0 引言

架空输电线路长期处于野外露天环境，线路的运行状态直接影响电网的安全可靠性与综合效益。输电线路运行状态下发生导线断股、断裂情况通常是由微风振动、结构共振、覆冰、外力损伤等因素引起的^[1]，尚未见线路停电检修期间工作接地线挂设处发生导线断裂掉线故障的报道。本文就某500 kV架空输电线路停电检修期间工作接地线挂设处发生导线断裂掉线的严重故障进行分析，并提出建议及预防措施，避免类似故障的再次发生。

1 故障概况 1.1 线路基本情况

发生故障的某500 kV架空输电线路（以下称为A线路）长63.2 km，杆塔144基，其中117号—144号杆塔与另1条500 kV线路（以下称为B线路）同杆双回架设，其余杆塔与B线路同走廊相邻架设，距离约20~70 m。导线型号为LGJ-400/35钢芯铝绞线。线路停电后，运维单位在1号与47号杆塔挂设了线夹材质为铝合金的工作接地线，在48号与144号杆塔挂设了线夹材质为铜的工作接地线。

1.2 导线断裂受损情况

停电15 d后，48号杆塔3根工作接地线挂设处的输电导线断线或严重灼伤：L3相（右边最靠近B线路）3号子导线断线，接地线线夹内外均有严重灼伤痕迹；L1相（中相）3号子导线外层铝股断裂，导线外侧和接地线线夹内有明显灼伤痕迹；L2相（左边最远离B线路）3号子导线表面严重灼伤，接地线线夹外侧有灼伤痕迹。三根接地线的接地端均接触良好，无放电痕迹，接地线上的软铜线均无灼伤痕迹。导线及接地线线夹受损情况如图 1所示。故障发生后对1号、47号、144号杆塔上挂设的接地线进行检查，均无异常。

2 线路仿真与试验检测 2.1 线路感应电压（电流）仿真计算 2.1.1 线路感应电压仿真计算

发生断线时A线路处于检修状态，线路两端接地开关为合闸状态，整个线路有1次换相，位置为71号与72号杆塔，距离断线的48号杆塔较近，B线路为正常运行状态。根据两条线路杆塔塔型及两线间距等参数构建仿真模型，对以下3个工况进行计算^[2-4]，结果见表 1。

工况1：全线均不挂设接地线，两端接地开关闭合；

工况2：在1号、47号、144号杆塔挂设接地线，48号杆塔不挂设接地线；

工况3：在48号杆塔挂设接地线。

2.1.2 线路感应电流仿真计算

A线路感应电流与邻近的B线路电流有密切关系，在停电的15 d内B线路电流最大值为897 A，最小值为187 A。以48号杆塔最大感应电流实测值为基础，结合B线路负荷情况模拟不同位置的接地线感应电流，结果见表 2。结果显示48号杆塔接地线感应电流显著大于其他位置接地线的感应电流。

导线的损伤情况与感应电流值基本对应^[5]，L3相断线、L1相断股、L2相灼伤。由于首末杆塔与接地开关电气距离近，其感应电流相对较小。结合大电流通流试验可推算48号杆塔L3相导线温升最大可达17.9 ℃，结合线路环境气温推算的导线最高温度可达34.9 ℃。

2.2 现场感应电压（电流）测量 2.2.1 现场感应电压测量

48号杆塔感应电压测量当天天气情况良好，湿度较小，测量位置与B线路相距43 m，B线路负荷673.69 MVA，电流763.19 A。48号杆塔测量结果为：

（1）L3相（断线相）位置处，未接触导线时感应电压为538 V；48号杆塔和49号杆塔均接地时，感应电压为30 V；48号杆塔未接地和49号杆塔接地时，感应电压为375 V；

（2）L1相感应电压为12 V，L2相基本无感应电压。

2.2.2 现场感应电流测量

测量48号杆塔感应电流时，1号、47号、48号、144号杆塔均挂设接地线，三相同时检测，测试结果：B线路电流为680 A时，L3相感应电流17.2 A，L2相感应电流4.1 A，L1相感应电流22.6 A；47号杆塔感应电流均为2.8~5.2 A，明显小于48号杆塔感应电流。

2.3 接地线大电流试验

为检验接地线线夹通流能力，对接地线进行了大电流通流试验。选取断线点更换下的导线作为试验导线，试验中分别通过25 A、50 A、100 A、200 A的电流。结果显示，回路通流后线夹和导线连接处迅速升温，15 min后温度趋于稳定。通流25 A、50 A、100 A、200 A时的稳态最高温升分别为11.4 ℃、40.9 ℃、75.3 ℃、135 ℃。通流6 h后对线夹与导线进行外观检查和接触电阻测量，结果显示无明显变化。

2.4 接地线及导线材质检测试验

本次故障时所使用的接地线线夹为铜材质，外观和直流电阻检查结果均符合要求。

对受损导线的直流电阻、铝单丝抗拉强度、铝单丝卷绕、钢单丝抗拉强度、钢单丝卷绕、1%伸长时的应力等进行检验，结果均符合要求^[6]。

2.5 受损导线断面扫描及元素分析试验

对断线点附近的两段导线表面铝股进行扫描电镜试验，结果显示导线表面有明显的灼烧痕迹。成分分析显示包含了铝股灼烧后留下的铝、氧、铁、铜等常见元素，此外由于导线断线时曾跌落至地面，还含有少量硅元素。除了这些常见元素外，两份样本中检测出硫元素，质量分数分别为0.79%和0.57%。铝导线本身不含硫元素，土壤中的硫元素通常不超过0.1%，样品中的硫元素含量远高于土壤中的硫元素含量，判断其来源于雨水中的硫酸根离子。

3 导线断裂原因分析 3.1 接地线及导线材质

工作接地线及导线的检测结果显示，各项指标均满足规程要求，可排除材质问题导致的导线断裂。

3.2 感应电流

线路所用型号导线的长期允许载流能力为592 A，而从线路仿真计算结果及现场实测数据来看，故障发生位置的感应电流远远小于该型号导线长期允许电流，可排除感应电流过大导致导线断裂。

3.3 人员操作

现场感应电流测试操作多次，最大感应电流不到23 A，且在大电流通流试验下故障导线并未出现异常，可排除人员操作导致导线断裂因素。

3.4 不同材质间电化学效应

导线断面电镜检测结果显示，导线表面存在明显的灼烧痕迹，且与接地线夹安装位置一致。在样本中检测出远高于土壤中含量的硫元素，说明运行环境中硫元素通过某种形式残留在导线表面上^[7]。

3.4.1 线路运行环境

故障线路处于当地工业区环境中，环境监测中心的酸雨监测数据显示，该地区降水年均pH值为4.5，属于强酸雨区，降水中的电解质（主要为硫酸根离子）含量较高。线路停电至断线的15 d时间里，除3 d阴天外其余均为雨天，温度10~22 ℃，风力小于3级。43号塔的微气象监测装置显示线路周围空气相对湿度最低为70%RH，绝大部分时间为100%RH。

3.4.2 铜铝原电池化学反应

故障中工作接地线线夹为铜材质，输电线路的导线主要由铝材构成，铜铝之间的化学电势存在较大差异。在沿海工业污染区等强腐蚀性环境中，降水与空气湿度较大时，导线表面长期存在酸性液体，从而使铜铝之间构成原电池。铝的化学活性高于铜，在反应中铝为负极，更容易失去电子发生腐蚀，生成铝的硫酸盐化合物，而铜则不易发生腐蚀。

3.4.3 人工腐蚀试验

人工腐蚀试验中，铜铝过渡线夹被放置在35 ℃的恒温箱中进行盐雾大气腐蚀，结果在7 d时间里线夹接触电阻升高超过100倍。故障线路接地线夹处最高温度达34.9 ℃，而接地线大电流通流试验中线夹温升更明显，断裂点环境与试验环境相似。铜铝构成的原电池在长达15 d时间里处于高温、高湿电解液中，极大地加快了电化学反应速度。

48号杆塔L2相接地线夹与导线连接处生成的白色物质和人工腐蚀试验中所产生的铝材腐蚀物颜色接近（如图 2所示）。此外试验中导线表面也检测出较高的硫元素，可揭示断线点位置较高含量硫酸盐类物质的来源，显示导线在断线前曾发生过电化学腐蚀^[8]。

3.4.4 其他接地线处导线未发生腐蚀的原因

1号与144号杆塔为线路首末端杆塔，距离线路接地开关较近，接地开关分流作用较强，因此两塔的感应电流相对较小，因热效应与电流的平方成正比，故其腐蚀程度要远低于48号杆塔。

虽然47号杆塔的感应电流也较大，且与48号杆塔处于相同环境，但其接地线线夹为铝合金材质，与导线不构成原电池效应，故未发生电化学腐蚀现象。

3.4.5 历年检修过程中未发生类似故障的原因

发生铜铝原电池类型的腐蚀需要满足不同材质接触、高温、高湿等条件，发生断线故障的线路需长时间处于酸雨中。运维单位从2011年开始使用铜制接地线线夹，但在开展线路检修工作时从未遇到同时具备上述条件的作业环境。

3.5 结论

综上所述，本次故障导线的断裂原因为长时间处于酸雨区潮湿环境中，接地线铜线夹与铝导线间产生了原电池化学反应；邻近线路大负荷运行条件下，在接地线处产生了较高幅值的感应电流，高温条件加速了电化学腐蚀；当电化学腐蚀发展到一定程度时形成间歇性电弧放电，对导线产生局部灼伤，最终导致导线断股掉线^[9]。

4 建议及预防措施

建议对工作接地线材质进行排查，在超特高压输电线路上优先采用铝制或铝合金材质线夹的接地线；处于强酸雨环境中输电线路的工作接地线线夹严禁选用铜质线夹。