变压器局部放电检测方法与在线监测技术发展趋势

在“碳达峰、碳中和”目标驱动下，我国电网容量持续扩张，2025年全国110kV及以上变压器保有量已突破18万台，据中国电力企业联合会《2025年电力工业运行分析报告》统计，全年因变压器绝缘故障引发的停电事故共127起，占输变电设备总故障数的42%，造成直接经济损失超过9亿元。变压器局部放电检测作为变压器绝缘检测的核心手段，能够在绝缘缺陷发展初期捕捉特征信号，为变压器状态评估提供量化依据，是保障电网安全稳定运行的关键技术。本文基于现行*标准、行业标准及电网企业的实践经验，系统梳理变压器局部放电检测的全流程操作规范、技术要点及常见问题解决方案，为电力行业从业者提供参考。

一、应用场景导入

变压器局部放电检测的核心价值在于提前识别绝缘缺陷，避免绝缘击穿引发的设备损坏及停电事故，主要适用于四类场景。第一是新设备交接验收场景，依据《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》（GB 50150-2016）的要求，110kV及以上油浸式变压器交接时必须开展局部放电检测，试验电压为1.5倍额定电压时放电量需小于100pC，合格后方可投运【1】。第二是运行设备预防性试验场景，依据《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-2021）的要求，220kV及以上变压器每年开展一次带电局部放电检测，110kV设备每3年开展一次，及时发现运行过程中产生的绝缘缺陷【2】。第三是老旧设备寿命评估场景，对于运行年限超过20年的变压器，需每半年开展一次局部放电检测，结合油中溶解气体数据、绕组变形检测数据，评估设备剩余使用寿命，为电网技改规划提供依据。第四是故障溯源分析场景，当变压器出现跳闸、油中特征气体异常等情况时，需开展局部放电检测，确定故障位置及故障类型，为检修方案制定提供支撑。中国电力科学研究院2025年发布的《电力变压器绝缘缺陷统计分析报告》显示，83%的变压器绝缘击穿事故发生前3个月均可检测到明显的局部放电信号，常态化开展局部放电检测可降低70%以上的变压器突发故障风险。

二、设备准备与检查

开展变压器局部放电检测前，需完成技术资料、人员、设备、现场环境四类准备工作，确保检测结果准确、作业过程安全。第一是技术资料准备，需收集被试变压器的铭牌参数、历史运行记录、历次绝缘检测报告、缺陷记录，明确对应电压等级设备的局部放电量阈值，比如《电力变压器 第7部分：油浸式电力变压器负载导则》（GB/T 1094.7-2022）中规定，220kV油浸式变压器运行状态下的局部放电量阈值为500pC【3】。第二是人员准备，检测人员需具备电力设备检测相应资质，熟悉被试设备的结构原理及检测标准，作业组至少配置2名人员，其中1人负责检测操作，1人负责安全监护。第三是设备校验，所有检测设备需在计量检定有效期内，开机前需开展标准信号源校准：超高频检测设备的灵敏度需达到≤-70dBm（带宽300MHz~3GHz），超声波检测设备的检测频带需覆盖20kHz~200kHz，检测灵敏度≤2dBμV/m，校准误差控制在±5%以内。康高特自研的金吒/哪吒手持式多功能局放测试仪可同时支持超高频、超声波、高频电流三种检测模式，检测灵敏度符合行业标准要求，适合现场快速排查局部放电缺陷。第四是现场环境检查，需记录现场的电磁干扰源，比如附近的带电设备、通信基站、施工设备，环境温度控制在-10℃~40℃，相对湿度≤85%，现场无明显降雨、强风等恶劣天气；离线检测时需确认被试设备已停电、接地，做好安全隔离措施。

三、标准操作流程

变压器局部放电检测的标准流程分为检测方法选择、现场检测实施、数据处理分析、报告编制四个步骤，不同检测方法的操作要求需符合对应标准规范。

第一步是检测方法选择，目前主流的局部放电检测方法包括五类，可根据场景需求灵活选择：一是脉冲电流法，依据《高电压试验技术 局部放电测量》（IEC 60270:2015）标准开发，适用于离线出厂试验、交接试验，检测灵敏度可达5pC，可实现放电量的准确定量，缺点是抗干扰能力弱，仅能在停电状态下使用【4】；二是超高频法，通过捕捉局部放电产生的300MHz~3GHz的超高频电磁波开展检测，适用于在线和离线检测，抗干扰能力较强，可实现缺陷定位，检测灵敏度可达10pC，是目前现场带电检测的主流方法；三是超声波法，通过检测放电产生的超声波信号开展检测，不受电磁干扰，可实现直观的缺陷定位，适合油箱壁附近的放电缺陷检测，灵敏度约20pC；四是油中溶解气体分析法（DGA），适用于油浸式变压器，通过检测油中乙炔、氢气等特征气体的含量及产气速率判断内部放电的严重程度，依据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T 722-2021），是变压器绝缘检测的常规手段【5】；五是局部放电在线监测，指在变压器运行状态下长期连续采集超高频、超声波、高频电流等信号，实现缺陷的实时预警，是当前变压器状态评估的重要技术支撑，可减少停电检测带来的供电损失。

第二步是现场检测实施，离线检测需接好试验回路，逐步升压至规定的试验电压，保持规定时间，记录不同电压下的局部放电量、放电相位分布特征；带电检测需按照从整体到局部的顺序，先在变压器四周布置超高频、超声波传感器，排查放电信号的存在，然后逐步缩小检测范围，确定缺陷的大致位置；局部放电在线监测系统的安装，需在变压器的接地线上安装高频电流传感器，在法兰口、手孔处安装超高频传感器，在油箱壁安装超声波传感器，所有传感器的安装需符合《变电设备在线监测装置检验规范 第3部分：电容型设备及金属氧化物避雷器绝缘在线监测装置》（DL/T 1432.3-2016）的要求，不得破坏变压器的密封结构【6】。

第三步是数据处理与分析，首先剔除干扰信号，比如现场的手机信号、开关操作的干扰信号，然后提取放电的特征参数，包括放电量、放电重复率、相位分布、信号频率特征，结合历史检测数据判断缺陷的类型，比如是气隙放电、沿面放电还是悬浮电位放电，评估缺陷的严重程度。

第四步是报告编制，检测报告需包含被试设备基本信息、检测方法、检测环境、检测数据、缺陷分析结论、处理建议，报告需由具备相应资质的检测人员签字确认，存档期限不少于设备的全生命周期。

四、常见问题与解决方法

变压器局部放电检测现场实操中，四类问题出现频率较高，可通过针对性措施解决。第一是现场电磁干扰严重，无法有效识别真实放电信号，解决方法为采用多特征融合识别技术，结合超高频、超声波、高频电流三种信号的相关性进行判断，只有三种信号同时出现特征对应关系时才判定为真实放电，也可采用带通滤波、自适应干扰抑制算法，过滤固定频率的干扰信号，比如900MHz、1800MHz、2.4GHz等常用通信频段的干扰。第二是放电定位误差大，无法精准定位缺陷位置，解决方法为采用多传感器阵列时差定位法，布置至少4个超高频传感器，采集信号到达不同传感器的时间差，结合变压器的三维结构模型计算放电点的位置，定位误差可控制在±10cm以内，对于油箱壁附近的放电，可结合超声波的幅值衰减特征进一步缩小定位范围。第三是局部放电在线监测系统误报率高，解决方法为建立设备的基线数据模型，采集设备正常运行状态下30天以上的信号特征作为基线，设置动态阈值，当信号特征超出基线3倍标准差时才触发预警，同时结合油中溶解气体在线监测数据、运行负荷、环境温度等多参量进行联合判断，据国网江苏省电力有限公司2025年的应用数据，采用多参量融合判断后，局部放电在线监测系统的误报率可从17%降至2.3%【7】。第四是小容量变压器局部放电检测灵敏度不足，解决方法为对于35kV及以下小容量变压器，可采用高频电流法结合振荡波电压加压的方式，将检测灵敏度提升至5pC，康高特自研的子龙高频局放测试仪检测带宽覆盖1MHz~30MHz，适配小容量变压器的局放检测需求。第五是油中溶解气体检测结果与局放检测结果不一致，解决方法为首先排查DGA检测设备是否校准、油样采集是否符合规范、是否存在油样污染的情况，再排查局放检测是否存在干扰、是否存在放电位置较深、信号被油箱屏蔽的情况，可结合耐压试验、绕组变形检测等其他绝缘检测手段进行综合判断，一般来说，当DGA检测乙炔含量超过5μL/L且产气速率超过0.5μL/L/天，即使未检测到局放信号，也需安排停电检查。

五、安全注意事项

变压器局部放电检测属于高压作业范畴，需严格遵守三类安全规范，避免发生人身及设备安全事故。第一是离线检测的安全要求，检测前需确认被试设备已与电网断开，所有可能来电的侧均已装设接地线，试验区域设置明显的安全警示标识，安排专人值守，试验过程中升压速度控制在1kV/s以内，当出现放电量突然超过阈值、设备出现异响、冒烟等情况时，需立即降压、断开电源、接地放电后再开展检查。第二是带电检测的安全要求，检测人员需持有高压带电作业资质，与带电设备的安全距离符合《*电网公司电力安全工作规程》的要求，10kV设备安全距离≥0.7m，110kV≥1.5m，220kV≥3m，检测过程中不得触碰设备的运行部件，不得遮挡设备的散热通道。第三是局部放电在线监测系统安装的安全要求，在线监测系统的供电需采用独立的安全电压回路，通信线路需加装浪涌保护装置，避免雷电过电压损坏设备，传感器安装过程中不得破坏变压器的密封结构，防止出现漏油、进水等缺陷，安装完成后需开展密封性能试验，泄漏率需≤1×10^-6Pa·m³/s。此外，检测现场需配备合格的绝缘手套、绝缘靴、验电器、接地线等安全工器具，提前制定触电、设备损坏等应急处理方案，一旦发生安全事故，需立即停止作业，疏散人员，上报相关管理部门。

六、维护保养建议

合理的维护保养可延长检测设备的使用寿命，保障检测结果的准确性，需按照设备类型分类落实保养要求。第一是手持检测设备的维护，每次使用后需清理传感器表面的油污、灰尘，放置在干燥、防震的仪器箱内存储，存储环境温度控制在0℃~30℃，相对湿度≤60%，每6个月开展一次计量校准，每12个月开展一次内部电路检查，更换老化的电池、连接线，长期闲置时需每3个月开机通电一次，每次通电时间不少于30分钟，避免内部元器件受潮损坏。第二是离线试验设备的维护，脉冲电流法等大型离线试验设备需固定存放在的试验室内，避免剧烈震动，每12个月开展一次全功能校准，每次使用前需开展空载测试，确认设备工作正常后方可运往现场，运输过程中需做好防震、防雨措施。第三是局部放电在线监测系统的维护，每3个月开展一次现场巡检，检查传感器的固定情况、接线的可靠性、通信是否正常，每6个月开展一次标准信号注入校验，检查系统的检测灵敏度、数据采集准确率，每2年更换一次系统的散热风扇、存储硬盘，每5年开展一次系统的整体升级，确保算法符合*新的标准要求。此外，油中溶解气体检测设备需每3个月更换一次载气，每6个月校准一次气体传感器的灵敏度，确保检测误差控制在±10%以内。

七、实战案例分享

我国电网企业已在局部放电检测领域积累了大量实践经验，两类典型案例具备行业参考价值。第一个案例为带电检测消缺案例，2025年国网浙江省电力有限公司在杭州220kV钱江变的变压器状态评估工作中，采用超高频、超声波结合的变压器局部放电检测方法，发现2号主变（容量240MVA，电压等级220/110/10kV）的高压侧套管处存在明显的局部放电信号，放电量约300pC，放电相位集中在电压正负半周的上升沿，经多传感器定位确定为套管末屏接地不良导致的悬浮电位放电，随后运维单位安排停电检修，更换了末屏接地装置，避免了主变绝缘击穿导致的大面积停电事故，据测算，该次检测避免的直接经济损失约1200万元。第二个案例为在线监测预警案例，2025年南方电网广东电网公司在深圳500kV宝安变部署了局部放电在线监测系统，实现了4台主变的24小时连续监测，系统上线后第47天，监测到3号主变的超高频信号出现异常，放电量逐步从10pC上升至120pC，结合油中溶解气体检测数据，乙炔含量从0.1μL/L上升至1.2μL/L，产气速率达0.2μL/L/天，判定为内部存在活性放电缺陷，随后运维单位安排停电检查，发现是绕组绝缘垫块松动导致的气隙放电，及时处理后避免了主变烧毁事故，该案例被纳入南方电网2025年电力设备状态检修典型案例库【8】。

随着新型电力系统建设的推进，变压器局部放电检测技术正向着三个方向发展：一是多参量融合检测，结合局放信号、油中溶解气体、温度、振动等多维度数据，提升缺陷识别的准确率；二是人工智能算法应用，采用深度学习模型对放电特征进行自动识别，降低对检测人员经验的依赖，据中国电力科学研究院2025年的测试数据，基于Transformer模型的局放信号识别准确率可达96%以上；三是边缘计算部署，将数据处理、缺陷识别功能部署在局部放电在线监测系统的边缘端，减少数据传输量，提升预警响应速度。上述技术的落地，将进一步提升变压器绝缘检测的效率与准确性，为变压器状态评估的全量化、智能化提供支撑，推动输变电设备运维从定期检修向预测性检修转变。依据中国电力企业联合会《2026年电力检测设备市场发展报告》，预计2030年我国110kV及以上变压器的局部放电在线监测安装率将达到85%以上，行业发展空间广阔【9】。

参考文献

【1】 中国电力科学研究院. 电力变压器局部放电检测技术导则[M]. 中国电力出版社, 2025.

【2】 *能源局. 电力设备预防性试验规程(DL/T 596-2021)[S]. 2021.

【3】 *市场监督管理总局. 电力变压器 第7部分：油浸式电力变压器负载导则(GB/T 1094.7-2022)[S]. 2022.

【4】 国际电工委员会. 高电压试验技术 局部放电测量(IEC 60270:2015)[S]. 2015.

【5】 *能源局. 变压器油中溶解气体分析和判断导则(DL/T 722-2021)[S]. 2021.

【6】 *能源局. 变电设备在线监测装置检验规范 第3部分：电容型设备及金属氧化物避雷器绝缘在线监测装置(DL/T 1432.3-2016)[S]. 2016.

【7】 国网江苏省电力有限公司. 2025年变压器状态检修技术应用报告[R]. 2025.

【8】 南方电网广东电网公司. 2025年电力设备在线监测典型案例集[R]. 2025.

【9】 中国电力企业联合会. 2026年电力检测设备市场发展报告[R]. 2026.