高压耐压试验变压器在使用过程中的温升检测项目解析

高压耐压试验变压器是电力设备绝缘性能检测的核心设备，其运行状态直接决定试验数据的准确性与可靠性。温升作为反映设备内部损耗（如绕组电阻损耗、铁芯铁损）与散热能力平衡的关键指标，若超过限值会加速绝缘老化、降低设备寿命，甚至引发短路、烧毁等严重故障。因此，使用过程中对温升的精准检测是保障设备安全运行的重要环节。本文将围绕高压耐压试验变压器温升检测的具体项目展开解析，重点说明各项目的检测逻辑、操作要点及判断依据。

绕组温升检测：核心损耗的直接反映

绕组是高压耐压试验变压器的主要损耗部件，其电阻损耗（I²R）是温升的主要来源。绕组温升检测的核心是捕捉绕组的“热点温度”——通常位于绕组的最上层（油浸式）或最内层（干式），这些位置散热条件最差，温度最高。

常用的检测方法有两种：一是电阻法，利用金属导体电阻随温度变化的特性（公式为R_t = R_0(1+αt)，其中R_t为热态电阻，R_0为冷态电阻，α为电阻温度系数，t为温升）。操作时需在试验前测量绕组的冷态电阻（通常为环境温度下的电阻值），试验过程中或试验结束后立即测量热态电阻，通过公式计算得出温升。二是预埋热电偶法，在绕组制造时将热电偶埋入热点位置，试验时直接读取温度数据。

检测中需注意：电阻法需等绕组温度稳定后测量，避免试验电流波动导致电阻值偏差；预埋热电偶需确保与绕组导体良好接触，防止因接触不良造成测量误差。此外，根据GB 1094.2《电力变压器 第2部分：液浸式变压器的温升》要求，绕组平均温升限值通常为65K（A级绝缘），热点温升需控制在78K以内。

实际操作中，若绕组温升超过限值，需检查试验电流是否超过额定值、冷却系统是否正常运行，或绕组是否存在匝间短路等故障——匝间短路会导致局部电流增大，损耗增加，温升异常升高。

铁芯温升检测：铁损引发的温度异常

铁芯的损耗主要来自涡流损耗与磁滞损耗，尤其是空载试验时，铁损占总损耗的比例较高，因此铁芯温升检测是空载试验中的重点项目。铁芯温升过高会导致铁芯硅钢片间的绝缘漆老化，甚至引发铁芯叠片短路，进一步增加损耗，形成恶性循环。

检测位置需聚焦铁芯的关键部位：一是铁芯夹件（固定硅钢片的金属部件），其与硅钢片接触紧密，温度能反映铁芯整体发热情况；二是硅钢片的接缝处或磁通集中区域（如铁芯柱与铁轭的连接处），这些位置易产生局部涡流，导致温度升高。

检测方法以粘贴式热电偶与红外热像仪为主。粘贴式热电偶需直接贴在铁芯表面，并用导热胶固定，避免空气间隙影响热传导；红外热像仪则可非接触式扫描铁芯表面，快速找出温度异常点。需注意的是，红外热像仪检测时要校正环境温度，避免背景辐射（如周围设备的热量）干扰测量结果。

铁芯温升的正常范围通常低于绕组温升（约为50K-60K），若发现铁芯局部温度超过70K，需检查铁芯是否存在多点接地（多点接地会形成涡流回路，增加损耗）、硅钢片绝缘是否损坏，或励磁电压是否超过额定值。

绝缘结构温升检测：绝缘寿命的关键指标

绝缘结构是高压耐压试验变压器的“生命线”，其温度耐受能力直接决定设备寿命——例如A级绝缘材料（如浸渍纸）的极限工作温度为105℃，超过该温度会加速绝缘老化，缩短使用寿命。因此，绝缘结构温升检测的核心是确保绝缘材料的温度不超过其允许限值。

检测位置需覆盖主要绝缘部位：油浸式变压器中，需检测绕组与铁芯之间的绝缘层温度（通过预埋热电偶或油色谱分析间接判断）及绝缘油的上层油温（上层油温是热油的最高温度点，能反映绝缘油的受热情况）；干式变压器中，需检测绕组表面的绝缘包裹层温度（如环氧树脂绝缘层）。

油浸式变压器的上层油温检测通常采用插入式油温计，安装在油箱顶部的出油口处，需确保油温计的感温头完全浸入油中；干式变压器的绝缘层温度检测则用红外热像仪，重点测量绕组端部的绝缘层——此处散热条件差，易形成热点。

检测中需注意：绝缘油的温升限值通常为55K（上层油温与环境温度的差值），若超过该值，需检查冷却系统是否正常（如油循环泵是否启动）或绝缘油是否老化（老化油的导热能力下降，会导致温升升高）；干式变压器的绝缘层温度需控制在90℃以内（A级绝缘），若超过需降低试验负荷或加强通风。

冷却系统温升检测：散热能力的验证

冷却系统的作用是将设备内部的热量传递到外界，其效率直接影响温升控制效果。高压耐压试验变压器的冷却方式主要有自然冷却（AN）、强迫风冷（AF）、强迫油循环风冷（OFAF）等，不同冷却方式的温升检测项目有所差异。

自然冷却系统的检测重点是环境通风条件：需测量设备周围的空气温度（如距设备1m处的环境温度）及设备表面的散热温度，确保空气能自由流动，带走设备表面的热量。强迫风冷系统需检测风扇的进出口温度（进风口温度为环境温度，出风口温度为热风温度，两者差值反映风扇的散热效率）及风扇电机的表面温度（电机温度过高会导致风扇停转，丧失散热能力）。

强迫油循环系统的检测项目包括：油循环泵的进出口油温（进油温度为油箱底部的冷油温度，出油温度为绕组附近的热油温度，差值通常为10K-15K）、油泵电机的温度（电机温度需控制在70℃以内）及冷却器的散热效率（如冷却器的进出口水温或风温差值）。

检测中需注意：冷却系统的启动阈值需符合设计要求——例如油浸式变压器的风扇通常在油温达到60℃时自动启动，此时需测量启动后15分钟内的油温变化，若油温未下降或继续上升，说明冷却系统存在故障（如风扇叶片损坏、油泵流量不足）。

油箱及外壳温升检测：外部散热的辅助判断

油箱（油浸式）或外壳（干式）是设备的外部结构，也是散热的重要载体——油箱的侧壁通过对流和辐射将内部热量传递到空气中，外壳则通过风冷或自然冷却散热。因此，油箱及外壳的温升检测能辅助判断内部散热情况。

检测位置需覆盖油箱或外壳的全部表面：一是侧壁的中部（此处对应绕组的位置，温度能反映绕组的发热情况），二是顶部（油浸式变压器的顶部是热油聚集区，温度较高），三是底部（底部温度较低，若底部温度异常升高，可能是冷却系统故障导致热油无法循环）。

检测方法以红外热像仪为主，可快速扫描整个表面，生成温度分布云图，找出热点区域。例如，若油箱侧壁某一位置的温度比周围高10℃以上，说明内部对应位置的绕组或铁芯存在过热故障；若外壳顶部温度过高，可能是干式变压器的顶部通风口堵塞，导致热量无法排出。

需注意的是，环境因素会影响油箱及外壳的温升——例如，设备放置在阳光直射的位置，外壳温度会明显升高；若周围有其他热源（如电焊机、加热器），也会导致外壳温升异常。因此，检测时需排除环境因素的干扰，或在相同环境条件下进行对比检测。

接线端子温升检测：接触不良的早期预警

接线端子是高压耐压试验变压器与外部电路连接的部位，其接触电阻的大小直接影响温升——接触电阻过大（如端子松动、氧化）会导致局部功率损耗（I²R）增加，温度升高，严重时会烧蚀端子，引发试验中断或安全事故。

检测位置包括高压端子（连接试验电压的输入端）、低压端子（连接被试设备的输出端）及中性点端子（若有）。这些端子在试验过程中通过的电流较大，尤其是大电流耐压试验时，端子的温升会明显上升。

检测方法以红外热像仪与接触式温度计为主。红外热像仪可非接触式测量端子表面温度，快速发现温度异常点；接触式温度计需直接贴在端子表面，测量更精准，但需注意安全（高压端子需断电后测量）。

判断标准：正常情况下，端子温度比周围导线温度高5℃-10℃；若温差超过10℃，说明接触不良。例如，高压端子松动会导致接触电阻增大，温度比正常情况高20℃以上，此时需立即停止试验，紧固端子并清理氧化层（用砂纸打磨端子表面，涂抹导电膏）。

检测中需注意：试验前需检查所有端子的紧固情况（用扭矩扳手按规定扭矩紧固），试验过程中需实时监测端子温度——尤其是试验电流增大时，端子温度会快速上升，需防止温度过高导致端子烧毁。

局部热点温升检测：隐性故障的精准定位

局部热点是指设备内部某一微小区域的温度异常升高（如绕组的匝间短路点、铁芯的局部磁密过高点、绝缘层的局部放电点），这些热点往往是隐性故障的早期表现，若不及时检测，会逐渐扩大为严重故障。

检测方法以高分辨率红外热像仪与光纤测温系统为主。高分辨率红外热像仪（像素≥640×480）可捕捉微小的温度差异（分辨率≤0.05℃），能发现绕组表面的微小热点；光纤测温系统则可预埋在绕组内部或铁芯间隙中，实时监测内部热点温度，不受电磁干扰（适合高压环境）。

操作要点：红外热像仪检测需在黑暗环境下进行（关闭周围灯光），避免外界光线干扰；需调整焦距至最佳状态，确保热点区域清晰可见；需记录热点的位置、温度及温度变化趋势（如每隔5分钟测量一次，观察温度是否持续上升）。光纤测温系统需在设备制造时预埋光纤传感器，试验时通过解调仪读取温度数据，需确保光纤与被测部位良好接触。

局部热点的危害极大：例如，绕组匝间短路会导致局部电流增大，热点温度可达150℃以上，若不及时处理，会烧毁整个绕组；铁芯局部磁密过高会导致硅钢片绝缘损坏，形成涡流回路，进一步增加损耗，温升急剧上升。因此，局部热点温升检测是预防设备故障的关键环节。