吳 雯，楊凱迪

（國(guó)網(wǎng)江蘇省電力有限公司常州供電分公司，江蘇 常州 213000）

金屬氧化物避雷器（以下簡(jiǎn)稱(chēng)避雷器）是變電站中重要的電氣設(shè)備。避雷器一般與被保護(hù)設(shè)備并聯(lián)使用。當(dāng)變電站或輸電線路中出現(xiàn)雷電過(guò)電壓、操作過(guò)電壓時(shí)，避雷器立即動(dòng)作，限制過(guò)電壓幅值，從而保護(hù)設(shè)備絕緣，所以避雷器運(yùn)行的可靠性直接影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行[1-2]。

受制造工藝及長(zhǎng)期運(yùn)行影響，避雷器往往會(huì)出現(xiàn)閥片老化、內(nèi)部受潮、絕緣性能老化等異常狀況，導(dǎo)致避雷器出現(xiàn)本體絕緣電阻下降、泄漏電流增大、本體發(fā)熱等現(xiàn)象，通過(guò)紅外測(cè)溫技術(shù)、避雷器阻性及全電流帶電測(cè)量可有效發(fā)現(xiàn)這類(lèi)缺陷征兆[3-5]。目前，隨著帶電測(cè)量技術(shù)與設(shè)備狀態(tài)評(píng)價(jià)相結(jié)合的管理模式被全面推廣應(yīng)用，在避雷器加速劣化前期便采取針對(duì)性的防范或檢修措施，有效避免了避雷器故障對(duì)電網(wǎng)造成的影響[6]。

本文針對(duì)一起帶電檢測(cè)中發(fā)現(xiàn)的避雷器發(fā)熱故障進(jìn)行診斷分析，結(jié)合紅外測(cè)溫、阻性及全電流帶電測(cè)量初步判斷發(fā)熱故障原因。并在停電檢修的環(huán)節(jié)中，對(duì)故障避雷器進(jìn)行絕緣電阻試驗(yàn)、直流泄漏試驗(yàn)、運(yùn)行電壓下的交流泄漏試驗(yàn)，輔以?xún)?nèi)部解體檢查照片及現(xiàn)象進(jìn)行驗(yàn)證，對(duì)發(fā)熱原因進(jìn)行分析，提出針對(duì)性的防范及日常運(yùn)維措施。

1 故障發(fā)現(xiàn)過(guò)程

2022 年3 月，變電檢修中心變電修試人員對(duì)某220 kV 變電站站內(nèi)一次設(shè)備開(kāi)展年度紅外檢測(cè)工作時(shí)，發(fā)現(xiàn)110 kV 某7601 線線路避雷器C 相溫度異常，如圖1 所示。

圖1 110 kV 某7601 線線路避雷器C 相紅外圖

避雷器C 相與相鄰相比較，主要表現(xiàn)為整體性發(fā)熱，下節(jié)發(fā)熱溫度最高為22.3 °C，最低為20.1 °C，溫差達(dá)2.2 °C，如表1 所示。根據(jù)DLT 664-2016《帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范》中附錄I 電壓致熱型設(shè)備缺陷診斷判定為緊急缺陷?，F(xiàn)場(chǎng)初步檢查避雷器C 相外觀整體完好無(wú)破損，查看三相避雷器的泄漏電流表，發(fā)現(xiàn)C 相泄漏電流表計(jì)讀數(shù)異常偏大，指針已偏離正常綠值工作域，初步判斷避雷器C 相內(nèi)部存在缺陷。該避雷器型號(hào)為Y10W-102/266，出廠日期為2018 年8 月，安裝日期為2018 年8 月。

表1 本次110 kV 某7601 線線路避雷器溫度分布 °C

在紅外檢測(cè)發(fā)現(xiàn)異常后，為進(jìn)一步確認(rèn)避雷器內(nèi)部是否存在受潮缺陷，檢修人員對(duì)110 kV 某7601 線線路避雷器三相進(jìn)行了阻性及全電流帶電測(cè)量，數(shù)據(jù)如表2 所示。

表2 阻性及全電流帶電測(cè)量現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)

從臺(tái)賬記錄中找尋到2021 年3 月該條線路避雷器阻性及全電流帶電測(cè)量數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比分析，如表3 所示。

表3 阻性及全電流帶電測(cè)量歷史數(shù)據(jù)

對(duì)比表1 和表2 數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，本次帶電測(cè)量環(huán)境條件與去年相似。根據(jù) Q/GDW 1168-2013《輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗(yàn)規(guī)程》，對(duì)比測(cè)試數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，阻性電流占全電流比值約73.2%，正常情況下，阻性電流只占很小一部分，約10%～20%，電流C 相避雷器全電流初值差為91.3%，阻性電流初值差為1 020.4%，遠(yuǎn)超規(guī)程規(guī)定的阻性電流初值差 ≤ 50% 、且 全電流 ≤ 20% 的 規(guī) 定。綜合上 述 避 雷器帶電檢測(cè)以及紅外測(cè)溫結(jié)果，推測(cè)避雷器內(nèi)部存在閥片老化或者受潮等原因造成的性能劣化，考慮到故障前一周期帶電檢測(cè)和停電試驗(yàn)數(shù)據(jù)合格，所以判斷內(nèi)部閥片受潮導(dǎo)致缺陷的概率更大。

2 停電試驗(yàn)及解體檢查

考慮到缺陷緊急，轄區(qū)主管部門(mén)匯報(bào)調(diào)度后申請(qǐng)對(duì)110 kV 某7601 線線路停電，并對(duì)缺陷避雷器C 相開(kāi)展診斷性電氣試驗(yàn)和返廠解體檢查。

對(duì)避雷器C 相進(jìn)行工頻參考電流下的工頻參考電壓試驗(yàn)。將阻性電流升至1 mA，測(cè)得工頻參考電壓58.63kV，與額定電壓102kV相比下降超過(guò)50%，甚至低于C相承受的相電壓不符合規(guī)程規(guī)定的工頻參考電壓數(shù)值不得低于避雷器額定電壓值。再次說(shuō)明進(jìn)行帶電檢測(cè)后至設(shè)備停電期間，該相避雷器整體劣化發(fā)展迅速，趨勢(shì)明顯。

對(duì)避雷器C 相進(jìn)行直流1 mA 電壓（U1mA）及0.75U1mA下泄漏電流試驗(yàn)。數(shù)據(jù)如表4 所示。

表4 直流1 mA 電壓（U1 mA）及0.75U1 mA 下泄漏電流數(shù)據(jù)

直流試驗(yàn)中，直流1 mA 參考電壓105.1 kV，與初值（148 kV）降低近30%；0.75U1mA參考電流336 μA，遠(yuǎn)超規(guī)程：U1mA與初值差不超過(guò)±5%；I泄漏與初值差相比 ≤ 30% 或 ≤ 50 A 的要求。

對(duì)避雷器C 相進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)解體并測(cè)量各節(jié)閥片組絕緣電阻。檢查發(fā)現(xiàn)頂部防爆膜處存在明顯受潮氧化痕跡，密封圈壓縮不到位，如圖2 所示。避雷器在運(yùn)行過(guò)程中，伴隨著環(huán)境溫度發(fā)生高低變化，避雷器腔內(nèi)氣體會(huì)收縮與瓷套外部空氣形成正、負(fù)壓差形成呼吸作用。此時(shí)，若密封圈壓縮不到位，外部濕氣便會(huì)進(jìn)入避雷器內(nèi)腔，使得泄漏電流增加旁路后數(shù)值顯著增大，絕緣電阻減小。

圖2 防爆膜、密封圈圖

檢查閥片組，發(fā)現(xiàn)片間同樣存在深色氧化痕跡，以上部最為明顯，如圖3 所示。隨即在對(duì)其進(jìn)行絕緣電阻測(cè)試，發(fā)現(xiàn)上部2 節(jié)閥片絕緣電阻嚴(yán)重降低，第1 節(jié)甚至接近為0，此位置靠近防爆膜處。對(duì)閥片位置進(jìn)行編號(hào)，具體測(cè)試數(shù)據(jù)如表5 所示。

表5 閥片組對(duì)應(yīng)絕緣電阻測(cè)試值

圖3 閥片組局部圖

3 原因分析

綜合110 kV 某7601 線線路避雷器C 相避雷器帶電檢測(cè)、停電試驗(yàn)和解體檢查情況，可判斷異常的原因：

由于避雷器先期裝配環(huán)節(jié)頂部蓋板緊固問(wèn)題導(dǎo)致密封圈存在壓縮不到位的現(xiàn)象造成密封不良。由于水氣從頂部進(jìn)入，閥片受潮，導(dǎo)致上部第1、2 節(jié)閥片絕緣電阻嚴(yán)重降低，電壓主要由中下部閥片承受，導(dǎo)致下節(jié)溫度升高，驗(yàn)證了紅外測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)的正確性。

水氣的進(jìn)入同時(shí)導(dǎo)致避雷器內(nèi)部絕緣下降，導(dǎo)致鋁夾板與瓷壁間放電，揮發(fā)物黏附芯體與瓷壁表面，進(jìn)一步使泄漏電流增加，導(dǎo)致避雷器帶電檢測(cè)數(shù)據(jù)不合格。

4 結(jié)束語(yǔ)

設(shè)備制造廠家應(yīng)加強(qiáng)人員培訓(xùn)，改善設(shè)備制造工藝，提升產(chǎn)品質(zhì)量，避免再次出現(xiàn)類(lèi)似問(wèn)題。

規(guī)范開(kāi)展避雷器帶電檢測(cè)工作，每年雷電頻發(fā)季節(jié)前完成一次檢測(cè)，強(qiáng)化試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析研判，利用紅外精確測(cè)溫綜合評(píng)估避雷器運(yùn)行狀態(tài)。

加強(qiáng)新入網(wǎng)避雷器質(zhì)量管控，重點(diǎn)檢查避雷器頂部密封情況，嚴(yán)格把關(guān)避雷器交接試驗(yàn)，確保新安裝避雷器無(wú)異常。