110kV华打一回线43#杆导线悬重锤对砼杆脚钉放电计算分析

【摘要】二00八年五月二日甘肃武威供电公司负责运行维护的110kV华打一回1116线路距离II段、零序II段保护动作，线路跳闸，重合闸动作未成功，强送华打一回线成功。故障分析及缺陷整改措施。

【关键词】砼杆脚钉;放电;“V”型串;分析;措施

引言

二00八年五月二日19：34，甘肃武威供电公司负责运行维护的110kV华打一回1116线路距离II段、零序II段保护动作，线路跳闸，重合闸动作未成功，20：12强送华打一回线成功。故障点保护测距距110kV华藏变12.1km，故障相别C相。

根据保护测距分析，初步判断华打一回线43#杆（距110kV华藏变12.65km）附近为故障点。

5月3日输电线路工区在接到公司主管部门通知后，立即组织运行人员对110kV华打一回线进行事故查线，重点放在43#杆及邻近杆塔。

事故查线人员巡视至华打一回线43#杆时，发现右相（C相）导线加重锤底侧部和右杆距重锤最近的脚钉上均有电弧烧灼发亮、变黑现象。

一、110kV华打一回线基本情况

1.110kV华打一回线线路全长17.2km，导线型号LGJ-240/40，该线路于2007年5月建成投运，为新投运线路。

2.43#杆基本情况：

43#杆型为ZBS门型砼杆，呼称高16.1米，水平档距LH=361米，垂直档距LV=196米;42#为Z1门型砼杆，呼称高13.1米;44#为ZMT2（17.7）铁塔。

3.42#～44#杆塔间地形概况：

由于42#杆位于一缓山山巅，44#塔位于另一山头，中间跨越山沟，若一档跨越，档距较大（超过700m），且须选择呼称高较高的杆塔才能保证导线对边坡距离满足规程要求。

二、事故原因分析

5月2日下午武威部分地区发生瞬间风力达9级（风速25m/s）的强风天气，同时伴有强雷电。

由于该线路在设计阶段在42#杆大号侧缓山坡上选择了一基ZBS砼杆，呼高较低，造成一侧架空线最低点的位置处在实际档距之外而形成上拔，架空避雷线悬垂线夹上翻。设计为克服导线上拔，在三相导线悬垂线夹下各悬挂了一片型号为ZC-1的导线悬重锤。由于43#杆水平档距为361米，垂直档距为196米，其比值为0.54，而华打一回线导线截面为LGJ-240/40，故设计选择加一片重锤来平衡导线上拔力。

5月2日瞬间强大风（风向为西北风），引起110kV华打一回线43#杆导线及绝缘子向杆身倾斜、摇摆，导致带电体与杆身脚钉间隙小于放电间隙，造成线路跳闸。至于线路保护动作，重合闸动作不成功在线路风偏放电故障中较普遍。

主要原因我认为有两点：

1.导线在持续同方向大风中会保持固定倾斜角维持一定时间，待风力、风向发生变化后，倾斜角才会变化。

故当导线第一次风偏放电后，大风风向、强度并未减弱，即便有电动力，也只是瞬间，空气间隙会保持小于放电间隙，而后会发生第二次放电、跳闸;

2.导线在向接地端（脚钉）摆动过程中，当空气间隙小于放电间隙时，引起第一次对地放电，线路跳闸。

但此时，导线摆动尚未达到其最大摆动幅度，故带电体还会继续向接地端（脚钉）摆动，造成线路重合后，再次跳闸，故重合闸不成功。

下面通过110kV华打一回线43#杆导线绝缘子摇摆角理论计算，进一步进行验证。

三、43#杆绝缘子串摇摆角校验计算

1.绝缘子的相关数据

43#杆绝缘子为单串悬垂复合绝缘子，该复合绝缘子电弧距离1200mm，结构高度为1440mm，绝缘子串长1727mm。

2.带电部分与杆塔之间的最小间隙

由《110～500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092-1999查得海拔不超过1000m地区的最小间隙：

110kV电压 雷过电压 操作过电压 工频电压

间隙（米） 1.000 0.700 0.250

110kV华打一回线路所在地区的海拔在2550m，需要进行海拔修正。规程规定：海拔超过1000m的地区，海拔每超过100m，操作过电压和运行电压的间隙数值增大1%，雷电过电压间隙也应相应增大，即原数值乘1.105。

110kV电压 雷过电压 操作过电压 工频电压

海拔2550m间隙（米） 1.155 0.808 0.288

3.导线的相关数据计算

（1）导线型号及参数

型号：LGJ-240/40

截面积：277.75mm2

计算外径：21.66mm

重量：964.3kg/km

计算拉断力：83370N

最大使用应力：44.21N/mm2

弹性系数：76000N/mm2

（2）悬垂绝缘子串摇摆角计算公式

绝缘子串的风偏摇摆角可按下式计算：

φ=tg-1（）

= tg-1（）

式中：φ―悬垂绝缘子串风偏角，（o）;

PJ―悬垂绝缘子串风压，N;

GJ―悬垂绝缘子串重力，N;

P―相应于工频电压、操作过电压及雷电过电压风速下的导线风荷载，N/m;

W1―导线自重力，N/m;

lh―悬垂绝缘子串风偏角计算用杆塔水平档距，m;

lv―悬垂绝缘子串风偏角计算用杆塔垂直档距，m;

α―塔位高差系数;

T―相应于工频电压、操作过电压及雷电过电压气象条件下的导线张力，N。

绝缘子串的风偏摇摆角可按下式计算：

1）悬垂绝缘子串风压（PJ）计算：

PJ=9.81AV2/16，N

V―计算风速，m/s

A―绝缘子串的受风面积（m2）。单盘盘径为254mm的绝缘子，每片受风面积取0.03m2，合成绝缘子按8片考虑，悬垂串金具按一片计算，

则A=（8+1）×0.03=0.27m2，悬垂绝缘子串风压：

PJ=9.81AV2/16=9.81×0.27×252/16

=103.47N。

考虑导线悬重锤，悬重锤直径280mm，按增加一片绝缘子计算：

则A=（8+1+1）×0.03=0.3m2。

PJ=9.81AV2/16=9.81×0.3×252/16

=114.96N。

2）悬垂绝缘子串重力（GJ），N;

本线路绝缘子选用合成绝缘子，绝缘子串重力：

GJ=10.93×9.80665=107.19N;

考虑导线悬重锤，绝缘子串重力

GJ=（10.93+15.28）×9.80665=257.03N。

3）无冰时导线风荷载P，N/m;

P=αFCdV2÷16×10-2

V=25m/s

αF=0.61（电气间隙校核）

因为导线计算外径d=21.66mm>17mm

故导线的风载体型系数：

C=1.1

P（25）=（0.61×1.1×21.66×252×9.81）

÷16×10-3

=5.569N/m。

4）导线自重力W1，N/m;

W1=964.3kg/km=9.46N/m。

（3）不计导线悬重锤，悬垂绝缘子串摇摆角计算

绝缘子串的风偏摇摆角计算如下：

φ=tg-1（）

= tg-1（）

= tg-1（）

= tg-11.086

=47.4°

（4）考虑导线悬重锤，悬垂绝缘子串摇摆角计算

绝缘子串的风偏摇摆角计算如下：

φ1=tg-1（）

= tg-1（）

= tg-1（）

= tg-11.05

= 46.4°

本计算结果说明，110kV华打一回线43#杆由于水平档距远大于垂直档距，且导线截面较大，水平方向导线及绝缘子串所受的风荷载要大于垂直方向导线及金具重力所产生的垂直荷载。

尽管每相导线增加了一片导线悬重锤，但所起的效果微乎其微，25m/s大风情况下的风偏摇摆角只减小了1o。

四、43#杆悬垂绝缘子串风偏间隙距离计算及结论

1.在25m/s大风中43#杆悬垂绝缘子串发生风偏摇摆，理论空气间隙计算：

（1）在计算悬垂绝缘子串风偏摇摆距离时，考虑绝缘子串上下连接部位均为可动连接，故在计算风偏后带电体与脚钉电气间隙时，绝缘子可动串长按1440mm计算。

则，OB=AB×tg46.4o=1512mm;与导线水平部位砼杆直径286mm，脚钉长150mm;因此，导线悬垂绝缘子串在25m/s的大风中发生摇摆，与脚钉水平距离仅有：

OO'=2000-1512-150-286÷2=195mm。

（2）放电间隙圆分析详见间隙圆分析图（如图1所示）。

2.结论

110kV华打一回线所处地区海拔高度2550m，工频电压最小放电空气间隙288mm，在5月2日瞬间9级大风中，43#杆绝缘子串发生风偏后，理论最小空气间隙为195mm，小于最小放电间隙，因此发生单相接地故障，线路跳闸。

五、处理措施及建议

1.更换110kV华打一回线43#杆导线横担为10m加长横担，将导线的单串悬垂绝缘子串改为“V”型串，以防导线摇摆。

图1

2.原每相导线加装的导线悬重锤保留，其它附件等保持不变。

3.逐条线路排查类似地形，进行导线档距内最大风偏距离校核，查找安全隐患，杜绝同类事故再次发生。

4.根据运行实际，对于大截面导线上拔杆塔，仅凭加重锤是很难解决问题的。建议设计单位在排杆定位阶段，对出现杆塔上拔的情况，应加高杆塔或重新定位，避免直线杆塔上拔。

5.110kV华打一回线43#杆导线横担及“V”型绝缘子串更换改造工作，我们已于2008年5月29日完成，此后至今再未发生过风偏放电障碍。

参考文献

[1]陈祥和，刘在国，肖奇《输电杆塔及基础设计》（2008）第053110号.

[2]尹庆福《供用电工人技能手册送电线路》（2004）第105690号.

[3]孟遂民，孔伟《架空输电线路设计》（2007）第103183号.

[4]王清葵《送电线路运行和检修》（2003）第070504号.

[5]《110～500kV架空送电线路运行规程》.

[6]《110～500kV架空送电线路施工及验收规范》.