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摘 要：近年来220kV变电站由于负荷较低前期多为一台主变，但随着负荷的逐渐增加导致主变油温高的事件多有发生，现对一起220kV变电站负荷重导致主变油温高的事件进行分析，并提出预防措施，希望能够减少由该情况引发的变压器故障。
关键词：变压器；电力负荷；油温
中图分类号：TM 732 文献标识码：A
1引言
电力变压器是发电厂和变电站中的重要原件之一，变压器的负荷超过额定值运行时，绕组、线夹、引线、绝缘部分及油的温度会升高，致使套管、分接开关、电缆终端头和电流互感器等受到较高的热引力，安全裕度降低；导体绝缘机械特性受高温的影响，热老化的累积过程将加快，使变压器的寿命缩短[1、2]。某220kV变电站变压器容量为150MVA，单台主变，双母线接线方式，2008年4月28日投入系统运行。同年8月27日，一条110kV线路作为乐山电力连接国家电网的并网点在该站投入系统运行。两年多来，乐电负荷下网需求增长速度与日俱增，令该站主变过载频频告警，严重危害主变绝缘及附属设备的安全运行。
2 事件经过
2009年过载情况：09年7月20日，2号主变出现第一次过载，负荷为150.79 MW。当时乐电公司从该站下网负荷131.55 MW。同年某水电站于09年5月增容，并经110kV双回线路送入该站，上网负荷基本维持在40MW，此时主变过载情况得以缓解。09年下半年乐电公司下网负荷增长迅猛。乐山电力公司出于下网负荷需求，09年10月31日，乐电公司110kV下网线路完成增容技术改造，预计最终下网负荷为180～200MV。
2010年过载情况：该站2号主变自2010年以来过载情况达到建站以来历史高峰。2010年2月17日18：26分，乐山电力公司一发电厂变压器故障停运，造成该站2号主变负载瞬时飙升至189MW。
据站内统计数据显示,3月1日至15日, 主变累计过载123小时，平均每日过载12小时。自主变发生过载以来,站内运行值班人员对该情况非常重视，值班人员除及时向各级调度和管理人员汇报主变负荷情况外，另外增加了特巡和红外线测温次数，加强了对主变负荷及油温、油位监视。
2010年3月2日下午18：21分，2号主变负荷为129.77MW，“油位异常”报警，遥信油温72.8℃，本体油温73.5℃，环境温度18℃，油枕油位接近上限。“油位异常”报警后，当值人员随即组织展开现场本体查看，在确认上层油温（71℃；负荷129.77MW）和油位接近上限后，当即将备用冷却器投入运行（辅助风冷早已启动投入）。18：31分，值班人员将2号主变过载情况汇报地调，要求地调控制主变负荷。地调详细询问有关情况后，于19:05分开始控制下调乐电公司下网负荷。在地调控制下，主变负荷及温度、油位缓慢下降，乐电公司下网负荷由130MW下降至90MW，至此油位明显下降，本体温度也逐渐恢复正常，油温69.5℃，绕组温度78℃。
3月3日上午，检修单位组织了现场专题查勘分析，在变电站负责人陪同下对监控后台历史运行数据进行了查看收集，并注重对2号主变本体风扇运行情况和油流蝶阀开启状态做了调查，调查结果如下：
（1）冷卻器前后散热片灰尘堵塞较为严重；
（2）Ⅰ至Ⅵ组风扇出风量不一，散出气流热量也有差异；
（3）Ⅱ、Ⅴ、Ⅵ组冷却器油流蝶阀有轻微回转。
当日12：02分，检修人员进行了2号主变油样采集；14：40分，工作负责人进行了2号主变散热器冲洗。检修单位于3月5日由工作负责人再次取主变油样进行分析。
3月4日，全天2号主变负荷油温及油位正常，证明散热器冲洗效果明显。
近期，经相关部门与乐山电力公司和从该站上网的水电站进行协调沟通后，积极采取相应措施，一方面加大水电站出力，一方面合理调整乐电公司下网负荷，意在减少和控制2号主变过载工况，缓减主设备运行压力。采取上述措施后,自18日起， 2号主变负荷除偶尔短暂超过（下转第22页）140MW，基本维持在110MW～130MW之间，主变温度油位均正常。
3 原因分析
主变过载后，变压器油温随着负荷上升而增高。下面分析一下影响变压器油温升高的其他原因：
（1）风冷系统风扇散热片在高粉尘污染环境下灰尘堵塞严重，大大减少了散热器的进风量，影响了风扇出力，是造成此次主变油温异常的重要因素。（该站与当地最大陶瓷业生产厂家厂房仅一墙之隔，距离其高排烟囱仅十几米远，全站设备处于高粉尘污染区域。）
（2）SFPSZ-9型2号主变在冷却系统存在一定的装置缺陷，同样型号的主变在另一220kV变电站类似隐患更为突出，其主要反应在油流蝶阀定位卡子设计不合理，在运行中蝶阀回转甚至关闭以致油流不通畅，影响油循环，散热效果差。在调查中也发现其中三组油流下蝶阀开度不完全，这也是影响主变冷却效果不理想原因之一。
（3）主变过流的影响，鉴于无功功率与主变铜损之间关系，铜损是电流在绕组的电阻上引起的损耗，这些损耗都将转变为热量消耗掉 [3]。对于2号主变来讲，当时高压侧过高的无功功率也是引发绕组温度高的原因之一。
4 总结
首先，加强主变运行监控与巡视检查力度，记录各项相关数据，定期进行分析。尤其加强高峰负荷期间的特巡和红外线测温，密切关注主变冷却器运行情况；严格汇报制度，加强信息传递与沟通。其次，严格执行已制定的预案和防控措施，确保设备安全运行；运行单位针对该型号的变压器开展运行专题分析，提出运行注意事项，在提高运行人员对变压器运行的理论分析能力的同时，从而加强变压器经济运行管理；检修单位针对该型号的变压器做检修专题分析，从技术角度采用可行性手段尽可能改善主变运行工况。
参考文献
[1] 熊信银.电力变压器的运行.《发电厂电气部分》第十章.
[2] 中华人民共和国国家标准.温升.电力变压器第二部分.
[3] 梁伟.电力变压器常见故障原因浅析[J].电脑知识与术,2005,(0）
关键词：变压器；电力负荷；油温
中图分类号：TM 732 文献标识码：A
1引言
电力变压器是发电厂和变电站中的重要原件之一，变压器的负荷超过额定值运行时，绕组、线夹、引线、绝缘部分及油的温度会升高，致使套管、分接开关、电缆终端头和电流互感器等受到较高的热引力，安全裕度降低；导体绝缘机械特性受高温的影响，热老化的累积过程将加快，使变压器的寿命缩短[1、2]。某220kV变电站变压器容量为150MVA，单台主变，双母线接线方式，2008年4月28日投入系统运行。同年8月27日，一条110kV线路作为乐山电力连接国家电网的并网点在该站投入系统运行。两年多来，乐电负荷下网需求增长速度与日俱增，令该站主变过载频频告警，严重危害主变绝缘及附属设备的安全运行。
2 事件经过
2009年过载情况：09年7月20日，2号主变出现第一次过载，负荷为150.79 MW。当时乐电公司从该站下网负荷131.55 MW。同年某水电站于09年5月增容，并经110kV双回线路送入该站，上网负荷基本维持在40MW，此时主变过载情况得以缓解。09年下半年乐电公司下网负荷增长迅猛。乐山电力公司出于下网负荷需求，09年10月31日，乐电公司110kV下网线路完成增容技术改造，预计最终下网负荷为180～200MV。
2010年过载情况：该站2号主变自2010年以来过载情况达到建站以来历史高峰。2010年2月17日18：26分，乐山电力公司一发电厂变压器故障停运，造成该站2号主变负载瞬时飙升至189MW。
据站内统计数据显示,3月1日至15日, 主变累计过载123小时，平均每日过载12小时。自主变发生过载以来,站内运行值班人员对该情况非常重视，值班人员除及时向各级调度和管理人员汇报主变负荷情况外，另外增加了特巡和红外线测温次数，加强了对主变负荷及油温、油位监视。
2010年3月2日下午18：21分，2号主变负荷为129.77MW，“油位异常”报警，遥信油温72.8℃，本体油温73.5℃，环境温度18℃，油枕油位接近上限。“油位异常”报警后，当值人员随即组织展开现场本体查看，在确认上层油温（71℃；负荷129.77MW）和油位接近上限后，当即将备用冷却器投入运行（辅助风冷早已启动投入）。18：31分，值班人员将2号主变过载情况汇报地调，要求地调控制主变负荷。地调详细询问有关情况后，于19:05分开始控制下调乐电公司下网负荷。在地调控制下，主变负荷及温度、油位缓慢下降，乐电公司下网负荷由130MW下降至90MW，至此油位明显下降，本体温度也逐渐恢复正常，油温69.5℃，绕组温度78℃。
3月3日上午，检修单位组织了现场专题查勘分析，在变电站负责人陪同下对监控后台历史运行数据进行了查看收集，并注重对2号主变本体风扇运行情况和油流蝶阀开启状态做了调查，调查结果如下：
（1）冷卻器前后散热片灰尘堵塞较为严重；
（2）Ⅰ至Ⅵ组风扇出风量不一，散出气流热量也有差异；
（3）Ⅱ、Ⅴ、Ⅵ组冷却器油流蝶阀有轻微回转。
当日12：02分，检修人员进行了2号主变油样采集；14：40分，工作负责人进行了2号主变散热器冲洗。检修单位于3月5日由工作负责人再次取主变油样进行分析。
3月4日，全天2号主变负荷油温及油位正常，证明散热器冲洗效果明显。
近期，经相关部门与乐山电力公司和从该站上网的水电站进行协调沟通后，积极采取相应措施，一方面加大水电站出力，一方面合理调整乐电公司下网负荷，意在减少和控制2号主变过载工况，缓减主设备运行压力。采取上述措施后,自18日起， 2号主变负荷除偶尔短暂超过（下转第22页）140MW，基本维持在110MW～130MW之间，主变温度油位均正常。
3 原因分析
主变过载后，变压器油温随着负荷上升而增高。下面分析一下影响变压器油温升高的其他原因：
（1）风冷系统风扇散热片在高粉尘污染环境下灰尘堵塞严重，大大减少了散热器的进风量，影响了风扇出力，是造成此次主变油温异常的重要因素。（该站与当地最大陶瓷业生产厂家厂房仅一墙之隔，距离其高排烟囱仅十几米远，全站设备处于高粉尘污染区域。）
（2）SFPSZ-9型2号主变在冷却系统存在一定的装置缺陷，同样型号的主变在另一220kV变电站类似隐患更为突出，其主要反应在油流蝶阀定位卡子设计不合理，在运行中蝶阀回转甚至关闭以致油流不通畅，影响油循环，散热效果差。在调查中也发现其中三组油流下蝶阀开度不完全，这也是影响主变冷却效果不理想原因之一。
（3）主变过流的影响，鉴于无功功率与主变铜损之间关系，铜损是电流在绕组的电阻上引起的损耗，这些损耗都将转变为热量消耗掉 [3]。对于2号主变来讲，当时高压侧过高的无功功率也是引发绕组温度高的原因之一。
4 总结
首先，加强主变运行监控与巡视检查力度，记录各项相关数据，定期进行分析。尤其加强高峰负荷期间的特巡和红外线测温，密切关注主变冷却器运行情况；严格汇报制度，加强信息传递与沟通。其次，严格执行已制定的预案和防控措施，确保设备安全运行；运行单位针对该型号的变压器开展运行专题分析，提出运行注意事项，在提高运行人员对变压器运行的理论分析能力的同时，从而加强变压器经济运行管理；检修单位针对该型号的变压器做检修专题分析，从技术角度采用可行性手段尽可能改善主变运行工况。
参考文献
[1] 熊信银.电力变压器的运行.《发电厂电气部分》第十章.
[2] 中华人民共和国国家标准.温升.电力变压器第二部分.
[3] 梁伟.电力变压器常见故障原因浅析[J].电脑知识与术,2005,(0）