甘肃电网输电线路风偏事故研究与防治

蔺相荣，张宏伟

(1.国网甘肃省电力公司，甘肃 兰州 730030；2.国网甘肃省电力公司金昌供电公司，甘肃 金昌 737100)

0 引言

长期以来，大风灾害一直威胁着电力线路的安全运行，因强风和沙尘暴造成的倒杆塔、断线、风偏、绝缘子脱串和金具断裂等事故经常发生，其中尤以风偏的危害频次高、范围广、影响大。近年来，根据灾害性大风的特点，在特殊区域采取了有针对性的治理工作，倒杆塔、断线、风偏等故障得到了一定遏制。但自2010年以来，灾害性天气频发，部分输电线路由于设计、施工质量存在问题，遇到极端大风天气时，线路的风偏故障大幅上升。

1 风区概况

甘肃省地处黄土、青藏和蒙古三大高原交汇地带。境内地形复杂、山脉纵横交错、海拔相差悬殊，是形成风区的主要因素，又因甘肃属于中纬度地区，冷峰和低压槽过境较多，加大了南北向或东西向的气压差。甘肃风区分区分布如图1所示。

图1 甘肃风区分布

在冷空气入侵甘肃省时，尤其秋冬、冬春交际或气温突变时容易出现较大风速，甚至出现灾害性大风天气，风灾现场大风自南向北、自东向西、自山下向山上增加。从大风日数来看，河西走廊西部、乌鞘岭、马鬃山、华家岭、白银、玛曲等地最多，年平均为40—66天，最多年可为70—140天；河西走廊中、东部年平均为14—28天，最多年可为10—58天；陇东、临夏年平均为1—4天，最多年可为7—17天。

2 几起典型的风偏事故案例

2.1 总体情况

2014-04-22夜间到4月24日，受强冷空气影响，甘肃自西向东出现大风扬沙天气，河东地区气温下降8—10 ℃，河西地区降温10—15 ℃，并伴有沙尘暴和大风天气。河东、河西大部有重霜冻和6级左右西北风，风口风力10—11级，敦煌、瓜州地区瞬间最大风力达12级以上。截至24日18：00，共造成35 kV及以上输电线路跳闸51条70次(故障停运35条)，其中750 kV线路3条7次，330 kV线路15条26次，110 kV线路16条20次，35 kV线路17条17次。甘肃风灾现场情况如图2所示。330 kV及750 kV线路故障情况如表1所示。

图2 甘肃风灾现场情况

2.2 故障原因分析

本次风灾事故涉及的线路故障原因如表2所示。从表2可以看出，除了悬挂异物放电外，导线对塔身风偏故障和导线对杆塔拉线风偏故障是主要原因，占比50 %。

3 典型风偏故障案例分析

3.1 750 kV乙一线故障分析

2014-04-23T09：01，750 kV乙一线跳闸，选相B相(边相)，故障原因为乙一线326号B相(左边相)风偏后导线侧均压环对横担放电。

表1 330 kV及750 kV线路故障情况表

表2 线路故障原因

750 kV乙一线326号塔设计风速为28 m/s，型号为ZB128P，呼高38 m。导线、地线型号分别为LGJK-310/50，JLB20A-100；边、中相串型分别为I串、V串；边、中相绝缘子型式为1×FXBW-750/210，2×FXBW-750/210。根据设计规范，校验杆塔电气间隙时，风压不均匀系数根据水平档距变化取值为0.75。当设计风速为28 m/s时，326号塔风偏角应为51.92°；最大允许风偏角为57.2°，此时对应最大风速为31 m/s。

根据故障前后乙一线296号塔安装的气象在线监测测得的极大风速数据，换算为10 m高、10 min平均风速为35 m/s。750 kV乙一、乙二线全线设计风速为 28 m/s，31 m/s，35 m/s，36 m/s，40 m/s 5种，其中故障区域设计风速为28 m/s。296号塔气象在线监测数据如表3所示。

表3 故障前后750 kV乙一线296号塔气象在线监测数据

根据以上数据综合分析，线路跳闸原因为现场瞬时风速超设计标准引起导线风偏。主要是由于设计风速取值不当，设计单位在收资的过程中未考虑微气象及以上因素，造成了设计基本风速远低于故障区域最大风速，铁塔塔头间隙无法满足35 m/s风速时电气间隙要求，发生了边相导线(I串)对铁塔横担放电。

由于750 kV线路暂无较为成熟的防风偏技改措施，可供参考的改进措施有以下几个。

(1) 铁塔横担增加垂直挂架。本次风偏主要是悬垂串对横担底面塔材放电。原因是悬垂串较短，悬垂串风偏后均压环首先对横担底面放电造成跳闸。故考虑在横担头增加垂直挂架，将带电点下移，从而获得相对多的允许风偏。由于原线路设计时从经济性考虑，导线对地距离裕度大部分地区刚好满足要求，如增加垂直挂架须校核导线对地距离。另外，增加垂直挂架，需要对整个横担进行改造，对铁塔主材是否有影响也需要计算评估。

(2) 铁塔塔材包覆绝缘材料。借鉴复合横担塔的经验，可将绝缘材料包覆在塔材上，以防止风偏后导线或金具对铁塔放电。经调研，曾有过在钢管上直接缠绕绝缘材料的案例，但还没有进行过在角钢上包覆绝缘材料来防止风偏闪络的研究。如要采用此方案，应进行材料、电气方面的研究和试验。

(3) 边相悬垂串安装防风拉线。借鉴大风区330 kV线路采用防风拉线的经验，考虑在750 kV线路边相使用防风拉线来解决风偏不足的问题。但是在边相悬垂串上安装防风拉线，在大风情况下将改变铁塔横担的受力，需对铁塔安全性进行计算评估，边相悬垂串对地安装防风拉线后，增加了故障点的数量，不便于今后的运维与检修，同时对地拉线也存在一定的安全隐患。750 kV线路安装防风拉线也有实例借鉴，因此，安装防风拉线必须经过详细分析计算，制订切实可行的实施方案，不能简单套用110 kV，330 kV线路的处理办法。

3.2 330 kV甲六线故障分析

2014-04-23T13：14，330 kV甲六线A相跳闸。330 kV A变电站保护测距为32 km，330 kV B变电站测距2.6 km，选相A相。

本次故障为中线(A相)和边线(B相)在横向大风吹动下，与电杆本体电气间隙不足，造成风偏跳闸。经核实，该线路为2007年设计，砼双杆设计条件为双分裂LGJ-400/35导线、30 m/s风速、10 mm覆冰，电杆根开为6.5 m。由于瞬时风速超过设计风速，造成了电气间隙不足，导线对杆体放电。设计单位未考虑该地段微气象条件，是造成本次事故的主要原因。建议对该地段线路杆塔进行风偏间隙校验，对不满足条件的杆塔加装防风拉线和防风横担固定导线悬垂串，以消除瞬时风速超过设计风速时造成的风偏故障。

3.3 中相跳线风偏故障

2014-04-23，330 kV甲五线故障跳闸6次，当日现场风速为44 m/s，强度达到16级。同一地段的35 kV铁塔被大风吹倒。根据故障现场情况分析，230号塔C相跳线在强风作用下风偏放电，疲劳断股，最终断裂。

2014-04-22T23：56，330 kV甲十线故障跳闸，重合失败；2014-04-23T02：10恢复送电；03：21再次跳闸，09：52恢复送电。

故障原因为2号双回路耐张塔A相跳线风偏后安全距离不足，对塔身放电，引起线路跳闸。

经综合分析，造成中相跳线风偏故障的主要原因有以下2点：

(1) 跳线防风偏设计措施考虑不周；

(2) 跳线安装工艺存在缺陷，跳线松弛，弧度偏大。

根据国家电网公司《输变电工程施工工艺示范手册——送电工程分册》要求，耐张塔跳线需现场放样制作，且引流板朝向应满足使导线的弯曲方向与安装后的跳线弯曲方向一致。对于中相引流，就是要保证耐张线夹至跳线托架引流要与引流板出口方向一致，不能有明显弧度。

4 输电线路防风偏技术要求

4.1 风速取值

(1) 技术原则。根据GB 50545—2010《110 kV—750 kV架空送电线路设计规范》和DL/T 5158—2012《电力工程气象勘测技术规程》规定，750 kV，500 kV输电线路基本风速、设计冰厚重现期应取50年；110—330 kV输电线路基本风速、设计冰厚重现期应取30年。其中，确定基本风速时，按当地气象台站、10 min时距平均的年最大风速作样本，采用极值Ⅰ型分布作为概率模型，换算至地面10 m高度确定。同时，还规定山区送电线路的最大设计风速，如无可靠资料，按附近平原地区的统计值提高10 %选用。

(2) 重现期的选取。GB 50009—2012《建筑结构荷载规范》中规定，风荷载基本值的重现期为50年。

美国ASCE 74标准规定，重现期对应不同的可靠性水平分别取50，100，200，400年，而只有临时线路重现期小于50年。

通过对比，输电线路现行标准最大设计风速相对于建筑结构和国外标准偏低，这和我国的国情和技术规范有关，现阶段不会有重大变化。

(3) 风速时距的选取。我国建筑荷载规范采用连续自计、时距为10 min的平均风速作为计算建筑物的风荷载。主要理由是，建筑结构质量都比较大，故其阻尼也较大，风压要对其产生破坏性的影响，需较长时间时才能显现出动力反应。实际建筑物大风灾害的统计结果也表明，仅瞬时风速大而10 min平均风速不大时，很少有造成建筑物受损的事例。

多年来的国内输电线路运行经验证实，目前的风速时距选择对于杆塔结构影响不大，但对导线，尤其是质量较小的跳线会有较大影响。

自上世纪90年代以来，甘肃省也采用了连续自计方式，尤其是2000年以来又新增了大量的自动观测站。因此，在输电线路设计中，要选用最近年限的观测风速，资料不全的区域还应比对“全国基本风压图”进行测算，而不能简单套用以往工程的气象条件。

(4) 气象台站点位置。一般情况下气象台站多设置在平原城镇附近，观测的大风资料很难概括地区局部特殊地段的最大风速。如：山顶气流受山脉的动力抬升作用，风速较山麓风速一般要大10 %；峡谷、山口气流被压缩，存在“狭管效应”，其风速较平地风速增大10 %—23 %；河岸、湖边、沙漠等地面(或水面)平坦开阔、粗糙度较小，风速也相应增大。

4.2 弧垂和风偏角计算

输电线路绝缘配合设计，实际上就是确定输电线路导线(带电体)在工频电压、雷电过电压和操作过电压情况下与邻近接地体间的各种空气间隙。

(1) 确定合理的杆塔头部间隙和拉线配置，使导线在各种运行工况下与杆塔构件和拉线保持足够的绝缘裕度。

(2) 合理选择线路路径、排定杆塔位置，使导线在各种运行工况下与山体边坡、交叉跨越物、邻近建筑物等保持足够的安全净距。

(3) 合理配置杆塔型式、导(地)线型式和运行张力，在各种运行工况下，使相导线、导线与地线之间保持足够的安全净距。同时，还要计算导线弧垂f和风偏角θ。

式中：g为比载(导线单位荷载，按不同组合共有7种)，N/(m×mm2)；l为杆塔档距，m；δ为导线应力，N/mm2。

由式(1)可知，线路档距越大、应力越低，其弧垂越大。

在不考虑覆冰情况下：

式中：g1为自重比载；g4为风压比载(主要与最大风速、风速不均匀系数有关)；lsh为水平档距(相邻两档距平均值)；lch为垂直档距(相邻两档导线弧垂最低点之间距离)。

当线路气象条件不变时，影响风偏角的主要因素是水平档距和垂直档距。如果在线路设计中，杆塔垂直档距过小，则风偏角将有可能超出临界值。

5 防风偏的主要措施

5.1 强化工程项目可研、初设深度

(1) 在可研、初设阶段，设计、施工、监理和运行单位要加强沟通，充分讨论有关防治风偏故障的意见和建议，做好最大设计风速选取、线路选线、杆塔选型和定位工作。

(2) 在可研、初设文件中增加“防风偏”专题，重点阐述气象资料收资情况、最大设计风速选取和导线风压计算原则、杆塔各类工况允许摇摆角和使用条件、采取的主要防风偏措施等。对于途经32 m/s风速(12级大风)及以上区域的输电线路还

要提供气象勘察专题报告。

5.2 科学选取最大设计风速

(1) 在现有气象站历史资料的基础上，采取访问沿线群众，查阅史志，广泛收集、分析沿线电网、通信和铁路运行事故，农作物、房屋建筑受灾，交通受阻等风灾情况，认真调查微地形、微气象区域，确定线路最大设计风速并合理分区。

(2) 对于恶劣气象、维护和抢修困难区域的输电线路，还要根据线路重要程度，按照差异化设计的原则，适当提高最大设计风速取值。

(3) 统计、归算瞬时风速与10 min平均风速的比值，确定设计风速阵风系数。对输电线路导线(包括跳线)风偏角要按照统计最大瞬时风速校验工频电压下的空气间隙；对无资料地区，要按照设计选取的10 min最大平均风速的1.3倍进行校验。

5.3 落实直线杆塔防风偏要求

(1) 正确选用杆塔型式和子导线排列形式。在风力较大或易出现恶劣气象的地区，应选择空气间隙和摇摆角较大的塔型，优先选用V型串结构杆塔。边相导线使用V型串不佳时，应采取加长横担和下移挂点等增大风偏间隙的措施。

(2) 加强断面测量工作，合理布置杆塔位置。一般情况下应控制杆塔垂直档距与水平档距的比值不低于0.8。

(3) 设计阶段要重点对不同导线排列方式、不同宽度横担的杆塔绝缘子串风偏角进行验算。

(4) 对处于强沙尘暴区域的输电线路，应综合考虑风力和沙尘暴的共同作用，校验杆塔摇摆角。

(5) 施工阶段，要严格按照设计图纸、GPS坐标和现场桩位进行线路复测、基础分坑和施工基面测量工作。避免施工测量不当引起杆塔位置和施工基面高度变化，导致杆塔水平档距和垂直档距(风偏角)与设计不符。

5.4 加强耐张杆塔跳线防风偏

(1) 330 kV耐张杆塔中相跳线应安装双跳线绝缘子串。在32 m/s风速及以上区域，优先采用防风型复合支柱绝缘子(芯棒直径不小于38 mm)，不能采用时要安装防风拉线。在30 m/s风速及以下区域，可采用加装重锤方式，并使跳线串向内侧倾斜5°—10°，以收紧两侧绕跳引流线。

(2) 110 kV及以下耐张塔中相引流一般可安装单跳线串。在32 m/s风速及以上区域，优先采用防风型复合支柱绝缘子(芯棒直径不小于34 mm)，不能采用时要安装防风拉线。在30 m/s风速及以下区域，可采用加装重锤方式，并使跳线串向内侧倾斜5°—10°，以收紧两侧绕跳引流线。

(3) 所有耐张塔引流线均按照最大设计风速1.3倍校核，风速不均匀系数取1。边相引流线最大风偏间隙不满足工频电压安全净距要求时，不论转角大小或内外角均应安装跳线绝缘子串。

(4) 施工图设计阶段要严格按照DL/T 5463—2012《110 kV—750 kV架空输电线路施工图设计内容深度规定》，明确有关跳线安装工艺要求，并提供三维安装示意图。

(5) 施工阶段要加强跳线安装工艺控制，严格执行设计文件。所有跳线严格按照现场实际模拟尺寸进行安装，不得简化安装程序，忽略塔型、转角、高差等因素。

5.5 规范防风拉线安装

(1) 挂点选择。中相引流宜采取在跳线托架通过金具连接。

(2) 绝缘子选型。原则上220 kV线路选用结构高度2 470 mm复合绝缘子，110 kV线路选用结构高度1 440 mm复合绝缘子。

(3) 固定方式。中相引流防风拉线可直接固定在下横担(新建工程设计应提供挂点)。

(4) 其他要求。一般拉线选用镀锌钢绞线，且截面不宜小于50 mm2。金具选用国标产品，当需加工非标金具时，应通过试验确定其机械强度。

5.6 加强设备运维管理

(1) 运行单位要加强现场施工质量验收检查，尤其对导地线弧垂、跳线制作工艺、杆塔施工基面和地面凸起物等进行全面测量，并按照最大风偏和最大弧垂进行校核。

(2) 认真开展线路巡视工作，尤其是大风等恶劣天气下的特殊巡视，及时发现杆塔是否存在上拔或垂直档距太小等情况。

收集大风发生时段、频率、风速、区域等气象资料，划分沿线微地形及微气象区，及时发现线路运行缺陷和存在的薄弱环节，采取防风偏措施，预防风偏故障。

(3) 加强气象观测等基础性工作，开展大风等气象观测系统推广应用工作，不断完善输电线路风区、沙尘暴分布图，为防风偏设计提供依据。

6 结束语

解决输电线路风偏问题必须从加强线路设计、施工、监理和运行维护等基础性工作开始，从提高设防标准、改进设计方法、加强设计和施工质量控制、严格验收工作等方面开展工作。

(1) 输变电工程项目可研、初设阶段，应将线路防风偏措施做为技术评审的重点，在设计文件中增加“线路防风偏校核和防治措施”专题，有针对性地进行专题阐述，明确有关防风偏的技术要求和防治措施。

(2) 组织研究适合甘肃省大风、沙尘暴区域运行的新型杆塔设计工作，为电网规划、设计、建设和运行提供技术支持。

(3) 建议有关科研机构开展线路防风偏专项研究，建设线路防风偏专项治理试点工程，结合线路设计、施工和运维实际情况，逐步形成适合甘肃省大风、沙尘暴区域的相关设计、施工和运行技术标准，提升电网本质安全水平。

1 甘肃省地方志编纂委员会.甘肃省志气象志[M].甘肃：甘肃人民出版社，1992.

2 中华人民共和国住房和城乡建设部.GB 50545—2010 110 kV—750 kV架空送电线路设计规范[S].北京：中国计划出版社，2010.

3 电力规划设计总院.DL/T 5158—2012电力工程气象勘测技术规程[S].北京：中国计划出版社，2012.

4 国家电网公司基建部.输变电工程施工工艺示范手册——送电工程分册[M].北京：中国电力出版社，2006.

5 中国建筑科学研究院.GB 50009—2012建筑结构荷载规范[S].北京：中国建筑工业出版社，2012.

6 中国电力工程顾问集团西南电力设计院.DL/T 5463—2012 110 kV—750 kV架空输电线路施工图设计内容深度规定[S].北京：中国电力出版社，2012.

7 全国绝缘子标准化技术委员会.GB/T 8287.1—1998复合支柱绝缘子技术标准[S].北京：中国标准出版社，1998.