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摘 要：箱变绝缘油的监测是监测箱变运行状态的重要手段之一，介绍箱变绝缘油监测的主要指标以及处理方法。
关键词：箱变；绝缘油；监测；质量
一、概述
近年来，随着风力发电的发展，箱变在风力发电中得到了广泛的应用。箱变主要是为风力发电机产生的电能进行升压传输，同时为风电机组提供控制、照明和检修电源，保证风电机组的正常运行（部分风电机组由其自用变压器提供电源）。风电场中通常采用一机一变的接线方式，即一台风力发电机组接一台箱变运行，因此，如果箱变发生故障停运将会直接导致整台风电机组的停运。
在实际风电场的运行中，风电机组的故障率最较高，其次是箱变的故障率，因此降低箱变的故障率，提高箱变运行的安全和可靠性，能够有效的降低因箱变故障造成的电量损失。
所以，通过各种手段监测箱变运行状态，及早的发现故障隐患并消除，有效降低箱变的故障率，从而减少电量损失。
二、箱变的运行监测
监测箱变运行状态的手段主要包括以下三种：
1、定期开展箱变巡视，检查箱变的温度、声音、有无渗漏油等，判断箱变的运行状况，该方法技术含量低，人力、物力成本低，但对一些故障很难发现，特别是一些潜在的故障隐患；
2、对箱变定期进行预防性试验，通过试验数据，判断箱变的运行状况，该方法能够发现一些潜在的故障隐患，但开展工作人力、物力成本较高；
3、对箱变绝缘油进行检测，通过检测数据，判断箱变的运行状况，该方法能够发现箱变中大部分的故障隐患，特别是放电故障，但技术含量较高。
根据风电场设备的特点以及多年来运行经验来看，需要将这三种方法根据开展周期的不同来配合使用。
首先因风电场箱变设备较为分散，且数量较多，需要根据设备数量以及人员配置情况合理安排设备巡视周期，箱变的巡视应与风电机组或集电线路同步开展，风电场箱变数量超过200台的建议每季度巡视一次，不足200台的建议每一个月或每两个月巡视一次。巡视内容按照运行规程中规定的内容进行检查，对于一些直观的故障隐患（如渗漏油、温度高等）可以很容易发现并检查处理。
其次，箱变油品检测应根据上一次检测结果，结合风电场的设备运行状况，宜每1-3年开展一次。当箱变运行年限超过6年时，宜每年开展一次。当上一次油品检测结果不合格的数量超过总数的2%时，宜缩短检测周期。检测项目主要包括绝缘油的色度、绝缘强度、介质损耗、水分以及色谱分析，通过对以上指标的检测，结合历史数据，能够判断出箱变的可能存在的潜在故障隐患。
最后，当某台箱变的油品检测结果不合格或指标数据异常时，通过与历史数据的比对，分析判断可能存在的故障隐患，并制定开展预防性试验项目方案，通过开展预防性试验项目，进一步验证故障判断的准确性或故障的具体位置。预防性试验可根据风电场设备的数量以及运行情况的不同，每3-6年开展一次。当发现预防性试验数据指标不合格或异常时，应缩短试验周期，当数据指标不合格数量超过总数的2%时，所有试验项目应每年开展一次或对不合格试验项目每年开展一次。
由于巡视内容规程中已经做了较为详细的规定，不再赘述。这里以35kV油浸式箱变为例，重点介绍油品检测。
三、油品检测
1、绝缘油质量检测
箱变绝缘油的检测项目主要包括外观、色度、水分、介质损耗、击穿电压等指标，风电场可根据现场设备的实际情况每1-3年检测一次。
根据GB/T 7595-2017《运行中变压器油质量》中规定运行中的35kV箱变绝缘油外观应为透明，无沉淀及悬浮物；色度应不大于2.0号，水分应不大于35mg/L，90℃时的介质损耗因数不大于0.04，击穿电压不低于35kV。
（1）外观：油品的外观能够直接反映出油品的质量，当油品外观呈现深棕色或悬浮物等杂质较多时，说明油品已裂化或污染，质量存在异常，需要进行滤油或换油处理。
（2）色度：色度是将油品通过仪器检测，将油品的颜色值进行量化，更精确地反映油品的颜色变化。
（3）水分：油品中的水分通常是由潮湿的空气、高热产生的水蒸气、运行油与氧作用等方式产生的。油品中的水分与温度的变化关系非常明显，即温度升高时油中水分增大，温度降低时，水分降低。水分是绝缘油中重要的指标之一，绝缘油中水分的含量直接关系到油品的质量。油中水分含量过高会大大降低油的绝缘强度，使绝缘性能降低，同时，水分还会与绝缘油作用形成酸性物质腐蚀电力设备。当绝缘油中水分过高时可采用真空滤油方法进行滤油，清除油中的水分。
（4）介质损耗：绝缘油在电场的作用下，会有能量损耗，当油品的绝缘不断老化，绝缘强度会降低，能量损耗会增大，通过测量一定温度下（90℃）绝缘油的介质损耗，能够衡量绝缘油的质量。因为绝缘油的介质损耗值较小，通常以介质损耗角的正切值（即介质损耗因数tanδ）来表示介质损耗的大小。当介质损耗过高时，油品可能受到胶体颗粒或水分的污染，可进行真空滤油或换油处理。
（5）击穿电压：击穿电压是考核绝缘油电气强度的一项重要指标，是衡量绝缘油在电气设备内部耐受电压能力的尺度，它实质上反映的是油中是否存在水分，杂质和导电微粒以及它们对绝缘油性能影响的严重程度。当绝缘油的击穿电压值过低时，可以通过真空滤油机进行滤油，若滤油后仍达不到要求，应进行换油。
2、绝缘油色谱分析
绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，电或热故障可以使绝缘油通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢和低分子烃类气体，同时油的氧化也会生产少量的一氧化碳和二氧化碳，长时间的累计可达显著数量。因此，通过检测绝缘油中特征气体的含量，能够判断出充油设备肯能存在的故障隐患。
根据DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》相关要求，35kV箱变中氢气含量应小于150uL/L，乙炔的含量应小于5uL/L，总烃含量应小于150uL/L。同时，应跟踪箱变的长期产气速率以及特征气体的含量和增量，结合三比值法，综合判断箱变的运行状况。
这里特别注意的是，特征气体含量的检测因受到气体溶解率以及操作等因素，可能存在不确定的误差，所以检测数据并不是绝对值，但并不影响数据的有效性，通过长期的跟踪检测以及数据的对比能够反映特征气体的变化情况，所以，在跟踪检测绝缘油特征气体时，宜使用同一检测仪器，相同的人员操作，以减少检测过程中的数据的误差变化。
参考文献
[1]GB/T 7595-2017《運行中变压器油质量》
[2]DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
[3]DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》
（作者单位：内蒙古华电蒙东能源有限公司）
关键词：箱变；绝缘油；监测；质量
一、概述
近年来，随着风力发电的发展，箱变在风力发电中得到了广泛的应用。箱变主要是为风力发电机产生的电能进行升压传输，同时为风电机组提供控制、照明和检修电源，保证风电机组的正常运行（部分风电机组由其自用变压器提供电源）。风电场中通常采用一机一变的接线方式，即一台风力发电机组接一台箱变运行，因此，如果箱变发生故障停运将会直接导致整台风电机组的停运。
在实际风电场的运行中，风电机组的故障率最较高，其次是箱变的故障率，因此降低箱变的故障率，提高箱变运行的安全和可靠性，能够有效的降低因箱变故障造成的电量损失。
所以，通过各种手段监测箱变运行状态，及早的发现故障隐患并消除，有效降低箱变的故障率，从而减少电量损失。
二、箱变的运行监测
监测箱变运行状态的手段主要包括以下三种：
1、定期开展箱变巡视，检查箱变的温度、声音、有无渗漏油等，判断箱变的运行状况，该方法技术含量低，人力、物力成本低，但对一些故障很难发现，特别是一些潜在的故障隐患；
2、对箱变定期进行预防性试验，通过试验数据，判断箱变的运行状况，该方法能够发现一些潜在的故障隐患，但开展工作人力、物力成本较高；
3、对箱变绝缘油进行检测，通过检测数据，判断箱变的运行状况，该方法能够发现箱变中大部分的故障隐患，特别是放电故障，但技术含量较高。
根据风电场设备的特点以及多年来运行经验来看，需要将这三种方法根据开展周期的不同来配合使用。
首先因风电场箱变设备较为分散，且数量较多，需要根据设备数量以及人员配置情况合理安排设备巡视周期，箱变的巡视应与风电机组或集电线路同步开展，风电场箱变数量超过200台的建议每季度巡视一次，不足200台的建议每一个月或每两个月巡视一次。巡视内容按照运行规程中规定的内容进行检查，对于一些直观的故障隐患（如渗漏油、温度高等）可以很容易发现并检查处理。
其次，箱变油品检测应根据上一次检测结果，结合风电场的设备运行状况，宜每1-3年开展一次。当箱变运行年限超过6年时，宜每年开展一次。当上一次油品检测结果不合格的数量超过总数的2%时，宜缩短检测周期。检测项目主要包括绝缘油的色度、绝缘强度、介质损耗、水分以及色谱分析，通过对以上指标的检测，结合历史数据，能够判断出箱变的可能存在的潜在故障隐患。
最后，当某台箱变的油品检测结果不合格或指标数据异常时，通过与历史数据的比对，分析判断可能存在的故障隐患，并制定开展预防性试验项目方案，通过开展预防性试验项目，进一步验证故障判断的准确性或故障的具体位置。预防性试验可根据风电场设备的数量以及运行情况的不同，每3-6年开展一次。当发现预防性试验数据指标不合格或异常时，应缩短试验周期，当数据指标不合格数量超过总数的2%时，所有试验项目应每年开展一次或对不合格试验项目每年开展一次。
由于巡视内容规程中已经做了较为详细的规定，不再赘述。这里以35kV油浸式箱变为例，重点介绍油品检测。
三、油品检测
1、绝缘油质量检测
箱变绝缘油的检测项目主要包括外观、色度、水分、介质损耗、击穿电压等指标，风电场可根据现场设备的实际情况每1-3年检测一次。
根据GB/T 7595-2017《运行中变压器油质量》中规定运行中的35kV箱变绝缘油外观应为透明，无沉淀及悬浮物；色度应不大于2.0号，水分应不大于35mg/L，90℃时的介质损耗因数不大于0.04，击穿电压不低于35kV。
（1）外观：油品的外观能够直接反映出油品的质量，当油品外观呈现深棕色或悬浮物等杂质较多时，说明油品已裂化或污染，质量存在异常，需要进行滤油或换油处理。
（2）色度：色度是将油品通过仪器检测，将油品的颜色值进行量化，更精确地反映油品的颜色变化。
（3）水分：油品中的水分通常是由潮湿的空气、高热产生的水蒸气、运行油与氧作用等方式产生的。油品中的水分与温度的变化关系非常明显，即温度升高时油中水分增大，温度降低时，水分降低。水分是绝缘油中重要的指标之一，绝缘油中水分的含量直接关系到油品的质量。油中水分含量过高会大大降低油的绝缘强度，使绝缘性能降低，同时，水分还会与绝缘油作用形成酸性物质腐蚀电力设备。当绝缘油中水分过高时可采用真空滤油方法进行滤油，清除油中的水分。
（4）介质损耗：绝缘油在电场的作用下，会有能量损耗，当油品的绝缘不断老化，绝缘强度会降低，能量损耗会增大，通过测量一定温度下（90℃）绝缘油的介质损耗，能够衡量绝缘油的质量。因为绝缘油的介质损耗值较小，通常以介质损耗角的正切值（即介质损耗因数tanδ）来表示介质损耗的大小。当介质损耗过高时，油品可能受到胶体颗粒或水分的污染，可进行真空滤油或换油处理。
（5）击穿电压：击穿电压是考核绝缘油电气强度的一项重要指标，是衡量绝缘油在电气设备内部耐受电压能力的尺度，它实质上反映的是油中是否存在水分，杂质和导电微粒以及它们对绝缘油性能影响的严重程度。当绝缘油的击穿电压值过低时，可以通过真空滤油机进行滤油，若滤油后仍达不到要求，应进行换油。
2、绝缘油色谱分析
绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，电或热故障可以使绝缘油通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢和低分子烃类气体，同时油的氧化也会生产少量的一氧化碳和二氧化碳，长时间的累计可达显著数量。因此，通过检测绝缘油中特征气体的含量，能够判断出充油设备肯能存在的故障隐患。
根据DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》相关要求，35kV箱变中氢气含量应小于150uL/L，乙炔的含量应小于5uL/L，总烃含量应小于150uL/L。同时，应跟踪箱变的长期产气速率以及特征气体的含量和增量，结合三比值法，综合判断箱变的运行状况。
这里特别注意的是，特征气体含量的检测因受到气体溶解率以及操作等因素，可能存在不确定的误差，所以检测数据并不是绝对值，但并不影响数据的有效性，通过长期的跟踪检测以及数据的对比能够反映特征气体的变化情况，所以，在跟踪检测绝缘油特征气体时，宜使用同一检测仪器，相同的人员操作，以减少检测过程中的数据的误差变化。
参考文献
[1]GB/T 7595-2017《運行中变压器油质量》
[2]DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》
[3]DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》
（作者单位：内蒙古华电蒙东能源有限公司）