摘要：针对3起金属氧化物避雷器运行中持续电流检测异常故障，通过设备带电和停电试验数据分析，结合设备解体情况，确定故障原因为金属氧化物避雷器内部阀片受潮、老化，形成放电通道，系厂家制作工艺不过关。

避雷器是电力系统中的重要设备，对确保电网的安全运行有重要作用，系统内普遍使用金属氧化物避雷器，并联在设备两端，利用氧化锌阀片的非线性特性，保护设备、电网免受瞬时过电压、操作过电压、外部过电压的危害。金属氧化物避雷器在运行电压下，呈现高阻态，流过的电流仅为微安级，在电网出现瞬时过电压、大电流时，呈现低阻态，能限制过电压幅值，截断续流。但是在实际运行中，避雷器长期受工频电压的作用，恶劣环境的影响，加之避雷器本身密封性能不好，极容易发生阀片老化、受潮故障。定期对避雷器进行运行中持续电流检测（全电流、阻性电流），能够及时发现避雷器是否有受潮、阀片老化等故障。辅以直流1mA下参考电压及75%该电压下泄漏电流、绝缘电阻等停电试验进行数据分析、故障判断，给出合理建议。本文通过三起避雷器运行中持续电流检测异常事故试验数据分析，设备解体，确定故障原因，为类似设备异常处理提供参考。

1、事故象征

甲变电站运行部门反映2号变35kV侧避雷器B相在线监测表出现问题，检修、试验班组前往检查、试验，通过避雷器带电测量运行中持续电流试验发现2号变35kV侧避雷器B相运行中持续电流相比于A、C相明显偏大，为16589μA，而A、C相仅为170μA左右，与在线监测表显示数据一致。

乙变电站在进行避雷器例行带电测试时，发现该站1号主变35kV侧避雷器C相运行中持续电流相比于A、B相明显偏大，为987μA，而A、B相仅为170μA左右，同时B相在线监测表指示数值接近1mA，和测试数据相符。两日后进行复测，C相全电流、阻性电流变的更大，同时Φ角变小，为1159μA，A、B相数据无变化。

丙变电站进行避雷器例行带电测试，发现382避雷器B相运行中持续电流相比于A、C相明显偏大，为1883μA，而A、C相仅为170μA左右，在线监测表卡针，指示数据错误。一小时后进行复测，B相全电流、阻性电流明显变大。

在避雷器例行带电测试期间，连续出现三起相同避雷器故障，其中甲、乙变电站故障避雷器为同一厂家生产，应当着重分析故障原因，提出合理建议和预防措施，避免此类事故发生。

2、数据分析

由于氧化锌阀片具有优越的非线性特性，所以金属氧化物避雷器在运行电压下流过的电流很小，当出现避雷器受潮、阀片老化时，非线性特性破坏，全电流、阻性电流会明显增大。

依据《状态检修试验规程》规定：运行中持续电流检测，阻性电流初值差≤50%，且全电流≤20%，通过同组间其他金属氧化物避雷器的测量结果相比较作出判断，彼此间应无明显差异。对甲、乙、丙三座变电站数据进行分析，三座变电站均为首次试验，无历史数据进行纵向比较，但通过与同组间其他两相横向比较，有明显差异。可以判定为避雷器受潮或阀片老化故障。

避雷器直流1mA下参考电压及75%该电压下泄漏电流是反映避雷器伏安特性曲线拐点位置的重要参数。参考电压过高使被保护设备绝缘裕度降低，参考电压过低使避雷器重复频繁动作，损坏避雷器。一般情况下拐点出现在电流为1mA的位置，未到达拐点前避雷器呈现高阻值，接近绝缘状态，到达拐点后避雷器呈现低阻值，接近导通状态。当避雷器出现阀片受潮、老化现象时，直流1mA下参考电压降低，拐点提前，避雷器频繁动作，阀片性能下降，易形成短路放电通道。75%该电压下泄漏电流主要是考验避雷器是否受潮，一般规定小于50μA，若受潮则泄漏电流很大。

为准确分析故障类型，对避雷器进行直流1mA下参考电压及75%该电压下泄漏电流、绝缘电阻试验，停电试验发现故障避雷器直流1mA参考电压明显降低，小于73kV，最小的仅为6.3kV。绝缘电阻减小至9600mΩ，基座绝缘降低为0。依据《状态检修试验规程》规定：直流1mA下参考电压及75%该电压下泄漏电流测量，U1mA初值差不超过-5%~+5%且大于铭牌规定值，0.75U1mA泄漏电流初值差≤30%或≤50µA，基座绝缘电阻≥10mΩ。三支故障避雷器U1mA均大于铭牌规定值且0.75U1mA泄漏电流均大于50µA，基座绝缘电阻均小于10mΩ。乙变电站的故障避雷器U1mA仅为6.3kV，甚至无法检测到0.75U1mA泄漏电流。

说明该避雷器阀片已经失去非线性特性，失去了其在运行电压下的绝缘作用。这对于电网来说是极为不利的，长时间的运行电压也会使其绝缘继续劣化，加剧事故发生的可能性，当避雷器绝缘降低为0时，即该线路发生接地故障，导致失电。

综上分析三支避雷器为本体绝缘受潮、劣化，氧化锌阀片受潮、老化故障。

3、设备解体故障原因分析

3.1设备解体情况

为了验证故障判断是否准确，对三支避雷器进行了解体。

甲变电站故障避雷器基座处有明显水珠渗出，内部阀片表面有明显放电烧黑痕迹，阀片表面有大量白斑，出现老化、锈蚀情况。乙变电站故障避雷器与A变电站情况相同，且劣化更严重，基座绝缘已损坏。丙变电站故障避雷器阀片已烧黑，头部明显锈蚀。

3.2故障原因分析

根据解体检查情况，结合带电检测和停电试验结果，分析损坏原因为厂家制作过程中质量把控不到位，避雷器长期在户外运行，经受雨雪等恶劣天气，密封性能下降，导致氧化锌阀片受潮，泄漏电流增大。阀片受潮后闪络电压降低，在运行电压下就可能发生闪络，表面形成了明显放电烧黑痕迹。氧化锌阀片表面是镀铝层，受潮后形成相关铝化合物，放电后烧灼产生白斑。

4、防范措施及建议

针对这三起避雷器运行中持续电流异常事故原因，提出以下建议及防范措施：

（1）避雷器作为电力系统重要的一次设备，厂家在制造过程中应加强质量把关，避免有瑕疵产品流入市场。

（2）避雷器在线监测表在无故障情况下可以准确反映避雷器运行中持续电流，运行人员在巡视过程中加强对避雷器的巡视，以便及时发现异常。

（3）试验人员按照周期对避雷器进行带电和停电试验，对有异常的避雷器提出合理建议，加强监测。

5、结束语

避雷器直流1mA参考电压及75%该电压下泄漏电流是检测避雷器性能的一项重要试验，但是该项试验只能在停电状态下进行，有一定的局限性，因此开展避雷器带电检测能够及时监测避雷器状态，通过以上事例说明带电检测有异常的设备其直流1mA参考电压也相应发生了改变，说明其带电检测准确性很高，有部分地区也已经将带电检测完全取代了停电试验。