一起110 kV 金属氧化物避雷器故障带电检测诊断分析

吴 雯，杨凯迪

（国网江苏省电力有限公司常州供电分公司，江苏 常州 213000）

金属氧化物避雷器（以下简称避雷器）是变电站中重要的电气设备。避雷器一般与被保护设备并联使用。当变电站或输电线路中出现雷电过电压、操作过电压时，避雷器立即动作，限制过电压幅值，从而保护设备绝缘，所以避雷器运行的可靠性直接影响电网的稳定运行[1-2]。

受制造工艺及长期运行影响，避雷器往往会出现阀片老化、内部受潮、绝缘性能老化等异常状况，导致避雷器出现本体绝缘电阻下降、泄漏电流增大、本体发热等现象，通过红外测温技术、避雷器阻性及全电流带电测量可有效发现这类缺陷征兆[3-5]。目前，随着带电测量技术与设备状态评价相结合的管理模式被全面推广应用，在避雷器加速劣化前期便采取针对性的防范或检修措施，有效避免了避雷器故障对电网造成的影响[6]。

本文针对一起带电检测中发现的避雷器发热故障进行诊断分析，结合红外测温、阻性及全电流带电测量初步判断发热故障原因。并在停电检修的环节中，对故障避雷器进行绝缘电阻试验、直流泄漏试验、运行电压下的交流泄漏试验，辅以内部解体检查照片及现象进行验证，对发热原因进行分析，提出针对性的防范及日常运维措施。

1 故障发现过程

2022 年3 月，变电检修中心变电修试人员对某220 kV 变电站站内一次设备开展年度红外检测工作时，发现110 kV 某7601 线线路避雷器C 相温度异常，如图1 所示。

图1 110 kV 某7601 线线路避雷器C 相红外图

避雷器C 相与相邻相比较，主要表现为整体性发热，下节发热温度最高为22.3 °C，最低为20.1 °C，温差达2.2 °C，如表1 所示。根据DLT 664-2016《带电设备红外诊断应用规范》中附录I 电压致热型设备缺陷诊断判定为紧急缺陷。现场初步检查避雷器C 相外观整体完好无破损，查看三相避雷器的泄漏电流表，发现C 相泄漏电流表计读数异常偏大，指针已偏离正常绿值工作域，初步判断避雷器C 相内部存在缺陷。该避雷器型号为Y10W-102/266，出厂日期为2018 年8 月，安装日期为2018 年8 月。

表1 本次110 kV 某7601 线线路避雷器温度分布 °C

在红外检测发现异常后，为进一步确认避雷器内部是否存在受潮缺陷，检修人员对110 kV 某7601 线线路避雷器三相进行了阻性及全电流带电测量，数据如表2 所示。

表2 阻性及全电流带电测量现场数据

从台账记录中找寻到2021 年3 月该条线路避雷器阻性及全电流带电测量数据进行对比分析，如表3 所示。

表3 阻性及全电流带电测量历史数据

对比表1 和表2 数据可以发现，本次带电测量环境条件与去年相似。根据 Q/GDW 1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》，对比测试数据分析发现，阻性电流占全电流比值约73.2%，正常情况下，阻性电流只占很小一部分，约10%～20%，电流C 相避雷器全电流初值差为91.3%，阻性电流初值差为1 020.4%，远超规程规定的阻性电流初值差 ≤ 50% 、且 全电流 ≤ 20% 的 规 定。综合上 述 避 雷器带电检测以及红外测温结果，推测避雷器内部存在阀片老化或者受潮等原因造成的性能劣化，考虑到故障前一周期带电检测和停电试验数据合格，所以判断内部阀片受潮导致缺陷的概率更大。

2 停电试验及解体检查

考虑到缺陷紧急，辖区主管部门汇报调度后申请对110 kV 某7601 线线路停电，并对缺陷避雷器C 相开展诊断性电气试验和返厂解体检查。

对避雷器C 相进行工频参考电流下的工频参考电压试验。将阻性电流升至1 mA，测得工频参考电压58.63kV，与额定电压102kV相比下降超过50%，甚至低于C相承受的相电压不符合规程规定的工频参考电压数值不得低于避雷器额定电压值。再次说明进行带电检测后至设备停电期间，该相避雷器整体劣化发展迅速，趋势明显。

对避雷器C 相进行直流1 mA 电压（U1mA）及0.75U1mA下泄漏电流试验。数据如表4 所示。

表4 直流1 mA 电压（U1 mA）及0.75U1 mA 下泄漏电流数据

直流试验中，直流1 mA 参考电压105.1 kV，与初值（148 kV）降低近30%；0.75U1mA参考电流336 µA，远超规程：U1mA与初值差不超过±5%；I泄漏与初值差相比 ≤ 30% 或 ≤ 50 A 的要求。

对避雷器C 相进行现场解体并测量各节阀片组绝缘电阻。检查发现顶部防爆膜处存在明显受潮氧化痕迹，密封圈压缩不到位，如图2 所示。避雷器在运行过程中，伴随着环境温度发生高低变化，避雷器腔内气体会收缩与瓷套外部空气形成正、负压差形成呼吸作用。此时，若密封圈压缩不到位，外部湿气便会进入避雷器内腔，使得泄漏电流增加旁路后数值显著增大，绝缘电阻减小。

图2 防爆膜、密封圈图

检查阀片组，发现片间同样存在深色氧化痕迹，以上部最为明显，如图3 所示。随即在对其进行绝缘电阻测试，发现上部2 节阀片绝缘电阻严重降低，第1 节甚至接近为0，此位置靠近防爆膜处。对阀片位置进行编号，具体测试数据如表5 所示。

表5 阀片组对应绝缘电阻测试值

图3 阀片组局部图

3 原因分析

综合110 kV 某7601 线线路避雷器C 相避雷器带电检测、停电试验和解体检查情况，可判断异常的原因：

由于避雷器先期装配环节顶部盖板紧固问题导致密封圈存在压缩不到位的现象造成密封不良。由于水气从顶部进入，阀片受潮，导致上部第1、2 节阀片绝缘电阻严重降低，电压主要由中下部阀片承受，导致下节温度升高，验证了红外测温数据的正确性。

水气的进入同时导致避雷器内部绝缘下降，导致铝夹板与瓷壁间放电，挥发物黏附芯体与瓷壁表面，进一步使泄漏电流增加，导致避雷器带电检测数据不合格。

4 结束语

设备制造厂家应加强人员培训，改善设备制造工艺，提升产品质量，避免再次出现类似问题。

规范开展避雷器带电检测工作，每年雷电频发季节前完成一次检测，强化试验数据分析研判，利用红外精确测温综合评估避雷器运行状态。

加强新入网避雷器质量管控，重点检查避雷器顶部密封情况，严格把关避雷器交接试验，确保新安装避雷器无异常。