CN102983533A - 一种输电线路导/地线风荷载计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种输电线路导/地线风荷载计算方法，针对风场的实际分布特性，按照风荷载作用在导线上的不同分布方式，采用悬链线形式建立了绝缘子串—导线数值计算模型，模拟导线受风作用后的运动轨迹，得出导线所承受的风荷载大小。该方法能够根据风荷载实际作用在导线上的不同分布方式或不同位置处的强度大小来获取导线所承受的风荷载，使得计算结果更为符合线路实际的受风情况，从而提高了导线风荷载计算的准确性。

Description

一种输电线路导/地线风荷载计算方法

技术领域

本发明属于电网防灾减灾技术领域，具体涉及一种输电线路导/地线风荷载计算方法。

背景技术

输电线路风偏跳闸是影响电网安全运行的主要原因之一。线路一旦发生风偏跳闸，由于重合成功率较低，往往造成非计划停运，严重影响供电可靠性，同时造成巨大经济损失。

在输电线路的防风偏设计中，风偏角是其设计的重要参考数据。准确的计算风偏角可在线路设计过程中保证足够的安全裕度以降低输电线路风偏闪络故障与事故的发生率。对比中国、美国及日本相关输电线路风偏角设计资料，可以发现在风偏角计算模型及方法上三国基本是一致的，即都是按照刚体静力学模型来计算。该模型认为，在风的作用下，当垂直作用于导线和绝缘子串的风载荷与导线及绝缘子串的重力达到静力平衡时，此时线路具有最大风偏角（也被称为摇摆角，以下简称风偏角）。由此可见，导线风荷载大小是影响输电线路风偏角的重要因素之一。

在导/地线风荷载的计算方面，由于风速空间分布的不均匀性，设计规范中引入了风压不均匀系数α对整档导线的风荷载进行折算，其定义为：“沿整个档距电线所承受的风速，不可能在各点上同时都一样大，因此，在电线上的真正合成风压将不由最大风来确定，而是由平均值所确定。为了使选用的风速值与整个档距中的电线受风情况相吻合，应该考虑一个降低系数，这个系数就称为风压不均匀系数”。在该参数的选取上，上世纪80年代初期，投运的500kV输电线路风压不均匀系数α是按照0.75来计算导线风偏角的。80年代后期，根据德国的设计规范和我国东北某试验场二年的试验观测数据，当风速V≥20m/s时，DL/T 5092-1999《110kV～500kV架空送电线路设计技术规程》及DL/T 620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中将该系数从0.75修改为0.61。上世纪90年代中期，我国投运的500kV输电线路多是按照0.61来设计风偏角的。

上世纪90年代中期以后，特别是2004年入夏后的短时间内，国家电网公司所辖的500kV架空送电线路发生风偏闪络21次，呈高发态势。尽管随后展开的调查并没有确切的证据表明风压不均匀系数取值不当，但作为应急措施，国家电网公司建运部决定在架空送电线路设计中按照“风压不均匀系数取值0.61进行设计，按0.75进行校核”。而日本和德国则是按照不同档距来选取风压不均匀系数，且其取值随着档距的增加而减小。

现阶段，我国颁布的Q/GDW 178－2008《1000kV交流架空输电线路设计暂行技术规定》和GB 50545－2010《110kV～750kV架空输电线路设计规范》中在导线风偏角设计时仍然仅按设计风速来选取风压不均匀系数。但规定在校核时，需要考虑档距的影响。档距小于200m取0.8，档距大于550m时取0.61，档距在200m～550m之间风压不均匀系数α采用下式计算：

α＝0.50+60/L_H

其中，L_H表示水平档距，单位为m。

由于任意时刻，作用在导线上的风速沿导线方向并不总是相同，因此必须引入一个系数以对导线风荷载进行折算。为了简化计算，目前线路设计中常用的方法是首先计算出该线路的基准风压，通过风压高度变化系数推算出导线高度处的风荷载，将其乘以风压不均匀系数α均匀作用在整档导线上。其示意图如图1所示，w为导线高度处的风荷载，L和L′为档距。

综上所述，导线风荷载直接影响着输电线路风偏角的大小。随着我国电网规模的不断扩大，电压等级的不断提高，输电线路的地理跨度亦日渐加大，沿线的地理和气象环境亦日趋复杂。目前，导（地）线的风荷载计算方法较为单一，其是利用风压不均匀系数α直接将风荷载的各种作用分布折算到整档导线上，因此还有待进一步的完善和优化。

鉴于此，有必要提供一种适用于大档距线路的导/地线风荷载计算方法，可以根据线路所处地理环境（平原、峡谷、垭口等）的风场特性准确计算其导（地）线风荷载大小。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种输电线路导/地线风荷载计算方法，针对风场的实际分布特性，按照风荷载作用在导线上的不同分布方式或不同位置处的强度大小,采用悬链线形式建立了绝缘子串—导线数值计算模型，模拟导线受风作用后的运动轨迹，得出导线风荷载的大小。该方法能够根据风荷载作用在导线上的不同分布方式或不同位置处的强度大小来获取导线所承受的风荷载，使得计算结果更为符合线路实际的受风情况，从而提高了导线风荷载计算的准确性。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

提供一种输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

步骤1：建立绝缘子串-导线数值计算模型；

步骤2：计算导线高度处的风荷载；

步骤3：将风荷载作用在所述绝缘子串-导线数值计算模型中的导线上。

所述步骤1中，根据导线的形状结构和受力特性，采用悬链线形式建立绝缘子串—导线数值计算模型。该模型考虑了绝缘子串与导线的耦合作用、导线两侧挂点所受约束、导线张力变化等因素，与输电工程中导线的实际受力情况相符合。

所述绝缘子串—导线数值计算模型中的导线采用梁单元模型，风荷载施加在所述单元模型的单元节点处，采用梁单元模拟绝缘子，用球铰模拟相邻绝缘子之间的约束关系，每片绝缘子的风荷载施加在所述梁单元的结点处。

其特征在于：所述步骤2包括以下步骤：

步骤2-1：确定输电线路所处区域内基准高度处的风速：

步骤2-2：确定该输电线路的基准风压；

步骤2-3：计算输电线路高度处的风荷载。

所述步骤2-1中，利用线路附近气象台站的观测数据或者线路现场微气象在线监测装置的数据确定输电线路所处区域内基准高度处的风速。

所述步骤2-2中，该输电线路的基准电压表示为

$W_0=\frac{V_0^2}{1600}---\left(1\right)$

其中，V₀表示基准高度处的风速，单位为m/s；W₀表示基准风压，单位为kN/m²。

所述步骤2-3中，输电线路高度处的风荷载表示为：

F_d＝W₀·μ_Z·μ_sc·d·L·sin²θ(2)

其中，F_d表示输电线路高度处的风荷载，单位为kN；

μ_sc表示导线或地线的体型系数，其在线径小于17mm或覆冰时不论线径大小均取1.2；在线径大于或等于17mm时取1.1；

d表示导线或地线的外径或覆冰时的计算外径；分裂导线取所有子导线外径的总和，单位为m；

L表示风荷载在导线上的实际作用范围或长度，单位为m；

θ表示风向与导线或地线方向之间的夹角，单位为°；

μ_Z表示风压高度变化系数，地面粗糙度类别为A、B、C和D条件下的风压高度变化系数和

分别表示为：

${\mathrm{\μ}}_Z^A=1.397{\left(\frac{Z}{10}\right)}^{0.24}---\left(3\right)$

${\mathrm{\μ}}_Z^B=1.000{\left(\frac{Z}{10}\right)}^{0.32}---\left(4\right)$

${\mathrm{\μ}}_Z^C=0.616{\left(\frac{Z}{10}\right)}^{0.44}---\left(5\right)$

${\mathrm{\μ}}_Z^D=0.318{\left(\frac{Z}{10}\right)}^{0.60}---\left(6\right)$

其中，Z表示导线的对地高度，单位为m。

所述步骤3中，将所述风荷载按其实际分布方式作用在导线上的不同位置或长度，或者作用在导线上不同位置处的强度大小不同。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

1.本发明针对风场的实际分布特性，按照风荷载实际分布方式作用在导线上，而不是利用风压不均匀系数α将风荷载的各种作用分布折算到整档导线上。

2.本发明考虑了风速在空间分布上的不均匀性，其计算结果更为符合线路实际的受风情况，从而提高了导线风荷载计算的准确性，为输电线路防风偏工作的开展提供了技术基础。

附图说明

图1是现有技术规范中整档导线受风的折算示意图；

图2是输电线路导/地线风荷载计算方法流程图；

图3是风集中作用在绝缘子串最下端附近导线上的受风示意图；

图4是风作用在绝缘子串最下端的一端临近处的导线上和一端远离处的导线上的受风示意图；

图5是风作用在远离绝缘子串最下端导线上的受风示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

在输电线路导/地线风荷载计算中，实际作用于导线上的风荷载并不是沿导线均匀分布的，而是可能集中作用于整档导线上的某一段上，或者是在整档导线上不同位置作用的大小不一样，比如：2/3L导线长度上有风荷载作用，1/3L导线长度上无风荷载作用；或者是2/3L导线长度上承受的风荷载作用强，1/3L导线长度上承受的风荷载作用弱。考虑到风速在空间分布上的不均匀性和时间上的强度变化，目前现行的电力行业GB 50545-2010《110kV~750kV架空输电线路设计规范》引入了风压不均匀系数α对整档导线在大风下所承受的风荷载进行折算。

本发明针对风场的实际分布特性，按照风荷载作用在导线上的不同分布方式,采用悬链线形式建立了绝缘子串-导线数值计算模型，模拟导线受风作用后的运动轨迹，得出导线风荷载的大小。该方法能够根据风荷载作用在导线上的不同分布方式来获取导线所承受的风荷载，使得计算结果更为符合线路实际的受风情况，从而提高了导线风荷载计算的准确性。

实施例

根据风压不均匀系数α的定义可知，实际作用于导线上的风压并不是沿导线均匀分布的，而是可能集中作用于整档导线的某一段上，如图3、图4和图5所示，此时风压不均匀系数α为2/3。

由图1、图3、图4和图5可见，两种计算条件下，导线高度处的风荷载w相同，但是风荷载作用在导线上的实际分布方式发生了变化，这对等效作用在绝缘子串最下端的导线风荷载大小有明显影响，最终会影响到导线风偏角的计算准确性。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (8)

1.一种输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

步骤1：建立绝缘子串—导线数值计算模型；

步骤2：计算导线高度处的风荷载；

步骤3：将风荷载作用在所述绝缘子串—导线数值计算模型中的导线上。

2.根据权利要求1所述的输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述步骤1中，根据导线的形状结构和受力特性，采用悬链线形式建立绝缘子串—导线数值计算模型。

3.根据权利要求2所述的输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述绝缘子串—导线数值计算模型中的导线采用梁单元模型，风荷载施加在所述单元模型的单元节点处，采用梁单元模拟绝缘子，用球铰模拟相邻绝缘子之间的约束关系，每片绝缘子的风荷载施加在所述梁单元的结点处。

4.根据权利要求1所述的输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述步骤2包括以下步骤：

步骤2-1：确定输电线路所处区域内基准高度处的风速：

步骤2-2：确定该输电线路的基准风压；

步骤2-3：计算输电线路高度处的风荷载。

5.根据权利要求4所述的输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述步骤2-1中，利用线路附近气象台站的观测数据或者线路现场微气象在线监测装置的数据确定输电线路所处区域内基准高度处的风速。

6.根据权利要求4所述的输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述步骤2-2中，该输电线路的基准电压表示为

$W_0=\frac{V_0^2}{1600}---\left(1\right)$

其中，V₀表示基准高度处的风速，单位为m/s；W₀表示基准风压，单位为kN/m²。

7.根据权利要求4所述的输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述步骤2-3中，输电线路高度处的风荷载表示为：

F_d＝W₀·μ_Z·μ_sc·d·L·sin²θ(2)

其中，F_d表示输电线路高度处的风荷载，单位为kN；

μ_sc表示导线或地线的体型系数，其在线径小于17mm或覆冰时不论线径大小均取1.2；在线径大于或等于17mm时取1.1；

d表示导线或地线的外径或覆冰时的计算外径；分裂导线取所有子导线外径的总和，单位为m；

L表示风荷载在导线上的实际作用范围或长度，单位为m；

θ表示风向与导线或地线方向之间的夹角，单位为°；

μ_Z表示风压高度变化系数，地面粗糙度类别为A、B、C和D条件下的风压高度变化系数

和

分别表示为：

${\mathrm{\μ}}_Z^A=1.397{\left(\frac{Z}{10}\right)}^{0.24}---\left(3\right)$

${\mathrm{\μ}}_Z^B=1.000{\left(\frac{Z}{10}\right)}^{0.32}---\left(4\right)$

${\mathrm{\μ}}_Z^C=0.616{\left(\frac{Z}{10}\right)}^{0.44}---\left(5\right)$

${\mathrm{\μ}}_Z^D=0.318{\left(\frac{Z}{10}\right)}^{0.60}---\left(6\right)$

其中，Z表示导线的对地高度，单位为m。

8.根据权利要求1所述的输电线路导/地线风荷载计算方法，其特征在于：所述步骤3中，将所述风荷载按其实际分布方式作用在导线上的不同位置或长度，或者作用在导线上不同位置处的强度大小不同。

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