带电检测在金属氧化物避雷器状态检修中的应用

周新军，杨娟，黄洪波，蒯强

(1.国网湖南省电力公司永州供电分公司，湖南永州425000；2.国网湖南省电力公司长沙供电分公司，湖南长沙410005)

带电检测在金属氧化物避雷器状态检修中的应用

周新军1，杨娟1，黄洪波1，蒯强2

(1.国网湖南省电力公司永州供电分公司，湖南永州425000；2.国网湖南省电力公司长沙供电分公司，湖南长沙410005)

探讨了MOA带电检测的有效性和重要性，论述红外热像检测和阻性电流检测两种技术的特点和适用范围。利用这两种带电检测技术，发现一起110 kV主变中压侧避雷器的受潮缺陷，成功避免了避雷器接地故障和主变短路冲击事故的发生。

带电检测；金属氧化物避雷器；红外热像检测；阻性电流检测；受潮缺陷

金属氧化物避雷器(Metal Oxide Arrester，以下简称MOA)作为电力系统重要的过电压保护设备，因其优越的非线性特性、通流能力强等优点〔1－3〕而被广泛应用于电网中，并为电网的安全稳定运行提供了可靠保证。

目前，检测MOA运行状态的手段主要有停电试验、带电检测和在线监测3种〔1〕。其中，停电试验准确有效，但必须停电，试验周期长；带电检测简单有效、方法多样，具备不停电、周期短等优点，已在MOA状态检修中推广；在线监测实时性强，但因监测的是全电流参数，对一些MOA初步受潮和早期老化的缺陷反映不灵敏。因此，带电检测可及时有效地发现运行中MOA的真实绝缘状况。并且随着带电检测在状态检修总工作量所占比重增大，成效显著，国家电网公司已逐渐提倡“以带代停”(即以带电检测代替停电试验)状态检修新模式。

1 常用MOA带电检测技术

MOA带电检测现有技术有红外热像检测、运行中持续电流检测和高频局部放电检测3种〔1〕。其中，红外热像检测、运行中持续电流检测在MOA实际检测中积累较多的试验数据和成功案例〔2－3〕，且简单有效、技术成熟，得到国内外一致认可。高频局放检测作为MOA带电检测中一种新型技术，灵敏度高，抗干扰能力强，可对避雷器故障进行更深入的分析，但因仪器成本高、图谱相对复杂，现阶段在各地市供电公司推广较为困难。

1.1 红外热像检测

红外热像检测是将MOA的红外辐射信号，转化成电信号，经放大处理后得到红外热像图，再通过分析红外热像图上的发热特征来判断MOA的运行状况和电气性能是否良好。

红外测温具有不停电、不取样、灵敏度高、抗干扰能力强等优点，在实际工作应用非常广，但不能准确判断避雷器是因受潮还是老化导致的缺陷。另外，MOA属于电压致热型设备，在红外测温时应手动调节温宽，一般为3～8℃，温宽下限应略低于避雷器本体温度。实际红外热像检测中，MOA的发热特征一般可归纳为:

1)正常状态。MOA正常运行时，通过本体的泄漏电流很少(0.3～0.7 mA)，整体温度分布均匀，同相温升和相间温差较少(一般小于1℃)。

2)初步受潮。受潮初期，水分开始渗入绝缘筒和阀片侧边，阀片的某部分(面或线)受潮，受潮部位流过的泄漏电流增加，此时，故障部位比非故障发热量要大，从而表现出局部(某小块或某一方位)发热特征。这种发热一般在红外测温过程中因拍摄视角原因较难发现。

3)严重受潮。此时水分渗入到各阀片之间，可能会出现未受潮阀片发热量大于受潮阀片发热量，此时也表现为局部发热，是全方位、多角度、分层面的发热。此外，当绝缘筒整体受潮时，也会表现为整体发热。

4)阀片老化。MOA老化时一般表现为整体或多个阀片普遍发热的特征，与一些严重受潮发热特征很相似。故很难用红外热像检测来区分其与受潮发热之间的区别。

1.2 阻性电流检测

目前，MOA运行中阻性电流检测方法主要有电流法、二次电压法、谐波法、容性电流补偿法等，实际中较为常用的是电流法和二次电压法，但国内外公认最有效的检测方法是二次电压法〔3，5〕。

二次电压法接线图如图1所示，避雷器阻性电流测试仪从母线TV的二次计量端子获取电压，通过短接避雷器放电计数器(或避雷器监测仪)两端来获取三相避雷器的泄漏电流，再对电压、电流信号进行处理，得出总电流与同相电压之间的相位差φ，然后根据公式IR＝IXcosφ计算出阻性电流。

实际检测中，常利用全电流和阻性电流的纵横向比较来判断MOA受潮或老化程度。此外，还可根据实际经验，利用阻性电流与全电流的比例关系、电流超前电压的角度φ、功率损耗和阻性电流的谐波成分等方法进一步分析MOA的受潮和老化情况〔5〕。

图1 二次电压法接线图

2 MOA带电检测技术的应用

2.1 故障概述

2015年3月22日，试验人员对110 kV某变电站进行红外测温时发现1号主变35 kV侧避雷器(即410避雷器)红外热像图异常，相间温差大于1℃。后立即对该避雷器进行运行中持续电流检测，全电流和阻性电流数据也存在异常。该避雷器型号为HY5WZ－51/134，2005年10月出厂，2007年2月投运。考虑雷雨季节即将到来，对其进行了更换处理。

2.2 带电检测情况

2.2.1 红外热像检测

用红外热像仪检测的红外热像图如图2所示。

图2 410避雷器红外热像图

由图2可知，410B相避雷器最高温度为26.0℃，正常相(A，C相)温度约为16.7℃，相比温差8.7℃，B相本体上下温差8.6℃。此外，B相的主要发热部位集中在靠顶部位置，上下方向具有较为明显的分界面。依据MOA发热特征，初步怀疑避雷器内部阀片严重受潮或老化。依据文献〔6〕，该避雷器为危急缺陷，应立即停电检查。

2.2.2 运行中持续电流检测

在发现红外热像异常后，采用二次电压法对这两组避雷器进行了运行中持续电流带电检测，检测数据见表1。

表1 运行中持续电流检测数据

对表1数据进行横向分析，发现410B相避雷器全电流和阻性电流增长幅度均较大，其中全电流是正常相(B，C相)的3倍多，阻性电流是正常相的100多倍，阻性电流占全电流62.7%，且基波为阻性电流的主要成分，其它谐波含量很小。至此，可以判断该缺陷是由避雷器内部受潮引起。

此外，观察三相避雷器监测仪的读数分别为0.25 mA，0.68 mA，0.28 mA，与检测到的全电流数据基本一致；放电计数器读数分别为20，132，18，B相放电次数明显偏多，而35 kV母线避雷器三相计数器数值比较接近，排除B相线路常遭受雷电入侵，可能原因是该故障避雷器的非线性特性发生变化，导致其动作电压降低。

2.3 停电试验情况

2015年3月23日，将该变电站1号主变转检修，对410避雷器进行停电试验，包含绝缘电阻、直流1 mA下参考电压U1mA和0.75U1mA下泄漏电流等试验项目，试验数据见表2。

表2 410避雷器停电试验数据

由表2中数据可知，410B相避雷器本体绝缘存在明显下降；U1mA相比正常相明显偏小，远小于GB11032中对该类型避雷器的规定值73 kV，其初值差为－57.2%，远大于－5%的要求；0.75U1mA下泄漏电流I大于规定的50 μA，其初值差近3 000%，远大于30%的标准，而其它两相各项数据正常。因此，可判断A相避雷器内部受潮较为严重。

2.4 解体检查

2015年3月25日，对该故障避雷器进行解体检查。解体前，对其进行外观检查时发现底部硅橡胶与底座之间存在明显的缝隙，如图3所示，而顶部硅橡胶与顶盖之间的吻合度较好，未发现明显缝隙。解体后，发现压紧弹簧与顶盖接触处锈蚀严重，弹簧其它部分氧化严重，已形成密集的小白斑，如图4所示；中、下部氧化锌阀片受潮严重，阀片之间及侧面已出现明显大面积的锌白(水分与氧化锌阀片的结合物)，顶部几片阀片外观良好，仅侧边出现少许锈蚀，如图5所示。

图3 硅橡胶与底座之间的缝隙图

图4 避雷器顶部压紧弹簧锈蚀硅

图5 氧化锌阀片受潮情况

对所有阀片单个进行绝缘电阻测试，测试数据见表3。

表3 各节阀片绝缘电阻测试结果MΩ

由表3可知，该避雷器中、下部阀片(1－16号)绝缘电阻较小，受潮严重，而顶部阀片(17－20号)绝缘良好，21号阀片初步受潮，跟解体检查结果一致。之后对受潮阀片进行简单干燥处理，发现绝缘电阻有所增大，说明阀片并未老化。

2.5 原因分析

1)该MOA属进水受潮缺陷，受潮原因为硅橡胶与金属底座的浇铸和密封工艺不佳。随着运行年限的增加，潮气从底部缝隙渗入避雷器内部。

2)在受潮初期时底部阀片会先发热，然后因热量的向上效应导致其夹带着水分往上扩散，从而使受潮范围加大。同时，少量水分上升到顶部使得压紧弹簧锈蚀和21号阀片轻微受潮。

3)MOA中、下部阀片的绝缘电阻因严重受潮而迅速降低，根据分压理论，顶部正常的氧化锌阀片发热量要比中、下部大很多，这是红外热像检测时MOA上部温度异常的直接原因。

3 结束语

1)MOA早期受潮或老化时，会出现泄漏电流增加、表面温度升高等现象，故通过阻性电流检测和红外热像检测技术可有效发现这些缺陷。

2)跟避雷器阻性电流检测相比，红外热像检测最大优点是不受电场干扰。但在夏季或太阳下红外测温时，易受环境温度和光反射的影响，特别对避雷器此类电压致热型设备，1～2 K的温差即代表着严重及以上缺陷，易造成误判。因此，MOA红外热像检测应选择傍晚或阴天进行。

3)一般而言，阻性电流检测不但可发现避雷器早期受潮或老化缺陷，还可区分该缺陷是受潮还是老化，但易受周围电场干扰。因此在实际应用中，应结合红外热像检测、阻性电流检测两者的优点进行综合分析和判断。

〔1〕谢鹏，张国栋.金属氧化物避雷器试验测试方法的发展及应用〔J〕.电瓷避雷器，2006(5):36-38.

〔2〕王庆军，郭守贤，郑世玲，等.一次220 kV氧化锌避雷器红外测温异常的处理〔J〕.高电压技术，2004，30(5):57-58.〔3〕严玉婷，江健武，钟建灵，等.金属氧化物避雷器事故分析及测试方法的比较研究〔J〕.电瓷避雷器，2011(5):63-69.〔4〕国网湖南省电力公司电力科学研究院.电力设备红外诊断典型图谱及案例分析〔M〕.北京:中国电力出版社，2013.

〔5〕赵俊峰，王立军，柳立为，等.金属氧化物避雷器状态诊断新方法与应用〔J〕.河北电力技术，2014，33(2):16-26.

〔6〕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.

〔7〕陈润颖，毛学锋.变电设备故障诊断及分析〔M〕.北京:中国电力出版社.2014.

Application of live detection in MOA condition-based maintenance

ZHOU Xinjun1，YANG Juan1，HUANG Hongbo1，KUAI Qiang2(1.State Grid Hunan Electric Power Corporation Yongzhou Power Supply Company，Yongzhou 425000，China；2.State Grid Hunan Electric Power Corporation Changsha Power Supply Company，Changsha 410005，China)

This article discusses the effectiveness and importance of MOA electrified test，and summaries the characteristics and scope of application of infrared thermography test and resistive current test technology.Through with these two live detection technologies，an arrester damp defect on the medium voltage side of a 110 kV transformer was found，a ground fault of the arrester and a short-circuit impact accident of the transformer were successfully avoided.

live detection；MOA；infrared thermography inspecting；resistive current test；damp defect

TM862.1

B

1008-0198(2016)01-0066-03

10.3969/j.issn.1008-0198.2016.01.019

2015-07-27 改回日期:2015-11-02