±800 kV特高压直流输电线路典型故障分析

席崇羽，王海跃，段非非，李游

(1.国网湖南省电力公司检修公司，湖南长沙410015；2.国网湖南省电力公司，湖南长沙410007)

±800 kV特高压直流输电线路典型故障分析

席崇羽1，王海跃2，段非非1，李游1

(1.国网湖南省电力公司检修公司，湖南长沙410015；2.国网湖南省电力公司，湖南长沙410007)

文章对国家电网公司已投运的4条特高压直流输电线路故障进行分类总结，并对可能危及特高压直流输电线路安全运行的各类风险因素进行了分析，从设备内因、环境外因、管理思路等方面，提出了有针对性的防治措施。

特高压；直流输电线路；雷击故障；山火故障；防治措施

±800 kV直流输电线路，是目前世界电压等级最高，输送距离最长，输送容量最大的直流输电线路，是国家西电东送、北电南送能源配置格局的大动脉。其分布范围广，地理环境、社会环境、气象条件等极为复杂，当不利条件组合足以导致线路故障时，将会影响到直流系统安全运行，并对送端、受端电网造成巨大冲击，进一步威胁人民正常生活和社会经济建设。

随着±800 kV宜宾至金华特高压直流输电线路正式投入运行，国家电网公司(以下称国网公司)旗下已有4条直流输电线路正式运行。尽管各条特高压直流输电线路投运至今未因线路故障引起重大电网事故，但已发生的数起线路故障对电网安全运行的影响不容忽视。深入研究和分析特高压直流输电线路各类运行故障的特点和机理，提出有针对性的防治措施，进一步增强特高压直流输电线路抵御自然灾害和提高安全运行水平十分必要。

1 在运特高压直流输电线路基本情况

目前，国网公司在运±800 kV直流线路共4回，分别为±800 kV复龙至奉贤特高压直流输电线路、±800 kV锦屏至苏州特高压直流输电线路、±800 kV哈密至郑州特高压直流输电线路、±800 kV宜宾至金华特高压直流输电线路(以下分别简称为复奉线、锦苏线、天中线、宾金线)，线路总长度为7 807 km，其中复奉线1 886 km，锦苏线2 059 km，天中线2 210 km，宾金线1 652 km。

4条特高压直流输电线路投运至2015年5月底，共发生了15次故障，除天中线外，其它线路均有故障记录(见表1)。从表1中数据可知特高压直流线路故障次数总体呈上升趋势。

表1 特高压直流线路跳闸次数及跳闸率表

2 典型故障分析

4条特高压直流线路15次故障的原因，其中雷击故障11次、冰害2次、设备原因1次、外力破坏1次，分别占73.33%，13.33%，6.67%，6.67%。其中11次故障再启动保护装置动作成功，4次再启动不成功系统闭锁。

2.1 雷击故障

2.1.1 雷击故障性质

特高压直流线路发生的11次雷击故障均为雷电绕击，未发生雷电反击故障。从表2中可知，历次故障雷电流幅值最大为－69.8 kA，小于特高压直流线路反击耐雷水平。历次跳闸事件中，故障杆塔接地电阻测量值最大为30 Ω，最小为1.1 Ω，均符合设计要求。分析认为，特高压直流线路发生雷电反击故障的概率较低，不是雷击跳闸的主要原因。

表2 特高压直流线路雷击故障雷电流幅值

2.1.2 雷击故障极性

11次雷击故障中，极Ⅰ(＋)为9次，占81.8%，极Ⅱ(－)为2次，占18.2%，正极性吸引雷击几率远大于负极性。从各次雷击故障分析存在2个原因:①自然界中雷电以负极性为主，根据性国内外实测结果表明，负极性雷占绝大多数，约占75%～90%，正极性侧导线容易发生雷击闪络；②正极性侧有较强的产生上行先导能力，与负极性侧避雷线产生的上行先导竞争拦截雷电先导，雷电绕击正极性侧导线的概率大大增加〔1〕。

2.1.3 雷击故障杆塔两侧档距

11次雷击故障中，档距大于700 m的共5次，档距大于500 m的共4次，档距小于500 m的2次，见表3。特高压直流线路大档距更容易因雷电绕击跳闸，档距越大，雷击入射点越可能避开了塔顶直接绕击档中央导线，大档距塔位防雷若仅安装可控避雷针、塔顶侧针，效果可能不明显。

表3 特高压直流线路雷击故障塔位相关信息表

2.1.4 雷击故障地形

各次雷击故障所占比例对比分析如图1所示，共9次故障杆塔地处山峰、山谷等地形，并且都位于C1－C2级多雷区，仅2次故障塔位处于水田中。所在地面倾斜角大于60°的共2次，大于30°的共5次，大于20°的2次，0°的2次。地形地貌对雷击故障影响较大，边坡效应严重削弱架空地线屏蔽作用，增大了架空地线的等效保护角，使导线缺乏有效屏蔽。有研究表明，当正极处于下边坡时，随着下边坡地面倾角的增大，正极绕击跳闸率显著增大，当地面倾角达30°时，正极绕击跳闸率可达平原地区的5倍〔2〕。另外特高压直流线路本身铁塔高度较高，导线对地距离较大，当跨越山谷等地形时，大地屏蔽效能将会降低。

图1 雷击故障区段所处地形比例图

2.1.5 防雷治理措施

上述发生故障的塔位在投运后未进行防雷改造工作，特高压直流线路的防雷工作处在逐渐积累经验的过程。在借鉴其它交直流线运行有效经验的同时，再结合特高压直流线路结构特征以及各种防雷措施的优缺点和适用范围，提出以下防治措施:

1)掌握线路走廊雷电分布特征。由于特高压直流线路跨越数省、市远距离送电，部分区段走廊雷电基本参数还未掌握，可根据路径和实际增设雷电观站，通过雷电定位系统逐步积累每年落雷分布、雷电流强度，并分析研究它们与特高压直流线路故障之间的内在规律，逐步掌握雷击与雷电流强度、地形、线路结构等之间的关系，找出多雷区的易击段和易击杆塔，进一步开展特高压直流线路雷击闪络风险，确定防雷差异化技术方案。

2)差异化防雷设计。按照目前国内已投运的直流输电线路雷击故障规律，负极性雷导致线路正极性侧发生故障的比例非常大。在特高压直流线路设计时，应对特高压直流线路正极性侧防雷设计采取更多措施，如采取让正极性导线靠近上山坡，采取不平衡绝缘适当增加正极性侧绝缘子串干弧距离等措施。

3)安装可控放电避雷针。可控放电避雷针有提前触发产生向上迎面先导的特性，引发上行雷闪放电，达到拦截、中和雷云电荷，保护被保护对象的目的〔3〕。在接地电阻有保障的情况下，可控放电避雷针对杆塔前后侧档距较小的线路防绕击效果比较客观，而且因其造价较低、安装方便等特性使其在全国各大电网中得以长时间推广。但其保护范围有限，只适合于小档距、低电阻的杆塔，对于平均档距较大的特高压直流输电线路的防绕击效果较小。

4)降低杆塔接地电阻。虽然截至目前特高压直流线路尚未发生过雷电反击，但从故障塔位的耐雷电反击水平计算来看，部分塔位接地电阻虽满足设计要求，但几乎接近了设计最大值30 Ω，仍有较大的概率会发生雷电反击事件。降低杆塔接地电阻，可以使其耐雷水平呈指数规律增加。对于计划安装可控放电避雷针的塔位和容易发生雷击杆塔或避雷线的塔位，应尽量降低杆塔接地电阻。

5)安装线路避雷器。直流避雷器作为目前直流线路防雷性能最优的防雷措施，部分±500 kV直流线路上已得到试点应用，防雷效果显著，但造价相对较高，安装程序复杂，在一定程度上制约了推广应用。±800 kV直流线路避雷器还处于研发阶段，当第一批产品投入试用时，应选安装在具有代表性的塔位，并实时跟踪运行情况、搜集运行数据，为直流线路避雷器改进提供依据。

2.2 山火故障分析

2013年3月8日，锦苏线因线路走廊内大面积山火导致极Ⅱ、极Ⅰ先后闭锁，这也是4条特高压直流线路投运以来唯一一次山火跳闸事件。

2.2.1 故障现场情况

该次山火故障所在区域连续晴天多日，天气干燥，风速5 m/s，相对湿度52%RH。所查故障点位于＃1202－＃1203之间，现场地形以小号侧往大号侧呈40°左右的斜坡，导线与下方树木净空距离16 m，植被以干枯茅草及松树为主。山火借助风力，由下山坡往山上燃烧，由地面茅草小火逐渐演变为松树树冠高强度火，由于高温加浓烟最终导致导线对下方树木放电引发线路故障。

2.2.2 山火故障原因分析

承担直流输电线路两极间、极对地绝大部分绝缘任务的是空气，但空气在温度达到727℃后会出现明显热游离，输电线路现场发生的山火可达1 000℃以上，导线与树木间的不均匀电场中，两极间电荷数量将大幅增加，火势越强、燃烧时间越长，电荷增加量越大；另外导线加热后，有电子从其表面游离。当电荷增加到一定程度时，电场发生强烈畸变，大量空间电荷复活而产生光子而造成光游离，在局部强场中发展成为衍生电子崩；衍生电子崩与主电子崩汇合发展成为流注，形成具有高电导和低场强的负先导通道，空气绝缘特性被彻底破坏〔4〕。另外松树燃烧后会产生大量烟尘颗粒，带电质点吸附到微小颗粒上后随气流上升过程中不断靠近导线端电荷区，更有利于负先导通道形成，最终导致线路跳闸。

因山火导致线路对树木放电的主要是超长间隙放电，突破了特高压直流输电线路运行规程中关于导线对树木的垂直距离(13.5 m)，高强度山火(易出现树冠火区域)使这一过程变得更易于进行。

2.2.3 防山火治理措施

1)特高压直流输电线路选线时宜避开茅草灌木丛生等易发山火的坟墓集中区域，确保线路与其距离大于100 m。

2)运行阶段应加强重要输电线路的巡视，并根据巡视情况，及时对塔基进行清理，每年定期清除近地档段通道内茂盛的树木、灌木、杂草、蕨类植物，特殊晴热时段适当增加防山火清障次数。

3)可联合林业部门砍伐防火隔离带，防火隔离带参照林业或森林防火相关标准执行；在易发山火的植被茂盛区线路通道外侧种防火林带树种，形成15～20 m的绿色生物防火隔离带。

4)根据线路区域的气候条件、生产规律、风俗习惯等，开展防山火宣传，在山火高发时段，对山火高风险区段进行滚动巡视，或设置瞭望哨进行观察，对于易引发山火的坟区应安排专人蹲守。

(5)安装防山火在线监测装置，或通过卫星遥感技术，实时监控线路走廊周边火源，一旦发现异常升温的热点，就启动应急程序处置山火。

2.3 设备本体质量可能导致故障

2.3.1 地线耐张线夹断裂

2012年1月18日，复奉线发生一起由设备质量原因导致的闭锁事件，原因为地线脱冰跳跃时，U型螺栓耐张线夹底部断裂、地线跌落后与导线相接触，一次重启动不成功闭锁。

经事故调查及后续深入分析，该次事故是由U型螺栓失效断裂为多重因素叠加作用引起。结构不合理的U型螺栓运行过程中连接处存在应力集中，当长期振动疲劳积累、遇脱冰跳跃引起的冲击动载时，在应力集中处首先开裂，由于晶粒比较粗大，铁素体沿晶界分布，低温下韧性有所降低，裂纹沿晶界扩展，表现为解理断裂〔5〕，当有效截面减小到一定数值时，U型螺丝瞬间整体断裂。

该型U型螺栓耐张线夹存在安全隐患，不利于长期稳定运行。事故后，复奉线各省市运维单位对该型号地线耐张线夹使用情况进行了排查，并全部将其更换为双耐张结构的预绞式耐张线夹，并在其后改进了后续建设的特高压直流线路地线耐张线夹设计，其改进前后串型示意图如图2所示。

图2 复奉线地线耐张线夹断裂前后串型示意图

2.3.2 铝管硬跳线滑移隐患

2011年7月，复奉线耐张塔铝管发生滑移，虽未导致线路故障，但已严重危及到线路的安全运行。滑移原因为铝管硬跳线的管部分采用两段不等长铝管通过内衬管对接后再用外接头紧固的方式，接头的强度依赖于外接头和铝管之间的摩擦力，当螺栓松动后接头有可能发生滑移。

通过计算分析和实验，最终确定了采用钻孔加装销钉的措施进行加固处理，克服单纯依靠摩擦力的缺点，利用插销的抗剪作用保证接头的握着强度。该措施可使接头强度达到原来的2倍以上，即使螺栓松动，接头也不会滑移，根除了铝管接头滑移的隐患。插销插入孔后底部与内衬管接触、顶部用金属胶密封，在运行中与接头成为一体，不会产生相对运动。插销不承担导流作用，为非体磁性材料，不会产生发热问题，其温度不会高于接头体的温度。因此，接头中增加插销有利于防止接头的滑移，不会引起副作用，对跳线的正常运行无不良影响。

2012年复奉线停电检修期间，复奉线10家运维单位按照上述方法对627基耐张塔铝管硬跳线接头进行了加固处理，再未发现接头滑移现象。

2.3.3 地线悬垂线夹断裂

2015年3月，宾金线＃1513铁塔右侧地线双线夹靠小号侧(后侧)的一个线夹断裂，地线仅由一个线夹悬挂，该线夹损伤严重。左侧地线靠小号侧(后侧)的一个线夹损伤严重，在检修之前该线夹整体往大号侧(前侧)倾斜。左右两侧地线线夹恢复后均往大号侧(前侧)倾斜。该现象说明＃1513铁塔左右两侧地线均存在往大号侧(前侧)的不平衡张力。

发现问题后，对损伤线夹进行了失效样品宏观分析、材质分析、结构形式分析、力学性能试验、受力分析，综合得出事件原因。地线悬垂线夹断裂应发生在覆冰期，先期损伤的悬垂线夹由于本身承受了安装导致的不平衡张力，在覆冰、风振等外载荷作用下首先将腰鼓型包箍压裂后，所有荷载全部由U型铝合金带承担，最终导致U型铝合金带被压断导致事故发生。分析认为，原线路上使用的地线悬垂线夹腰鼓型抱箍为两块组装而成，两块之间通过卡扣合成一体，两者之间并没有防松开装置。线夹所承受的垂直荷载由包箍和外侧铝合金U型带共同承担，当内侧包箍松开后，所有荷载只能由铝合金U型带单独承担，安全裕度较小。

宾金线停电检修期间，更换了损伤的线夹，后续将对悬垂线夹倾斜进行重点检测，发现类似问题将更换为外侧U型带材质为不锈钢的腰鼓型包箍采用铰链连接线夹。

2.3.4 设备本体质量缺陷防治措施

1)新型设备设计时，不能盲目参照或套用其他设计结果，必须建立在好的概念设计、结构计算和构造措施的基础上，通过图纸设计、放样加工、多次试验，并经认证、质检合格后方能投入使用，否则很容易会产生大规模的家族性缺陷，危及到电网安全运行。

2)严格执行设备监造相关要求，对产品用料、成型、试组装、出厂检验等环节进行全方位管控，不合格产品决不能流向市场。

3)工程验收阶段应对设备本体、通道环境等进行详细查验，对新型设备更应加大检查力度，尽量在线路正式投产前将缺陷或隐患处理到位。

4)运维阶段应加大设备巡视检查力度，利用直升机巡线、无人机拍摄和红外、紫外成像仪等方法，及时发现线路上存在的缺陷或隐患，并及时采取相对应的治理措施。

3 特高压直流输电线路故障防治

随着投运时间的增加，一些尚未在当前阶段凸显出来的故障原因可能会逐步出现，将逐步呈现出多样化。除以上分析的3个因素外，还有机械外破、异物、冰害、舞动、风害、地质灾害、污闪、树线放电、鸟害等9个可能会导致特高压直流输电线路发生故障。2014年，国家电网公司提出了重要输电通道(特别是特高压直流输电线路)风险评估和防护保障管理理念，在对上述12类风险因素进行逐基逐档开展隐患排查后，按照HIRA(危险源辨识及风险评估)方法进行风险值计算得出通道最终风险等级，并按照风险等级和轻重缓急制定滚动治理计划。治理计划主要从加强运行维护管理、配备相应的观测或监测设备、通过技术改造或技术大修消除缺陷或隐患等方面入手，并对今后重要输电通道规划设计、建设等工作提出指导意见。

特高压直流输电线路故障防治，主要从设备本体、通道环境、管理机制、人员配置、工具配置等五个方面，对12类风险因素进行逐项排查，摸清问题症结所在并对症下药。

设备本体方面，对通道内线路回数、线间距离、耐张端长度、杆塔型式、绝缘配置、导线对地距离、重要交叉跨越、基础稳定等一系列的结构性重要设备进行隐患排查治理。

通道环境方面，全面掌握气象条件、地理环境、风俗习惯、污染源头、雷电参数、主要植被、山火区域、机械施工、易漂浮异物等因素对线路安全运行造成的影响，列入运行工作重心和设备治理重点。

管理机制方面，在逐步积累特高压运行维护经验的基础上总结管理经验，建立风险因子排查、评估、治理的长效机制，建立相应的动态更新隐患台账，确定相应隐患的处置措施和流程，明确巡护重点和治理先后计划，完善应急管理机制。

人员配置方面，根据特高压直流输电线路的实际情况合理配置巡视、维护、检修、检测人员和监督检查人员，加强从业人员理论知识和实际操作水平的培训，配置足以处置突发事件的应急队伍并定期开展演练，依托属地供电公司和地方政府部门开展协同护线工作。

工具配置方面，为巡视、维护、检修、检测、在线监测等工作配置充足的工器具，充分依托当前互联网、无人机、直升机等科技设备开展设备巡查和监测，提高特高压直流输电线路的智能化水平。

〔1〕陈智，陈俊武，高俊.对特高压直流线路绕击屏蔽的一种新观点〔J〕.高电压技术，2006，32(12):142-145.

〔2〕黄福勇，彭展旗，巢亚锋，等.±500 kV江城线雷击跳闸原因分析及对策〔J〕.湖南电力，2013，33(3):6-9.

〔3〕龚志勇.可控放电避雷针与传统避雷针保护性能的区别〔J〕.水电与新能源，2010(3):9-12.

〔4〕张云，尤飞等，陈海翔，等.山火引发输电线路跳闸事故的统计与分析〔J〕.消防科学与技术，2011，30(12):1 177-1 180.

〔5〕梁克炳.解理断裂机制〔J〕.无锡职业技术学院学报，2003，2(4):25-26.

Typical cases analysis of±800 kV UHV DC transmission line

XI Chongyu1，WANG Haiyue2，DUAN Feifei1，LI You1
(1.State Grid Hunan Electric Power Corporation Maintenance Company，Changsha 410015，China；2.State Grid Hunan Electric Power Corporation，Changsha 410007，China)

The paper analyzes the faults of the 4 UHV DC transmission lines which have already put into operation in the State Grid.The possibilities of risk factors which may influence to its safe operation of the UHV DC transmission is analyzed at the same time.Corresponding preventive measurements are put forward in terms of those possibilities from internal causes of equipment，external causes of environment，and management thought.

UHV；DC transmission line；lightning stroke fault；forest fire fault；prevention measurement

TM721.1

B

1008-0198(2016)01-0055-05

10.3969/j.issn.1008-0198.2016.01.016

2015-05-11