1. 隐患排查

　　(1)根据电网风区分布图，结合线路设计气象条件，排查出线路风害严重区段。

　　(2)收集线路技术参数(如下表)，对绝缘子和金具强度进行核算。排查校核结果不满足要求的绝缘子和金具。

表 绝缘子机械电气特性

表 绝缘子和金具机械强度的最低安全系数

　　(3)排查绝缘子串型等是否满足风偏设计要求;金具种类的选用应考虑整串受力合理。

　　(4)结合线路运行经验，重点对以下情况进行排查：

　　1)加强大风恶劣天气后的输电线路绝缘子和金具的检查;加强巡视检查，定期抽查不同地区、不同环境运行中的绝缘子，对其进行拉力、电气性能和绝缘老化试验。

　　2)风振严重区域的导地线线夹、防振锤和间隔棒是否选用加强型金具或预绞式金具。

　　3)排查按照承受静态拉伸载荷设计的绝缘子和金具，应避免在实际运行中承受弯曲、扭转载荷、压缩载荷和交变机械载荷而导致断裂故障。

　　4)加强对导、地线悬垂线夹承重轴磨损情况的检查，导地线振动严重区段应按2年周期打开检查，磨损严重的应予更换。

　　5)应认真检查锁紧销的运行状况，特别应加强V串复合绝缘子锁紧销的检查。

　　6)加强复合绝缘子护套和端部金具连接部位的检查，端部密封破损及护套严重损坏的复合绝缘子应及时更换。

　　7)检查强风区复合绝缘子的选型是否合理。

　　2. 强度校核

　　2.1悬垂串的强度校核

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　　悬垂串在线路正常运行时，主要承受垂直线路方向荷载;在断线时，还要承受断线拉力。

　　一般地区：每一悬垂串的绝缘子片数按下式计算。

n≥αUe/h

　　式中：

　　Ue---额定电压(kV);

　　h---单个绝缘子的爬电距离(cm);

　　α---爬电比距，cm/kV。按高压架空线路污秽分级标准选取。

　　海拔高度1000m～3500m的地区：悬垂串的绝缘子数量按式下式计算。

n′=n[1+0.1(H-1)]

　　式中：

　　H---海拔高度(m);

　　n---般地区的绝缘子数量绝缘子串的安全系数和联数。

　　1)安全系数：不应小于《表 绝缘子和金具机械强度的最低安全系数》所列数值。瓷质盘形绝缘子尚应满足正常运行情况、常年荷载状态下安全系数不小于4.5常年荷载是指年平均气温下绝缘子所受的荷载。

　　2)允许荷载：在常年、断线、断联情况下，绝缘子的相应最大允许使用荷载[TJ]，可按下式计算：

[TJ]=TJ/K

　　式中：

　　TJ-绝缘子的额定机电破坏负荷(kN);

　　K-绝缘子的机械强度安全系数。

　　采取双联和多联解决。所需绝缘子的联数可根据其所受最大荷载确定，即：

N≥G/[TJ]

　　式中：

　　G-绝缘子承受的最大荷载(kN)。

　　双联及以上的多联绝缘子串应验算断一联后的机械强度。

　　在重要跨越处：如铁路、高等级公路和高速公路、通航河流以及人口密集地区，悬垂串宜采用独立挂点的双联悬垂绝缘子串结构。

　　在山区线路中，由于地势起伏高差大，垂直档距往往大于水平档距较多，会出现垂直荷载超过绝缘子串允许荷载的情况，必须对绝缘子串所受荷载进行校核。当最大弧垂发生在最大垂直比载时，悬垂串允许机电荷载相应的垂直档距为

　　式中：

　　Q---金具覆冰后总重量;

　　A---架空线的截面积;

　　γ3---架空线的覆冰无风比载;

　　WJ---绝缘子的允许机电荷载;

　　GJ---单片绝缘子覆冰后的重量。

　　只要杆塔垂直档距不大于上式的计算值，悬垂串的机电强度就能满足要求。

　　2.2耐张绝缘子串强度校核

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　　架空线悬挂点的最大张力不应大于耐张绝缘子串的允许荷载，否则需要增加耐张串联数或改用较大吨位的绝缘子，或者放松该耐张段的架空线以降低张力。

图 耐张串的几种组装方式

　　2.3悬垂线夹的强度校核

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　　悬垂线夹在线路正常运行情况下，主要承受由导线的垂直载荷和水平载荷组成的总载荷。悬垂线夹应在导线最大载荷情况下满足一定的安全系数K：

　　K=Tb/T≥2.5

　　式中：

　　T—导线最大荷载(kN);

　　Tb-悬垂线夹的破坏载荷(kN)。

　　3. 金具断裂治理

　　3.1故障概况

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　　3.1.1 设备概述

　　220kVXX线于20XX年XX月XX日投运，由220kVXX变至220kVXX变，线路长度25.11公里，全线66基铁塔，1号至40号与220kVX线同塔架设，41号至66号与XX线同塔架设，线路全线位于XX县“三十里”风区，设计最大风速38m/s。线路42号-66号塔所在区域主导风向为西北风，与线路方向夹角约60度。其中32#-61#塔区段位置为山谷。

　　3.1.2 故障信息

　　2014年6月1日06时15分， 220kVXX变220kVXX线光纤差动保护、距离I段保护动作跳闸，试送不成功。220kVXX变检查测距18.67公里，故障相别A、C相，试送不成功测距24.3公里，故障相别A、C相;小草湖变侧检查为A、B通道差动动作，距离I段动作，A、C相故障;保护装置测距6.09公里，故障录波器测距5.93公里。

　　3.1.3 故障原因

　　XX公司接到跳闸通知后，第一时间组织人员开展事故巡视，同时协调抢修人员、材料做好抢修准备。由于大风高速公路关闭原因，故障巡视人员迂回其他路线于12时13分左右在到达220kVXX线现场，经巡线后发现，220kVXX线55号塔C相导线复合绝缘子横担侧脱开，C相导线脱落，由于C相导线下方有防风侧拉，脱落的导线悬挂于A相横担之间，造成AC相相间短路，引起线路跳闸。经检修公司输电专业进行全线巡视，确认线路无其他问题。

　　当日风力减弱后，输电专业立即组织对线路故障进行抢修，6月1日19时51分，故障处理完毕，线路恢复送电。

图 故障现场设备状态

　　3.2故障分析

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　　220kVXX线55号杆塔地处小草湖风区，根据220kV顺园线39号塔(与XX线39号同塔)微气象在线监测装置(距离跳闸点6公里)传回的数据显示，跳闸前的5月31日白天出现了持续40 m/s左右的极大风速，在14时45分出现了极值44.3m/s。大风引起球头挂环的荷载加重，最终导致55号塔C相复合绝缘子横担侧QP-10型球头挂环断裂，C相导线脱落，脱落的导线被防风侧拉串悬吊于A相横担，造成A、C相短路，引起线路跳闸，当时极大风速为26 m/s。事件控制得当，未发生扩大现象。现场处置完毕后，对同批次挂网运行的QP-10球头挂环进行了抽取送检工作，状态评价中心对事故线路球头挂环断裂原因进行了分析，具体分析如下。

　　3.2.1 荷载试验分析

　　对球头挂环进行了额定荷载、破坏荷载2种试验。额定荷载试验100kN，1min，通过;破坏荷载要求大于120kN，试验荷载加到140.8kN，金具损坏，从球头根部断裂，见下图。从荷载试验看，产品质量不存在问题。

图 破坏荷载试验(破坏值140.8kN)

图 破坏荷载试验后球头挂环

　　3.2.2 气象参数分析

　　分析220kVXX线1年多微气象监测参数，可以看出在5月20日起该地区既有持续强风，持续时间达4-5天，最大风速32.70 m/s，极大风速达到44.30 m/s(见下图)。从5月31日起XX地区又经历了一场大风沙尘天气的袭击，在2014年5月31日14时45分左右，风力达到最大值(见下表)。

表 5月31日微气象装置的大风监测数据

监测时间	十分钟平均风向（°）	气温（℃）	标准风速（m/s）	最大风速（m/s）	极大风速（m/s）	十分钟平均风速（m/s）
2014-05-31 14:45	45	19.2	32.7	32.7	44.3	31.6

图 微气象监测到的气象数据

　　从气象数据分析，该线路常年承受一定频率的风速较大的风力作用，且风力方向较为一致，导致球头挂环一面磨损，而另一面基本无磨损(见下图)，导致球头挂环长期疲劳磨损。

图 球头挂环一侧磨损严重

　　3.2.3 受力分析

　　外部信息主要包括政府相关合作部门提供的隐患信息，以及企业、群众举报、95598热线等社会来源信息。

　　线路运检单位针对以上两种外力破坏隐患信息，及时组织人员开展现场勘察核实，迅速处置、上报、反馈和记录;对可能危及输电线路安全运行的外力破坏隐患，建立档案并定期持续观察。

　　3.2.3.1 垂直荷载

T=(M1+M2 )×g

=(1058×0.38×2+2×13.2)×9.8

=8134.7N

　　单联受力

　　T1=0.7T=5694.29N

　　球头挂环安全系数：

　　K=[T3/T1 =17.6

　　3.2.3.2 大风条件下球头受力分析

　　大风情况下受力分析图见下图。

图 大风条件下球头挂环受力分析

　　垂直于导线方向风荷载：

Fd=αKhμscSW0 sin2φ

= 30.74kN

　　作用于单联球头挂环水平荷载约为0.7·Fd=21.5kN

　　绝缘子风荷载：

Fj=9.80665A2/ 16=764.4N

　　绝缘子风荷载较小可忽略。

　　风荷载受力满足要求。

　　3.2.3.3 球头挂环球径荷载

　　球头挂环的脚球在绝缘子帽窝里的转动是有限度的，据国际电工委员会IEC标准刊物120第二版《绝缘子串元件的球窝连接尺寸》附录A介绍球头挂环脚球在帽窝中的倾斜角β应不大于9.5°。很明显，若β>9.5°，脚颈则受蹩于A点，这也是XX线55号塔球头挂环从球径根部受蹩断裂的原因(参见下图)。

图 球头挂环在球窝内倾斜位置

　　QP-10抗拉强度568.4N/mm2，球头挂环颈部直径17mm，脚径受蹩距离长度9.5mm。

　　球径能承受的荷载

P≤σ弯·[σ]

　　其中σ弯=Mmax/W，[σ]材料许用应力。

P≤0.1×17×17×17×0.4×568.4/9.5=11.8kN

　　实际上，悬垂绝缘子在风力作用下，整串摆动并非理想状态，受连接环节约束，球头受蹩时常发生。发生掉串的55号塔，在风力大于40 m/s时，横向风荷载达到21.5kN，远大于球径承受的荷载。

　　3.2.3.4 分析结果

　　该球头挂环断口外观看为明显的疲劳断裂，断口为3个区域，第一个为纹裂源区;第二个为疲劳扩展区，颜色较深，表面较平滑，有明显的贝壳纹，此处裂纹扩展速度明显加快;第三区域为瞬时断裂区，颜色较新，表面粗糙，有明显的金属颗粒，为疲劳裂纹的失稳扩展区。断口裂纹源附近外观几何形状不平稳，有几何凸起，容易形成较大的应力集中(见下图)。

图 球头挂环断裂面

图 球头挂环受持续一个方面风力作用

　　球头挂环长时间承受不规则的交变荷载作用，尽管交变应力低于材料本身的极限强度，但它长时间作用造成疲劳损伤，再加上该地区条件恶劣，破坏速度加快，使用寿命缩短。当相当大的交变应力多次反复作用，球头脚颈开始有极细微的裂纹产生，发展成裂缝，裂缝不断发展，向构件内部延伸，最后在一个较大的不均匀风荷载作用下，导致断裂。

　　结合荷载试验、气象分析、受力分析，判断为球头挂环在强风下摆动，大风引起的金具疲劳损伤，导致断裂。

　　事后，结合220kVXX线路大风区段杆塔金具进行排查具体排查结果如下表所示：

　　表 杆塔QP-10型金具排查结果

　　由上表可见QP-10型金具发生疲劳损伤的杆塔为32#-57#塔，该区段铁塔所处位置为均为山谷。对金具放生疲劳损伤的杆塔，需进行治理。

　　3.3治理方案

　　3.3.1 治理方案

　　对于需要进行金具更换的铁塔，保证线路的供电可靠性，采用带电作业的方式将原来的QP-10型球头挂环更换成安全系数增大的QP-12型。治理方案见下表。

表 金具更换明细

　　3.3.2 预防措施

　　1)针对风区线路，在设计评审等前期工作中积极提供运行建议，今后大风区段新建线路需考虑采用加强型金具，提高线路抗风能力。

　　2)严把验收质量关。做好新投运线路金具检查校核工作，严格按照设备施工工艺要求，排查设备施工质量。

　　3)加强线路特殊巡视和登塔检修频次，重点检查导线金具的磨损及表面裂纹情况，开展周期性逐基登塔检查工作，发现裂纹金具及时更换。

　　3)球头挂环断裂处于绝缘子碗头内，线路巡视和登杆检查均无法看到。今后将每过五年进行一次抽样检查，检查金具完好程度，积累运行经验，决定更换周期。

　　3.4治理效果

　　对线路大风区段更换的金具进行跟踪检查，制定了定期登塔检查计划。

　　(1)金具挂网运行1个月后进行了登塔检查，检查结果见下表。

表 金具运行1个月后的登塔检查结果

　　挂网运行第1个月后，登塔检查未发现磨损情况，运行情况良好。

　　(2)结合第一次检查结果，将第二次登塔检查日期调整为挂网运行第3个月后，检查结果见下表。

表 金具运行3个月后的登塔检查结果

　　挂网运行第3个月后，登塔检查未发现磨损情况，运行情况良好。

　　(3)结合第二次检查结果，将第三次登塔检查日期调整为挂网运行第1个风季后，检查结果见下表。

表 1个风季后的登塔检查结果

　　挂网运行第1个风季后，登塔检查未发现磨损情况，运行情况良好。

　　(4)评估结果

　　通过以上几次的登塔检查结果来看，更换后的金具运行情况良好，未发现金具磨损情况，更换后的线路金具评估正常。