干式變壓器是如何檢測油溫的？

干式變壓器是電力系統中重要的一次設備，其運行可靠性對電力系統安全可靠運行關系極大。據相關資料統計，110kV及以上干式變壓器的平均事故率約為0.69%，其中因繞組超溫運行，導致絕緣老化，繞組被擊穿，干式變壓器燒毀事故占有相當大比例。干式變壓器非電量保護中的重瓦斯保護實際上也是間接反應干式變壓器溫度異常情況。

由此可見，干式變壓器溫度的測量對于干式變壓器事故的預警以及及時動作有著極其重要的意義。干式變壓器的使用壽命取決于它的繞組溫度，繞組溫度對絕緣材料起著決定性作用。當干式變壓器繞組絕緣溫度在80～130℃范圍內，溫度每升高6℃，其絕緣老化速度將增加一倍，即絕緣壽命就降低1/2，這就是絕緣老化的“六度法則”。干式變壓器運行中，一般規定85℃為上層油溫的界限，在東營地區，當上層油溫達到80℃以上時會發出告警信號“XX主變本體油溫高告警”、“XX主變本體油溫過高告警”。油浸式干式變壓器的運行溫度，包括干式變壓器油溫和干式變壓器繞組溫度。干式變壓器一般會在外殼頂部安裝有插入干式變壓器油內部的測溫槽，通過在其中設置測溫元件測量干式變壓器油溫。由于測量的對象是在干式變壓器頂層的油，因此我們通常稱其為干式變壓器頂層油溫。由于干式變壓器繞組中流過負荷時會產生熱量，因此運行中的干式變壓器繞組溫度一定高于干式變壓器油的溫度。其中對干式變壓器絕緣老化影響較嚴重的，是干式變壓器內部較熱點的溫度，我們稱其為干式變壓器熱點溫度。干式變壓器熱點一般是在干式變壓器繞組靠近端部的某個位置。由于無法準確定位，精確測量，因此我們往往用干式變壓器繞組溫度來替代干式變壓器熱點溫度，作為監視干式變壓器內部熱點溫度的一種手段。因此油浸式干式變壓器上一般會配置干式變壓器頂層油溫表和干式變壓器繞組溫度表。溫度表上的黑指針指示實際的運行溫度，紅指針指示設定的上限報警溫度。當干式變壓器上層油溫超過該值時會報警，兩指針相碰使電接點導通，發出報警信號，并且紅針上有個突起，當油溫超過運行中較高溫度時，黑指針就會帶動紅指針轉動，此時紅針表示運行中所達到的較高溫度。干式變壓器繞組溫度可以認為是干式變壓器頂層油溫與繞組對油的溫升兩者的疊加。一般是在干式變壓器油溫測量系統的基礎上加入干式變壓器的負荷電流，利用熱模擬法模擬繞組對油的溫升，從而較終得到干式變壓器繞組溫度。具體實現方法的示意圖如下圖所示。油浸式干式變壓器繞組溫度Tw可等效為:Tw=T0+k*△Two式中，T0為干式變壓器頂層油溫，△Two為銅油溫差，通過熱模擬的方法得到，k為熱系數，和干式變壓器容量、繞組結構等有關，繞組對油的溫升△Two取決于繞組流過的電流。測量系統主要由感溫包、溫度測量補償回路、傳感器組成。其中溫度測量補償回路、溫度傳感器均在感溫包內，感溫包浸于干式變壓器頂層油中，用于感應頂層油溫。傳感器包括兩部分：和現場繞組溫度機械表相連的溫度傳感器，其采集的溫度值反映在溫度指示盤讀數；Pt100熱電阻，其阻值隨溫度的變化而變化，采集的溫度值用于送計算機后臺監控系統。油溫信息通過下圖的連接方式傳送到調度中心，實現對上層油溫和繞組溫度的實時監控。1、怎樣判斷干式變壓器的溫度變化是正常還是異常？干式變壓器在運行中鐵芯和繞組中的損耗轉化為熱能，引起各部位發熱，使溫度升高，熱量向周圍輻射，傳導等方式擴散出去，當發熱與散熱達到平衡狀態時，各部分的溫度趨于穩定鐵損是基本不變的，而銅損隨負荷變化。巡視檢查干式變壓器時應記錄外溫、頂層油溫、負荷以及油面高度，并與以前數值對照分析判斷干式變壓器是否運行正常。若發現在同樣條件下油溫比平時高出10℃以上，或負荷不變但溫度不斷上升，而冷卻裝置運行正常，則認為干式變壓器發生內部故障（應注意溫度計有無誤差、是否失靈），一般干式變壓器的主絕緣（繞組的絕緣）是A級絕緣（紙絕緣），較高使用溫度為105℃。一般繞組溫度比油面溫度高10~15℃，如油面溫度85℃，則繞組溫度將達95~100℃。2、導致干式變壓器溫度異常的原因①內部故障引起溫度異常干式變壓器內部故障如匝間短路或層間短路，線圈對圍屏放電，內部引線接頭發熱，鐵芯多點接地使渦流增大過熱，零序不平衡電流等漏磁通與鐵件油箱形成回路而發熱等因素引起干式變壓器溫度異常時，還將伴隨著瓦斯或差動保護動作，故障嚴重時還可能使防爆管或壓力釋放閥噴油，這時干式變壓器應停用檢查。②冷卻器不正常運行引起溫度異常冷卻器不正常運行或發生故障如潛油泵停運，風扇損壞，散熱管道積垢，冷卻效率不良，散熱器閥門沒有打開等原因引起溫度異常。應及時對冷卻系統進行維護和沖洗或投入備用冷卻器，否則就要調整干式變壓器的負荷。③溫度指示器有誤差或指示失靈，應更換溫度表。

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