对金属氧化物避雷器带电检测诊断的探析

2015-06-16苑超

科技视界 2015年26期

苑超

(江苏省电力公司南京供电公司，江苏南京 210000)

避雷器作为电网中重要的过电压保护装置，是电力系统安全运行的有力保障。近年来，金属氧化物避雷器（简称“MOA”）以其优越的过电压保护特性而取代了老式的SiC避雷器，在电力系统中得到广泛应用。

1 金属氧化物避雷器带电检测原理

在交流电压下，流过MOA的电流包含阻性电流和容性电流。在正常情况下流过避雷器的主要为容性电流，阻性电流相对较小，仅占很小一部分约为10%～20%，但是，当MOA老化或者阀片受潮后，导致可变电阻阻值下降，阻性电流增大。由于MOA阀片的非线性，阻性电流的变化为非线性，因此MOA运行参数可简化等效为一个可变电阻和一个不变电容的并联电路，如图1所示。

图1 MOA等效电路及电流矢量

当运行中的MOA受潮或劣化时，等效电容C或电阻R发生变化，从而使得阻性电流IR增大，全电流IX、容性电流IC也将增大，电压电流夹角②φ将减小，一般情况下这些变化都可以从避雷器的以下电气参数变化反映出来：在运行电压下，全电流阻性分量峰值的绝对值增大；在运行电压下，全电流谐波分量明显增大；运行电压下的有功功率损耗绝对值增大；运行电压下的全电流的绝对值增大，但不一定明显。

2 金属氧化物避雷器带电检测和诊断的方法

2.1 带电检测的方法

目前MOA带电检测方法主要分为3类：运行中持续电流检测；红外热像检测；高频局部放电检测。但目前并无很好统一的方法来对带电检测数据进行分析判断。

2.1.1 运行中持续电流检测

运行中持续电流检测主要是检测全电流、阻性电流或功率损耗。由于总电流中容性分量比例很大，阻性电流的变化则对电阻片初期老化的反应比较灵敏。采用的带电检测方法主要有电流法、二次电压法等，但目前国内外公认的比较精确、有效的MOA性能检测方法是二次电压法。

图2 二次电压法试验接线示意

现场试验表明二次电压法既能测量阻性电流基波分量，也能测量阻性电流各次谐波成分，对避雷器受潮以及电阻片老化情况均能准确判断，且现场使用方便、操作简单，适应MOA各种运行条件。

2.1.2 红外热像检测

红外热像检测技术主要是利用红外热像仪探测物体发出的红外辐射，并将物体辐射的功率信号转换成电信号，通过成像装置的输出模拟被扫描物体表面温度的空间分布，得到与物体表面热分布相应的热像图。MOA故障主要包括受潮和老化，一般都以电气元件发热为特征，整体温升增大，相间温差也增大，故障相的温度较正常相偏高，一般通过红外热像仪即能检出设备温度变化。

2.1.3 高频局部放电检测

高频局部放电检测技术是指对频率介于3～30MHZ的局部放电信号进行采集、分析、判断的一种检测方法。利用高频钳形电流互感器，直接从避雷器末端抽取放电电流脉冲信号，依据信号的等效时长和等效频率对系统采集到的信号中的各种成分进行分离分类，再将其放电特征与专家库中的放电特征进行比较，能够灵敏的识别设备故障。

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2.2 带电诊断的方法

对MOA带电检测结果进行判断时，除了参考《电力设备带电检测技术规范》标准规定外，还可以参考以下方法。

2.2.1 利用阻性电流与全电流比例关系判断

在持续运行电压下其有功功率损耗（阻性电流IR）比较小，阻性电流IR应小于全电流IX的25%。当MOA阀片老化、受潮或受到破坏，其有功损耗必定增加，阻性电流IR在全电流IX中所占比例明显变大。当10%＜IR／IX＜20%时，一般可判别 MOA 运行良好；当 25%＜IR／IX＜40%，可增加检测频度、密切关注变化趋势，并做数据跟踪分析；当IR／IX在40%以上时，应退出运行，进一步分析故障原因。

2.2.2 利用电流超前电压角度判断

当运行中的MOA受潮或劣化时，全电流、阻性电流、容性电流都将增大，但阻性电流的增加远大于容性电流增加量，电压电流夹角φ将减小。因此可以通过φ（90°-φ相当于介损角）值判断更有效。φ大多在81°～86°。按“阻性电流不能超过总电流的25%”要求，φ不能小于75.5°，因此可按照表1对MOA性能进行评价

表1 MOA相角性能评价表

实际上，φ＜80°时应当引起注意。评价MOA性能时，应考虑直线排列的三相避雷器，相间干扰产生误差：U相φ值减小2°，W相φ值增大 2°。

2.2.3 利用谐波数据分析判断

如果阻性电流占全电流的百分比明显增长，其中，基波的增长幅度较大，谐波的增长不明显，一般表现为污秽严重或内部受潮，如果阻性电流谐波的增长较大，基波增长不明显一般变现为老化。

2.2.4 结合红外测温、高频局放进行联合诊断

受潮初期，故障元件自身发热增加；受潮严重后，对于多元件结构的MOA，可引起非故障元件发热超过故障元件发热，表现出局部热特征，引起局部放电效应。老化则表现为整体或多个元件普遍发热的特征，但是，如果各阀片老化程度不同，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。因此利用这些特点就可通过红外测温、高频局部放电来判断设备是否存在缺陷。

3 实例分析

2011年6月，某110kV变电站兆方II线避雷器使用电流法带电检测时，发现U相避雷器全电流、阻性电流、有功功率损耗较V、W相异常增加，且与历次带电检测数据比较均有逐年递增趋势。次日进行了带电诊断试验，试验项目为阻性电流测试、红外测温、高频局放检测。

3.1 阻性电流带电检测

对避雷器阻性电流复测时，分别使用电流法及二次电压法。电流法测试及历次测试数据如表2所示（使用AI－6103型仪器）。

表2 电流法历次带电检测数据

横向分析表2可知，投运后至2009年6月，U、V、W三相的全电流、阻性电流、有功功率损耗数据均比较接近，相差不大。2010年10月后，U相与V、W对应数据比较，相差较大。纵向比较表2可知，U相自2010年10月，全电流、阻性电流、有功功率损耗均有所增加，尤其是2011年6月的测试数据与上次测试相比，增加较为明显。

3.2 红外诊断

发现带电检测数据异常后，为了更好地判断该组MOA的绝缘状况，对该组三相MOA进行了红外热成像检测，红外热像图及温度曲线如图3、图4所示。

图3 红外热像

图4 温度曲线

从图3、4中可以看出U相整体红外成像颜色比V、W相略显发亮；V、W相MOA上下节的温度场分布基本均匀，而U相上下部温度分布极不均匀；通过温度线性图可以直观看出U相温度较V、W相高，同位置的最大温差达到2℃。线温分析表明V、W相避雷器上下部温场分布均匀。而U相上半部出现了明显的区域性温度升高，下半部温度呈现下降趋势，说明该避雷器部分阀片非线性特性出现变化，电位分布不均衡，阻性电流和功率输出不均导致散热不均所致。