一起110kV氧化锌避雷器运行故障的分析及对策
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（3）在避 雷 器 的 带 电 测 试 中 ， 应 引 入 局 部 放 电检测。 常规的带电检测主要检测阻性电流及全 电流， 一般很少关注泄漏电流波形。 应该尽量使 用能够检测避雷器泄露电流原始波形的测试仪 器。 即便如此， 在局部放电的初期也很难检测出 避雷器内部是否有局部放电信号存在， 因为局部 放电初期的放电频率往往小于仪器采样频率。 但 当局部放电发展到一定程度， 在大于仪器采样频 率或者产生持续局部放电时， 仪器测到的泄漏电 流原始波形将有所反映， 如本文提到的波形测试 结果， 在全电流的整个波形上都有干扰波存在， 此时应该已经有持续放电存在。 因此， 在带电测 试时应密切关注泄漏电流原始波形的变化， 再结 合其他检测数据进行综合分析判断。
检测数据及设备解体情况的综合分析， 找出故障的原因， 并对如何预防和避免该类故障及如何利用多
种数据进行综合分析、 丰富检测手段提出建议。
关键词： 110 kV； 氧化锌； 避雷器； 故障； 分析； 对策
中图分类号： TM862+.1
文献标志码： B
文章编号： 1007-1881（2012）08-0082-03
由于该避雷器发生故障时头部被炸裂， 估计 头部已有裂纹或漏孔存在， 从而使顶部受潮。 避 雷器局部受潮后导致电压分布不均， 在套筒头部 产生局部放电， 即在阀片柱上部出现侧闪。 由于
84
马丽军， 等： 一起 110 kV 氧化锌避雷器运行故障的分析及对策
2012 年第 8 期
局部放电长时间存在（在 2009 年的带电测试波形 中已有所反应）， 导致套筒绝缘下降， 从而发生 了贯穿放电。 综合分析对比带电测试数据、 波形 及红外测温数据， 认为 A 相避雷器近几年的带电 测试数据、 波形及红外测温中， 与 B 相和 C 相均 存在差异， 虽然单个数据指标均未超标， 但此 3 项数据同时有变化， 应该有缺陷存在。 因为局部 受潮及放电对阻性泄漏电流的影响不明显， 且测 试人员对波形了解不深， 所以未能及时发现。 由 于故障发生在套筒与阀片之间， 温度升高不明 显， 红外测温也不能有效发现。 最终， 本次事故 判断为避雷器因使用年限长、 头部密封不严而造 成内部环氧树脂套筒头部受潮， 并产生局部放 电， 破坏套筒绝缘， 最终导致套筒击穿， 避雷器 发生爆炸损坏。
表 1 2002 年 6 月预防性试验数据（温度：25℃）
相别
A相 B相 C相
直流 1mA 参考 75%U1mA 时泄漏 U1mA 历史变化
电 压/kV
电 流 /μA
率/%
149.0
20.0
0.21
148.6
17.0
0.33
148.8
18.0
-0.21
表 2 2005 年 11 月预防性试验数据（温度：16℃）
相别
A相 B相 C相
直流 1mA 参考 75%U1mA 时泄漏 U1mA 历史变化
电 压/kV
电 流 /μA
率/%
147.5
16.0
-1.01
147.9
17.0
-0.47
148.0
10.7
-0.54
泄漏电流也略有下降， 但考虑仪器误差和温度误 差， 认为试验数据均符合要求， 无异常。
2.2 带电测试分析 避雷器最近 2 年的带电测试数据见表 3、 表4。 从带电测试数据分析可知， 2009 年全电流测
相别
全电流
阻性电流
A相
0.610
0.085
Fra Baidu bibliotek
B相
0.592
0.067
C相
0.536
0.061
升至 12.77%； 阻性电流较 2008 年增长了9%， 变 化均不大， 符合常规测试数据要求。 但三相误差 从 22.12%上升至 33.8%， 虽有些偏大， 但仍无法 判断是否有故障存在。 考虑到 2 次测量的仪器及 条件的差别， B 相和 C 相的数据较上次有所下 降， 而 A 相阻性电流却有所升高， 因此， 三相间 的误差应引起注意。
周期的， 应立即安排停电试验计划。 （2）红外检测时注 意不同 类型避 雷器 的灵敏
程度。 无间隙金属氧化锌避雷器的外绝缘有瓷外 套和复合外套两种。 瓷外套的热传导系数低于复 合外套， 绝缘材料与阀片间的介质会阻碍热量传 导。 当电压类过热缺陷产生后， 通常为局部发 热， 热量有限， 外加瓷外套避雷器由于绝缘层的 热传导系数的影响， 运行电压下反馈到设备外部 的温度变化较小。 因此， 运行电压下采用红外检 测技术检测金属氧化物避雷器过热缺陷时， 瓷外 套避雷器不如复合外套避雷器灵敏、 有效。
1 事故经过
2010 年 4 月 30 日， 某 110 kV 变电站进线线 路避雷器 A 相发生故障， 避雷器引下线断开， 头 部炸裂， 底部有明显电弧喷射烧黑的痕迹， 动作 计数器烧毁破裂。 B 相避雷器顶部也有放电痕 迹， 但相关保护动作正确， 其他设备无异常。 故 障发生时， 所在区域无打雷现象， 也没有进行操 作， 可以排除雷击和操作过电压的可能。
Abstract: This paper introduces an operation fault of 110 kV line metal oxide arrester （MOA）. It identifies the fault reasons through the comprehensive analysis on the outage test data， live detection data， waveform， infrared detection data and equipment disassembly and puts forward the suggestions on prevention of such faults and utilization of a variety of data for comprehensive analysis and enriching testing methods. Key words: 110 kV； zinc oxide； arrester； fault； analysis； countermeasures
Analysis and Countermeasures for Operation Fault of 110 kV Metal Oxide Arrester
MA Li-jun， LAI Jing-yin， JIN Xin-lei （Ningbo Electric Power Bureau， Ningbo Zhejiang 315016， China）
4 处理对策及建议
4.1 处理对策 （1）对该型 设 备 和 运 行 时 间 超 过 10 年 的 35
kV 及以上避雷器进行统计， 进行带电和红外普 查， 必要时停电试验， 有条件的应尽早更换。
（2）对运行中的避雷器加强日常巡检， 跟踪避 雷器泄漏电流数值的变化。 避雷器每半年进行一 次红外测温及带电测试， 在带电测试时， 应注意 其泄漏电流波形。 对红外测温及带电测试中发现 的数据及误差变化应引起重视， 将各类数据汇总 进行综合分析， 当各项数据均有向注意值变化的 趋势时， 应考虑利用合适时机进行停电检查。
带电测试采用 LCD-2006 氧化锌避雷器带电 测试仪， 能够测量电压及全电流的原始信号， 并 通过快速傅立叶变换得到阻性分量信号。 因此， 该仪器测量的全电流波形为原始波形， 阻性波形 为变换波形。 若避雷器内有局部放电存在， 且放 电频率大于仪器采样频率时， 就能在全电流波形 上有所反映。 从 2009 年带电 测试 的测试 波形可 以看出， A 相全电流有干扰波形出现， 避雷器内 部可能有局部放电产生。 2.3 红外测温分析
2 避雷器各项数据分析
故 障 避 雷 器 型 号 为 Y10W-100/260W， 南 阳 氧 化 锌 避 雷 器 厂 生 产 ， 出 厂 时 间 为 1995 年 11 月， 投运时间为 1995 年 11 月 22 日。 2.1 停电试验分析
避雷器最近 2 次试验数据见表 1、 表 2。 从 预 防 性 试 验 数 据 分 析 可 知 ， 2005 年 直 流 1mA 参 考 电 压 较 2002 年 略 有 下 降 ， 75%U1mA 时
或者跟踪监测， 进行其他试验。 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 。 该 线 路 避 雷 器 2009 年 的 红外测温如图 1 所示， A 相数据比 B 相、 C 相温 度稍高， 并不能判断有故障存在。
热图信息
辐射率 0.95
距离
4m
A（ARO1） 24.6℃
浙江电力
82
ZHEJIANG ELECTRIC POWER
2012 年第 8 期
经验交流
一起 110 kV 氧化锌避雷器运行故障的分析及对策
马丽军， 赖靖胤， 金鑫磊 （宁波电业局， 浙江 宁波 315016）
摘 要： 介绍一起 110 kV 线路氧化锌避雷器故障， 通过对停电试验数据、 带电检测数据、 波形、 红外
正常状态下氧化锌避雷器有一定的阻性电流 分量， 因此热像特征表现为整体轻度发热， 整体 表现均匀， 且在最高运行电压下最高温升不超过 上限值。 而当避雷器受潮和氧化锌电阻片老化 时， 则表现出整体元件发热特征。 受潮初期， 首 先是故障元件自身发热增加。 受潮严重后， 多元 件结构的避雷器会出现非故障元件发热超过故障 元件发热。 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， 也会表现出分布电压不均匀和局部发热 轻重程度不一的特征。 当应用红外成像技术对各 类氧化锌避雷器进行故障诊断时， 如果发现有不 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，
试数据较 2008 年略有下降， 三相误差从 3.11%上
2012 年第 8 期
浙江电力
83
表 3 2008 年 7 月带电测试数据（温度： 28℃） mA
相别
全电流
阻性电流
A相
0.620
0.078
B相
0.610
0.077
C相
0.601
0.062
表 4 2009 年 5 月带电测试数据（温度： 24℃） mA
（3）做 好 避 雷 器 测 试 结 束 后 的 状 态 评 估 工 作 ， 必 要 时 可 缩 短 试 验 周 期 ， 测 量 避 雷 器 的 U1mA 和 0.75U1mA 下的泄漏电流， 从而有效发现避雷器是 否劣化、 受潮， 以便及早处理。 4.2 建议
（1）对于运行时间较长， 尤其是超过 10 年的 避雷器， 应按正常周期执行。 由于设备已老旧， 有些缺陷发展较快， 可能一年不到就由微小的缺 陷发展为故障。 目前执行的是输变电设备状态检 修策略， 按照 Q/GDW-11-120-2007《浙江省电力 公司输变电设备状态检修试验规程》中关 于 避 雷 器 的 规 定 ， 直 流 1mA 电 压 （U1mA） 及 在 0.75U1mA 下的泄漏电流测量周期为 4.5 年， 对于目前运行 超过 10 年的避雷器， 应按 4.5 年周期要求， 超过
B（ARO2） 23.9℃
C（ARO3） 24.1℃
图 1 A 相红外测温数据
3 解体情况及原因分析
3.1 解体情况
避雷器解体之后， 发现避雷器套管内部所有 部件已烧黑， 阀片未见破裂或破碎， 阀片柱表面 上部有闪络， 环氧树脂套筒外表皮烧黑破裂并从 顶部开始有明显电弧通道。
3.2 原因分析
该线路避雷器发生故障时， 系统无操作， 可 排除系统操作过电压的原因。 同时也无打雷现 象， 可排除雷击原因。 从解体情况看， 未见阀片 有破裂或破碎情况， 阀片柱表面无明显放电痕 迹， 只有阀片柱表面上部有侧闪痕迹， 部位为环 氧树脂套筒破裂侧， 应该是由于套筒放电留下 的， 说明阀片未劣化。 环氧树脂套筒有明显贯穿 的电弧放电痕迹， 上部破裂严重， 说明本次事故 应该是由套筒绝缘降低引起的。 该避雷器运行将 近 15 年 ， 密 封 性 能 已 经 有 所 降 低 ， 同 时 避 雷 器 阀片柱与绝缘筒间存在气隙， 而空腔的呼吸作用 易导致潮气入侵， 潮气聚集于套筒表面而使其绝 缘强度下降， 在系统电压的作用下， 沿套筒表面 发生闪络后形成电弧通道。
检测数据及设备解体情况的综合分析， 找出故障的原因， 并对如何预防和避免该类故障及如何利用多
种数据进行综合分析、 丰富检测手段提出建议。
关键词： 110 kV； 氧化锌； 避雷器； 故障； 分析； 对策
中图分类号： TM862+.1
文献标志码： B
文章编号： 1007-1881（2012）08-0082-03
由于该避雷器发生故障时头部被炸裂， 估计 头部已有裂纹或漏孔存在， 从而使顶部受潮。 避 雷器局部受潮后导致电压分布不均， 在套筒头部 产生局部放电， 即在阀片柱上部出现侧闪。 由于
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马丽军， 等： 一起 110 kV 氧化锌避雷器运行故障的分析及对策
2012 年第 8 期
局部放电长时间存在（在 2009 年的带电测试波形 中已有所反应）， 导致套筒绝缘下降， 从而发生 了贯穿放电。 综合分析对比带电测试数据、 波形 及红外测温数据， 认为 A 相避雷器近几年的带电 测试数据、 波形及红外测温中， 与 B 相和 C 相均 存在差异， 虽然单个数据指标均未超标， 但此 3 项数据同时有变化， 应该有缺陷存在。 因为局部 受潮及放电对阻性泄漏电流的影响不明显， 且测 试人员对波形了解不深， 所以未能及时发现。 由 于故障发生在套筒与阀片之间， 温度升高不明 显， 红外测温也不能有效发现。 最终， 本次事故 判断为避雷器因使用年限长、 头部密封不严而造 成内部环氧树脂套筒头部受潮， 并产生局部放 电， 破坏套筒绝缘， 最终导致套筒击穿， 避雷器 发生爆炸损坏。
表 1 2002 年 6 月预防性试验数据（温度：25℃）
相别
A相 B相 C相
直流 1mA 参考 75%U1mA 时泄漏 U1mA 历史变化
电 压/kV
电 流 /μA
率/%
149.0
20.0
0.21
148.6
17.0
0.33
148.8
18.0
-0.21
表 2 2005 年 11 月预防性试验数据（温度：16℃）
相别
A相 B相 C相
直流 1mA 参考 75%U1mA 时泄漏 U1mA 历史变化
电 压/kV
电 流 /μA
率/%
147.5
16.0
-1.01
147.9
17.0
-0.47
148.0
10.7
-0.54
泄漏电流也略有下降， 但考虑仪器误差和温度误 差， 认为试验数据均符合要求， 无异常。
2.2 带电测试分析 避雷器最近 2 年的带电测试数据见表 3、 表4。 从带电测试数据分析可知， 2009 年全电流测
相别
全电流
阻性电流
A相
0.610
0.085
Fra Baidu bibliotek
B相
0.592
0.067
C相
0.536
0.061
升至 12.77%； 阻性电流较 2008 年增长了9%， 变 化均不大， 符合常规测试数据要求。 但三相误差 从 22.12%上升至 33.8%， 虽有些偏大， 但仍无法 判断是否有故障存在。 考虑到 2 次测量的仪器及 条件的差别， B 相和 C 相的数据较上次有所下 降， 而 A 相阻性电流却有所升高， 因此， 三相间 的误差应引起注意。
周期的， 应立即安排停电试验计划。 （2）红外检测时注 意不同 类型避 雷器 的灵敏
程度。 无间隙金属氧化锌避雷器的外绝缘有瓷外 套和复合外套两种。 瓷外套的热传导系数低于复 合外套， 绝缘材料与阀片间的介质会阻碍热量传 导。 当电压类过热缺陷产生后， 通常为局部发 热， 热量有限， 外加瓷外套避雷器由于绝缘层的 热传导系数的影响， 运行电压下反馈到设备外部 的温度变化较小。 因此， 运行电压下采用红外检 测技术检测金属氧化物避雷器过热缺陷时， 瓷外 套避雷器不如复合外套避雷器灵敏、 有效。
1 事故经过
2010 年 4 月 30 日， 某 110 kV 变电站进线线 路避雷器 A 相发生故障， 避雷器引下线断开， 头 部炸裂， 底部有明显电弧喷射烧黑的痕迹， 动作 计数器烧毁破裂。 B 相避雷器顶部也有放电痕 迹， 但相关保护动作正确， 其他设备无异常。 故 障发生时， 所在区域无打雷现象， 也没有进行操 作， 可以排除雷击和操作过电压的可能。
Abstract: This paper introduces an operation fault of 110 kV line metal oxide arrester （MOA）. It identifies the fault reasons through the comprehensive analysis on the outage test data， live detection data， waveform， infrared detection data and equipment disassembly and puts forward the suggestions on prevention of such faults and utilization of a variety of data for comprehensive analysis and enriching testing methods. Key words: 110 kV； zinc oxide； arrester； fault； analysis； countermeasures
Analysis and Countermeasures for Operation Fault of 110 kV Metal Oxide Arrester
MA Li-jun， LAI Jing-yin， JIN Xin-lei （Ningbo Electric Power Bureau， Ningbo Zhejiang 315016， China）
4 处理对策及建议
4.1 处理对策 （1）对该型 设 备 和 运 行 时 间 超 过 10 年 的 35
kV 及以上避雷器进行统计， 进行带电和红外普 查， 必要时停电试验， 有条件的应尽早更换。
（2）对运行中的避雷器加强日常巡检， 跟踪避 雷器泄漏电流数值的变化。 避雷器每半年进行一 次红外测温及带电测试， 在带电测试时， 应注意 其泄漏电流波形。 对红外测温及带电测试中发现 的数据及误差变化应引起重视， 将各类数据汇总 进行综合分析， 当各项数据均有向注意值变化的 趋势时， 应考虑利用合适时机进行停电检查。
带电测试采用 LCD-2006 氧化锌避雷器带电 测试仪， 能够测量电压及全电流的原始信号， 并 通过快速傅立叶变换得到阻性分量信号。 因此， 该仪器测量的全电流波形为原始波形， 阻性波形 为变换波形。 若避雷器内有局部放电存在， 且放 电频率大于仪器采样频率时， 就能在全电流波形 上有所反映。 从 2009 年带电 测试 的测试 波形可 以看出， A 相全电流有干扰波形出现， 避雷器内 部可能有局部放电产生。 2.3 红外测温分析
2 避雷器各项数据分析
故 障 避 雷 器 型 号 为 Y10W-100/260W， 南 阳 氧 化 锌 避 雷 器 厂 生 产 ， 出 厂 时 间 为 1995 年 11 月， 投运时间为 1995 年 11 月 22 日。 2.1 停电试验分析
避雷器最近 2 次试验数据见表 1、 表 2。 从 预 防 性 试 验 数 据 分 析 可 知 ， 2005 年 直 流 1mA 参 考 电 压 较 2002 年 略 有 下 降 ， 75%U1mA 时
或者跟踪监测， 进行其他试验。 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 。 该 线 路 避 雷 器 2009 年 的 红外测温如图 1 所示， A 相数据比 B 相、 C 相温 度稍高， 并不能判断有故障存在。
热图信息
辐射率 0.95
距离
4m
A（ARO1） 24.6℃
浙江电力
82
ZHEJIANG ELECTRIC POWER
2012 年第 8 期
经验交流
一起 110 kV 氧化锌避雷器运行故障的分析及对策
马丽军， 赖靖胤， 金鑫磊 （宁波电业局， 浙江 宁波 315016）
摘 要： 介绍一起 110 kV 线路氧化锌避雷器故障， 通过对停电试验数据、 带电检测数据、 波形、 红外
正常状态下氧化锌避雷器有一定的阻性电流 分量， 因此热像特征表现为整体轻度发热， 整体 表现均匀， 且在最高运行电压下最高温升不超过 上限值。 而当避雷器受潮和氧化锌电阻片老化 时， 则表现出整体元件发热特征。 受潮初期， 首 先是故障元件自身发热增加。 受潮严重后， 多元 件结构的避雷器会出现非故障元件发热超过故障 元件发热。 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， 也会表现出分布电压不均匀和局部发热 轻重程度不一的特征。 当应用红外成像技术对各 类氧化锌避雷器进行故障诊断时， 如果发现有不 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，
试数据较 2008 年略有下降， 三相误差从 3.11%上
2012 年第 8 期
浙江电力
83
表 3 2008 年 7 月带电测试数据（温度： 28℃） mA
相别
全电流
阻性电流
A相
0.620
0.078
B相
0.610
0.077
C相
0.601
0.062
表 4 2009 年 5 月带电测试数据（温度： 24℃） mA
（3）做 好 避 雷 器 测 试 结 束 后 的 状 态 评 估 工 作 ， 必 要 时 可 缩 短 试 验 周 期 ， 测 量 避 雷 器 的 U1mA 和 0.75U1mA 下的泄漏电流， 从而有效发现避雷器是 否劣化、 受潮， 以便及早处理。 4.2 建议
（1）对于运行时间较长， 尤其是超过 10 年的 避雷器， 应按正常周期执行。 由于设备已老旧， 有些缺陷发展较快， 可能一年不到就由微小的缺 陷发展为故障。 目前执行的是输变电设备状态检 修策略， 按照 Q/GDW-11-120-2007《浙江省电力 公司输变电设备状态检修试验规程》中关 于 避 雷 器 的 规 定 ， 直 流 1mA 电 压 （U1mA） 及 在 0.75U1mA 下的泄漏电流测量周期为 4.5 年， 对于目前运行 超过 10 年的避雷器， 应按 4.5 年周期要求， 超过
B（ARO2） 23.9℃
C（ARO3） 24.1℃
图 1 A 相红外测温数据
3 解体情况及原因分析
3.1 解体情况
避雷器解体之后， 发现避雷器套管内部所有 部件已烧黑， 阀片未见破裂或破碎， 阀片柱表面 上部有闪络， 环氧树脂套筒外表皮烧黑破裂并从 顶部开始有明显电弧通道。
3.2 原因分析
该线路避雷器发生故障时， 系统无操作， 可 排除系统操作过电压的原因。 同时也无打雷现 象， 可排除雷击原因。 从解体情况看， 未见阀片 有破裂或破碎情况， 阀片柱表面无明显放电痕 迹， 只有阀片柱表面上部有侧闪痕迹， 部位为环 氧树脂套筒破裂侧， 应该是由于套筒放电留下 的， 说明阀片未劣化。 环氧树脂套筒有明显贯穿 的电弧放电痕迹， 上部破裂严重， 说明本次事故 应该是由套筒绝缘降低引起的。 该避雷器运行将 近 15 年 ， 密 封 性 能 已 经 有 所 降 低 ， 同 时 避 雷 器 阀片柱与绝缘筒间存在气隙， 而空腔的呼吸作用 易导致潮气入侵， 潮气聚集于套筒表面而使其绝 缘强度下降， 在系统电压的作用下， 沿套筒表面 发生闪络后形成电弧通道。