特高壓耐張串對連續檔導線張力弧垂計算的影響分析

程述一，崔戎艦，劉文勛

（1. 國網經濟技術研究院有限公司，北京102209；2. 中國電力工程顧問集團中南電力設計院有限公司，湖北 武漢430071）

0 引言

隨著輸電線路電壓等級的提高［1-5］，導線分裂根數的增加，耐張絕緣子的聯數和片數均越來越多，耐張絕緣子串（簡稱“耐張串”，下同）也隨之越來越重［6-12］。特別是±1 100 kV特高壓輸電線路，單聯絕緣子片數將近120 片，耐張串的重量可達20 多噸［13-15］。它不僅影響孤立檔導線的放線弧垂［16-19］，而且對連續檔導線的張力弧垂也產生影響［20-25］。因此對于特高壓輸電線路，有必要計算分析耐張串重量對導線張力弧垂的影響，厘清耐張串的影響程度與放線時的弧垂控制等因素［22-25］。本文基于多項相關規范與標準［26-30］，提出了特高壓連續檔考慮耐張串重量的架線方法和措施。

1 耐張串對連續檔導線張力影響的計算方法

當連續檔導線張力計算需要考慮耐張串的影響時，對于正常張力下的一般連續檔（高差不大、串長與檔距之比較?。Ь€，可將耐張串用剛性直棒替代，其計算結果也能滿足精度要求。但當高差大、串長與檔距之比也較大時，這種替代可能會失真。實際上，當耐張串很長時，其形狀基本接近懸鏈線［1，X］，因此，可將耐張串等效為懸鏈線，并假定與導線處于同一平面。耐張串的等效單位重量為：

式（1）中：Gej為耐張串等效單位重量，N/m（j為1或2，表示左或右側耐張串，下同）；Wej為耐張串重量，N；λej為耐張串長度，m；N為導線分裂根數。

且當線路由已知工況m 變為待求工況n時，耐張段內的導線應滿足狀態方程組：

式（2）～式（4）中：L為導線長度，m；T為導線張力，N；t為氣溫，℃；G為導線單位重量，N/m；l、h分別為導線線長對應的檔距和高差，m；下標m、n和i分別表示已知架線狀態、待求狀態和第i檔（下同）；α為導線的溫度伸長系數，1/℃；E為導線的彈性模量，N/mm2；Sc為子導線截面，mm2；ΔLj為相當于耐張串長度的線長修正量，當鄰耐張塔檔的已知線長計算未考慮耐張串時，ΔLj取λej，否則ΔLj為0。

式（5）中：δ為懸垂串順線偏移量（如圖1），m；λ為懸垂串長度（V 型串為等效串長），m；W為懸垂串重量，N；下標j表示第j基塔（下同）。

圖1 連續檔示意圖Fig.1 Schematic diagram of continuous span

閉合條件為：

式（6）中：δe1、δe2分別為左、右側耐張串線夾的水平位移，往左偏移為正，反之為負，m；l0i、lni分別為第i檔的原始檔距和計算條件下的檔距，m。

耐張串應符合公式（7）：

式（7）中：hej為耐張串線夾的垂直位移，往下位移為正，反之為負，m；Tej為耐張串的水平張力（與同檔導線的水平張力相同），N。

采用逐步迭代的方法，可得到待求狀態下的導線張力、絕緣子串偏移等。

2 耐張串對導線張力的影響

為考察特高壓耐張串對導線張力的影響，取1 000 kV、±800 kV 和±1 100 kV 線路，典型導線、600 m檔距、0 m 高差的五檔耐張段導線進行計算分析。設線路處于典型的一般覆冰區，氣象條件如表1，導線和絕緣子串參數如下表2。

表1 典型氣象條件Table 1 Typical meteorological conditions

表2 導線和絕緣子串參數Table 2 Wire and insulator string parameters

實際架設線路時，普遍以同一耐張段內各檔導線的水平張力相同（即懸垂串處于“中垂”位置），并恰好滿足設計值為原則安裝導線。耐張串對導線弧垂張力的影響與連續檔計算的初始狀態有關，換言之，與架線施工方法有關。

2.1 架線施工方法一

在高壓/超高壓線路架線時，常常按照代表檔距法計算的張力弧垂表放線，然后按耐張串長度裁線、壓接，再安裝耐張串。對應的初始狀態為：同一耐張段內，沒有耐張串時的各檔導線水平張力相同，并恰好為架線張力。即，以無耐張串時懸垂串不偏移、由架線張力計算的各檔線長為已知條件。

假設年平均氣溫條件下架線，計算得到安裝耐張串后的各檔導線張力如表3～表4。為統一導線弛度比較的平臺，表中列出檔距中央導線至絕緣子串掛點間連線的垂直距離（Yf）。

表3 年平均氣溫條件下的導線張力弧垂（方法一）Table 3 Wire tension sag under annual mean air temperature(Method 1)

從表4中可以看出，由于特高壓耐張串的影響，各檔導線的張力將會偏離代表檔距法計算值（簡稱原設計），并且，對鄰耐張塔檔（簡稱耐張檔）影響較大。特別是±1 100 kV線路，由于耐張串更長、更重，其影響更加嚴重，在計算條件下，導線張力將超出10%左右。

2.2 架線施工方法二

目前，在特高壓線路架線時，可將耐張段內一端的耐張串安裝好，另端緊導線。觀測弧垂時，適時用緊線器將另端的耐張串與導線連接并緊線，當弧垂符合設計要求時，空中壓接導線。該方法對應的初始狀態為：同一耐張段內，耐張串安裝好后的各檔導線水平張力相同，并恰好為架線張力，即以耐張串安裝后懸垂串不偏移、由架線張力計算的各檔線長為已知條件。顯然，應首先計算得到耐張串的狀態和各檔線長。

仍假設年平均氣溫條件下架線，計算得到該條件下耐張串的狀態（耐張線夾位置）和導線的弧垂、線長如表5。由于各檔導線的水平張力相等，懸垂串處于“中垂”位置，對于兩端為懸垂串的各檔（簡稱懸垂檔），導線弧垂和線長與表3 中代表檔距法計算值相同，故表中僅列出耐張檔的Yf和線長。

表4 最高氣溫條件下的導線張力弧垂（方法一）Table 4 Tension sag of wire under maximum temperature(Method 1)

表5 年平均氣溫條件下的導線及耐張串狀態（方法二）Table 5 State of conductor and strain insulator-string under annual average temperature(Method 2)

由此計算得到最高氣溫時的導線狀態如表6。

對照比較不難發現，該方法計算的張力與原設計值較為接近。最高氣溫條件下，懸垂檔導線的弛度誤差僅為0.05 m～0.18 m（0.14%～0.46%）；耐張檔的弧垂差別較大，最高氣溫時，對所計算的1 000 kV、±800 kV和±1 100 kV線路，導線弛度分別增加了0.74 m、1.55 m和2.67 m。

可以認為，該方法在安裝過程中以“模擬”的方式，計入了耐張串對導線架線張力的影響；懸垂檔的弧垂非常接近原設計值，其誤差主要是計算工況改變時，懸垂串的偏移和耐張串的傾斜量不同引起的；由于耐張串的“壓重”作用，使得耐張檔的導線弧垂增大。

表6 最高氣溫條件下的導線張力弧垂（方法二）Table 6 Tension sag of wire under maximum temperature(Method 2)

3 線長補償及觀測弧垂

3.1 線長補償

將方法二的初始狀態（表5）與原設計的架線線長進行對比可知，在計算條件下，對1 000 kV、±800 kV和±1 100 kV線路，僅耐張檔的線長（導線長度+耐張串長度）較原設計線長分別增加了0.338 m、0.792 m 和1.525 m。顯然，要保持原導線張力，由于耐張串的影響弧垂會增大，因而需要增加導線長度。換言之，當按照方法一進行放線安裝（如裝配式架線）時，在按耐張串長度裁線時，需要補償導線的長度。

實際工程中，可以按照以往慣例，根據不同的架線溫度和要求的架線張力，計算出不同檔距時的線長補償值。但考慮到年平均氣溫一般可以代表常年運行工況，因此，建議按年平均氣溫條件進行線長補償。按前述已知條件，計算出±1 100 kV 線路在不同檔距、不同高差系數h/S時的線長補償量如圖2，圖中已經考慮降溫25 ℃。

圖2 ±1 100 kV線路，15 ℃架線時的線長補償量（代表檔距為600 m）Fig.2 Compensation amount of line length for±1 100 kV lines set at 15 ℃（representative spacing is 600 m）

3.2 觀測弧垂

當采用方法一（如裝配式架線）并補償了導線長度后，架線竣工狀態將和方法二相同，由前面的計算分析可知，此時，懸垂檔可按原放線表觀測弧垂。對于耐張檔，則應計算弧垂觀測值。

計算某特定條件下的耐張檔弧垂較為容易，但對一直流線路工程而言，將涉及不同的代表檔距、不同檔距、不同高差以及不同的施工氣溫，難以用一張圖表（如放線表）解決整條線路耐張檔弧垂的問題，用各變化條件逐一計算太過繁雜，應進行適當簡化。

按前述已知條件，計算出±1 100 kV線路在不同檔距（500 m～900 m）、不同高差系數h/S（-0.25～0.25）以及不同架線溫度（-20 ℃～40 ℃）時的耐張檔架線弧垂。分析比較可知：架線弧垂的影響因素是檔距、高差以及導線張力；對耐張串狀態影響的主要因素是檔距和高差，在一定范圍內，張力的影響較小。因此，不同架線溫度下的導線弧垂計算，可以按照某一典型架線溫度下張力的耐張串狀態來進行。對于一般架線施工情況，經簡化后，計算的觀測弧垂誤差在可接受的范圍內。表7 列出檔距為500 m、高差系數h/S=-0.2 時，簡化后計算的弧垂及誤差。

表7 簡化后計算的弧垂及誤差（檔距為500 m、高差系數h/S=-0.2）Table 7 The sag and error of the simplified calculation（The range is 500 m and the height difference coefficient h/S=-0.2）

4 定位檢查

計算分析可知，對于一般懸垂檔，因耐張串的影響而引起的弧垂變化很小，因而，可以按原設計進行定位；對于耐張檔，最高氣溫時的弧垂增大很多，如±1 100 kV線路，上述條件下弧垂增量近3 m，在定位時需加以考慮、修正。

特別應注意到，由于耐張串的影響，耐張線夾附近處的導線較代表檔距法計算時下移更多，對1 000 kV、±800 kV 和±1 100 kV 線路進行計算，上例條件下，40 ℃時的增加量分別為1.56 m、3.24 m和5.18 m，必要時應對該處附近的交叉跨越物進行校核。

5 結語

特高壓線路的耐張串長度與重量數值極大，對導線的張力弧垂有巨大影響，其影響因素與架線施工方法有關。

當采用方法一（如裝配式架線）時，需進行導線長度的補償，補償量建議按年平均氣溫條件計算；方法二架線時，在施工過程中計及了耐張串的影響，氣象條件變化時，導線張力接近原設計值，最高氣溫時，懸垂檔的弧垂基本與設計值相同。

導線張力在一定范圍內的變化可引起的耐張串狀態的變化，但其變化量相較于導線檔距和高差的影響量是極小的，因而對觀測弧垂的影響不大，故耐張檔的觀測弧垂可簡化處理：按平均架線氣溫計算耐張串狀態，修正檔距、高差后計算導線弧垂；必要時單獨計算。

耐張串對耐張檔的弧垂影響較大，特高壓線路定位時，需進行耐張串對耐張檔的弧垂影響評估，定位時加以考慮和修正；耐張線夾附近導線的位置變化很大，必要時，應對該處附近的交叉跨越距離進行校核。

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