110kV避雷器发热故障分析-重庆半岛（中国）

110kV避雷器发热故障分析-重庆半岛（中国）

一、事故简况

6月14日变电检修中心对110kV x变变电站避雷器进行红外测温，经测温发现该110kVx间隔避雷器最大相间温差2.1度，C相泄漏电流值为0.75mA，其余相泄漏电流均为0.4mA，综合之前的跟踪测试数据判断C相避雷器存在受潮或内部元件损坏，并于6月18日进行了停电更换。

三、现场检查情况

（一）带电测试跟踪情况

5月17日，检修专业再对避雷器发热及泄漏电流进行排查时发现，该间隔避雷器三相相间及C相本体上下温度场分布不一致，最大相间温差达1.5度，且三相泄漏电流也存在差别，依次为：A相0.4mA、B相0.4mA、C相0.6mA，故将其列为重点跟踪对象，缩短检测周期，开展夜间精确红外测温。

图1 110kV避雷器红外图谱及泄漏电流指示

6月4日晚，运行值班员对该间隔避雷器进行跟踪测试，对图谱进行分析后显示，三相温差增大到2.1度，泄漏电流无变化。

图2 110kV避雷器红外图谱（6月4日）

6月14日夜间，检修专业对该间隔避雷器进行精确红外测温跟踪测试，发现三相温差几乎无变化，但C相泄漏电流有所增加达到0.75mA，图示如下：

图3 110kV避雷器红外图谱及泄漏电流指示（6月14日）

（二）试验情况

根据多个时间节点跟踪复测情况，推断110kVC相避雷器内部可能存在元件损坏或劣化受潮情况。

数据显示C相避雷器绝缘电阻明显下降，泄漏电流明显增大，Q/GDW1168-2013输变电状态检修试验规程规定：（1）0.75U1mA泄漏电流初值差应≦30%或≦50uA（注意值）；（2）绝缘电阻不应小于2500MΩ。根据以上规定，C相避雷器不合格。

（三）解体检查情况

为进一步确定缺陷原因，对该避雷器进行解体检查。

1.外观检查

首先进行避雷器外观检查，经检查避雷器外观完整无损，外绝缘表面清洁，金属法兰结合面平整，无外伤或铸造砂眼，随后进行避雷器上部防雨板及内部盖板拆除，经检查未发现进水迹象，如图4所示。

图4 避雷器外观检查及解体过程检查

2.电阻片检查

抽出避雷器电阻片支架，经观察支架内电阻片共计30片，由支撑金属管分隔六层，每层5片，其中第二层第一片2-1电阻片边缘破损脱落，最后一层6-1、6-2、6-5电阻片均有多处明显炸裂破损，如图5所示。

图5 避雷器电阻片检查

3.器身绝缘筒检查

检查避雷器下部绝缘筒，发现最底层破损电阻片对应位置内筒壁上有电阻片迸出痕迹，并有大量绿色粉末附着；内部发现一颗小螺丝，螺丝外观整洁无装配痕迹，避雷器器身也没有该型号螺丝，如图6所示。检查避雷器上部绝缘筒，发现顶部内壁上有发热痕迹，且表面有明显粉状物附着，如图7所示。

图6 避雷器下筒壁内部检查

图7 避雷器上筒壁内部检查

四、原因分析

试验数据不合格原因分析

避雷器内部由电阻片和增高垫块组成，所有相电压由电阻片承担，并由上到下逐渐分压直至尾端接地，该避雷器电阻片共30片，底部3片电阻片破裂并有向外崩裂痕迹，上部1个电阻片边缘有破损。

图8 避雷器泄漏电流通道示意图

避雷器下部电阻片向外崩裂后碰撞内筒壁并形成大量绿色粉末，由于筒壁内为密封结构，在高电压下大量粉末附着在内侧筒壁，顶部看也能明显看到内壁附着物。内壁的附着物导致绝缘电阻试验时泄漏电流的旁路分流，导致泄漏电流增大，绝缘电阻降低，如图8所示。

五、暴露问题

抽检、监造工作不到位导致避雷器生产制造阶段失去监督，按照《避雷器全过程技术监督管理实施细则》-4设备制造-7电阻片中规定“3在对电阻片抽检时，应见证以下试验：（1）4μs/10μs大电流冲击耐受试验：耐受两次冲击，间隔时间为50～60s，不应有击穿、闪络、破碎或明显损坏的痕迹；（2）2ms方波冲击耐受试验：耐受3次×6组2ms方波冲击电流，试验前后试品额定电流残压变化率不超过5%，不应有击穿、闪络、破碎或明显损坏的痕迹；（3）1000h加速老化试验：若因条件所限，可提供半年内进行的1000h加速老化试验报告，并根据供应商工艺文件要求进行加速老化试验验证。”对于以上3项试验见证工作设备制造阶段未开展，导致不合格的电阻片装配入网，进而造成设备质量问题。