500 kV線路工作接地線掛設處導線斷裂原因分析

朱迪鋒，許楊勇

(國網浙江省電力公司檢修分公司,浙江 杭州 311232)

0 引言

500 kV架空輸電線路為電力系統的大動脈，直接關乎電網的正常運行，同時也關乎電力系統的安全可靠性與綜合效益。因架空輸電線路長期處于野外露天環境，由于微風振動、結構共振、覆冰、外力損傷等原因，運行過程中時有導線斷股情況發生。

某日在某500 kV線路停電檢修期間，專用工作接地線掛設處發生導線斷裂掉線的嚴重事故。現對該事故進行分析，找出其斷裂的原因，并提出整改工作建議，避免類似事故再次發生。

1 事故概況

1.1 事故線路基本情況

事故發生的500 kV架空輸電線路(以下稱為A線路)長63.2 km，桿塔144基，其中117—144號與另一500 kV線路(以下稱為B線路)同桿雙回架設，其余桿塔與B線路同走廊相鄰架設，距離為20—70 m。導線型號為LGJ-400/35鋼芯鋁絞線。線路停電后，經運維單位檢測，1號與47號桿塔掛設線為鋁合金線夾的工作接地線，48號與144號桿塔掛設線為銅線夾的工作接地線。

1.2 導線斷裂受損情況

在停電15天后，48號桿塔3根工作接地線掛設處：C相(右邊最靠近B線路)3號子導線斷線，接地線線夾內外均有嚴重灼傷痕跡；A相(中相)3號子導線外層鋁股斷裂，導線外側和接地線線夾內有明顯灼傷痕跡；B相(左邊最遠離B線路)3號子導線表面嚴重灼傷，接地線線夾內側有灼傷痕跡。3根接地線的接地端均接觸良好，無放電痕跡，接地線上的軟銅線均無灼傷痕跡。導線及接地線線夾受損情況如圖1—3所示。關系，在停電的15天時間里，B線路電流最大值為897 A，最小值為187 A。以48號桿塔最大感應電流實測值為基礎，結合B線路負荷情況模擬不同位置的接地線感應電流。

圖1 C相3號子導線受損情況

圖2 A相3號子導線受損情況

結果顯示，48號桿塔接地線感應電流顯著大于其他位置的接地線感應電流。線路感應電流仿真計算結果如表2所示。

圖3 B相接地線線夾灼傷痕跡

事故發生后，對1，47，144號所掛設的接地線進行檢查，均無異常。

2 線路仿真與試驗檢測

2.1 線路感應電壓及感應電流仿真計算

2.1.1 線路感應電壓仿真計算

發生斷線時A線路處于檢修狀態，線路兩端接地開關為合閘狀態，整個線路有1次換相，位置為71號與72號桿塔，距離斷線桿塔48號位置較近，B線路為正常運行狀態。根據兩線路桿塔塔型及兩線間距等參數構建仿真模型。

在全線均不掛設接地線，兩端接地開關閉合時，對A線路進行感應電壓仿真計算，線路感應電壓仿真計算結果如表1所示。48號塔處各相感應電壓最大值如表1中狀態1所示。在1，47，144號桿塔掛設接地線，48號桿塔不掛設接地線的情況下，進行感應電壓仿真計算，48號桿塔處各相感應電壓最大值如表1中狀態2所示。在48號桿塔掛設接地線后，其各相感應電壓最大值如表1中狀態3所示。

2.1.2 線路感應電流仿真計算

A線路感應電流與鄰近的B線路電流有密切

表1 線路感應電壓仿真計算結果 V

表2 線路感應電流仿真計算結果 A

導線的損傷情況與感應電流值基本對應，C相斷線、A相斷股、B相灼傷。首末桿塔由于接地開關電氣距離近，其感應電流相對較小。結合大電流通流試驗可推算，48號桿塔C相導線溫升最大可達17.9 K，結合線路環境氣溫推算得導線最高溫度可達34.9 ℃。

2.2 現場感應電壓及感應電流測量

2.2.1 現場感應電壓測量

48號桿塔感應電壓測量當天天氣情況良好，濕度較小，與B線路相距43 m，B線路負荷673.69 MVA，電流763.19 A。測量結果為，48號C相(斷線相)位置未接觸導線時，感應電壓為538 V；48號和49號均接地時，48號C相感應電壓為30 V；48號未接地和49號接地時，48號C相感應電壓為375 V。48號A相感應電壓均為12 V，B相基本無感應電壓。2.2.2 現場感應電流測量

48號桿塔感應電流測量時，1，47，48，144號桿塔均掛設接地線，三相同時檢測，操作數十次。結果為，B線路電流為680 A時，C相感應電流17.2 A，B相感應電流4.1 A，A相感應電流22.6 A。47號桿塔感應電流均在2.8—5.2 A，明顯小于48號感應電流。

2.3 接地線大電流試驗

為檢驗接地線線夾通流能力，對接地線進行大電流通流試驗，導線選取為斷線點更換下來的導線。對接地線分別通過25 A，50 A，100 A，200 A的電流試驗，結果顯示，回路通流后線夾和導線連接處迅速升溫，15 min后溫升大體穩定。通流25 A，50 A，100 A，200 A時的穩態最高溫升分別為11.4 K，40.9 K，75.3 K，135 K。通流6 h后對線夾與導線進行外觀檢查和接觸電阻測量，結果顯示無明顯變化。

2.4 接地線及導線材質檢測試驗

本次事故中所使用的接地線線夾為銅質，對其進行外觀和直流電阻檢查，結果均符合要求。

對受損導線的直流電阻、鋁單絲抗拉強度、鋁單絲卷繞、鋼單絲抗拉強度、鋼單絲卷繞、1 %伸長時的應力等進行檢查，結果均符合要求。

2.5 受損導線斷面掃描及元素分析試驗

對斷線點附近的2段導線的表面鋁股進行掃描電鏡試驗，結果顯示，導線表面有明顯的灼燒痕跡。成分分析顯示，其包含了鋁股灼燒后留下的鋁、氧、鐵、銅等常見元素，此外由于導線斷線時曾跌落至地面，還含有少量硅元素。

除了這些常見元素外，2份樣本中還檢測出硫元素，其占比分別為0.79 %和0.57 %。鋁導線本身不含硫元素，土壤中的硫元素含量通常不超過0.1 %，但樣品中的硫元素含量遠高于土壤中的硫元素含量，判斷其來源于雨水中的硫酸根離子。

3 導線斷裂原因分析

3.1 導線斷裂與接地線及導線材質關系分析

由于工作接地線及導線的各項指標檢測結果均滿足規程規范要求，因此可排除因材質問題導致的導線斷裂。

3.2 導線斷裂與感應電流關系分析

線路所用導線型號為LGJ-400/35，其長期允許載流能力為592 A，無論從線路仿真計算還是現場實際測量數值均顯示，故障發生位置的感應電流遠遠小于長期允許電流，可排除因感應電流過大導致導線斷裂。

3.3 導線斷裂與人員操作關系分析

根據現場感應電流測試數十次操作結果，最大感應電流23 A，且在大電流通流試驗下故障導線未出現異常，可排除因人員操作導致導線斷裂。

3.4 導線斷裂與不同材質間電化學效應的關系

導線斷面電鏡檢測顯示，導線表面存在明顯的灼燒痕跡，且與接地線夾安裝位置一致。在樣本中檢測出遠高于土壤中含量的硫元素，說明運行環境中硫元素通過某種形式殘留在導線表面上。

3.4.1 線路運行環境

事故線路處在當地工業區，環境監測中心的酸雨監測數據顯示，該地區年均降水pH值為4.5，屬于強酸雨區，降水中的電解質(主要為硫酸根離子)含量較高。線路停電至斷線的15天時間里，除3天陰天外均為雨天，氣溫為10—22 ℃，風力小于3級。43號塔的微氣象監測裝置顯示，線路周圍空氣相對濕度最低為70 % RH，絕大部分時間為100 % RH。

3.4.2 銅鋁原電池化學反應

發生事故的工作接地線的線夾為銅材質，導線主要由鋁材構成，銅鋁之間的化學電勢存在較大差異。在沿海工業污染區等強腐蝕性環境中，降水與空氣濕度較大時，導線表面長期存在酸性液體，從而使銅鋁之間構成原電池。

鋁的化學活性高于銅，在反應中鋁為負極，更容易失去電子發生腐蝕，生成鋁的硫酸鹽化合物，而銅不容易發生腐蝕。這與事故線路所處環境及受損導線元素分析結果相符。

3.4.3 受損導線與人工腐蝕試驗對比

在人工大氣腐蝕試驗中，銅鋁過渡線夾被放置在35 ℃的恒溫箱中進行鹽霧大氣腐蝕試驗，結果在7天的時間里線夾接觸電阻上升超過100倍。事故線路接地線夾處最高溫度可達34.9 ℃，在接地線大電流通流試驗中線夾溫升更明顯。斷裂點環境與試驗環境相似。銅鋁構成的原電池在長達15天時間里處于高溫、高濕電解液中，極大加快了電化學反應的速度。

48號桿塔B相接地線夾與導線連接處生產的白色物質和人工腐蝕試驗中所產生的鋁材腐蝕物顏色接近，且試驗中導線表面檢測出較高的硫元素，也證明斷線點位置曾有較高含量的硫酸鹽類物質。這顯示出導線在斷線前曾發生過電化學腐蝕。

3.4.4 其他接地線處導線未發生腐蝕原因分析

1號與144號桿塔為線路首末端桿塔，與線路接地開關電氣距離較近，接地開關分流作用較強，因此這2塔感應電流較小。因熱效應與電流平方成正比，故其發生腐蝕程度要遠低于48號桿塔處。

47號桿塔雖感應電流也較大，且與48號桿塔處于相同環境，但其接地線線夾為鋁合金材質，與導線不構成原電池效應，故未發生電化學腐蝕現象。

發生銅鋁原電池類型的腐蝕需要滿足不同材質接觸、高溫、高濕等條件，而發生事故線路恰是長時間處于酸雨潮濕環境中。

4 結論與建議

此次導線斷裂的事故原因為，接地線長時間處于酸雨區的潮濕環境中，接地線銅線夾與鋁導線間產生原電池化學效應；鄰近線路大負荷運行條件下，在接地線處產生較高幅值感應電流，產生的高溫加速電化學腐蝕；當電化學腐蝕發展到一定程度時形成間歇性電弧放電，對導線產生局部灼傷，最終導致導線斷股掉線。為避免類似事故再次發生，提出以下2點建議：

(1) 排查工作接地線材質，在超特高壓輸電線路上應優先采用鋁制或鋁合金材質線夾的接地線；

(2) 處于強酸雨環境中的線路工作接地線線夾嚴禁選用銅制線夾。

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