淮安地区输电线路覆冰舞动情况分析

淮安地区输电线路覆冰舞动情况分析

王成庆 张天明

江苏省电力有限公司淮安供电分公司

江苏省淮安市 223000

导线不均匀覆冰在风激励下易产生自激振动，易导致金具及绝缘子损坏、导线断股和断线等问题的发生。2024年2月，受降温、雨雪等恶劣天气的影响，淮安地区不同电压等级的架空线路均有舞动发生。为更好的认识舞动发生的机理、影响因素、防舞动对策，针对旗杰变周边气候、地形及线路的结构特点，对本次线路舞动进行分析。

关键词：线路覆冰舞动、机理分析、防舞动对策

引言：2024年2月，两次大范围冻雨导致以旗杰变为中心出现区域性输电线路大范围舞动，部分线路因舞动跳闸，绝缘子金具断裂，吊串甚至导线严重断股，给电力设施造成重大危害。为更好的认识舞动发生的机理、影响因素、防舞动对策，对本次线路舞动问题进行分析，对于预防导线故障、保障电力系统的安全稳定运行具有重要意义。

1.线路覆冰的成因

（1）气象因素

线路覆冰是一种自然现象，在这一过程中，气象起着决定性的作用，在同一地区，空气温度、风速风向、空气中或云中过冷却水滴直径、水汽含量等不同微气象参数，并结合不同的导线温度，会产生不同类型的覆冰。

（2）地形因素

覆冰与山脉走向、坡向和分水岭等因素也有明显关系，在山区电力线受地形及地理的影响更为严重。在受风条件比较好的突出地形，如山顶、垭口、风道和迎风坡，以及空气水分充足的江河、湖泊、水库和雾气较重的山腰、山顶等处都是极易结冰的地点，而且其覆冰程度也比较严重。

（3）导线特性

导线直径、通过的电流及产生的电场，分别对线路覆冰程度有不同影响。导线直径越大，碰撞系数越低，且覆冰增长随覆冰后导线直径的逐渐增大而减缓。覆冰增长和环境参数密切相关，在一定环境下，当导线直径大于临界覆冰直径时，碰撞率较低或趋近于零。临界覆冰直径是风速和过冷却水滴直径的函数。

电场能使导线周围水汽产生极化效应，产生的吸引力使更多的水滴趋向导线，从而覆冰量增多。而电流影响导线表面温度，当电流较小时，导线产生的焦耳热不能使其表面温度维持在0℃以上，加之电场的作用导致覆冰量增加。

（4）线路走向及悬挂高度的影响

冬春季节，我国风向多为北风或西北风，若线路为南北走向，与风向平行，则风的作用下，水汽靠近导线很少，则基本无覆冰；线路为东西走向与风向基本呈90度角，水汽在风的作用下到达导线较多，导致严重覆冰。此外，导线悬挂越高、风速越大、液态水含量越高，单位时间内向导线输送的水汽就越多，覆冰也就越严重。

2.江苏省旗杰变周边地区覆冰舞动原因分析

旗杰变作为淮安三座500kV变电站之一，是淮安北部电网的负荷中心，共有27条线路进出，电压等级涵盖35kV-500kV。在2024年2月受降温、雨雪等恶劣天气的影响，发生较为严重的舞动，1条500kV线路因覆冰舞动导致绝缘子金具断裂，上相掉落，2条220kV线路因舞动相间放电跳闸，2条110kV线路也发生舞动跳闸，1条500kV和1条220kV线路因舞动申请临停。

2.1地理气象条件

500kV旗杰变位于淮安市涟水线成集镇，地势开阔，无高大建筑，周边地区为季风性气候，每年夏季经常发生台风及局部性龙卷风，风向主要为南风，风速正常3-4级，特殊情况可超过10级。冬季主要为北风，风速3-4级，部分地区可达5-6级。

迄今为止，淮安地区春夏秋三季未发现有舞动现象，2023年1月及2024年2月，在涟水、淮阴地区发生较大范围舞动现象并造成部分线路跳闸。观测到的两次大范围舞动期间，均为冬季，雨夹雪天气，北风4-5级。

对比发现，同一地区，风力相近，风向均垂直于导线情况下，冬季，尤其是0℃左右的雨夹雪天气会发生舞动现象。分析认为，冬季在风向垂直于导线，风力达到4级时，不同高度的风由于风速差会在导线上下表面产生压差，造成导线表面受力不均导致导线上下晃动，而0度雨夹雪天气下，导线表面会覆盖一层1-2mm的薄冰，导线不同位置覆冰不均匀，导致导线晃动加剧，最终在振动积累下形成舞动。而夏季不存在覆冰现象，所以不易产生舞动。

2.2 线路走向及风向

高压输电线路以旗杰变为中心向四周辐射出线，其中东南西三个方向出线较为密集。2月1日，旗杰变区域风向为东北风，风速4-5级，雨夹雪天气。如图1中所示，框选部位为发生舞动线路，均为东西走向（向北偏20°左右）。

通过分析发现，发生舞动线路的走向基本垂直于风向。风向垂直于线路方向时，导线所承受的空气动力最大，所表现出的微风振动和驰振最为典型。因此，一段线路舞动的大小与状态，主要取决于风向与线路方向的夹角。当夹角为90°时，对导线舞动的影响最大；当夹角为0°时，即风向平行于线路方向，则引起舞动的可能性最小。本次舞动较为严重的区段，线路走向均垂直于风向。因此，可以得出结论，风向与线路方向夹角为45°-90°时较易发生导线舞动，夹角越接近90°，发生舞动概率就越大。

图1 舞动线路示意图

3.3线路本体的影响

对本次舞动严重区段档距、弧垂、导线型号等参数进行收集，并通过查阅设计图纸与现场测量所得实际舞动线路参数统计情况，如表1所示。

发生严重舞动的5处线路，110kV线路段档距未超过300m，220kV线路段档距未超过400m，综合来看，舞动区段的档距在相同电压等级中并不算大，但在同一条线路、同一区域走向区段，舞动严重所在档的档距较大，因此我们认为，线路档距不是引起舞动的主要因素，但在同等情况下，档距越大越容易发生舞动。

通过现场测量5处导线弧垂和查阅相关档位设计弧垂发现，表中5处导线弧垂实测值均大于设计值，其中220kV旗梁46A1线14-15号实测弧垂比设计弧垂大33%。110kV旗刘850线13-14、14-15号实测弧垂比设计弧垂大17%，而以上三档均发生严重舞动甚至跳闸，初步判断导线弧垂超过设计弧垂是造成线路舞动的因素之一。

本次旗杰变周边发生舞动的线路电压等级涵盖500kV、220kV、110kV，其中110kV-220kV导线均为400/35（无子导线间隔棒），500kV线路导线为4*630/45（带有阻尼子导线间隔棒）。由于500kV本身相间间距、自重较大，且导线带有阻尼间隔棒抵消部分舞动力量，因此500kV线路未发生跳闸情况。

表1：舞动线路信息

4.线路覆冰舞动问题的应对措施

4.1 线路建设避开舞动高发地形

依照“避重就轻”原则，合理避让覆冰重灾区及易舞动地区，设计阶段在保证安全的前提下，通过技术经济比较确定路径方案，避开垭口、重水汽区域、微气象点。路径走向同时应尽可能减小与冬季主导风向的夹角，以减小舞动发生的概率。

4.2 提高线路设计标准

提高设计标准进行不同区域和电压等级的差异化设计，增强线路抗冰能力。如减小档距，以降低铁塔的荷载；采用加强型塔型设计，增强杆塔的防冰害水平。

4.3 抑制线路舞动

抑制舞动的措施主要分为两类：一类是改变导线的气动力来抑制舞动；第二类是改变导线系统的结构。主要防舞装置有相间间隔棒、线夹回转式间隔棒、双摆防舞器等。

4.4 冰雪天气快速融冰

在线路上通过高于正常电流密度的传输电流以使导线或地线温度升高进行融冰。常见的几种热力除冰法有交直流融冰、基于移相器的带负荷融冰、高频激励融冰。对于发生在大范围的输电线路重覆冰问题，采用的直流融冰方法是最有效的。

5.结语

恶劣天气引发的线路舞动问题将严重威胁电网的安全稳定运行。通过对已发生的问题进行分析、总结和反思，积累处理经验，在设计、建设、维护、消缺等方面采取相应措施，可以提升对输电线路的舞动问题的处理能力，降低雨雪冰冻灾害带来的影响，有效维护电网的安全稳定运行。