10kV线路覆冰受力分析

10kV线路覆冰受力分析

温春涛

0引言

韶关属于粤北山区，大部分地区属于冰区，坪石等偏北区域属于重冰区，多数线路在冬季都出现了覆冰现象。10kV线路多数分布在山区，地形复杂，交通不便，一旦发生倒杆等受灾情况，抢修复电困难，停电时间长，严重影响人民的生活和生产，同时给电网带来巨大的损失。所以，针对冰区的10kV线路设计，线路覆冰的受力分析就显得尤为重要。本文将通过10kV线路的电线受力、电杆受力、金具受力进行分析并提出“弃线保杆”[1]的建议。架空送电线路设计技术规程规定了导线、金具等的使用安全系数，本文主要是分析线路受到冰灾时的受力及破坏程度，所以本文将以各种参数的极限值进行分析，以覆冰作为控制条件。本文是在理论上进行计算分析，实际线路由于施工工艺及设备材料质量等因素的不同会有所不同，但不影响分析过程。

1、线路情况简介

坪石位于韶关地区的最北端，山地较多，属于韶关三区八县当中冬季最寒冷的地区。每年均有霜冻、结冰出现，有降雪记录。本文将以坪石具有代表性的10kV线路作为例子进行分析。代表线路情况如下：

地形：山地；线路走向：30o上坡；导线：LGJ-120/20；档距：l1=100米，l2=80米；气象条件：风速为25m/s，覆冰厚度为20mm；安全系数：6。

2、电线覆冰受力分析

10kV线路电线的受力跟35kV及以上的高压线路不完全一样，10kV线路的直线杆型一般都是采用瓷横担或者针式绝缘子作为支撑方式，电线与瓷横担或针式绝缘子以绑扎的方式进行固定。因此，电线的受力等效于孤立档电线的受力。档距内，导线在弧垂最低点的应力最小，悬挂点的应力最大（有高差时，高悬挂点的应力最大）[2]。

将高差角β=30o，档距l=100m，风速V=15m/s（按气象组合覆冰时的风速），覆冰厚度δ=20mm，安全系数F=6，电线截面积A=134.49mm2，电线直径d=15.07mm，电线单位质量P1=0.4468kg/m，电线风压不均匀系数α=0.85，电线体型系数μsc=1.2代入导线应力公式[2]可求得：

B悬挂点切线方向上的应力综合值σB=65.022N/mm2，张力为σB×A=8.745kN。同理，我们可以求出档距l=80m时的电线张力为8.554kN。

当气象条件变化时（即气温及荷载改变时），电线应力及弧垂也随着发生变化。根据电线状态方程式[2]，我们可以根据已知设计气象条件下的电线应力σm、比载γm、气温tm及待求应力气象条件下的比载γ、气温t，求出各种覆冰情况的电线受力情况，从而计算出电线的覆冰极限值。

从电线状态方程式我们可以计算出档距100m时，62mm的覆冰受力达到了电线的拉断力，80m档距时，66.5mm的覆冰受力达到了电线的拉断力。

3、电杆覆冰受力分析

10kV线路的杆型分为直线杆和耐张杆，耐张杆都按相应杆型配置了拉线，拉线可以平衡掉电杆大部分的不平衡力，在覆冰的情况下电杆的抗冰能力要比不带拉线的直线杆强得多，所以，我们主要针对线路的薄弱环节――直线电杆进行分析。直线电杆常用的杆型主要有瓷横担型式、针式绝缘子型式以及瓷横担和针式绝缘子相结合型式三种。我们将分别针对以上三种杆型进行受力分析。

对于直线杆，因为前后两档档距一般不会相差很悬殊，电线应力可认为是相等的，故一般情况下不考虑直线电杆的导线不平衡力，直线杆主要受力为电线横向（风）荷载和电线垂直荷载。

线路在20mm覆冰时，当档距l1=100m，l2=80m，高差角β1=β2=30o，根据电力工程高压送电线路设计手册相关公式[2]可得到覆冰时风单位荷载g5=7.899N/m，水平档距lH＝103.923m，风荷载WX=820.899N。自重力加冰重力单位荷载g3=24.028N/m，垂直档距lv＝90.518m，垂直荷载WZ=2.175kN。

目前，韶关地区的10kV线路直线杆型多采用瓷横担（杆型1）、瓷横担与针式绝缘子（杆型2）、针式绝缘子（杆型3）的型式。

当采用杆型1（瓷横担杆型）时，双瓷横担的破坏力为5kN，我们可以算出当线路覆冰34.6mm时，垂直荷载达到了瓷横担的破坏值。此时水平风荷载为1.256kN，当发生左边瓷横担首先断裂时，右边两相导线和风荷载对电杆根部产生的总力矩可求得M=31.537kN.m。

当采用杆型2（瓷横担与针式绝缘子结合杆型）时，中间相的针式绝缘子能够承受非常大的垂直负荷，覆冰一般不会破坏针式绝缘子，当其中一相瓷横担首先断裂时，此时中间相对电杆不产生力矩，力矩只由另外一边未断裂边线产生，可计算得电杆根部的总力矩M=28.691kN.m。

当采用杆型3（针式绝缘子杆型）时，同样因针式绝缘子能够承受非常大的垂直负荷，覆冰一般不会破坏针式绝缘子，由上面电线覆冰受力分析可知，当线路覆冰达到62mm时，其中一相先发生断线，此时，我们可求得水平风荷载为2.073kN，电线垂直荷载13.658kN，同理，可求得电杆根部的总力矩M=51.8255kN.m。

4、金具覆冰受力分析

导线通过金具、绝缘子串与电杆横担连接，金具、绝缘子串所受的力与电线悬挂点的切线方向综合受力是一致的。目前10kV线路使用的金具、绝缘子的破坏力大多为70kN，LGJ-120/20导线的拉断力为41kN，可看出导线先于金具受到破坏。当采用LGJ-240/30导线时，导线的拉断力为75.65kN，则金具先于导线受到破坏。所以，在线路覆冰时，导线和金具哪个环节更薄弱不是一成不变的，需根据各种设备材料的组合情况进行判断。

5、弃线保杆设计分析

注：表中数据是以本文举例工况为条件，电杆按K级12米电杆，假设电杆未发生倾斜。

通过以上分析，我们可以计算并整理得出表1数据，如表1所示：

当20mm覆冰时，导线、电杆、金具都未达到破坏值，线路运行正常；

当34.6mm覆冰时，如果采用杆型1或者杆型2时，电杆出现单边瓷横担断裂导致电杆受力不平衡的情况，此时电杆根部的弯矩分别为31.537kN.m和28.691kN.m，未达到电杆的极限弯矩39kN.m，线路将出现掉线不断杆的情况。如果采用杆型3时，导线、电杆、金具都未达到相应的破坏值，线路运行正常；

当62mm覆冰时，导线达到破坏值，如果采用杆型1或者杆型2，已经在34.6mm覆冰时出现瓷横担断裂掉线的情况，电杆受力得到释放，防止断杆；当采用杆型3时，将出现单边断线情况，此时电杆根部的弯矩为51.8255kN.m，超过了电杆的极限弯矩39kN.m，将发生断杆的情况。

当受冰灾时，由于物资、运输、施工难度等方面原因，断杆的修复时间远比掉线或者断线的修复时间要长，所以我们设计冰区的10kV线路时需考虑“弃线保杆”的设计原则。通过以上分析，冰区10kV线路设计我们可以得出以下三点建议：（1）10kV线路直线杆型建议采用杆型2；（2）提高10kV线路电杆的强度；（3）直线电杆增加抗冰四方拉线。

6、结语

通过对10kV线路覆冰的受力分析，能够在10kV线路设计中更好把握线路的控制点，通过对设备材料的选型和配合，在冰灾的情况下达到“弃线保杆”[1]的目的，从而降低灾后抢修复电的难度，减短停电时间，降低损失。可见，对10kV线路覆冰的受力分析具有非常重要的意义。

参考文献：

[1]肖凯，温嘉祺.配网线路电杆安装及排布位置对电杆受力方式的影响及“弃线保杆”方案研究[J].科学技术与工程，2016（13）：73-78.

[2]张殿生.电力工程高压送电线路设计手册[M].北京：中国电力出版社，2002.

作者简介：

温春涛（1981-），男，广东省揭阳市人，工程师，大学本科，从事配电及线路等设计工作。