一起变压器低压侧35 kV避雷器事故分析

张志恒，刘同宝，倪诗坤

（国网连云港供电公司，江苏 连云港 222000）

0 引言

金属氧化物避雷器在各电压等级变电站中广泛应用，可以保障电气设备免受雷电过电压和操作过电压的冲击［1-4］。目前，金属氧化物避雷器在运行中的常见缺陷包括密封不良、阀片老化和外套污秽等。避雷器在两端盖板、法兰、瓷套砂眼等位置密封性能较为薄弱。密封不严，潮气进入使避雷器内绝缘劣化，可能形成局部导电通道，导致内部闪络甚至爆炸解体；避雷器外表面污秽不均匀引起电位分布不均匀，使局部阀片的荷电率提高，加速劣化，最终导致整台避雷器的损坏［5］。

在户外变电站，主变压器低压侧母线桥上的避雷器接线板往往进行绝缘包裹［6］，这对避雷器本体的密封性能十分不利。当避雷器上盖板处排水不畅时，往往引发避雷器内部受潮，甚至发生击穿事故。本文针对此类事故，结合生产实际，提出了现场避雷器运行检修的新方式，保证了电气设备的安全运行和电力系统的经济效益。

1 事故过程

1.1 事故经过

甲变电站220 kV系统运行方式为邓厉2E12线、1号主变压器、邓牵46N7线、邓芦4916线、2号主变压器、邓田46P6线运行，母联2610断路器处于热备用状态。35 kV系统单母分段运行，母联310断路器处于断开状态。甲变电站220 kV系统接线如图1所示。

2019年3月8日天气晴，甲变电站内一次设备没有任何操作，18时35分，甲变电站运行人员接调度通知，35 kV邓杨326线单相接地。运行人员试拉邓杨326断路器，接地故障没有消失，试拉35 kV小伊325断路器，接地现象仍然存在。此时35 kV运行方式为2号主变压器302断路器在合位，母联310断路器在分位。调度发令拉开302断路器，接地故障消失，合上310断路器，电压正常，确定故障范围在302断路器与2号主变压器之间。运行人员到现场检查，发现2号主变压器35 kV侧A相避雷器放电击穿，避雷器泄漏电流表满偏。经与调度部门协调，20时15分，2号主变压器转检修。22时0分，检修人员赶至现场，对损坏避雷器进行更换。9日0时45分，2号主变压器转运行。

图1 甲变电站220 kV系统主接线图

1.2 现场检查

发生故障的避雷器是2号主变压器35 kV侧A相避雷器，对其本体进行检查，发现复合外套上端第1与第3伞裙之间有两处击穿孔，孔的周围及顶部有黑色烟熏的痕迹，说明避雷器外绝缘经历了长时间的局部放电。另外，避雷器顶部伞裙合成材料已经碳化，轻轻触碰就有粉末状物体掉落，避雷器底座螺丝有2处放电痕迹，避雷器监测器与底座连线接头烧损。对2号主变压器35 kV侧B相和C相避雷器外观检查无明显的放电现象。

检查三相避雷器的监测器，发现A相避雷器动作2次，B相和C相避雷器没有动作，这说明避雷器在经过两次击穿放电后变为接地故障。

2 电气试验

2.1 设备参数

故障避雷器为无间隙复合外套金属氧化物避雷器，额定电压为52.7 kV，持续运行电压为41 kV。避雷器上次检修试验数据无异常。

2.2 电气试验数据

对2号主变压器35 kV侧A相、B相和C相避雷器进行停电诊断试验，结果如表1所示。试验时环境温度为8℃，相对湿度为50%。

表1 金属氧化物避雷器直流试验数据

由表1可见，A相避雷器的直流1 mA参考电压U1mA明显低于标准值，其泄漏电流I0.75U远大于50 μA，且本体绝缘电阻小于2 500 MΩ。

为了进一步检查故障避雷器的伏安特性，对A相避雷器进行持续运行电压下的阻性电流测试。测试时，使用单级试验变压器向避雷器施加持续运行相电压，采用HV2型交直流高压测量仪器检测避雷器两端的电压值，使用AI6106型氧化锌避雷器带电测试仪测量其泄漏电流，试验结果如表2所示。

表2 避雷器阻性电流试验数据

A相避雷器在持续运行电压下的泄漏电流全电流为3.652 mA，其阻性电流分量为2.156 mA，阻性电流分量占全电流的59.04%（超过20%），阻性电流的相角为 56.8°（正常为 77°～87°）。 在测试过程中，避雷器顶端伞裙有异常响声。

综合以上电气试验数据，可以判断A相避雷器的绝缘特性已劣化、热稳定性已破坏，其非线性特性已不符合产品要求，避雷器内部可能已经受潮或者老化［7-11］，A相避雷器已经彻底报废，必须进行更换。根据对表1试验数据的分析，B和C两相避雷器未发现异常，但从慎重和安全的角度考虑，应对B和C两相避雷器也进行更换。

3 故障原因分析和整改措施

3.1 故障避雷器的解体检查

对发生故障的A相避雷器再次进行外观检查，发现避雷器上盖板处有绝缘加强护套，底部未打排水孔。

打开绝缘护套后，发现避雷器上部有水渍和受潮痕迹，密封处有开裂现象，上盖板、接线端子等金属部件处有积灰、发黑且锈蚀严重。

对避雷器本体解体后发现，氧化锌电阻片已经变色、部分烧损。电阻片侧面、电阻片玻璃钢围屏有很多树枝状放电痕迹，甚至在内腔壁及围屏上有微小水珠。

3.2 避雷器的整改措施

通过以上避雷器故障原因的分析，可知避雷器上盖板处密封状况是发生故障的关键因素，针对此问题对现场避雷器进行了整改。整改后的避雷器和避雷器接线方式如图2所示。

图2 整改后的避雷器和避雷器接线方式

1）主变压器低压侧母线进行绝缘热缩套包覆的同时，对避雷器接线板以上的高压引线部分做保留处理，取消了避雷器接线板处的绝缘包裹，防止雨水浸泡上盖板引起避雷器内部受潮。

2）缩短了避雷器本体与主变压器低压侧母线之间的高压引线长度，并采用了软连接方式，从而保护避雷器的上盖板不受破坏。

3）将避雷器监测器的位置下移，加长避雷器底座与监测器之间的引下线，以便于观察泄漏电流值或对其进行带电测量，也方便带电更换发生故障的监测器。

避雷器原设计的爬电距离已经能够满足现场电压等级和使用环境的要求，因此取消避雷器接线板处绝缘包裹，不会造成爬电距离的减少，不会引发避雷器外绝缘闪络等问题。

4 结语

综合故障发生过程、现场检查、电气试验数据和避雷器解体检测，确定此次避雷器故障是避雷器盖板包裹了绝缘加强护套，导致避雷器顶部进水受潮，长时间浸泡使避雷器内部发热，进而引起避雷器击穿放电，最后发生单相接地故障。

针对此次主变压器低压侧避雷器故障，进行了全面排查，发现变电站内的主变压器普遍存在此类隐患，建议停电检修期间解除主变压器低压侧避雷器的绝缘包裹，对无法及时解除的避雷器要加强专业巡视。