无损伤检测在电力变压器内部故障诊断中的作用是什么

电力变压器是电网系统的“心脏”，其内部故障（如绕组匝间短路、铁芯多点接地、绝缘老化等）具有隐蔽性强、后果严重的特点，一旦发生故障可能导致大面积停电甚至设备烧毁。无损伤检测技术（又称非破坏性检测）作为变压器故障诊断的核心手段，通过不拆解设备、不影响运行的方式，捕捉内部故障的早期信号，为运维人员提供精准的决策依据。与传统拆机检测相比，它既避免了解体带来的次生风险，又实现了从“事后抢修”到“事前预防”的转变，是保障变压器安全运行的关键技术支撑。

精准定位早期潜伏性故障

变压器内部故障的早期阶段往往表现为局部放电、微小过热或绝缘介质的缓慢劣化，这些信号用常规的外观检查或停电测试难以捕捉。无损伤检测技术中的特高频局部放电检测（UHF）和超声检测（AE），可通过接收故障产生的电磁波或机械振动信号，实现毫米级的定位精度。例如，某220kV变电站的油浸式变压器在日常监测中，特高频检测系统捕捉到绕组区域的高频脉冲信号，经定位发现是匝间绝缘层的微小破损导致局部放电，此时放电量仅为800pC（未达到严重故障阈值），运维人员及时采取局放抑制措施，避免了绝缘击穿引发的绕组短路故障。

另一种常见的早期故障是铁芯多点接地，故障初期会产生微弱的环流，导致铁芯局部过热。无损伤检测中的铁芯接地电流监测技术，可通过在接地引线上安装电流传感器，实时监测接地电流值——当电流超过100mA时，说明存在多点接地故障。某110kV变电站曾通过该技术发现铁芯接地电流异常升高至150mA，经进一步用红外热成像检测确认铁芯夹件处温度超标，及时处理后避免了铁芯烧蚀事故。

这些早期潜伏性故障若未被及时发现，会逐渐发展为严重故障：局部放电会加速绝缘老化，最终导致绝缘击穿；铁芯过热会使绝缘漆碳化，引发匝间短路。无损伤检测的价值就在于“早发现、早干预”，将故障消灭在萌芽状态。

避免拆机检测的次生风险

传统的变压器故障诊断常依赖拆机检测——需要将变压器停运、放油、解体，才能检查内部部件。但拆机过程本身存在诸多风险：油浸式变压器的绝缘油暴露在空气中会吸收水分，导致击穿电压下降；解体时的机械操作可能损伤绕组绝缘或铁芯硅钢片；重新组装后还需进行油处理、耐压试验等工序，不仅耗时久，还可能引入新的故障隐患。

无损伤检测技术完全规避了这些风险。例如，油色谱分析（DGA）只需从变压器取少量油样，通过检测油中溶解的特征气体（如H₂、C₂H₂、CO等），即可判断内部是否存在过热、电弧放电或绝缘老化故障。某火电厂的主变压器曾出现油色谱中H₂含量异常升高的情况，运维人员通过油色谱分析判断为绕组绝缘纸的低温过热（温度约150℃），无需拆机，仅通过加强通风降低负载，就解决了问题，避免了拆机可能导致的绝缘油受潮风险。

再比如，红外热成像检测可在变压器运行状态下，通过拍摄设备表面的温度分布，间接判断内部故障——若变压器油箱某区域温度明显高于周围，可能是内部绕组或铁芯的过热故障。这种方法无需接触设备，更不会影响运行，是一种“零风险”的检测手段。

实时监测运行状态下的动态变化

变压器的运行状态是动态变化的：负载波动会导致绕组温度变化，电压波动可能引发局部放电，环境湿度变化会影响绝缘性能。传统的离线检测（如停电后的耐压试验）只能反映停运状态下的设备性能，无法捕捉运行中的动态故障信号。

无损伤检测技术中的在线监测系统，可实时采集设备运行中的状态参数。例如，光纤光栅（FBG）温度传感器可直接粘贴在变压器绕组或铁芯表面，通过光信号的波长变化监测温度，精度可达±0.5℃。某电网公司的500kV变压器在夏季高峰负荷期间，FBG传感器监测到绕组温度从70℃骤升至95℃（超过GB/T 1094.7规定的85℃限值），运维人员立即调整电网负载，将该变压器的负载率从85%降至60%，30分钟后温度恢复正常，避免了绕组绝缘的加速老化。

另一种在线监测技术是特高频局部放电在线监测，它通过安装在变压器油箱上的传感器，24小时捕捉局部放电产生的特高频电磁波（300MHz-3GHz）。某变电站的在线监测系统曾在夜间捕捉到一组频繁的局部放电信号，经分析是高压套管内部的绝缘缺陷引发的，运维人员在次日凌晨停电检修，更换了套管，避免了套管爆炸事故。

辅助判断故障类型与严重程度

变压器内部故障的类型繁多，不同故障对应不同的特征信号：电弧放电会产生大量C₂H₂气体（油色谱）和陡峭的特高频脉冲（UHF）；铁芯过热会导致CO、CO₂含量升高（油色谱）和铁芯接地电流增大；绕组匝间短路会引起振动信号的频谱异常（振动检测）。无损伤检测技术可通过分析这些特征信号，精准判断故障类型。

例如，某变压器的油色谱检测显示C₂H₂含量为12ppm（超过DL/T 722规定的5ppm阈值），同时特高频局部放电监测到脉冲信号的上升沿小于1ns，说明存在电弧放电故障；结合振动监测的频谱分析，发现100Hz（电源频率的2倍）的振动分量异常增大，最终判断为绕组匝间短路故障——因为匝间短路会导致绕组的电磁力不平衡，产生2倍频的振动。

除了故障类型，无损伤检测还能评估故障的严重程度。例如，局部放电量（q）是衡量局部放电严重程度的关键指标：q<500pC为轻微故障，可继续运行并加强监测；500pC≤q<1000pC为中等故障，需计划检修；q≥1000pC为严重故障，需立即停运处理。某110kV变压器的特高频检测显示q=1200pC，运维人员立即停运检修，发现绕组绝缘层已出现明显烧蚀痕迹，若继续运行可能在24小时内发生击穿。

支撑设备全寿命周期管理

变压器的全寿命周期管理（LCM）需要贯穿设备“投运-运行-维护-退役”的全过程数据，无损伤检测技术是数据采集的核心手段。通过长期积累的检测数据，运维人员可建立设备的“健康档案”，跟踪故障的发展趋势。

例如，某变压器从投运开始，每年进行一次油色谱分析：第1年H₂含量为5ppm，第2年为8ppm，第3年为15ppm，第4年为25ppm——数据呈逐年上升趋势，说明绝缘纸的老化在持续进展（H₂是绝缘纸老化的特征气体）。结合局部放电监测数据（第4年q=600pC），运维人员判断该变压器的剩余寿命约为3年，提前制定了更换计划，避免了突发故障导致的停电损失。

再比如，某电网公司通过无损伤检测数据构建了变压器健康指数（HI）模型，综合油色谱、局部放电、温度、振动等10项指标，将设备健康状态分为“优（HI≥90）、良（80≤HI<90）、中（70≤HI<80）、差（HI<70）”四个等级。某台运行10年的变压器HI值从第8年的85降至第10年的72，运维人员据此将其从“良”调整为“中”，增加了检测频率（从每年1次改为每半年1次）。

优化检修策略降低运维成本

传统的变压器检修采用“定期检修”模式——无论设备状态如何，每隔一定时间（如5年）就进行一次全面解体检修。这种模式存在“过度检修”或“检修不足”的问题：状态良好的设备被强制拆机，浪费人力物力；状态恶化的设备未被及时检修，导致故障发生。

无损伤检测技术是“状态检修”（CBM）的基础，通过评估设备的实际状态，制定针对性的检修策略。例如，某省级电网公司对旗下200台110kV变压器进行无损伤检测：其中60台健康指数≥90（优），无需检修；80台80≤HI<90（良），仅需清洁散热片、更换密封胶圈等 minor maintenance；40台70≤HI<80（中），需进行油处理、局部放电抑制等针对性检修；20台HI<70（差），需解体检修或更换部件。

这种策略的效果显著：与定期检修相比，状态检修减少了60%的拆机次数，降低了40%的运维成本（包括人工、材料、停电损失）。某变电站的一台变压器曾被定期检修计划安排在2023年解体，但无损伤检测显示其健康指数为92，运维人员取消了拆机计划，节省了约50万元的检修费用。