输变电设备污闪分析及改进措施.doc

输变电设备污闪分析及改进措施 1、输变电设备闪络原因分析（1）污秽中所含的导电成分和瓷瓶盐密成倍增长，包头供电局对呼包1回、青城1、II回、永东线、韩庆南变电站等瓷瓶和附近的雪水取样，经分析得出结果是：污样中所含的钾、钙、钠、锌、镁等金属高子成分都比1990年成倍增长，其中，锌增长了5倍。蒸馏水的电导牢为之48.9uscm，韩庆坝变电站母线瓷瓶污样电导率为204uscm，相差50倍，可见污染相当严重。（2）引发输变电瓷瓶闪络的大雾粘雪频繁出现。尤其是 1994年 1月、2月、3月、11月、12月都出现过使瓷瓶闪络的气象条件：风速23ms，气温一30C1C0，相对湿度80以上，粘雪或大雾。由此可知闪季节周期长，给防污工作造成很大困难，靠清扫瓷瓶很难防止污闪事故发生的。（3）输变电设备的外绝缘水平低。沈阳电业局泄漏比距为364cmkV，未发生过污闪。兰州供电局对35次污闪跳闸统计分析得出：泄漏比距在1622cmkV污闪跳闸24次，占用686；泄漏比距2426cmkV，污闪跳闸10次，占2.8；泄漏比距为327cmkV，污问跳闸一次，占2 .8。我局闪络跳闸的输变电设备泄漏比距均在291cm儿V及以下。包头一电厂、二电厂出口输电线路为大爬距，至今一直未发生闪络。（4）计算泄漏比距采用额定电压与实际运行情况不符，结果偏低。实际上污闪季节系统电压高出额定电压的10左右。计算泄漏比距还应考虑海拔高度（包头海拔高度在1000m以上）影响。（5）包头供电局对水东线、昆张麻线污闪跳闸后换下的瓷瓶（没烧伤）进行耐压试验，耐压强度仅有几kV。由此可想连续大雾粘雪下，瓷瓶的绝缘水平是很低的。（6）在提高直线悬垂串绝缘水平的同时，须提高耐张串的绝缘水平。只有每条线路、每座变电站的整体绝缘水平提高才能有效的防止污闪事故。（7）传统的清扫时间，起不到防闪作用。污闪发生在13月、1112月，因此，在注意及时清扫的同时，狠抓质量亦是不可忽视的措施。（8）对新污源要早发现，早认识，才能采取有效的防污措施，保证电网安全运行。（9）对1994年送电线路30次跳闸分析，可知线路的污闪跳闸基本上发生在夜间。2、防污闪措施本着“保主网、保220kV枢纽站”的原则，制定了输电线路、变电站防污改造综合方案（1996年1998年）制定输变电防污改造技术原则：110KV线路：直线悬垂串和跳闸悬垂串采用机械负荷7吨合成绝缘于，跳线不能更换合成绝缘于的必须刷防污涂料，耐张由采用机械负荷10吨的合成绝缘于。220kV线路；直线悬垂率和跳闸悬垂串采用机械负荷10吨的合成绝缘子，耐张单涂PTV长效防污涂料。220kV的变电站：母线瓷瓶更换机械负荷16吨的合成绝缘于。吊瓶和设备瓷瓶徐防污涂料。110kV的变电站：母线悬瓶更换机械负荷10吨的合成绝缘于，吊瓶和设备瓷瓶徐PTV长效防污涂料。35kV的变电站：母线悬瓶、吊瓶更换机械负荷7吨的合成绝缘子，设备瓷瓶徐PTV防污涂料。长期来防污工作最基本的技术主要是停电清扫、带电清扫。光靠清扫瓷瓶防止污闪是不易做到的，采用不需清扫的新技术和新产品，提高输变电抗污闪能力是今后防污闪的主要途径。现有41条线路悬垂串不同程度的使用了合成绝缘于，共用了合成绝缘于3266支。采取上述防污措施的变电站各段线路均没有发生过污闪。制定防污工作管理制度，规范防污工作。强化管理，层层落实防污工作，每条线路，每座变电站都要设防污专责人。未进行防污改造的输变电设备，在每年11月底前均要安排停电清扫，因系统原因不能安排停电清扫的输变电设备必须进行带电清扫（必须符合带电作业规程）。每年2月底前对重污秽的输变电设备安排停电清扫或带电清扫。变电站设备瓷瓶以及母线悬瓶和吊瓶“逢停必扫”，运行人员和检修工作负责人要把此条作为检修验收的第一项内容，无条件执行。建立输变电设备的清扫台帐。清扫时间、清扫人名、验收人姓名、清扫质量、均要有记录。线路经过下湿地、易积水的洼地、水库等容易起雾的特殊地区、要加强绝缘，应选用防湿防污问性能好的绝缘子。在选线时要尽可能避开上述地区。摸清污源及设备绝缘状况。完善基础资料，加强盐密测试。防污工作是一项长期复杂的系统工作，有许多问题需进一步认识，必须扎扎实实坚持不懈地抓下去，把污闪跳闸率降到最低点，消灭污闪事故，保证电网安全运行。