如何排除局部放电测量干扰，局部放电测试中的干扰及抗干扰措施，包括局放干扰的来源，局放干扰的分类，常用的抑制干扰方法等，一起来了解下。
局部放电测量干扰的排除方法
1、测量时往往会遇到外来干扰脉冲，操作者务必区分干扰脉冲与局部放电脉冲。如何区分请操作者阅读有关专门书籍和文献资料和摸索、积累经验。 NRJF-3000局部放电检测系统
2、操作者可采用开时间窗的办法排除干扰。
3、操作者可变换滤波器档位，改变测量频带将一些干扰排除，此时应注意，此测量频带是否已校准，以免带来测量误差。 NRJF-H局部放电检测仪
4、操作者应充分发挥局部放电图形分析的功能。利用其反映的信息量大的特点，进行二维、三维图形观察分析局部放电脉冲以及干扰脉冲的各自特点，找出规律，排除干扰。
附1，局部放电测试中的干扰及抗干扰措施
一、局放干扰的来源
广义的局放干扰是指除了与局放信号一起通过电流传感器进入监测系统的干扰以外，还包括影响监测系统本身的干扰，诸如接地、屏蔽、以及电路处理不当所造成的干扰等。
现场局放干扰特指前者，它可分为连续的周期型干扰、脉冲型干扰和白噪声。周期型干扰包括系统高次谐波、载波通讯以及无线电通讯等。脉冲型干扰分为周期脉冲型干扰和随机脉冲型干扰。
周期脉冲型干扰主要由电力电子器件动作产生的高频涌流引起。随机脉冲型干扰包括高压线路上的电晕放电、其他电气设备产生的局部放电、分接开关动作产生的放电、电机工作产生的电弧放电、接触不良产生的悬浮电位放电等。白噪声包括线圈热噪声、地网的噪声和动力电源线以及变压器继电保护信号线路中耦合进入的各种噪声等。
电磁干扰一般通过空间直接耦合和线路传导两种方式进入测量点。测量点不同，干扰耦合路径会不同，对测量的影响也不同；测量点不同，干扰种类、强度也不相同。
二、局放干扰的分类
由种种原因引起的干扰将严重地影响局部放电试验。假使这些干扰是连续的而且其幅值是基本相同的(背景噪声)，它们将会降低检测仪的有效灵敏度，即最小可见放电量比所用试验线路的理论最小值要大。
这种形式的干扰会随电压而增大，因而灵敏度是按比例下降的。在其他的一些情况中，随电压的升高而在试验线路中出现的放电，可以认为是发生在试验样品的内部。
因此，重要的是将干扰降低到最小值，以及使用带有放电实际波形显示的检测仪，以最大的可能从试样的干扰放电中鉴别出假的干扰放电响应。根据测量试验回路中可能的干扰源位置可将干扰源分为两类：第一类与外施高压大小无关的干扰，第二类是仅在高压加于回路时才产生的干扰。
干扰的主要形式：
(1)来自电源的干扰，只要控制部分、调压器与变压器等是接通的（不必升压）即可能影响测量；
(2)来自接地系统的干扰，通常指接地连接不好或多重接地时，不同接地点的电位差在测量仪器上造成的干扰偏转；
(3)从别的高压试验或者电磁辐射检测到的干扰，它是由回路外部的电磁场对回路的电磁耦合引起的包括电台的射频干扰，邻近的高压设备，日光灯、电焊、电弧或火花放电的干扰；
(4)试验线路的放电；
(5)由于试验线路或样品内的接触不良引起的接触噪声。
三、常用的抑制干扰方法
局部放电产生的检测信号十分微弱，仅为微伏量级，就数值大小而言，很容易被外界干扰信号所淹没，因此必须考虑抑制干扰信号的影响，采取有效的抗干扰措施。 对上述这些干扰的抑制方法如下：
(1)来自电源的干扰可以在电源中用滤波器加以抑制。这种滤波器应能抑制处于检测仪的频宽的所有频率，但能让低频率试验电压通过。
(2)来自接地系统的干扰，可以通过单独的连接，把试验电路接到适当的接地点来消除。所有附近的接地金属均应接地良好，不能产生电位的浮动。
(3)来自外部的干扰源，如高压试验、附近的开关操作、无线电发射等引起的静电或磁感应及电磁辐射，均能被放电试验线路耦合引入，并误认为是放电脉冲。如果这些干扰信号源不能被消除，就要对试验线路进行处理，使其表面光洁度好，曲率半径大，并加以屏蔽。需要有一个设计良好的薄金属皮、金属板或铁丝钢的屏蔽。有时样品的金属外壳要用作屏蔽。有条件的可修建屏蔽试验室。
(4)试验电压会引起的外部放电。假使试区内接地不良或悬浮的部分被试验电压充电，就能发生放电，这可通过波形判断与内部放电区别开。超声波检测仪可用来对这种放电定位。试验时应保证所有试品及仪器接地可靠，设备接地点不能有生锈或漆膜，接地连接应用螺钉压紧。
干扰的抑制总是从干扰源、干扰途径、信号后处理三方面考虑。找出干扰源直接消除或切断相应的干扰路径，是解决干扰最有效最根本的方法，但要求详细分析干扰源和干扰途径，且一般不允许改变原有的变压器运行方式，因此在这两方面所能采取的措施总是很有限。
对于经电流传感器耦合进入监测系统的各种干扰，采取各种信号处理技术加以抑制。一般从以下几方面区分局放信号和干扰信号；工频相位、频谱、脉冲幅度和幅度分布、信号极性、重复率和物理位置等。在抗干扰技术中有两种不同的思路：一种是基于窄带(频带一般为10kHz至数10kHz)信号的。它通过合适频带的窄带电流传感器和带通滤波电路拾取信号，躲过各种连续的周期型干扰，提高了测量信号的信噪比。这种方法只适合某一具体的变电站，使用上不方便。此外，由于局部放电信号是一种宽频带脉冲，窄带测量会造成信号波形的失真，不利于后面的数字处理。
另一种是基于宽频(频带一般为10至1000kHz)信号的处理方法。检测信号中包含局放的大部分能量和大量的干扰，但信噪比较低。对于这些干扰的处理步骤一般是：a.抑制连续周期型干扰；b.抑制周期型脉冲干扰；c.抑制随机型脉冲干扰。随着数字技术的发展及模式识别方法在局放中的应用，这种处理方法往往能取得较好的效果。在后级处理中，很多处理方法是一致的。可归纳为频域处理和时域处理方法。频域方法是利用周期型干扰在频域上离散的特点处理之；而时域处理方法是根据脉冲型干扰在时域上离散的特点处理。有硬件和软件两种实现方式。
由于局部放电脉冲信号是很微弱的信号，现场的电磁干扰都将对测量结果产生较大误差，因此，要做到准确测量很困难。为了提高测量精度，除了采取上述介绍的抗干扰措施外，在测量中还应可采取如下措施：
（1）试验中所使用的设备应尽量采用无晕设备，特别是试验变压器和耦合电容Ck。
（2）滤波器的性能要好，要做到电源与测量回路的高频隔离。
（3）试验时间应尽量选择在干扰较小的时段，如夜间等。
（4）测量回路的参数配合要适当， 耦合电容要尽量小于试品电容Cx，使得在局部放电时Cx与Ck间能很快地转换电荷。
（5）必须对测量设备进行校准。
第五节 局部放电信号特征分析
一、局部放电严重程度判别
有关局部放电的标准和规程中对局部放电的描述参数是局部放电量q（视在放电量）、放电相位和每个周波的放电次数n。人们习惯于根据这些参数来判断局部放电的严重程度，尤其是局部放电量。在GIS局部放电特高频在线检测技术中，人们也期望得到有关放电量的数据。然而，就特高频传感而言，检测信号的大小不仅与局部放电的真实放电量有关，还与放电源的类型和形状、特高频信号的传播路径等因素有关，因此，简单的对监测信号的大小进行防电量标定是无意义的。
目前，对特高频传感下GIS局部放电的标定及严重程度的判断仍没有成熟的方法和规程，有待于进一步研究。以下是可能的途径：（1）建立基于放电信号幅值测量、放电定位和放电类型判别的综合判断方法；（2）根据局部放电发展的历史数据和趋势进行判断。为了实现这些目标，需要积累大量的实验室试验数据和现场数据。这方面有待于进一步的工作。
二、故障信号特征
以发电机为例，当采用端部(便携式)电容传感器进行局放测量时，对于正常的发电机，测试数据一般为10～20mV；而有故障的发电机为50～500mV。通常6kV以上的发电机其局部放电量超过100pC，甚至可以达到1000000pC；内部放电脉冲的持续时间很短，只有几个纳秒(ns)；故障放电脉冲频谱从几kHz到1GHz；通常出现在外施电压的0°～90°，180°～270°，脉冲幅值中心分别为45°和225°。如果放电发生在两相绕组或线圈之间，则可能产生30°的相移。内部放电正负放电脉冲次数和幅值基本相同，正负半周对称性好；槽放电正放电脉冲比负放电脉冲次数多幅值大，均为负放电脉冲的2倍以上；端部放电正负放电脉冲极不对称，正放电脉冲幅值大、数量少，负放电脉冲幅值小、数量多； 断股电弧放电幅值高(放电强烈)，但电弧放电不存在固定的间隙，无固定的放电相位(外施电压为交流电压)，重复性差，且受负荷的影响。
电弧放电与前三类故障放电相比有较大差异，一般采用频域识别。通过对大型发电机(600MW～850MW)绕组传输特性的分析，得出了监测电弧信号的谐振频率为1MHz数量级，在线监测的数据统计分析表明，RFCT(Radio Frequency Current Transformer)监测断股电弧放电读数受负载变化的影响，但对无断股电弧发电机(600MVA～850MVA)电压表读数在300μV以下；如果电压表读数上升到500μV～1000μV表示电机中有低水平断股电弧放电；若读数在3000μV以上表示发生多股线断股放电故障。故障放电的特征也可以用φ-q-n三维谱图表示。三维谱图可以更形象、直观地表示放电特征(放电幅值、相位、重复率三者之间的关系) 。
三、局放超声波信号的频谱分析
变压器的局放超声信号的频谱分布很广，且各频率的超声信号所占的分量也各不相同；超声波在线检测中的噪声主要有励磁噪声、散热器风扇和油循环油泵噪声、磁滞噪声等。这些噪声的强度超过局放超声信号。因此，要有效的检测局部放电超声信号，就应对局放超声波信号进行频谱分析，以了解噪声与超声波信号的特征。
1．噪声频谱分析
根据某500kV开关站变压器的噪声频谱分析结果，变压器两侧面的最强噪声频率为1.5kHz，强度较次的噪声频率为4.68kHz；散热器侧的噪声强度高与非散热器侧，两侧面的噪声频率均低于15kHz范围内，属于低频可听噪声。变压器铁芯磁噪声频率分布在10--65 kHz范围内。用截止频率为70 kHz的高通滤波器对这种低频噪声进行滤波，滤波后的噪声强度已相当弱。经滤波后的噪声频率分布范围很宽，且各种频率噪声的频谱幅值基本相当，类似于白噪声频谱。对其他电压等级变压器的噪声频谱分布于上述500 kV变压器大致相同，即分布在低于65kHz频率范围内。
2．变压器局部放电超声波信号频谱分析
由于局部放电以及其产生的超声波信号都具有一定程度的随机性，使得每次局部放电超声波信号的频谱都有所不同，主要表现为频谱峰值频率的变化；但整个局部放电超声波信号的频率分布范围却变化不大。局放产生的超声波，从声学角度上分析有两类。
其一是气泡或气隙放电，由于气泡的尺度为几个微米至几百个微米，其击穿时声发射频率可从几kHz至几百kHz。另一类是介质在高场强下游离击穿，其声发射的频谱将更宽、声谱将更高。第二类放电特征是间断、大脉冲，如针对板放电。通过模拟局放的针、板放电试验，可以发现超声波频谱有一定的随机统计规律。频谱能量大都集中在50 kHz--300 kHz频段。
综上所述，变压器的噪声频率分布在低于65 kHz的范围内，局放超声信号的频率分布于扰动噪声频率分布有明显差别。
实验和理论分析表明，传播媒质对超声吸收系数随频率的平方增长，即频率越高，吸收系数越大，声波在传播途中的衰减越厉害。因此系统必须利用低频段的超声信号，以保证系统具有较高的检测灵敏度，但又要尽量避开变压器铁芯自身振动、噪声等干扰（小于60 kHz）和其他电磁噪声干扰。故超声定位系统通带取70 kHz-180 kHz频段较为合理。
3．声压幅度与放电量的关系
当放电量较大时，声压幅度正比与放电量，可认为是线性规律。因此，根据检测到的超声信号幅值变化，可估计局放的大小和绝缘劣化进程。
电力变压器内绝缘结构十分复杂，但经由浸泡后的绝缘介质与变压器有的声阻抗十分相近，它们构成许多间隙声信道。当变压器油中或较外围的电力变压器局部放电故障时，其声信号总能较强的传输到油箱外壳耦合良好的传感器上。这使得绝大多数局放超声信号能被检测到，只有发生在绕组内部的较小的局放（数百PC），因绕组的衰减而难以检测到。
变压器、发电机等运行时出现内部故障的原因往往不是单一的，一般存在局部放电的同时还有热点，还可用油色谱分析来进行检测，而且故障是在不断发展和转化的，因此在判断原因是应注意综合分析。在判断设备是否有无故障极其严重程度时，要根据设备运行的历史状况和设备特点及外部环境等因素进行综合判断，如负荷、温度、油中含水量、油的保护系统和循环系统，油中绝缘纸类别等，以及与取样和测试的许多可变因素有关。对变压器故障部位的准确判断，有赖于对其内部结构和运行状态的全面掌握，并结合历年数据和其他试验（如直流电阻、绝缘、变比、泄漏、空载）等进行比较，局部放电的判别技术应借鉴新方法和技术，将有很大帮助。
四、局部放电检测分析
在对电力设备的局部放电检测中，按设备是否含有绝缘油分为充油设备和干式设备。对充油设备进行试验检测时，首先要对充油设备进行油中溶解气体的色谱分析，色谱分析法是检测绝缘材料 (主要是固体绝缘材料、液体绝缘材料)在局部放电作用下发生分解产生的各种生成物，可以通过测定这些生成物的组成与浓度，来表征局部放电的程度。着重检测乙炔气体的含量，因为在温度高于1000'C时，例如在电弧弧道温度(3000℃以上)的作用下，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔。当乙炔气体含量超过5ppm（每升油中含有乙炔气体的5微升）时，应引起注意，并结合产气速率来判断有无内部故障。产气速率是与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况直接有关的。当乙炔含量超过应注意值时，并烃类气体总的产气速率在0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)或相对产气速率大于10%/月可判断为设备内部存在异常(总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断)。
当判断变压器内部可能存在潜伏性故障时，变压器等设备涉及产气的内部故障一般可分为过热和放电。过热按温度高低分为低温、中温和高温过热3种，此类故障的特征气体主要是CH4与C2H4，一般二者之和常占总烃的80%以上，并随着故障点温度的升高，CH4、C2H4和H2的比例依次增大；放电又可分为局部放电、火花放电和高能量放电3种类型，此类故障的特征气体主要是C2H2和H2，其次是C2H4和CH4；另外，变压器内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障，它的特征是H2含量单纯较高。对于局部放电，低能量或高能量放电以及热故障可以简单的用表3-1来解释。
设备内部存在的潜伏性故障。但它在故障的诊断上也有不足之处，例如对故障的准确部位无法确定；对涉及具有同一气体特征的不同故障类型（如局部放电与进水受潮)的故障易于误判。因此，在判断故障时，必须结合电气试验、油质分析以及设备运行、检修等情况进行综合分析，采用放电波形、油中溶解气体分析(包括与瓦斯继电器集气气体相比较的平衡判断)、介质中的功率损耗tgδ、在线监测法(包括总烃的产生速率)、多端子测量局部放电及其图形比较法、超声波探测和定位法进行综合的判断。
