随着经济的飞速发展，广东省东莞市近3年的用电量以年均约30％的速率增长，输电线路负荷不断增大。2003年以来，广东省广电集团有限公司东莞供电分公司多条220 kV输电线路先后出现了导线粘连的故障，危及电网安全和经济运行。因此，分析导线粘连的原因，探讨安全、快速、有效的处理方法，是十分必要的。
1导线粘连的成因及危害
1.1导线粘连的成因& Y& h& C- [' ]' K% L
相互平行的条导线，通过方向相同的电流I1和I2时，单位长度导线所受的电磁力- ~, Z& [9 X6 `8 S( G
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, p0 t' e, P3 q# z3 |+ O I
式中：μ——介质的磁导率；; s6 B; B. D' H2 U1 z
d——两导线间的距离。8 ~7 C, g# D5 R7 B, |6 p, E4 d! i
两导线所受的电磁力为相互吸引力。运行中的双分裂导线可视为2条平行导线，同时通过方向、大小相同的电流，在电磁力的作用下，同相双分裂导线子导线具有相互吸引的趋势。正常运行时，子导线间电磁力比较小，一般不会发生粘连；但在档距大的风口处，或导线温升存在差异，以及受设计和施工不良、长期运行等因素的影响，使子导线间距离不符合要求时，子导线在大风中舞动或受强大电流冲击，局部会瞬时十分接近甚至相碰。靠得很近或相碰的子导线所受的电磁力很大，当子导线局部所受电磁力大于该局部子导线自重时，局部粘连便会出现。分裂导线某一点产生粘连后，紧靠粘连点的子导线之间的距离已很小，在电磁力的作用下，粘连不断延伸，直至悬挂点处，在金具的刚性间隔作用下，各种合力在该处取得平衡，粘连才停止。导线粘连部分之间的距离非常小，负荷较大时，2根子导线间的电磁吸引力非常大，即使在大风的天气下也不容易分开。) V# L3 [0 p. x' w, s0 S. ^
1.2导线粘连的条件
目前，东莞供电分公司多条220 kV输电线路负荷电流在800 A以上，按式[3]（1）计算，当子导线间距d减至10 mm时，单位长度子导线间的电磁力为1.7 N/m；当子导线间距d为5 mm时，子导线间的电磁力可达25.5 N/m，远大于多数220 kV线路每米子导线的自重，此时粘连可能发生。如果以1 mm作为子导线粘连的间距，单位长度子导线间的电磁力为17 N/m，这已经是子导线单位自重的数倍，再分开就很困难了。如此小的距离，即使电流下降50％，也可以产生足够大的电磁力维持粘连。+ k$ ^, h8 X2 g% g5 Y8 Z
以上计算是以分裂导线垂直排列方式考虑的。对采用斜排列方式的分裂导线，其实际分裂间距约600 mm，较垂直排列方式间距大，考虑重力作用后，子导线实际作用电磁力与重力有一定角度，相同条件下，导致出现粘连的电磁力较垂直排列方式的要大，但当导线粘连后维持粘连的电磁力是相同的。实际运行中，采用斜排列方式布线的分裂导线仍然可能在气象和外力的作用下非常接近；另外，目前采用斜排列方式的线路都是多年前投运的，所使用的导线相对较轻，设计负荷也较小，由于供电形势紧张，该类线路实际负荷远大于设计值，长期过负荷运行而导致分裂导线间的电磁力大增，当电磁力垂直分量抵消下子导线的重力时，粘连出现。实际运行中，重负荷斜排列方式线路出现粘连也证实了这一点。2 H# B8 Y; e) ^: z5 a5 E
计算结果表明，正常情况下，单纯由分裂导线负荷电流产生的电磁力是不能使导线粘连的。由此可见，分裂导线出现粘连必须同时具备个条件：由于大风等外力作用、导线材质差异、导线温升差异、很大的负荷电流作用或其它因素，使同相分裂导线子导线局部瞬时接触或十分接近；分裂导线的负荷电流足以维持其继续粘连。
1.3风暴对导线粘连的影响
一般在多风暴的山区，高压、超高压线路采用LGJ型扩径钢芯铝绞线或LG型铝钢扩径空心导线代替双分裂导线，或在分裂导线上安装间隙棒，防止导线舞动相碰。风力越大、档距越大、导线越轻，风摆幅度就越大，双分裂导线上、下子导线摆动不同步时，两线就可能瞬间十分接近甚至相碰，负荷电流足够大时粘连就会发生。子导线间的电磁吸引力，对上子导线向离开下子导线的方向摆动具有削弱作用，对下子导线向靠近上子导线的方向摆动有加强作用。风口处、档距大、负荷大的双分裂导线的粘连概率较高，如果因施工架设原因或多次反复风摆，使下子导线沿悬垂线夹向外窜动，造成子导线间距小于400 mm，或档距很大时，粘连的概率则更高。东莞供电分公司220 kV双分裂导线粘连故障多数发生在位于风口的较大档距处，近年才出现粘连，则与线路负荷增大有关。可见风力强和线路负荷大，是造成导线粘连的主要原因之一。 \; G8 T7 p& Y( B
1.4导线温升差异对导线粘连的影响
导线直流电阻差异、导线日照条件差异、导线质量偏差等，都可能会导致分裂导线子导线温升出现差异。由于导线弧垂随档距增加而增大，导线弧垂随温度升高而增大，可见导线温度对弧垂的影响比较明显。' W: p4 b# X L, t' J d9 N/ |- c4 ]
分裂导线出现温度差异时，如果上子导线温度偏高，相对于下子导线，上子导线的弧垂则加大了。结果使分裂导线之间的间距缩小。当温差达到一定值时，分裂导线的间距可能非常小，以致分裂导线在电磁力的作用下产生粘连。
国内研究结果表明，档距分别为300 m和400 m时，在上、下子导线温度相差10 ℃的情况下，子导线档中弧垂变化差值可以达到0.9～0.38 m。利用红外线测试仪，对东莞供电分公司220 kV双分裂导线粘连故障相进行测量，发现分裂导线粘连点附近（非粘连点）的温差为5～10 ℃。可见导线温升差异，也是造成粘连的主要原因之一。
1.5故障电流对导线粘连的影响
220 kV输电线路采用的各种绝缘子，耐雷水平一般为70～110 kA，理论上，线路受雷击跳闸前，每条子导线通过的电流大于70 kA时，单位长度子导线间的电磁力可达2 500 N/m以上，双分裂导线子导线此时可能获得1 000 m/s以上的加速度。雷击造成绝缘子放电产生故障短路电流，维持至断路器切断电源时才消失，维持的时间为0.04～0.1 s，短路电流产生的电磁力有可能使子导线非常接近或接触。断路器切断电源后，分裂导线有可能经历一个反复下落、反弹上升的垂直振荡过程。在线路自动重合闸成功时，如果振荡使分裂子导线十分靠近，重合闸过电流可使分裂导线再次粘连，负荷电流继续维持其粘连。此外，故障短路电流也有可能造成分裂导线的温升差异，从而引起粘连。$ b+ ~7 o C0 l+ k S3 K
在实际运行中，由于雷击产生的故障电流作用时间很短，子导线间的电磁力很难达到理论值，双分裂导线子导线可能获得的加速度也非常小，故障电流对分裂导线只有靠近和冲击的作用。故障短路电流造成分裂导线温升差异的时间也非常短，除非瞬间导致导线出现永久变形，否则粘连的概率很小。根据以上分析，因雷电故障使双分裂导线粘连的概率是很微的，但在雷雨大风时，由于故障伴随着风力的作用，粘连的概率可能会增大，就是说故障电流对导线粘连的形成只有轻微的辅助作用，基本可以忽略不计。3 W6 m1 Q1 i/ ?. O
1.6导线粘连的危害& X& x5 `9 m' ^; ]8 Q
导线发生粘连后，分裂导线的几何间距大幅度减少，电晕放电起始电压降低到原来的27％，导致容易出现电晕放电，局部对地电容也减小，这些都会引起线损的增加和对附近通信设施的干扰。另一方面，分裂导线出现粘连后，导线鞭击现象突出，导线容易磨损，不但进一步增加线损，还有可能造成导线断股，甚至断线的事故。
实际运行中，已发现个别线路导线粘连程度越来越严重，甚至出现负荷降低至零，导线仍然缠绕（永久变形）的现象。红外线检测表明，粘连相导线比正常相导线温度高10～20 ℃，现场巡查发现部分粘连杆段有较明显的噪声，这些都严重影响了系统的安全运行。
2处理导线粘连的方法
2.1处理导线粘连的基本思路
在东莞地区，220 kV输电线路分裂导线主要采用垂直排列的布线方式，分裂导线垂直间距设计值是400 mm。受施工工艺、自然条件等因素的影响，实际运行中的分裂导线子导线垂直间距已远小于400 mm，线路长期处于重负荷或过负荷的状态下，就容易出现粘连。% t; N. I) `+ Q4 w# ]( O \
双分裂导线相碰或十分靠近是出现粘连的先决条件，因此对运行中的双分裂导线，可以考虑采用适当降低下子导线高度，增大双分裂导线上、下子导线的间距，或加装间隔棒的方法，以避免或减少分裂导线粘连。过去，基本都是在整个耐张段内，采用增大下子导线弧垂，减小上子导线弧垂的方法来增大子导线的间距，这种方法施工复杂，工作量大，发现间隙不够再调整也比较困难。采用加装间隔棒的方法，不太适于处理连续多档的粘连问题，尤其导线对地距离较大时，施工难度非常大，施工安全系数也比较低。4 {$ g$ L: Q, r% \8 G$ M3 o' G* E
东莞供电分公司220 kV输电线路发生粘连的故障档两端为直线塔的占80％，一端为耐张塔的占20％。考虑到发生粘连故障档两端为直线塔的比例较大，可以尝试采用更换或增加延长金具的方法，单独调整粘连档分裂导线子导线的间距。具体处理方法是，在该档两端直线塔上，同时更换线间距离更大的双悬垂线夹，或在上、下线夹间加挂延长金具，以实现主要增大粘连档子导线间距的目的。对有一端为耐张塔的粘连档，除了在直线塔端采取同样措施外，还可以根据需要在耐张塔端增加相应长度的延长金具，以实现主要增大粘连档子导线间距的目的。
2.2技术可行性分析& v6 [; A: T* k) A+ I' h) k
对东莞供电分公司使用的220 kV悬垂绝缘子串的统计发现，各种玻璃绝缘子串的长度为2 700～2 768 mm，合成绝缘子串的距离约为2 700 mm。将双分裂导线子导线垂直间距由实际值调整到大于400 mm、小于500 mm的范围内。停电后，粘连处子导线间距，远小于400 mm的调至稍大于400 mm，400 mm左右的调至接近500 mm。核算调整后各有关绝缘距离，如符合规程要求，则方案是可行的。
2.2.1不同相导线间的最小距离* s3 H; U4 e* D% I, l0 D$ [ q
无论是单回路还是双回路的输电线路，调整双分裂导线子导线间距后，导线水平间距不变；统计各种规格导线，在600 m档距时的最大弧垂是2 600 mm，根据设计要求可计算出， 此时不同相导线的最小垂直线间距离是4 875 mm。目前东莞供电分公司使用的220 kV铁塔横担垂直间距为6 000～6 500 mm，设计规程计算和实际测量都表明，调整前不同相导线间最小距离远大于4 875 mm，调整后仍远大于4 875 mm，符合规程要求。1 L4 a, ^5 ^5 W3 u U
2.2.2绝缘子串带电部分对塔身的距离
利用更换或增加延长金具来增加子导线间距后，因绝缘子串垂直分量重力增大，在工频电压、操作过电压和雷电过电压3种条件下，悬垂绝缘子串摇摆角减小，但带电点对悬挂横担距离稍增大，使带电点对塔身或下横担距离减小200～300 mm。对实际运行线路统计发现，在工频电压、操作过电压和雷电过电压3种条件下，悬垂绝缘子串摇摆角分别在8°以内、18°以内和45°以内。取悬垂绝缘子串长为3 000 mm，上述3种条件下的摇摆角分别为10°，0°和50°。对各种220 kV运行铁塔进行校检表明，调整后，在上述3种条件下，与设计规程规定比较，带电点对塔身或下横担的距离，仍然有较大的安全裕度。
2.2.3对地距离/ l: N* p8 ]# u
考虑到东莞地区经济发展快，土地使用性质可能变化，故东莞地区220 kV输电线路对地最小距离原设计为10 m。调整子导线间距后，对地距离仍远大于设计规程要求。
2.2.4对相邻档的影响
增大粘连档子导线间距后，相邻档同相子导线间距也会有一定程度的增大。相邻档子导线间距的增量，随着与粘连档的距离增大而线性地减少，直至另一端杆塔处，该增量为零。
2.2.5对耐张塔跳线的影响2 Z: _5 q- h% {9 j
一端为耐张塔的粘连档，子导线间增加相应长度的延长金具后，由于受上子导线的限制，仍维持原跳线对横担的距离，但跳线可能会发生轻微扭转。此时可以调整跳线并沟线夹，使跳线回复原来的状态。6 U/ }5 }% x W1 ]; P/ d. r
3实际成效9 }% j' z, g* W8 M
2004年上半年，东莞供电分公司发现220 kV东葵乙线N7档至N8档L相（上相）出现了导线粘连的现象。220 kV东葵乙线双分裂导线采用垂直排列的布置结构，子导线之间的设计距离为400 mm，导线型号为LGJ-500/45，导线直径为30 mm。N7档至N8档的档距为594 m，地处群山环抱的风口，共约300 m分裂导线出现粘连，并有鞭击现象。经过慎重计算和反复研究，东莞供电分公司对东葵乙线停电，调整L2相子导线间距。调整的具体方法是，把东葵乙线N7档和N8 档L相的双悬垂线夹更换为500 mm的XCS-5型线夹，并在上、下线夹间加挂50220 kV线路用的140 mm延长板。调整后，L2相粘连处子导线间距增大237 mm，对中相导线最小垂直距离为5 395 mm，远大于规程要求的最小值。% d, m) p. p% N* S
调整后，导线粘连和鞭击现象消失，运行至今（期间经历1次雷击）未再出现粘连现象。因该档粘连严重，下子导线因长期粘连已经永久变形，停电后子导线仍无法自行分离，处理后间距尚小于400 mm，应再加大调整量才能消缺。
4结论. m3 }; O5 _( Y- M
导线粘连现象的出现不单纯与电流有关，电流是维持粘连的重要条件，但不可控制；分裂导线间距是影响粘连的重要因素，是可以控制的因素。
在地形平坦、导线对地距离不大的情况下，或对于新建线路，采用增加间隔棒的方法可以不改变线路原有设计标准，而达到解决导线粘连的问题。该方法较简单，也可以比较彻底地解决导线粘连问题。
理论计算和实际运行表明，采用降低粘连档下子导线的方法，可以在不改变整个耐张段大多数档原值的情况下，解决导线粘连问题，而且作业工具比较简单，劳动强度、停电时间大幅度减少，特别是在单回路塔或双回路塔的下相。该方法可以采用带电作业的方式，对电网安全运行和提高服务水平具有积极意义。
参考文献
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