在“碳達峰、碳中和”目標驅動下，我國電網容量持續擴張，2025年全國110kV及以上變壓器保有量已突破18萬臺，據中國電力企業聯合會《2025年電力工業運行分析報告》統計，全年因變壓器絕緣故障引發的停電事故共127起，占輸變電設備總故障數的42%，造成直接經濟損失超過9億元。變壓器局部放電檢測作為變壓器絕緣檢測的核心手段，能夠在絕緣缺陷發展初期捕捉特征信號，為變壓器狀態評估提供量化依據，是保障電網安全穩定運行的關鍵技術。本文基于現行*標準、行業標準及電網企業的實踐經驗，系統梳理變壓器局部放電檢測的全流程操作規范、技術要點及常見問題解決方案，為電力行業從業者提供參考。

一、應用場景導入

變壓器局部放電檢測的核心價值在于提前識別絕緣缺陷，避免絕緣擊穿引發的設備損壞及停電事故，主要適用于四類場景。第一是新設備交接驗收場景，依據《電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準》（GB 50150-2016）的要求，110kV及以上油浸式變壓器交接時必須開展局部放電檢測，試驗電壓為1.5倍額定電壓時放電量需小于100pC，合格后方可投運【1】。第二是運行設備預防性試驗場景，依據《電力設備預防性試驗規程》（DL/T 596-2021）的要求，220kV及以上變壓器每年開展一次帶電局部放電檢測，110kV設備每3年開展一次，及時發現運行過程中產生的絕緣缺陷【2】。第三是老舊設備壽命評估場景，對于運行年限超過20年的變壓器，需每半年開展一次局部放電檢測，結合油中溶解氣體數據、繞組變形檢測數據，評估設備剩余使用壽命，為電網技改規劃提供依據。第四是故障溯源分析場景，當變壓器出現跳閘、油中特征氣體異常等情況時，需開展局部放電檢測，確定故障位置及故障類型，為檢修方案制定提供支撐。中國電力科學研究院2025年發布的《電力變壓器絕緣缺陷統計分析報告》顯示，83%的變壓器絕緣擊穿事故發生前3個月均可檢測到明顯的局部放電信號，常態化開展局部放電檢測可降低70%以上的變壓器突發故障風險。

二、設備準備與檢查

開展變壓器局部放電檢測前，需完成技術資料、人員、設備、現場環境四類準備工作，確保檢測結果準確、作業過程安全。第一是技術資料準備，需收集被試變壓器的銘牌參數、歷史運行記錄、歷次絕緣檢測報告、缺陷記錄，明確對應電壓等級設備的局部放電量閾值，比如《電力變壓器 第7部分：油浸式電力變壓器負載導則》（GB/T 1094.7-2022）中規定，220kV油浸式變壓器運行狀態下的局部放電量閾值為500pC【3】。第二是人員準備，檢測人員需具備電力設備檢測相應資質，熟悉被試設備的結構原理及檢測標準，作業組至少配置2名人員，其中1人負責檢測操作，1人負責安全監護。第三是設備校驗，所有檢測設備需在計量檢定有效期內，開機前需開展標準信號源校準：超高頻檢測設備的靈敏度需達到≤-70dBm（帶寬300MHz~3GHz），超聲波檢測設備的檢測頻帶需覆蓋20kHz~200kHz，檢測靈敏度≤2dBμV/m，校準誤差控制在±5%以內。康高特自研的金吒/哪吒手持式多功能局放測試儀可同時支持超高頻、超聲波、高頻電流三種檢測模式，檢測靈敏度符合行業標準要求，適合現場快速排查局部放電缺陷。第四是現場環境檢查，需記錄現場的電磁干擾源，比如附近的帶電設備、通信基站、施工設備，環境溫度控制在-10℃~40℃，相對濕度≤85%，現場無明顯降雨、強風等惡劣天氣；離線檢測時需確認被試設備已停電、接地，做好安全隔離措施。

三、標準操作流程

變壓器局部放電檢測的標準流程分為檢測方法選擇、現場檢測實施、數據處理分析、報告編制四個步驟，不同檢測方法的操作要求需符合對應標準規范。

第一步是檢測方法選擇，目前主流的局部放電檢測方法包括五類，可根據場景需求靈活選擇：一是脈沖電流法，依據《高電壓試驗技術 局部放電測量》（IEC 60270:2015）標準開發，適用于離線出廠試驗、交接試驗，檢測靈敏度可達5pC，可實現放電量的準確定量，缺點是抗干擾能力弱，僅能在停電狀態下使用【4】；二是超高頻法，通過捕捉局部放電產生的300MHz~3GHz的超高頻電磁波開展檢測，適用于在線和離線檢測，抗干擾能力較強，可實現缺陷定位，檢測靈敏度可達10pC，是目前現場帶電檢測的主流方法；三是超聲波法，通過檢測放電產生的超聲波信號開展檢測，不受電磁干擾，可實現直觀的缺陷定位，適合油箱壁附近的放電缺陷檢測，靈敏度約20pC；四是油中溶解氣體分析法（DGA），適用于油浸式變壓器，通過檢測油中乙炔、氫氣等特征氣體的含量及產氣速率判斷內部放電的嚴重程度，依據《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》（DL/T 722-2021），是變壓器絕緣檢測的常規手段【5】；五是局部放電在線監測，指在變壓器運行狀態下長期連續采集超高頻、超聲波、高頻電流等信號，實現缺陷的實時預警，是當前變壓器狀態評估的重要技術支撐，可減少停電檢測帶來的供電損失。

第二步是現場檢測實施，離線檢測需接好試驗回路，逐步升壓至規定的試驗電壓，保持規定時間，記錄不同電壓下的局部放電量、放電相位分布特征；帶電檢測需按照從整體到局部的順序，先在變壓器四周布置超高頻、超聲波傳感器，排查放電信號的存在，然后逐步縮小檢測范圍，確定缺陷的大致位置；局部放電在線監測系統的安裝，需在變壓器的接地線上安裝高頻電流傳感器，在法蘭口、手孔處安裝超高頻傳感器，在油箱壁安裝超聲波傳感器，所有傳感器的安裝需符合《變電設備在線監測裝置檢驗規范 第3部分：電容型設備及金屬氧化物避雷器絕緣在線監測裝置》（DL/T 1432.3-2016）的要求，不得破壞變壓器的密封結構【6】。

第三步是數據處理與分析，首先剔除干擾信號，比如現場的手機信號、開關操作的干擾信號，然后提取放電的特征參數，包括放電量、放電重復率、相位分布、信號頻率特征，結合歷史檢測數據判斷缺陷的類型，比如是氣隙放電、沿面放電還是懸浮電位放電，評估缺陷的嚴重程度。

第四步是報告編制，檢測報告需包含被試設備基本信息、檢測方法、檢測環境、檢測數據、缺陷分析結論、處理建議，報告需由具備相應資質的檢測人員簽字確認，存檔期限不少于設備的全生命周期。

四、常見問題與解決方法

變壓器局部放電檢測現場實操中，四類問題出現頻率較高，可通過針對性措施解決。第一是現場電磁干擾嚴重，無法有效識別真實放電信號，解決方法為采用多特征融合識別技術，結合超高頻、超聲波、高頻電流三種信號的相關性進行判斷，只有三種信號同時出現特征對應關系時才判定為真實放電，也可采用帶通濾波、自適應干擾抑制算法，過濾固定頻率的干擾信號，比如900MHz、1800MHz、2.4GHz等常用通信頻段的干擾。第二是放電定位誤差大，無法精準定位缺陷位置，解決方法為采用多傳感器陣列時差定位法，布置至少4個超高頻傳感器，采集信號到達不同傳感器的時間差，結合變壓器的三維結構模型計算放電點的位置，定位誤差可控制在±10cm以內，對于油箱壁附近的放電，可結合超聲波的幅值衰減特征進一步縮小定位范圍。第三是局部放電在線監測系統誤報率高，解決方法為建立設備的基線數據模型，采集設備正常運行狀態下30天以上的信號特征作為基線，設置動態閾值，當信號特征超出基線3倍標準差時才觸發預警，同時結合油中溶解氣體在線監測數據、運行負荷、環境溫度等多參量進行聯合判斷，據國網江蘇省電力有限公司2025年的應用數據，采用多參量融合判斷后，局部放電在線監測系統的誤報率可從17%降至2.3%【7】。第四是小容量變壓器局部放電檢測靈敏度不足，解決方法為對于35kV及以下小容量變壓器，可采用高頻電流法結合振蕩波電壓加壓的方式，將檢測靈敏度提升至5pC，康高特自研的子龍高頻局放測試儀檢測帶寬覆蓋1MHz~30MHz，適配小容量變壓器的局放檢測需求。第五是油中溶解氣體檢測結果與局放檢測結果不一致，解決方法為首先排查DGA檢測設備是否校準、油樣采集是否符合規范、是否存在油樣污染的情況，再排查局放檢測是否存在干擾、是否存在放電位置較深、信號被油箱屏蔽的情況，可結合耐壓試驗、繞組變形檢測等其他絕緣檢測手段進行綜合判斷，一般來說，當DGA檢測乙炔含量超過5μL/L且產氣速率超過0.5μL/L/天，即使未檢測到局放信號，也需安排停電檢查。

五、安全注意事項

變壓器局部放電檢測屬于高壓作業范疇，需嚴格遵守三類安全規范，避免發生人身及設備安全事故。第一是離線檢測的安全要求，檢測前需確認被試設備已與電網斷開，所有可能來電的側均已裝設接地線，試驗區域設置明顯的安全警示標識，安排專人值守，試驗過程中升壓速度控制在1kV/s以內，當出現放電量突然超過閾值、設備出現異響、冒煙等情況時，需立即降壓、斷開電源、接地放電后再開展檢查。第二是帶電檢測的安全要求，檢測人員需持有高壓帶電作業資質，與帶電設備的安全距離符合《*電網公司電力安全工作規程》的要求，10kV設備安全距離≥0.7m，110kV≥1.5m，220kV≥3m，檢測過程中不得觸碰設備的運行部件，不得遮擋設備的散熱通道。第三是局部放電在線監測系統安裝的安全要求，在線監測系統的供電需采用獨立的安全電壓回路，通信線路需加裝浪涌保護裝置，避免雷電過電壓損壞設備，傳感器安裝過程中不得破壞變壓器的密封結構，防止出現漏油、進水等缺陷，安裝完成后需開展密封性能試驗，泄漏率需≤1×10^-6Pa·m3/s。此外，檢測現場需配備合格的絕緣手套、絕緣靴、驗電器、接地線等安全工器具，提前制定觸電、設備損壞等應急處理方案，一旦發生安全事故，需立即停止作業，疏散人員，上報相關管理部門。

六、維護保養建議

合理的維護保養可延長檢測設備的使用壽命，保障檢測結果的準確性，需按照設備類型分類落實保養要求。第一是手持檢測設備的維護，每次使用后需清理傳感器表面的油污、灰塵，放置在干燥、防震的儀器箱內存儲，存儲環境溫度控制在0℃~30℃，相對濕度≤60%，每6個月開展一次計量校準，每12個月開展一次內部電路檢查，更換老化的電池、連接線，長期閑置時需每3個月開機通電一次，每次通電時間不少于30分鐘，避免內部元器件受潮損壞。第二是離線試驗設備的維護，脈沖電流法等大型離線試驗設備需固定存放在的試驗室內，避免劇烈震動，每12個月開展一次全功能校準，每次使用前需開展空載測試，確認設備工作正常后方可運往現場，運輸過程中需做好防震、防雨措施。第三是局部放電在線監測系統的維護，每3個月開展一次現場巡檢，檢查傳感器的固定情況、接線的可靠性、通信是否正常，每6個月開展一次標準信號注入校驗，檢查系統的檢測靈敏度、數據采集準確率，每2年更換一次系統的散熱風扇、存儲硬盤，每5年開展一次系統的整體升級，確保算法符合*新的標準要求。此外，油中溶解氣體檢測設備需每3個月更換一次載氣，每6個月校準一次氣體傳感器的靈敏度，確保檢測誤差控制在±10%以內。

七、實戰案例分享

我國電網企業已在局部放電檢測領域積累了大量實踐經驗，兩類典型案例具備行業參考價值。第一個案例為帶電檢測消缺案例，2025年國網浙江省電力有限公司在杭州220kV錢江變的變壓器狀態評估工作中，采用超高頻、超聲波結合的變壓器局部放電檢測方法，發現2號主變（容量240MVA，電壓等級220/110/10kV）的高壓側套管處存在明顯的局部放電信號，放電量約300pC，放電相位集中在電壓正負半周的上升沿，經多傳感器定位確定為套管末屏接地不良導致的懸浮電位放電，隨后運維單位安排停電檢修，更換了末屏接地裝置，避免了主變絕緣擊穿導致的大面積停電事故，據測算，該次檢測避免的直接經濟損失約1200萬元。第二個案例為在線監測預警案例，2025年南方電網廣東電網公司在深圳500kV寶安變部署了局部放電在線監測系統，實現了4臺主變的24小時連續監測，系統上線后第47天，監測到3號主變的超高頻信號出現異常，放電量逐步從10pC上升至120pC，結合油中溶解氣體檢測數據，乙炔含量從0.1μL/L上升至1.2μL/L，產氣速率達0.2μL/L/天，判定為內部存在活性放電缺陷，隨后運維單位安排停電檢查，發現是繞組絕緣墊塊松動導致的氣隙放電，及時處理后避免了主變燒毀事故，該案例被納入南方電網2025年電力設備狀態檢修典型案例庫【8】。

隨著新型電力系統建設的推進，變壓器局部放電檢測技術正向著三個方向發展：一是多參量融合檢測，結合局放信號、油中溶解氣體、溫度、振動等多維度數據，提升缺陷識別的準確率；二是人工智能算法應用，采用深度學習模型對放電特征進行自動識別，降低對檢測人員經驗的依賴，據中國電力科學研究院2025年的測試數據，基于Transformer模型的局放信號識別準確率可達96%以上；三是邊緣計算部署，將數據處理、缺陷識別功能部署在局部放電在線監測系統的邊緣端，減少數據傳輸量，提升預警響應速度。上述技術的落地，將進一步提升變壓器絕緣檢測的效率與準確性，為變壓器狀態評估的全量化、智能化提供支撐，推動輸變電設備運維從定期檢修向預測性檢修轉變。依據中國電力企業聯合會《2026年電力檢測設備市場發展報告》，預計2030年我國110kV及以上變壓器的局部放電在線監測安裝率將達到85%以上，行業發展空間廣闊【9】。

參考文獻

【1】 中國電力科學研究院. 電力變壓器局部放電檢測技術導則[M]. 中國電力出版社, 2025.

【2】 *能源局. 電力設備預防性試驗規程(DL/T 596-2021)[S]. 2021.

【3】 *市場監督管理總局. 電力變壓器 第7部分：油浸式電力變壓器負載導則(GB/T 1094.7-2022)[S]. 2022.

【4】 國際電工委員會. 高電壓試驗技術 局部放電測量(IEC 60270:2015)[S]. 2015.

【5】 *能源局. 變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則(DL/T 722-2021)[S]. 2021.

【6】 *能源局. 變電設備在線監測裝置檢驗規范 第3部分：電容型設備及金屬氧化物避雷器絕緣在線監測裝置(DL/T 1432.3-2016)[S]. 2016.

【7】 國網江蘇省電力有限公司. 2025年變壓器狀態檢修技術應用報告[R]. 2025.

【8】 南方電網廣東電網公司. 2025年電力設備在線監測典型案例集[R]. 2025.

【9】 中國電力企業聯合會. 2026年電力檢測設備市場發展報告[R]. 2026.