220kV平惠乙线风偏故障分析与对策Word格式.docx
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3防止风偏过大造成放电的对策-10-
3.1采用绝缘子倒“V”型挂法-10-
3.2改为倒“V"
型串的后理论效果验证-10-
3.3改为倒“V"
型串后的风偏模型图-10-
3.3.1平惠乙线20#改造后风偏模型图-10-
3.3.2平惠乙线57+1#改造后风偏模型图-11-
3.3.3根据图中数据进行分析-12-
4.结束语-12-
5.参考文献-12-
6.作者简介-12-
引言
伴随着石嘴山地区用电负荷的一度攀升至2100MW，并长时间处于高位运行。
这给石嘴山地区220KV主网线路提出了更高的可靠性要求。
根据石嘴山供电局对线路工区的要求，全年220KV线路允许跳闸次数仅为1次。
而2010年3月-4月石嘴山地区先后多次发生罕见的大风天气，阵风最大达到10级（27m/s）。
大风天气给线路运行带来了严重的影响。
仅220KV平惠乙线就因大风天气在3月-4月期间跳闸两次。
为了解决220KV线路在大风天气下的安全运行问题，找出合理的解决方案迫在眉睫。
1故障情况
1.1平惠乙线基本情况
12214/19215平惠乙线于2003年04月18日经过单子线改双子线后投运。
导线型号为LGJ--240/30，全线81基铁塔，全长28.346Km，绝缘配合：
直线合成绝缘子FXBW4－220/100、耐张瓷瓶串15*XP－100；
上次清扫日期：
2009年01月14日。
线路走径多分布在农田、湖泊。
1.2故障回顾
2010年3月19日18时21分，平西变12214平惠乙线因大风天气（阵风10级）发生故障。
平西变光纤差动保护、高频保护动作，开关跳闸，重合闸未动作。
保护测距故障点距平西变6.15kM。
19：
20分恢复送电。
平惠乙线停电期间，所有负荷由平惠甲线带，对外没有负荷损失。
平西变侧CT变比：
1200/5，A相二次电流30A，折合一次电流7.2KA。
经巡视发现时平惠乙线20#（ZG4杆）B、C相导线分别对拉线和杆身有放电痕迹。
2010年04月25日02时59分，还是在大风天气时，220KV平惠乙线B、C相故障。
惠农变光纤纵差、距离I段、零序I段、高闭动作，开关跳闸，重合闸未动作，保护装置显示C相接地后发展为B、C相间故障，测距6.12km，故障录波器测距6.077km.平西变光纤纵差、高闭、距离I段动作，重合闸未动作，保护I屏测距18.9km，保护Ⅱ屏测距19.62km，保护显示非全相运行，再故障跳三相，故障录波器显示C相故障，测距19.763km。
4月25日21时39分恢复送电。
平西变侧CT变比1200/5,A相二次电流37.6A，折合一次电流9.024KA。
经巡视发现平惠乙线57+1#（ZM1塔）B、C相导线对塔身有放电痕迹。
2故障原因分析
通过观察导线与拉线、杆身上的放电痕迹，我们不难发现：
跳闸的原因是由于在大风作用下，导线受到风力作用，风偏过大，无法保持与拉线和杆身的空气绝缘距离，造成对拉线和杆身放电，引起跳闸。
2.1风偏角的计算
2.1.1220KV平惠乙线20#杆的数据
平惠乙线20#杆相关数据如下表：
杆号
档距（米）
呼称高（米）
杆高（米）
导线应力
导线型号
导线计算截面
计算重量G0
19#
=376
26.7
33.2
40MPa
LGJ-240/30
（双子线）
275.96
966.2kg/km
20#
21
24
=267
21#
2.1.2首先我们对挂线点进行受力分析
图中：
T为绝缘子对导线的拉力；
F为导线受到的风力；
G导线的自重
导线的风偏角
我们通过受力分析，应用三角形法则可得：
要得到角的值，需要求出F与G;
2.1.3.导线受到重力（G）的计算
式中：
：
垂直档距
（式中为导线应力，为自重比载）
=290.73m
G0：
导线的计算重量
2.1.4.导线受到的风力荷载（F）进行计算
导线及地线风荷载的标准值，应按下式计算：
Wx=·
Wo·
Z·
SC·
c·
d·
Lp·
B·
sin2
Wo=V2/1600
式中：
Wx——垂直于导线及地线方向的水平风荷载标准值，kN；
——风压不均匀系数，应根据设计基本风速，按照表1的规定确定；
c——500kV线路导线及地线风荷载调整系数，仅用于计算作用于杆塔上的导线及地线风荷载（不含导线及地线张力弧垂计算和风偏角计算），c应按照表12.1.12的规定确定；
其它电压级的线路c取1.0；
Z——风压高度变化系数，基准高度为10m的风压高度变化系数按表2的规定确定；
SC——导线或地线的体型系数：
线径小于17mm或覆冰时（不论线径大小）应取SC=1.2；
线径大于或等于17mm，SC取1.1；
d——导线或地线的外径或覆冰时的计算外径；
分裂导线取所有子导线外径的总和，m；
Lp——杆塔的水平档距，m；
B——覆冰时风荷载增大系数，5mm冰区取1.1，10mm冰区取1.2；
——风向与导线或地线方向之间的夹角，度；
Wo——基准风压标准值，kN/m2，应根据基准高度的风速V（m/s）计算。
表1风压不均匀系数和导地线风载调整系数c
风速V（m/s）
≤20
20≤V＜27
27≤V＜31.5
≥31.5
计算杆塔荷载
1.00
0.85
0.75
0.70
设计杆塔（风偏计算用）
0.61
c
计算500、750kV杆塔荷载
1.10
1.20
1.30
对跳线等档距较小者的计算，宜取1.0。
校验杆塔电气间隙时，风压不均匀系数随水平档距变化取值如下表
表2风压不均匀系数随水平档距变化取值
水平档距（m）
≤200
250
300
350
400
450
500
≥550
0.80
0.74
0.67
0.65
0.63
0.62
当天阵风10级：
27m/s
风向基本垂直于杆塔：
即=90°
查表可得：
=0.85
Z=1.25（由建筑设计荷载规范查得；
）
SC=1.1
d=21.60mm·
2=43.2mm=0.0432m
Lp=L1/2+L2/2=376/2+267/2=321.5m
B=1.0
Wx=0.85×
272/1600×
1.25×
1.1×
0.0432×
321.5×
1.0×
sin290°
=6.34083kN
Wx=7395.95N即：
F=7395.95N
2.1.5风偏角的确定
风速为27m/s时：
2.1.6平惠乙线57+1#风偏角确定
同理可得：
2.2根据导线风偏模型图进行故障原因确认
根据我们之前对平惠乙线20#与57+1#在27m/s的大风作用下的风偏角，用AutoCAD软件做出风偏模型图,如下图所示：
图一平惠乙线20#故障时风偏模型图
对于平惠乙线20#而言，从设计图上可以查出下子线最低点距挂线点（下子线的风偏半径）为3091mm。
由风偏模型图我们可以看出：
当风速达27m/s时，边相导线风偏角为53°
，此时导线距拉线567.42mm。
而127KV（220KV线路相电压）的电压在距离小至550mm时，才会在干燥的空气间隙中造成放电。
但是由于当日天气扬沙并下泥雨，空气中含有其它导电介质，所以引起边相导线对拉线放电。
而中相在风速达到27m/s时，导线距杆身的距离只有543.21mm,因此中相更易放电。
图二平惠乙线57+1#故障时风偏模型图
对于平惠乙线57+1#而言，下子线的风偏半径仍为3091mm。
当风速达27m/s时，导线风偏角为63°
，此时导线距塔身只有583.6mm。
而中相在风速达到27m/s时，导线距杆身的距离只有418.46mm,因此中相更易放电。
结论：
220KV平惠乙线20#与57+1#在大风天气发生跳闸的主要原因是导线在风力作用下向拉线和塔身偏移，造成对拉线或塔身距离不足而放电。
3防止风偏过大造成放电的对策
3.1采用绝缘子倒“V”型挂法
将220KV平惠乙线直线串绝缘子改为倒“V"
型挂法（如图三所示），以缩短导线的风摆半径,从而增大导线在风力作用下与拉线和杆身的距离。
这样不但可以有效防止风偏过大时导线对拉线或塔身放电，同时也有防冰闪的效果。
图三倒“V”串结构示意图
型串的后理论效果验证
FXBW4-220/100型合成绝育子的结构高度为2240mm，而参加三角形构造的金具长度为40mm，我们控制两支绝缘子所连接的悬垂线夹中心之间的距离为2690mm,即两绝缘子之间的夹角为60°
。
我们根据等边三角形对改造后的缩小距离进行计算：
改造前下子线对横担挂线点的距离为：
3091mm
改造后下子线对横担挂线点的距离为：
型串后的风偏模型图
3.3.1平惠乙线20#改造后风偏模型图
平惠乙线20#（ZG4）杆改造后：
当风速达27m/s时，此时边相导线对拉线的距离为767.21mm，比改造前的567.42mm增加了199.79m，中相导线对拉线的距离为826.27mm，比改造前的543.21mm增加了283.15mm。
如图四所示；
图四平惠乙线20#改造后风偏模型图
3.3.2平惠乙线57+1#改造后风偏模型图
平惠乙线57+1#（ZM1）塔改后：
当风速达30m/s时，此时边相导线对塔身的距离为822.03mm，比改造前的583.6mm增加了238.43m，中相导线对拉线的距离为739.22mm，比改造前的418.46mm增加了320.76mm，如图五所示；
图五平惠乙线57+1#改造后风偏模型图
3.3.3根据图中数据进行分析
由以上两图我们可以
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