330 kV并联电抗器温度过高的原因分析与改造

陈建春

（中国水利水电第十六工程局有限公司，福建 福州 350000）

并联电抗器，一般接在高压输电线的末端和地之间，起无功补偿作用。津巴布韦用电负载大多数为感性负荷，当感性负载较大时会削弱或消除这种线路的系统电压升高现象。由于当地国家负载是在随时变化的，在周末或者傍晚负载较小时就会出现这种工频过压。津巴布韦卡里巴南岸扩机项目设计考虑到这个问题，在3条330 kV出线线路上分别增设布置1台电抗器。电抗器型号：BKS-40000/330 TH,冷方式：ONAN，并联电抗器自2017年12月投运以来，已累计运行36个月，在近2年的10~11月份期间，每年均出现多次油温过高报警现像，针对油温温度过高报警问题，本文进行研究分析并进行必要的改造，以降低绕组温度和油温温度。

1 报警现象

扩建电站现场布置的3台电抗器（尤其1号电抗器）自2017年投运以来，在近2年的旱季（10-11月份）期间发现运行时绕组温度过高和油温过高报警现象，现场电抗器油温警报设置温度为85℃，跳闸温度设置为95℃。绕组警报温度为95℃，跳闸温度为105℃，导致电抗器发生油温高温警报信号，不得不停机冷却后再重新投入运行。

表1 现场测量油温和绕组温度 温度单位：℃

2 温度过高原因排查

针对电抗器运行温度过高现象，维保机构及时对电抗器进行排查，排查内容如下：

（1）在电抗器停运后，做好安全措施后，首先检查多组散热器的上下阀门是否全部完全打开，散热器的上下阀门如果没有全部完全打开，将会造成油温过高。检查时逐一使用专用扳手“关—开”1~2次，确认阀门均为全开状态。

（2）检查电抗器本体内部是否有空气没有排干净。试着将本体所有的排气阀轻缓的开一次（不可破坏密封），试图排出本体内部的气体。油中混有气体时将导致绝缘油热传导不畅，从而使得油温过高，检查均正常。

（3）在1号（2号、3号）电抗器（包括各个中性点电抗器）停运24 h的情况下检查他们的基础油温（含绕组温度）。由于1号电抗器（包括1号中性点电抗器）的安装位置正好是迎着太阳的，几个测温包是长时间在阳光下爆嗮的，是否有可能是因为这个原因造成温度过高？而2号（3号）电抗器的安装位置恰好避开了长时间阳光爆嗮,检查未投入运行时的基础油温均在50℃左右，绕组温度均在52℃上下，对3台电抗器油温和绕组温度对比，相差不大。

（4）重新检查确认绕组温控器和油温控制器的报警温度和跳闸温度设置是否被调整更改过，检查均正常。

（5）检查各台电抗器的运行时间和运行温度记录。3台电抗器单次运行时间与累计运行时间是轮换投入运行，运行时间相差不大，而1号电抗器运行的最高绕组温度和油温度略高于其他两台。

针对以上排查，基本可以排除是外部环境因素引起的油温过高报警，并同时核对电抗器生产设计各参数。

（6）电抗器取油样检查，检查结果如表2：

表2 现场取油样检查记录

针对以上排查，基本可以排除是外部环境因素引起的油温过高报警，同时核对电抗器生产设计各参数是否影响油温升高。

3 电抗器部分参数

表3 电抗器部分参数

续表3

4 温度过高原因分析与气体含量的说明

4.1 针对绕组温度过高问题

电抗器的温升主要是根据产品的绝缘等级和绝缘耐热等级而设计的，该产品采用的绕组绝缘材料为E级，它的绝缘耐热最高耐受温度为120℃，因此，即使绕组运行温度达到105℃也是可以正常运行的，现在绕组运行温度并没有达到这个极限值（根据记录绕组运行温度达到94℃）。油温过高警报：在产品设计时已经考虑了津巴布韦的气候特点，根据早期业主提供的油面温升参考值为50 K，电站所在地卡里巴最高气温为45℃，也就是说产品设计的油温警报温度为95℃。在技术协议和运行手册，均有显示电抗器的设计油温报警温度为95℃。但是由于电站要求现场实际设置的油温报警温度为85℃，如果业主想消除警报信号，可以考虑把85℃报警值调高为90℃或95℃，关于报警和跳闸温度原始设置，业主不采纳调高报警温度。

4.2 针对气体含量分析说明

根据津巴布韦电力公司提供的电抗器油色谱分析数据和温度数据，参照IEC60599变压器油中溶解气体分析标准对目前产品的气体含量及温度数据进行如下分析：

在IEC 60599标准中，对于判断充油内部设备故障有价值的溶解气体为C2H2，H2，CH4，C2H4，C2H6，CO，CO2。标准中给出了90%的产品运行中，油中气体含量及产气量的典型值，标准中对气体含量和增长量的典型值见表4、表5。

表4 IEC 60599标准给出的90%产品的气体含量的典型值

表5 IEC 60599标准给出的90%产品的气体增长量的典型值

对照表4、表5，电抗器气体含量均在正常的数据范围，且可燃性气体含量远低于标准值。说明电抗器油纸绝缘系统性能是完好的。

油浸式并联电抗器产品，其主要绝缘材料为变压器油、纸和纸板，随着运行年限的增加，油纸绝缘长期处于高温状态下，分解出CO2是必然存在的客观规律。尤其是津巴布韦地区的特点是高温，且并联电抗器产品投入运行后即处于满负荷运行状态，CO2的含量在投入运行的数年内必将会持续增长。

综合以上分析，电抗器产品早期设计时已考虑津巴布韦的热带环境条件，在温升设计值针对温升进行了修正。根据1号、2号、3号3台电抗器运行记录油温分别为85℃、80℃、80℃，绕组温度为94℃、92℃、92℃，环境温度为44℃，推算1号、2号、3号电抗器油面温升为41 K、36 K 、36 K，绕组温升为50 K、48 K，48 K满足技术及IEC 60076-2标准中要求，所有数据均满足标准要求，但业主方当前并不接受，提出要求对电抗器进行降温改造。

5 降温整改方案设计

电抗器已累计运行3年，但从近2年发生的报警现象分析，均发生在每年的10-11月份的旱季中午2：00左右，根据季节时间特点，保修机构提出在电抗器散热片下方增加吹风装置和自动控制启停方案进行改造。吹风装置布置和设计方案如下。

5.1 吹风装置布置方案

考虑电抗器已注油运行，增设吹风装置时尽可能减少焊接带来的不必要的麻烦，因此首先考虑散风片下方的空间限制，将散热片底部的油路总管做为吹风装置的固定支点，利用不锈钢U型管夹穿过底部的油管将槽钢固定好，再将吹风装置用螺栓连接固定在槽钢下方。

图1

图2

图3

5.2 吹风装置控制方案

图4 主回路

吹风装置启停控制方式采用油温控制器的温度接点进行控制，当温度上升至设定温度上限时启动吹风，当温度下降至设定温度下限时停止吹风，原计划采用绕组的温度接点控制，考虑现场绕组温度控制器电缆进线均已使用，电缆无法进入绕组温控器内，最终采用2只油温控制器的2组温度接点进行控制，控制设计见图4、图5。

图5 控制回路

5.3 实施后的效果

项目现场经过加装改造后，降温效果明显，改造后3台电抗器运行时的油温和绕组温度如表6。

表6 改造后测量油温和线组温度 温度单位：℃

6 结束语

针对津巴布韦卡里巴南岸扩建项目3台电抗器油温和绕组温度过高报警原因分析与改造处理，电抗器加装吹风装置后降温效果明显，得到了电站的认同。鉴于以上情况，今后同类产品在非洲区域使用时，建议采用外部冷却方式散热，而不能只采用自冷却散热。