跳线风偏故障分析和计算方法探讨

陈科技，白 航，楼文娟，张琳琳，陈赛慧

（1.国网浙江省电力有限公司经济技术研究院，杭州 310008；2.四川省建筑科学研究院有限公司，成都 610081；3.浙江大学 建筑工程学院结构工程研究所，杭州 310058）

0 引言

跳线又称引流线，是非直线塔（包括直线耐张塔和转角塔）体系中杆塔两侧导线的连接线，通常分为直引跳线和绕引跳线，2 种跳线的示意图见图1。直引跳线如同穿过塔头空间的一个小孤立档导线，绕引跳线如同中间具有1（或2）个直线转角的2（或3）个连续档导线。输电线路中非直线塔跳线体系的风偏研究是输电线路风偏研究的重要内容之一，当跳线发生风偏时，会对杆塔构件形成放电，造成跳闸。故对此类跳线体系在强风场下的风偏发展情况及幅值的确定是完善输电线路设计、保证输电线路安全运行的重要措施。

图1 不同种类的跳线

已有文献表明[1-2]，由跳线风偏所引起的跳闸故障在所有风偏跳闸事故中占有较高的比例。在2005 年台风“海棠”登陆浙江省期间，温州地区110 kV 及以上输电线路共发生跳闸事故67 起，其中与跳线相关的跳闸事故超过50 起[1]。2006 年6月一次飑线风引起浙江地区110 kV 输电线路跳闸13 次、220 kV 输电线路跳闸12 次，其中由跳线风偏引起的跳闸事故分别为5 次和7 次[1]。南方电网的事故调查及相关运行资料显示[2]，该地区的风偏闪络事故以耐张塔跳线风偏居多，耐张塔跳线在台风情况下的跳闸次数占220 kV 及以上线路风偏闪络事故的50%以上。此外，受微地形风场或短时复杂气候条件的影响，内蒙古[3]、安徽、云南[4]、湖北[5]等非台风多发地区的输电线路也多次发生由跳线风偏引起的跳闸故障，跳线风偏跳闸故障已成为影响输电线路安全稳定运行的重要因素。

输电线路跳线风偏问题是对现有输电线路导线风偏工况的有效补充。与普通导线相比，跳线的跨度小、质量轻、更松弛，因而在风荷载作用下更加容易产生较大的风偏位移。目前对跳线风偏的研究多集中在基于实际闪络故障的定性分析和防治措施讨论[1-6]，缺少明确的理论计算方法和计算结果讨论。不同于直线塔悬垂绝缘子串的运动特性，跳线两端的跳线绝缘子串与输电导线直接相连，这使得跳线的风偏响应会不可避免地受到导线运动的影响，但已有的关于跳线风偏响应的研究往往忽略了上述特征[6-7]。赵雪飞[7]计算了直引跳线的风偏角并进行了输电线路风偏风险评估分析，但并未考虑与跳线相连的导线运动对前者风偏响应的影响。考虑到绕引跳线结构形式与直线塔悬垂绝缘子线串模型相近，部分文献[6，8]采用刚性直棒法来计算绕引跳线的风偏角，但实际上绕引跳线的运动受跳线绝缘子串、相邻导线运动、跳线本身长度和张力、挂点高差等多因素的影响[9]，刚性直棒法并不完全适用于绕引跳线的风偏计算。为此，部分学者[10-13]讨论了跳线长度的计算方法以供耐张塔塔头设计、跳线施工安装参考，结果表明在弧垂相同的情况下考虑跳线弯曲刚度的计算线长比不考虑时短约3.7%，但上述研究并未进一步讨论跳线弯曲刚度对风偏响应的影响。此外，徐海巍等[8]采用有限元方法计算了绕引跳线在脉动风场下的动态风偏响应，但并未对直引跳线的风偏响应进行探讨。钱程[14]通过缩尺模型的高频天平测力风洞试验测定了不同分裂数、不同形式跳线的体形系数，并运用到随后的跳线风偏有限元计算中，但该有限元计算只对跳线本身进行了建模，并未将与之相连的导线体系纳入考虑。

可以看到，现有文献对跳线风偏响应的研究较少，对实际风偏闪络故障中直引跳线风偏响应计算方法的讨论更是罕见。为此，本文对近年来部分台风登陆期间我国东南沿海地区输电线路跳线风偏闪络故障进行统计分析并总结了跳线风偏故障的易发特征；对实际故障线路进行跳线风偏响应的有限元精细化分析并确定了计算模型；以《电力工程高压送电线路设计手册》[9]（以下简称“手册”）计算方法求解该故障塔处的跳线风偏位移并与有限元计算结果进行了对比，最后指出手册计算方法的主要误差来源和跳线风偏故障频发的可能原因。

1 输电线路跳线风偏闪络故障统计

1.1 3 次台风登陆期间A 市线路跳闸故障情况

近年来，在我国东南沿海地区，台风来临时耐张塔跳线风偏闪络成为线路风灾故障中最主要的一种形态。表1 给出了我国东南沿海地区A 市在2013 年第23 号台风“菲特”、2015 年第13 号台风“苏迪罗”、2019 年第9 号台风“利奇马”登陆期间110～500 kV 输电线路跳闸故障统计数据。可以看到，在台风登陆期间跳闸线路条数与台风登陆时的强度密切相关，台风登陆时的最大风速越大，输电线路发生跳闸闪络故障越多。在单次台风登陆过程中，输电线路跳闸条数随着电压等级的提高而减少，这与不同电压等级的输电线路在设计校验过程中的电气间隙裕度和现役运行的线路数量有关。

表1 我国东南沿海A 市在台风作用下跳闸故障统计

表2 给出了上述3 次台风期间A 市各电压等级输电线路中由跳线风偏和导线风偏引起的跳闸线路统计数据。可以看出，在台风登陆过程中500 kV 输电线路跳闸闪络故障均由跳线风偏引起；220 kV 输电线路由跳线风偏和导线风偏引起的跳闸闪络故障占比较大；110 kV 输电线路由跳线风偏和导线风偏引起的跳闸闪络故障占比较少，该电压等级输电线路在台风登陆过程中发生跳闸闪络事故的原因还包括倒塔、断线、异物闪络等。

表2 3 次台风期间A 市输电线路风偏跳闸统计

1.2 “利奇马”登陆期间B 市线路跳闸故障情况

表3 给出了我国东南沿海另一城市B 市在2019 年第9 号台风“利奇马”登陆期间110～500 kV输电线路跳闸统计数据，其中220 kV 线路已明确故障原因的跳闸次数为33 次（共66 次），500 kV 线路15 次跳闸的故障原因已全部查明，对应的故障原因统计见图2。

表3 台风“利奇马”登陆期间B 市输电线路跳闸故障统计

图2 “利奇马”登陆期间B 市跳闸线路故障原因统计

可以看出，在“利奇马”登陆期间，B 市不同电压等级输电线路跳闸条数和次数也随着电压等级的提高而减少，而由跳线风偏和导线风偏引起的跳闸闪络故障在220 kV 输电线路的总跳闸故障中（已明确故障原因部分）同样占比较大，两者之和达到了66.67%。与A 市不同的是，B市500 kV输电线路的跳闸闪络故障由跳线风偏和导线风偏共同引起，但由跳线风偏引起的仍达到了60%，跳线风偏仍是引起这一电压等级输电线路跳闸闪络故障的主要原因。同时从表3 可以看出，台风登陆期间220 kV 和500 kV 输电线路发生跳闸闪络故障时具有重合成功条数低的特点，两者重合成功的线路条数仅占27.59%和40%。

1.3 “黑格比”登陆期间A 市、B 市线路跳闸故障情况

作为补充，表4 给出了2020 年第4 号台风“黑格比”登陆期间A 市、B 市两地部分输电线路跳闸闪络情况。由于“黑格比”登陆时间较近，目前缺少该次台风登陆期间A 市、B 市两地不同电压等级输电线路跳闸闪络故障的完整统计数据，表4 仅给出了目前已知的8 条220 kV 和500 kV输电线路跳闸闪络故障概况。可以发现，已有资料的8 条跳闸线路闪络故障均由跳线风偏或导线风偏造成，其中有6 条跳闸线路（500 kV 线路和220 kV 线路各3 条）的故障原因与跳线风偏有关。同时，跳闸线路重合成功率低的特点也在本次台风登陆过程中得到了印证。

表4 A 市、B 市两地在台风“黑格比”登陆期间部分线路跳闸故障概况

对上述台风登陆期间A 市、B 市两地由跳线风偏引起的220 kV 和500 kV 输电线路跳闸闪络故障中故障杆塔所处地理位置进行分析统计，发现所有跳闸闪络故障的故障杆塔均处于山地地区或沿海小平原边缘的丘陵地区，受微地形效应的影响较为显著。

综上可知，近年来我国东南沿海地区220 kV及以上输电线路跳闸闪络故障多由跳线风偏和导线风偏引起，其中跳线风偏已成为500 kV 输电线路跳闸闪络故障的最主要原因。由跳线风偏引起的输电线路跳闸闪络故障呈现出重合率低的特点，且发生跳线风偏闪络的故障杆塔均处于山地丘陵地区。

2 典型跳线风偏闪络故障简介

2020 年第4 号台风“黑格比”于8 月4 日凌晨3:30 在浙江乐清登陆，中心最大风力13 级，登陆期间附近多个气象站侦测到最大风速大于38 m/s。某220 kV 输电线路在8 月4 日2:30—3:10共发生3 次故障跳闸，其中1 次重合成功，2 次重合失败。台风过后巡视人员对故障区段进行检查，发现该输电线路第一次跳闸因为47 号塔A相跳线风偏，第二、三次跳闸因为91 号塔A 相、B 相跳线风偏。以47 号杆塔为例，图3 给出了其A 相跳线和塔身处的放电痕迹。

图3 某220 kV 线路跳线风偏故障照片

某500 kV 输电线路于8 月4 日2:39—6:14在3 处不同位置处共发生4 次故障跳闸，其中2次重合成功，2 次重合失败。8 月5 日特巡检查发现该输电线路33 号杆塔和38 号杆塔的A 相跳线和塔身均有明显放电痕迹，而107 号杆塔的A相跳线、C 相跳线及对应塔身位置有明显放电痕迹。以33 号杆塔为例，图4 给出了其A 相跳线和塔身处的放电痕迹及可能的放电通道。

图4 某500 kV 线路33 号塔处跳线风偏故障照片

3 跳线风偏响应有限元计算

3.1 跳线风偏响应有限元计算模型

与输电导线的风偏响应分析类似，对转角塔跳线系统的风偏响应可以采用基于有限元模型的动力时程分析计算方法。但由于转角塔跳线系统在风荷载作用下的风偏发展情况不仅与跳线本身的位移响应密切相关，还将受到跳线两端导线运动的显著影响，因此，考虑导线影响的转角塔跳线风偏计算模型的建立是跳线风偏响应有限元计算中的关键步骤。

以前文中发生跳线风偏闪络故障的某500 kV 输电线路33 号塔为中心，建立了其左右2 个耐张段之间总计7 塔6 档线路和跳线体系有限元模型。33 号塔型号为JTS1（24），杆塔海拔104.3 m，呼高30 m。33 号塔处线路转角27°18′，其线路如图5 所示，图中括号内的数字为导线悬挂点的离地高度，单位为m。线路导线和跳线型号均为四分裂LGJ630/45，跳线系统位于33 号耐张塔处，其档距约为16.68 m。由图4 可知发生闪络的跳线为直引跳线，因此本文后续均以直引跳线为研究对象。

图5 故障线路两耐张段示意

在实际ANSYS 建模过程中，采用等效单导线模型来模拟实际的四分裂导线，导线及耐张段绝缘子均采用Link10 单元模拟；直线塔及绕引跳线处悬式复合绝缘子采用Link8 单元模型，单元一端铰接于导线相应位置，另一端则铰接于固定支座上，跳线采用Beam188 单元模型，同时采用Mass21 单元模拟跳线相应位置处的间隔棒质量。跳线段端部节点与多跨导线相应位置的节点采用耦合三维平动位移并约束转角位移的方式来模拟实际的连接方式。

为考察各因素对转角塔跳线串结构风偏作用的影响，在整体多跨导线体系转角塔跳线风偏发展情况的基础上，提出了以下计算模型：

（1）考虑前述2 个耐张段之间全部的7 塔6档线路及相邻耐张段之间的转角塔跳线体系，本文称之为全跨模型。

（2）为考察导线线路跨数对跳线结构的影响，只取33 号耐张塔为中心的前后各一跨导线，即32—34 号杆塔之间3 塔2 档导线及跳线耦合连接体系，本文称之为耦联模型。

（3）为考察跳线结构的实际运动方式并确认跳线风偏的贡献主要来自多跨导线的整体运动对其的激励还是跳线本身的平面外摆动，建立了孤立的跳线结构模型，其中跳线两端部节点自由度全部约束，本章称之为孤立模型。

直引跳线的3 种计算模型简图和坐标轴方向如图6 所示，全局坐标系O-XYZ 的X 轴与33—37 号杆塔区间的线路走向平行，Z 轴竖直向上；而跳线局部坐标系O-X′Y′Z′的X′轴与跳线悬挂点A，B 的连线方向平行，Z′轴同样竖直向上。

图6 直引跳线的有限元模型示意

3.2 跳线风偏响应有限元计算结果

采用时域法对上述3 种跳线计算模型进行风偏响应有限元计算，其中输电线路导线和跳线的多点同步风荷载可采用谐波叠加法来进行模拟。计算时考虑线路处于B 类平坦地貌，基本风速U0=27 m/s，来流方向与全局坐标系的Y 轴正方向相同，即在水平面内垂直于33—37 号杆塔区间的线路走向，时间间隔取Δt=0.062 5 s，模拟时长T=2 048 s，风速谱采用Davenport 谱。需要说明的是，若直接采用突加荷载的形式将风荷载时程施加于整体输电线路结构上，则风偏响应时域计算的初始阶段风致响应会出现与真实情况不符的大幅瞬态冲击响应。为消除该影响，在风速时程前段加入时长100 s 的由0 m/s 增至平均风速的线性增长过程。该过程相较于全时程2 148 s 的动态荷载施加过程比例较小，基本不会影响风偏量值的合理分布，并能有效消除突加荷载的影响。

本文以弧垂最低点F 处的风偏位移来表征直引跳线的风偏响应。表5 给出了F 点以及跳线悬挂点A 点、B 点的风偏位移有限元计算结果。由于采用孤立模型计算时跳线悬挂点A 点、B 点为固定铰支座（如图6 所示），两点的风偏位移均为0，因此表5 仅给出了全跨模型和耦联模型的A点、B 点位移计算结果。

表5 故障线路跳线Y′向风偏位移结果 m

可以看到，该故障塔处直引跳线的风偏位移结果虽以平均位移为主，但其脉动位移也不可忽略，这与导线的风偏位移结果类似。从计算模型的角度分析，全跨模型在3 个点处的风偏位移均值和极值与耦联模型均非常接近，耦联模型能准确反映跳线的实际风偏情况，并可减少计算量和加快运行速度，最适用于有限元分析计算。孤立模型的风偏位移均值和极值相较于前两者明显偏小，这说明忽略跳线两端导线作用计算得到的跳线风偏位移是偏于不安全的，但耦联模型和全跨模型的风偏位移在平均值和极值方面仍是以孤立模型的贡献为主。由于跳线运动与导线运动之间的相互作用，全跨模型或耦联模型的风偏位移并不是孤立模型与跳线悬挂点风偏位移的简单求和。

4 跳线风偏响应的手册计算方法误差分析

现行手册给出了直引跳线的风偏位移计算公式。考虑到直引跳线的悬挂点位置（即耐张绝缘子串尾部）会随两侧导线的运动而改变，因此其总的顺风向风偏位移DH可以看作跳线两侧悬挂点在风荷载作用下的平均水平位移Δecp与跳线本身的顺风向风偏位移Dt两部分之和。

本文仍以图5 所示的故障线路和计算参数为例，采用手册计算方法对33 号杆塔处的直引跳线顺风向风偏位移进行计算，表6 给出了直引跳线风偏手册方法计算结果与有限元静力计算结果的对比。可以看到，手册方法对直引跳线孤立模型部分的风偏位移均值Dt的计算较准，但在一定程度上低估了跳线悬挂点的平均风偏位移Δecp，这是直引跳线手册计算方法误差来源之一。手册方法直接将Dt和Δecp两部分位移相加得到直引跳线的风偏总位移，而从有限元结果可以看到直引跳线F 点的风偏位移并不等于孤立模型风偏位移与A 点、B 点风偏位移之和。作为参考，表6中给出了全跨模型名义上的Dt结果（以* 表示），可以看到该结果与孤立模型的Dt并不相等。手册采用两部分直接相加的计算方法会在一定程度上低估直引跳线的风偏位移。以上两部分误差皆由手册方法的计算模型引起，因此统称为模型误差。事实上，直引跳线手册计算方法的模型误差对计算结果的影响较为有限，在数值上约为5%。忽略了脉动风的放大效应才是直引跳线手册计算方法结果偏小的根本原因。表7 给出了直引跳线风偏手册方法计算结果与有限元动力计算结果的对比。可以看到，全跨模型的有限元风偏位移极值是手册方法计算结果的1.45 倍，该放大系数综合考虑了模型误差及脉动风的放大作用。若扣除模型误差5%的影响，可得脉动风对跳线风偏响应的放大系数达到了1.38。

表6 直引跳线风偏手册方法与有限元静力结果对比m

表7 直引跳线风偏手册方法与有限元动力结果对比

根据手册方法和有限元计算的结果对比可知，由于忽略了脉动风的放大作用以及客观存在的模型误差，手册方法会严重低估输电线路跳线风偏响应。在输电线路设计和校验时，采用手册方法会造成线路电气间隙裕度不足，这也是输电线路跳线风偏闪络故障频发的原因之一。

作为补充，图7 给出了不同基本风速下33号杆塔处的跳线风偏位移结果。可以看到，在设计风速（39 m/s）条件下33 号杆塔处按照手册计算方法得到的风偏位移结果约为3.5 m。实际上，有限元分析方法在基本风速为27 m/s 时的计算结果已与之接近，即按照设计风速39 m/s 设计的线路在实际风速为27 m/s 时就可能发生闪络故障，这也从侧面反映出了手册计算方法对脉动风放大作用的考虑不足。

图7 直引跳线风偏位移随风速的变化规律

5 结论

本文对近年来部分台风登陆期间我国东南沿海地区输电线路跳线风偏闪络故障特征进行了统计分析；对实际故障线路进行跳线风偏响应的有限元精细化分析并确定了计算模型；以现行手册计算方法求解故障塔处的跳线风偏位移并与有限元计算结果进行对比，指出手册计算方法的主要误差来源和跳线风偏故障频发的可能原因。主要结论如下：

（1）跳线风偏已成为近年来我国东南沿海地区输电线路跳闸闪络故障的最主要原因，跳线风偏引起的输电线路跳闸闪络故障呈现出重合率低的特点，且发生跳线风偏闪络的故障杆塔多处于山地丘陵地区。

（2）与跳线相连的导线运动对跳线风偏响应有较为明显的影响，取耐张塔前后各一跨导线及跳线结构的耦联模型能准确反映跳线的实际风偏情况并减少计算量，其计算结果与全跨模型一致。

（3）脉动风对跳线风偏响应的放大系数约为1.38，由于未考虑脉动风的放大作用以及客观存在的模型误差，现行手册计算方法得到的跳线风偏位移要明显小于有限元计算结果，这也是输电线路跳线风偏闪络故障频发的主要原因之一。