1000kV特高压线路耐张绝缘子更换技术研究

覃金彩，黄建峰，刘慧妍

（国网浙江省电力公司检修公司，杭州 311232）

由于我国1000kV特高压输电线路建立与运行才刚起步，目前尚未出现显性的故障。但受内部的电气因素及外部的环境因素的影响，可能发生耐张绝缘子串（以下简称耐张串）的老化与损坏，需进行更换作业。因此，有必要对耐张串的更换技术进行一些具有前瞻性的研究，以应对耐张串故障的发生。根据特高压线路耐张串及与之相关金具的结构特点，分析特高压线路耐张串更换的技术难点，研究针对1000kV特高压线路耐张串的更换方案。

11000kV特高压线路耐张串的检修特点

在1000kV特高压线路耐张串的更换过程中，主要会受到以下几个方面的影响：

（1）结构限制。受耐张串串长、吨位大的影响，且受预制式铝管硬跳线或鼠笼式硬跳线和均压屏蔽环的影响，使得施工难度大幅度提升；

（2）工器具限制。1000kV特高压线路无论是电压等级还是体积结构都发生了很大变化，以往检修过程中使用的工器具在尺寸、机械强度、电气强度等各方面均已无法满足要求。检修工器具尺寸、重量的增大无疑会使操作性大大降低，施工效率降低；

（3）荷载转移的难度加大。随着导线结构复杂度的增加，线路档距的加大，使得导线的张力也随之增加，加上耐张串串长且吨位大，耐张串也就需要承受大得多的荷载。在更换耐张串的过程中进行荷载转移时，要求工器具具有更高的强度来承受这一荷载。

若要实现1000kV电压等级线路的耐张串安全、可靠、经济的更换，就必须对难点进行分析，为更换方案的制定提供可靠的依据。

2 1000kV特高压线路耐张串更换的技术难点

2.1 耐张绝缘子的更换

由于特高压线路与超高压线路相比，所使用的绝缘子片吨位更大，能够承受的机械与电气强度更高，双联串已能满足各方面的要求，所以特高压耐张绝缘子串为2联绝缘子。排列方式为水平排列，与铁塔连接为2挂点。在1000kV晋东南—南阳—荆门特高压工程中使用的2联绝缘子通过整体联板及二联板与8根子导线相连，每联为54片550 kN瓷式绝缘子，绝缘子长达12.96 m，单联绝缘子重1.269t，整个耐张串长17.0～17.6 m，整个耐张串重3.268t。可见耐张串具有串长、吨位大、机械强度高等特点，使作业人员在更换过程中面临两大问题：

（1）由于耐张串吨位大，受力较复杂，作业人员在进行耐张串更换的过程中，需要解决的最基本的问题便是如何方便、可靠、快捷地实现耐张串所承受荷载的转移；

（2）由于耐张串串长，在实现荷载的转移时，导线会产生比较大的过牵引，一般需要将导线过牵引300～500 mm才能顺利进行更换，使得导线的张力增加很大，配置的工器具的承受荷载也相应增大，需要考虑导线产生如此大的过牵引时，工器具的强度是否能够满足要求。要实现荷载的转移，就必须先分析耐张串上荷载的分布情况，即耐张串的受力情况。

2.2 耐张串的受力分析

更换耐张绝缘子时的作业工况应为：无风、无冰、气温为+15℃。在这种气象条件下耐张串所受的荷载，应仅为导线产生的张力及耐张串自身的重力。耐张串受力如图1所示。

图11000kV耐张串受力分析

图中F导线即为导线的张力，Fh1与Fh2分别为水平方向和竖直方向上的分力；G为耐张串的重力；F横担为耐张串所受横担的拉力；Fhn与Fvn分别为水平方向和竖直方向上的分力；φ为导线与水平线之间的夹角；n为第n片绝缘子。

架空线上任一点处的轴向应力σx的水平分量等于弧垂最低点处的轴向应力σ0，即架空线上轴向应力的水平分量处处相等，导线截面积为A，由耐张串受力平衡可知：

而导线的应力从弧垂最低点向两侧挂点靠近时逐渐增大，到悬挂点处应力最大。可查得悬挂点应力σ为：

式中：σ为悬挂点导线应力；σ0为导线的水平应力；γ为导线的比载；l为耐张塔至第1基直线塔之间的档距；h为2基铁塔之间的高差；Lh=0为等高悬点时的线长。

又因为导线的张力与导线的应力关系为：

联解式（1）与（2）可得单根子导线的张力为：

则单相导线八根子导线产生的总张力为：

在1000kV特高压线路中，由于耐张串为双串，则单相导线8根子导线所产生的总张力可视为由双联绝缘子均分承受。那么对于耐张串中的任意1片绝缘子所受的力即为导线的张力加上该片绝缘子到导线端所有绝缘子的重力和在耐张串方向上的分力。

设待更换的绝缘子为耐张串中从导线侧开始算起第j片，则该片绝缘子的受力为：

2.3 均压屏蔽环及硬质跳线对施工的影响

由于1000kV特高压线路中耐张绝缘子上均压屏蔽环与绝缘子特殊的位置关系，导致在更换过程中无论是工器具的安装还是耐张串的拆装都受到它的影响，这样大大增加了工作强度，降低了工作效率。另外，由于均压屏蔽环与绝缘子距离相当近，而耐张串却相当重，所以在更换过程中很难精细地控制耐张串与均压屏蔽环的距离，这也就很容易因擦碰而对耐张绝缘子和均压屏蔽环造成不必要的损伤。在对耐张串进行更换的过程中，为了防止损伤，可采用泡沫、橡胶或海绵等质地较软的物质将耐张串包裹起来。

在目前的1000kV特高压线路中，所使用的跳线主要有2种：预制式铝管硬跳线和鼠笼式硬跳线（见图2）。

图21000kV特高压线路中的硬跳线

如图2所示，预制式铝管硬跳线主要就是以2根水平排列的铝管通过间隔棒相隔。两端以四变一线夹、引流线、联接金具等与导线相连。根据耐张塔结构及使用方式的不同，预制式铝管硬跳线的结构型式也不同。而鼠笼式硬跳线是将8根软导线编结成一种鼠笼形的结构，使之成为一刚性体。鼠笼式硬跳线比预制式铝管硬跳线少2个中间接续环节，很显然其过流特性优于预制式铝管硬跳线。正是受到硬跳线的影响，使得耐张绝缘子串的更换工作受到了不小的制约。

另外，1000kV特高压线路两串平行的耐张串的导线侧，由一块整体联板将其与导线相连，以共同承受导线的荷载。这将使得在更换过程中对其中任意一串的作业必将受到另一串的限制。

3 更换方案设计

3.1 引导跳线法

为排除硬质跳线的干扰，利用绝缘绳对跳线进行引导并固定，使其暂时不再处于耐张串的正下方，然后再对耐张串进行更换。该过程的施工示意见图3。

图3 引导法排除硬质跳线的干扰

作业方法：如图3所示，由塔上作业人员将绝缘绳的一端固定在硬质跳线中间部位的间隔棒上，若为预制式铝管硬跳线则可直接固定在铝管上，由地面人员收紧绝缘绳使跳线稍微向铁塔靠近。但跳线与铁塔之间的距离有规定要求，在此过程中不能将绝缘绳收紧过多，只要使更换的耐张串能够垂直升降即可，然后利用控制绳将耐张串缓缓降至地面。为了解决耐张串的串长、吨位大引起的平衡性问题，则可：

（1）在耐张串两端和横担和整体联板上分别安装朝天滑轮，将绝缘绳穿过滑轮，一端固定在耐张串端部。

（2）可在地线横担上也安装2个滑轮，并将绝缘绳穿过滑轮后一端固定在耐张串上，二组滑轮的另一端均由地面作业人员控制，负责耐张串的升降。

（3）将2根绝缘绳的2端直接固定在耐张串的中间部位，另一端由地面作业人员控制，负责耐张串的稳定，避免耐张串在升降过程中随意晃动。该过程的施工示意见图4。

3.2 主动牵引法

可采用绝缘绳索主动对松弛的耐张串进行牵引，使跳线不再处于耐张串的正下方，然后再升降耐张串，进行更换。

作业方法：塔上作业人员按引导跳线法联接好各控制绳。地面工作人员收紧各控制绳，待横担侧和导线侧作业人员收紧高强度绝缘绳使耐张串充分松弛并拔下锁紧销后，先收紧控制绳3和9，使绝缘子串向横担侧水平运动，以使耐张串导线侧脱离均压环。然后3，7，9控制绳配合放松，4，6控制绳配合收紧，使耐张串稍微下降以和高强度绝缘绳不处于同一水平面（如图5a所示）。然后收紧控制绳4，使耐张串产生横向移动（如图5b所示），当耐张串不再处于跳线正上方时即可放松控制绳3，7，9，使耐张串平衡下降至地面。更换的新耐张串的上升过程刚好反之，其作业过程如图5所示。

图4 引导跳线法的耐张串吊装

4 结语

对上述2种更换方案进行比较，不难看出，在实际的1000kV特高压线路中硬质跳线因为长度短，加上可能受到跳线用绝缘子串的固定作用，在更换耐张绝缘子作业中引导跳线方案中的牵引动作比较难以实现，且即使能够对跳线进行牵引以排除其对耐张串升降过程的影响，但在牵引之后和杆塔塔身距离较近，降低了线路运行的安全性。而主动牵引法是在引导跳线法的基础上作了适当的改进，很好地解决了问题。

[1]孙鑫茂.带电更换500kV线路四联耐张整串绝缘子的新方法[J].东北电力技术，1995（7）∶41-43.

[2]薛岩.500kV输电线路耐张绝缘子串的带电更换[J].东北电力技术，1999，5（8）∶49-52.

[3]周斌.750kV带电更换耐张双联串单片绝缘子技术[J].宁夏电力，2011，2（4）∶9-12.

[4]李君章.特高压耐张串绝缘子的更换方法[J].电力建设，2009，30（2）∶98-98.

图5 主动牵引法的耐张串吊装

[5]GRANT I S，STEWART J R.Mechanical And Electrical Characteristics of EHV High Phase Overhead Transmission.Power Technologies[J].Inc Schenectady,New York,1984∶3380-3385.

[6]刘新平，谢小松，侯晓明，等.超高压输电线路带电作业绳索化技术的研发和应用[J].华东电力，2009（7）∶1114-1116.

[7]胡川，向文祥，沈晓龙，等.±800kV特高压直流输电线路带电作业工器具研制及应用[J].湖北电力，2010，34（5）∶1-4.

[8]郝旭东，马进，张亚军，等.带电更换500kV耐张绝缘子串工具的研制[J].华北电力技术，2003，（12）∶13-15.