解析华北油田电网防污闪技术改造

污闪是指运行中的输、变电设备受污的绝缘子在潮湿条件下，出现的强烈放电现象。污闪所产生的强力电弧不但造成保护动作跳闸还常致使电气设备损坏，对电网的损害是灾难性的。据统计，在电力系统总事故数中，污闪事故次数仅次于雷害，位居第二，而污闪事故所造成的损失却是雷击事故的10倍。

华北油田冀中电网在2001年初和2007年初先后发生两次污闪事故致使电网瘫痪，造成巨大经济损失和社会影响。两次污闪事故以来，华北油田一直致力于研究探索油田电网污闪产生原因及治理措施。

一、污闪产生机理及特点

目前，有关污闪产生的机理还没有统一的看法。笔者认为，工矿企业排放的烟尘、废气，汽车的尾气，扬尘，鸟粪等，这些污秽物，大多是酸、碱、盐性物质，降落到输、变电设备的绝缘子(线路绝缘子、母线支持绝缘子和设备套管)表面，逐渐沉积形成污秽层。污秽层在干燥状态下电阻很大，流过的泄漏电流很小，但在雾、露、毛毛雨、溶雪等气候条件下，污秽层受潮湿润，可溶物质逐渐溶解，污秽层中的电导增加、泄漏电流增大。由于泄漏电流的热效应，在电流密度较大处出现干区，干区的污层电阻增大而承受电压升高，电压达到一定值时干区便击穿放电，随着湿润程度的增加，逐渐发展成为电弧闪络。

污闪故障的显著特点是与气候关系密切，由于一种气象条件往往发生在一个较大的范围内，且持续时间长，所以污闪往往在多条线路上同时发生，这对电网运行威胁巨大。因此，防止电力设备发生污闪已成为保证电力系统安全、可靠运行的重要工作。

二、 油田电网产生污闪的原因分析

1. 设备构成及管理方面

华北油田冀中电网是在1976年至2000年间随着油田开发、建设逐渐形成的，以1座220kV站为供电枢纽、7座110kV变电站及线路为主网架，以40多座35kV变电站及线路组成配电网络，电压等级分为220kV、110kV、35kV、6(10)kV。220kV电源取自河北南网(220kV线路为河北省电力公司管理)、110kV电源取自河北南网和京津唐电网。

⑴电源分散，电网跨度大。供电区域分布在京、津、冀的一些县、市，电网跨度非常大，缺乏整体规划。

⑵设计标准低，设备老化严重。由于设计、投运于不同年代，设备水平参差不齐，特别是早期绝缘设计标准很低，且设备老化严重。

⑶信息不畅，缺乏专业指导。因为是企业自有电网，业务上缺乏国网公司的指导，国家有关电力行业的文件、规章制度、各种反措要求等信息缺乏。

⑷负荷重要，维护不足。石油、石化行业属于一级供电负荷，不允许停电，尤其是为石化公司供电的专用电源都引自唯一一座220kV站，因网架结构等原因造成有些设备、线路长期得不到清扫、维护。

⑸资金不足，技改缓慢。供电单位属于中国石油未上市企业，对电网的改造、建设资金严重不足。例如70年代生产的油断路器还在挂网运行。

2. 电网运行环境方面

油田电网是为油气生产、炼化加工及矿区居民服务的。部分变电站周边建有冶炼厂、化工厂、供暖锅炉并排放粉尘等大量污秽物，加之附近农村自家取暖燃煤炉排放的烟尘构成对电网严重的污染源。这与城市电网有很大不同，城市变电站大多建在地下或室内，架空线路较少，基本都是采用电缆。

根据气象资料统计，冀中地区年雾淞日数约为25天左右，尤其是持续时间超过12小时的大雾一般都发生在1～2月份，这些特殊气象加重了绝缘污染，极易造成绝缘子闪络事故发生。

三、2001年污闪后的认识及采取的措施

据统计，2001年污闪的是各电压等级的母线支柱及隔离开关瓷瓶、线路绝缘子、油断路器套管等。

气象条件及环境这些诱发污闪的外因我们无法改变，但这些不是发生污闪的根本原因，外绝缘薄弱是内因，是发生污闪的根本原因，是可以采取有效措施来提高的。

1. 变春检为春、秋检

输、变电设备绝缘子表面污秽清扫是恢复原有绝缘强度、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，试验证明，干燥清洁状态下的绝缘子每片的闪络电压平均为75kV，在潮湿状态下也有45kV，绝缘子污闪放电时可能低到10kV及以下。因此，即使在严重污秽地区采用普通绝缘子，只要保持瓷表面清洁，就能保证安全运行。

定期进行绝缘子清扫和保证清扫质量是防治污闪的有效手段。2001年前，清扫工作在每年的春季检修进行，污闪后分析认为：

⑴春季清扫后，到每年的污闪高发期来临时，又会有大量积污。

⑵春、夏季的积污在雨季来临时可以得到冲洗，但秋、冬季的高电导率积污得不到雨水冲刷。

因此变单一的春检为春检和秋检，污秽等级小的区域进行春检，秋季安排重污秽区的电气设备检修、清扫。特别是对变、配电设备及线路外绝缘水平低的部位，在秋、冬季做到“逢停必扫”。

加强对清扫人员的宣传教育和培训工作，说明清扫的重要性，培训清扫的方法，要对清扫质量进行检查、登记考核，不能只在形式上扫，而不注重清扫质量。

2.调整设备爬电比距到Ⅲ级

正确划分污秽等级，合理调整设备爬电距离是防污闪的根本措施。污区等级应按各区域污湿特性、运行经验、绝缘子表面等值盐密三因素综合考虑划分。Ⅲ级等值盐密为0.1～0.25 mg/cm2。通过对闪络的瓷绝缘子盐密值进行抽样检测，其值均大于0.12mg/cm2，可见达到Ⅲ级污秽[1]。爬电比距应根据绝缘子所处区域的污秽等级来确定，根据资料显示，油田电网处在Ⅱ、Ⅲ级污秽区域。设备防污等级基本为Ⅱ级，所以将调爬原则定为：将处于Ⅲ级污秽区域的设备爬电比距提高到25mm/kV，达到抗污秽等级Ⅲ级标准。

⑴220kV、110kV、35kV户外油断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器等设备更换成防污型。

⑵220kV、110kV母线支柱瓷瓶、悬式绝缘子更换为防污型，110kV线路绝缘子更换为防污型。

⑶35kV母线支柱、悬式瓷绝缘子更换为硅橡胶合成绝缘子，线路悬式瓷绝缘子更换为合成绝缘子，原为瓷横担绝缘子的线路受杆高限制，因地制宜更换为爬距达到Ⅲ级的瓷横担。

与传统的瓷、玻璃绝缘子相比，硅橡胶复合绝缘子具有重量轻、强度高、维护方便等特点，更重要的是它具有憎水性和憎水迁移性，耐污闪能力强，长度相同的硅橡胶绝缘子污闪电压比普通瓷绝缘子高2～3倍。从统计的全国线路污秽数据来看，凡采用硅橡胶绝缘子的线路很少发生闪络。

四、2007年污闪后的反思及采取的措施

不可否认，2001年后所做的防污闪工作是有效的，使六年来电网保持了稳定。

2007年再次污闪后，通过统计、调查发现，闪络的主要是220kV、110kV母线支柱瓷瓶和母线悬式绝缘子，还有一部分110kV、35kV隔离开关及线路悬式瓷绝缘子，基本都是2001年后更换的Ⅲ级防污型的瓷质产品，断路器、变压器等没有污闪。分析认为，有两个重要原因造成再次污闪：

⑴清扫的局限性。由于油气生产等重要负荷的特殊性及运行方式制约，部分设备停电非常困难，尤其是给石化公司供电的设备、线路，停电检修、清扫计划不能落实，造成长期不能清扫、检修和消缺，存在死角，给电网安全运行留下隐患。

⑵对电网所处环境污秽等级升级认识不到位。当时认为把设备防污等级调整到Ⅲ级就可以杜绝污闪，没有对电网外绝缘水平留有充分的裕量。没有意识到随着油田及地方经济不断增长伴随的污秽源增多、污秽加重而污秽治理配套措施又相对落后，有些地域污秽等级达到了IV级。

两次污闪事故表明，造成“污闪”的原因是复杂的，涉及到环境、气象、绝缘子质量、运行维护质量、设计质量等因素。因此，寄希望于单纯采取某种措施来解决，对油田电网是不适宜的，必须采取综合措施对电网外绝缘进行全面技术改造，满足IV级防污并留有裕量，才能有效防止污闪事故的再次发生。