330 kV并聯(lián)電抗器溫度過高的原因分析與改造

陳建春

（中國水利水電第十六工程局有限公司，福建 福州 350000）

并聯(lián)電抗器，一般接在高壓輸電線的末端和地之間，起無功補償作用。津巴布韋用電負載大多數(shù)為感性負荷，當感性負載較大時會削弱或消除這種線路的系統(tǒng)電壓升高現(xiàn)象。由于當?shù)貒邑撦d是在隨時變化的，在周末或者傍晚負載較小時就會出現(xiàn)這種工頻過壓。津巴布韋卡里巴南岸擴機項目設(shè)計考慮到這個問題，在3條330 kV出線線路上分別增設(shè)布置1臺電抗器。電抗器型號：BKS-40000/330 TH,冷方式：ONAN，并聯(lián)電抗器自2017年12月投運以來，已累計運行36個月，在近2年的10~11月份期間，每年均出現(xiàn)多次油溫過高報警現(xiàn)像，針對油溫溫度過高報警問題，本文進行研究分析并進行必要的改造，以降低繞組溫度和油溫溫度。

1 報警現(xiàn)象

擴建電站現(xiàn)場布置的3臺電抗器（尤其1號電抗器）自2017年投運以來，在近2年的旱季（10-11月份）期間發(fā)現(xiàn)運行時繞組溫度過高和油溫過高報警現(xiàn)象，現(xiàn)場電抗器油溫警報設(shè)置溫度為85℃，跳閘溫度設(shè)置為95℃。繞組警報溫度為95℃，跳閘溫度為105℃，導(dǎo)致電抗器發(fā)生油溫高溫警報信號，不得不停機冷卻后再重新投入運行。

表1 現(xiàn)場測量油溫和繞組溫度 溫度單位：℃

2 溫度過高原因排查

針對電抗器運行溫度過高現(xiàn)象，維保機構(gòu)及時對電抗器進行排查，排查內(nèi)容如下：

（1）在電抗器停運后，做好安全措施后，首先檢查多組散熱器的上下閥門是否全部完全打開，散熱器的上下閥門如果沒有全部完全打開，將會造成油溫過高。檢查時逐一使用專用扳手“關(guān)—開”1~2次，確認閥門均為全開狀態(tài)。

（2）檢查電抗器本體內(nèi)部是否有空氣沒有排干凈。試著將本體所有的排氣閥輕緩的開一次（不可破壞密封），試圖排出本體內(nèi)部的氣體。油中混有氣體時將導(dǎo)致絕緣油熱傳導(dǎo)不暢，從而使得油溫過高，檢查均正常。

（3）在1號（2號、3號）電抗器（包括各個中性點電抗器）停運24 h的情況下檢查他們的基礎(chǔ)油溫（含繞組溫度）。由于1號電抗器（包括1號中性點電抗器）的安裝位置正好是迎著太陽的，幾個測溫包是長時間在陽光下爆嗮的，是否有可能是因為這個原因造成溫度過高？而2號（3號）電抗器的安裝位置恰好避開了長時間陽光爆嗮,檢查未投入運行時的基礎(chǔ)油溫均在50℃左右，繞組溫度均在52℃上下，對3臺電抗器油溫和繞組溫度對比，相差不大。

（4）重新檢查確認繞組溫控器和油溫控制器的報警溫度和跳閘溫度設(shè)置是否被調(diào)整更改過，檢查均正常。

（5）檢查各臺電抗器的運行時間和運行溫度記錄。3臺電抗器單次運行時間與累計運行時間是輪換投入運行，運行時間相差不大，而1號電抗器運行的最高繞組溫度和油溫度略高于其他兩臺。

針對以上排查，基本可以排除是外部環(huán)境因素引起的油溫過高報警，并同時核對電抗器生產(chǎn)設(shè)計各參數(shù)。

（6）電抗器取油樣檢查，檢查結(jié)果如表2：

表2 現(xiàn)場取油樣檢查記錄

針對以上排查，基本可以排除是外部環(huán)境因素引起的油溫過高報警，同時核對電抗器生產(chǎn)設(shè)計各參數(shù)是否影響油溫升高。

3 電抗器部分參數(shù)

表3 電抗器部分參數(shù)

續(xù)表3

4 溫度過高原因分析與氣體含量的說明

4.1 針對繞組溫度過高問題

電抗器的溫升主要是根據(jù)產(chǎn)品的絕緣等級和絕緣耐熱等級而設(shè)計的，該產(chǎn)品采用的繞組絕緣材料為E級，它的絕緣耐熱最高耐受溫度為120℃，因此，即使繞組運行溫度達到105℃也是可以正常運行的，現(xiàn)在繞組運行溫度并沒有達到這個極限值（根據(jù)記錄繞組運行溫度達到94℃）。油溫過高警報：在產(chǎn)品設(shè)計時已經(jīng)考慮了津巴布韋的氣候特點，根據(jù)早期業(yè)主提供的油面溫升參考值為50 K，電站所在地卡里巴最高氣溫為45℃，也就是說產(chǎn)品設(shè)計的油溫警報溫度為95℃。在技術(shù)協(xié)議和運行手冊，均有顯示電抗器的設(shè)計油溫報警溫度為95℃。但是由于電站要求現(xiàn)場實際設(shè)置的油溫報警溫度為85℃，如果業(yè)主想消除警報信號，可以考慮把85℃報警值調(diào)高為90℃或95℃，關(guān)于報警和跳閘溫度原始設(shè)置，業(yè)主不采納調(diào)高報警溫度。

4.2 針對氣體含量分析說明

根據(jù)津巴布韋電力公司提供的電抗器油色譜分析數(shù)據(jù)和溫度數(shù)據(jù)，參照IEC60599變壓器油中溶解氣體分析標準對目前產(chǎn)品的氣體含量及溫度數(shù)據(jù)進行如下分析：

在IEC 60599標準中，對于判斷充油內(nèi)部設(shè)備故障有價值的溶解氣體為C2H2，H2，CH4，C2H4，C2H6，CO，CO2。標準中給出了90%的產(chǎn)品運行中，油中氣體含量及產(chǎn)氣量的典型值，標準中對氣體含量和增長量的典型值見表4、表5。

表4 IEC 60599標準給出的90%產(chǎn)品的氣體含量的典型值

表5 IEC 60599標準給出的90%產(chǎn)品的氣體增長量的典型值

對照表4、表5，電抗器氣體含量均在正常的數(shù)據(jù)范圍，且可燃性氣體含量遠低于標準值。說明電抗器油紙絕緣系統(tǒng)性能是完好的。

油浸式并聯(lián)電抗器產(chǎn)品，其主要絕緣材料為變壓器油、紙和紙板，隨著運行年限的增加，油紙絕緣長期處于高溫狀態(tài)下，分解出CO2是必然存在的客觀規(guī)律。尤其是津巴布韋地區(qū)的特點是高溫，且并聯(lián)電抗器產(chǎn)品投入運行后即處于滿負荷運行狀態(tài)，CO2的含量在投入運行的數(shù)年內(nèi)必將會持續(xù)增長。

綜合以上分析，電抗器產(chǎn)品早期設(shè)計時已考慮津巴布韋的熱帶環(huán)境條件，在溫升設(shè)計值針對溫升進行了修正。根據(jù)1號、2號、3號3臺電抗器運行記錄油溫分別為85℃、80℃、80℃，繞組溫度為94℃、92℃、92℃，環(huán)境溫度為44℃，推算1號、2號、3號電抗器油面溫升為41 K、36 K 、36 K，繞組溫升為50 K、48 K，48 K滿足技術(shù)及IEC 60076-2標準中要求，所有數(shù)據(jù)均滿足標準要求，但業(yè)主方當前并不接受，提出要求對電抗器進行降溫改造。

5 降溫整改方案設(shè)計

電抗器已累計運行3年，但從近2年發(fā)生的報警現(xiàn)象分析，均發(fā)生在每年的10-11月份的旱季中午2：00左右，根據(jù)季節(jié)時間特點，保修機構(gòu)提出在電抗器散熱片下方增加吹風裝置和自動控制啟停方案進行改造。吹風裝置布置和設(shè)計方案如下。

5.1 吹風裝置布置方案

考慮電抗器已注油運行，增設(shè)吹風裝置時盡可能減少焊接帶來的不必要的麻煩，因此首先考慮散風片下方的空間限制，將散熱片底部的油路總管做為吹風裝置的固定支點，利用不銹鋼U型管夾穿過底部的油管將槽鋼固定好，再將吹風裝置用螺栓連接固定在槽鋼下方。

圖1

圖2

圖3

5.2 吹風裝置控制方案

圖4 主回路

吹風裝置啟?？刂品绞讲捎糜蜏乜刂破鞯臏囟冉狱c進行控制，當溫度上升至設(shè)定溫度上限時啟動吹風，當溫度下降至設(shè)定溫度下限時停止吹風，原計劃采用繞組的溫度接點控制，考慮現(xiàn)場繞組溫度控制器電纜進線均已使用，電纜無法進入繞組溫控器內(nèi)，最終采用2只油溫控制器的2組溫度接點進行控制，控制設(shè)計見圖4、圖5。

圖5 控制回路

5.3 實施后的效果

項目現(xiàn)場經(jīng)過加裝改造后，降溫效果明顯，改造后3臺電抗器運行時的油溫和繞組溫度如表6。

表6 改造后測量油溫和線組溫度 溫度單位：℃

6 結(jié)束語

針對津巴布韋卡里巴南岸擴建項目3臺電抗器油溫和繞組溫度過高報警原因分析與改造處理，電抗器加裝吹風裝置后降溫效果明顯，得到了電站的認同。鑒于以上情況，今后同類產(chǎn)品在非洲區(qū)域使用時，建議采用外部冷卻方式散熱，而不能只采用自冷卻散熱。