修山水电站1#主变温升过高原因分析及解决措施

谢中庆，张树良，龚 滨

(广东水电二局股份有限公司，广州 511340)

1 概述

修山水电站是广东水电二局股份有限公司自主投资建设、运营管理的第一个水电站，电站位于桃江县境内资水干流下游，是资水干流倒数第二级，属低水头河床式电站。电站安装5台13 MW灯泡贯流式水轮发电机组。电气接线方式采用扩大单元接线，经1#主变、2#主变升压后由110 kV修肖线、修观线并入湖南电网(如图1所示)。其中1#主变型号SF9-31500/110，为油浸自油风冷型变压器，共安装8个散热器，每个散热器均配套安装1台冷却风机，功率为1.1 kW。变压器在运行过程中的顶层油温不允许超过95℃，为了防止变压器油质[1]劣化过速，正常运行时顶层油温不宜超过85℃。修山水电站1#主变冷却采用自然油循环风冷方式，其优点是没有潜油泵、运行维护工作量较小，与电站少维护的理念较一致。不足之处是大容量变压器需要安装散热器组多、散热效率不高、温升比强迫油循环风冷却方式高；同时其占地面积大、冷却系统设备费用高，散热器组多、渗漏点多，如果出现漏油更换较为困难。

图1 主变接线示意

近年来，修山水电站1#主变在夏季高负荷[2]运行时油面温度常在75℃以上运行，经统计分析，主变油温较往年有所升高，如 2017年7月相比2015年7月油温升高了约5℃。由绕组温度与油面温度关系式及实际运行可知：此时绕组温度可达85℃～90℃。根据电力变压器六度原则，即当变压器绕组温度在80℃～130℃范围运行时内，温度每升高6℃，其绝缘寿命降低1/2。变压器油面温度如果长期处于75℃以上高温运行，将加速变压器内部绕组绝缘老化或故障，缩短变压器的使用寿命，威胁变压器安全稳定运行。

因此，在夏季丰水期机组满负荷运行时，当主变压器油面温度超过75℃，需调整机组出力或转移负荷以达到降低变压器运行温度，从而影响电站发电效益及主变压器安全稳定运行。

2 1#主变温升过高原因分析

修山水电站自2006年8月投产以来，主变压器运行管理严格执行相关规程规范，排除主变检修维护不到位、油样化验不合格、散热风扇未维护保养等情况。通过分析得知，引起变压器温度升高的原因主要为以下几方面。

2.1 机组出力增大

近年来随着修山水电站下游尾水河道的疏通，使得下游水流更通畅，尾水雍高现象得以解除，从而使机组运行水头得到了一定的提升。通过对比往年下游水位数据，平均水头提高了约1 m，从而使机组出力明显提高。由于机组运行方式优化[3]，在夏季丰水期高温季节机组出力增大、由于主变负荷增大，从而主变在运行时油面温度也随之升高。机组出力与主变油面温度关系如图2所示。

图2 机组出力与主变油面温度关系示意

2.2 冷却风机启停设置不合理

现场对1#主变冷却系统PLC联机检查时，发现PLC启动冷却风机程序为当主变油面温度上升至70℃时，启动单数台冷却风机(4台)；当温度上升至75℃时，启动全部冷却风机(8台)，当温度降至55℃时，全部冷却风机停止运行。由于丰水期机组出力提高，随之主变负荷较以往增加，变压器的温度上升速度和上升幅度明显增加，冷却风机启停方式如果仍按此方式运行较为不合理。

2.3 环境因素

因投产时间较早，修山水电站为户外式升压站，1#主变安装于户外升压站内。修山水电站升压站依电站防洪挡墙和厂房而建，地势低洼三面环墙，且因变压器顶部无遮阳和升压站三面环墙通风[4]环境空气不畅。夏季酷热受阳光暴晒时环境温度和变压器温度上升较快，加上变压器满负荷运行时各部分损耗[5]发热，变压器散热效率大大降低，造成变压器运行时温升过高[6]。

3 解决主变温升过高措施

降低1#主变压器在高温酷暑和高负荷运行条件下的油面温度，关键在于改善变压器所处场地的环境温度和提高冷却器运行效率。因修山水电站为户外式升压站，所有设备均设置于露天环境中，设计时并未考虑在2台主变上方布置阳光遮挡建筑物。由于变压器高压侧三相出线瓷柱直接牵引至龙门架上，无法直接在变压器上方增设遮挡措施，改造难度、投入成本和停电成本太大。因此，不考虑通过遮挡阳光防止变压器暴晒的措施降温，主要考虑通过提高冷却效果达到降低变压器油面温度目的。

3.1 调整冷却风机控制模式

根据目前1#主变冷却器分组投入运行情况，完全可以将变压器冷却风机分组启动更改为全部启动控制，避免变压器温度高而只有一组冷却风机启动运行情况。调整冷却风机启停参数，调低冷却风机启动参数温度，调低冷却风机停止参数温度值。从而达到延缓变压器运行时油面温度升高情况。具体解决方法如下：

1)在1#主变冷却风机控制屏处，将1#主变油面温度WP-80数显控制仪内部参数第一象限AL1参数进行调整，启动冷却风机参数值由75℃调整为65℃，停止冷却风机第二象限值AL2参数值由55℃调整为50℃。

2)用调试电脑与冷却器监控[7]控制屏内PLC程序[8]连接，打开冷却风机控制程序段(如图3所示)，将冷却风机启停及分组启动程序段分别进行修改(如图4所示)。当1#主变油面温度达到65℃时，启动冷却风机命令到达PLC内，一次性全部启动8台冷却风机运行。当停止风机命令到达PLC时，8台冷却风机全部停止运行。

图3 修改前PLC风机轮换控制程序段示意

图4 修改后PLC风机轮换控制程序段示意

3)冷却风机启停参数设定和PLC程序[9]修改完毕进行调试，当给定设定65℃温度值时PLC程序执行8台风机全部启动运行，当给定设定50℃温度值时，PLC程序执行风机全部停止。

4)在随后的1#主变运行过程中观察，检查当1#主变油面温度达到启动冷却风机设定值65℃时，8台冷却风机均能同时启动，且运转正常；当温度达到停止冷却风机运行设定值50℃，冷却风机同时停止运行，达到了预期的目标。

3.2 散热器上方安装喷淋装置

通过分析研究，虽然冷却风机全部运行，但不能完全达到降低主变运行温度的预期效果，具有一定的局限性，采取行之有效的方式(如用洁净的常温水)降低散热片温度可达到理想的降温效果。因此，为达到有效降低1#主变运行时的温度，考虑在冷却装置[10]的散热器上方安装喷淋装置(如图5所示)，喷淋水源源不断沿散热片上端往下流经散热片壁，并最终自然流到变压器下方铺有鹅卵石栅格网的集油池内，通过喷淋冷却水对散热器进行辅助降温，从而达到降低主变油温的目的，具体解决方法和措施如下：

图5 主变散热器安装喷淋头示意

1)根据现场实际情况，选用Φ32的PPR热熔水管采用暗埋的布置方式，将厂区生活用洁净水连接至1#主变处，在1#主变8个散热器上方加装淋水喷头，每个散热器对应布置一个淋水喷头，将淋水喷头可靠固定在散热器的正上方(如图6所示)，淋水喷头安装时与扇热器间距20 cm，尽量使喷洒水流覆盖整个散热器，又不造成水流的浪费。

图6 主变散热器上方安装喷淋头示意

2)在供水管道中安装功率为5 W，型号为CWX-15N微型电动阀门(如图7所示)，通过自动控制系统控制电动阀门开启、关闭，同时为了方便检修和调节喷水流量，在电动阀门水源侧加装一个手动截止阀，在实施过程中两者配合使用。喷淋水控制箱有2种控制方式，切“自动”方式可以自动控制淋水喷头的启停；切“手动”方式运行时，可以由人工进行控制。

图7 喷淋电动阀示意

3)喷淋控制箱电源取自1#主变冷却风机控制屏内AC220电源，启动喷水控制节点取自1#主变冷却风机控制屏内主变油面温度WP-80数显控制仪第三象限参数AL3，设定参数值为70℃。在变压器运行过程中，当起动全部冷却风机无法达到降低和控制主变油面温度上升时，当主变油面温度达到70℃时，电动阀自动开启，对散热器喷淋水降温。停止喷水控制节点取自1#主变冷却风机控制屏内主变油面温度WP-80数显控制仪第四象限参数AL4，设定参数值50℃。与冷却风机停止参数值相同。当主变油面温度下降至50℃时，电动阀关闭，从而停止对散热器喷淋水，冷却风机停止运行。

4)调试和验证检查。将温度模拟信号接入1#主变油面温度WP-80数显控制仪，慢慢调整模拟温度上升至70℃，将喷淋水控制箱控制方式切“自动”位置，启动喷水控制节点动作，控制箱立即开启电动阀，喷头立即自动喷水(如图8所示)。然后慢慢调整模拟温度下降到50℃，停止喷水控制节点动作，自动关闭电动阀，喷头停止喷水，冷却风机停止运行。将喷淋水控制箱控制方式切“手动”位置，手动操作均能正常控制喷淋装置喷水。

图8 自动喷淋装置示意

在1#主变运行过程中，上层油温较高，喷淋水洒在散热片上，当常温的洁净水碰到高温的散热片，水汽蒸发带走大量热量，使散热器内变压器油温迅速降低，加快主变本体油箱与散热器内变压器油循环，从而有效降低主变运行时油面温度。满足1#主变在夏季酷暑条件下的满负荷运行。

4 散热器喷淋冷却水处理

散热器喷淋水流经散热片后自然掉落到1#主变压器下方铺有鹅卵石的栅格网上，然后流入集油池，通过管道流入主变压器事故油池内(如图9所示)。事故油池主要为主变压器发生事故时变压器油流入其池内，正常运行情况下池内没有油。喷淋水流入事故油池后，使用某环保公司生产的BYL-16XD浮油收集机(如图10所示)进行处理，然后再排出。

图9 事故油池结构原理示意

图10 浮油收集机示意

5 效果检查

1#变压器冷却方式属于户外油浸风冷式，高温季节因长时间的暴晒和高负荷运行，导致1#主变运行油面温度高。在确定原因后，调整了冷却风机的启动值及启动方式，再针对运行环境恶劣的因素，在1#主变散热器上方增加了自动喷淋水系统，通过自动控制喷淋水降低散热器温度，保证在酷热天气中1#主变在较高负荷运行下，油面温度不超过65℃。

经改造后，在夏季高温和丰水期的2018年7—9月发电运行过程中，每月每隔1 h全程记录1#主变油面温度的月平均值与前3 a的主变运行温度记录进行对比(如表1、图11所示)。

表1 1#主变油面温度平均温度对比 ℃

图11 1#主变油面温度平均温度对比示意

从表1、图11可知，通过调整冷却风机启停方式和加装自动喷淋系统后，1#主变油面平均温度比前3 a有大幅下降，说明所采取的改造措施得当有效，从而彻底解决了1#主变在夏季高温、满负荷下的运行油面温度高问题。

为进一步对比变压器温度降低后经济效益情况，统计了2016年、2017年、2018 3 a中7月—9月1#主变发电量(见表2)、所带最大负荷(见表3)情况。

表2 2016—2018年1#主变发电量对比 万kW·h

表3 2016—2018年1#主变最大负荷对比 MW

从发电量、1#主变所带负荷对比得知，通过对1#主变压器冷却系统技术改造，无论是在发电量，还是1#主变所带最大负荷均取得了明显的效果。2018年7—9月发电量比上2 a，平均多增加发电量为578.5万kW·h，最大负荷提高了2.1 MW。由此可见，通过采取措施解决1#主变温升过高，改善了贯流式水电站运行方式[11]且提高了发电经济[12]效益。

6 结语

通过对1#主变压器温升过高的原因分析，制定调整冷却风机控制方式、加装喷淋装置等行之有效的解决措施，降低了夏季丰水期高温下变压器高负荷运行时油面、绕组温度。不但提高变压器所带负载能力和经济效益，同时在延长变压器使用寿命方面也取得良好效果。