沿海強風區500 kV 架空輸電線路防風加強設計

顏子威，朱映潔，章東鴻，潘春平，龔有軍

（中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司,廣東 廣州 510663）

0 引言

臺風災害給沿海地區電網造成了極大的威脅，現已成為電網生產運維中最為嚴重的挑戰之一[1-3]。以廣東電網為例，2017 年8 月，受臺風“天鴿”吹襲，多回500 kV 線路斷線，導致澳門電網損失全部負荷，珠海電網重創，2014 年“威馬遜”、2015 年“彩虹”等臺風也均對南方電網造成了重大損失[4-6]，對于如何提高沿海地區電網抗臺風災害能力，國內外學者近年來從輸電線路風荷載的計算方法與抗風可靠度評估方面開展了許多研究工作。其中，文獻[7-8]對比了GB 50545 與IEC、ASCE、JEC 等國外主流標準在風荷載計算方法上的差異，詳細分析了公式中各個系數的取值差異與原因；文獻[9-10] 指出GB 50545 相比國外設計規范在脈動風效應上的考慮有所不足，并以風工程理論為基礎，推導了導、地線風振系數的計算公式。文獻[11]就我國現行《架空輸電線路荷載規范》（DL/T 5551－2018，下稱“荷載規范”）[12]與國外代表性荷載規范中的各參數取值差異的實質原因及分布規律進行了詳盡分析，提出對新規范平均風荷載和脈動風效應中不盡合理的參數取值進行適當的優化調整。有關輸電線路防風能力評估方面，文獻[13-15]通過研究總結國外防風可靠度評價標準，推導出了適用于南網地區的可靠度分級體系，提出了對于沿海強風區不同電壓等級線路應具有的最低抗風可靠度級別，以上研究在修訂風荷載計算方法，指導存量線路防風改造方面具有重要的參考意義，而對于沿海強風區新建線路工程，一直是地方政府和電網公司所關注的重點工作，在2018～2019 年，南網相繼發布了《差異化建設標準》與《35 kV～500 kV 交流輸電線路裝備技術導則》[16]（下稱“裝備技術導則”），其中要求對位于沿海強風區（50 年一遇基本風速V≥35 m/s 的地區）的新建500 kV 重要線路按100 年一遇氣象重現期設計，新建500 kV 一般線路、220 kV 和110 kV 所有線路均按50 年一遇氣象重現期設計，并對存量線路積極推進防風加固改造。以上規定確保了南方電網所轄沿海強風區域內新建110 kV 及以上電壓等級輸電線路的抗風能力均不低于15 級臺風上限，其中，對于500 kV 重要線路抗風能力需達到16 級臺風中限，全面提升了強風區域內已建輸電線路的抗風水平，取得了顯著的成效。南網上述抗風舉措為基于當時設計標準結合線路抗風能力要求與技術經濟性綜合形成，隨設計標準的迭代更新，鮮有工作對上述抗風舉措進行重新復核，例如，《差異化建設標準》基于《110 kV～750 kV 架空輸電線路設計規范》[17]（以下簡稱“10 規程”）下制定，而現行荷載規范在風荷載計算方法與數值上與10 規程存在較大的不同[18-19]，且目前新建架空輸電線路設計均按荷載規范要求執行，因此，對于目前沿海強風區線路抗風設計舉措是否與現行荷載規范相適應，成為需要研究的新問題。

本文以南網沿海強風區500 kV 重要輸電線路為例，通過制定不同的防風設計方案，評估了南網差異化建設標準與現行荷載規范的適配性，并推薦了技術經濟性指標綜合更優的抗風措施解決方案。

1 可靠度分級體系與風荷載標準值

1.1 可靠度分級體系

文獻[13]將沿海強風區輸電線路根據不同的荷載等效重現期劃分為7 個可靠度等級，每個可靠度級別分別對應不同的荷載等效重現期與相應的抗臺風能力列于表1 中，各荷載等效重現期之間存在荷載上的轉換關系，根據我國《建筑結構荷載規范》（GB 50009－2012）[20]中推薦的荷載重現期與荷載的計算關系式，推導出各重現期荷載xR與50 年一遇重現期荷載x50之間的比值（xR/x50，以下簡稱“荷載因子”），如下式：

表1 荷載因子與可靠度對應關系Tab.1 Correspondence between load factor and reliability

式中：

R ——基本風荷載重現期；

x100、x10——100 年、10 年重現期基本風壓、雪壓（kN/m2）。

以50 年一遇重現期荷載為基準值，依據GB 50009－2012 中各沿海城市重現期為100 年與10 年的基本風壓值，對南方電網所轄區域內的β 值進行統計，進而計算得到南方電網所轄沿海強風區內不同可靠度級別的荷載因子。

輸電線路各元件防風可靠度級別通過等效因子與荷載因子的比較來判斷，南方電網所轄沿海強風區500 kV 重要輸電線路的抗風能力應達到16 級臺風中限，對應目標可靠度等級應達到6。等效因子定義為各設計標準風荷載計算值與50 年一遇氣象重現期下風荷載標準值之間的比值，要準確評估輸電線路元件的可靠度，須確定風荷載標準值的計算方法。

1.2 導、地線標準風荷載

忽略導線的風致振動效應，將鐵塔視為不動支座，作用于鐵塔的導、地線標準風荷載Wl，可通過下式計算：

式中：

Q ——導、地線平均風壓（kN）；

βL——忽略共振響應的風振系數；

W0——10 m 高10 min 平均風壓（kN/m2）；

μz——風壓高度變化系數；

μsc——導、地線體型系數；

d ——導、地線直徑（m）；

Lp——鐵塔水平檔距（m）；

B1——導地線覆冰風荷載增大系數；

θ ——風速方向與導地線水平向的夾角（°）；

g ——峰值因子；

Iz(z) ——計算高度z 處的湍流強度；

Lx——水平向相關函數的積分尺度；

δL——脈動水平檔距相關性積分因子。

1.3 塔身標準風荷載

鐵塔風荷載的標準值WS，可按下式計算：

式中：

μs——塔架的體型系數；

B2——鐵塔構件覆冰風荷載增大系數；

AS——迎風面構件的投影面積計算值（m2）；

I10——10 m 高處湍流強度；

Bz——z 高度段的背景分量因子；

R ——共振因子；

f1——結構一階振型頻率（Hz）；

Sf（f）——達文波特譜譜密度函數；

ζ1——結構一階振型阻尼比；

L ——取1 200 m；

V10——10 m 高度10 min 平均風速（m/s）；

z ——塔段離地高度（m）。

1.4 絕緣子串標準風荷載

懸垂絕緣子串風荷載標準值Wz可按式（11）、式（12）計算，耐張絕緣子串風荷載標準值Wj可按式（13）、式（14）計算：

式中：

x、y ——垂直于導線方向與順導線方向；

λi——順風向絕緣子串風荷載屏蔽折減系數；

n ——絕緣子串數；

βb——絕緣子風振系數，取值其連接的導地線、跳線的風振系數βL相等；

μsi——絕緣子體型系數，一般取1.0 或試驗數據；

S ——絕緣子串承受風壓面積計算值（m2）。

1.5 鐵塔總體標準風荷載

鐵塔總的風荷載由導、地線風荷載（含絕緣子金具）與塔身風荷載疊加組成，疊加時需考慮塔身與各自脈動風荷載的不同時性問題[21]，計算鐵塔風荷載標準值時，導地線風荷載應根據以下公式：

式中：

Wx、Wy——垂直于導線線條水平方向與順導線線條水平方向的風荷載（kN）；

γC——風荷載折減系數，可靠度評價時取1；

εd——塔線脈動相關性折減系數，取0.8。

1.6 荷載規范與10 規程中風荷載計算差異

荷載規范頒布后，對于導、地線以及塔身風荷載的認識與10 規程相比存在較大差異，為方便設計人員使用，從表達式形式來看基本一致，主要反映在式中不同系數的引入與取值差異上，如表2 所示。有關絕緣子串風荷載的計算方法，荷載規范中詳細明確了多聯間不同方向的遮擋系數，但從計算值來看兩個規程是相同的。

表2 荷載規范與10 規程取值差異對比Tab.2 Comparison of the difference in values between the load specification and the 10 gauge

2 沿海強風區線路抗風加強方案

2.1 比選方案與計算參數

以500 kV 重要輸電線路為例，結合10 規程與荷載規范，擬定5 個強風區不同設防方案如表3 所示。

表3 強風區500 kV 重要線路抗風設計方案Tab.3 Wind-resistant design scheme for 500 kV important lines in strong wind areas

南網沿海強風區500 kV 重要輸電線路防風可靠度需達到6 級，以50 年一遇基本風速v=39 m/s 為例，得到各方案在大風工況下的設計風速如表4 所示，表中目標可靠度工況下的風速為可靠度等級6所對應荷載等效重現期下的風速，作為“目標可靠度”工況下的驗算條件，用來判斷輸電線路元件是否滿足可靠度要求。表中大風工況計算平均高取20 m，對于目標可靠度工況下的計算平均高按同塔雙回輸電線路上層導線平均高取45 m。

表4 各方案下的設計風速值對比Tab.4 Comparison of design wind speed values under various scenarios

本文測算導線型號選取過載能力相對較差的JL/LB20A-400/35 型鋁包鋼芯鋁絞線，機械特性參數如表5 所示。

表5 JL/LB20A-400/35 型導線機械特性參數Tab.5 JL/LB20A-400/35 type conductor mechanical characteristic parameters

2.2 線條荷載

線條荷載包括導線的水平風荷載、垂直荷載與縱向張力荷載，以方案一下的水平、垂直、縱向3 個方向的荷載為基準，計算得到各方案下的相對荷載百分比，如表6 所示。同時，對沿海強風區500 kV重要線路在5 種設防方案下進行防風可靠度分析及技術經濟性比較，如表7 所示。

表6 不同設防方案下的線條荷載對比（v=39 m/s）Tab.6 Comparison of line loads under different fortification schemes (v=39 m/s)

表7 目標可靠度工況下的縱向荷載對比Tab.7 Comparison of longitudinal loads for target reliability conditions %

方案一、方案二在不同代表檔距下的水平風荷載恒為定值，根據荷載規范計算方法下的方案三、方案四、方案五由于考慮了風荷載的脈動折減，其水平風荷載計算值隨代表檔距的增大而減小。

計算表明，無論是采用10 規程還是荷載規范，提高重現期方案下的水平荷載比考慮1.1 倍重要性系數下的計算值要大；相同重現期下，由于水平荷載計算時各項系數的取值差異，荷載規范與10 規程中除去平均風壓W0后的系數乘積之比在1.04～1.09 之間（代表檔距300～800 m），因此，基于荷載規范計算下的水平荷載要大于10 規程，例如：方案三、方案四分別相比方案一、方案二的水平荷載要增大1.5%～8.3%，該差異隨設計風速的增大，鐵塔高度增高、水平檔距的增大而減??；由于各方案中目標可靠度工況下的風速相同，計算值均一致，表中未給出。

線條單位垂直荷載與設計風速無關，由于方案一、方案三、方案五相比方案二、方案四考慮了1.1倍重要性系數，且本文按懸鏈線兩端等高考慮，忽略了垂直檔距變化等因素的影響，因此，方案一、方案三、方案五下的垂直荷載計算值相比方案二、方案四將增大約10%。

各方案導線張力特性在39 m/s 的基本風速下均由大風工況控制，因此，無論基于何種標準計算，考慮重要性系數方案下的縱向荷載均要大于提高重現期方案；目標可靠度工況作為驗算工況，該工況下的縱向荷載與重要性系數無關，但由于采用荷載規范計算出的水平荷載要大于10 規程，導致方案三、方案四/方案五下的縱向張力分別相比方案一、方案二要減小5.6%～9.8%、7%～11%。

2.3 絕緣子串與塔身荷載

不同設防方案下的絕緣子串風荷載計算方法均一致，區別僅在于氣象重現期與重要性系數取值的不同，同樣以方案一下的絕緣子串風荷載與塔身風荷載計算值為基準，各方案下的荷載相對百分比值如表8 所示。

表8 不同設防標準下的絕緣子串與塔身風荷載對比Tab.8 Comparison of wind loads on insulator strings and towers with different defence standards %

由于方案二、方案四、方案五在50 年基準重現期荷載的基礎上乘以了100 年一遇重現期荷載因子1.17 以及方案一、方案三中考慮了重要性系數1.1引起的綜合差異，導致方案二、方案四下的絕緣子串水平風荷載計算值要大于方案一、方案三約6.4%，方案五在提高重現期基礎上還考慮了重要性系數，絕緣子串風荷載相比方案二、方案四進一步增大約10%。

對于塔身風荷載，差異主要在于風振系數βZ的取值不同，由于500 kV 線路桿塔全高較高，按10 規程要求下的βZ加權平均值不小于1.6，而根據荷載規范等效則通常在1.5 左右，因此相同條件下，采用荷載規范計算出的塔身風荷載比10 規程略小，隨設計氣象重現期提高，塔身風荷載出現顯著增大，此外，由于重現期轉換荷載因子以及重要性系數差異，采用荷載規范方法并考慮重要性系數的方案三，相比方案二塔身風荷載計算值要低約5.8%。

2.4 輸電線路各元件可靠度等級及抗風能力比較

根據各設防方案下的輸電線路元件等效因子計算結果，結合表1 中的荷載因子進行比較，得到各方案下不同輸電線路元件相應的可靠度等級及抗風能力如表9 所示。

表9 各設防方案下輸電線路元件可靠度與抗風能力對比Tab.9 Comparison of reliability and wind resistance of transmission line elements under various scenarios

方案二至方案五線路各元件均能達到可靠度為6 的等級要求，且抗風能力均能達16 級中限水平及以上，滿足沿海強風區500 kV 重要線路的相關防風要求，方案二即南網差異化建設標準中對于沿海強風區500 kV 重要線路的抗風舉措，可見其抗風水平與方案三相當，方案四、方案五的抗風能力較方案二、方案三更強，因而其相應造成的工程投資越大，而方案一線路總體抗風能力僅為16 級下限水平，其中，導線和絕緣子串可靠度等級僅為5，不滿足抗風能力要求。對于導、地線抗風能力的判斷，取決于在何種可靠度和荷載等效重現期下，導地線不會發生斷裂（包括斷股），根據《圓線同心絞架空導線》（GB/T 1179－2017）[22]，本文對于導線弧垂最低點容許荷載極限取80%UTS（極限抗拉強度），表10 給出了目標可靠度工況下的導線最低點水平張力與UTS 的百分比值計算結果。

表10 目標可靠度工況下的導線張力與UTS 百分比Tab.10 Percentage of wire tension versus UTS for target reliability conditions %

方案一在目標可靠度工況下的張力與UTS 比值在代表檔距大于500 m 時就超過了80%的控制值，如仍需將導線張力控制在80%UTS 以內，需使線條張力得以放松，但會使得導線弧垂增大，或采用其他過載性能較好的線型；此外，可見差異化建設標準（方案二）與按目前荷載規范方法考慮重要性系數（方案三）方案下的導線抗風能力基本相當。

2.5 弧垂特性

各設防方案在導線線溫80 ℃下的弧垂差值計算結果如表11 所示。

表11 不同設防方案下的弧垂差值對比Tab.11 Comparison of arc sag differences under different protection scenarios

導線弧垂計算與重要性系數無關，提高重現期方案下的弧垂值均要大于考慮重要性系數方案，根據荷載規范不提高氣象重現期與按10 規范提高氣象重現期在各代表檔距下的弧垂值也是基本相當的，即對于沿海39 m/s 強風區500 kV 重要線路而言，在滿足16 級中限的抗風能力要求下，南網差異化建設標準（方案二）與方案三下的桿塔高度也可良好匹配。

2.6 投資比較

各設防方案下的塔重、基礎材料量及工程投資相對差異如表12 所示。

表12 不同設防方案下的工程量對比Tab.12 Comparison of quantities of work under different fortification scenarios

根據表中測算結果，方案一比方案二投資低約5.3%，方案四比方案三投資高約7.6%，方案五比方案三投資高約13.3%，而方案三與方案二之間的塔重、基礎材料量和工程投資均基本相當；相同條件下，采用荷載規范與10 規程相比，塔重、基礎材料量和投資增長較大，主要是由于鐵塔平均高度及水平荷載增大引起的。

綜合以上測算結果，考慮輸電線路防風安全與經濟性，對于強風區500 kV 重要輸電線路，在執行荷載規范前提下，采用50 年重現期基準風速并考慮1.1 倍重要性系數進行設計，相比南網此前基于10規程發布的差異化建設標準，無論是在防風能力還是工程總體投資上均可良好匹配。如若在現行荷載規范方法下對強風區500 kV 重要線路仍結合差異化建設標準（方案四）執行，雖可進一步提高輸電線路抗風能力，但將造成工程投資的顯著增大。

2.7 工程實例分析

以南方電網沿海強風區某500 kV 重要線路為例，該輸電線路有約24.215 km 線路段位于沿海強風區，沿線地貌以山地、丘陵為主，海拔高度0～500 m，每相導線采用4×JL/LB20A-630/45 鋁包鋼芯鋁絞線，導線最高長期允許運行溫度按80 ℃設計；地線采用2 根48 芯OPGW 架空復合地線，型號為OPGW-120-48-2-4。接下來分別以方案三：荷載規范+考慮重要性系數（50 年一遇+1.1 重要性系數）與方案四：荷載規范+提高重現期方案（100 年一遇）2 種不同的抗風加強措施進行設計。

根據《南方電網沿海地區設計基本風速分布圖》，若按50 年一遇基本風速設計（方案三），則該線路段分別位于37 m/s 與39 m/s 風區，線路長度與桿塔基數分別為15.597 km（37 基）、8.618 km（21 基）；若按100 年一遇基本風速設計（方案四），則該線路段分別位于41 m/s 與43 m/s 風區，線路長度與桿塔基數分別為14.014 km（33 基）、10.201 km（25 基）。為方便技術經濟比較，假設2 種設防方案下的立塔位置相同，經排位統計，兩方案設計下的桿塔平均呼高、塔重、基礎方量、本體投資等技術經濟指標均列于表13中。根據測算結果，在執行荷載規范的前提下，采用設計氣象重現期50 年+重要性系數1.1 比采用設計氣象重現期100 年可節約塔材約10.7%，節約基礎方量約16.3%，節約本體投資約7.2%，而可靠度維持6級不變?？梢娫诒ＷC目標可靠度的前提下，采用設計氣象重現期50 年+重要性系數1.1 的抗風加強舉措可顯著節約工程投資，對生產環節節約資源和降低碳排放，減少對自然環境的破壞具有重要意義。

表13 工程投資差異表Tab.13 Schedule of variances in engineering investments

3 結論

結合10 規程、荷載規范以及南方電網差異化建設標準，通過對沿海強風區500 kV 重要線路在5 種設防方案下進行防風可靠度分析及技術經濟性比較，主要得出以下結論：

1）5 個設防方案中，除方案一外，方案二至方案五下的輸電線路各元件可靠度等級均可達到6，抗臺風能力均可達到16 級中限及以上水平，滿足南網差異化建設標準中的抗臺風能力要求，其中，輸電線路總體安全性能：方案五>方案四>方案三≈方案二。

2）方案三與方案二相比較，方案三鐵塔和基礎等效因子略小，導線等效因子相同，絕緣子串等效因子較高，各輸電元件抗風可靠度等級持平，同時垂直及縱向兩個方向上的計算荷載高出方案二約10%。輸電線路總體安全性能與方案二基本相當。

3）對于強風區500 kV 重要線路，在執行荷載規范前提下，采用50 年重現期基準風速并考慮1.1 倍重要性系數可與此前南網基于10 規程前提下按100 年一遇氣象重現期進行防風設計，無論是在防風能力還是工程投資上均可良好匹配，對于強風區500 kV重要線路采用50 年一遇氣象重現期+重要性系數1.1 為各方案中技術經濟指標綜合最優的選擇，對于節約資源、降低碳排放，減少對自然環境的破壞具有重要意義。

4 討論

本文研究對于南網沿海強風區新建500 kV 重要輸電線路防風設計方案修訂具有較強的參考意義，研究方法可推廣至不同風區、不同重要性等級、不同電壓等級架空輸電線路的防風差異化建設中。各電網公司應結合線路重要性等級以及抵御臺風災害的能力要求提出統一且合理的設計標準，便于線路工程的設計及運維管理，也能在保證抗風能力的前提下，不造成無益的投資浪費。