计算架空线路载流量1.docx

表2用摩尔根公式计算的载流量

　　通过对导线载流量的各个边界条件影响的分析，得出以下结论：

（1）边界条件对导线载流量计算影响比较大，由于各国根据本国的条件（环境强度、日照强度、吸热系数等）取值各有不同，因此计算出的载流量相差较大。

以我国和IEC的条件分别计算的载流量，相差在15%～20％左右。

因此选择适合于本地区的计算边界条件是非常重要的，也是需要进行进一步研究的问题。

（2）导线表面辐射系数和表面的吸热系数，主要是由导线的新旧决定，虽然它们各自对导线载流量有一定影响，而且影响是相反的，但它们对导线载流量的综合影响要小得多，在导线使用温度范围内，大约为1%～2％。

　　（3）风速对导线载流量影响很大：

v＝0.5m/s比v＝0.1m/s时的载流量要大40％，而v＝1.0m/s比v＝0.5m/s时的载流量要增大15%～20％，所以风速的取值值得研究。

据国外研究表明，风向与导线的夹角不同，对载流量的大小也有影响。

　　（4）日照强度对载流量也有影响。

日照强度为100W/m2较1000W/m2的载流量要提高15%～30％，但日照从1 

000W/m2减少至900W/m2时，载流量仅提高1%～4％。

　　（5）温度对载流量的影响很大：

从导线温升θ与载流量的关系可以看出，在温升的初始阶段，载流量上升很快。

环境温度θ≤40℃时，导线温升每升高5℃，载流量要增加10％；θ＞40℃时，导线温升每升高5℃，载流量要逐渐减少，从8％降至2％。

　　总之，影响导线载流量的边界条件，一部分为外界环境条件，如风速、日照强度、环境温度等，这是与输电线路所处的自然条件有关。

另一部分是与导线有关的，如导线的吸热系数、辐射系数、导线允许温度、导线直径等。

导线的吸热、辐射系数综合影响载流量是不大的，当导线直径（截面）一定时，导线允许温度的取值就成为影响载流量的主要因素。

　　根据以上的分析计算，提高华东电网现运行线路的载流量有2种方法：

①导线允许运行温度不变，根据运行环境实际情况，核算线路载流量，对受限线路载流量进行精细管理。

如通过在线测量线路的实际风速、日照强度和实际环境温度，计算确定线路的载流量。

②环境温度仍按＋40℃考虑，线路风速和日照强度完全按规程要求，提高导线允许运行温度。

　　方法一的优点是现行运行标准不变，线路运行安全性不变，但需要研发在线风速、日照检测和数据传输装置，需要一定的研发周期；方法二适合迎峰度夏时期，但导线运行温度将超过目前规程规定导线允许运行温度＋70℃，并由此带来3个问题：

①不符合现行设计标准（现行标准要求导线最高温度为＋70℃）；②对导线、配套金具的机械强度和寿命有不同程度的影响；③由于温度提高，导线弧垂的增加，对地及交叉跨越空气间隙距离减小，影响线路对地及交跨的安全裕度，影响程度取决于线路走廊的实际情况。

　　本文重点介绍通过提高导线允许温度（第二种方法），确定导线载流量的方法。

2提高导线允许温度有关问题的探讨   

2.1对导线及配套金具机械强度的影响

　　导线在高温下运行时会缓慢退火、老化，使其强度损失，强度损失随导线温度和加热时间的增加而增大，间断加热对强度损失具有累积作用，国际上通常认为在电流长期作用下的导线瞬时破坏张力的降低不应大于5%～10％。

1999年修订线路设计规程的调查中，得到54/7钢芯铝绞线的强度损失见表3。

表3温度对导线强度损失

　　1980年国际大电网会议的报告中提出钢芯铝绞线的强度损失数据说明，钢芯铝绞线在短时间受热90～150℃时，其强度并未遭受损失，反而有所提高，这可能是由于其线股在受热后调整伸长和位移使受力条件得到改善，钢芯强度能更好利用的结果。

报告认为仅从导线耐热的角度考虑。

钢芯铝绞线可采用150℃，但为了避免接头氧化而损坏，在连续运行时，它们的温度必须不超过70℃。

　　2002年，电力建设研究所为提高导线发热允许温度进行了单丝和整线及其配套金具的发热试验，并结合我国实际情况选择了LGJ-185/30、LGJ 

-400/35、LHBGJ-400/50和ACSR-720/50等4种常用的导线为代表。

试验结果表明：

绞前单丝80℃持续加温时硬铝或铝镁硅合金线强度损失率均小于5％；导线温度由70℃提高至80℃，对导线强度损失率的增大不超过1％。

绞前线材在恒定温度加热下的强度损失率见图1。

图1绞前线材在恒定温度加热下的强度损失率

　　绞后线材持续高温后的强度损失率与绞前基本相同。

硬铝线在80℃条件下经1000h加热后，与常温20℃相比强度损失率相差不到5 

％；铝镁硅合金和镀锌钢线强度损失率没有变化。

此外，Φ4.54、Φ3.22和Φ3.02硬铝线持续加温90℃、1000h后，强度损失率分别为3.91%、5.08％和6.58%；加温100℃、1000h后，强度损失率分别为6％、6.76％ 

和9.4％。

由此说明强度损失率与线径有关，越细损失越快。

　　结果表明，4种导线在80℃和90℃持续高温下的综合强度损失率分别小于4％和6％。

试验观测的4种导线在高温下温度膨胀系数和弹性模量变化很小。

　　归纳以上情况，可以看出提高导线允许最高温度到80℃，对导线本身来说并不影响其安全运行。

2.2温度受连接处接触传导面稳定性的影响

　　线路上的导线连接点数量非常多，以500kV单回路为例，按一个导线端部为一个连接端，并按导线盘长2km、每公里2.5基塔、耐张塔占15%计算，估计100km线路含有3000多个压接端头。

这些连接部件都在野外施工、运行，承受大电流、大张力和气候变化的影响，处于较为苛严的工作状态。

　　大量存在于导线连接处的接触传导表面，经历长期户外运行后，难免氧化衰变。

为了避免陷入接触电阻和温度升高的恶性循环，各国都将导线允许最高温度，限制得低于导线本身所能承受的温度。

1980年国际大电网会议架空线专业的报告提出为避免接头氧化，在连续运行时，它们的温度不得超过70℃。

有鉴于此，1976年和1999年修订我国线路设计规程时，也对一般线路钢芯铝铰线的允许最高温度限制为70℃，对大跨越线路则允许为90℃。

2002年在电力建设研究所做的提高导线允许温度的试验中，测得压接金具温度均低于导线温度，见图2，交流电阻约为等长导线的0.35～0.65倍，均与国内外其他观测结果类似。

可见配套金具在载流时的工作情况，优于导线本身。

图2导线温度与金具平均温度之差随导线温度变化关系

 　　由上述情况可见，提高导线允许最高温度，并不影响其配套金具的安全运行。

2.3调整对地和交叉跨越间距

　　对安全间距的选择，首先要分析一下现行线路设计标准是否合理。

现行标准规定导线与地面的距离是根据最高气温情况或覆冰无风情况求得的最大弧垂，不考虑由于电流、太阳辐射引起的弧垂增大，华东地区设计导线与地面的距离是根据最高气温（+40℃）来校核的。

标准只要求送电线路与标准铁路、高速公路及一级公路交叉时，如交叉档距超过200m，最大弧垂按导线+70℃计算。

　　研究人员选择了21种导线，在4种气象条件下，以传统的计算方法计算了40、70、80℃导线弧垂，见表4。

由表4可知：

对于按40℃弧垂定位的500kV线路，在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ气象类，当l=lp时，70℃弧垂都能满足规程要求，除对山岩和百年洪水位外，80、90℃弧垂也都能满足要求。

l=l1时，除lp=300m情况之外，70℃弧垂均能满足规程要求，80、90℃弧垂不能满足规程要求。

l=l2时，70、80、90℃弧垂均不能满足规程要求。

在Ⅸ气象区中，高温弧垂增大比Ⅰ、Ⅱ、Ⅵ气象分类小。

当lp=300m，l=l1时，70℃弧垂已不能满足规程要求；在任何档距下，当l=l2时，70℃均不能满足规程要求。

表4 4种气象条件下40、70、80℃导线弧垂 

　注：

表中的Δf1、Δf2、Δf3分别表示70、80、90℃弧垂与40℃弧垂之间的差值。

　　因此若按+70℃来校核对地距离，现行运行线路对地距离在设计时有很多地方已不满足要求。

若按+40℃来校核是合理的，现行标准要求的对地距离就有很大的裕度。

　　因此我们根据现行线路的设计标准，且考虑的是在一回线路故障的情况下，提高另一回线路的短时载流量，确定了导线温度在+80℃弧垂时交叉跨越和对地距离的确定原则：

若将现行线路设计标准对活动目的物距离考虑操作过电压间隙，对相对固定的目的物考虑雷电过电压间隙；对电杆距离增加2.5m是针对可能上杆的维修人员的活动空间，考虑农器具高度一般不超过4.2m和公路限高一般不超过4.5m，大气过电压距离为3.2m，带电作业距离为3.3m，根据车辆多少，确定安全裕度分别为1、2、3m。

确定在+80℃弧垂下交叉跨越和对地距离，如表5所示。

表5+80℃下导线内控距离 

　　注：

括号中2.5m和3.3m分别为操作和带电作业间隙，4.5m考虑农器具和公路限高；其他为裕度：

1、2、3m为安全裕度，0.5m为测量误差。

3提高线路输送容量试点工作  

3.1工作重点

　　为了缓解苏南地区2003年迎峰度夏用电紧张形势，研究人员确定武南至斗山5265、5266线、斗山至石牌5267、5268线，这4条迎峰度夏潮流受控线路作为提高线路输送容量的试点工程。

　　根据以上的研究分析，确定工作的重点为：

①测量和校核这4条线路在+80℃弧垂下的交跨情况；②检查这4条线路的金具连接情况；③校核这4条线路间隔的相关其他变电设备的过流能力。

（1）通过对这4条线路交跨距离的现场测量和+80℃下的弧垂校核,共有多处交跨未达到内控距离,各相关供电公司对未达到内控距离的交跨距离进行了处理。

（2）通过对连接金具多次红外测温结果发现，导线接续管连接良好，未发现温度异常现象，对由螺栓连接松动、螺栓锈蚀等引起温升异常的耐张线夹，全部进行了处理。

3.2运行管理

　　提高500kV线路输送容量，将500kV线路导线工作温度从70℃提高到80℃，对运行单位还是第一次，为了能做好此项工作，确保线路安全运行，各供电公司按要求制定了500kV线路迎峰度夏运行管理规定和事故预想方案，并采取了缩短线路巡视周期；组织线路夜巡、特巡；对提高输送容量线路的受控点进行动态监控的措施；及时与调度联系，了解掌握线路负荷状况，在大负荷情况下及时进行测温。

4结论

（1）提高导线允许最高温度，从而提高线路的正常输送能力，具有比较普遍的意义。

如导线允许温度由规程规定的＋70℃提高到＋80℃，LGJ-400×4导线的载流量由2380A提高到2800A，经济效益十分明显。

选取提高斗南、斗牌双线共4条线路输送容量作为试点线路，此举既是提升区外来电输送通道容量，应对迎峰度夏地区用电紧张这一特殊形势的特殊手段；又是对今后如何提高设备利用率，加强电网企业经营能力的一次有益尝试。

（2）导线允许温度由规程规定的＋70℃提高到＋80℃，对导线、配套金具的机械强度和寿命没有影响，但是由于温度提高，导线弧垂的增加，对地及交叉跨越空气间隙距离减小，影响线路对地及交跨的安全裕度（影响程度取决于线路走廊的实际情况）。

　　（3）本文提出的导线＋80℃弧垂下的对地及交跨安全距离是安全合理的。

2003年迎峰度夏时期提高斗南、斗牌双线4条线路的输送容量，经过了环境温度为＋40℃、单线电流达1425A的长时间考核，且在交跨距离的复测中得到进一步安全验证。

　　（4）从对这4条线路接头红外测温结果分析可知，接续管连接牢固，没有发现温度异常现象，而耐张线夹多次发现连接有缺陷，建议耐张线夹的连接改为压接方式。

　　（5）华东电网2004年对瓶武、王南双线进行了增容改造，2005年对渡牌双线、瓶风、瓶仪、乔涌、乔潮、凤双双线共8线进行了增容改造。

线路输送电流由2400A增大至2800A。

经济效益和社会效益显著，该项目成果获得国网公司领导的高度评价，并且在华东500、220kV电网中得到了推广应用。