江西10 kV配电线路雷害技术分析及措施研究

王华云，蔡木良，张 宇，安 义，章叔昌，郑蜀江

（国网江西省科学研究院，江西南昌 330096）

0 引言

江西省是我国雷电多发的省份之一。频繁的雷电活动是影响江西电网设备安全运行的主要因素之一，强大的雷电流可破坏电网设备的绝缘和机械结构，导致电力设备停运和供电中断，对国民生产生活带来影响。江西配网10 kV线路绝缘水平较低，且一般无线路防雷措施，不仅受到直击雷的影响，同时也会因雷击地面产生的感应过电压影响而发生绝缘子闪络。据统计，雷击是引起江西配网10 kV线路跳闸的首要原因。因此，开展10 kV线路防雷技术分析及措施研究对保障电网安全稳定运行具有重要作用，将对配网规划、设计、建设、技术改造等工作具有指导意义。

1 江西配网10 kV线路雷害现状分析

据统计分析及现场调研，江西省10 kV线路雷害有如下特点：

1）雷击跳闸率高。

2014年1-6月，江西电网10 kV线路跳闸9 698次，其中雷击跳闸3 694次，占总跳闸的38.02%，雷击跳闸率高达5.005[次/（百公里·年）]，是引起线路跳闸的首要原因，详见表1和图1所示。

表1 2014年1-6月10 kV线路跳闸原因分类统计

图1 2014年1-6月10 k V线路跳闸原因分类统计

2）瞬时故障多，故障原因存在误判，故障点查找困难。

2014年3月，宜丰、新干、石城等县公司配电线路雷击瞬时故障与雷击跳闸总次数之比超过了80%。生产实时管控系统中填报为雷击故障的部分线路，在雷电定位系统进行雷电数据查询，发现故障前后20 min内线路附近无雷电活动，详见表2。

表2 2014年1-6月10 k V线路跳闸原因分类统计

线路在雷雨天气下发生的瞬时故障，除雷击的原因外，还可能存在树障或风偏等其他原因。雷击瞬时故障大部分表现为绝缘子表面闪络，没有明显故障痕迹，且线路无故障测距装置，运检人员进行故障查找时，仅凭肉眼观察，很难找出故障点，并正确区分线路跳闸原因。特别是农网部分线路路径长，分支多，故障查找范围大，线路走廊交通不便，故障查找困难。雷雨天气线路发生跳闸，运检人员凭经验和感觉判断为雷击跳闸，使得部分线路跳闸原因存在误判，制定的改造措施也就缺乏针对性。

3）雷电活动区域广，线路雷击跳闸条数多，重复跳闸严重。

2014年1-6月，全省1779条10 kV线路发生过雷击跳闸，共计3687次，其中跳闸4次及以上的线路有251条（占比14.1%），该251条线路雷击跳闸共1299次，占雷击跳闸总次数的35.2%，如图2所示。

图2 2014年1-6月雷击跳闸线路条数统计

2 江西配网10 kV线路雷害原因分析

2.1 10 kV线路基本无防雷措施

目前，江西电网绝大部分10 kV线路建设时未考虑线路的防雷措施。当线路遭受雷击时，在线路上产生的雷电过电压会引起线路绝缘子闪络。此时，线路可能会发生跳闸、断线、设备损坏等故障。

1）10 kV线路上方有高电压等级线路跨越或有高电压等级线路与其同杆架设时，更易因雷击而引起线路跳闸。相比10 kV线路而言，高电压等级线路空间高度更高，更易引雷。10 kV线路绝缘水平远低于高电压等级线路，雷击高电压等级线路时，在10 kV线路上会产生较高的雷电过电压，容易引起线路跳闸。图3为与110 kV线路同杆架设的10 kV洪达II线，4号杆曾发生A、B相导线雷击断线。

图3 10 kV洪达II线与110 kV线路同杆架设

2）雷电易击区的绝缘导线未采取防雷击断线措施，雷击容易引起断线。架空裸导线雷击闪络时，接续工频电弧在电动力的作用下沿着导线向背离电源方向移动，在工频续流烧断导线之前引起断路器动作；而架空绝缘导线雷击闪络时，绝缘层阻碍了接续工频电弧在其表面滑移，高温弧根被固定在绝缘层击穿点，在断路器动作之前烧断导线。图4为10 kV南变Ⅰ线、南变Ⅱ线绝缘导线遭雷击断线、设备受损情况照片。

图4 10 k V南变Ⅰ线、南变Ⅱ线绝缘导线遭雷击

3）线路雷击闪络后，产生的工频续流容易烧坏设备。当两相接地位于不同横担时，短路电流会在导线、横担、抱箍、杆塔、大地之间形成回路，容易在抱箍与水泥杆接触位置产生电弧，使得绝缘子炸裂，抱箍断裂，电杆烧穿。图5为10 kV欧尔玛Ⅱ回36号杆遭雷击情况。

图5 10 kV欧尔玛Ⅱ回遭雷击

2.2 10kV线路绝缘水平低

江西配网，尤其是农网10 kV线路直线杆的绝缘配置以P-15型针式绝缘子为主，其U50%冲击放电电压较低，耐雷水平差，雷击闪络率高。当针式绝缘子老化较为严重或者内部存在缺陷时，容易内部击穿，导致炸碎。如10 kV中畈线饶园支线、10 kV欧尔玛Ⅱ回等线路绝缘子曾遭雷电击穿。

2.3 配电设备缺少有效的防雷保护设施

江西农网部分未改造台区的配电变压器低压侧没有安装避雷器，且配电变压器低压侧所带低压线路长，雷电波容易从低压线路入侵配电变压器，引起绝缘击穿，导致变压器损坏；部分柱上开关未安装避雷器保护或仅在开关一侧安装，线路遭雷击时，容易引起开关损坏。如图6所示，10 kV朱坑线邹陈分干线分界开关两侧均未安装避雷器保护，雷电引起柱上开关内部击穿。

图6 10 k V朱坑线分界开关缺乏避雷器保护遭雷击损坏

2.4 避雷器接地不规范

部分设备防雷保护避雷器与外壳分开接地，雷电流流过时，设备主绝缘承受的电压，为避雷器残压与雷电流在接地引下线和接地装置上的压降之和，可能导致设备主绝缘击穿。如10 kV朱坑线潭石林家村公变，虽安装了避雷器保护，但避雷器接地不规范，避雷器接地线未与变压器中性点及外壳直接联接，没有起到保护变压器的作用，雷击导致潭石林家村公变内部击穿。

2.5 部分避雷器老化严重

部分避雷器投运年限较长，特别是一些复合外套无间隙避雷器，老化严重，性能下降，外表很难看出异常，一旦通过雷电流，极有可能击穿，造成单相接地或相间短路。如10 kV集镇线黄家台区，由于B相避雷器老化，曾发生避雷器击穿故障。

3 10 kV线路雷击跳闸理论与措施分析

3.1 10 kV线路雷击跳闸机理

配电线路上的雷电过电压分直击雷过电压和雷电感应过电压两种。直击雷过电压由雷云放电击中架空线路产生，因配电线路绝缘水平低、相间距离小，直击雷容易造成多相闪络。雷电感应过电压由雷电击中架空线路附近大地或者地面上物体，通过电磁感应在线路上产生。三相导线上的雷电感应过电压极性相同、幅值相近，不会直接引起相间短路，但容易引起多相对地闪络。

雷电冲击闪络过后，弧道内仍有一定程度的游离离子，在工频电压的作用下，将有短路电流流过闪络通道，形成工频电弧。当雷击引起线路两相或三相对地短路，一种情况是相对地电弧通过横担形成相间电弧，另一种情况是相对地电弧在电磁力和热应力的作用下，弧腹向绝缘子负荷侧的上空漂移，在空中交汇也可能发展成相间电弧，形成相间短路，使开关保护动作，线路跳闸。

3.2 绝缘导线雷击断线机理分析

当架空绝缘导线遭到雷击后，直击雷或感应雷作用于绝缘导线时，雷电过电压将击穿导线的绝缘层，同时导致绝缘子闪络。在工频电压的作用下可能会形成工频电弧，此时电弧的弧根因为绝缘层的阻力而不能移动，弧根始终固定在击穿孔位置。相间短路电流幅值达几kA至十几kA，弧根温度升至几千度，加之导线自重产生的拉力，芯线瞬间熔化断开；当雷击引起绝缘线路单相对地短路，由于江西10 kV配电网采用中性点非有效接地方式，允许线路带单相接地故障运行一段时间，小电流电弧长时间烧灼导线同一位置，也会烧损导线导致断线。

3.3 不同型号绝缘子耐雷水平分析

依据标准DL/T 620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》，在没有任何防雷措施的前提下，运用规程法，对不同型号绝缘子的10 kV线路计算雷击跳闸率，并进行对比分析。10 kV线路直线杆常用的绝缘子的型号参数如表3所示。

表3 不同型号绝缘子的标准雷电冲击耐受电压

以江西省典型农网10 kV线路为例，取两根边相导线间的距离0.001 km、线路弧垂高度0.008 km，每平方公里·年的落雷个数为1，运用规程法计算结果如表4所示。可知，对于10 kV线路，感应雷过电压导致线路跳闸次数约占雷击跳闸总数的80%。

表4 不同型号绝缘子雷击跳闸率计算结果

对同条线路在相同的落雷情况下，将P-15型针式绝缘子更换为PS-20（R8ET125）型柱式绝缘子，线路雷击跳闸率可降低38.6%，其中直击雷跳闸率可降低30.8%，感应雷跳闸率可降低40.8%。因此，通过使用PS-20（R8ET125）型柱式绝缘子提高线路的绝缘水平可有效降低线路雷击跳闸率。同时，考虑柱式绝缘子额定弯曲破坏负荷相对较小，建议在直线杆采用PS-20型柱式绝缘子。

除绝缘水平较高之外，柱式绝缘子属A型绝缘子，为不可击穿型，其经由固体绝缘材料内的最短击穿距离至少等于经由绝缘子外部空气最短干弧距离的1/3（环氧树脂浇铸绝缘子）或1/2（其他有机材料、瓷及玻璃），雷击不会导致瓷瓶炸碎。而针式绝缘子属B型绝缘子，其经由固体绝缘材料内的最短击穿距离小于经由绝缘子外部空气最短干弧距离的1/3（环氧树脂浇铸绝缘子）或1/2（其他有机材料、瓷及玻璃），运行中容易产生击穿、损坏现象。因此，用柱式绝缘子替代针式绝缘子可减少雷击瓷瓶击穿、炸碎事件。

3.4 配网防雷措施效果分析

3.4.1 防雷措施对比分析

1）优先选用带串联间隙金属氧化物避雷器。在电网正常运行下，避雷器承受工频电压，不动作，而在直击雷或感应雷产生的雷电过电压作用下，避雷器导通，将电流泄放入地。雷电冲击过后，避雷器本体电阻瞬间变大，绝缘迅速恢复，工频续流被遮断，因雷电流冲击闪络时间很短（几十微秒），变电站开关来不及动作，有效的避免了绝缘导线被烧断或线路跳闸。建议在配电线路中选用带外串联间隙金属氧化物避雷器。

2）架设避雷线。避雷线降低直击雷危害效果明显，也能有效减小感应雷过电压幅值与来波陡度，但由于10 kV线路耐雷水平较低，极易造成反击，从而导致线路跳闸。架设避雷线对于老线路而言，面临改造较多、投资较大、施工较为困难；对于新线路经济效益也不明显。

3）安装穿刺型防弧金具或剥线型放电箝位绝缘子。当雷电过电压超过一定数值时，在防弧金具的穿刺电极和接地电极之间会引起闪络，形成短路通道，接续的工频电弧便在防弧金具上燃烧，以保护导线免于烧伤和烧断。此种方法会降低线路绝缘水平，提高线路雷击跳闸率，不推荐使用。

3.4.2 安装避雷器的防雷效果案例分析

1）南昌经开区运维10 kV线路18条，防雷改造后架空绝缘导线、设备遭受雷击故障明显减少，详见表5。

表5 南昌经开区10 k V线路防雷改造效果对比

2）吉安城禾Ⅰ线、Ⅱ线，通过防雷改造后，雷击跳闸率大幅下降，详见表6。

表6 吉安10k V城禾Ⅰ线、Ⅱ线防雷改造效果对比

4 结论

通过前述分析，可以得出以下结论：

1）江西省雷电活动强烈，地闪密度高，配网10 kV线路耐雷水平低，且未装设有效防雷设施，这是线路雷击跳闸率偏高的主要原因。

2）配电设备缺少有效的防雷保护设施，如未安装避雷器保护、避雷器老化、接地不规范等，是导致配电设备雷击损坏的主要原因。

3）提高线路绝缘水平可较大程度降低雷击跳闸率。

4）通过已采取防雷措施的10 kV线路运行效果来看，安装避雷器，并改良接地电阻，可以降低线路雷击跳闸率和减少绝缘导线雷击断线。

5 措施与建议

1）提高10 kV线路绝缘水平。柱式绝缘子为不可击穿型，可避免雷击瓷瓶炸碎，采用绝缘水平更高的柱式绝缘子（如PS-15/500、PS-20型）替代老旧针式绝缘子（如P-10型或运行10年以上的P-15型），提高线路绝缘水平，降低绝缘子雷击闪络率，减少瓷瓶炸碎等事件。

2）开展10 kV线路防雷改造。考虑线路的重要性、负荷性质，根据线路走廊地闪密度分布及历史雷击故障情况，结合不同导线类型、多雷击的微地形区、大跨越及是否与高电压等级线路同杆、临近、交叉跨越等实际情况，对线路雷电易击区段杆塔安装带串联间隙金属氧化物避雷器，进行防雷改造。

3）优化线路路径。规划设计新线路时，线路路径尽量避开多雷、强雷区，如无法避开，可安装线路避雷器进行保护，条件允许时也可采用电缆下地方式。已建线路进行防雷改造时，除安装避雷器外，可通过改变线路路径或电缆下地的方式避开局部多雷击的微地形区。

4）10 kV线路雷雨天气跳闸时，利用雷电定位系统，查询故障时刻前后10 min内，线路走廊1 km范围内落雷情况，判断线路是否因雷击跳闸。若查询范围内存在落雷，则判断线路可能因雷击而引起跳闸，运检人员可对落雷位置附近的线路区段优先进行巡视，查找故障点。

5）在变电站出线第一基杆塔安装带接地指示功能的故障指示器，可辅助确认发生单相接地故障线路。在雷击跳闸频繁的10 kV线路的分段点、用户T接处、重要分支线接入点、电缆与架空线路连接处优先装设故障指示器，辅助查找故障点，减少故障查找时间。

6）加强对设备保护避雷器的安装及其接地的维护工作。无有效防雷设施保护的配电设备（包括配电变压器、柱上开关、电缆等），应安装避雷器并进行接地改造，确保防雷设施处于良好状态。

7）开展避雷器周期性巡检及诊断试验工作。在雷雨季节之前开展避雷器外观检查、红外测温等巡检项目，检查无间隙避雷器本体及电气连接部位有无异常温升。避雷器阀片受潮或老化时，会引起整体发热或局部发热，当温差超过0.5 k时，温升异常。对温升异常的避雷器应进行直流1 mA下的参考电压测试和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流试验。