110kV MOA故障的红外诊断及原因分析

     1 引言

　　MOA（ 交流无间隙金属氧化物避雷器） 是用来限制由雷电过电压或操作过电压引起的内部过电压的一种电气设备。如果MOA 存在故障，不但无法起到保护作用，还可能会影响其他设备的运行，引发事故。因此，MOA 能否可靠运行，是关系到电力系统安全运行的一项重要因素。

　　对运行中的MOA 进行红外诊断是电力设备状态评估和带电诊断行之有效的技术手段和重要方法。电力设备的红外诊断工作具有不停电、不取样、不接触、直观、准确、灵敏度高及应用范围广等优点，可以准确地判断设备内部故障，对保证电网安全运行和提高设备运行可靠率有重要作用。

　　合肥供电公司在迎峰度夏大负荷期间对110kV 设备进行特巡，通过红外测温技术发现并及时处置了一起110kV MOA 发热故障。

　　2 故障现象及处理

　　合肥供电公司在2010 年7 月下旬对电缆特巡过程中，利用TI50 红外热像仪进行红外普测，发现一条110kV 电缆线路终端塔避雷器A 相发热，高于其它两相2K。虽然温差不大，但对于电压致热型设备而言，已超出0. 5 － 1K 的标准要求。因此于30 日晚组织对该组避雷器再次进行了测温，发现A 相避雷器整体温度偏高，温度为42. 6℃，温差为8K。

　　其热像特征为： 以避雷器中下部为中心发热，尤其中间的两片伞裙处明显发热，热像特征较为明显。

　　故障特征应为： 避雷器表面脏污、整体受潮或阀片老化、劣化，可见光未见明显异常，属电压致热型缺陷。

　　根据DL /T 664 － 2008《带电设备红外诊断应用规范》规定，判断设备存在缺陷，其缺陷性质为危急缺陷，必须尽快停电处理，进一步诊断缺陷的原因。

　　该缺陷于2010 年8 月初进行了处理，对该组避雷器全部进行了更换。

图1 110kV 避雷器发热红外及可见光图片

　　3 故障设备试验分析

　　为进一步研究确定A 相发热的原因，试验人员于2010 年8 月9 日对更换的三只避雷器进行全项目试验，试验项目有运行电压下的红外诊断、绝缘电阻、U1mA及75% U1mA电压下的泄漏电流测量。测量绝缘电阻和运行电压下的全电流，检验MOA 内腔受潮是相当灵敏的； 测量U1mA及75% U1mA电压下的电流变化，检验MOA 的阀片劣化是相当灵敏的。

　　3. 1 对三相避雷器表面不进行任何处理，其三相试验结果如表1 所示。

表1 避雷器原始试验数据

　　《安徽电网电力设备预防性试验规程》规定： 35kV 以上避雷器，其绝缘电阻不低于2500MΩ。

　　1mA 电压值U1mA与初始值比较，变化应不大于± 5%。0. 75U1mA电压下的泄漏电流应不大于50μA。也就是说，在电压降低25%时，合格的MOA 的泄漏电流大幅度降低，从1000μA 降至50μA 以下。

　　试验结果，A 相避雷器绝缘电阻明显偏低，泄漏电流也偏大，这两项指标都超出规程规定的范围，不合格。

　　3. 2 绝缘电阻和U1mA及75% U1mA电压下电流变化的分析

　　绝缘电阻主要取决于阀片内部绝缘部件和瓷套。如果避雷器的绝缘电阻显着降低，说明避雷器密封不良，内部元件已经受潮。测量绝缘电阻时，应把避雷器表面揩擦干净，防止表面潮气、尘垢和污秽等影响测量的正确性。为了消除设备表面对试验结果的影响，在对避雷器表面进行丙酮擦拭，并等其干燥后进行试验，其结果如表2 所示。

表2 避雷器污秽清除后的试验数据

　　通过试验发现： 原绝缘电阻较低的避雷器在表面处理后，绝缘电阻大幅的上涨，满足规程要求，但与另外两相相比仍存在较大差异。其泄漏电流在表面处理后也有所下降，但仍在规程规定的范围之外。

　　结果表明好的避雷器外绝缘的脏污情况对避雷器的本身性能没有很大的影响，而差的避雷器性能则随着外绝缘的情况存在较大的差异。

图2 避雷器清除脏物前

图3 避雷器清除脏物后

　　3. 3 通电试验时的红外测温

　　在绝缘电阻和U1mA及75%U1mA电压下泄漏电流试验后，基本上排除了表面脏污、受潮的影响，为了进一步判断设备的发热原因，在保证设备绝缘在合格范围的前提下，对三相避雷器通以运行电压（ 63kV） ，持续时间在30 分钟及以上，观察其运行中的发热现象，目的是为了考察避雷器内部阀片是否存在劣化、老化现象，红外诊断测温结果如图4 所示。

图4 通电试验时A、B、C、D相避雷器红外测温

　　在通电一段时间后，再进行避雷器绝缘电阻及泄漏电流测量，发现B、C 相仍然没有明显变化，而A 相避雷器的绝缘电阻已降至2000MΩ，泄漏电流也有所增加。从而得知避雷器的阀片已经不能再继续承受运行电压的考验。

　　由图4 可以看出，对其三相避雷器进行相间比较，A 相的温度明显高于其他两相，而且对A 相整体进行比较发现其中间两片伞裙处温度明显高于其他部位，因此怀疑是A 相避雷器内部阀片存在劣化或受潮的可能性。为进一步确认A 相避雷器发热，对A、B 两相进行逐一比较，如图5 所示。

图5 通电试验时A、B相避雷器红外测温对比

　　4 故障原因分析

　　正常状态下，金属氧化物避雷器（ MOA） 有一定阻性电流分量，因此热像特征表现为整体轻度发热。

　　其中小型瓷套封装的结构，热点一般在中部偏上，且基本均匀； 较大型瓷套封装的结构，热点通常靠近上部且不均匀程度较大； 中性点非直接接地系统的避雷器，只在单相接地故障状态下才发热。

　　在受潮或氧化锌电阻片老化状况下，MOA 发热一般都以整体元件发热为特征。故障初期，首先引起故障元件自身发热增加。受潮严重后，对于多元件结构的MOA 而言，可引起非故障元件发热超过故障元件发热。受潮发热常表现出局部热特征，而且一般为个别元件。老化则通常具有整相或多个元件普遍发热的特征。但是如果各氧化锌电阻片老化程度不同，也可表现为分布电压不均匀和局部发热轻重程度不一的特征。当应用红外成像方法对各类MOA 进行故障诊断时，如果根据上述热像特征发现有不正常的发热、局部温度升高或降低，或有不正常的温度分布，则可判定为异常，应该引起注意，或者跟踪监测，进行其他试验等。如果作相间互比，则当温升相差一倍以上时，可判定为危险故障，应尽快安排处理。假如没有发现明显故障特征，则可按DL /T 664 － 2008《带电设备红外诊断应用规范》中所列的正常温升上限值来判定有无故障。对于110kV 及以上电压等级的避雷器，温升超过上述相应表中所列数值一倍以上时，应尽快处理。

　　本次110kV MOA 故障产生的原因通过试验结果可以得知：

　　（ 1） 受潮。避雷器密封不良或漏气，有可能是避雷器的密封圈或外绝缘材料在浇注过程中存有气泡或间隙，由于加工的原因所致从而使得避雷器整体受潮，在本只避雷器中则集中体现在中间部位。

　　（ 2） 外绝缘的损坏。外绝缘材质的好坏，以及在运输、安装过程中造成的外绝缘损伤也会造成避雷器整体性能劣化。通过对外绝缘的表面处理，其试验的结果存在着较大的差异。

　　（ 3） 阀片质量。阀片的质量决定着避雷器的工作性能，阀片的老化主要原因是材质的问题，其次是阀片的均一性问题，使电位分布不均匀。

　　（ 4） 外绝缘的脏污加剧性能差的避雷器功能进一步恶化，因此外绝缘的好坏也是避雷器整体劣化变化程度的表现。

　　阀片在运行中老化、劣化都可以通过预防性试验来发现，从而防止避雷器在运行中的误动作和爆炸等事故。          通过本次分析试验结果判断，中支一线A 相避雷器存在着劣化现象，其正在朝着严重劣化的趋势发展。当这只避雷器继续在电网中运行一段时间后，由于部分阀片首先劣化，从而造成避雷器参考电压下降，阻性电流和功率损耗增加，由于电网电压不变，则避雷器内其正常的阀片荷电率（ 荷电率为避雷器运行相电压的峰值与其直流参考电压或工频参考电压峰值之比） 增高，负担加重，导致老化速度加快，并形成恶性循环，终将会导致避雷器发生炸裂。

　　5 结束语

　　通过对运行中的MOA 进行红外诊断是电力设备状态评估和带电诊断的行之有效的技术手段，利用红外测温仪测出的MOA 的表面各部分的温度进行相间、上下元件和同类设备间的相互比较，根据热像特征发现有不正常的发热或不正常的温度分布，可较为准确地判断避雷器有老化、受潮以及表面污秽等缺陷，以免故障进一步恶化而引起事故的发生。

　　本次避雷器红外诊断是有效的工作，通过细致的工作，及时发现了设备故障，避免了一起事故的发生。同时本次红外诊断又是成功的工作经验，为今后电力设备电压型致热的红外诊断提供了参考。