1 背景介绍
      中石油西南油气田公司相国寺储气库110 kV变电站10 kV架空线路架设于海拔1 000 m的高山地带，3条架空线路中，2号井场线路地势最高，整体容易遭受雷击；给水泵站线路个别位置较为突出，易遭雷击；1号井场线路走向从变电站开始便一直往山下延伸，相对来说雷击可能性小。
      变电站于2013年4月投运以来，10 kV架空线路雷击跳闸事故10次，导致井站2台30 kVA变压器损坏、避雷器爆炸、导线熔断。运行管理单位于2014年12月对10 kV架空线路进行防雷整改，安装FEG-12/5型复合防雷绝缘子24组。2015年2月19日2号井场线路再次遭雷击，造成电缆烧断、4号注采站变压器喷油。

    2 原因分析
    2.1变电站所辖110 kV线路雷击未跳闸原因
      变电站所辖110 kV线路所经地区年均雷电日为40天，属中雷区。110 kV线路施工单位为地方供电局，严格按照设计要求施工：全线架设2根24芯OPGW光缆（光纤复合架空地线）；同塔双回路杆塔地线对边导线的保护角不大于10°的，单回路杆塔地线对边导线的保护角不大于15°；绝缘子选择70 kN防污瓷质绝缘子，全线路铁塔采用逐基接地，接地装置采用风车型水平敷设方式结合接地极，接地极采用YDJ-1-6碟式接地模块；两端变电站进出线段2 km内各塔位接地电阻不超过7Ω，其余段接地电阻小于15Ω。在变电站内部，110 kV线路进线端、1号、2号主变电源侧分别安装一组避雷器，变电站投运以来站内避雷器动作次数虽达45次，但未出现110 kV线路因雷击跳闸事故。

    2.2  10 kV架空线路雷击事故原因分析
      （1）复合防雷绝缘子在实际运行中存在一定缺陷。绝缘子与绝缘导线的连接采用的是刺齿压制模块，导线绝缘层在长期经受刺齿的压力下存在破裂的可能，在雨水浸入绝缘线芯后，会导致导线线芯的电化学腐蚀引起断线事故。绝缘子耐受多次雷击大电流电弧烧灼后，其放电间隙增大，雷击放电可靠性降低。
    （2）避雷器无检测报告。架空线路所安装的避雷器为氧化锌避雷器，安装单位未按要求进行交接试验。
    （3）防雷接地装置安装不合格。4号注采站变压器接地电阻96Ω，雷击大电流不能快速流人大地，造成避雷器自身残压过高，或在接地电阻上产生很高的电压降，引起变压器烧毁、避雷器爆炸，断路器跳闸。
    （4）变压器一次熔丝选择不当。未严格按要求选择熔丝，1号、2号井场线路所T接5台30 kVA和给水泵站500 kVA变压器跌落式熔断器熔丝均为100 A。线路遭受雷击过流时，不能有效保护变压器。
      （5）施工存在问题。运行管理单位在接手变电站管理后，在运行中发现施工单位不按图纸和规范施工：1号井场线路未按设计要求在1号杆安装避雷器、2号井场线路未按设计要求在1号杆、3个T接点及2处线路最高点安装避雷器。避雷器的缺失使雷击过电压难以就近迅速释放，只能沿线路传播，寻找薄弱点泄放雷电流，造成绝缘导线熔断、变压器损坏等事故。
      （6）现场监理不到位。监理单位不熟悉施工图设计内容；现场施工监督不到位，未严格监督施工单位按照施工图设计施工。

    3 整改对策
      （1）对FEG-12/5型复合防雷绝缘子与绝缘线芯连接处和放电间隙重点巡视，一旦发现缺陷，及时更换复合防雷绝缘子。
      （2）按照设计要求在1号井场线路1号杆安装1组氧化锌避雷器，2号井场线路1号杆、3个T接点及2处最高点安装6组氧化锌避雷器，在给水泵站线路3处最高点安装3组氧化锌避雷器。
      （3）对已投运和新增避雷器按规定进行预防性试验，测量结果符合试验要求，与出厂数据无明显变化。
      （4）测试连接于同一接地网的各相邻设备接地线之间的电气导通情况，直流电阻测试不大于标准值0.2Ω，变压器接地电阻值严格按100 kVA以上不大于4Ω，100kVA及以下不大于10Ω的原则进行整改。
      （5）严格按照配电变压器熔丝的选择要求进行选型：容量在100 kVA以下者，高压侧熔丝按变压器额定电流的2-3倍选择；容量在100 kVA及以上者，高压侧熔丝按变压器额定电流的1.5-2.0倍选择。1号、2号井场线路所T接5台30 kVA变压器熔丝熔断电流选择为5A，给水泵站500 kVA变压器熔丝熔断电流选择为50 A。
    （6）为提高线路耐受雷击过电压水平，在局部地段高差较大，地形突出、档距较长的电杆，安装22组耐受雷击过电压水平较好的复合绝缘子。
    （7）加强在建项目管理。选择监理单位时应对其电力技术管理人员进行严格资质审核和能力评估，要求监理单位认真履行监理职责，加强项目施工现场管理。运行管理部门做好投运前的验收工作，对验收不合格的工程不予接收和投运。