引言

隨著社會建設的快速發(fā)展,架空輸電線路的遷改工程日益增多,新、舊線路相接時需對接舊檔重新緊線,接舊檔的架線設計將對現狀桿塔及基礎的強度產生重大影響,直接關系到線路的安全運行。但在工程實踐中,由于部分線路投運年代久遠、資料存檔不全等因素,導、地線應力資料往往難以獲得,給設計工作帶來了困難。

1傳統(tǒng)設計方法存在的問題

在工程實踐中,當現狀線路導、地線應力資料無法獲取時,為滿足現狀桿塔和基礎的強度要求,針對接舊檔一般采取經驗設計法:當條件受限時,采取實測弧垂反推應力法,但二者均存在不同程度的局限性。

1.1經驗設計法

方案設計時,將新建桿塔立在現狀桿塔附近,以保證現狀桿塔的檔距及張力不發(fā)生較大變化:施工圖設計時,接舊檔按原運行張力架線,不再出具接舊檔的架線弧垂表,要求竣工后現狀直線塔的懸垂串處于豎直向下狀態(tài)即可。

該做法實質上是放棄了接舊檔導、地線應力的計算,轉而依賴設計經驗進行主觀判斷,容易誤判造成設計缺陷,同時也限制了遷改方案的靈活性。

接舊塔為耐張塔時,因接舊檔導、地線張力荷載未知,無法判斷接舊塔的張力差情況,為保證強度滿足要求,接舊耐張塔一律使用終端塔的做法,造成極大的浪費。而當接舊檔為孤立檔時,無法通過觀察現狀懸垂串的豎直狀態(tài)來判斷導、地線是否達到原運行張力,如參考原運行弧垂架線,則因遷改前后檔距的變化而存在

較大誤差,留有極大的設計隱患。

1.2實測弧垂反推應力法

為補充經驗設計法的不足,部分設計人員通過現場實測弧垂,反推運行應力,但常常以環(huán)境溫度代替導、地線實際線溫。此種做法僅適用于負荷較小或處于冷備用狀態(tài)的輸電線路,當負荷較大時,電流的熱效應使得導線溫度明顯高于環(huán)境溫度,導線溫升將不可忽略。加之作業(yè)過程操作不規(guī)范,經常導致計算結果偏差太大,失去參考價值,甚至誤導設計。

2計及導線溫升的應力計算

隨著高分辨率紅外測溫技術的成熟與普及,通過該技術測量導線溫度,并結合運行單位提供的線路負荷臺賬進行線溫驗證,可大大提高導、地線運行應力計算的精度。

2.1測量準備

為減小誤差,測量時需注意以下事項:

(1)為減小偶然誤差,需對觀測檔內多個點的弧垂進行測量,然后根據各點的弧垂反推出同一工況下的應力值,取平均值后,再以此作為已知工況計算其他工況的應力值。

(2)對于連續(xù)檔,不宜選取與代表檔距相差極大的檔距作為觀測檔,且觀測檔導線對地距離不宜太高,否則不便測量線溫。

(3)受測溫設備鏡頭分辨率限制,線溫測量點盡量選在導線正下方,并且距離系數K(K=s/D,指測溫設備到導線的距離s與導線直徑D的比值)滿足測溫設備分辨率要求。

(4)在無風、無冰天氣下展開測量工作,如遇陣風需停止測量工作:導線弧垂和線溫的測量工作同時進行,并記錄測量時的環(huán)境溫度、測量時間。

以某待遷改的220kV老舊線路為例,查詢運維臺賬得知,線路投運于2003年,遷改段所用導線型號為2×LGJ-400/35,地線為JLB4-120,原線路設計的主要氣象條件:高溫40℃,低溫-20℃,年平均10℃,覆冰5mm,最大風速25m/s(依據舊版規(guī)范,對地距離15m高)?，F狀線路導、地線參數如表1所示。

主要設計氣象條件如表2所示。

2.2測量記錄

綜合考慮工期安排、疫情管控以及當地天氣情況,定于2021年5月初完成測量,記錄現場測量數據如表3所示。

2.3線溫復核

因地線中僅有微弱的感應電流,溫升可忽略不計,故可認為地線線溫與環(huán)境溫度相同,根據表3記錄數據,導線因電流熱效應溫升數值在20~25℃,最大溫升發(fā)生在8#觀測點,達到25.1℃。

經向電力公司相關人員了解,實測期間本線路所帶負荷為208.97~325.67MVA(對應子導線電流為274.21~427.35A)。

根據《110kV~750kV架空輸電線路設計規(guī)范》(GB50545一2010)條文說明第5.0.6章節(jié)的相關公式,可推算出導線溫升為18~29℃,與實測線溫基本相符,證明了線溫測量數據的可靠性。

2.4應力計算

2.4.1連續(xù)檔

以某觀測檔一端電線懸掛點作為坐標0點,測得距離坐標0點水平距離x處的弧垂為/x,將觀測檔距下的弧垂折算至代表檔距下的弧垂:

式中:/px為觀測點折算至代表檔距下的電線弧垂(m):/x為觀測點觀測檔的電線弧垂(m):1為觀測檔檔距(m):1p為代表檔距(m):/p為代表檔距下的最大弧垂(m):8為觀測檔的高差角,tan8=,Ah為掛點高差。

然后求出不同觀測點的最低點的應力:

式中:r0為測量時弧垂最低點的應力值(N/mm2):x為弧垂觀測點至坐標0點的水平距離(m):y0為實測時電線的比載[N/(m·mm2)],取電線自重比載。

根據公式(1)(2),通過檔內各點的觀測弧垂反推觀測檔的應力值。需要注意的是,由于測量不同觀測點時線溫有所差異,故需將反推的應力值統(tǒng)一折算至同一工況下,所用公式如下:

式中:rm、r分別為已知工況、待求工況弧垂最低點的電線應力值(N/mm2):ym、y分別為已知工況、待求工況電線的比載[N/(m·mm2)]:E為電線的彈性模量(N/mm2):a為電線的膨脹系數(1/℃):lm、l分別為已知工況、待求工況電線的溫度(℃)。

本文以折算至年平工況為例,計算結果如表4所示

根據表4可知,導、地線的年平均運行應力分別取48.45N/mm2、107.30N/mm2,然后根據公式(3),計算出觀測檔在其他工況下的應力,如表5所示。

由表5可知,導線的最大運行應力為覆冰工況,等效安全系數為3.51,年平工況運行應力值為保證拉斷力的20.87%:地線的最大運行應力為大風工況,等效安全系數為4.03,年平工況的運行應力值為保證拉斷力的17.54%。

低溫工況和年平工況的比載相同,溫度相差30℃,根據表5算得二者導線應力相差12%,實測期間導線平均溫升23.0℃,粗略推算,如忽略導線溫升將造成導線應力計算誤差約9%,會給設計工作帶來較大干擾。

2.4.2孤立檔

以電線懸掛點作為坐標0點,弧垂最低點的應力為:

式中:ys為絕緣子串比載[N/(m·mm2)]:入0為絕緣子串水平投影長度(m)。

已知工況和待求其他工況應力關系為:

式中:rn為待求工況下應力(N/mm2):ln為待求工況下溫度(℃):Km、Kn分別為已知工況和待求工況線長參數,可用公式(6)計算。

式中:11為扣除兩側絕緣子串的檔距長度(m):G為絕緣子串荷載(N):A為電線截面(mm2):W1為電線單位截面上的荷載(N/mm2):yβ為電線水平投影比載[N/(m·mm2)]。

經現場觀察,該孤立檔導線為雙聯耐張串,每聯采用18片,參考近似串型,預估導線耐張串串重330kg,串長4.0m,地線耐張串按串重6.5kg,串長0.38m計算。

將實測數據代入公式(4),計算實測溫度下的導、地線應力值,并根據公式(5)(6)將計算結果統(tǒng)一折算至年平工況下,如表6所示。

然后再根據公式(5)(6),計算觀測檔在其他工況下的應力,如表7所示。

由表7可知,導線最大運行應力為覆冰工況,等效安全系數為3.63,年平工況運行應力值為保證拉斷力的20.53%:地線最大運行應力為大風工況,等效安全系數為4.65,年平工況運行應力值為保證拉斷力的15.67%。

低溫工況和年平工況的比載相同,溫度相差30℃,根據表7算得二者導線應力相差17%,實測期間導線平均溫升23.4℃,粗略推算,如忽略導線溫升將造成導線應力計算誤差約13%,達到不可接受的程度。

3結語

本文給出了通過測量導、地線線溫及弧垂,反推各工況運行應力的詳細過程,為接舊檔的架線設計、現狀桿塔校驗提供了重要依據。根據推算,如忽略導線溫升,反推的導線應力計算誤差可達10%以上,超過可接受的誤差范圍。本文引入紅外測溫技術測量導、地線的實際線溫,大大提高了反推應力的計算精度,彌補了傳統(tǒng)計算以環(huán)境溫度代替導線溫度的不足。

值得注意的是,本文所述通過查詢實測期間負荷,推算電流熱效應引起導線溫升的方法具有一定的局限性:一方面,不同測量時刻日光對導線的日照強度、垂直于導線的風速等計算參數有所區(qū)別,且對計算結果的影響較大:另一方面,導線的熱傳導過程有一定的遲滯性,線路所帶負荷與實測線溫在時間上不是嚴格的對應關系,在本文中僅用作線溫測量的佐證數據。