防污闪技术分析：

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〔摘要〕 分析了近年来我国电网大面积污闪事故的主要原因，对各种防污闪措施的性能进行了比较，介绍了适用于 6～500 kV 变电站高压设备的新型带电清扫机具，并简述其在国内的使用情况和前景展望。

〔关键词〕 污秽闪络；防污闪措施；带电清扫；现场使用；饱和盐密

1  我国电网大面积污闪事故的根本原因分析

20世纪90年代以来，电网大面积污闪停电事故在全国较大范围内频频发生，特别是 2001 年初华 北、辽宁、河南电网的大面积污闪事故是我国北部 电网的一次灾难性大面积污闪事故。其中 66～500 kV 的 238条线路、34座变电站污闪跳闸 972次， 造成国民经济惨重损失。自 1990年初京津唐电网、河北南网、河南西部 和北部电网发生大面积污闪停电后，原能源部连续3 年召开全国电瓷防污闪工作会议，大抓电网防污 闪工作，提出绘制污区分布图，根据污区分布图进 行输变电工程的外绝缘设计，并且连续10年开展输 变电设备上的调爬工作，然而大范围内的电网污闪 停电事故几乎连年不断，原因何在？

调研分析我国历次大面积污闪事故的原因，笔 者认为，全国电网经过持续 10 年的防污闪工作后，我国的大环境污染严重、持续浓雾的侵害、部分输 变电设备爬距偏小、零低值绝缘子的存在等已不再是大面积污闪的主要原因。造成我国电网大面积污闪频发的根本原因是 GB/T16434-1996《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择 标准》本身的问题。我国污区分布图绘制的主要依据之一就是 GB/T16434-1996 标准。从表面来看，该标准中污秽分 级的盐密值范围和对应污级配置的爬电比距范围与 国际 IEC 的污秽分级标准完全相同，但是 IEC 的污 秽分级标准中没有规定被测绝缘子表面盐密的积污年限。我国电力系统设计和生产运行部门一直沿用1997年的“高压架空线路和发变电所电瓷外绝缘污 秽分级标准”(原水电技字【83】103号)，该标准中 对电瓷外绝缘配置是基于设备在 1 年 1 次清扫的基 础上，采用绝缘子表面 1 年的积污盐密值来划分污 级，盐密测量均为定点绝缘子，用蒸馏水清洗，每次清洗后绝缘子表面较清洁，其起始盐密值很小；然而，在实际运行中绝大多数设备的清扫不能保证做到 1 年 1 次，即使清扫也是用干布擦一下，清扫 后的绝缘子表面仍较脏。日积月累，运行绝缘子表面实际积污的盐密值远大于定点测量盐密的绝缘子。 因此，造成输变电设备划定的污秽等级严重偏低。 尽管 GB/T16434-1996 标准对污级划分用绝缘子表 面盐密值有所变化，修改为“一般可取1～3年的连 续积污盐密值”，但并没有强调其重要性。在各电网 污区分布图的修订中，大多仍以年均积污盐密值为 依据，致使各地修订后污区分布图的污级分等仍然偏低，电网设备的外绝缘配置普遍不能真正到位， 绝缘裕度偏小，一遇到持续大雾的侵袭极易发生大 面积污闪停电事故。

为杜绝大面积污闪停电事故，从根本上更正划 分污区分布图用的绝缘子盐密值，使我国输变电设备外绝缘配置到位并留有裕度，必须重新修订 GB/ T16434-1996 和污区分布图，采用绝缘子饱和盐密 值作为划分污级的标准，而不是以年均盐密值为划 分依据，真正把绝缘子的清扫裕度留给运行部门。

2         各种防止污闪措施综合比较

目前，国内采取的防污闪措施主要有“爬、扫、 涂、加”4种：即调整设备爬电比距，采用防污

型绝 缘子或合成绝缘子；清扫设备表面污秽；涂 RTV 涂 料；加装伞裙套。根据多年的经验，

对各种防污闪 措施性能综合比较如下。

2.1调整设备爬电比距 调整设备爬电比距(简称调爬)是防止污闪事故发生的根本措施。特别

是近年来输电线路大量更换 合成绝缘子，有效地防止了污闪事故的发生，明显 降低了污闪

跳闸率。2001年的北方地区大面积污闪 事故中，凡采用合成绝缘子的线路没有一串发生闪

络事故。瓷材料绝缘子的使用寿命长30-50年。设备绝缘水平一次更换到位，保证长期使用。

调爬措施的广泛使用因以下原因受到限制：。

(1) 调爬费用难以承担。为保证设备瓷件伞裙 间的距离，防止雨雪闪络，大爬距瓷件的结构高度 需相应增高，设备内部原有线圈的引线就不够长。 因此，调爬必须整体更换设备，需要大量的经费。防 污闪工作完全基于调爬，所需费用难以承担。更换 下来的设备闲置无用，继而造成很大的浪费。2001 年初北方地区大面积污闪事故后，辽宁、河北、河 南、京津唐、华东电网改造主电网的部分设备需投 入约 8.6 亿元(发输电［2001］175 号文“关于印发 防止电网污闪措施落实情况汇报纪要的通知”)。

(2) 更换结构高度较高的设备可能会使线路导 线和变电设备外部原有引线过长、弧垂增大，造成相间或对地距离减小。而且，设备更换的现场施工 处理难度很大，如不处理又将给安全运行带来隐患。 以上 2 个原因限制了对输变电设备，特别是变电设备调爬措施的广泛应用。

2.2 设备清扫 输变电设备瓷表面污秽清扫是恢复设备原有绝缘水平、防止污闪事故发生的有效措施。表面清洁 的绝缘子能长期耐受住最高工作电压的要求，因此， 即使在严重污秽地区采用普通绝缘子，只要保持设 备瓷表面清洁，就能保证安全运行。目前国内电网设备的清扫绝大多数是采用停电 清扫和逢停必扫的措施，此种举措不仅清扫不彻底， 而且耗费巨大的人力和物力。开展带电清扫，才能 做到应扫必扫、随时清扫，保证设备清洁如初，确 保设备安全运行。但目前国内采用的带电水冲洗、 带电气吹和带电机械干清扫等方法，在不同的程度 上还存在一些问题。(1) 带电水冲洗受到冲洗所用水质、冲洗方法、 被冲洗绝缘子表面积污量、周围带电设备安装位置 以及环境温度、风向等条件的严格限制。在国内，以 往的带电水冲洗作业中常发生被冲设备或临近设备 的闪络事故，因此较少采用带电水冲洗。(2) 带电气吹清扫采用压缩空气吹打绝缘子表 面，达到清扫的目的。压缩空气不仅是清扫污秽的 动力，而且是构成机具主绝缘的一部分。空气经压缩后温度升高，在通过橡胶绝缘管时，易在管壁上 产生凝露现象，从而降低机具主绝缘的性能，严重 影响带电作业的安全性，研制单位已停止生产此类 产品。(3) 带电机械干清扫不存在带电水冲洗、带电气吹机具中的问题，是理想的带电清扫方法。但现 有的带电机械清扫机采用手枪电钻作为动力源，机 具的重量大、易损部件多、清扫力量小、清扫效果差。受机具结构设计、绝缘材料的重量等影响，手 枪电钻式清扫机无法适用于220 kV及以上设备的清 扫作业。

2.3  涂防污涂料或加装伞裙套 污秽地区变电设备爬电比距不能满足要求时，

在设备瓷件表面涂防污涂料或加装伞裙套是防止设 备污闪的有效补救措施。

粘接式伞裙套改善绝缘子的受潮条件，增加绝 缘子的爬电距离，因此能提高绝缘子的耐污水平。 对 110 kV 刀闸支柱试验结果表明，加装 3 片硅橡胶 伞裙套，在 0.1～0.2 mg/cm2 盐密污秽度下耐污水 平能提高 1.5 倍。由于伞裙套的材质不同和粘接质 量问题，运行中有出现伞裙套变形、塌边、粘接面 开裂等现象，从而影响该措施的广泛使用。

RTV 涂料具有良好的憎水性和憎水迁移性，使 绝缘子表面污秽也具有憎水性、不易被受潮溶解， 从而提高绝缘子的耐污水平，但涂料的组成成分和 配方的不同将影响涂料的性能指标。我国涂料生产 厂家众多，产品质量差异较大。对国内10余个厂家

的涂料产品进行性能对比试验，其中附着力，耐酸、

碱、绝缘油腐蚀性能，耐温变性能，人工污秽闪络电压等试验的结果差异较大，其中人工污秽闪络电 压是不涂涂料的1.3～2.0倍不等。运行中也出现涂 刷的涂料不固化、起皮、憎水性减弱、涂料设备闪 络等现象。

涂料和伞裙套在受到气候和电磁场的作用时易 发生老化，出现起皮、开裂、憎水性和憎水迁移性 减弱等问题，一般使用寿命3～5 年，同时，采用涂 防污涂料或加装伞裙套也存在费用昂贵以及复涂时 旧涂料清除困难等问题，因此不能作为防止设备污 闪的一项补救措施。

迄今为止，我国的高压变电站有十几万座，每 年安排高压设备清扫需花费巨大的人力、物力、财力和时间，设备清扫主要采取“逢停必扫”的方式。 停电倒闸操作、安全措施实施和停运时间的限制， 给设备清扫质量以及系统的安全运行带来较多的问 题。设备污闪隐患越来越严重地威胁着电力系统的 安全运行，带电清扫作业势在必行。广泛开展带电 清扫，必将产生巨大的经济效益和社会效益。高压 带电清扫机具有广阔的使用前景，必将为我国电力系统电气设备防污闪工作做出巨大的贡献。