金屬氧化物避雷器帶電檢測綜合判斷方法的應用

張卓敏 黃文達

（國網湖南省電力公司常德供電分公司 湖南常德 415000）

金屬氧化物避雷器帶電檢測綜合判斷方法的應用

張卓敏 黃文達

（國網湖南省電力公司常德供電分公司 湖南常德 415000）

介紹了在變電設備帶電檢測工作中，針對金屬氧化物避雷器，利用紅外測溫和避雷器運行中持續電流的測試，綜合判斷避雷器運行狀況，及時有效地發現避雷器內部缺陷。

帶電檢測；金屬氧化物避雷器；紅外測溫；持續電流

引言

金屬氧化物避雷器（以下簡稱MOA）在我國電力系統中應用非常廣泛，近年來，發生過不少避雷器引起的電網事故，有些嚴重事故甚至引起大范圍停電和電力設備的嚴重損壞造成重大的經濟損失。為了減少MOA的事故率，及時準確地獲取避雷器運行狀況是十分必要的工作。我們主要的檢測手段包括定期停電檢測和帶電檢測。停電檢測主要是測量避雷器的絕緣電阻以及直流1mA參考電壓及0.75Uima下泄露電流的測試。帶電檢測主要是測量避雷器持續運行電壓下的阻性電流分量以及紅外測溫。然而停電檢測試驗周期長，且變電設備的停電流程較繁瑣，對于避雷器的運行狀態不能及時掌握，而避雷器的帶電檢測技術日趨成熟，通過綜合各種檢測手段，可以有效地發現避雷器故障，同時又避免了停電檢測的局限性。如今，在電力系統中，甚至有以帶代停的呼聲出現。

1 避雷器帶電檢測方法

1.1 運行中持續電流測試

運行中持續電流是指避雷器在運行狀態下的全電流、阻性電流。

全電流由容性和阻性電流組成，MOA無故障時其值僅為0.2～2mA。正常情況下流過MOA閥片的主要是容性電流，阻性電流相對較小，占全電流約1O%左右。測量全電流能夠發現已發生顯著劣化的MOA，但對其早期的老化或受潮反應不靈敏，其價值主要體現在MOA有較大故障或老化較嚴重時。阻性電流為非正弦波，一般認為阻性電流由基波和3次諧波電流組成，它能綜合反映MOA的受潮、元件損壞、表面污穢和閥片老化。其中基波是個正弦分量，主要反映MOA有功分量的變化，能反映M0A的受潮、元件損壞、表面污穢和閥片老化情況；3次諧波分量也是個正弦分量，它和其它奇次諧波電流是由MOA閥片的非線性特性而產生的，3次諧波分量與阻性電流基波之間存在一定函數關系，3次諧波電流分量的大小可間接反映MOA有功損耗的變化和閥片的老化情況[1]。

根據國家電網《輸變電設備狀態檢修試驗規程》（Q/GDW1168-2013）規定：①測量運行電壓下的全電流、阻性電流、或功率損耗，測量值與初始值比較，不應有明顯變化，當全電流初值差超過20%或者阻性電流初值差超過50%時，適當縮短檢修周期。②當阻性電流增加一倍時，需停電檢查[2]。

1.2 紅外測溫

紅外線輻射是自然界存在的一種最為廣泛的電磁波輻射，自然界任何溫度高于絕對零度（-273.16℃）的物體都會發出紅外線，輻射出的紅外線帶有物體的溫度特征信息。變電設備紅外測溫是指：使用紅外測溫儀，將被測物體的紅外輻射能量能轉換成電信號，經過處理，最后顯示出溫度值。因工藝和質量控制原因，避雷器在運行中出現較多因內部受潮而導致的設備故障。避雷器在正常情況下運行時發熱量小，熱場分布均勻，差盡在1K范圍內。當避雷器內部有缺陷時，其整體的熱像會出現變異，熱場溫度出現不均勻，故障相的避雷器溫差增大，局部溫升顯著升高，據此可以判斷設備存在缺陷[3]。

2 避雷器帶電檢測實際應用

2.1 帶電檢測

2016年3月24日，對110kV某變電站開展避雷器帶電測試工作時，發現某35kV避雷器B相阻性電流增大，且伴有避雷器本體發熱情況發生。

2.1.1 運行中持續電流測試及歷史數據（如表1）

分析1：縱向比較，B相避雷器全電流初值差超過20%，阻性電流增加已超過1倍，懷疑為避雷器內部受潮或閥片老化。

表1

2.1.2 紅外精確測溫（如圖1）

圖1

分析2：B相避雷器，最高溫度為36.7℃，與A相最高溫度15.9℃比較，溫差遠超過1K，依據《帶電設備紅外診斷應用規范》（DL/T664-2008），診斷B相避雷器存在嚴重發熱，懷疑為內部受潮或閥片老化引起介質損耗增大，在電壓的作用下發熱[4]。

結論：綜上分析，避雷器帶電檢測結果不合格，要求停電進行直流試驗。

2.2 停電檢查

4月1 日，檢修人員赴現場進行停電檢查，直流泄漏電流試驗結果及歷史數據如表2所示。

表2

分析：依據《輸變電設備狀態檢修試驗規程》（Q/GDW1168-2013），此避雷器U1mA與2013年測試比較初值差為-27.6%；泄漏電流初值差遠超30%，且大于50μA。該避雷器判斷為不合格，不能投運。

2.3 解體檢查

對該避雷器進行解體檢查，發現該避雷器多塊氧化鋅閥片有受潮、過熱痕跡，甚至已經出現損壞，如圖2～3所示。

圖2 多處氧化鋅閥片受潮

圖3 閥片過熱劣化

2.4 缺陷原因分析

避雷器解體檢查結論：避雷器閥片過熱劣化。閥片上銹蝕痕跡分析，造成避雷器閥片過熱劣化的原因為避雷器在組裝時干燥工藝質量失控。

干燥工藝質量失控產生的原因有：閥片或環氧筒內干燥不徹底，干燥后封裝前空氣中暴露時間過長；閥片燒結質量不良，自然老化。

3 總結

金屬氧化物避雷器在運行中出現的受潮、閥片劣化等故障，會以電流、溫度等不同形式的變化體現出來。這樣，我們就可以在運行條件下，針對不同的信號采取對應的帶電檢測技術進行檢測，通過對電流、溫度等參數的變化綜合分析，確實能準確、有效地發現金屬氧化物避雷器缺陷。

[1]國家電網公司運維檢修部.電網設備帶電檢測技術.北京：中國電力出版社，2014，12.

[2]國家電網公司.《輸變電設備狀態檢修試驗規》（Q/GDW1168-2013）.北京：中國電力出版社，2014，10.

[3]胡紅光.電力紅外診斷技術作業與管理.北京：中國電力出版社，2006，04.

[4]國網湖南省電力公司電力科學研究院.電力設備紅外診斷典型圖譜及案例分析.北京：中國電力出版社，2013，12.

黃文達（1987-），助理工程師，本科，主要從事電氣試驗等工作。

TM862

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1004-7344（2016）24-0101-02

2016-8-10

張卓敏（1989-），助理工程師，本科，主要從事電氣試驗等工作。