修山水電站1#主變溫升過高原因分析及解決措施

謝中慶，張樹良，龔 濱

(廣東水電二局股份有限公司，廣州 511340)

1 概述

修山水電站是廣東水電二局股份有限公司自主投資建設、運營管理的第一個水電站，電站位于桃江縣境內資水干流下游，是資水干流倒數第二級，屬低水頭河床式電站。電站安裝5臺13 MW燈泡貫流式水輪發電機組。電氣接線方式采用擴大單元接線，經1#主變、2#主變升壓后由110 kV修肖線、修觀線并入湖南電網(如圖1所示)。其中1#主變型號SF9-31500/110，為油浸自油風冷型變壓器，共安裝8個散熱器，每個散熱器均配套安裝1臺冷卻風機，功率為1.1 kW。變壓器在運行過程中的頂層油溫不允許超過95℃，為了防止變壓器油質[1]劣化過速，正常運行時頂層油溫不宜超過85℃。修山水電站1#主變冷卻采用自然油循環風冷方式，其優點是沒有潛油泵、運行維護工作量較小，與電站少維護的理念較一致。不足之處是大容量變壓器需要安裝散熱器組多、散熱效率不高、溫升比強迫油循環風冷卻方式高；同時其占地面積大、冷卻系統設備費用高，散熱器組多、滲漏點多，如果出現漏油更換較為困難。

圖1 主變接線示意

近年來，修山水電站1#主變在夏季高負荷[2]運行時油面溫度常在75℃以上運行，經統計分析，主變油溫較往年有所升高，如 2017年7月相比2015年7月油溫升高了約5℃。由繞組溫度與油面溫度關系式及實際運行可知：此時繞組溫度可達85℃～90℃。根據電力變壓器六度原則，即當變壓器繞組溫度在80℃～130℃范圍運行時內，溫度每升高6℃，其絕緣壽命降低1/2。變壓器油面溫度如果長期處于75℃以上高溫運行，將加速變壓器內部繞組絕緣老化或故障，縮短變壓器的使用壽命，威脅變壓器安全穩定運行。

因此，在夏季豐水期機組滿負荷運行時，當主變壓器油面溫度超過75℃，需調整機組出力或轉移負荷以達到降低變壓器運行溫度，從而影響電站發電效益及主變壓器安全穩定運行。

2 1#主變溫升過高原因分析

修山水電站自2006年8月投產以來，主變壓器運行管理嚴格執行相關規程規范，排除主變檢修維護不到位、油樣化驗不合格、散熱風扇未維護保養等情況。通過分析得知，引起變壓器溫度升高的原因主要為以下幾方面。

2.1 機組出力增大

近年來隨著修山水電站下游尾水河道的疏通，使得下游水流更通暢，尾水雍高現象得以解除，從而使機組運行水頭得到了一定的提升。通過對比往年下游水位數據，平均水頭提高了約1 m，從而使機組出力明顯提高。由于機組運行方式優化[3]，在夏季豐水期高溫季節機組出力增大、由于主變負荷增大，從而主變在運行時油面溫度也隨之升高。機組出力與主變油面溫度關系如圖2所示。

圖2 機組出力與主變油面溫度關系示意

2.2 冷卻風機啟停設置不合理

現場對1#主變冷卻系統PLC聯機檢查時，發現PLC啟動冷卻風機程序為當主變油面溫度上升至70℃時，啟動單數臺冷卻風機(4臺)；當溫度上升至75℃時，啟動全部冷卻風機(8臺)，當溫度降至55℃時，全部冷卻風機停止運行。由于豐水期機組出力提高，隨之主變負荷較以往增加，變壓器的溫度上升速度和上升幅度明顯增加，冷卻風機啟停方式如果仍按此方式運行較為不合理。

2.3 環境因素

因投產時間較早，修山水電站為戶外式升壓站，1#主變安裝于戶外升壓站內。修山水電站升壓站依電站防洪擋墻和廠房而建，地勢低洼三面環墻，且因變壓器頂部無遮陽和升壓站三面環墻通風[4]環境空氣不暢。夏季酷熱受陽光暴曬時環境溫度和變壓器溫度上升較快，加上變壓器滿負荷運行時各部分損耗[5]發熱，變壓器散熱效率大大降低，造成變壓器運行時溫升過高[6]。

3 解決主變溫升過高措施

降低1#主變壓器在高溫酷暑和高負荷運行條件下的油面溫度，關鍵在于改善變壓器所處場地的環境溫度和提高冷卻器運行效率。因修山水電站為戶外式升壓站，所有設備均設置于露天環境中，設計時并未考慮在2臺主變上方布置陽光遮擋建筑物。由于變壓器高壓側三相出線瓷柱直接牽引至龍門架上，無法直接在變壓器上方增設遮擋措施，改造難度、投入成本和停電成本太大。因此，不考慮通過遮擋陽光防止變壓器暴曬的措施降溫，主要考慮通過提高冷卻效果達到降低變壓器油面溫度目的。

3.1 調整冷卻風機控制模式

根據目前1#主變冷卻器分組投入運行情況，完全可以將變壓器冷卻風機分組啟動更改為全部啟動控制，避免變壓器溫度高而只有一組冷卻風機啟動運行情況。調整冷卻風機啟停參數，調低冷卻風機啟動參數溫度，調低冷卻風機停止參數溫度值。從而達到延緩變壓器運行時油面溫度升高情況。具體解決方法如下：

1)在1#主變冷卻風機控制屏處，將1#主變油面溫度WP-80數顯控制儀內部參數第一象限AL1參數進行調整，啟動冷卻風機參數值由75℃調整為65℃，停止冷卻風機第二象限值AL2參數值由55℃調整為50℃。

2)用調試電腦與冷卻器監控[7]控制屏內PLC程序[8]連接，打開冷卻風機控制程序段(如圖3所示)，將冷卻風機啟停及分組啟動程序段分別進行修改(如圖4所示)。當1#主變油面溫度達到65℃時，啟動冷卻風機命令到達PLC內，一次性全部啟動8臺冷卻風機運行。當停止風機命令到達PLC時，8臺冷卻風機全部停止運行。

圖3 修改前PLC風機輪換控制程序段示意

圖4 修改后PLC風機輪換控制程序段示意

3)冷卻風機啟停參數設定和PLC程序[9]修改完畢進行調試，當給定設定65℃溫度值時PLC程序執行8臺風機全部啟動運行，當給定設定50℃溫度值時，PLC程序執行風機全部停止。

4)在隨后的1#主變運行過程中觀察，檢查當1#主變油面溫度達到啟動冷卻風機設定值65℃時，8臺冷卻風機均能同時啟動，且運轉正常；當溫度達到停止冷卻風機運行設定值50℃，冷卻風機同時停止運行，達到了預期的目標。

3.2 散熱器上方安裝噴淋裝置

通過分析研究，雖然冷卻風機全部運行，但不能完全達到降低主變運行溫度的預期效果，具有一定的局限性，采取行之有效的方式(如用潔凈的常溫水)降低散熱片溫度可達到理想的降溫效果。因此，為達到有效降低1#主變運行時的溫度，考慮在冷卻裝置[10]的散熱器上方安裝噴淋裝置(如圖5所示)，噴淋水源源不斷沿散熱片上端往下流經散熱片壁，并最終自然流到變壓器下方鋪有鵝卵石柵格網的集油池內，通過噴淋冷卻水對散熱器進行輔助降溫，從而達到降低主變油溫的目的，具體解決方法和措施如下：

圖5 主變散熱器安裝噴淋頭示意

1)根據現場實際情況，選用Φ32的PPR熱熔水管采用暗埋的布置方式，將廠區生活用潔凈水連接至1#主變處，在1#主變8個散熱器上方加裝淋水噴頭，每個散熱器對應布置一個淋水噴頭，將淋水噴頭可靠固定在散熱器的正上方(如圖6所示)，淋水噴頭安裝時與扇熱器間距20 cm，盡量使噴灑水流覆蓋整個散熱器，又不造成水流的浪費。

圖6 主變散熱器上方安裝噴淋頭示意

2)在供水管道中安裝功率為5 W，型號為CWX-15N微型電動閥門(如圖7所示)，通過自動控制系統控制電動閥門開啟、關閉，同時為了方便檢修和調節噴水流量，在電動閥門水源側加裝一個手動截止閥，在實施過程中兩者配合使用。噴淋水控制箱有2種控制方式，切“自動”方式可以自動控制淋水噴頭的啟停；切“手動”方式運行時，可以由人工進行控制。

圖7 噴淋電動閥示意

3)噴淋控制箱電源取自1#主變冷卻風機控制屏內AC220電源，啟動噴水控制節點取自1#主變冷卻風機控制屏內主變油面溫度WP-80數顯控制儀第三象限參數AL3，設定參數值為70℃。在變壓器運行過程中，當起動全部冷卻風機無法達到降低和控制主變油面溫度上升時，當主變油面溫度達到70℃時，電動閥自動開啟，對散熱器噴淋水降溫。停止噴水控制節點取自1#主變冷卻風機控制屏內主變油面溫度WP-80數顯控制儀第四象限參數AL4，設定參數值50℃。與冷卻風機停止參數值相同。當主變油面溫度下降至50℃時，電動閥關閉，從而停止對散熱器噴淋水，冷卻風機停止運行。

4)調試和驗證檢查。將溫度模擬信號接入1#主變油面溫度WP-80數顯控制儀，慢慢調整模擬溫度上升至70℃，將噴淋水控制箱控制方式切“自動”位置，啟動噴水控制節點動作，控制箱立即開啟電動閥，噴頭立即自動噴水(如圖8所示)。然后慢慢調整模擬溫度下降到50℃，停止噴水控制節點動作，自動關閉電動閥，噴頭停止噴水，冷卻風機停止運行。將噴淋水控制箱控制方式切“手動”位置，手動操作均能正常控制噴淋裝置噴水。

圖8 自動噴淋裝置示意

在1#主變運行過程中，上層油溫較高，噴淋水灑在散熱片上，當常溫的潔凈水碰到高溫的散熱片，水汽蒸發帶走大量熱量，使散熱器內變壓器油溫迅速降低，加快主變本體油箱與散熱器內變壓器油循環，從而有效降低主變運行時油面溫度。滿足1#主變在夏季酷暑條件下的滿負荷運行。

4 散熱器噴淋冷卻水處理

散熱器噴淋水流經散熱片后自然掉落到1#主變壓器下方鋪有鵝卵石的柵格網上，然后流入集油池，通過管道流入主變壓器事故油池內(如圖9所示)。事故油池主要為主變壓器發生事故時變壓器油流入其池內，正常運行情況下池內沒有油。噴淋水流入事故油池后，使用某環保公司生產的BYL-16XD浮油收集機(如圖10所示)進行處理，然后再排出。

圖9 事故油池結構原理示意

圖10 浮油收集機示意

5 效果檢查

1#變壓器冷卻方式屬于戶外油浸風冷式，高溫季節因長時間的暴曬和高負荷運行，導致1#主變運行油面溫度高。在確定原因后，調整了冷卻風機的啟動值及啟動方式，再針對運行環境惡劣的因素，在1#主變散熱器上方增加了自動噴淋水系統，通過自動控制噴淋水降低散熱器溫度，保證在酷熱天氣中1#主變在較高負荷運行下，油面溫度不超過65℃。

經改造后，在夏季高溫和豐水期的2018年7—9月發電運行過程中，每月每隔1 h全程記錄1#主變油面溫度的月平均值與前3 a的主變運行溫度記錄進行對比(如表1、圖11所示)。

表1 1#主變油面溫度平均溫度對比 ℃

圖11 1#主變油面溫度平均溫度對比示意

從表1、圖11可知，通過調整冷卻風機啟停方式和加裝自動噴淋系統后，1#主變油面平均溫度比前3 a有大幅下降，說明所采取的改造措施得當有效，從而徹底解決了1#主變在夏季高溫、滿負荷下的運行油面溫度高問題。

為進一步對比變壓器溫度降低后經濟效益情況，統計了2016年、2017年、2018 3 a中7月—9月1#主變發電量(見表2)、所帶最大負荷(見表3)情況。

表2 2016—2018年1#主變發電量對比 萬kW·h

表3 2016—2018年1#主變最大負荷對比 MW

從發電量、1#主變所帶負荷對比得知，通過對1#主變壓器冷卻系統技術改造，無論是在發電量，還是1#主變所帶最大負荷均取得了明顯的效果。2018年7—9月發電量比上2 a，平均多增加發電量為578.5萬kW·h，最大負荷提高了2.1 MW。由此可見，通過采取措施解決1#主變溫升過高，改善了貫流式水電站運行方式[11]且提高了發電經濟[12]效益。

6 結語

通過對1#主變壓器溫升過高的原因分析，制定調整冷卻風機控制方式、加裝噴淋裝置等行之有效的解決措施，降低了夏季豐水期高溫下變壓器高負荷運行時油面、繞組溫度。不但提高變壓器所帶負載能力和經濟效益，同時在延長變壓器使用壽命方面也取得良好效果。