金属氧化物避雷器带电检测综合判断方法的应用

张卓敏 黄文达

（国网湖南省电力公司常德供电分公司 湖南常德 415000）

金属氧化物避雷器带电检测综合判断方法的应用

张卓敏 黄文达

（国网湖南省电力公司常德供电分公司 湖南常德 415000）

介绍了在变电设备带电检测工作中，针对金属氧化物避雷器，利用红外测温和避雷器运行中持续电流的测试，综合判断避雷器运行状况，及时有效地发现避雷器内部缺陷。

带电检测；金属氧化物避雷器；红外测温；持续电流

引言

金属氧化物避雷器（以下简称MOA）在我国电力系统中应用非常广泛，近年来，发生过不少避雷器引起的电网事故，有些严重事故甚至引起大范围停电和电力设备的严重损坏造成重大的经济损失。为了减少MOA的事故率，及时准确地获取避雷器运行状况是十分必要的工作。我们主要的检测手段包括定期停电检测和带电检测。停电检测主要是测量避雷器的绝缘电阻以及直流1mA参考电压及0.75Uima下泄露电流的测试。带电检测主要是测量避雷器持续运行电压下的阻性电流分量以及红外测温。然而停电检测试验周期长，且变电设备的停电流程较繁琐，对于避雷器的运行状态不能及时掌握，而避雷器的带电检测技术日趋成熟，通过综合各种检测手段，可以有效地发现避雷器故障，同时又避免了停电检测的局限性。如今，在电力系统中，甚至有以带代停的呼声出现。

1 避雷器带电检测方法

1.1 运行中持续电流测试

运行中持续电流是指避雷器在运行状态下的全电流、阻性电流。

全电流由容性和阻性电流组成，MOA无故障时其值仅为0.2～2mA。正常情况下流过MOA阀片的主要是容性电流，阻性电流相对较小，占全电流约1O%左右。测量全电流能够发现已发生显著劣化的MOA，但对其早期的老化或受潮反应不灵敏，其价值主要体现在MOA有较大故障或老化较严重时。阻性电流为非正弦波，一般认为阻性电流由基波和3次谐波电流组成，它能综合反映MOA的受潮、元件损坏、表面污秽和阀片老化。其中基波是个正弦分量，主要反映MOA有功分量的变化，能反映M0A的受潮、元件损坏、表面污秽和阀片老化情况；3次谐波分量也是个正弦分量，它和其它奇次谐波电流是由MOA阀片的非线性特性而产生的，3次谐波分量与阻性电流基波之间存在一定函数关系，3次谐波电流分量的大小可间接反映MOA有功损耗的变化和阀片的老化情况[1]。

根据国家电网《输变电设备状态检修试验规程》（Q/GDW1168-2013）规定：①测量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，不应有明显变化，当全电流初值差超过20%或者阻性电流初值差超过50%时，适当缩短检修周期。②当阻性电流增加一倍时，需停电检查[2]。

1.2 红外测温

红外线辐射是自然界存在的一种最为广泛的电磁波辐射，自然界任何温度高于绝对零度（-273.16℃）的物体都会发出红外线，辐射出的红外线带有物体的温度特征信息。变电设备红外测温是指：使用红外测温仪，将被测物体的红外辐射能量能转换成电信号，经过处理，最后显示出温度值。因工艺和质量控制原因，避雷器在运行中出现较多因内部受潮而导致的设备故障。避雷器在正常情况下运行时发热量小，热场分布均匀，差尽在1K范围内。当避雷器内部有缺陷时，其整体的热像会出现变异，热场温度出现不均匀，故障相的避雷器温差增大，局部温升显著升高，据此可以判断设备存在缺陷[3]。

2 避雷器带电检测实际应用

2.1 带电检测

2016年3月24日，对110kV某变电站开展避雷器带电测试工作时，发现某35kV避雷器B相阻性电流增大，且伴有避雷器本体发热情况发生。

2.1.1 运行中持续电流测试及历史数据（如表1）

分析1：纵向比较，B相避雷器全电流初值差超过20%，阻性电流增加已超过1倍，怀疑为避雷器内部受潮或阀片老化。

表1

2.1.2 红外精确测温（如图1）

图1

分析2：B相避雷器，最高温度为36.7℃，与A相最高温度15.9℃比较，温差远超过1K，依据《带电设备红外诊断应用规范》（DL/T664-2008），诊断B相避雷器存在严重发热，怀疑为内部受潮或阀片老化引起介质损耗增大，在电压的作用下发热[4]。

结论：综上分析，避雷器带电检测结果不合格，要求停电进行直流试验。

2.2 停电检查

4月1 日，检修人员赴现场进行停电检查，直流泄漏电流试验结果及历史数据如表2所示。

表2

分析：依据《输变电设备状态检修试验规程》（Q/GDW1168-2013），此避雷器U1mA与2013年测试比较初值差为-27.6%；泄漏电流初值差远超30%，且大于50μA。该避雷器判断为不合格，不能投运。

2.3 解体检查

对该避雷器进行解体检查，发现该避雷器多块氧化锌阀片有受潮、过热痕迹，甚至已经出现损坏，如图2～3所示。

图2 多处氧化锌阀片受潮

图3 阀片过热劣化

2.4 缺陷原因分析

避雷器解体检查结论：避雷器阀片过热劣化。阀片上锈蚀痕迹分析，造成避雷器阀片过热劣化的原因为避雷器在组装时干燥工艺质量失控。

干燥工艺质量失控产生的原因有：阀片或环氧筒内干燥不彻底，干燥后封装前空气中暴露时间过长；阀片烧结质量不良，自然老化。

3 总结

金属氧化物避雷器在运行中出现的受潮、阀片劣化等故障，会以电流、温度等不同形式的变化体现出来。这样，我们就可以在运行条件下，针对不同的信号采取对应的带电检测技术进行检测，通过对电流、温度等参数的变化综合分析，确实能准确、有效地发现金属氧化物避雷器缺陷。

[1]国家电网公司运维检修部.电网设备带电检测技术.北京：中国电力出版社，2014，12.

[2]国家电网公司.《输变电设备状态检修试验规》（Q/GDW1168-2013）.北京：中国电力出版社，2014，10.

[3]胡红光.电力红外诊断技术作业与管理.北京：中国电力出版社，2006，04.

[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.北京：中国电力出版社，2013，12.

黄文达（1987-），助理工程师，本科，主要从事电气试验等工作。

TM862

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1004-7344（2016）24-0101-02

2016-8-10

张卓敏（1989-），助理工程师，本科，主要从事电气试验等工作。