1、輸變電設備閃絡原因分析
（1）污穢中所含的導電成分和瓷瓶鹽密成倍增長，包頭供電局對呼包1回、青城1、II回、永東線、韓慶南變電站等瓷瓶和附近的雪水取樣，經分析得出結果是：污樣中所含的鉀、鈣、鈉、鋅、鎂等金屬高子成分都比1990年成倍增長，其中，鋅增長了5倍。蒸餾水的電導牢為之48.9us／cm，韓慶壩變電站母線瓷瓶污樣電導率為204us／cm，相差50倍，可見污染相當嚴重。
（2）引發輸變電瓷瓶閃絡的大霧粘雪頻繁出現。尤其是 1994年 1月、2月、3月、11月、12月都出現過使瓷瓶閃絡的氣象條件：風速2～3m／s，氣溫一30C—－1C0，相對濕度80％以上，粘雪或大霧。由此可知閃季節周期長，給防污工作造成很大困難，靠清掃瓷瓶很難防止污閃事故發生的。
（3）輸變電設備的外絕緣水平低。沈陽電業局泄漏比距為3．64cm／kV，未發生過污閃。蘭州供電局對35次污閃跳閘統計分析得出：泄漏比距在1．6～2．2cm／kV污閃跳閘24次，占用68．6％；泄漏比距2．4~2．6cm／kV，污閃跳閘10次，占2.8％；泄漏比距為3．27cm／kV，污問跳閘一次，占2 .8％。我局閃絡跳閘的輸變電設備泄漏比距均在2．91cm兒V及以下。包頭一電廠、二電廠出口輸電線路為大爬距，至今一直未發生閃絡。
（4）計算泄漏比距采用額定電壓與實際運行情況不符，結果偏低。實際上污閃季節系統電壓高出額定電壓的10％左右。計算泄漏比距還應考慮海拔高度（包頭海拔高度在1000m以上）影響。
（5）包頭供電局對水東線、昆張麻線污閃跳閘后換下的瓷瓶（沒燒傷）進行耐壓試驗，耐壓強度僅有幾kV。由此可想連續大霧粘雪下，瓷瓶的絕緣水平是很低的。
（6）在提高直線懸垂串絕緣水平的同時，須提高耐張串的絕緣水平。只有每條線路、每座變電站的整體絕緣水平提高才能有效的防止污閃事故。
（7）傳統的清掃時間，起不到防閃作用。污閃發生在1～3月、11～12月，因此，在注意及時清掃的同時，狠抓質量亦是不可忽視的措施。
（8）對新污源要早發現，早認識，才能采取有效的防污措施，保證電網安全運行。
（9）對1994年送電線路30次跳閘分析，可知線路的污閃跳閘基本上發生在夜間。
2、防污閃措施
本著“保主網、保220kV樞紐站”的原則，制定了《輸電線路、變電站防污改造綜合方案》（1996年～1998年）
制定輸變電防污改造技術原則：
110KV線路：直線懸垂串和跳閘懸垂串采用機械負荷7噸合成絕緣于，跳線不能更換合成絕緣于的必須刷防污涂料，耐張由采用機械負荷10噸的合成絕緣于。
220kV線路；直線懸垂率和跳閘懸垂串采用機械負荷10噸的合成絕緣子，耐張單涂PTV長效防污涂料。
220kV的變電站：母線瓷瓶更換機械負荷16噸的合成絕緣于。吊瓶和設備瓷瓶徐防污涂料。
110kV的變電站：母線懸瓶更換機械負荷10噸的合成絕緣于，吊瓶和設備瓷瓶徐PTV長效防污涂料。
35kV的變電站：母線懸瓶、吊瓶更換機械負荷7噸的合成絕緣子，設備瓷瓶徐PTV防污涂料。
長期來防污工作最基本的技術主要是停電清掃、帶電清掃。光靠清掃瓷瓶防止污閃是不易做到的，采用不需清掃的新技術和新產品，提高輸變電抗污閃能力是今后防污閃的主要途徑。
現有41條線路懸垂串不同程度的使用了合成絕緣于，共用了合成絕緣于3266支。采取上述防污措施的變電站各段線路均沒有發生過污閃。
制定防污工作管理制度，規范防污工作。強化管理，層層落實防污工作，每條線路，每座變電站都要設防污專責人。
未進行防污改造的輸變電設備，在每年11月底前均要安排停電清掃，因系統原因不能安排停電清掃的輸變電設備必須進行帶電清掃（必須符合帶電作業規程）。每年2月底前對重污穢的輸變電設備安排停電清掃或帶電清掃。
變電站設備瓷瓶以及母線懸瓶和吊瓶“逢停必掃”，運行人員和檢修工作負責人要把此條作為檢修驗收的第一項內容，無條件執行。
建立輸變電設備的清掃臺帳。清掃時間、清掃人名、驗收人姓名、清掃質量、均要有記錄。
線路經過下濕地、易積水的洼地、水庫等容易起霧的特殊地區、要加強絕緣，應選用防濕防污問性能好的絕緣子。在選線時要盡可能避開上述地區。
摸清污源及設備絕緣狀況。完善基礎資料，加強鹽密測試。
防污工作是一項長期復雜的系統工作，有許多問題需進一步認識，必須扎扎實實堅持不懈地抓下去，把污閃跳閘率降到最低點，消滅污閃事故，保證電網安全運行。
