110kV及以下线路抗冰加固工程的设计实践.docxVIP

? ? 110kV及以下线路抗冰加固工程的设计实践 ? ? Summary：从这些年南方电网受损情况来看，对架空电力线路损害最大的是覆冰。目前，全国电力行业还没有什么好的抗冰技术或方法，现结合自己设计过的线路，谈谈110kV及以下线路“抗冰加固”设计实践。2008年，我参加了由云南省电网公司组织的“配网复查加固”组，负责完成公司35kV千伏及以下线路覆冰受损复查、重要线路加固方案制定等工作，后来，完成了师宗县受损线路“抗冰加固”设计，为电力架空线路抵御冰冻灾害提供了一定价值的工程设计实践经验。 一、冰灾受损情况 2008年，师宗县冰冻灾害导致电网出现故障跳闸线路265条·次，110千伏杆塔倒塌8基，受损9基，断线9处，导地线损伤16处,绝缘子损伤60处, 金具损伤27处；35千伏杆塔倒塌12基，受损15基，断线19处，导地线损伤14处,绝缘子损伤145处, 金具损伤53处；10千伏倒杆451基，受损532基，断线904处, 绝缘子损伤1326处, 金具损伤484处；0.4/0.22千伏倒杆95基，受损150基，断线351处, 绝缘子损伤376处, 金具损伤157处，公司设施受损直接经济损失约1642万余元。 二、电网冰灾线路受损类型 杆（塔）受损类型：倒杆（塔），导、地线横担变形，杆（塔）扭曲、拉弯，塔头倒塌，砼杆、铁塔倾斜等。导、地线受损类型：导、地线断线，金具球头环脱落，导、地线散股、断股，绝缘子掉串，光纤断线，导线抽股只剩钢芯，拉线拉断等。 三、电网冰灾线路受损原因分析 （一）线路倒杆（塔）、断线原因分析 通过统计，倒杆（塔）多出现在线路转角上、杆（塔）位于在山顶或山腰、风哑口、垂直档距较大的地方。档距差较大，水平荷载和垂直荷载也较大，当杆（塔）前后出现不均匀覆冰或脱冰时，两侧出现不平衡张力，当不平衡张力超过一定值时，杆（塔）被拉偏或拉倒。断线的线路基本上位于山顶或山腰、风哑口，垂直档距较大的地段，由于线路长期受到风吹摇摆，导线产生疲劳，加之断线处的覆冰较大，冰重加导线的自重超过导线抗拉强度，故出现断线，断线后往往伴随倒杆（塔）。 例：110kV大凤线#101－#109杆耐张段长3580m,采用LGJ-185/25导线,原设计通过Ⅰ级云南典型气象区，气象参数为：覆冰厚度b=5mm, 覆冰风速v=10m/s,#101塔型为STJ1-12,垂直档距LV=734m, 水平档距Lh= 336m。导线实际覆冰厚度b=45mm、覆冰风速v=10m/s。 解：导线LGJ-185/25技术参数：外径d=18.9 mm，截面积211.28mm2，单位重量706.1kg/km,拉断力为TP=59420N，导线覆冰厚度b=45mm,覆冰风速v=10m/s。 1、导线覆冰时风荷载为： 风压均匀系数＝1.0???? 风荷调整系数＝1.0 导线体型系数＝1.2???? 风压高度变化系数 基本风压 覆冰时导线外径d=18.9+45×2=108.9mm 根据公式Pd= ＝1.0×1.0×1.2×0.93×0.0625×108.9×336×1.0 ＝2531（N） 2、导线覆冰时垂直荷载为： ①导线覆冰单位荷载: Qb=27.73×b×(d+b)×10-3 ??? =27.73×45×(18.9+45)×10-3 =79.74（N/m） ②导线覆冰时垂直荷载: Gd=(Qd+Qb)×LV=(706.1×10×10-3+79.74)×734=63712 (N) 3、导线覆冰时荷载为： G=（N） ?? 通过计算导线覆冰时荷载G大于导线拉断力为TP ，靠#101杆大号侧的导线被拉断，导致#102，#103号倒塔。 （二）导、地线横担变形原因分析 导、地线横担变形的原因大多出现在老线路上，老线路运行时间长，横担及拉杆受到腐蚀，在垂直档距较大的杆塔上，由于导、地线上覆冰严重，横担上的荷载超过设计荷载，导致导、地线横担被拉弯或拉断。 （三）导线抽股原因分析 据现场调查，抽股出现在档距差较大的直线和耐张杆塔线夹附近。原因是因为两侧档距悬殊大，其不平衡张力较大，当导线覆冰较大时，大档距侧的覆冰重致使绝缘子串向大档距侧偏移，线夹附近的导线平时由于风吹振动，容易产生疲劳，当绝缘子串偏移到极限时，由于大档距侧的张力较大，加之受风吹摇摆，而出现散股、断股现象，断股多后就导致线抽股，只剩钢芯。 （四）绝缘串掉串原因分析 绝缘串掉串所在的杆塔一般都在山顶或山梁位置，原因主要是杆塔两侧档距较大，加上杆塔地理位置较高，杆塔的垂直档距较大，造成绝缘子串由于覆冰垂直荷载较大，导致绝缘子串掉落。 四、电网冰灾线路受损线路加固方案 通过对线路受损原因分析，结合师宗县的地形条件和气象条件，采取以避为主，以抗为辅、分段分策的原则，当线路覆冰超过设计覆冰厚度时，通过杆塔、导线、横担及金具的