高压试验中变压器试验问题分析及故障处理

吴其亚

（吴江变压器有限公司，江苏 苏州 215200）

0 引言

随着我国电网建设规模不断扩大，相关电力设施运行的质量及安全得到了越来越多的重视，其中变压器就是典型的代表之一。变压器高压试验是验证变压器有无故障的重要措施，但是在实际试验过程中，在精确性及可靠性方面依然存在不足，因此，有必要针对变压器高压试验中存在的问题加强研究，提高试验技术水平及质量，为变压器安全高效运行提供保障[1]。

1 变压器高压试验中常见的项目

1.1 绝缘油试验

绝缘油是影响变压器电气特性的关键因素，因此，不管是新的绝缘油还是运行使用的油都要进行试验，以防绝缘油变质影响变压器性能。绝缘油耐压试验过程中，5次检测结果中只要有一个值与平均值的差大于±25%，就需要继续试验；必要的情况下，可选3杯油样做试验，每个杯都击穿5次，再计算出其平均值；若电压上升到试验设备的最大值50kV，应保持最大电压值1min，若绝缘油依然未被击穿，则可认定该绝缘油是合格的，并记录在试验报告上[2]。

1.2 对绕组连同套管的直流电阻进行测量

测量绕组连同套管的质量电阻时，变压器直流电阻测试仪是最常用的设备，可以准确测量出变压器绕组直流电阻值，从而用来判断绕组的接头质量、引线是否跟套管良好接触、并联支路是不是正确连接、有无层间短路或内部断线等。变压器交接、大修或是更换了分接头位置之后，均需对其进行直流电阻测量试验。同时，试验过程中要将相同温度下变压器的直流电阻跟其出厂实测数据进行对比，以偏差＜2%为合格。另外，实际测量过程中，绕组温度以顶层油温为准且跟四周环境温度差距应＜3℃。为避免读数不准，应待电流稳定之后，再进行读数[3]。

1.3 对变压器的三相接线组别及单相变压器引出线的极性进行检查

变压器三相接线组别及单相变压器引出线的极性决定了其能不能进行有效并联，所以要使用专业的测试仪对变压器的三相接线组别及单相变压器引出线的极性进行测试，确保其跟铭牌标识一致。

1.4 测量与铁芯绝缘的各紧固件以及铁芯的绝缘电阻

对变压器的绝缘电阻及吸收比进行测试，不仅能够准确判断出变压器绝缘有无整体或局部受潮情况，也能够判断出是否存在短路、接地及瓷瓶破裂等问题。针对需要做器身检测的变压器，须测量出可接触的穿芯螺栓、轭铁夹件及绑扎钢带的电阻，并与铁轭、铁芯、油箱和绕组压环的绝缘电阻进行对比。若轭铁梁或者穿芯螺栓的一端跟铁芯相连时，须先断开连接部位再做试验。安装好变压器之后，必须对铁芯及有外引接地线夹件的绝缘电阻进行测量且铁芯必须有一端接地。若变压器中有专用的铁芯接地线引出套管时，须在注油之前，对其外壳的绝缘电阻进行准确测量。测量绝缘电阻时，使用2500V兆欧表持续测量1min，没有闪络及击穿等现象视为合格。另外，在测量绝缘电阻过程中要注意：测量之前，要使变压器同一面绕组的各相短路，并与中性点引出端相连接，再接地，否则会影响最终的测量结果。在变压器刚退出运行时，由于绕组温度与油温高且不一致，所以应等30min，让绕组温度与油温相接近后，再做测量工作。而若变压器是新注的油或者换油了，则应静置5h～6h，等气泡完全逸出来之后，再做测量工作[4]。

1.5 绕组连同套管的交流耐压试验

开展交流耐压试验就是为了验证变压器在更加严苛的条件下，其绕组的绝缘情况，是变压器高压试验中非常重要的项目之一。实际交流耐压试验中会用超出额定电压一定倍数的工频交流试验电压来对变压器绕组及套管进行持续1分钟的测试，该试验具有一定的破坏性，所以，必须确保其他绝缘测试都达标之后再进行交流耐压试验，以防产生不必要的绝缘击穿或其他损害事故。交流耐压试验是变压器高压试验的最后一个环节，只有耐压试验合格后才能将变压器投入使用[5]。交流耐压试验的标准参考表1。

表1 交流耐压试验标准

2 案例概况

某项目中购买安装了10台110kV的变压器，其型号及数量分别为2台SZ11-40000/110、2台SZ11-31500/110、2台SZ11-25000/110、4台SZ11-12500/110，主要参数见表2。为了保证该厂可以尽快投入生产，便按照GB50150—2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》中的要求，对10台变压器做了相应的交接试验且全部的交接试验都是在对变压器进行真空注油并静置24h之后开始做的，除了最后的交流耐压试验之外，其他的常规试验均为合格。

表2 变压器的主要参数

因为该项目中使用的110kV变压器其高压侧进线连接都是使用的泰科HVCA-145kV可插拔干式电缆终端（如图1所示），高压侧未设置引出线，所以，交流耐压试验过程中，选择使用的是相匹配的HVTC-TESTCAB测试电缆（如图2所示）进行了实际试验，具体如下。

图1 插拔式电缆终端

图2 测试电缆

首先是对SZ11-25000/110型变压器进行交流耐压试验。做好相关准备工作之后，开始对变压器的高压侧及电缆终端做160kV交流耐压试验，待电压上升到143kV时，电缆终端连接部位忽然发生放电现象，串联的谐振加压设备也随之断开。接着又对SZ11-31500/110型变压器及SZ11-12500/110型变压器做了160kV交流耐压试验，同样在电压未上升到160kV便出现了放电现象，最高电压升到了154kV。

购买这10台110kV变压器时，在业主的见证下也都做了出厂工频耐压试验，结果显示高压侧都达到了200kV/min。因此，判断现场不同型号变压器交流耐压试验不通过不是因为变压器的耐压水平不合格引起的，可能是因为操作不当或者是插拔式电缆终端母模跟变压器不匹配造成的。

3 交流耐压试验异常的原因分析

基于上述判断，从插拔式电缆终端母模及操作两方面入手，分别探究了具体的原因，以进一步明确引起交流耐压试验异常的具体原因。

3.1 插拔式电缆终端

由于该110kV变压器进线采用的是插拔式电缆终端，相关案例比较少且其接线方式也不是常见的方式，可借鉴的经验也没有。因此，笔者直接咨询了插拔式电缆终端生产厂家（泰科电子有限公司），得知该插拔式电缆终端出厂时的耐压试验结果为190kV/30min。同时，也通过了武汉高压研究所的测试，广泛应用于110kV及以上的GIS电气设备中。且该型号的插拔式电缆终端在国外的110kV及以上变压器上也有广泛的应用。综合上述内容初步排除了因插拔式电缆终端母模与变压器不匹配而引起耐压试验异常的可能。

3.2 操作不当的原因

3.2.1 清洁度

电缆终端头安装之前，为保证质量，保障安全，通常会用纯度在99.5%以上的无水酒精清理干净电缆终端的母头及公头，但是实际安装过程中，操作人员用的酒精为纯度75%的普通医用酒精，其含水量比较大，可能会引起放电。

3.2.2 导电膏

电缆终端经过无水酒精擦拭干净之后，按要求应使用跟电缆终端电压等级相符的专用导电膏（即110kV高压等级的导电膏）涂抹到母模及公模上。但是实际施工中用的导电膏为10kV等级的，其耐压能力不足，也很有可能会引起放电。

3.2.3 安装方法

这10台110kV变压器都是下进线，即将110kV电缆先穿过预埋好的PVC管，再与变压器相连接，具体见图3所示。但是电缆的实际长度有限，无法实现穿过PVC管并垂直安装，同时现场安好之后也未做固定，经测试，电缆的弯曲半径不够，可能导致电缆终端头导体（如图4所示）连接位置存在间隙，这也可能引起放电。

图3 变压器进线示意图

图4 电缆终端连接示意图

3.2.4 试验方法

耐压试验过程中，电抗器和测试电缆之间的连接导线露在外面，因为该耐压试验的电压比较高且电抗器输出的电压存在较重的毛刺，也可能引发放电现象。根据串联谐振厂家的建议，使用锡纸将这段裸露在外面的导线裹好（见图5所示），这样既能起到均压环的作用，又能预防放电现象。

图5 现场锡纸套示意图

结合上述方法，将测试电缆终端头重新安好，并对电缆头增设了固定措施（如图6所示），以确保导体连接位置可以完全接触到位。然后根据串联谐振厂家的建议，对10台110kV变压器重新做了160kV/min耐压试验，并且顺利完成实验，最终均安全投入运行。

图6 测试电缆固定措施示意图

4 总结

综上所述，变压器高压试验是一项综合性较强、复杂程度较高的工作，涉及的工作内容及项目比较多，影响因素多，难免会出现一些故障。因此，在实际试验过程中，如果发生了故障，必须要及时根据实际试验情况做好故障原因排查及分析工作，以便在最短的时间内确定故障源，并采取针对性措施有效解决。同时，负责变压器高压试验的相关单位及部门也应提前做好预测及分析工作，明确试验中可能出现的问题，并建立相应的应急方案，消除潜在的故障因素，为高压试验高效优质完成提供保障，进而使变压器能够按期稳定的投入运行。