一起500 千伏金属氧化物避雷器故障分析及运维措施

●李洪坤 杨雪飞 李应宏 林欣森

无间隙金属氧化物避雷器具有伏安特性连续平坦、对过电压响应快、结构简单、保护性能好，以及安装和运行检测方便等优点，被广泛应用于各电压等级变电站中，有效保障了变电站内设备的安全稳定运行。但近年来金属氧化物避雷器由于内部受潮、氧化锌阀片老化、承受多重过压冲击造成故障的情况时有发生，严重影响了电力系统的安全稳定运行 ，且故障多发生于雷雨天气时，增加了故障处理及检查的危险性。本文对某500 千伏变电站内一台线路用500 千伏避雷器在雷雨天气发生的防爆膜动作及泄漏电流监测仪烧损故障原因进行分析，总结同类设备后续的针对性运维措施，以供同行借鉴，提高变电站内避雷器的安全运行水平。

一、故障概况

500 千伏甲乙线连接500 千伏甲变电站、500 千伏乙变电站，全长110 千米。某日，500 千伏甲变电站、500 千伏乙变电站内500 千伏甲乙线路的断路器B 相跳闸，重合闸动作,重合不成功，跳开三相断路器，故障时该线路的两侧甲、乙变电站均为雷雨天气。跳闸发生后，500 千伏乙变电站的运维人员现场检查发现该线路避雷器B 相存在异常，避雷器瓷柱接口处的防爆膜动作呈黑色，泄漏电流监测仪烧损，如图1 所示。

图1 B 相避雷器故障照片

经检查，对侧500 千伏甲变电站的避雷器外观检查无异常，B 相避雷器计数器动作了2 次；500 千伏乙变电站的B 相避雷器泄漏电流监测仪已因故障烧损，无法记录动作次数。500 千伏乙变电站的运维人员对故障的避雷器进行红外测温，发现B 相比A、C 相温度高6.8 摄氏度，见图2。

图2 B相避雷器测温照片

故障发生后，运维单位快速反应，调配备品备件对B 相进行了抢修更换，当天即恢复了线路送电。

二、原因分析

（一）设备基本情况

故障的B 相避雷器为无间隙金属氧化锌避雷器，型号为Y20W-444/1106W1，额定电压为444 千伏，2016 年11 月生产，2017 年6 月30 日投运。

金属氧化锌避雷器结构图如图3 所示。避雷器包括瓷套和上下法兰，瓷套和法兰之间为压力释放装置、防爆膜和密封结构，瓷套内部有氧化锌电阻片、垫片、垫筒、绝缘卡垫、支撑杆、干燥剂等组成。

图3 避雷器结构图

（二）运维情况分析

1.500 千伏甲乙线避雷器为Ⅲ级管控级别，符合设备风险评估结果，根据一站一册运维策略要求，500 千伏乙变电站每月对避雷器本体、放电计数器及泄漏电流监测仪等进行一次巡视检查，并对避雷器进行一次红外测温，未发现异常。

2.故障的B 相避雷器2017年6 月30 日投入运行，投运前进行了交接试验，2018 年5 月28 日完成了投运1 年的预防性试验，试验结果满足《电力设备检修试验规程》的要求。

3.2018 年5 月、2019 年3月分别开展了运行电压下的交流泄漏电流带电测试工作，试验结果满足《电力设备检修试验规程》的要求。

（三）雷电及保护情况分析

调取500 千伏甲乙线两侧变电站的保护动作信息，故障时刻发生在3 时48 分58 秒491 毫秒，500 千伏甲乙线B 相电流、电压有非正弦波突变，出现瞬时非工频量差动电流，两侧差动保护动作正确跳开线路两侧B 相断路器，故障录波测距距500 千伏甲变电站78.2 千米，距500 千伏乙变电站32 千米。查询雷电定位系统，该故障时刻前后10 秒内在129 号和130 号塔附近共有4 次落雷记录，其中有两次雷击电流为-56 千安、-38 千安左右，雷击点至变电站的距离，与故障录波测量距离相吻合。

3 时48 分59 秒446 毫 秒，即故障后955 毫秒重合闸动作，重合于故障三相跳闸。查看保护动作波形，500 千伏甲变电站侧断路器先于500 千伏乙变电站16 毫秒重合，重合闸瞬间即有操作过电压出现，峰值832.9 千伏，两站B 相均出现明显较大的正弦波故障电流和零序电流，两站差动保护、重合加速保护正确动作跳开线路两侧三相断路器，故障录波测距距500 千伏甲变电站110 千米，距500 千伏乙变电站0 千米，测距结果与故障的避雷器相符。

根据雷电定位系统落雷以及保护动作情况，认为500 千伏甲乙线B 相遭受雷击引起单相故障，保护正确动作跳开B 相，重合闸时间到后，500 千伏甲变电站侧断路器先于500 千伏乙变电站侧16 毫秒合上，500 千伏乙变电站B 相避雷器在大气过电压、操作过电压、工频过电压的共同作用下发生压力释放动作，导致重合于故障三跳。

（四）返厂解体检查分析

将故障的B 相避雷器进行返厂解体分析，具体情况如下：

1.外观检查

根据解体方案对避雷器进行外观检查，对上、中、下元件及均压环进行检查，发现三节元件的上下防爆板破裂，防护板翘曲、内表面熏黑，三节元件均出现压力释放动作（见图4），瓷套外观正常，均压环大环圈局部有放电痕迹。

图4 压力释放阀动作情况

2.元件直流测试

使用直流测试检测仪对三节元件进行直流参数测试，测试值详见表1。可以发现各元件参考电压均接近于零，75%直流1 毫安参考电压下漏电流远超规程不大于50 微安的要求，表明三节元件均处于贯穿导通状态。

表1 直流参数测试值

3.解剖情况

（1）避雷器上、中节密封盖板、压板及密封圈无异常，内部无异物，无受潮痕迹；上节瓷套内壁自上而下有贯穿的烧蚀痕迹，中节瓷套内壁有局部的电弧烧蚀痕迹；芯体外表面自上至下有显著的爬电痕迹，逐片检查电阻片均存在不同程度的外表面闪络痕迹；绝缘杆颜色正常。

（2）避雷器下节密封盖板、压板及密封圈无异常；瓷套内壁有局部的烧蚀痕迹；芯体外表面自上至下有明显的爬电痕迹，检查电阻片均存在不同程度的外表面闪络痕迹，其中底部5 片电阻片已破损，绝缘棒在相应位置有烧蚀痕迹，见图5。

初步分析，三节元件压力释放装置动作均是芯体电阻片侧面闪络引起。

（五）恢复性试验验证分析

为验证电阻片是否侧面闪络，现场挑选外观无破损的电阻片进行电压恢复特性试验，以检查电阻片本体的完好性。挑选外观无破损的上、中、下节电阻片各3 片，用酒精、棉布对电阻片进行擦拭，进行直流参考电压测试，测试结果均接近于零。将9片电阻片在400 摄氏度温度下进行表面有机釉清除，处理后进行清洗、风干、酒精擦洗后进行直流参考电压测试，测试数据见表2。

表2 电阻片测试数据

从表2 可知，选取的电阻片在去除侧面釉层后均出现了电压恢复现象，验证说明了本次故障是侧面闪络引起，部分电阻片电压与原始值相比下降较大，应为电弧灼烧造成阀体部分晶体击穿，引起电压略有下降、漏流增大。

（a）密封盖板、压板、密封圈、绝缘棒

图 5 B 相避雷器解体照片

（六）故障原因分析

综合解体检查、雷电记录、保护动作情况，对B 相避雷器故障的原因分析如下：

500 千伏乙变电站B 相避雷器短时间内连续承受两次陡度较大的雷电侵入波，线路保护正确动作跳开线路两侧B 相断路器，线路重合闸动作，甲变电站侧断路器先动作合上，线路处于长距离空载状态，此时乙变电站B 相避雷器短时间内承受大气过电压、操作过电压和工频过电压的共同冲击，使得避雷器吸收能量远大于其耐受能力，造成该线路避雷器局部电阻片侧面闪络失效和下节部分电阻片损坏，进而造成B 相避雷器3 节压力释放动作、泄漏电流监测仪损坏 。

三、后续运维建议

（一）校验能量吸收能力

避雷器的能量吸收能力包括操作冲击能量吸收能力与雷电冲击能量吸收能力，操作冲击下的能量吸收能力主要为采用长持续时间电流冲击进行考核，对不同等级避雷器，可通过线路放电耐受能力试验或方波冲击电流耐受能力确定。雷电冲击下的能量吸收能力主要采用大电流冲击进行考核，应对无间隙避雷器电阻片进行大电流冲击耐受试验，电阻片在这种大电流冲击下，不应有击穿或闪络等破坏。

（二）加强带电测试

运行电压下交流泄漏电流带电测试能及时发现氧化物避雷器内部绝缘状况不良，阀片老化、受潮、内部绝缘件受损等，是判断避雷器状态好坏的重要手段，根据《电力设备检修试验规程》（Q/CSG1 206007-2017）规定，35 千伏及以上避雷器应在投运后半年内测量一次，运行一年后每年雷雨季前测量一次，或怀疑有缺陷时进行测量。当阻性电流增加50%时应该分析原因，加强监测，适当缩短检测周期；当阻性电流增加1 倍时应停电检查。

（三）加强运行维护

每月应记录避雷器放电计数器指示数和泄漏电流值，并与同等运行条件下其他避雷器进行比较，应无明显差异；每月进行一次红外热检测，用红外热像仪检测避雷器本体及电气连接部位，重点检查设备本体有无整体或局部过热现象、相间温差是否正常，红外热像图显示应无异常温升、温差，具体按《带电设备红外诊断应用规范》执行。

（四）加强雷电活动后巡查

运维人员增加特殊巡视，巡视检查项目包括：瓷套是否完好，导线与接地引线有无烧伤痕迹和断股现象，避雷器上帽引线处密封是否严密，有无进水现象，瓷套表面有无污秽；动作计数器指示数有无变化，判断避雷器是否动作。

四、结语

针对某变电站一台500 千伏金属氧化物避雷器运行过程中发生防爆膜动作及泄漏电流监测仪烧损故障，本文总结出了运维试验数据、雷电活动及返厂解体试验的综合分析方法，为同类设备运维分析提供参考。同时提出了氧化锌电阻元件电压恢复特性试验验证电阻片是否损坏的方法，并通过检查本体的完好性反向验证了侧面闪络的问题，从故障处理、日常巡维及技术监督等方面提出了有针对性的运维管控措施，可为防止和处理避雷器出现类似的故障提供参考，有助于保证电力系统的安全稳定运行。