郭振宇，张林波，刘宗川

（国网山西省电力公司长治供电公司，山西 长治 046011）

0 引言

近年来，因气候变化发生的突发性恶劣天气逐渐增多，给电力线路安全运行带来了严重威胁，尤其是因大风引起的输电线路风偏故障时有发生，常常会造成线路跳闸、导线电弧烧伤、断股、断线等。由于风偏跳闸的重合成功率很低，一旦发生风偏极易造成线路停运，导致电网的供电可靠性降低，严重加剧了电力供应的紧张局面。

1 2 20 kV输电线路风偏跳闸故障统计

国网长治供电公司近3年来共发生220 kV输电线路风偏跳闸4次。分别是2012年长苏线1次；2013年康西线、漳西线各1次；2014年西苏II线1次。具体跳闸情况见表1。

2 风偏故障类型

风偏故障是输电线路在大风天气下导线（带电体）与杆塔、拉线、树、竹、建筑物等（地电位体）之间或与其他相导线的空气间隙小于大气击穿电压而造成的跳闸故障[1]。风偏故障不能消除或发生相间短路时，会扩大事故范围。

风偏故障主要类型有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[2]。其中，耐张杆塔引流线风偏放电占多数，约为70%。其次是直线杆塔导线对塔身或横担放电。

根据风偏故障类型可把国网山西省电力公司长治供电公司近3年的风偏跳闸进行分类、定性。其中220 kV长苏线属于耐张杆塔引流线对塔身放电；220 kV康西线、漳西线属于直线杆塔绝缘子对塔身放电；220 kV西苏II线属于导线对通道两侧建筑物放电。

3 风偏故障影响因素

输电线路的风偏放电一直是影响线路安全运行的问题之一[3]。分析国网山西省电力公司长治供电公司近3 a的4次220 kV线路风偏跳闸，故障时放电杆塔区域均有强风且伴有大到暴雨天气，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。

造成风偏闪络的原因主要分外因和内因两方面。外因是指自然界发生的强风和暴雨天气，强风

表1 220 kV输电线路风偏跳闸

使导线在水平方向发生大幅度摆动，同时雷雨天气下空气放电间隙距离变大，当导线与杆塔或建筑物之间的距离小于导线的放电间隙圆半径时，发生风偏放电。内因是输电线路抵御强风能力不足[4]，主要是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闪络概率变大。带电体与接地体最小放电间隙见表2。

表2 带电体与接地体最小放电间隙

4 风偏故障经过及原因分析

4.1 耐张杆塔引流线对塔身放电

2012年6月1 3日19时13分，220 kV长苏线双套主保护动作掉闸，故障相为B相，重合复跳。据长治气象台当日天气预报：最高气温33℃，最低气温16℃，晴转雷阵雨，西南风3级，湿度10%，19时左右长治地区突发9～10级短时大风并伴有沙尘。登塔检查发现220 kV长苏线1号塔中相引流线及横担附近主材上均有明显放电烧伤痕迹，结合现场情况判定为风偏故障。

跳闸时长治地区出现了9～10级强风（气象部门称这种强风为飑线风），该强风由局部区域的冷暖强对流空气造成，形成一定宽度的风带，瞬时风速最大达30 m/s以上，具有阵发性强，持续时间短等特点。强风出现的同时，同区域内的220 kV长苏线1号铁塔B相跳线串绝缘子在强风的作用下向铁塔摆动，致使引流线与铁塔主材安全距离不足而放电，重合后强风持续导致线路复跳。

故障后对全线同型号耐张塔引流线进行实地测量，发现引流线弛度不一，引流线距离塔身最大距离为3 645 mm，最小距离为2 901 mm，而故障杆塔的距离最近。

结合现场检查测量结果分析：强风造成跳线串各部位承受风压不均匀，跳线串出现不规则摆动，由于跳线张力未紧固到位，跳线松弛，弧垂超标，在强风作用下引流线最大偏移点与塔身距离不能满足放电间隙的要求，导致线路跳闸。

4.2 直线杆塔绝缘子对塔身放电

2013年8月1 1日19时54分，220 kV康西线两侧保护动作，跳B相，重合复跳。据长治市潞城气象信息显示，故障时风力达8级以上，最大风速达21 m/s，并伴有闪电，降雨量为26 mm。登塔检查发现220 kV康西线13号塔中相导线及塔身均有明显烧伤放电痕迹。结合同一时间发生的漳西线中相导线跳闸断定此为同类型风偏跳闸事故。

220 kV康西线13号塔处于山口处，在瞬时大风情况下（现场气象条件超过设计气象条件值），造成中相导线向右摆动，与右曲臂的距离不足而放电，在大风的持续作用下导线同时左右倾斜，导致重合复跳。

实际风速超过设计风速是造成此次故障的主要原因，但是对逐基同类型杆塔悬垂绝缘子串进行风偏校验之后，发现13号塔风偏角超过设计值，存在一定的风偏隐患。

综上分析，风偏验算不准确是本次事故的原因之一，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要求；再者风偏验算软件的应用比较滞后，国网山西省电力公司于2007年4月首轮全网风偏验算后，仅在风偏故障和缺陷分析中进行风偏验算，数量十分有限，由于计算过程复杂导致风偏校验少，造成防风偏反措落实不到位。

4.3 导线对通道两侧建筑物放电

2014年7月2 1日18时23分，220 kV西苏II线两侧开关双套主保护动作，跳A相，重合复掉。据长治气象台7月21日天气预报：壶关县最高气温33℃，最低气温22℃。晴，湿度42%。18时左右刮西南风，瞬时最大风力达9级，有短时强降雨。经过故障查线在220 kV西苏II线1号—2号右导线（A相）跨越中南铁路东侧接触网处，发现导线与钢柱头有明显放电痕迹，确认此处为事故故障点，根据现场发生瞬时大风与短时强降雨的气象状况，判定此次故障为导线对中南铁路东侧接触网钢柱风偏放电。

强烈的西南风使导线发生风偏，与穿越的中南电气化铁路东侧接触网钢柱头部距离不足，造成线路跳闸。由于大风、暴雨的持续性，在线路重合时间内绝缘强度未能恢复，线路复跳。

通过分析220 kV西苏II线1号—2号跨越电气铁路放电故障，发现导线不满足风偏要求。现场测量导线与铁路轨顶最小垂距为12.9 m，轨道侧面钢柱总高度为14.5 m，导线比钢柱顶低1.6 m左右，导线距电气化铁路钢柱水平距离为5.8 m，在强风作用下，发生偏移，造成线路风偏跳闸，由于重合闸启动时，导线与钢柱的净空距离仍然不满足放电间隙要求，重合复跳。故障后对交跨处进行了风偏校验，表3—表7为设备参数及现场测量数据。

表3 杆塔参数m

表4 导线参数

表5 绝缘子串参数

表6 西苏II线故障点信息m

表7 西苏II线现场测量数据m

4.3.1 风偏校验结果（设计风速28 m/s）

4.3.1.1 导线风偏角取值

导线自重比载g1=0.031 075 N/（m·mm2）。

导线风压比载（V=28 m/s）。

g4=0.028 874 N/（m·mm2）。

导线风偏角β=tg-1(g4/g1)=42.89°。

增加3°的裕度，导线风偏角取45°。

4.3.1.2 设计弧垂导线应距电铁钢柱水平距离

最大风时(V=28 m/s)，导线风偏角45°。

设计弧垂f=5 m，串长λ=3.05 m。

导线偏移水平距离

l=（f+λ） ×sin45°=5.7 m。

最大风偏下导线距离电铁钢柱净空距离l1=1.9 m。

无风条件下边导线距离电铁钢柱水平距离l2=7.6 m。

4.3.1.3 实测弧垂导线应距电铁钢柱水平距离

最大风时（V=28 m/s），导线风偏角45°，

实测弧垂f=11 m，串长λ=3.05 m。

导线偏移水平距离

l=（f+λ） ×sin45°=9.9 m。

最大风偏下导线距离电铁钢柱净空距离l1=1.9 m。

无风条件下边导线距离电铁钢柱水平距离l2=11.8 m。

4.3.2 风偏校验分析

通过运行单位现场实际测量，220 kV西苏Ⅱ线边导线距离电铁钢柱水平距离仅5.8 m，不能满足设计弧垂风偏距离（7.6 m）和实测弧垂风偏距离（11.8 m） 的要求。

分析表明导线张力明显未紧固到位，张力松弛，弧垂偏大，在大风作用下水平偏移量超过设计标准，与接触网钢柱净空距离不足，是造成线路跳闸的重要原因。线路巡视人员及相关管理人员对该交叉处进行多次巡视，对接触网钢柱高于导线、两者净空距离偏小的情况也曾进行记录，但对危险点辨析能力不足，意识不到潜在的危害，未进行具体的测量，未进行风偏验算，具体工作没有做细、做实，是造成线路跳闸的主要原因。模拟风偏跳阐图见图1。

图1 模拟风偏跳闸图

5 防风偏改造措施

5.1 输电线路风偏故障的防范原则

无论是新架线路还是老旧线路，当风偏故障频发，应对线路设计风速进行验证，核实最大风速的选取是否满足线路运行的气象条件。

验算风偏角、风偏距离。正确验算检查带电体与塔头、塔身、拉线的空气间隙；导线与周围建筑物、构筑物、边坡、树木的空气间隙[5]。

5.2 输电线路的防风偏预防措施

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。

把好新建线路竣工验收关，严格线路验收标准。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。

5.3 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。

5.3.1 耐张杆塔引流线防风偏改造

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。以220 kV长苏线1号JG3塔型为例，JG3型干字塔为国家标准塔型。其跳线为单挂点悬挂，用跳线托架支撑，以保证跳线与塔身保持足够的的电气间隙，在投运的220 kV线路中广泛采用。多年以来，不论挂点设计在横担上或改挂在塔身中间都没有看到过跳线对塔身风偏放电的事故通报。经查，此次局部大风天气，局部风力超过10级，因此不排除是因为风力过大，超过设计值而造成风偏放电；同时也深刻地意识到，实际施工及运行后引流线弛度不一，存在差异，所以不能仅因为风力超过设计值就任由线路掉闸，必须采取可靠的改进措施。

为了杜绝此类事故再次发生，经过设计部门分析可知，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，是造成风偏掉闸的主要原因，烧伤的位置也正好可以印证这一点。为此提出了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。结合改造后2 a的运行情况，经过改造的同类型塔未发生风偏放电事故，也没有因为改变铁塔原有架构带来其他的问题，说明此类防风偏改造是成功的、有效的。

5.3.2 直线杆塔中相绝缘子防风偏改造

近年来，许多单位在线路防污闪改造中大量调爬，增加了瓷质或玻璃绝缘子串的长度，在大风作用下与塔窗的净空距离变小，抗风偏放电能力降低；再者是把110 kV或220 kV架空输电线路的瓷瓶串更换为复合绝缘子悬垂串，由于后者较前者轻，风偏角将增大，造成上端的防鸟装置或均压环碰撞横担而受损，或下端带电导线离塔身安全距离过小而发生闪络，对垂直挡距小的线路影响更甚。因此，在原为瓷瓶串设计的结构上更换为复合绝缘子悬垂串时必须作风偏角和空气间隙校核，而往往施工单位及运行单位忽略了这一点。

目前，国内防风偏具体措施现基本采用以下方式，即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。鉴于以上方法在解决导线风偏存在一定的局限性，采取中相导线下拉，可较有效地解决直线杆塔中相导线风偏闪络问题。

以220 kV康西线风偏跳闸为例，经过现场实地勘察、分析，发现位于峡谷、风口等微地形区域的220 kV线路ZM1、ZM2塔型已不能满足原来的风偏设计要求，主要表现为塔窗小，中相导线易发生风偏放电。为消除风偏放电隐患，国网长治供电公司成立了输电专业防风偏专家组，经研究讨论，决定对位于峡谷、风口等微地形区、大风微气象区的ZM型铁塔进行中相导线下拉固定。主要措施是将中相导线用复合绝缘子下拉至塔窗下横担处。

220 kV康西线、220 kV漳西线等线路进行防风偏改造后，运行至今还未出现风偏跳闸故障，证明此次风偏改造是成功的、有效的。

5.3.3 交叉跨越段防风偏改造

针对220 kV西苏II线跳闸事故，运行单位对故障相导线进行下拉处理，此种方法称为拉线固定法。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。

6 结束语

输电线路的各类事故与沿线微地形及微气候特征密切相关。防风偏故障应做好现场大风地理特征的调查，如沿线大风的风速及风向频率、局部风口的地形特征以及附近有关大风灾害的调查等。调查方式可采取向气象部门收集资料，向电力及通信部门收集事故资料等；尤其应注意向沿线居民调查了解，这是取得微地形及微气候特征的最有效的手段；再者就是加强对导线松弛、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，在恶劣天气下缩短巡视周期，实时监控线路的运行状况，及时制定防范措施，对输电线路防止风偏故障能够起到一定的积极作用。

[1]胡毅．输电线路运行故障分析与防治[M]．北京：中国电力出版社，2007，12（2）：56-58.

[2]龙立宏，胡毅，李景禄，等．输电线路风偏放电的影响因素研究[J]．高电压技术，2006，32（4）：19-21.

[3]陈浩，郝福忠，姜国庆，等.220 kV高压架空输电线路风偏事故分析[J]．河南电力，2006（3）：34-37.

[4]龚建刚.浙江电网跳线风偏跳闸的分析与措施[J]．华东电力，2007，35(5)：112-114.

[5]赵文元，杨保东.输电线路风偏故障的预防和抑制[J]．电力学报，2004，19（01）：59-61.