如何排除局部放電測量干擾，局部放電測試中的干擾及抗干擾措施，包括局放干擾的來源，局放干擾的分類，常用的抑制干擾方法等，一起來了解下。

局部放電測量干擾的排除方法

1、測量時往往會遇到外來干擾脈沖，操作者務必區分干擾脈沖與局部放電脈沖。如何區分請操作者閱讀有關專門書籍和文獻資料和摸索、積累經驗。 NRJF-3000局部放電檢測系統

2、操作者可采用開時間窗的辦法排除干擾。

3、操作者可變換濾波器檔位，改變測量頻帶將一些干擾排除，此時應注意，此測量頻帶是否已校準，以免帶來測量誤差。 NRJF-H局部放電檢測儀

4、操作者應充分發揮局部放電圖形分析的功能。利用其反映的信息量大的特點，進行二維、三維圖形觀察分析局部放電脈沖以及干擾脈沖的各自特點，找出規律，排除干擾。

附1，局部放電測試中的干擾及抗干擾措施

一、局放干擾的來源

廣義的局放干擾是指除了與局放信號一起通過電流傳感器進入監測系統的干擾以外，還包括影響監測系統本身的干擾，諸如接地、屏蔽、以及電路處理不當所造成的干擾等。

現場局放干擾特指前者，它可分為連續的周期型干擾、脈沖型干擾和白噪聲。周期型干擾包括系統高次諧波、載波通訊以及無線電通訊等。脈沖型干擾分為周期脈沖型干擾和隨機脈沖型干擾。

周期脈沖型干擾主要由電力電子器件動作產生的高頻涌流引起。隨機脈沖型干擾包括高壓線路上的電暈放電、其他電氣設備產生的局部放電、分接開關動作產生的放電、電機工作產生的電弧放電、接觸不良產生的懸浮電位放電等。白噪聲包括線圈熱噪聲、地網的噪聲和動力電源線以及變壓器繼電保護信號線路中耦合進入的各種噪聲等。

電磁干擾一般通過空間直接耦合和線路傳導兩種方式進入測量點。測量點不同，干擾耦合路徑會不同，對測量的影響也不同；測量點不同，干擾種類、強度也不相同。

二、局放干擾的分類

由種種原因引起的干擾將嚴重地影響局部放電試驗。假使這些干擾是連續的而且其幅值是基本相同的(背景噪聲)，它們將會降低檢測儀的有效靈敏度，即最小可見放電量比所用試驗線路的理論最小值要大。

這種形式的干擾會隨電壓而增大，因而靈敏度是按比例下降的。在其他的一些情況中，隨電壓的升高而在試驗線路中出現的放電，可以認為是發生在試驗樣品的內部。

因此，重要的是將干擾降低到最小值，以及使用帶有放電實際波形顯示的檢測儀，以最大的可能從試樣的干擾放電中鑒別出假的干擾放電響應。根據測量試驗回路中可能的干擾源位置可將干擾源分為兩類：第一類與外施高壓大小無關的干擾，第二類是僅在高壓加于回路時才產生的干擾。

干擾的主要形式：

(1)來自電源的干擾，只要控制部分、調壓器與變壓器等是接通的（不必升壓）即可能影響測量；

(2)來自接地系統的干擾，通常指接地連接不好或多重接地時，不同接地點的電位差在測量儀器上造成的干擾偏轉；

(3)從別的高壓試驗或者電磁輻射檢測到的干擾，它是由回路外部的電磁場對回路的電磁耦合引起的包括電臺的射頻干擾，鄰近的高壓設備，日光燈、電焊、電弧或火花放電的干擾；

(4)試驗線路的放電；

(5)由于試驗線路或樣品內的接觸不良引起的接觸噪聲。

三、常用的抑制干擾方法

局部放電產生的檢測信號十分微弱，僅為微伏量級，就數值大小而言，很容易被外界干擾信號所淹沒，因此必須考慮抑制干擾信號的影響，采取有效的抗干擾措施。 對上述這些干擾的抑制方法如下：

(1)來自電源的干擾可以在電源中用濾波器加以抑制。這種濾波器應能抑制處于檢測儀的頻寬的所有頻率，但能讓低頻率試驗電壓通過。

(2)來自接地系統的干擾，可以通過單獨的連接，把試驗電路接到適當的接地點來消除。所有附近的接地金屬均應接地良好，不能產生電位的浮動。

(3)來自外部的干擾源，如高壓試驗、附近的開關操作、無線電發射等引起的靜電或磁感應及電磁輻射，均能被放電試驗線路耦合引入，并誤認為是放電脈沖。如果這些干擾信號源不能被消除，就要對試驗線路進行處理，使其表面光潔度好，曲率半徑大，并加以屏蔽。需要有一個設計良好的薄金屬皮、金屬板或鐵絲鋼的屏蔽。有時樣品的金屬外殼要用作屏蔽。有條件的可修建屏蔽試驗室。

(4)試驗電壓會引起的外部放電。假使試區內接地不良或懸浮的部分被試驗電壓充電，就能發生放電，這可通過波形判斷與內部放電區別開。超聲波檢測儀可用來對這種放電定位。試驗時應保證所有試品及儀器接地可靠，設備接地點不能有生銹或漆膜，接地連接應用螺釘壓緊。

干擾的抑制總是從干擾源、干擾途徑、信號后處理三方面考慮。找出干擾源直接消除或切斷相應的干擾路徑，是解決干擾最有效最根本的方法，但要求詳細分析干擾源和干擾途徑，且一般不允許改變原有的變壓器運行方式，因此在這兩方面所能采取的措施總是很有限。

對于經電流傳感器耦合進入監測系統的各種干擾，采取各種信號處理技術加以抑制。一般從以下幾方面區分局放信號和干擾信號；工頻相位、頻譜、脈沖幅度和幅度分布、信號極性、重復率和物理位置等。在抗干擾技術中有兩種不同的思路：一種是基于窄帶(頻帶一般為10kHz至數10kHz)信號的。它通過合適頻帶的窄帶電流傳感器和帶通濾波電路拾取信號，躲過各種連續的周期型干擾，提高了測量信號的信噪比。這種方法只適合某一具體的變電站，使用上不方便。此外，由于局部放電信號是一種寬頻帶脈沖，窄帶測量會造成信號波形的失真，不利于后面的數字處理。

另一種是基于寬頻(頻帶一般為10至1000kHz)信號的處理方法。檢測信號中包含局放的大部分能量和大量的干擾，但信噪比較低。對于這些干擾的處理步驟一般是：a.抑制連續周期型干擾；b.抑制周期型脈沖干擾；c.抑制隨機型脈沖干擾。隨著數字技術的發展及模式識別方法在局放中的應用，這種處理方法往往能取得較好的效果。在后級處理中，很多處理方法是一致的。可歸納為頻域處理和時域處理方法。頻域方法是利用周期型干擾在頻域上離散的特點處理之；而時域處理方法是根據脈沖型干擾在時域上離散的特點處理。有硬件和軟件兩種實現方式。

由于局部放電脈沖信號是很微弱的信號，現場的電磁干擾都將對測量結果產生較大誤差，因此，要做到準確測量很困難。為了提高測量精度，除了采取上述介紹的抗干擾措施外，在測量中還應可采取如下措施：

（1）試驗中所使用的設備應盡量采用無暈設備，特別是試驗變壓器和耦合電容Ck。

（2）濾波器的性能要好，要做到電源與測量回路的高頻隔離。

（3）試驗時間應盡量選擇在干擾較小的時段，如夜間等。

（4）測量回路的參數配合要適當， 耦合電容要盡量小于試品電容Cx，使得在局部放電時Cx與Ck間能很快地轉換電荷。

（5）必須對測量設備進行校準。

第五節 局部放電信號特征分析

一、局部放電嚴重程度判別

有關局部放電的標準和規程中對局部放電的描述參數是局部放電量q（視在放電量）、放電相位和每個周波的放電次數n。人們習慣于根據這些參數來判斷局部放電的嚴重程度，尤其是局部放電量。在GIS局部放電特高頻在線檢測技術中，人們也期望得到有關放電量的數據。然而，就特高頻傳感而言，檢測信號的大小不僅與局部放電的真實放電量有關，還與放電源的類型和形狀、特高頻信號的傳播路徑等因素有關，因此，簡單的對監測信號的大小進行防電量標定是無意義的。

目前，對特高頻傳感下GIS局部放電的標定及嚴重程度的判斷仍沒有成熟的方法和規程，有待于進一步研究。以下是可能的途徑：（1）建立基于放電信號幅值測量、放電定位和放電類型判別的綜合判斷方法；（2）根據局部放電發展的歷史數據和趨勢進行判斷。為了實現這些目標，需要積累大量的實驗室試驗數據和現場數據。這方面有待于進一步的工作。

二、故障信號特征

以發電機為例，當采用端部(便攜式)電容傳感器進行局放測量時，對于正常的發電機，測試數據一般為10～20mV；而有故障的發電機為50～500mV。通常6kV以上的發電機其局部放電量超過100pC，甚至可以達到1000000pC；內部放電脈沖的持續時間很短，只有幾個納秒(ns)；故障放電脈沖頻譜從幾kHz到1GHz；通常出現在外施電壓的0°～90°，180°～270°，脈沖幅值中心分別為45°和225°。如果放電發生在兩相繞組或線圈之間，則可能產生30°的相移。內部放電正負放電脈沖次數和幅值基本相同，正負半周對稱性好；槽放電正放電脈沖比負放電脈沖次數多幅值大，均為負放電脈沖的2倍以上；端部放電正負放電脈沖極不對稱，正放電脈沖幅值大、數量少，負放電脈沖幅值小、數量多； 斷股電弧放電幅值高(放電強烈)，但電弧放電不存在固定的間隙，無固定的放電相位(外施電壓為交流電壓)，重復性差，且受負荷的影響。

電弧放電與前三類故障放電相比有較大差異，一般采用頻域識別。通過對大型發電機(600MW～850MW)繞組傳輸特性的分析，得出了監測電弧信號的諧振頻率為1MHz數量級，在線監測的數據統計分析表明，RFCT(Radio Frequency Current Transformer)監測斷股電弧放電讀數受負載變化的影響，但對無斷股電弧發電機(600MVA～850MVA)電壓表讀數在300μV以下；如果電壓表讀數上升到500μV～1000μV表示電機中有低水平斷股電弧放電；若讀數在3000μV以上表示發生多股線斷股放電故障。故障放電的特征也可以用φ-q-n三維譜圖表示。三維譜圖可以更形象、直觀地表示放電特征(放電幅值、相位、重復率三者之間的關系) 。

三、局放超聲波信號的頻譜分析

變壓器的局放超聲信號的頻譜分布很廣，且各頻率的超聲信號所占的分量也各不相同；超聲波在線檢測中的噪聲主要有勵磁噪聲、散熱器風扇和油循環油泵噪聲、磁滯噪聲等。這些噪聲的強度超過局放超聲信號。因此，要有效的檢測局部放電超聲信號，就應對局放超聲波信號進行頻譜分析，以了解噪聲與超聲波信號的特征。

1．噪聲頻譜分析

根據某500kV開關站變壓器的噪聲頻譜分析結果，變壓器兩側面的最強噪聲頻率為1.5kHz，強度較次的噪聲頻率為4.68kHz；散熱器側的噪聲強度高與非散熱器側，兩側面的噪聲頻率均低于15kHz范圍內，屬于低頻可聽噪聲。變壓器鐵芯磁噪聲頻率分布在10--65 kHz范圍內。用截止頻率為70 kHz的高通濾波器對這種低頻噪聲進行濾波，濾波后的噪聲強度已相當弱。經濾波后的噪聲頻率分布范圍很寬，且各種頻率噪聲的頻譜幅值基本相當，類似于白噪聲頻譜。對其他電壓等級變壓器的噪聲頻譜分布于上述500 kV變壓器大致相同，即分布在低于65kHz頻率范圍內。

2．變壓器局部放電超聲波信號頻譜分析

由于局部放電以及其產生的超聲波信號都具有一定程度的隨機性，使得每次局部放電超聲波信號的頻譜都有所不同，主要表現為頻譜峰值頻率的變化；但整個局部放電超聲波信號的頻率分布范圍卻變化不大。局放產生的超聲波，從聲學角度上分析有兩類。

其一是氣泡或氣隙放電，由于氣泡的尺度為幾個微米至幾百個微米，其擊穿時聲發射頻率可從幾kHz至幾百kHz。另一類是介質在高場強下游離擊穿，其聲發射的頻譜將更寬、聲譜將更高。第二類放電特征是間斷、大脈沖，如針對板放電。通過模擬局放的針、板放電試驗，可以發現超聲波頻譜有一定的隨機統計規律。頻譜能量大都集中在50 kHz--300 kHz頻段。

綜上所述，變壓器的噪聲頻率分布在低于65 kHz的范圍內，局放超聲信號的頻率分布于擾動噪聲頻率分布有明顯差別。

實驗和理論分析表明，傳播媒質對超聲吸收系數隨頻率的平方增長，即頻率越高，吸收系數越大，聲波在傳播途中的衰減越厲害。因此系統必須利用低頻段的超聲信號，以保證系統具有較高的檢測靈敏度，但又要盡量避開變壓器鐵芯自身振動、噪聲等干擾（小于60 kHz）和其他電磁噪聲干擾。故超聲定位系統通帶取70 kHz-180 kHz頻段較為合理。

3．聲壓幅度與放電量的關系

當放電量較大時，聲壓幅度正比與放電量，可認為是線性規律。因此，根據檢測到的超聲信號幅值變化，可估計局放的大小和絕緣劣化進程。

電力變壓器內絕緣結構十分復雜，但經由浸泡后的絕緣介質與變壓器有的聲阻抗十分相近，它們構成許多間隙聲信道。當變壓器油中或較外圍的電力變壓器局部放電故障時，其聲信號總能較強的傳輸到油箱外殼耦合良好的傳感器上。這使得絕大多數局放超聲信號能被檢測到，只有發生在繞組內部的較小的局放（數百PC），因繞組的衰減而難以檢測到。

變壓器、發電機等運行時出現內部故障的原因往往不是單一的，一般存在局部放電的同時還有熱點，還可用油色譜分析來進行檢測，而且故障是在不斷發展和轉化的，因此在判斷原因是應注意綜合分析。在判斷設備是否有無故障極其嚴重程度時，要根據設備運行的歷史狀況和設備特點及外部環境等因素進行綜合判斷，如負荷、溫度、油中含水量、油的保護系統和循環系統，油中絕緣紙類別等，以及與取樣和測試的許多可變因素有關。對變壓器故障部位的準確判斷，有賴于對其內部結構和運行狀態的全面掌握，并結合歷年數據和其他試驗（如直流電阻、絕緣、變比、泄漏、空載）等進行比較，局部放電的判別技術應借鑒新方法和技術，將有很大幫助。

四、局部放電檢測分析

在對電力設備的局部放電檢測中，按設備是否含有絕緣油分為充油設備和干式設備。對充油設備進行試驗檢測時，首先要對充油設備進行油中溶解氣體的色譜分析，色譜分析法是檢測絕緣材料 (主要是固體絕緣材料、液體絕緣材料)在局部放電作用下發生分解產生的各種生成物，可以通過測定這些生成物的組成與濃度，來表征局部放電的程度。著重檢測乙炔氣體的含量，因為在溫度高于1000'C時，例如在電弧弧道溫度(3000℃以上)的作用下，油裂解產生的氣體中含有較多的乙炔。當乙炔氣體含量超過5ppm（每升油中含有乙炔氣體的5微升）時，應引起注意，并結合產氣速率來判斷有無內部故障。產氣速率是與故障消耗能量大小、故障部位、故障點的溫度等情況直接有關的。當乙炔含量超過應注意值時，并烴類氣體總的產氣速率在0.25ml/h(開放式)和0.5ml/h(密封式)或相對產氣速率大于10%/月可判斷為設備內部存在異常(總烴含量低的設備不宜采用相對產氣速率進行判斷)。

當判斷變壓器內部可能存在潛伏性故障時，變壓器等設備涉及產氣的內部故障一般可分為過熱和放電。過熱按溫度高低分為低溫、中溫和高溫過熱3種，此類故障的特征氣體主要是CH4與C2H4，一般二者之和常占總烴的80%以上，并隨著故障點溫度的升高，CH4、C2H4和H2的比例依次增大；放電又可分為局部放電、火花放電和高能量放電3種類型，此類故障的特征氣體主要是C2H2和H2，其次是C2H4和CH4；另外，變壓器內部進水受潮也是一種內部潛伏性故障，它的特征是H2含量單純較高。對于局部放電，低能量或高能量放電以及熱故障可以簡單的用表3-1來解釋。

設備內部存在的潛伏性故障。但它在故障的診斷上也有不足之處，例如對故障的準確部位無法確定；對涉及具有同一氣體特征的不同故障類型（如局部放電與進水受潮)的故障易于誤判。因此，在判斷故障時，必須結合電氣試驗、油質分析以及設備運行、檢修等情況進行綜合分析，采用放電波形、油中溶解氣體分析(包括與瓦斯繼電器集氣氣體相比較的平衡判斷)、介質中的功率損耗tgδ、在線監測法(包括總烴的產生速率)、多端子測量局部放電及其圖形比較法、超聲波探測和定位法進行綜合的判斷。