刘婷婷 ，刘红松

（1.国网安徽宿州供电公司，安徽 宿州 234000; 2.国网安徽宿州市城郊供电公司，安徽 宿州 234000）

近年来，因架空配电网网架薄弱、运行环境相对较差、通过复杂地形、恶劣气候条件日益增多等因素凸显，给架空配电线的安全稳定运行带来了较大的影响。本文对配网风偏故障原因进行分析，制定了相应的治理措施。

1 大档距裸导线风偏现状

1.1 安徽典型风带现状

安徽典型风带按区域分布统计，风害故障主要分布在安徽典型风带，包括马鞍山—巢湖风带、淮北—宿州风带、定远风带、淮南—合肥风带、宁国—广德风带；另有其他风带分布，地区分布性较为明显。

1.2 大档距裸导线现状

经统计排查，全省16 个地市均存在大档距裸导线，其中六安、安庆、阜阳、宿州等区域分布居多。目前仍存在大量25、35 mm2的裸导线，占全量裸导线的25.48%，此部分导线已不满足配网运行现状，须工程改造彻底解决问题。

50 mm2及以上裸导线占全量的74.52%，此部分导线虽不须工程改造，可继续运行，但仍存在线路裸露、档距大、相间距离小、线路通道环境差、线路弧垂不平衡等运行问题，须开展技术治理和运维措施，防范大风天气下线路故障。

1.3 风偏典型故障原因分析

案例1：2021 年6 月3 日，35 kV 某变电站10 kV 某线路因支线#2、#3 杆相间放电，相间发生瞬时短路故障，分段开展跳闸1 次，重合闸成功。此支线为LGJ-35 mm2裸导线，受大风天气影响（风速29 m/s，11 级大风），相间放电痕迹明显。

原因分析：因导线裸露无绝缘性，线路三相弧垂偏差较大，导线应力不平衡，风偏下一旦碰触或临近即故障停电。

案例2：2021 年7 月26 日，35 kV 某变电站10 kV 某线路支线#5、#6 杆中相与边相线路缠绕，故障跳闸，重合闸未成功。此支线为LGJ-35 mm2裸导线，档距108 m，弧垂较大，受大风天气影响（风速27 m/s，10 级大风），发生线路缠绕。

原因分析：档距较大的线路，弧垂普遍较大，受风力影响，线路摆动幅度大，产生相间短路故障。

案例3：35 kV 某变电站10 kV 某线路采取双三角形排列，横担长度0.8 m，#21、#22 杆中间相间距离13 cm，发生相间距离过近、相间放电痕迹明显故障。

原因分析：相间距离较小的线路安全距离不足，同时故障时相间线路因电场力相互靠近，安全距离进一步减少，发生放电、绞线。

通过对历史架空配电线路风偏故障的分析可以发现，故障原因有以下几点：导线裸露，无绝缘性能，临近时易放电；档距过大，受风力影响线路摆动幅度大；相间距小，线路风偏导致相间距离不足[1-2]。

2 大档距裸导线防风偏治理措施

大档距裸导线防风偏治理措施如图1 所示。

图1 裸导线大档距风偏故障原因及整改措施图

2.1 裸导线绝缘化

2.1.1 绝缘化改造（适用于治理25、35 mm2裸导线）

配网线路绝缘化改造工程措施是彻底解决大档距裸导线防风偏治理重要措施。通过建立大档距裸导线基础台账，做好项目储备，利用基建、大修技改、成本等项目开展绝缘化改造，解决风偏短路引起的线路故障。

新建线路，应避开风口、迎风坡等易出现大风灾害的地带；易受灾害侵袭的线路应提高设计标准，增加耐张段、缩短档距等措施。

跨越高速公路、铁路等长档距特殊地段的线路，应设置独立耐张段，采用角钢塔或钢管塔，增加相间距离、固定更加牢固。

针对区域内风力、风向等合理选择线路走向，尽量减少风向与导线夹角。10 kV 架空线路宜采用钢筋混凝土电杆，特殊地段可采用高强度电杆、角钢塔或钢管塔[3-4]。

2.1.2 绝缘化涂覆（适用于治理50 mm2及以上裸导线）

随着近年来电网技术不断发展，对于架空线路的绝缘处理，还有另一种方法即绝缘涂覆。这种方法实际上是在裸导线上均匀的涂上一层绝缘涂料，使裸导线变成绝缘导线。绝缘层厚度建议采用普通绝缘厚度3.4 mm。

2.2 缩短裸导线档距

2.2.1 差异化设计改造（适用于治理25、35 mm2裸导线）

在架空配电线路设计之初，应充分对当地气候条件进行深入研究与剖析，并根据实际气候合理提高局部风偏设计标准，在设计风速、设计裕度、杆塔塔头尺寸以及施工安装工艺等多个方面进行技术强化，适当减小档距，配置防风拉线，增加分段数量。

但在风偏设计中裕度增加太多时，会导致设备建设成本增加，因此须要设计者对其安全、效能和成本等因素综合考虑，达到架空配电线路设计最优化处理。

根据Q/GDW 10738—2020《配电网规划设计技术导则》，强风区中压架空线路应采用差异化设计，提高抗风设防水平。中压主干网架空线路宜采用单回架设，保证线路之间的安全距离。为做好大档距防风偏治理，建议在大风区域档距控制在30～55 m之间选择。

2.2.2 增设电杆（适用于治理50 mm2及以上裸导线）

针对档距大于80 m 以上裸导线采取增设电杆方式，缩短档距，平均档距控制在40～50 m，减少三相裸导线摆动，降低风偏短路故障率[5]。

2.3 增加相间距离

2.3.1 优选排列方式

根据国家电网公司系统各地配电线路的设计、安装和运行经验，杆头布置型式采用水平、垂直、三角共3 种基本型式，并考虑单回线、双回同杆、三回同杆、四回同杆的布置。为防范风偏故障建议采用以下型式。

例1：单回线路一般采用三角和水平排列2 种杆头布置型式，建议在风力较大区域采取单回三角形排列，增加相间距离，减少风偏短路风险，如图2所示。

图2 单回三角形排列

例2：同杆架设双回线路一般采用双水平、双三角、双垂直排列3 种杆头布置型式。建议在风力较大区域采取双垂直排列方式，增加相间距离，减少风偏短路风险，如图3 所示。

图3 双回垂直排列

例3：同杆架设三回线路，建议在风力较大区域采用上双三角下单水平、上双垂直下单水平排列2 种杆头布置型式，如图4、图5 所示。

图4 上双三角下单水平排列

图5 上双垂直下单水平排列

2.3.2 增加横担长度方式

横担的尺寸决定着线间距离，本着安全、经济、美观，方便加工、施工和运行的原则，在风口、迎风坡等易出现大风灾害的地带，通过选取较长横担增加相间距离，降低风偏短路影响，建议选取2 m以上横担。

2.3.3 采取双支柱绝子固定

在风口、迎风坡等易出现大风灾害的地带，建议采取双支柱绝缘子导线固定，不易发生或者可以大幅减少导线脱落引起的线路接地故障，导线脱落后相间距离缩短，在较强风力下易发生短路故障。

2.3.4 调整弧垂（适用于治理50 mm2及以上裸导线）

日常运维中，通过计划检修将弧垂较大线路，通过弧垂调整等方式增加相间距，减少线路风偏幅度，减少风偏短路风险。

2.3.5 增设绝缘间隔棒（适用于治理50 mm2及以上裸导线）

在架空配电线路中处于风口以及风道等微气象区的杆塔，因承受风力比较集中，也易导致风偏故障，可通过增设一种绝缘间隔棒方式稳定相间距离，减少风偏故障发生。

通过研制一种配网绝缘间隔棒，综合考虑间隔棒的绝缘耐压等级、线路承载力等因素，对绝缘间隔棒选型制作，安装至线路中间固定相间距离，减少风力作用下线路摆动，如图6、图7 所示。

图6 绝缘间隔棒整体分解图

图7 实物图

安装后，跟踪不同大风天气下的停运情况，未发生因线路风偏造成的相间短路故障。

2.4 强化设备运维

2.4.1 开展通道清理

配电线路通道范围树木、房屋等距离较近时，在大风等天气时，线路摆动易与树木、房屋等产生放电而引起线路故障，因此确保通道内无与线路较近物体，是保障线路安全运行重要保障之一。

2.4.2 开展红外测温

由于线路金具受力不均匀、线路舞动、摆动等因素极易产生线路金具受损或者接触不实，引起金具发热、接触不良、断线、金具断裂等故障，利用红外测温等方式开展特殊巡视，及时发现并处理隐患点，避免因巡视不到位产生断线、短路故障。

2.4.3 开展无人机巡视

在大档距裸导线线路运维过程中，杆顶、跨越地段等人力难以实现巡视的位置开展无人机巡视，实现线路无死角巡视，提升线路运维巡视质量。

3 结束语

综上所述，为提高配电网供电可靠性，减少大档距裸导线风偏故障率，在前期工程设计阶段、工程建设阶段、配网设备运维阶段均可采取不同的治理措施，对大档距裸导线线路绝缘化处理、缩小线路档距、增加相间距离、强化设备运维等，有效提升配网线路运行可靠性。