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摘要：金属氧化物避雷器在运行中通过的电流为微安级，因此该设备出现的发热问题多是电压型致热。现结合实际案例，重点对故障设备的带电、停电测试数据和解体情况进行分析，可为变电人员对运行中金属氧化物避雷器老化缺陷诊断提供一些参考依据。
关键词：避雷器;老化;发热
0 引言
2017年10月19日，试验班组在对220 kV某变电站110 kV某线路避雷器进行日常测温时，发现B相避雷器有发热现象，较其他相有1.4 ℃左右的温差，随后发现其阻性电流与其他相相比也有明显差别。11月6日，在试验大厅对该组避雷器进行停电试验，在原始状态及清抹表面后均得出B相数据不合格的结果，证实避雷器内部故障。随后对故障避雷器进行解体，发现外绝缘筒内壁、内绝缘筒外壁均光滑无水渍，而金属盖光亮无氧化锈蚀痕迹，避雷器整体密封性能良好。接着对每块氧化锌阀片进行试验，发现部分阀片绝缘电阻偏低，75%参考电压下的泄漏电流过大，初步认为部分氧化锌阀片存在老化现象，在运行电压下泄漏电流增大，导致避雷器发热。
1 带电测试情况
1.1 红外测试图谱
由图1红外测温图谱可以看出，B相避雷器内部发热，与导线连接处温度最高。根据同类比较判断法，三相运行高压设备作用于每一相的电压相同，设备相同部位的正常温升应该一样，认为设备存在电压型致热故障[1]。根据红外图像，避雷器上半部分温度升高，怀疑部分阀片非线性特性出现变化，导致避雷器电位分布不平衡，阻性电流和功率输出不平均使局部发热。
1.2 阻性电流及全电流测试数据
将本次试验与年初1月数据进行对比，发现A、C相全电流和阻性电流均无较大变化，而B相全电流较1月增长13.7%，阻性电流增长12.8%。虽然阻性电流增长值未达50%的规程要求[2]，但三相的全电流和阻性电流的不平衡率有所增加，说明设备运行状况发生变化[3]，考虑到线路避雷器安装位置较高，更换并运回三相避雷器进行分析。
2 停电测试情况
（1）首先进行三相避雷器整体试验，得出数据如表1所示。三相避雷器的绝缘电阻合格，B相避雷器I75%U 1 mA（μA）项目不合格[4]。清抹后仔细观察避雷器表面，光滑完整且无放电痕迹，排除外绝缘筒外表面泄漏电流的影响，怀疑为内部缺陷。随后对B相避雷器进行解体。
（2）将避雷器分解成外绝缘筒和内绝缘筒两部分，其中氧化锌阀片包裹在内绝缘筒里面。解体后观察外绝缘筒与上密封盖的密封性能良好，内绝缘筒外壁和外绝缘筒内壁无受潮现象和放电点，上密封盖附近金属部位光亮无氧化痕迹。对两部分进行试验，发现外绝缘筒绝缘电阻和泄漏电流均无问题，但内绝缘筒+阀片部分的泄漏电流过大，达到87 μA，超过50 μA的试验标准。之后对内绝缘筒进行解体，B相避雷器解体后试验数据如表2所示。
（3）将内绝缘筒分解成氧化锌阀片和内绝缘筒两部分，通过观察得到内绝缘筒内壁无水渍、放电和灼烧等痕迹，阀片完好且表面釉层白亮呈银色。因此，对单个阀片进行测试。
该型避雷器由33个氧化锌阀片组成，全部安装在内绝缘筒里面。对单个阀片进行试验，发现其中17个阀片绝缘电阻偏低，I75%U 1 mA超过50 μA，实际上非线性特性已经改变，数据不合格;另外，还有4个阀片I75%U 1 mA數据处于接近不合格的临界状态。随后对内绝缘筒进行试验，其绝缘电阻和I75%U 1 mA数据均合格。
（4）分析问题为厂家装配时选用的氧化锌阀片U1 mA值相差过大，造成设备在运行中加速老化。为验证猜想，检查三相阀片装配时的情况，取铭牌值U1 mA为样本，并对A、C相避雷器进行解体，记录三相各33块阀片的U1 mA铭牌值为3组数据，并计算3组数据的不平衡率和方差，得出结果如表3所示。可见，三组阀片的平均值U相间差别不大，但是B组阀片的不平衡率和方差均为3组最大，说明B组阀片U1 mA相差幅度最大，且离散程度最高。
3 故障原因分析
（1）外绝缘筒与避雷器上下密封盖之间的密封性能良好无裂缝，潮气不易渗入。外绝缘筒表面清抹前后泄漏相差不大，排除表面泄漏影响;内壁干燥无爬电现象。经过绝缘电阻与直流泄漏电流试验，数据均合格。说明外绝缘筒不是故障原因。
（2）内绝缘筒的内、外壁特性相似，均呈光滑干燥状，仔细观察无水渍、闪络和灼烧痕迹。通过绝缘电阻与直流泄漏电流试验，数据均合格。说明内绝缘筒也不是故障原因。
（3）氧化锌阀片表面釉层光亮无闪络痕迹，两端也没有发现大电流通过后的放电斑痕，排除受潮和瞬间大电流造成阀片损坏的可能。在对氧化锌阀片的绝缘电阻、参考电压和泄漏电流的试验中，部分阀片绝缘电阻偏低、I75%U 1 mA过大，说明阀片的非线性特性已经变化。其中22～33号阀片的集体老化，对应红外观测到发热的位置。综上，阀片老化是故障原因。
（4）该避雷器2011年出厂，2012年投产。在运行5年时间内发生老化现象，可能原因如下：一是阀片老化特性不好，在运行电压下阀片提前老化，使阻性电流和功率损耗增大导致发热;二是避雷器选配的阀片均一性差。阀片的老化特性不好和均一性差会使避雷器运行电位分布不均，造成部分阀片首先劣化，阻性电流和有功损耗增加。因为电压不变，其他正常阀片的荷电率增加，负担加重，老化加快，形成恶性循环。如果不能及时发现故障，将有可能因发热引起避雷器击穿，影响电网安全。
4 结论及措施
综上所述，220 kV某站110 kV某线B相线路避雷器故障是由于部分氧化锌阀片老化引起的。据此，提出建议如下：
（1）合理选择均一性好、老化特性好的阀片来装配避雷器。
（2）避雷器投运初期要进行停电试验。直流1 mA参考电压和75%1 mA参考电压下泄漏电流对阀片老化、进水受潮的缺陷反应比较灵敏。
（3）定期巡视避雷器的泄漏电流监测装置，并将数据与历史数据比较、与同类设备比较，当数据发生明显变化时，及时通知相关部门确认数据变化的原因，避免发生事故。
（4）定期进行全电流和阻性电流的带电测试。运行电压下氧化锌避雷器的全电流、阻性电流检测是发现阀片缺陷的有效方法。特别是在停电试验周期未到时，进行全电流、阻性电流检测可以有效降低设备故障风险。当遇到全电流、阻性电流三相不平衡过大的情况时，要进行横向、纵向对比，及时分析原因。
（5）定期开展避雷器的红外检测，对氧化锌避雷器的老化缺陷判断有重要的意义。避雷器的发热缺陷多为电压型致热，此类缺陷产生后，通常为局部发热，热量有限，由于绝缘层的热传导系数的影响，运行电压下反馈到设备外部的温度变化较少，因此对此类设备的检测需要高精度的红外检测仪器和耐心细致的观察对比。
[参考文献]
[1] 带电设备红外诊断应用规范：DL/T 664—2008[S].
[2] 电力设备检修试验规程：Q/CSG 1206007—2017[S].
[3] 黄新波.变电设备在线监测与故障诊断[M].北京：中国电力出版社，2010.
[4] 交流无间隙金属氧化物避雷器：GB 11032—2010[S].
收稿日期：2021-06-28
作者简介：冯国骥（1988—），男，广东开平人，工程师，从事一次设备高压试验及检修工作。
关键词：避雷器;老化;发热
0 引言
2017年10月19日，试验班组在对220 kV某变电站110 kV某线路避雷器进行日常测温时，发现B相避雷器有发热现象，较其他相有1.4 ℃左右的温差，随后发现其阻性电流与其他相相比也有明显差别。11月6日，在试验大厅对该组避雷器进行停电试验，在原始状态及清抹表面后均得出B相数据不合格的结果，证实避雷器内部故障。随后对故障避雷器进行解体，发现外绝缘筒内壁、内绝缘筒外壁均光滑无水渍，而金属盖光亮无氧化锈蚀痕迹，避雷器整体密封性能良好。接着对每块氧化锌阀片进行试验，发现部分阀片绝缘电阻偏低，75%参考电压下的泄漏电流过大，初步认为部分氧化锌阀片存在老化现象，在运行电压下泄漏电流增大，导致避雷器发热。
1 带电测试情况
1.1 红外测试图谱
由图1红外测温图谱可以看出，B相避雷器内部发热，与导线连接处温度最高。根据同类比较判断法，三相运行高压设备作用于每一相的电压相同，设备相同部位的正常温升应该一样，认为设备存在电压型致热故障[1]。根据红外图像，避雷器上半部分温度升高，怀疑部分阀片非线性特性出现变化，导致避雷器电位分布不平衡，阻性电流和功率输出不平均使局部发热。
1.2 阻性电流及全电流测试数据
将本次试验与年初1月数据进行对比，发现A、C相全电流和阻性电流均无较大变化，而B相全电流较1月增长13.7%，阻性电流增长12.8%。虽然阻性电流增长值未达50%的规程要求[2]，但三相的全电流和阻性电流的不平衡率有所增加，说明设备运行状况发生变化[3]，考虑到线路避雷器安装位置较高，更换并运回三相避雷器进行分析。
2 停电测试情况
（1）首先进行三相避雷器整体试验，得出数据如表1所示。三相避雷器的绝缘电阻合格，B相避雷器I75%U 1 mA（μA）项目不合格[4]。清抹后仔细观察避雷器表面，光滑完整且无放电痕迹，排除外绝缘筒外表面泄漏电流的影响，怀疑为内部缺陷。随后对B相避雷器进行解体。
（2）将避雷器分解成外绝缘筒和内绝缘筒两部分，其中氧化锌阀片包裹在内绝缘筒里面。解体后观察外绝缘筒与上密封盖的密封性能良好，内绝缘筒外壁和外绝缘筒内壁无受潮现象和放电点，上密封盖附近金属部位光亮无氧化痕迹。对两部分进行试验，发现外绝缘筒绝缘电阻和泄漏电流均无问题，但内绝缘筒+阀片部分的泄漏电流过大，达到87 μA，超过50 μA的试验标准。之后对内绝缘筒进行解体，B相避雷器解体后试验数据如表2所示。
（3）将内绝缘筒分解成氧化锌阀片和内绝缘筒两部分，通过观察得到内绝缘筒内壁无水渍、放电和灼烧等痕迹，阀片完好且表面釉层白亮呈银色。因此，对单个阀片进行测试。
该型避雷器由33个氧化锌阀片组成，全部安装在内绝缘筒里面。对单个阀片进行试验，发现其中17个阀片绝缘电阻偏低，I75%U 1 mA超过50 μA，实际上非线性特性已经改变，数据不合格;另外，还有4个阀片I75%U 1 mA數据处于接近不合格的临界状态。随后对内绝缘筒进行试验，其绝缘电阻和I75%U 1 mA数据均合格。
（4）分析问题为厂家装配时选用的氧化锌阀片U1 mA值相差过大，造成设备在运行中加速老化。为验证猜想，检查三相阀片装配时的情况，取铭牌值U1 mA为样本，并对A、C相避雷器进行解体，记录三相各33块阀片的U1 mA铭牌值为3组数据，并计算3组数据的不平衡率和方差，得出结果如表3所示。可见，三组阀片的平均值U相间差别不大，但是B组阀片的不平衡率和方差均为3组最大，说明B组阀片U1 mA相差幅度最大，且离散程度最高。
3 故障原因分析
（1）外绝缘筒与避雷器上下密封盖之间的密封性能良好无裂缝，潮气不易渗入。外绝缘筒表面清抹前后泄漏相差不大，排除表面泄漏影响;内壁干燥无爬电现象。经过绝缘电阻与直流泄漏电流试验，数据均合格。说明外绝缘筒不是故障原因。
（2）内绝缘筒的内、外壁特性相似，均呈光滑干燥状，仔细观察无水渍、闪络和灼烧痕迹。通过绝缘电阻与直流泄漏电流试验，数据均合格。说明内绝缘筒也不是故障原因。
（3）氧化锌阀片表面釉层光亮无闪络痕迹，两端也没有发现大电流通过后的放电斑痕，排除受潮和瞬间大电流造成阀片损坏的可能。在对氧化锌阀片的绝缘电阻、参考电压和泄漏电流的试验中，部分阀片绝缘电阻偏低、I75%U 1 mA过大，说明阀片的非线性特性已经变化。其中22～33号阀片的集体老化，对应红外观测到发热的位置。综上，阀片老化是故障原因。
（4）该避雷器2011年出厂，2012年投产。在运行5年时间内发生老化现象，可能原因如下：一是阀片老化特性不好，在运行电压下阀片提前老化，使阻性电流和功率损耗增大导致发热;二是避雷器选配的阀片均一性差。阀片的老化特性不好和均一性差会使避雷器运行电位分布不均，造成部分阀片首先劣化，阻性电流和有功损耗增加。因为电压不变，其他正常阀片的荷电率增加，负担加重，老化加快，形成恶性循环。如果不能及时发现故障，将有可能因发热引起避雷器击穿，影响电网安全。
4 结论及措施
综上所述，220 kV某站110 kV某线B相线路避雷器故障是由于部分氧化锌阀片老化引起的。据此，提出建议如下：
（1）合理选择均一性好、老化特性好的阀片来装配避雷器。
（2）避雷器投运初期要进行停电试验。直流1 mA参考电压和75%1 mA参考电压下泄漏电流对阀片老化、进水受潮的缺陷反应比较灵敏。
（3）定期巡视避雷器的泄漏电流监测装置，并将数据与历史数据比较、与同类设备比较，当数据发生明显变化时，及时通知相关部门确认数据变化的原因，避免发生事故。
（4）定期进行全电流和阻性电流的带电测试。运行电压下氧化锌避雷器的全电流、阻性电流检测是发现阀片缺陷的有效方法。特别是在停电试验周期未到时，进行全电流、阻性电流检测可以有效降低设备故障风险。当遇到全电流、阻性电流三相不平衡过大的情况时，要进行横向、纵向对比，及时分析原因。
（5）定期开展避雷器的红外检测，对氧化锌避雷器的老化缺陷判断有重要的意义。避雷器的发热缺陷多为电压型致热，此类缺陷产生后，通常为局部发热，热量有限，由于绝缘层的热传导系数的影响，运行电压下反馈到设备外部的温度变化较少，因此对此类设备的检测需要高精度的红外检测仪器和耐心细致的观察对比。
[参考文献]
[1] 带电设备红外诊断应用规范：DL/T 664—2008[S].
[2] 电力设备检修试验规程：Q/CSG 1206007—2017[S].
[3] 黄新波.变电设备在线监测与故障诊断[M].北京：中国电力出版社，2010.
[4] 交流无间隙金属氧化物避雷器：GB 11032—2010[S].
收稿日期：2021-06-28
作者简介：冯国骥（1988—），男，广东开平人，工程师，从事一次设备高压试验及检修工作。