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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48.9us/cm,韩庆坝变电站母线瓷瓶污样电导率为204us/cm,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2~3m/s,气温一30C—-1C0,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3.64cm/kV,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1.6~2.2cm/kV污闪跳闸24次,占用68.6%;泄漏比距2.4~2.6cm/kV,污闪跳闸10次,占2.8%;泄漏比距为3.27cm/kV,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2.91cm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1~3月、11~12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。

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