1、浅淡输电线路导线风偏上拔验算条件的探讨 刘燕秋 惠州供电局设计室 摘 要从送电线路导线初始应力和稳定运行应力的差异，针对这种差异对导线风偏上拔状态的影响，在送电线路设计时应选择的验算条件的探讨。 关键词 输电线路 风偏上拔验算 已阅读 595 次 我要打印 IE 收藏 在送电线路工程进行杆塔头部的绝缘配合设计时，需要考虑影响因素中的一个因素是导线悬垂绝缘子串的风偏角。导线悬垂绝缘子串的风偏角是由于风吹在绝缘子串和导线上而引起的悬垂绝缘子串偏移的角度。悬垂绝缘子串偏移的角度易引起导线风偏上拔。由于导线风荷载悬垂绝缘子串产生偏斜，直线杆塔两侧的档距愈大，悬垂绝缘子串偏斜也就愈严重，这种偏斜必然引起
2、带电部份的导线，悬垂线夹，均压屏蔽环，防振锤等，对杆塔的接地部份塔身，横担，脚钉等的空气绝缘间隔减小，在工程设计中若考虑不周，就会引起闪络接地故障。所以设计人员在设计中应高度重视对导线风偏上拔的验算，保证送电线路的安全运行。故本文引用基本公式及计算方法对风偏上拔验算的条件加以探讨。一、导线的风偏摇摆和上拔具有一定的一致性导线风偏摇摆是指采用悬垂绝缘子串的直线杆塔上的导线在运行状态下（最大风速，雷电过电压，操作过电压） ，承受水平风荷载时偏移的程度，一般以下式表示：=tg1（Pj/2+Lhg4S）/(Gj/2+ Lvg1S+Gf)_(1)式中：导线风偏角()PJ作用于悬垂绝缘子串的风荷载（N）G
3、J悬垂绝缘子串的重量（N）Lh所在杆塔位的水平档距（m）Lv所在杆塔位的垂直档距（m）S导线的载面积（mm2）Gf防振锤重量（N）g1导线的自重比载值（N/m.mm2）g6导线在运行电压(最大风速,内过电压,外过电压气象情况时)相应的风压比载值（N/m.mm2）由公式（1）可以得出，风偏摇摆角（）和水平档距(Lh )及垂直档距(Lv )的比值有关,如果已确定某一杆塔的垂直档距大,则风偏摇摆角小,反之则风偏摇摆角大。一般在平地的线路摇摆角不够情况很少,而在山区及丘陵地带,由于地势起伏,导线悬挂点高差较大, 摇摆角不够的情况经常发生.导线上拔是在某一运行条件下（如果低气温）垂直档距小于零（Lv0）
4、的情况下发生的,因此风偏摇摆和上拔验算都和垂直档距的大小有关,它们二者之间具有一致性。二、Lh 和 Lv 具有的属性1、水平档距 Lh 表示杆塔承受水平荷载的一个特性指标，认为水平荷载是单位长度受到的水平力与杆塔两侧档距平均值的乘积，此平均值称为水平档距。2、垂直档距 Lv 表示杆塔承受垂直荷载的一个特性指标，其大小认为是单位长度导线的重量与杆塔两侧最低点间水平档距的乘积，此为垂直档距。Lh =0.5(L1+L2)_(2)Lv= Lh+0/g(h1/ L1+ h2/ L2)_(3)式中 L1、L2杆塔两侧的档距（m）0相应气象条件下导线最低点应力（N/mm2）g 相应气象条件下导线比载（N/m
5、.mm2）h1、h2_被验算杆塔分别与两侧杆塔导线悬挂点高差，如被验算杆塔处于低位则为-h，反之为+h由公式（3）可以得出，当杆塔位确定之后，垂直档距（LV）随导线运行应力（0）的变化而变化。因此，0 是风偏摇摆和上拔验算的基本条件。三、导线应力在相同气象条件下的特性。当导线架设在杆塔滑轮上，施工用张力放线或紧线安装时，就受到一定的拉力，导线受拉力后，还会产生所谓的“朔性伸长和蠕变” 现象，这称为“初伸长” 。 “蠕变”是金属在一定温度，外力及本身重力的同时作用下，随着时间的增加，缓慢地产生的永久性变形。不同材料的“蠕变”特性有很大的差异，铜、铝等“蠕变”现象比较严重。因而送电线路在长期运行中
6、，由于导线自重、拉力及温度变化的影响，使“初伸长”逐渐放出而增加档距内的导线长度，引起了弧垂增大，应力相应地减小，以致使线路导线对地以及其它被跨越物安全距离减小，造成各种事故。架设导线应补偿“初伸长”是十分重要的。目前常用消除和补偿“初伸长”措施有：一种是予拉法，导线的“初伸长” ，随着应力的加大，可以缩短它放出的时间，也就是能够提前将“初伸长”消除掉。在最大使用应力 max 时的“蠕变”伸长，可能需要数年或数十年才能发展完毕。所以：要在较短时间内消除初伸长的影响，这种方法不易实现，目前很少采用。另一种是增加架线应力系数法，通常采用有 2 种方法：1、恒定系数法；2、恒定降温法。恒定系数法是按
7、导线不考虑初伸长时的情况计算施工安装观测弧垂气温下的应力，然后再乘以考虑初伸长应加大应力所需的增大系数。但实际上初伸长与材料、结构、档距、导线应力等因素有关，而这一方法由于系数恒定不变，因此，不符合实际情况，故不采用。我国多采用降温法来补偿导线初伸长的影响。在“规程”中也作了明确的规定。将各种不同类型导线的初伸长率折算成等效气温代入状态方程式，以确定架线时的应力和弧垂，这种方法亦称降温法。一般钢芯铝绞线计算降温 20-25,这意味着为了补偿导线初伸长的释放.在架线初期导线的运行应力比设计值偏高,经过一段运行时间后,随着初伸长的释放，导线的应力变化才会稳定到设计值上，这就是导线应力的阶段特性。四
8、、不同应力特性对导线风偏上拔的影响我们已谈讨过架设导线应补偿“初伸长”问题, 为了便于直观性,根据导线风偏角计算加以论证说明。例 1：已知电压等级为 110KV 送电线路，导线 LGJX-240/30,V=35m/s,代表档距 300m，L1=350m,L2=300m,h1=-25m,h2=10m,求最大风速情况下初期运行和稳定运行阶段的 Lv 及风偏角 。解：根据 LGJX-240/30 应力弧垂物理特性表及应力弧垂放线表查得并计算如下:Pj=137NGj=308.7NGf=164.6NS=275.96mm2g1=3.28X10-2N/m.mm2g6=5.59X10-2N/m.mm2Lh=3
9、25mLv=325+0/g6(-25/350+10/300)m 变=61(最大允许摇摆角)0 稳=65.2N/mm20 初=75.8N/mm21、计算稳定运行阶段的 Lv 及 ：Lv=325+0/g6(-25/350+10/300)=281m=tg-1(137/2+325x5.59/100x275.96)/(308.7/2+281x3.28/100 x275.96+164.6)=60.62、计算初期运行阶段的 Lv 及 Lv=325+0/g6(-25/350+10/300)=273m=tg-1(137/2+325x5.59/100x275.96)/(308.7/2+273x3.28/100 x
10、275.96+164.6)=61.2例 2：已知电压等级为 220KV 送电线路，导线 LGJX-300/25,V=35m/s,代表档距 350m，L1=500m,L2=380m,h1=-28m,h2=-30m,求最大风速情况下初期运行和稳定运行阶段的 Lv 及风偏角 。解：根据 LGJX-300/25 应力弧垂物理特性表及应力弧垂放线表查得并计算如下:Pj=255NGj =662.5NGf =282.2NS=333.31mm2g1=3.11 X10-2N/m.mm2g6=5.16 X10-2N/m.mm2Lh=440mLv=440+0/g6(-28/500-30/380)m 变=66(最大允
11、许摇摆角)0 稳=59.4N/mm20 初=66.9N/mm21、计算稳定运行阶段的 Lv 及 ：Lv=440+0/g6(-28/500-30/380)=285m=tg-1(255/2+440x5.16/100x333.31)/(662.5/2+285x3.11/100 x333.31+282.2)=65.12、计算初期运行阶段的 Lv 及 ：Lv=440+0/g6(-28/500-30/380)=265m=tg-1(255/2+440x5.16/100x333.31)/(662.5/2+265x3.11/100 x333.31+282.2)=66.4从以上的二个例子可以看出:降温法架线提高了
12、导线的初始应力，降温法补偿“初伸长”对导线弧垂的影响。在计算架线应力计入“-t”的缘故，使某一架线气温下的架线应力高于长期运行后的应力。因稳定运行和初始运行阶段的垂直档距和风偏角有所不同，初始运行阶段的稳定运行阶段的应力大，垂直档距小，故风偏角大。特别是在最大风速的稳定运行阶段风偏角接近或处于最大允许风偏角的状态时，导线初始运行阶段的风偏角要超过最大允许值。运行初期发生相应气象条件时，导线风偏超出允许值，但经过数年运行后再发生相应的气象条件时，风偏又在允许范围之内。导线的初伸长通过一段时间的消除，应力才能稳定在设计值上，这就是不同应力特性阶段对风偏摇摆的影响，对上拔同样具有这种影响。五、结论通
13、过上述计算、分析以及掌握有关资料：1、导线风偏和上拔是根据垂直档距而确定，杆塔的垂直档距在一个耐张段内由代表档距的应力而确定。则风偏和上拔是由应力函数而决定。2、由于在架线后存在导线初伸长，即要降温法来补偿“初伸长” 。所以：架线初期的导线运行应力应大于稳定运行期的导线应力。3、由于初期架线的导线运行应力增大，导线弧垂偏大，在最大风速，最低气温时，悬垂绝缘子串和导线摆动后对接地部份距离不足，造成接地故障。所以；为了防止上述故障，建议采用运行初期的应力来验算风偏摇摆和上拔。4、通过计算及运行经验发现：垂直档距越大，摇摆愈小，愈安全。若垂直档距越小，摇摆愈大，注意联结金具，防止磨损脱落或断裂。5、导线悬挂点高差较大，摇摆角不够情况下，解决方法：调整相邻杆塔位置。 使用标准金属重锤。 采用较高的杆塔。 改用耐张杆塔。 降低导线应力。 导线采用 V 型悬垂绝缘子串固定。 将正常型导线改为加强型导线。
