多检测方法在金属氧化物避雷器故障诊断中的应用研究

黄志明，汤德宁，满 洲

（国网天津市电力公司高压分公司，天津 300232）

0 引言

避雷器作为电力系统中过电压保护的一种重要设备，其按外壳材质可分为瓷套式、灌式和复合外套式3类[1]。但是避雷器在运行中若受到设备的制造工艺、周围环境、运维质量等因素影响，可能使阀片受潮劣化，其泄漏电流中的阻性分量产生的有功功耗使得阀片的温度上升，严重时会导致避雷器故障，甚至发生爆炸[2]。目前检测避雷器的试验方法主要有停电例行试验和带电检测2种，其中带电检测已经成为避雷器的主要检测手段，并取得了很好的成效。本文结合1例110 kV复合外套金属氧化物避雷器在带电检测中发现的缺陷，通过停电试验和解体证实此避雷器存在设计缺陷，并提出了运维建议。

1 基本情况

天津某220 kV变电站3号主变110 kV侧复合外套避雷器型号为HY10WZ-102/266，直流参考电压U1mA≥148 kV，出厂日期为2011-12-25，于2012-05-26投入运行。避雷器主要由复合外套、绝缘筒和电阻片芯组构成，其中主要结构如图1（a）所示，电阻阀片芯组结构如图1（b）所示。在主要结构中，数字1～15依次为密封堵头、O型圈、密封球、端盖、上定位套、弹簧、导电带、垫圈、复合外套、芯组、带孔铝垫片、下定位套、铝垫片、法兰和开槽平端紧定螺钉；在电阻阀片芯组结构中，数字1～7依次为上定位轴、橡胶热塑套、调整垫块、金属调整块、电阻片、铝垫片、下定位轴。

图1 复合外套金属氧化物避雷器结构图（mm）

2 带电检测情况

2021-05-25，进行该避雷器阻性电流和全电流测试，其结果如表1所示。

表1 2021年运行电压持续电流测试数据（温度30 ℃，湿度35%）

根据全电流与阻性电流测试数据可知，该B相避雷器存在异常缺陷，可能由于阀片老化或内部受潮导致泄漏电流明显增大。为了进行纵向比较，查阅2020年的历史数据，其结果如表2所示。

表2 2020年运行电压持续电流测试数据（温度28 ℃，湿度34%）

通过表1和表2的数据比较，B相避雷器全电流和阻性电流变化最为明显，其全电流相比于初值增加了4.32倍，阻性电流相比初值增加了22.5倍。根据Q/GDW1168—2014《输变电设备状态检修试验规程》规定，运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗测量值与初始值比较，彼此应无显著差异。当阻性电流增加0.5倍时应缩短试验周期并加强监测，增加1倍时应停电检查。而红外检测避雷器无明显异常，同时结合紫外检测图谱，避雷器外表面没有明显放电，说明避雷器内部可能存在缺陷，需要进行停电检查，对避雷器进行检查试验。

3 停电试验与解体情况

3.1 绝缘电阻与直流泄漏试验

2021-06-01对该组避雷器停电进行了诊断性试验，并与2013-11-08数据进行对比，结果如表3所示。

表3 该避雷器直流泄漏与绝缘电阻试验数据

从表3可以看出，B相避雷器直流1 mA电压值为127 kV，该避雷器的直流参考电压值不小于148 kV，0.75倍U1mA下泄漏电流值为106 μA，远高于标准规定的50 μA，并对此相避雷器进行主体绝缘电阻测试，测试过程中发现主体绝缘电阻有明显吸收过程，虽然主体绝缘电阻符合规程要求，但对于纯阻性设备来说，并不会有明显吸收现象。因此，现场初步判断B相避雷器内部阀片受潮可能性较大，不建议运行，应立即更换。

3.2 解体情况

为进一步查明该避雷器直流泄漏电压值低的原因，对该组避雷器进行解体。解体前X光探伤检测显示，该避雷器表面无明显裂纹。解体时，从避雷器的底部沿金具和环氧筒连接部位横向切开，切开后发现避雷器的环氧树脂筒与金属的接触面上有黄黑色粉末状物质，热塑护套上有白色物质。该避雷器阀片两段热塑护套潮湿，压紧弹簧已经疲劳，底部吸湿剂已失效。解体后对该避雷器整体、上段、下段分别进行了绝缘电阻测试，其测试数据如表4所示。

表4 避雷器绝缘电阻测试数据单位：MΩ

避雷器表面未加屏蔽时，整体的绝缘电阻有明显的吸收过程，60 s时绝缘电阻为40 000 MΩ，而上段避雷器绝缘电阻为0，下段避雷器绝缘电阻为40 000 MΩ，说明上段避雷器劣化严重。同时从表4可以看出，对避雷器表面加屏蔽后，绝缘电阻有明显提升，说明避雷器绝缘电阻降低系整体受潮导致。由于避雷器内阀片与表面热缩套在测试过程中为并联关系，将热缩套表面泄漏电流屏蔽后绝缘电阻有明显提升，从而判断热缩套劣化较为严重。

为进一步验证避雷器阀片的绝缘情况，将上段避雷器进一步解体，剖开避雷器表面热缩套，对取出的17段避雷器阀片依次进行绝缘电阻测试，其测试结果如表5所示。

表5 上段阀片单片绝缘电阻测试数据

正常避雷器阀片绝缘电阻值应大于1 000 MΩ，表5的测试结果表明，上段避雷器内所有阀片都出现了不同程度的绝缘电阻下降，为进一步验证绝缘电阻下降是否由受潮引起的，对这上段的所有阀片都进行热风机风干，冷却一定时间后再次进行绝缘电阻测试。对阀片进行表面风干后，阀片绝缘电阻均有明显上升，其中第五片阀片受潮最为严重，表明阀片本身系严重受潮导致绝缘电阻下降。30 min后阀片的绝缘电阻再次下降是由于阀片表面风干后内部潮气再次扩散到表面或阀片表面再次吸潮。

在对阀片进行绝缘电阻试验过程中发现，上段避雷器表面热缩套不断析出胶状液体，将上段避雷器阀片拆下来的热缩护套进行绝缘电阻测试，测试结果仅为15 MΩ。为了进行对比，取1块全新绝缘橡胶护套进行绝缘电阻测试，测试结果大于100 000 MΩ，综合判断上段避雷器表面热缩套出现明显受潮老化。

经解体分析确认，避雷器顶部阀片存在劣化现象，从而导致阀片绝缘性能降低，运行中存在避雷器阻性电流异常情况。

4 原因分析

从以上解体的结果分析得知，避雷器上段阀片劣化是导致运行中避雷器阻性电流异常的主要原因。避雷器阀片劣化可能的原因[3-5]分析如下。

a）在正常运行电压、操作过电压、雷击过电压下，避雷器的阀片均会发热，该热缩护套包围在阀片的外部，因此大部分热量需要通过热缩护套、复合绝缘外套传输至外部。在热量传输的过程中会加速热缩护套的老化，导致避雷器绝缘性能下降。

b）避雷器在运行过程中，由于加工工艺控制不严，顶部金具和环氧筒连接部位出现缺陷，导致避雷器内部进潮，底部吸湿剂失效，避雷器内部电导性增加。同时，由于内部电场分布不均而出现局部放电，上段避雷器阀片表面热缩套首先在表面局部放电，在湿气作用下进一步发生电化学老化，热缩套绝缘性能发生变化，出现严重吸潮与老化现象，导致避雷器绝缘性能明显下降。

c）随着上节避雷器阀片表面热缩套绝缘性质的劣化和内部吸潮程度逐渐加深，水分侵入至避雷器阀片内部，引起避雷器阀片受潮，导致阀片绝缘性能下降。

5 结论

a）结合红外测温、紫外检测与运行中持续电流检测，能够检测阀片受潮或者老化等缺陷，但是热缩护套缺陷不易被检测出，同时应采取一些其他的带电检测手段进行综合判断，如超声波局放、特高频局放检测，必要时应停电进行直流泄漏试验。

b）在本次试验中，发现避雷器阀片表面热缩套绝缘性质劣化严重会直接导致避雷器整体绝缘性质下降，这也对今后避雷器设备选型做出了一定指导，应避免选用阀片表面被热缩套包围的结构。此种结构有如下缺点：一是阀片发热难以很快传输至避雷器外套外面，导致红外测温检测很难及时发现避雷器缺陷；二是热缩护套在运行中本身也会发生绝缘老化现象，一旦其绝缘水平下降，将会发生闪络击穿。

c）避雷器是变电站必不可少的重要设备之一，其能否稳定运行直接影响主设备的安全[6]。由于设备停电周期较长，运行人员应积极开展带电检测工作，对35 kV及以上电压等级避雷器每年雷雨季节前后开展泄漏电流测试[7-9]，及时掌握避雷器的运行状态，避免设备故障的发生。