损耗因数只能反映出油中是否含有污染物质和极性杂质，而不能确定存在于油中的是何极性杂质。一般来讲，新油的极性杂质含量甚少，所以其介质损耗因数也很小。但当油氧化或过热而引起劣化时，或混人其他杂质时，随着油中极性杂质或充电的胶体物质含量增加，介质损耗因数也会随之增加。对于芳烃含量高的变压器油来讲，由于对变压器中的橡胶、油漆及其他有关的材料等具有较强的溶解作用，从而形成某些胶体杂质，影响介质损耗因数。油的介质损耗因数值随温度的升高而增加，因为介质的导电率随温度的升高而增大，相应地其泄漏电压和介质损耗因数也会增大。为了排除油中水分对介质损耗因数的影响，现在一般测定高温下的介质损耗因数，如各国普遍采用测90℃下的介质损耗因数，而ASTM D3487中则要求测定100℃下的介质损耗因数，这样或许能更直接地反映出油中污染物的存在。
纯烃系非极性化合物，在电场作用下不发生或很少发生转位，但杂质成分，如胶质和酸类则为极性物，在电场作用下，随电力线方向变化而转位。这种转位消耗了部分电能而转变为热，这不但损失电能，而且使变压器的温度增高，降低了变压器油的工作能力，使变压器加速老化和变质。介质损耗因数的大小对判断油品劣化或污染程度是很敏感的。通常新油中极性杂质含量甚少，其介质损耗因数也很小，但当油劣化或混人其他杂质时，随着油中极性杂质或胶体物质含量的增加，介质损耗因数也会随之增大。
2.4 析气性
变压器油在受到电应力场的作用下，部分经分子会发生裂解而产生气体，这部分气体以微小的气泡从油中释放出来。如果小气泡量增多，它们会互相连接而形成大气泡。由于气体与油之间的电导率有很大的差异，那么在高压电场的作用下，油中会产生气隙放电现象，而有可能导致绝缘的破坏，这种现象在超高压输变电设备中显得尤为突出。为克服这种倾向，对用于超高压设备的油品提出更高的质量要求，要求超高压油应具有吸气性能。油品的这性能与其内在的化学结构有关，一般来讲，芳香烃具有吸气能力。当油品中的芳烃含量达到某一值时，油就表现为吸气性能。但也应看到，芳香烃既有吸气性能，而又具有吸潮性，且表现为抗氧化能力和抗析气性能差。所以，对油品的性能指标应进行综合分析考虑，不能单纯强调某一方面。
绝缘油在高压电场下会发生吸气或放气的现象，称为油品的析气性。由于工作温度比较高，变压器的介质不断发生膨胀与收缩，易于生成气泡，局部放电或电子撞击油分子，使之分解析出气体。人们目前均愿意使用具有“吸气性”的油，以防在极端情况下产生放电现象。绝缘油的析气性，是指油品在高电场强度下，由于发生瞬间放电或边缘放电，使油品发生脱氢，而且脱出的氢气又能被油品本身吸收，不致在油中形成气泡，破坏油的电气性能或使设备发生爆裂。这对密闭的电缆、电容器和大容量的全密闭型变压器特别重要。绝缘油吸收或析出氢气的性能和其组成有关。在高电场强度下，芳烃和不饱和烃是吸氢的，而烷烃是放氢的，环烷烃则是不吸不放的。因此，绝缘油中应含有一定量的芳烃，特别是单环、双环芳烃。我国在超高压变压器油标准中规定了对析气性的要求，而在变压器油中无此项要求。
2.5 体积电阻率
在各国绝缘油标准中，日本的JIS C2320中对油的体积电阻率提出了要求。根据不同类别和牌号，要求80℃体积电阻率分别不小于0.1、0.5和1×1012Ω·m。所谓体积电阻率是指导电率的倒数。变压器油精制深度越高，绝缘性越好，体积电阻率就越高。影响体积电阻率的因素很多，当有杂质离子混人及受潮时，将使体积电阻率大大降低。温度对体积电阻率影响也很大，这是因为当温度升高时，形成介质漏导的离子数及离子移动的速度增大，体积电阻率随之下降。温度每升高100℃，其绝缘电阻约降低一半。
2.6 油流带电
当通过导管(就如在变压器中)输送油时，其中带负电荷的粒子可以被导管壁的物料吸附。这表示当油离开导管时，油所带的电荷是正电荷，这在变压器中是一个很严重的问题。一般来讲，精制深度高，极性分子含量低的油中，其油流带电是很低的。芳香烃本身对油流带电影响并不十分明显，但油中的碱性复即使含量低至μg/g或ng/g级的水平，其影响都会较大。日本的变压器制造商要求变压器油制造商在变压器油中加人苯并三氮唑，以消除油流带电。不同的变压器制造商对苯并三氮唑的加人量有不同的要求，日本三菱电气要求加人30μg/g，而日本的东芝公司则要求加入10μg/g。
三、变压器油的化学特性
3.1 酸值和水溶性酸碱
变压器油的氧化过程一般分为三个阶段，即诱导期(感应期)阶段、氧化期阶段和钝化期阶段。
诱导期阶段是油开始和氧接触到产生氧化物为止。在此期间，化学键发生变化较为困难，这是因为原始分子分解产生自由基需要足够破坏一个C-H键的能量，加之油中加有抗氧剂能与最初生成的自由基反应阻止链反应进行。诱导期阶段取决于油的精制深度、油温、油中催化剂、氧气浓度及是否加入催化剂等。若油精制深度不够或油中含有微量杂质就容易产生自由基，从而发生链锁反应。变压器内有铜存在，油的氧化速度加快。铁的活性较铜低，它仅在有水存在的情况下，会加速油的氧化。但铜和铁同时作为催化剂，对变压器油氧化所起的催化作用要比任一催化剂单独作用强得多。油温对诱导期的影响也较大，油温越高，经化学键获得的离解能就越高，越容易分离出经的自由基，油就越容易氧化。一般油温每提高10℃，氧化速度会增加一倍。抗氧剂的存在能终止自由基链锁反应，提高氧化诱导期。
氧化期阶段，抗氧剂逐渐降解，失去作用，油开始氧化并逐步生成稳定的氧化物、皂化物、水和油泥，油的颜色也随之逐渐变深，沉淀开始产生。
钝化期阶段氧化速度减慢，由于氧化期阶段的氧化反应较为激烈，也产生类似酚类、醛类的氧化产物，对氧化作用有一定的抑制作用，所以油的氧化速度减慢。
在诱导期，由于酸性氧化物聚集，故酸值增加。在氧化期，当酸性氧化物达到一定数值时，加上在长期高温条件下产生的缩合物、树脂、胶质等沉淀，因而虽然此时油仍在氧化，但酸值的增加已明显减弱。在钝化期，变压器油已深度氧化，此时有机酸有的转化为树脂状沉淀物析出，因而酸值也在一定程度上表现出周期性减少。
一个大型变压器往往要注入30~40t油，使用寿命可达15~20年。电器绝缘油要求油品有较长的使用寿命，在热、电场作用下氧化变质要求较慢，因此要求绝缘油有良好的抗氧化安定性。如在一般变压器中油温可达60~80℃，超负荷时可达70~90℃。在此温度下，油品与空气和铁、铜金属接触导致氧化，造成对设备的腐蚀，使油品的电气性能变坏，因此一般还须控制变压器的工作温度，并对油品的氧化安定性提出相应的要求，包括在氧化后油品的酸值与沉淀方面的要求。
氧化安定性是变压器油的重要综合性能。一旦变压器油被氧化，油的颜色会变深，黏度会增长，酸值会增大。氧化后生成的酸性产物，如水溶性酸、沉淀、水等，使油的电气性能大大下降，同时腐蚀金属，沉淀沉积在线圈上影响线圈和铁芯散热，失去变压器油作用，不能使变压器油正常运行。
