张立明，马 立，曹 铖

（国网湖北省电力有限公司超高压公司，湖北 宜昌 443002）

球头挂环是一种一端为球形一端为环形所构成的连接金具，是输电线路的重要受力组件之一[1-3]，主要用于连接导线绝缘子串和杆塔挂点[4-6]。球头挂环具有截面变化，其截面突变处容易受到应力集中，极易在振动载荷下发生疲劳裂纹[7-10]。研究表明，球头挂环的断裂是导致输电线路掉线故障的主要原因之一[11-15]。球头挂环断裂的原因可能是制造过程中的原始缺陷、不合理的安装工艺[16-19]、长期运行后的腐蚀和磨损，以及恶劣气候下承受过大的动载荷等[20-24]。

本文通过运行经验与实验论证，分析了该500 kV线路球头挂环断裂原因，并提出了解决同类问题的方案以及预防措施。

1 故障概述

2021 年1 月，某500 kV 线路B 相故障跳闸，重合不成功。现场检查发现该线路322 号杆塔的中相绝缘子球头断裂，导线掉落在杆塔瓶口处，4 根子导线不同程度受损，如图1 所示。中相导线具体受损情况为：1号子导线断铝股12 股，钢芯无损伤，截面积损伤占总导电部分截面积22.2%；2 号子导线断铝股15 股，钢芯无损伤，截面积损伤占总导电部分截面积27.7%；3号子导线断铝股5 股，钢芯无损伤，截面积损伤占总导电部分截面积9.2%；4 号子导线断铝股7 股，钢芯无损伤，截面积损伤占总导电部分截面积12.9%，如图2 所示。

图1 该500 kV 线路322 号杆塔中相掉串

图2 322 号杆塔中相4 根子导线不同程度受损

2 故障原因分析

2.1 故障原因排查分析

由故障录波信息可以看出，故障发生时间与调度通知时间相同，B 相发生故障，故障阻抗角大于70°，表现为金属性接地。综合考虑该500 kV 线路322 号故障区段的地理特征、现场天气特征、故障期间的现场大风天气气象情况等，结合故障录波信息、绝缘子掉串信息等，排除线路发生其他故障的可能性。

2.2 故障原因具体分析

2.2.1 现场风速换算

该市气象局气象站观测该地区最大风速为26.2 m/s，达到10 级风力标准，因本次故障点地形属垭口，风速因地形变化较大，气象观测站距离故障点存在地形、高度等各方面差异。本次计算风速取值根据现场实测最大风速换算所得，现场测风仪测得的风速达到21.28 m/s，测量点位于距杆塔下方地面17 m，不等高悬点架空线的悬链线和架空线的平均高度示意图分别如图3 和图4 所示。

图3 不等高悬点架空线的悬链线

图4 架空线的平均高度

式中：h 为高差；β 为高差角；γ 为比载；l 为档距；hcp为架空线平均高度；fm为最大弧垂；σ0为最低点处的轴向应力。

根据式（1）求小号侧导线平均高度为

折算至导线平均高速风速为

大号侧导线平均高度为

折算至导线平均高速风速为

式中：H0为测量点位于距杆塔下方地面的距离；V0为现场测风仪测得的风速。

巡视人员到达该500 kV 线路322 号杆塔故障现场后，现场测风仪测得的风速达到21.28 m/s，人站立较困难。气象站与挂点存在240 m 高差，经换算，实际风速已超过最大设计风速27 m/s。现场检查发现绝缘子球头断裂，球头挂环断裂痕迹、球头挂环与绝缘子钢帽在风力作用下的挤压痕迹如图5 所示，W 销未见明显变形。

图5 该500 kV 线路322 号杆塔中相球头断裂

2.2.2 试验与分析

通过对球头挂环进行断面分析、尺寸测量、硬度试验、强度换算、光谱分析及金相组织检查等操作，从该球头挂环的成分判断，其钢材牌号为45 号钢，根据标准GB/T 699—2015《优质碳素结构钢》，45 号钢的伸长率为16%以上，因此该球头挂环的选材符合标准DL/T 759—2009《连接金具》第5.1.1 条，“钢及合金钢的伸长率应不低于12%”。该球头挂环的直径为19.70 mm，型号为QP16，连接标记为20，依据GB/T 4056—2008《绝缘子串元件的球窝连接尺寸》，其直径要求的范围为19.70~21.00 mm，即该球头挂环的直径满足QP16的要求。根据该球头挂环的硬度值换算得到的抗拉强度和实测截面积计算，其标称破坏载荷为209 kN，满足QP16 规定的标称破坏载荷（160 kN），如图6 所示。从断口分析来看，该球头挂环断面中约存在1/3 面积陈旧性缺陷，因此，该球头挂环断裂原因为挂环在运行中存在摆动受阻的情况，导致挂环表面产生裂纹，裂纹使挂环的承载截面减少，从而断裂。

图6 球头挂环断裂前运行工况下的安装图

2.2.3 球头挂环强度计算

1）球头挂环安全系数。年平工况下，球头挂环垂直荷载计算

球头挂环安全系数

最大荷载工况（覆冰工况），垂直荷载计算

球头挂环安全系数

式中：G串为绝缘子串荷载；G线为导线荷载；T额为球头挂环额定荷载。根据规程要求，现场金具使用情况满足设计要求。

2）剩余强度估算。160 kN 绝缘子球头轴向额定抗拉强度为160 kN，根据球头挂环断裂情况估算，剩余连接部分，可承受轴向抗拉强度为额定强度抗拉强度的70.8%。

剩余连接部分可承受轴向抗拉强度

3）实际工况下的荷载。实际工况下，绝缘子球头的脚球在绝缘子帽窝的转动是有限度的，如图7 所示，根据GB/T 4056—2008《绝缘子串元件的球窝连接尺寸》，连接标记为20 的绝缘子球头在帽窝中的倾斜角应不大于9°。若倾斜角β 大于9°，脚径则受憋于图中的A 点，也是本次故障点从绝缘子球头断裂的原因。

图7 实际工况下绝缘子球头与帽窝连接图

根据现场实测风速及风速换算，横向作用力为

式中：L大为大号侧水平档距；G大为大号侧导线风荷载；L小为小号侧水平档距；G小为小号侧导线风荷载；G串为绝缘子串风荷载；G风为金具所受横向作用力。

绝缘子球头受弯计算，绝缘子球头未受损时

绝缘子球头受弯计算，现场绝缘子球头受损时

式中：P 为球径可承受荷载；W 为受弯截面系数；Mmax为160 kN 绝缘子球头所承受弯矩；σ弯为160 kN 绝缘子球头的受弯抗拉强度；d 为160 kN 绝缘子球头断裂处直径；h 为帽窝与绝缘子球头连接处长度。

未受损绝缘子球径承受横向作用力大于38.2 kN时，可能发生球径断裂事故。

现场受损绝缘子球径承受横向作用力大于20.351kN时，可能发生球径断裂事故。

根据本次估算，受损绝缘子球径承受横向作用力达到31.53 kN，大于可承受最大横向作用力，因此发生断裂事故。

2.3 故障原因分析结论

本次故障断裂的金具为球头挂环，是绝缘子串横担侧第二个连接金具，上端与直角挂板金具相连，下端与绝缘子钢帽相连。根据现场的情况，初步分析球头挂环断裂的原因为：该500 kV 输电线路322 号杆塔中相挂点结构为挂板加球头挂环形式，挂板受塔材限制不能顺线路摆动，导致球头挂环仅能在横线路方向活动，球头挂环的自由度受到限制。在大风作用下导线只能横向活动，容易造成应力集中和受到顺线路方向剪切力的冲击，现场观测到导线在风的作用下，在顺线路方向前后摆动，此外，从断裂痕迹来看，有近1/3 截面存在原始缺陷，球头挂环承载能力下降至113.28 kN，安全系数为5.03。在大风作用下，该500 kV 输电线路322 号杆塔导线横向摆动和绝缘子串顺线路方向摆动，球头挂环受到横向和顺线路方向力的反复挤压和剪切冲击，最终疲劳断裂。

综上所述，该500 kV 线路322 号杆塔中相掉串故障因杆塔临近长江，在局部超设计大风天气作用下，线路导线和绝缘子串在顺线路、横线路方向频繁摆动，且球头挂环存在原始缺陷，球头挂环受到反复挤压和剪切冲击而疲劳断裂，导致绝缘子串及导线脱落至杆塔瓶口处，造成导线永久性接地故障。

3 结束语

通过对本次故障的分析，发现以下问题。

1）输电线路微地形区域的大风区域区段数据不全，人工划定的大风区域存在一定的局限性，大风区域范围难以准确地确定，划分不准确。

2）球头球窝连接方式等隐蔽性金具的检测缺乏针对性技术手段。

根据本次故障暴露的问题提出以下建议。

1）全面开展类似隐患排查工作，利用无人机等立体巡检手段，建立巡检照片数据库，强化运检质量的管理。

2）加强同批次金具抽检及更换工作。

3）加强此类“UB 挂板+球头挂环”连接方式，以及大高差、大档距地段、局部大风区域金具荷载校核、评估，对安全系数偏低的杆塔金具更换为自由度更大的金具，以及双串改造。