500kV金属氧化物避雷器的运行状态带电诊断

段长君，闫 军，霍 峰，岳永刚

（内蒙古超高压供电局，内蒙古自治区 呼和浩特 010080）

金属氧化物避雷器（MOA）与传统类型的避雷器相比具有过电压后残压低、绝缘配合容易实现、无续流、陡波响应特性好以及通流容量大等优点，使得其在电力系统中应用逐渐增多。在实际电网运行中，MOA长期受工频电压的作用以及受雨雪、风沙等自然环境的影响，使得MOA的电阻片老化和受潮，最终导致避雷器温度异常升高。电网故障统计数据表明，MOA事故60%以上是由于受潮引起的。通过对以往受潮缺陷事故的分析研究，提高MOA的故障诊断水平、及时发现MOA的缺陷故障对电网的安全稳定运行具有重要的意义［1-3］。

目前，规程中要求开展的MOA运行状态检测方法主要包括：运行电压下泄漏电流监测、阻性电流检测和红外热像法测温监测［4-7］。

1 缺陷情况

2014年7月29日19时30分，500kVXX变电站天气阴，微风，温度为6℃，当时无任何操作，未发生任何设备异常及外部故障情况，2号主变500kV侧有功功率为-408.14MW。

500kVXX变电站运行人员在巡检测温时发现2号主变500kV侧避雷器B相的中节局部明显发热现象，如图1所示，该产品型号为Y20W-420／1006，出厂日期为2013年10月，投运日期为2013年12月。运行电压下泄漏电流监测显示B相电流明显增大，为最小值A相的154.6%。根据MOA运行异常情况，检修工区试验人员对该MOA进行运行电压下阻性电流检测，试验结果如表1所示，B相阻性电流增大，为最小值C相的135.0%。

图1 避雷器红外热像图Figure 1 Infrared thermographs of metal oxide arrester

表1 MOA运行电压下泄漏电流及阻性电流Table 1 Leakage current and resistive current of MOA under its operating voltage mA

2 MOA运行状态诊断方法

MOA运行状态分析较普遍采用的方法有泄漏电流法、阻性电流法、红外成像法。

2.1 泄漏电流法

MOA在运行电压和各种过电压作用下发生老化或受潮时，内部电阻减小，泄漏电流会相应减小。泄漏电流监测是目前MOA在线监测主要手段，已经获得普遍的应用［1-3］。

现场测试该MOA的A，B，C相泄漏电流（表1），根据测试结果，B相纵横比为26.62%，根据国家电网、内蒙古电网避雷器相关状态检修试验规程及评价导则判断依据：交流泄漏电流指示值纵横比增大20%，判断该MOA劣化程度级别为II级，扣分值为12分，设备状态为注意状态［6-7］。

2.2 阻性电流法

MOA在运行电压和各种过电压作用下发生老化或受潮时，内部电阻减小，泄漏电流中阻性分量按指数规律极大地增加，因此，目前运行中的MOA跟踪监测阻性电流是发现缺陷的重要手段，可以提高对MOA劣化和受潮的检测灵敏度。

阻性电流测试是用高灵敏度的钳形电流互感器在MOA的接地引下线取总电流信号，从电压互感器二次侧取电压信号，进而测量流经避雷器的全电流Ix的有效值、阻性电流Ir的峰值以及功率损耗的平均值，判断和发现避雷器内部故障。

现场测试阻性电流值见表1，根据测试结果，B相阻性电流测试值与初始值比较，增加35%，国家电网、内蒙古电网避雷器相关状态检修试验规程及评价导则判断依据：测量值与初始值比较，增加30%，判断该MOA劣化程度级别为II级，扣分值为12分，该缺陷定义为注意状态［6-7］。

2.3 红外热像法

MOA受潮或老化以后，主要使阀片电导电流和内部的泄露电流增加，总电流中阻性电流上升，MOA总体的发热功率按比例增加，MOA表面的温升也就相对较高，故通过红外热像仪对MOA表面温度测量可以检测出存在问题的MOA。用红外热像仪检测MOA方便、安全，因为热像仪检测的是每一节元件温度，因此，对于多元件串联的MOA来说，用红外热像仪检测MOA具有更加高灵敏性。

现场红外热像如图1所示，B相红外测温第2节最高点温度为20.4℃，A，C相相同部位为15.3℃，温度最大偏差5.1K，相对温差为35.7%。国家电网、内蒙古电网避雷器相关状态检修试验规程及评价导则判断依据：温差超过1K，判断该MOA劣化程度级别为II级，扣分值为12分。热点温度≥80℃或相对温差≥95%为严重状态［6-7］。

在文献［6］中只规定了10～60kV氧化锌避雷器温差在0.5～1K时，建议做进一步的直流和交流试验，未对其他电压等级避雷器红外温度进行明确规定。根据旧版带电设备红外诊断技术应用原则［9］：330～500kV电压等级金属氧化物避雷器允许温升为3.0～4.0K，相间温差1.2K，应用其他试验手段确定缺陷性质及处理意见。

根据MOA带电测试结果，相关专业人员分析认为：虽然根据国家电网、内蒙古电网避雷器相关状态检修试验规程及评价导则判断依据，该避雷器状态为注意状态，但考虑该MOA存在严重过热问题，发热原因可能为避雷器上节阀片受潮，运行存在较大风险。2014年7月29日21时30分，紧急将该站2号主变500kV侧MOA退出运行，并对该避雷器进行了相关绝缘试验检查、返厂解体检查。

3 停电试验及检查

3.1 绝缘试验检查

绝缘试验检查数据如表2所示，依据停电后的绝缘试验，该组避雷器B相上节绝缘电阻仅为5MΩ，远小于规程规定值2 500MΩ及上次试验值108 000MΩ；MOA直 流1mA电 压（U1mA）为40kV，远小于出厂要求值大于188kV；泄漏电流为214μA，远大于规程要求的50μA。

表2 MOA绝缘试验Table 2 MOA insulation testing

3.2 返厂解体检查

为了进一步查明该避雷器缺陷原因，对该相MOA进行返厂解体。

1）解体后，首先发现该相MOA上节密封圈完好，但上法兰内部锈蚀严重、上部连接弹簧锈蚀严重，如图2所示。

2）该相MOA下法兰有蓝绿色的氧化铜并有电弧灼烧痕迹、上节内部沿瓷套内表面有闪络现象，如图3所示。

3）电阻片柱未发生击穿和闪络，但发现其表面有碳化物附着，同时电阻片柱表面有细小水珠存在，如图4所示。

4）该相MOA上节充气孔的密封帽和密封螺丝脱落，没有密封措施。

5）对该相MOA上节瓷套和电阻片柱分别进行绝缘电阻测试，瓷套绝缘电阻大于2 500MΩ，电阻片柱绝缘电阻为7MΩ，远小于2 500MΩ的正常值。电阻片柱经过烘干再次检测，绝缘电阻上升至390MΩ。

图2 上法兰及连接弹簧锈蚀严重Figure 2 Serious corrosion on upper flange and connecting spring

图3 下法兰及套管内壁存在放电痕迹Figure 3 Flashover marks on bottom lower flange and ion casing wall

图4 电阻片柱碳化物及水珠Figure 4 Carbide and water on resistance column

4 原因分析

目前，MOA状态监测特征参数主要基于MOA自身的总泄漏电流或泄漏电流分量。依据MOA小电流区的等值电路如图5所示，其中，Ix是通过MOA的总泄漏电流（全电流），它是由通过电阻片的阻性电流分量Ir和容性电流分量Ic叠加形成，Rv为MOA阀片的等效非线性电阻，C是MOA阀片的等效电容。

图5 MOA等值电路模型Figure 5 MOA equivalent circuit model

500kV MOA由3节单体避雷器组成，如图6所示。根据500kV MOA结构组成原理，其每节MOA中电阻阀片运行工况基本相同，存在以下几种情况。

1）如当500kV MOA某节受潮时，该节MOA中电阻阀片往往逐步均受潮气影响发生绝缘失效。同时，该节MOA内部存在热平衡过程：①增大的阻性电流使整节MOA发热量增大；②受潮后的MOA阀片等效比热容增大，温度升高幅度小一些；③进潮气部位也一定程度将增大该节MOA散热能力。所以，500kVXX变电站2号主变500kV侧避雷器B相上节受潮绝缘失效后，中节局部发热问题相比上节更加明显、严重（图1）。

2）当某节MOA由于受潮或长时间运行、遭受过电压影响使得电阻阀片发生绝缘老化时，因单节MOA所有阀片产品参数、运行工况均相同，该节MOA中全部或多数电阻阀片会出现绝缘失效问题。500kV MOA3节等值电路及2节MOA等值电路（上节绝缘失效）如图6所示，有

式中 U为运行电压；U1，U2，U3分别为正常运行3节MOA分布电压；U2′，U3′为第1节MOA绝缘完全失效后第2，3节承受电压。

正常情况，假设3节MOA参数相同，则U1≈U2≈U3≈U／3=92kV；上节受潮后，假设MOA第2，3节参数相同，则U2′≈U3′≈U／2=144kV。

根据现场测试及返厂解体检查结果，MOA第1节受潮未形成贯穿性击穿，仍然存在一定的绝缘，同时，由于该避雷器设计留有的一定绝缘裕度，使得第1节受潮后，另2节MOA仍耐受了二次电压分配后的运行电压，未形成整组MOA的导通或击穿。

图6 500kV MOA等值电路示意Figure 6 500kV MOA equivalent circuit models

3）当上节受潮绝缘失效后，整组MOA 流过的泄漏电流增大，当3节MOA参数相同时，该电流应为正常额定条件下泄漏电流的1.5倍，这与泄漏电流在线测试结果相符，为1.554 5倍（表1），而根据测试结果，阻性电流仅为正常情况的1.3倍。

泄漏电流、阻性电流作为MOA综合电气参数，所反映的是整组MOA阻抗参数变化，因此，对于3节叠装结构形式的500kV MOA（每节MOA由独立瓷套及若干电阻阀片组成），单节MOA受潮或整体绝缘丧失，对整体MOA泄漏电流、阻性电流影响较小，不会出现大于100%的较大变化。单节绝缘丧失，只会引起50%左右变化，但此时另2节正常MOA所分担的电压增大，运行风险较大，而现行规程［4-7］中对于该缺陷定义为一般缺陷是存在问题的。笔者认为对于不同节（电压等级）MOA，基于泄漏电流、阻性电流对于MOA运行状态诊断应该区别对待，判据如表3所示。

表3 基于泄漏电流、阻性电流的MOA运行状态诊断Table 3 MOA charged condition diagnosis by the leakage current，resistive current %

4）最新版带电设备红外诊断应用文献［6］中只规定了10～60kV（单节）氧化锌避雷器运行诊断建议，未对500kV电压等级（多节）金属氧化物避雷器进行规范，主要考虑多节MOA对于温度变化幅度小，现场不容易实施。但随着红外成像仪制造水平、测试精度的提高，目前红外成像仪测试分辨率已能达到±0.1℃或更高水平。同时，在MOA受潮或老化时，阻性电流增加，发热量增大，由于单节MOA为微正压密封，散热能力差，温度也会有一定的变化。笔者建议文献［6］应细化不同电压等级MOA红外测温与其运行状态关系，以更加有效地指导现场设备安全稳定运行，判据如表4所示。

表4 基于红外测温的MOA运行状态诊断Table 4 MOA charged condition diagnosis by infrared thermometry

5）根据绝缘试验检查及返厂检查结果，可以得出结论：该MOA上节存在严重受潮，大量进水；该节MOA运行过程中存在局部放电击穿、沿面闪络，但阀片未形成贯穿性放电通道。法兰的密封圈位置外部没有锈蚀，可以说明密封圈密封性能良好；密封圈位置内部锈蚀严重，尤其充气孔位置锈蚀严重，可认为是装配过程中密封螺丝没有拧紧。由于避雷器内部为微正压，对密封螺丝和密封帽有顶出作用，运行过程中松动脱落，使避雷器内部与外界相通，吸入潮气，使内部元件受潮。潮气从充气孔位置进入避雷器内腔，是充气孔位置密封不良造成。瓷套内部壁受潮后，绝缘下降，发生局部放电并闪络，使瓷套内壁釉质高温碳化，出现电弧痕迹，并飞溅到电阻片柱表面。局部放电和电弧作用产生大量的热能，通过瓷套向外传导，导致瓷套表面出现不同的温度场。

5 结语

1）笔者结合其他在线电气检测手段，通过红外测温成功诊断一起由于受潮引起500kV金属氧化物避雷器运行状态发生劣化的缺陷故障。该诊断通过该避雷器退运后的高压试验及返厂解体获得了验证，该诊断方法也为金属氧化物避雷器运行状态诊断提供了借鉴。

2）上节避雷器由于注气孔破密封受潮，造成该节避雷器绝缘完全丧失，运行处于危急状态。但根据国家电网、内蒙古电网状态检修规程，在线泄漏电流、阻性电流、红外测温所测数据诊断该避雷器为一般状态。笔者认为该状态评价方法存在一定的问题。

3）笔者认为，由于泄漏电流、阻性电流为MOA整体运行电气量，当MOA为多节时，单节绝缘丧失（受潮或老化），对该参数影响较小，建议将泄漏电流、阻性电流最大偏差百分数修编为避雷器运行状态判据。对于500kV MOA，建议将泄漏电流最大偏差超50%或阻性电流最大偏差超30%定义为严重状态。

4）应用文献［6］中只规定了10～60kV氧化锌避雷器运行诊断建议，未对500kV电压等级金属氧化物避雷器进行规范，笔者建议文献［6］应细化不同电压等级MOA红外测温与其运行状态关系，或恢复文献［7］中相关条款，以更加有效地指导现场设备安全稳定运行。

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