带电检测在氧化锌避雷器故障诊断中的应用

带电检测在氧化锌避雷器故障诊断中的应用
唐铁英
【摘要】从氧化锌避雷器(MOA)带电检测的方法和原理出发,分析了利用阻性电流测试和红外测温对氧化锌避雷器进行故障诊断的有效性.结合利用带电检测手段发现设备故障的案例,通过停电试验和解体分析证实了避雷器故障的存在,验证了带电测试在避雷器绝缘诊断中的有效性.
【期刊名称】《浙江电力》
【年(卷),期】2012(031)004
【总页数】3页(P40-42)
【关键词】带电检测;氧化锌避雷器;绝缘诊断;红外成像
【作者】唐铁英
【作者单位】杭州市电力局,杭州310009
【正文语种】中文
【中图分类】TM855+.1
氧化锌避雷器（Metal Oxide Arrester，简称MOA）因具有保护特性好、通流容量大和结构简单可靠等优点，已逐步取代传统SiC避雷器。

但在实际运行中，MOA的爆炸事故也时有发生，其主要原因是阻性分量增大，损耗剧增，引起热崩溃[1-4]。

根据浙江省电力公司《关于调整110 kV及以上新投产输变电设备首次停电例行试验周期的通知》，对状态评价结论为良好的设备，其首检周期可延长到
4年。

随着设备首检时间的延长以及状态检修的深入开展，避雷器停电试验的机会越来越少，带电检测以及在线监测在一定程度上决定了对避雷器绝缘状况的判断。

本文通过一例由阻性电流和红外热成像等带电检测手段发现的设备故障案例，分析说明带电检测在避雷器绝缘诊断中的有效性和重要性。

1 氧化锌避雷器的带电测试方法
1.1 阻性电流测试
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。

由于一字形排列的三相MOA存在杂散电容，测量时常利用移相法进行校正，即认为A，C两相同时对B相产生影响，杂散电容的效果相互抵消，而流过B相的电
流为真实电流，不需要进行校正。

1.2 红外成像诊断技术
红外测温是利用物体的辐射能与温度的关系，以非接触的方式对设备内部热故障进行观测和记录，主要用于测量因功率损耗而引起的温度变化。

MOA在正常运行时，发热量比较小，并且整体热场分布均匀，有时呈现上、下两端温度偏低，而中部稍高的现象，整体最大温差在1 K范围内，相间温差也很小[5]。

当MOA发生故障时，会引起阻性电流或功率损耗增加，且故障的发热功率与设备运行电压的平方成正比，与负荷电流的大小无关，表现为温度上高下低（或表面温度场等温线呈倒三角）不均匀的热场分布，此时，整体温升增大，相间温差也增大，故障相的温度较正常相偏高。

因此，利用这些特点就可通过红外测温来判断设备是否存在缺陷。

2 避雷器故障诊断案例
2.1 带电检测过程
2011年3月12日，运行人员发现某线路避雷器A相在线监测仪全电流读数严重
超标。

为确定设备具体情况，修试人员进行了红外热像检测和带电阻性电流测试。

该避雷器型号为Y10W-100/260W，2000年3月出厂。

试验人员在进行红外热像检测时，发现A相有明显发热现象，A相最高温度为20.7℃，而B，C两相最高温度分别为15.4℃和16.1℃，A相与其他两相的最高温差为5.3 K。

根据DL/T 664-2008《带电设备红外诊断技术应用导则》，怀疑避雷器内部存在电压致热性缺陷。

随后试验人员用阻性电流测试仪（AI-6106）对避雷器进行阻性电流带电测试。

测试环境温度12℃，湿度68%，采用禁用补偿三相同测的方法，参考电压选取正母TVA相66.79 kV，测试结果见表1。

从表1中可以看出，与B相和C相比较，避雷器A相的交流泄漏全电流Ix增大约123%和113%；阻性电流Irp增加约11倍和10倍。

阻性电流Irp在交流泄漏全电流Ix中所占比例达88.6%，而正常情况应小于20%，功率损耗明显增大，电流电压相角Φ下降至57.78°，而正常情况应为77°～87°，可见带电测试结果不合格。

表1 阻性电流试验数据（变电站现场）测试相A B C Ix/mA Irp/mA Φ/°1.503 1.332 57.78 0.674 0.110 85.36 0.705 0.120 87.38
红外成像测试和阻性电流测试结果表明，避雷器A相内部有故障，需立即停电检修。

2.2 停电试验
为证实现场带电测试分析判断的正确性，2011年3月14日，试验人员在工区工场对该线路避雷器进行了直流1 mA参考电压、75%直流1 mA参考电压下泄漏电流值、工频1 mA参考电压的测试，测试结果见表2。

此外，还进行了外施电压下阻性电流测试，也采用禁用补偿单相测试的方法，外施电压63.5 kV，试验数据见表3。

试验时环境温度17℃，湿度66%。

测试仪器为交直流电压分压器KVMD-100、多功能数显千伏表GF-3和阻性电流测试仪AI-6106。

表3 阻性电流试验数据（工区工场间）测试相A B C Ix/mA Irp/mA φ/°1.108 1.035 53.62 0.751 0.394 73.01 0.764 0.364 74.49
由表2数据可知，A相直流1 mA参考电压初值差达-11.26%，远大于规程要求的5%，且电压远小于要求的145 kV；75%直流1 mA参考电压下泄漏电流达442
μΑ，远远超过了规程要求的50 μΑ；工频1 mA参考电压较其余两相下降约31%。

根据Q/GDW-168-2008《输变电设备状态检修试验规程》可知，3项停电试验数据均不合格。

从表3中的外施电压下阻性电流测试数据可以看出，三相变化情况
与现场带电测试结果基本吻合，从而进一步确定A相避雷器存在严重缺陷，证实
了现场带电测试结果的有效性。

表2 停电试验数据相别直流1 mA参考电压/kV 75%直流参考电压下泄漏电流
值/μΑ工频交流1 mA参考电压/kV结论出厂值实测值误差/%ABC 151 150.9 149 134 150.3 148.2-11.26-0.40-0.54 442 18 19 57.12 83.4 82.93不合格合格合格
2.3 解体检查
为进一步查明故障原因，检修人员对该线路避雷器A，B两相进行了解体检查，发现：A相的氧化锌电阻阀片表面釉层有明显的闪络痕迹，而B相电阻片表面釉层
光洁发亮；A相避雷器两端盖板锈蚀严重，防爆板表面已全部呈现绿色铜锈，金属附件上也呈现锈蚀和锌白，某些部分有红褐色锈斑和黑色粉末；避雷器密封胶圈弹性明显变差，存在一定程度的老化现象，分析认为采用的密封圈材质较差。

解体后，试验人员将电阻片从头部开始依次分为1，2，3段，并进行了绝缘电阻
测试，试验数据见表4。

从表4数据可以看出，A相电阻片各段绝缘电阻值明显变小，从而使绝缘性能大大降低，而B相电阻片绝缘电阻值合格。

表4 解体后绝缘电阻数据ΜΩ相别分段1 分段2 分段3 AB 3 500 16 000 50 52 000 101 21 000
2.4 原因分析
根据解体检查情况，结合红外热像图和电气试验结果，认为缺陷主要原因是由于组装时环境湿度太大，潮气随电阻片带入MOA内腔，或由于密封不严引起内部受潮。

（1）避雷器腔体内的水汽及受潮的电阻片引起局部放电，使电阻片釉面高温碳化留下电弧痕迹，电弧放电在腔内产生高温，使瓷套表面温度升高，因而通过红外成像技术可以发现设备异常。

（2）电阻片受潮后，在通过阻性电流时会发热，使电阻片温度升高，将潮气赶出，形成微量水分，从而加大了MOA内腔的相对湿度，当周围环境温度降低时，密封在MOA内的水分遇冷凝结并吸附在电阻片和瓷套内壁表面，造成电阻片泄漏电流增大或瓷套闪络电压降低。

（3）解体发现避雷器的密封胶圈存在老化现象，若密封胶圈永久性压缩变形的指标达不到设计要求，也会导致避雷器密封失效，从而使潮气或水分侵入。

3 结论
为防止出现上述情况，MOA制造厂家应努力提高产品质量，重视MOA结构的密封设计、总装环境等，电力部门则应提高技术监督力度，严把质量关；设备运行维护单位要加强巡视，定期检查泄漏电流，并定期开展避雷器阻性电流测试和红外热成像测试等带电测试工作。

目前，阻性电流测试和红外测温工作已普遍开展，但仍需不断提高测试技能，注重试验数据的积累，加强对设备故障定性和定位的分析能力，在试验过程中注意排除各种干扰因素。

（1）阻性电流基波分量Irp和电流电压相角Φ的变化能较灵敏地反映避雷器的缺陷，如是否存在受潮、电阻片老化、劣化等情况。

（2）阻性电流测量的准确性受多种因素影响，在现场测试分析时，要注意参考电压相位角的选取、测试设备的布置和接线、电网运行方式、电网谐波及电磁干扰，
以及环境相对湿度、温度等对试验结果的影响。

（3）对于电压致热性缺陷，红外测温时应考虑到设备绝缘材料对测试结果的影响。

电压致热性缺陷在设备外部反映出来的温度变化通常较小，且会受绝缘层热传导系数的影响，如瓷外套的热传导系数比复合外套的热传导系数小，绝缘材料与阀片间的空气间隙等，都会阻碍热量传导。

参考文献：
[1]谢忠宝.氧化锌避雷器事故及运行检测方法探讨[J].广东电力,2009，22（6）：
53-56。

[2]郭旭波，杨永君，李纲，等.氧化锌避雷器爆炸的原因[J].电气试验，2000（2）:15.
[3]蒙庆叁.氧化锌避雷器爆炸原因及防止措施[J].冶金动力，2002（1）:5-7.
[4]陈艳萍.金属氧化锌避雷器爆炸分析和改进[J].电工技术，2007（12）:43-44.
[5]王秉钧.金属氧化物避雷器[M].北京：水利电力出版社，1993.。