电力变压器带电检测应用方法综述

陈柯良，曾 洁，丁玉柱，谢小慧，沈琳渏，邓 维，周新军

(1.国网湖南省电力公司检修公司，湖南长沙410005；2.国网湖南省电力公司永州供电分公司，湖南永州425100)

电力变压器带电检测应用方法综述

陈柯良1，曾 洁1，丁玉柱1，谢小慧1，沈琳渏1，邓 维1，周新军2

(1.国网湖南省电力公司检修公司，湖南长沙410005；2.国网湖南省电力公司永州供电分公司，湖南永州425100)

介绍了变压器带电检测的基本原理，将带电检测技术归纳为局部放电检测和非局部放电检测两大类，讲述了特高频局部放电检测、超声波局部放电检测、高频局部放电检测、油色谱分析、红外热像、紫外成像、铁芯及夹件接地电流测量和套管相对电容量及相对介损测量等各检测方法的原理、应用方法，并对各个带电检测方法的现场应用成熟程度和存在问题进行了分析和总结。

变压器；带电检测；局部放电；应用方法

国民经济水平的不断提升和电网的不断发展，对供电安全性、可靠性要求持续提升。状态检修在国网公司的全面推行实施，对电网主设备变压器健康状态的检测提出了更高的要求。常规停电检测周期长，难以发现潜伏性和发展性故障。在变压器设备停电周期不断延长的背景下，停电检测状态量已经无法满足对变压器的状态评估需求。

随着技术的发展，带电检测技术能有效的发现变压器运行下的异常情况，相比停电试验更能灵敏、及时的发现一些早期缺陷。因此，通过对变压器全面开展带电检测及在线监测，能够准确把握其状况，减少停电损失和维护费用，提高供电可靠性，是电网发展的必然趋势。

1 变压器带电检测原理

变压器结构复杂，附件种类多，运行过程中，其内部和外部电磁场分布情况比较复杂，存在特定的电、磁、声、光、热、气现象。当变压器运行异常时，上述各物理或化学现象会出现对应的变化。带电检测则利用专业的检测仪器检测、分辨上述物理或化学变化，并转化成量化的数字或可视的图谱等，用以直接或间接表征设备状态〔1〕。检测人员根据检测原理和检测经验，形成一系列的分析、判断方法。通过检测结果，能够在设备带电运行状态下，得到设备状态量，准确评估设备运行状况。当设备存在缺陷时，能够分析缺陷严重程度，定位缺陷位置，及早采取措施，防止缺陷发展为故障。根据检测原理的不同，可将变压器带电检测方法分为局部放电检测和非局部放电检测两大类。

2 局部放电类带电检测方法

局部放电(partial discharge)是指电力设备绝缘在足够强的电场作用下造成局部区域发生放电却又未形成固定放电通道的放电现象。变压器为液体—固体复合绝缘，运行过程中介质内部可能会出现气泡、杂质等其他物质，导致绝缘介质的场强分布不均匀，故在场强足够高的区域可能会发生局部放电。

局部放电是绝缘劣化的主要原因，也是绝缘劣化的重要特征〔2〕。通过带电局放检测能在不停电情况下有效发现变压器内部早期的潜伏性缺陷。

局部放电过程中会发生正负电荷的中和，产生较陡的电流脉冲并向四周辐射电磁波，同时伴随有光、声等物理现象〔3〕。目前变压器带电局部放电检测研究应用较多的主要有3种方法:高频局部放电检测；特高频局部放电检测；超声波局部放电检测。

2.1 高频局部放电检测

变压器高频局部放电检测就是在不停电的情况下，通过安装在变压器的铁芯、夹件或套管末屏接地线上的高频电流传感器和专用仪器来检测由局部放电而产生的高频脉冲电流。其检测信号频带一般为3～30 MHz，采用硬件滤波和软件滤波相结合的方式去除电磁干扰噪声〔4〕。

高频局部放电检测表征局部放电特征的图谱主要是PRPD(Phase Resolved Partial Discharge)相位图谱和等效频率—等效时间图谱。PRPD图谱是局部放电相位分布图谱，横坐标表示相位，纵坐标表示幅值，根据脉冲的分布情况可以判断信号主要集中的相位、幅值及放电次数，进而判断放电类型，如图1所示。

图1 高频局部放电检测PRPD图谱

等效频率—等效时间图谱是将放电脉冲进行时域和频域变换，计算得到每个脉冲的等效频率和等效时间，根据等效频率(横坐标)和等效时间(纵坐标)确定每个脉冲在该图谱上的位置，如图2所示。

图2 高频局部放电检测等效频率—等效时间图谱

变压器高频局部放电检测的诊断主要是将检测到的图谱与典型放电图谱进行比对，进而判断是否存在局部放电及具体放电类型。无典型放电图谱时判断为正常；在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别时判断为异常；具有典型局部放电图谱时判断为缺陷〔5〕。

2.2 特高频局部放电检测

变压器局部放电通常发生在变压器内的油纸绝缘中，脉冲宽度多为纳秒级，能激励起1 GHz以上的特高频电磁波〔6〕。变压器特高频局部放电检测通常选择将传感器安装在油阀处，通过特定接口将特高频信号接入检测仪器，然后再进行信号分析处理。其检测信号频带范围一般为300～3 000 MHz。

变压器由于器身基本没有非金属缝隙，特高频信号很难传出，现场检测只能通过内置传感器进行。传感器置于变压器油箱内，可以有效屏蔽外部干扰，同时特高频信号频段高，能够避免低频背景噪声和电晕干扰，可以极大的提高局部放电检测的灵敏性和抗干扰能力〔7〕。因此，特高频局部放电检测具有良好的应用前景和工程价值。

特高频局部放电检测表征局部放电特征的图谱主要是PRPS图谱和PRPD图谱，PRPS(Phase Resolved Pluse Sequence)图谱是一种实时三维图，将带有相位标识的放电脉冲按时间先后显示出来，3个坐标轴分别代表相位、时间，信号幅值，如图3所示。

PRPD图谱与高频局部放电检测中的相位分布图谱所表示的特征相同，如图4所示。

特高频局部放电的诊断分析可以通过放电幅值的大小对比判断，但更重要的是将PRPS图谱和PRPD图谱的特征与变压器内部典型放电图谱(如尖端放电、悬浮放电、沿面放电、油楔放电等)进行对比。判断方法和缺陷等级定义与高频局部放电检测相同。

图3 特高频局部放电检测PRPS图谱

图4 特高频局部放电检测PRPD图谱

2.3 超声波局部放电检测

电力设备内部局部放电时，产生的电流脉冲使得局部放电发生的局部体积因受热短时间内增大，放电结束后恢复，体积变化导致介质的疏密瞬间变化，产生超声波〔8〕。

超声波信号基本处于20～200 kHz频段内，变压器内传播的超声波信号集中在100～200 kHz。该检测方法采用压电陶瓷为材料的谐振式传感器，将传感器固定在变压器箱壁上，将采集到的超声波信号转化为电信号，然后进行分析和定位。其主要用于变压器局部放电缺陷的精确定位。

2.4 局部放电定位技术

现常用来进行变压器局部放电定位的方法有特高频定位法和超声波定位法。2种方法均是利用不同位置传感器接收到局放信号的时延规律，建立空间定位方程，通过求解定位方程确定放电源空间位置〔2〕。定位示意图如图5所示。

设ti为局放源P(x，y，z)的局放信号传播到传感器Si(xi，yi，zi)(i＝1，2，器位方程，的时间，则有:

图5 局部放电定位原理图

现场可测得Si传感器与参考传感器S1的时间差，各个传感器的坐标，信号传播速度v(特高频或超声波传播速度)，建立有关放电源P(x，y，z)的方程组，对方程组求解即得到放电源空间位置。

由于变压器内特高频传感器比较少，现场使用较多的是超声波局放定位方法。当特高频和超声波传感器均能检测到局放信号时，可采用“声—电联合”方法定位。因为特高频传播速度远大于超声波传播速度，故可将特高频传感器检测的局放信号作为触发源，用超声波传感器检测到局放信号的时间乘以超声波传播速度，直接得到局放源距离超声传感器的距离，在变压器上选取多个超声波测点，就能计算出放电源的空间坐标。

3 非局部放电类带电检测方法

变压器运行中可能出现的异常状况多种多样，其表现出来的特征现象也不同:如内部的局部放电、过热等缺陷可能会在油中溶解气体的组分上有反映，铁芯、夹件的绝缘状况可能导致其接地电流变化，套管绝缘降低可能会导致其介质损耗增加，油位降低可能导致储油柜外表温度异常等。

针对上述物理、化学变化，可采用专业的带电检测仪器进行查找、分析，确定变压器是否存在缺陷及其严重程度。

3.1 油色谱分析

不同的变压器故障及严重程度会产生不同的气体成分并溶解于变压器油中。20世纪70年代初，电力系统开始将油中溶解气体分析技术应用于变压器内部故障诊断。多年来，随着实践经验的累积，取样、脱气方法的不断改进，诊断方法也取得了很大发展。可以有效判断变压器设备老化、过热、受潮、放电等早期故障〔9〕，已成为保障变压器设备安全运行极为有效且必不可少的技术监督手段。

油中溶解气体分析技术按照工作原理分为气相色谱法、光声光谱法、红外光谱法等。目前电力系统绝大部分仪器采用气相色谱法，主要为实验室色谱仪和色谱在线检测装置，也有少部分便携式色谱仪用于现场检测。

目前油色谱故障诊断常用的是GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》所推荐的方法〔10〕。主要有:

1)特征气体法。根据不同故障类型产生的气体可推断设备的故障类别；

2)三比值法。用氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等五种气体的三对比值来判断故障类型；

3)对CO和CO2的判断。当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和CO2明显增长。

变压器油色谱分析是极为成熟的变压器带电检测手段，应加强其在变压器全过程技术监督中的应用，保证检测周期，并按国网公司要求220 kV及以上主变宜安装油色谱在线监测装置〔11〕。

3.2 铁芯、夹件接地电流检测

变压器在正常运行时，铁芯和固定铁芯的金属构件、零件、部件等处于强电场中，在电场的作用下，具有较高的对地电位。如果铁芯不接地，在电位差的作用下，会产生断续的放电现象；如果铁芯有两点及以上接地，铁芯中磁通变化时会在接地回路中产生感应电流。接地点越多，环流回路越多。这些环流会导致空载损耗增大、铁芯温度升高。当环流足够大时，将烧毁接地连片产生故障，甚至可能烧损铁芯。

因此，变压器铁芯必须保证一点接地，而带电检测变压器铁芯、夹件接地电流极为必要。

现场检测常采用高精度的钳形电流表进行。由于变压器内部的漏磁通可能通过箱体法兰等气隙处发散到箱体外，会对检测造成干扰。检测时应选择数值较小的测量点作为检测结果，同时尽量保证每次检测位置一致，方便进行趋势分析。现场变压器铁芯、夹件接地电流技术要求见表1，且与历史检测数值相比无较大变化。

表1 铁芯、夹件接地电流要求表mA

对铁芯、夹件绝缘较低或重要用户的变压器，为方便实时掌握其状态，可安装铁芯接地电流在线监测装置。

3.3 红外热像检测

红外热像检测实质是对设备(目标)发射的红外辐射进行探测及显示处理的过程，最终以数字或二维热像图的形式显示设备表面的温度值或温度场分布。红外热像检测在变压器带电检测中应用成熟，能够发现多个部位、多种类型的发热缺陷〔4〕:

1)变压器本体:①变压器强油循环未打开；②漏磁引起的本体局部发热；③漏磁引起的螺栓发热；④接地线发热。

2)变压器套管:①套管接线板或内部连接接触不良；②套管因渗漏油导致的温度分布异常；③套管局部放电或表面污秽引起的局部发热；④套管末屏接地不良；⑤套管介损增大引起整体发热；⑥套管进水受潮。

3)冷却器:①散热器或本体的联接阀门未打开或堵塞；②散热器风扇故障；③潜油泵故障；④散热器管路堵塞。

4)储油柜:①储油柜低油位；②储油柜隔膜脱落；③储油柜阀门关闭。

对于变压器红外缺陷，其严重程度的判断标准和处置原则参见文献〔12〕。

3.4 紫外成像检测

紫外成像检测的原理是在发生外绝缘局部放电的过程中，周围气体被击穿产生电离，电离的氮原子在复合时发射的光谱主要落在紫外光波段〔13〕，然后通过紫外成像检测仪接收该波段的光谱，处理成像后与可见光图像叠加显示，用以确定放电位置及强度。

该方法主要用于检测变压器外表面放电，如高压、中压及低压套管等。能够发现变压器套管顶部均压、屏蔽不当，套管表面脏污、覆冰，套管表面爬距不够，套管表面破损或裂纹等缺陷，避免闪络或击穿等设备事故。通过放电强度、放电形态和频度、放电长度范围等方面确定外表面放电缺陷的严重性。

3.5 套管相对电容量及相对介损检测

变压器套管相对电容量或相对介损测量方法，是选择1台与被试主变套管Cx并联的其他电容型设备作为参考设备Cn，检测得到被测电流信号Ix和参考电流信号In，计算其相位差和幅值比，从而获得被试设备和参考设备的相对介损差值和相对电容量比值〔4〕。

参考设备可选择与被试套管同相的其他容性设备，譬如相邻主变套管、电容式电压互感器、电流互感器等。当变电站现场主变与其他设备电容型设备距离过远时，也可选择同台主变的异相套管作为参考设备，但是一经选定则不能更改，方便数据比对。通过与初值进行比较判断设备是否出现异常，判断标准见表2，初值宜选取设备停电状态下的电容量及介损合格、带电后1周内检测的数值〔5〕。

表2 相对电容量及相对介损判断标准

相对电容量及相对介损的带电检测能够检测变压器套管的绝缘受潮、劣化等缺陷，操作简单，但要求前期进行取样单元的预装，目前在电容式电压互感器和电流互感器上应用较多，变压器可以结合停电检修进行整改加装。

4 总结与展望

电力变压器带电检测技术经过多年的发展，已经形成了完整的检测方法、检测流程和诊断方法。现场应用最为广泛、发现问题最多的是红外热像检测和油色谱分析。其中油色谱分析主要用于对变压器内部缺陷的发现，红外热像检测更多的是发现外部缺陷，二者都有成熟的判断依据和缺陷处置原则。油色谱分析更是发展了大量的在线监测装置，这是油色谱带电检测的发展趋势，但目前油色谱在线监测装置自身质量问题导致发展受到了相当程度的制约。

铁芯、夹件接地电流测量、紫外成像和套管相对电容及相对介损测量从不同角度对变压器设备状况进行检测，均能发现变压器特定类型、特定部位的缺陷。铁芯、夹件接地电流测量和紫外成像操作简单，判断直接，已经在系统中大面积推广。相对介损和电容量比值需要对套管末屏进行改造，应用尚不普及。

局部放电类的带电检测方法是近些年兴起的新型检测方法。其中高频局部放电检测因从铁芯、夹件获取高频电流信号，易于操作，应用最为广泛，但仍需加强主变套管末屏接地线的引下改造工作。特高频局部放电检测需要安装内置传感器，目前仅有少数变压器可进行施工改造，故现场应用少，但因其灵敏度高且抗干扰能力强，是未来变压器内部局部放电检测的重点发展方向，条件允许时可安装特高频局放在线监测系统。超声波局部放电检测受到变压器振动噪声大，传感器灵敏度低，内部局部放电超声信号衰减大等诸多影响，较少应用于日常巡检和缺陷查找，主要用于变压器内部放电缺陷的定位。

局部放电类的带电检测能够更早的发现变压器内部绝缘类潜伏性故障，且国内外已有不少成功的典型案例，故是未来带电检测的工作重心。

〔1〕国家电网公司.输变电设备状态检修试验规程:Q/GDW 1168—2013〔S〕.北京:中国电力出版社，2014.

〔2〕李军浩，韩旭涛，刘泽辉，等.电气设备局部放电检测技术述评〔J〕.高电压技术，2015，41(8):2 583-2 601.

〔3〕钟理鹏，汲胜昌，崔彦捷，等.变压器典型缺陷局放特性及其带电检测技术研究〔J〕.高压电器，2015，51(3):15-21.〔4〕国家电网公司运维检修部.电网设备带电检测技术〔M〕.北京:中国电力出版社，2014.

〔5〕国家电网公司运维检修部.变电设备带电检测工作指导意见〔Z〕.2014.

〔6〕黄鑫.超高频法在变压器局部放电检测技术中的应用〔D〕.北京:华北电力大学，2011.

〔7〕王国利，郝艳捧，李彦明.电力变压器局部放电检测技术的现状和发展〔J〕.电工电能新技术，2001，20(2):52-57.

〔8〕李燕青.超声波法检测电力变压器局部放电的研究〔D〕.保定:华北电力大学，2004.

〔9〕阳昕，张艳桃，范李平.绝缘油中气体的监测和故障诊断综述〔J〕.电气开关，2009，47(6):1-3.

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〔11〕国家电网公司运维检修部.国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)及编制说明〔M〕.北京:中国电力出版社，2012.

〔12〕中华人民共和国国家发展和改革委员会.带电设备红外诊断应用规范:DL/T 664—2008〔S〕.北京:中国电力出版社，2008.

〔13〕崔昊杨，陈琳，汤乃云，等.紫外成像技术在电力设备局部放电探测中的应用〔J〕.上海电力学院学报，2012，28(1): 93-96.

Review on live detection methods of power transformer

CHEN Keliang1，ZENG Jie1，DING Yuzhu1，XIE Xiaohui1，SHEN Linqi1，DENG Wei1，ZHOU Xinjun2
(1.State Grid Hunan Electric Power Corporation Maintenance Company，Changsha 410015，China；2.State Grid Hunan Electric Power Corporation Yongzhou Power Supply Company，Yongzhou 425100，China)

This paper introduces the basic principle of the transformer live detection and divides live detection technologies into two types of partial discharge or non-partial discharge.This paper describes several kinds of transformer live detection methods，including ultra-high-frequency partial discharge detection，ultrasonic partial discharge detection，high-frequency partial discharge detection，dissolved gas analysis of oil，infrared imagery，ultraviolet imagery，grounding current detection，relative capacitance and relative dielectric loss.At last the paper analyzes live detection methods application and existing problems.

transformer；live detection；partial discharge；application method

TM855.1

B

1008-0198(2016)02-0023-05

10.3969/j.issn.1008-0198.2016.02.005

2015-12-29 改回日期:2016-02-24