一、引言

1.1 研究背景与问题提出

变压器运行寿命与负载能力高度依赖绕组及铁芯的有效散热。传统大容量变压器多采用强迫油循环水冷等湿式技术，散热效率高，但耗水量大。我国西北、华北等缺水地区年均水资源量仅为全国平均水平的1/5至1/10，却同时承担繁重的电力外送任务，变压器长期高负载运行。由此产生工程悖论：越需高效冷却，水资源越匮乏；缺水迫使降低冷却强度，导致绕组过热、绝缘老化加速、停运风险上升。夏季高温时段问题尤为突出，部分变电站甚至动用消防用水或运水车补水，不可持续且不经济。

1.2 研究意义

开展干式、湿式及混合冷却技术在缺水地区的对比研究，具有三重意义：工程上，为缺水地区变电站冷却方式选型提供量化依据，避免“重载-缺水-过热”耦合失效；技术经济上，揭示水耗、电耗、投资与可靠性之间的权衡关系，推动冷却系统向智能混合模式升级；政策与环境上，响应国家节水行动，降低电力行业水资源刚性占用，提升生态脆弱区环境友好性。

1.3 研究范围与方法

本文聚焦110kV及以上电压等级油浸式变压器，冷却介质为空气（干式）与水（湿式），不涉及气体绝缘变压器及非油自然散热结构。研究方法包括：冷却机理对比分析、典型工况热平衡定性建模、基于西北某330kV变电站运行数据的对比评估，以及混合冷却运行策略的理论构建。

二、冷却技术机理与水资源依赖性分析

2.1 干式冷却技术机理与局限

干式冷却以空气为最终热阱，不主动消耗水。主要包括空气自然冷却（AN）和强制风冷（AF）。AN零水耗、零电耗、维护量小，但散热密度低，单位体积散热能力仅为水冷的1/30~1/50，适用于小容量或低负载场景。AF通过风机强制空气流动，可提升散热能力200%~300%，但受环境气温严重制约：当环境温度超过38℃时，散热功率非线性下降，40℃高温下顶层油温易逼近95℃报警阈值。

干式冷却的根本局限在于空气热容远低于水。空气比热容约1.005 kJ/(kg·K)、密度1.2 kg/m³，而水分别为4.18 kJ/(kg·K)和1000 kg/m³。同等体积流量下，水的热容约为空气的3500倍，因此干式冷却需要极大的空气流量和换热面积，且受环境影响剧烈。

2.2 湿式冷却技术机理与水资源约束

湿式冷却利用水的高比热容及蒸发潜热，典型形式包括强迫油循环水冷（OFWF）和蒸发冷却。OFWF通过油-水换热器及冷却塔排热，散热效率高。蒸发冷却利用水蒸发带走汽化潜热（约2260 kJ/kg），降温效果显著，但每散失1 kWh热量约消耗1.5~2.0升水。

湿式冷却在缺水地区的核心矛盾在于：散热效率与水耗正相关，而水资源供给与气候干燥度负相关。缺水地区低湿度（20%~40%）虽提高蒸发效率，但单位散热所需水耗反而增加；长距离引水或深井取水成本高且可能触发生态红线；冬季防冻问题突出，增加运维负担。

2.3 缺水地区的特殊耦合效应

缺水地区存在热-水-负荷三重耦合：高温与缺水同周期，夏季午后负荷高峰时，湿式冷却水耗达峰值，干式冷却能力跌至谷底。水质问题加剧湿式风险，地下水矿化度高易结垢，需增加软化水装置，进一步提高水耗与成本。此外，蒸发冷却大量集中排出的水蒸气在生态脆弱区存在局部微气候影响争议。

三、干式与湿式冷却的对比分析

3.1 热力性能对比

从热力学第二定律角度分析，干式冷却属于显热换热，受限于空气与环境温度的温差；湿式冷却中的蒸发冷却包含潜热换热，可突破环境干球温度限制，将油温冷却至接近湿球温度。在缺水地区典型气候（干球40℃，湿球23℃）下，蒸发冷却的理论最低出水温度可达26℃，而强制风冷的最低油温不低于42℃（考虑换热端差）。这意味着在相同负载下，湿式冷却可将变压器绕组热点温度降低15~20℃，从而延长绝缘寿命。

但必须指出：热力性能优势并不直接转化为综合优势。当考虑水处理、水泵能耗及补水管网损耗后，湿式冷却的系统综合能效比可能被削弱。

3.2 经济性与全寿命成本

从初始投资看，干式强制风冷最低，空气自然冷却更低；湿式冷却需配置循环水泵、冷却塔、水处理设备及补水系统，投资通常高出50%~100%。然而，在缺水地区，全寿命周期成本（LCC）呈现不同特征：

干式冷却：初期投入低，但高负载下变压器损耗增加（高温导致铜损上升），且绝缘老化加速，可能提前进行大修或更换，隐性成本高。

湿式冷却：初期投入高，水费、电费、水处理药剂费持续发生；若水源为外购水或运水，运营成本可能远超预期。

一项针对西北某风电汇集站330kV变压器的测算显示：在20年运行期内，若水价为15元/吨（运水成本），湿式冷却LCC比强制风冷高出约22%；若水价为5元/吨（自备井），两者基本持平；若考虑因过热导致的负载受限损失（每少送1万kWh电损失约0.4万元），干式冷却的实际LCC反超湿式。

3.3 可靠性与维护性

可靠性维度上，干式冷却系统简单，故障点少，主要风险在于风机电机损坏或散热器积灰。湿式冷却涉及转动设备（水泵）、化学处理（缓蚀阻垢）、补水系统等多个环节，任一环节失效均可能导致冷却停运。在偏远缺水地区，维修备件运输及技术人员到场时间长，湿式冷却的平均修复时间（MTTR）通常比干式长48~72小时。

但需注意：当干式冷却因高温失效时，变压器只能降容运行或紧急停机；而湿式冷却即使部分水系统故障，往往仍可临时采用补水或提高循环水流速维持运行，具有一定容错能力。因此，可靠性的评判需结合故障模式与后果。

四、混合冷却技术架构与深度分析

4.1 混合冷却的定义与构型

混合冷却指同时配置干式与湿式两套散热子系统，通过智能控制单元根据负荷、环境温度、湿度、水箱水位及电价/水价信号，动态分配散热功率。典型构型包括：

串联混合型：变压器油首先流经干式散热器（自然或风冷），再进入湿式换热器进行深度冷却。日常以干式为主，湿式作为“峰值削减”投入。

并联混合型：油路分为两路，分别进入干式和湿式散热支路，通过调节阀分配流量。可实现连续比例调节。

蒸发预冷型：湿式系统不直接冷却油，而是对进入干式散热器的空气进行喷雾降温，降低空气入口温度，提升干式散热效率。这种形式水耗极低，但对水质和喷嘴可靠性要求高。

4.2 协同运行机理：从“互补”到“耦合”

混合冷却不仅仅是“干+湿”的简单叠加，其深度价值在于利用两者在不同工况区间内的比较优势，形成热-水-能协同：

低温/轻载区间：仅投运干式自然冷却或低转速风冷，零水耗，风机能耗极低。

中温/中载区间：投运强制风冷，仍不耗水，但需监控绕组温度上升速率。

高温/重载区间：投入湿式冷却，利用水的高热容快速带走峰值热负荷。此时，由于干式部分已预先承担了基础散热，湿式系统的设计容量可降低30%~50%，从而减少初次投资和水耗。

极端干旱且限水时段：即使高温，也可强制使用干式并配合降容策略，避免“用不起水”导致的被动停机。

更进一步的耦合效应体现在：湿式冷却排出的热湿空气若被导向干式散热器入口，在干燥气候下反而会降低干式散热效率（湿度增加削弱空气的散热能力），因此两者流道应严格隔离。反之，若采用蒸发预冷型混合系统，则湿式产生的冷湿空气直接用于预冷干式入口，形成正向耦合。

4.3 缺水地区混合冷却的运行策略设计

基于气候自适应控制思想，提出三区段运行策略：

该策略的核心创新点在于：将“是否耗水”的二元决策转化为“耗水速率”的连续调节，并通过负荷预测（基于日前电网调度计划）提前预冷变压器本体，降低峰值热冲击。

五、案例分析：西北某330kV变电站对比评估

5.1 案例背景

选取西北某缺水地区330kV枢纽变电站，年降水量不足80mm，夏季极端高温42℃，站内无地表水源，生产用水需由罐车从25km外拉运，综合水价约18元/吨。站内两台240MVA主变压器，原设计为强制风冷（AF），近三年夏季多次出现顶层油温超过98℃报警，被迫限负荷运行。

5.2 改造方案与对比数据

提出两种改造方案：

方案A：保持强制风冷，仅增加风机数量并优化风道。

方案B：改为混合冷却（并联构型，保留原有风冷散热器，新增一套蒸发冷却系统，设计冷却容量为变压器满负载散热的40%）。

对典型夏季高温日（日最高41℃，负载率平均87%）进行对比：

5.3 深度分析：为什么混合冷却优于单纯加强风冷？

方案A虽然降低了油温，但投入大量风机后，站内配电负荷增加，且风机集中排热导致局部环境温度进一步升高，形成“热岛循环”，削弱了散热收益。方案B通过蒸发冷却吸收了约40%的热负荷，使得干式部分风机可以降速运行，反而降低了总电耗（水泵功率远小于多台大功率风机之和）。

更为关键的是：混合冷却将最高油温控制在80℃以下，绕组热点温度相应降低，按照6℃法则（每降低6~8℃，绝缘寿命翻倍），变压器预期寿命可延长1.5~2倍。同时，日水耗12.5吨折算年用水约1500吨，水费成本约2.7万元/年，而避免的负载受限损失超过40万元/年，经济上完全可行。

这一案例表明：在缺水地区，混合冷却不是“奢侈选择”，而是应对高温重载工况的必要技术手段，其价值体现在可靠性收益远大于水耗成本。

六、结论与展望

6.1 主要结论

第一，在缺水地区，单一干式冷却与单一湿式冷却均存在难以克服的短板：干式受环境高温制约显著，湿式受水资源供给刚性约束。两者之间不存在绝对的优劣，而存在基于工况的“适用域”。

第二，混合冷却技术通过时空协同分配散热负荷，可在保证变压器热稳定的前提下，将水耗控制在缺水地区可承受范围之内，同时避免干式冷却在峰值负荷下的热失效。其本质是用“可控的水耗”换取“可靠的传输容量”。

第三，混合冷却的经济性与运行策略强依赖于当地水价、电价、气候模式及电网负荷特性。通用的设计原则是：湿式冷却容量按峰值负荷的超额部分配置（而非全额配置），干式承担基础散热，两者容量比建议在6:4至7:3之间。

6.2 工程建议

对于缺水地区新建变电站，优先考虑并联型混合冷却，预留湿式系统接口，可根据投运后实际水情与负荷增长分期建设。

对于已投运的强制风冷变压器出现高温限载的，不建议盲目增加风机，而应评估增加蒸发预冷或小型湿式辅助冷却的可行性。

运行管理上，应建立基于气象预报和负荷预测的冷却模式预切换机制，避免温度越限后再启动湿冷系统（热惯性大，响应滞后）。

6.3 研究展望

未来研究方向包括：基于数字孪生的混合冷却动态优化模型、低品质水源（再生水、矿井疏干水）在变压器湿冷中的适用性、以及相变材料辅助蓄冷与混合冷却的耦合应用。此外，随着高电压大容量储能电站的推广，变压器冲击负荷下的短时超高温散热问题，可能催生“闪蒸冷却”等新型混合模式。

缺水地区的电力可靠供应，既是工程技术问题，也是资源伦理问题。混合冷却技术的本质，是在“水”与“电”之间建立理性的交换界面——以最小的水资源代价，换取最关键的电力可靠性。这是机电工程师在生态文明时代应有的技术自觉。

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