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，我国电网规模持续扩张，变压器作为输变电系统的核心设备，其运行可靠性直接关系电网安全。变压器局部放电检测是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，规避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，220kV 及以上新安装变压器应开展现场局部放电试验；110kV 变压器仅在绝缘存在疑问时开展试验，试验合格后方可投运。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）相关要求，结合设备状态开展带电局部放电检测，及时发现运行过程中产生的绝缘缺陷。第三是老旧设备寿命评估场景，对于运行年限较长的变压器，结合油中溶解气体、绕组变形等多类检测数据综合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，当变压器发生跳闸、油中特征气体异常等情况时，开展局部放电检测，辅助判断故障位置及故障类型，为检修方案制定提供支撑。大量现场运维实践表明，多数变压器绝缘击穿事故发生前，可观测到局部放电异常信号，规范开展局部放电检测，能够有效降低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、检测设备、现场环境四类准备工作，保障检测结果准确、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局部放电的评判阈值，参考对应变压器产品标准、交接及预试标准综合判定绝缘状态。 第二是人员准备，检测人员需具备对应电力设备检测作业资质，熟悉被试设备结构原理以及检测相关标准，作业组至少配置 2 名人员，一人负责检测操作，一人承担安全监护工作。 第三是设备校验，全部检测设备应当处于计量检定有效期内；开机前完成标准信号源校准：超高频检测设备灵敏度满足设备技术说明书与行业规范要求，超声波检测设备工作频带、灵敏度符合技术规范，校准误差满足仪器技术条件要求。检测仪器选型可依据现场工况，按需选用超高频、超声波、高频电流等多模式集成检测设备，满足现场缺陷快速排查需求。 第四是现场环境检查，梳理记录现场电磁干扰来源，例如周边带电设备、通信设施、施工机具；作业环境温度、湿度满足检测仪器使用说明书要求，无降雨、强风等恶劣天气；开展离线检测时，确认被试设备已停电、可靠接地，落实安全隔离措施。

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，不同检测方法操作要求应当匹配对应标准规范。

第一步是检测方法选择，目前主流局部放电检测方法主要包含五类，结合现场工况灵活选用： 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），多用于离线出厂试验、交接试验，可以对放电量开展定量测量；缺点是现场抗干扰能力有限，一般用于停电试验场景。 二是超高频法，采集局部放电激发的 300MHz‑3GHz 超高频电磁波信号，可用于带电、离线检测，抗干扰性能较好，支持缺陷定位，是现场带电检测的常用手段。 三是超声波法，采集放电产生的超声波信号，受电磁干扰影响小，可用于缺陷定位，适合油箱壁附近放电缺陷的排查。 四是油中溶解气体分析法（DGA），适用于油浸式变压器，依据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T 722‑2021），通过油中乙炔、氢气等特征气体含量与产气速率判断内部绝缘劣化与放电程度，属于变压器绝缘状态常规检测手段。 五是局部放电在线监测，设备运行状态下持续采集超高频、超声波、高频电流等信号，实现绝缘缺陷实时预警，助力减少停电检测带来的供电损失，是变压器状态评估重要技术手段。

第二步是现场检测实施。离线检测按照规范搭建试验回路，按规定速率升压至试验电压，维持规定时间，记录不同电压下局部放电量、放电相位分布特征；带电检测遵循由整体到局部的思路，先在变压器周边布设超高频、超声波传感器，判断是否存在放电信号，再缩小检测范围，估测缺陷大致位置；局部放电在线监测传感器安装，高频电流传感器安装于设备接地线，超高频传感器布置在法兰、手孔等位置，超声波传感器布置在油箱外壁，传感器安装遵循对应在线监测装置规范，严禁破坏变压器本体密封结构。

第三步是数据处理与分析。首先甄别、剔除现场干扰信号，例如移动通信、开关操作带来的干扰；提取放电量、放电重复率、相位分布、信号频率等特征参数，对比历史检测数据，判别缺陷类型（气隙放电、沿面放电、悬浮电位放电等），综合评估缺陷风险等级。

第四步是报告编制。检测报告包含被试设备基础信息、检测方法、检测环境、原始及处理后数据、缺陷分析结论、处置建议；报告由具备相应资质的检测人员签字归档，档案保管周期按照电力档案管理相关规定执行。

四、常见问题与解决方法

变压器局部放电检测现场实操，高频出现四类典型问题，可采取对应措施处置。 第一是现场电磁干扰严重，难以区分真实放电信号与干扰。可采用多维度信号关联判别，结合超高频、超声波、高频电流多类信号特征综合比对；搭配带通滤波、自适应干扰抑制算法，滤除移动通信等固定频段干扰。 第二是放电定位误差偏大。可采用多传感器阵列时差定位方案，结合变压器三维结构模型计算放电位置；针对油箱壁附近缺陷，配合超声波幅值衰减特征进一步缩小缺陷范围。 第三是局部放电在线监测系统误报率偏高。构建设备正常工况基线模型，采集设备稳定运行阶段信号作为基线，设置动态预警阈值；联合油中溶解气体、负荷、环境温度等多维度信息开展综合研判，降低误报。 第四是油中溶解气体检测与局放检测结论不一致。优先核查 DGA 设备校准状态、油样采集流程是否合规、油样是否发生污染；再排查局放检测是否受现场干扰，或是放电位置深、信号被油箱屏蔽等情况；结合耐压、绕组变形等其他绝缘试验手段综合研判。当 DGA 检出乙炔含量及产气速率持续异常时，即便未捕获局放信号，也应结合设备实际情况评估停电检查必要性。

五、安全注意事项

变压器局部放电检测属于高压相关作业，严格落实安全规范，防范人身、设备事故。 第一是离线检测安全要求。作业前确认被试设备与电网可靠断开，所有可能来电侧装设接地线；试验区域设置醒目安全警示标识，专人值守；升压操作严格控制升压速率；一旦出现放电量突增、设备异响、冒烟等异常，立刻降压、断开电源，充分接地放电后再开展检查。 第二是带电检测安全要求。作业人员满足带电检测资质要求，与带电设备保持《*电网公司电力安全工作规程》规定的安全距离；作业过程不触碰设备运行部件，不遮挡设备散热通道。 第三是在线监测系统安装安全要求。监测系统供电采用安全回路，通信回路配置浪涌防护，防范过电压损坏装置；传感器安装不得损伤变压器密封，避免漏油、进水隐患；安装完毕开展密封性能核查。 同时现场配齐绝缘手套、绝缘靴、验电器、接地线等合格安全工器具，提前制定触电、设备异常等应急处置方案；发生安全险情，第一时间终止作业，疏散人员，按流程上报管理部门。

六、维护保养建议

规范开展维护保养，保障检测设备寿命与检测准确度，按设备类型落实保养要求。 第一是手持检测设备维护。每次作业完毕清理传感器表面油污灰尘，存放于干燥防震仪器箱；存储温湿度满足仪器说明书；按期完成计量校准；定期开展硬件检查，更换老化电池、连接线；长期闲置设备定期通电驱潮。 第二是离线试验设备维护。脉冲电流法等大型离线试验设备避免剧烈振动；按期开展全功能校准；现场使用前完成空载测试；转运过程落实防震、防雨防护。 第三是局部放电在线监测系统维护。定期现场巡检，核查传感器固定、接线、通信状态；按期开展标准信号注入校验，核验灵敏度与采集准确性；按照设备厂家运维要求开展硬件更换、系统版本迭代，保证算法适配现行标准。 油中溶解气体检测设备按照设备说明书完成载气更换、传感器校准，控制检测误差。

七、行业技术发展趋势

随着新型电力系统建设推进，变压器局部放电检测技术主要朝着三个方向演进：一是多参量融合检测，融合局放信号、油中溶解气体、温度、振动等多维数据，提升缺陷识别可靠性；二是人工智能算法应用，依托 AI 模型自动识别放电特征，降低对人员经验的依赖；三是边缘计算部署，在监测终端侧完成数据处理与缺陷识别，减少数据传输压力，提升预警响应速度。 相关技术持续落地，将进一步提升变压器绝缘检测效率与准确度，推动输变电设备运维由定期检修向预测性检修转型。