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摘要：500kV输电线路发生风偏故障往往会给输电稳定运行带来影响。本文就输电线路的风偏故障进行了分析和评估，提出有效的防治措施，以降低线路风偏事故率，达到提高线路安全运行水平的目的。
关键词：输电线路；风偏；防治
引言
输电线路的风偏故障一直是影响线路安全运行的重要问题之一，尤其是500kV及以上电压等级的骨干线路，如果因为风偏而发生跳闸等问题，将造成大面积的停电。输电线路风偏评估体系依据特殊地形、微气象环境及线路设备相关参数，反演推算出绝缘子串和档中导线抗风偏能力，形成了对已运行线路进行防风偏能力主动评估的新方法，自动提出了针对性治理策略，实现风偏治理。
1 500kV输电线路风偏故障
1.1故障类型概述
风偏故障主要是输电线路处于大风天气下时，其导线与杆塔、拉线、树、竹、建筑物等（地电位体）以及其他导线之间空气间隙小于大气的击穿电压，从而造成跳闸等故障。风偏故障的主要类型包括直线杆塔绝缘子对塔身或拉线放电；耐张杆塔引流线对塔身放电；导线对通道两侧建（构）筑物或边坡、树竹木等放电。
1.2风偏故障影响因素
输电线路的放电杆塔区域可能遭遇强风，或伴有大到暴雨天气，杆塔构架或金具、导线均有明显的电弧烧伤痕迹；重合闸成功率仅有25%，强风消失后均试送成功。造成风偏故障分为外因和内因，外因是指自然因素，例如强风使导线在水平方向发生大幅度摆动，雷雨天气下空气放电间隙距离变大，导致导线与其他地电位体之间距离小于导线放电间隙圆半径，引发风偏放电。内因是输电线路抵御强风能力不足，设计阶段对线路走廊内微气象掌握不充分，施工阶段对导线驰度紧固不到位，运行中风偏角计算对实际气象条件考虑不全面，导致线路不满足防风偏放电的要求，在强风作用下线路风偏概率变大。
2 500kV输电线路风偏故障评估与防治实例分析
2.1故障概况
某500kV线路A相故障，重合不成功。故障巡视发现该500kV线路37号塔A相（边相）导线有明显烧伤痕迹，对应靠近A相导线的铁塔上曲臂主材、斜材均有明显放电烧伤痕迹。因台风过境，故障时段为大风天气，线路附近鸭棚、树木均出现不同程度的被大风吹倒的现象，结合导线、塔材上的放电位置及痕迹特点，初步判断为A 相导线发生风偏故障导致A相接地短路跳闸。
2.2具体的故障情况
（1）故障杆塔基本情况
37号故障杆塔位于某县一个村庄内，伫立于一块水田中，海拔高度为12.1 m，周边地势较为平坦，线路走廊情况较好，周围多为低矮的小树，无高大繁密树竹。
37号故障杆塔为ZB1V 型铁塔，呼称高为33 m，导线采用4×LGJ-400/35型钢芯铝绞线，边相采用单联上扛式悬垂绝缘子串，绝缘子为28片盘形玻璃绝缘子，绝缘子串重为219.65 kg，串长为4.96 m（28×0.155 m+0.620 m）。该杆塔按典型Ⅴ类气象区的设计，设计最大风速为27 m/s（离地高度10 m的风速）。故障塔塔头尺寸如图1所示。
（2）所处耐张段情况
37号塔所处的耐张段为34-41号塔，37号水平档距为440 m，垂直档距为426.52 m，耐张段代表档距为438.07 m。
2.3故障杆塔风偏校验
2.3.1风偏校验计算公式
在典型Ⅴ类气象区的设计气象条件下，利用matlab37号塔的边相进行风偏校核计算。
（1）绝缘子串的风偏角计算
其中：Φ-悬垂绝缘子串风偏角，（°）；P1-悬垂绝缘子串风压，N/mm2；G1-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；a-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。风速下的导线张力，N
（2）悬垂绝缘子串风压（PI）计算
其中：V-设计采用的10 min平均风速，m/s；A1-绝缘子串受风面积，m2
（3）导线及地线的水平风荷载标准值和基准风压标准值计算：
其中：WX-垂直于导线及地线方向的水平荷载标准值，kN
2.3.2风偏校验计算结果
各工况条件下该故障杆塔的环境参数设置见表1。根据节杆塔参数和相关公式，通过matlab软件进行计算，得到各工况下绝缘子串的风偏参数，如表2所示。
根据计算结果，各工况下故障杆塔A相悬垂绝缘子串风偏仿真如图2、3、4所示。根据图示，在工频工况、操作过电压工况和雷电过电压工况下，A相悬垂绝缘子串风偏间隙圆离塔材均没有和塔材相切或者相交。
2.4风偏故障时的运行工况分析
通过对故障杆塔的防风偏校验分析，可以得出故障时段的风速超出了设计最大风速，但是还不能确定是在何种工况下发生的风偏故障，因线路无检修操作，因此仅需考虑在工频电压或雷电过电压两种工况。
图3 操作过电压工况下的A相风偏间隙圆
图4 雷电过电压工况的的A相风偏间隙圆
（1）在工频电压工况下，根据《电力工程高压送电线路设计手册》，设置最小空气击穿间隙为1.2 m，并留有0.2 m的裕度。通过计算，发生风偏故障的临界风偏角为49.2°，临界风速为28.9 m/s，通过查询故障时段的天气情况，受7级台风影响，风速17～20 m/s，未达到该临界风速。
（2）在雷电过电压工况下，根据《电力工程高压送电线路设计手册》，最小空气击穿间隙设置为3.3 m，并留有0.2 m的裕度。通过计算，当间隙圆与塔身刚好相切，即发生风偏故障的临界风偏角为22.3°，临界风速为14.3 m/s（离地高度10 m风速），故障时段风速为17～20 m/s，超出了雷击工况下的风偏临界风速。通过查询雷电定位系统数据发现，在故障时段前后1 min内，故障杆塔37号塔附近落雷个数达13个，且雷电流幅值均超过该杆塔的绕击耐雷水平。结合故障时段天气情况。可以判断：37号塔的风偏故障是边相导线在超过14.3 m/s的风速下发生一定的风偏角，同时遭受雷电绕击的情况下，导线与塔身空气间隙被击穿导致线路放电跳闸。
2.5总结和建议
（1）此次500kV 线路风偏故障杆塔的A相导线对塔材防风偏设计满足《110kV-750kV架空输电线路设计规范》（GB 5054-2010）要求。发生风偏故障的原因是A相导线在超过设计最大风速（雷击工况）下发生一定的风偏角，同时遭受雷电绕击的情况下，导线与塔身空气间隙被击穿导致线路放电跳闸。
（2）改建线路应做好风偏校核工作，对风偏校核不满足反措相关要求的杆塔应及时进行改造，调爬增加绝缘子片数时，应对每基杆塔绝缘子串对塔身各种工况下的风偏间隙进行校验，选择合理的防风偏措施。
3 输电线路的防风偏预防措施
3.1加强相关资料收集
加强新建输电线路设计中运行环境的勘测和资料收集工作，对线路的气象、微气候方面做深入的调查，特别对出现过局部微气候、大风、舞动等特殊条件的地区运行单位要及时向设计单位提供相关资料，使线路工程设计时能够确切掌握各方面的设计参数；同时设计、建设、运行等单位要对线路工程的初设、施工图进行严格审查，及时发现并提出问题，以便设计进行验算和更改。运行部门特别要对风偏故障区域的新建输电线路进行风偏校验，加强导线跳线的验收，测试跳线松弛度和对塔身净空距离，检查导地线弛度，线路周围构筑物、树木等风偏距离是否满足运行要求。对已经运行的线路，安装气象在线监测系统。加强运行管理，砍剪树木、竹子。确保线路导线在最大弧垂或最大风偏后与树、竹之间的安全距离500kV线路不小于7米。及时发现或制止线路附近新建房屋确保边导线与之最小距离500kV线路不小于8.5米。
3.2进行防风偏改造
（1）输电线路的防风偏技术改造。按照风偏故障主要类型可将防风偏改造分为3类，即耐张杆塔引流线防风偏改造，直线杆塔中相绝缘子防风偏改造，交叉跨越段防风偏改造。
（2）耐张杆塔引流线防风偏改造。根据实际运行监测数据调整改造防风偏措施。如设计时没有悬垂绝缘子串的引流线，加装悬垂绝缘子串。如设计时只有单挂点单联悬垂绝缘子串的引流线，改成双挂点单联悬垂绝缘子串。针对耐张杆塔引流线对塔身放电，提出采取引流线托架下拉的防风偏措施。由于跳线在遭受顺向大风的情况下上下、左右歪扭，造成一侧引流线与塔身距离过近，采取引流线托架下拉的防风偏措施改造方案，将引流线托架用4串—6串（试现场实际情况而定）复合绝缘子下拉至杆塔下横担处。经过下拉固定，在出现大风时引流线托架不会向左右或者上下大幅度摆动，从而达到防风偏的要求，从根本上避免了线路风偏跳闸。
（3）直线杆塔中相绝缘子防风偏改造。对于新建线路采用双联“V”形串配置，这种方法不适用于旧线路改造；对于新建线路、技改线路均可采用在绝缘子下端安装重锤，通过增加绝缘子的重量限制绝缘子的摆动以达到防止风偏闪络，但此种方法对改善绝缘子串风偏的作用有一定的限制。
（4）交叉跨越段防风偏改造。对位于偏僻山区或行人较少地区的输电线路，如果该区域风力特别强，风偏闪络经常发生，可以采取在导线侧打绝缘拉线的方法以稳固导线，这种方法只能作为临时性的防范措施，而且占地面积较大，安全防范措施成本高。若要彻底解决风偏不足问题，则需要结合停电计划对杆塔进行加高处理，抬高导线平均高度，从根本上杜绝风偏事故发生。
结语
输电线路防风偏故障的防范应当做好现场大风地理特征的调查，加强对导线松弛、交跨安全距离不足等进行测量、统计。对重要线路、特殊区域进一步加大巡视力度，实时监控线路的运行状况，及时制定防范措施，从而对输电线路防止风偏故障能够起到一定的积极作用。
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[4]陈景彦 白俊峰.《输电线路运行维护理论与技术》.中国电力出版社，2009
论文作者:胡家兵
论文发表刊物:《基层建设》2015年24期供稿
论文发表时间:2016/3/23
标签：杆塔论文; 绝缘子论文; 线路论文; 导线论文; 故障论文; 过电压论文; 工况论文; 《基层建设》2015年24期供稿论文;