配电线路防风设计技术规范试行.docx

资源描述

配电线路防风设计技术规范试行.docx

《配电线路防风设计技术规范试行.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《配电线路防风设计技术规范试行.docx（21页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

配电线路防风设计技术规范试行.docx

配电线路防风设计技术规范试行

配电线路防风设计技术规范

（试行）

二〇一三年九月

前言

本技术规范由中国南方电网有限公司生产设备管理部会同有关单位共同编制完成。

本技术规范共分9章，主要内容有：

总则、规范性引用文件、术语和定义、路径选择、基本风速、导线、地线、绝缘子和金具、杆塔荷载和材料、杆塔结构、基础等。

本技术规范编制单位：

中国能源建设集团广东省电力设计研究院中国南方电网有限公司生产设备管理部南网科研院广东电网公司广西电网公司海南电网公司

本技术规范主要起草人员：

黄志秋金晓华廖毅潘春平王衍东邱昊吴培烽赵建华郑志源刘万群梁水林王乐铭郭晓武陈鹏罗俊平

本技术规范由中国南方电网有限公司生产设备管理部负责解释，执行过程中如有意见或建议，请及时反馈。

1总则

为科学、高效、有序地开展防风工作，适当提高配电线路抵御台风的能力，减少线路故障和经济损失，保证配电线路安全运行，在分析调研台风在南方沿海地区登陆特征及对配电线路影响的基础上，制定南方电网公司配电线路防风设计技术规范。

本技术规范适用于南方电网沿海强风区域（含Ⅰ类风区及Ⅱ类风区）的35kV及以下新建架空电力线路的设计，该区域已建线路的技改、运维可参照执行。

1.3防风设计应该遵循安全可靠、先进适用、经济合理、因地制宜的原则。

1.4架空配电线路的设计，应从实际出发，结合地区特点，积极采用新技术、新工艺、新设备、新材料。

1.5本技术规范依据现行规程、规范，结合南方电网沿海台风地区的实际情况编制。

1.6南方电网沿海台风多发区域的线路设计除执行本技术规范外，还应符合现行规程、规范的要求。

2规范性引用文件

本技术规范引用下列文件中的部分条款。

当引用文件版本升级（或修改单）导致所引用的条文发生变化时，主编及各参编单位应研究新条文是否继续适用于本技术规范，并及时予以修订。

GB50061-201066kV及以下架空电力线路设计规范

GB50545-2010110kV～750kV架空输电线路设计规范

GB50009-2012建筑结构荷载规范

GB50010-2010混凝土结构设计规范

GB50017-2003钢结构设计规范

DL/T5158-2012电力工程气象勘测技术规程

中国南方电网企业标准110kV及以下电网装备技术规范

3术语和定义

3.1独立耐张段independentstrainsection；

在一个耐张段内的直线悬垂杆塔不超过3基。

3.2基本风速referencewindspeed

按当地空旷平坦地面上10m高度处10min时距平均的年最大风速观测数据，经概率统计得出30年一遇最大值后确定的风速。

3.3台风typhoon

底层中心附近最大平均风速米/秒，即风力12-13级。

3.4微地形micro-topography

微地形是小尺度地域分异的最基本因素。

影响风速的微地形类型主要有山间盆地、谷地等闭塞地形和山区风道、垭口及河谷等。

3.5微气象micro-climate

微气象是研究近地面大气层的水平结构和垂直结构的地理分布及其物理过程的科学。

微气象与微地形紧密相依，是由热源、湿源的基本输送（湍流变换）因地形差异引起的，形成微气象的主要因素有地形地貌、植被覆盖、土壤类型、周围环境等。

3.6地面粗糙度terrainroughness

风在到达结构物以前吹越过2km范围内的地面时，描述该地面上不规则障碍物分布状况的等级。

3.7Ⅰ类风区classⅠwindspeedarea

架空电力线路30年一遇基本风速V≥35m/s的地区。

3.8Ⅱ类风区classⅡwindspeedarea

架空电力线路30年一遇基本风速V≥33m/s且V＜35m/s的地区。

3.9沿海强风区域

Ⅰ类风区和Ⅱ类风区的区域。

4路径选择

4.1路径方案选择应认真进行调查研究，综合考虑运行、施工、交通条件和路径长度等因素，在保证安全的前提下，通过技术经济比较确定，力求避开台风多发地段。

4.2路径选择宜考虑：

1）避开调查确定的历年台风破坏严重地段；

2）避开洼地、陡坡、悬崖峭壁、滑坡、崩塌区、冲刷地带、泥石流等影响线路安全运行的不良地质地区；

3）宜选择山坡的背风面，充分利用地形障碍物和防护林等的避风效应，避开相对高耸、突出地貌或山区风道、垭口、抬升气流的迎风坡等微地形区域。

当无法避开以上地段时，应采取必要的加强措施。

4.335kV架空电力线路的耐张段，经过I类风区时不宜大于2km，经过II类风区时不宜大于3km。

4.410kV及以下架空电力线路中较长的耐张段，经过I类风区时每5基宜设置1基自立式耐张铁塔，经过II类风区时每10基宜设置1基自立式耐张铁塔，并在耐张段中部至少设置1基抗风能力较强的直线杆塔。

4.5跨越通航河流、公路、铁路及其他重要跨越物时应采用独立耐张段。

4.6I类风区内，为I级及以上重要用户供电的城区线路宜采用电缆线路，为同一重要用户供电的双回电力线路，其中一回应采用电缆线路。

4.7同塔多回线路如需从城市高层建筑物之间穿过，应采取避免导线发生不同步摆动的措施。

5基本风速

5.1基本风速取重现期为30年，高度为离地面或水面10m，时距为10min平均最大值。

5.2架空电力线路的基本风速应在区域大风调查的基础上，通过计算当地气象站统计风速及风压反算，参考附近已建工程的设计及运行情况，并在着重考虑沿线微地形、微气象区影响的基础上，综合分析确定。

1）在区域大风调查的基础上，由气象台站最大风速系列，经代表性、可靠性和一致性审查、高度订定和次时换算，采用极值Ⅰ型或P-Ⅲ型等概率分布模型进行频率计算。

2）当工程地点与参考气象站海拔高度和地形条件不一致时，必须根据地形条件进行订正。

搜集调查微地形、微气象区影响，山顶、山麓风速变化特征及计算方法，在分析论证的基础上，按工程实际情况，移用附近气象站基本风速。

3）沿海海面和海岛的基本风速，应采用实测资料分析计算，缺乏实测资料时可按陆地上的基本风速作适当修正。

4）基本风速的确定，还应依据《建筑结构荷载规范》GB50009-2012的全国风压分布图、地方政府建设及气象部门颁布的区域性风压分布图。

5.3风速高度订正及时距换算

1）风速沿高度的变化可采用指数律进行计算，地面粗糙度类别按实际调查情况确定。

2）各种不同时距的风速换算，应尽量采用气象站观测实测资料统计分析。

6导线、地线、绝缘子和金具

6.1导地线型号的确定应综合考虑电力系统规划和工程技术条件，特别是所处地区的台风特性。

地线型号的确定还应满足防雷设计的要求。

6.2在人员密集区域，35kV电力线路宜采用电缆，10kV电力线路宜采用电缆或结合工程实际情况选用架空绝缘导线。

6.3及以下架空绝缘线路导线一般采用不带钢芯的绝缘导线，档距大于40米的特殊区段可采用带钢芯的绝缘导线。

6.4位于崖口、峡谷等微地形、微气象地区架空电力线路的悬垂串应适当提高金具和绝缘子机械强度的安全系数。

6.510kV台架变主杆上引线跳线应先固定，再与带电接线环连接。

7杆塔荷载和材料

荷载

导线及地线的水平风荷载标准值应计入风压高度变化系数，按下式计算：

（）

式中：

——导线或地线风荷载的标准值，kN；

——风压不均匀系数，按本技术规范第条的规定确定；

——风荷载体型系数，当d<17mm，取；当d

17mm，取；覆冰时，取；

——风压高度变化系数，基准高度为10m；

d——导线或地线覆冰后的计算外径之和，m；

——水平档距，m；

——基本风压，

；

——风向与导线或地线方向之间的夹角（°）。

风压不均匀系数

应采用表和表中的较大值。

表风压不均匀系数

随基本风速变化取值

基本风速（m/s）

20以下

20~29

30~34

35及以上

表风压不均匀系数

随水平档距变化取值

水平档距（m）

100

200

250

300

350

400

对于平坦或稍有起伏的地形，风压高度变化系数应根据《110kV～750kV架空输电线路设计规范》GB50545-2010的相关规定确定。

风向与杆塔面垂直情况的杆塔塔身或横担风荷载的标准值，应按下式计算：

（）

式中：

——杆塔塔身或横担的风荷载标准值，kN；

——杆塔风荷载调整系数，宜按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009-2012的有关规定采用。

材料

环形断面的普通钢筋混凝土杆及预应力混凝土杆的钢筋，宜符合下列规定：

1普通钢筋宜采用HRB400级和HRB335级钢筋，也可采用HPB300级和RRB400级钢筋。

2预应力钢筋宜采用预应力钢丝，也可采用热处理钢筋。

环形断面的普通混凝土杆和预应力混凝土杆的混凝土强度等级应分别不低于C40和C50，其他混凝土预制构件不应低于C20。

混凝土和钢筋的力学特性，应按现行国家标准《混凝土结构设计规范》GB50010-2010的有关规定确定；普通钢筋混凝土杆和预应力混凝土杆的生产应符合现行国家标准《环形混凝土电杆》GB/T4623。

制作混凝土电杆时，宜在杆身处标注混凝土强度等级。

杆塔用钢材一般采用Q235、Q345，有条件时也可采用强度等级更高的结构钢，质量标准应符合《碳素结构钢》GB/T700、《低合金高强度结构钢》GB/T1591的要求。

钢材、螺栓和锚栓的强度设计值见表表钢材、螺栓和锚栓的强度设计值

材料类别

厚度（直径）mm

抗拉

抗压、抗弯

抗剪

*孔壁承压

钢材

Q235

≤16

215

125

370

>16~40

205

120

>40~60

200

115

Q345

≤16

310

180

510

>16~35

295

170

490

>35~50

265

155

470

Q390

≤16

350

205

530

>16~35

335

190

510

>35~50

315

180

480

镀锌粗制螺栓

级

200

——

170

——

级

240

——

210

——

级

300

——

240

——

级

400

——

300

——

级

500

——

380

——

锚栓

Q235

160

——

35号优质碳素钢

190

——

45号优质碳素钢

215

——

注：

1、*适用于螺孔端大于等于的构件（d螺栓直径）；

2、20号钢（无缝钢管）的强度设计值同Q235。

8杆塔结构

8.1杆塔结构应根据线路沿线的周围环境、地形、地质、材料来源、施工条件等因素综合确定，宜采用钢筋混凝土电杆、钢电杆、铁塔结构等。

路径受限地区可采用不带拉线的电杆和铁塔。

8.2采用钢筋混凝土电杆时，宜使用高强度材料。

采用拉线杆塔时，根部结构应为铰接支承。

8.3无拉线单杆可按受弯构件进行计算，弯矩应乘以增大系数。

8.410kV台架变主杆宜选用耐张型杆塔。

8.5采用铁塔结构时，为加强铁塔抗风能力，可适当增加铁塔根开、加大塔身宽度、增设塔身横隔面。

9基础

9.1基础的型式应根据线路沿线的地形、地质、材料来源、施工条件和杆塔型式等因素综合确定。

9.2基础应根据杆位或塔位的地质资料进行设计。

现场浇制钢筋混凝土基础的混凝土强度等级不应低于C20。

9.3基础设计应考虑地下水位季节性的变化。

位于地下水位以下的基础和土壤应考虑水的浮力并取有效重度。

9.4岩石基础应根据有关规程、规范进行鉴定，并宜选择有代表性的塔位进行试验。

9.5原状土基础在计算上拔稳定时，抗拔深度应扣除表层非原状土的厚度。

9.6基础埋设深度应计算确定，且不应小于。

9.7跨越河流或位于洪泛区的基础，应收集水文地质资料，必须考虑冲刷作用和漂浮物的撞击影响，并应采取相应的保护措施。

9.8基础设计（包括地脚螺栓、插入角钢设计）时，基础作用力计算应计入杆塔风荷载调整系数。

当杆塔全高超过50m时，风荷载调整系数取；当杆塔全高未超过50m时，风荷载调整系数取.

9.9位于水田、泥塘和堤坝等地质条件较差地区的混凝土电杆，可通过增加基础埋深、加设卡盘和地基处理等措施，提高基础的抗倾覆能力。

条文说明

4路径选择

4.1架空电力线路路径的选择对抵御台风能力的影响至关重要，根据南方电网风灾事故的统计数据，台风多发地段的配网风灾事故十分严重，因此应把“力求避开台风多发地段”作为一个重要条件来考虑。

台风（强台风）过后往往带来狂风暴雨，进而造成各种次生灾害。

而地质不良地带是最易发生次生灾害的区域。

杆塔定位时应避开这些区域，如无法避开，也应采取相应的防护措施，防止因基础受损而引起杆塔倾斜或沉陷。

架空电力线路位于河岸、湖岸、山峰、山谷口及城市高耸建筑间的风口等容易产生强风的地带时，可考虑在线路排位中留有适当裕度以替代基本风速的提升，从而提高处于微地形地段线路的运行安全系数。

I类风区为风灾事故频发的地区，经过该地区的35kV架空电力线路耐张段不宜太长，目的是为了限制风灾事故的影响范围。

对10kV架空电力线路较长的耐张段，为提高线路的可靠性，需限制风灾事故范围，规定经过I类风区的线路每5基宜设置1基自立式耐张铁塔，经过II类风区的线路每10基宜设置自立式耐张铁塔，并在耐张段中部至少设置1基抗风能力较强的直线杆塔，以防串倒。

架空电力线路跨越通航河流、公路、铁路及其他重要跨越物时，宜提高标准，采用独立耐张段，必要时可考虑结构重要性系数。

I类风区内，为I级及以上重要用户供电的城区线路安全性应提高，在条件允许的情况下，宜采用电缆线路。

同塔多回线路如需从城市高层建筑物之间穿过时，横担两侧的导线有发生不同步摆动的可能，从而引起频发的跳闸事故，应采取避免导线发生不同步摆动的措施，如采用架空绝缘导线或改为电缆线路。

5基本风速

引用《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061-2010第条规定。

架空电力线路的基本风速，应先综合确定工程所在区域的基本风速，再通过风速高度变化系数及地形修正系数换算得到工程地点某一高度处的基本风速。

1）计算气象站基本风速应经过风速原始资料的审定和风速的高度订正、次时换算及频率计算几个步骤。

根据工程经验，P-Ⅲ型分布和极值Ⅰ型分布计算的基本风速成果相差很小，P-Ⅲ型分布弹性大，适应性强；极值Ⅰ型分布计算较简单，所以本条规定风速设计可采用P-Ⅲ型分布或极值Ⅰ型分布计算。

2）山区风速主要受地形影响，目前能作为设计依据的最可靠方法是直接在工程地点建站观测，并与邻近气象站进行相关分析，获取长期风速资料。

但这种做法受诸多条件制约。

如无对比观测资料，可分山峰、山坡、谷口、山口、闭塞地形等几种情况选用以下经验公式推算。

（1）谷口、山口及山间盆地、谷地

一般情况下，与大风方向一致的谷口、山口及山间盆地、谷地等闭塞地形，山区风速调整系数山区风速可按表1取值。

表1山区风速调整系数

山区地形条件

调整系数

山间盆地、谷地等闭塞地形

～

与大风方向一致的谷口、山口

～

（2）山峰、山坡

风经山坡后，山坡上的风速与平地上的风速有显着不同，朱瑞兆等编着的《应用气候学概论》，根据国内不同地区六对相对高差为1132～2059m的高山与山麓处平均风速的对比，海拔每上升100m平均风速约增大～s。

山区微波塔与送电线路杆塔等建（构）筑物的基本风速，由于山上气象站较少，一般由邻近山下气象站的风速资料采用山峰、山坡地形调整系数换算到工程地点。

对于调整系数的计算，目前有两大类方法，一是理论模型，二是经验公式。

限于篇幅，本处仅介绍经验公式。

我国现行荷载规范法。

对于山峰和山坡，我国现行荷载规范推荐的计算公式如下：

式中，

—山峰风速调整系数；

—山峰或山坡在迎风面一侧的坡度，当

时，取

；

k—系数，对山峰取，山坡取；

H—山顶或山坡全高，m；

z—建筑物高度，m；当

时，取

。

朱瑞兆1976年在其编着的《风压计算的研究》中，根据剑阁、绿葱坡、泰山、华家岭、金佛山、华山、峨眉山等高山站与其相应山麓测站实测最大风速资料，统一推算到离地面10m高30年一遇10min平均最大风压，然后求其比值，并且参考英国的洛思厄山和德罗姆山等相应平地站实测资料，拟合出以下方程式：

式中，

—山峰风速调整系数；考虑山的坡度对风速的影响，作者给出当坡度为20°～30°时乘以，若小于坡度20°则乘以的调整系数；

Δh—山顶与山麓的高差，m。

中南电力设计院和国家气象中心气候应用室1992年合作进行了高山与平地间基本风速关系的研究，通过对中南及周边地区的19个山上站与相应34个山下站资料分析，求出各站30年一遇10min平均最大风速，以山上与山下站基本风速的比值

与其间高差（Δh）点绘成图，分别按孤山与丛山定出外包线，拟合出换算公式为：

式中，

—山峰风速调整系数；

C—山顶站的山势调整系数，孤立陡峻的山体C=1；相互间遮挡影响较大或山顶地势较平缓的丛山岗C=；

b—山顶站的地形调整系数，山下站处于弯曲的河谷、盆地等地形比较封闭区域时，b=～；处于迎风口或有狭管效应时，b=～；一般情况b=1；

Δh—山顶站与山麓站的高差，m。

经与实测资料验证，中南院公式计算的基本风速较实测资料计算的基本风速，一般偏大10%以内，可见该关系式是符合我国中南地区山顶与山麓间的风速关系的。

三种经验公式计算结果比较。

现用以上三种计算方法计算中南地区高100m、坡度为45°的孤山山峰离地10m高基本风速的风速调整系数，荷载规范公式为；朱瑞兆公式为；中南院公式为。

可见，采用荷载规范公式计算结果较另外两种方法偏大，实际应用时宜结合现场调查情况、实际地形条件采用多种计算方法综合确定工程地点的基本风速。

（3）海面的摩擦力小，所以海面的风速较陆上大；此外沿海存在海、陆温差，形成海陆风，也使海边的风速增大。

根据沿海的一些同期风速资料进行对比分析，得出海陆风速的比值是随陆上风速的增大而减小的，当陆上风速达到35m/s时，比值接近常数；同时此比值又随海面（海岛）距海岸距离的增大而增大，即吹向岸风时距海愈远的陆地风速愈小，这是由于陆地上粗糙度大的原因造成的。

滨海风速的研究成果不多，本条引用《电力工程气象勘测技术规程》DL\T5158-2012调整系数，见下表：

表2海面和海岛风速调整系数

距海岸距离（km）

调整系数

＜40

40～60

～

60～100

～

（4）气象站基本风速计算成果应与地区基本风压等值线图或全国基本风压等值线图作对比分析，一般风压等值线图考虑面上情况多，如气象站基本风速较风压图反算风速小，宜采用风压等值线图计算成果。

风速高度订正及时距换算

1）根据我国现行荷载规范，风速沿高度的变化可采用指数律进行计算，即

式中

—高度为Z处的风速，m/s；

—Z1高度处的风速，m/s；

α—地面粗糙度系数，根据有关资料及国内外规范所选数值，可按表6-3选用。

气象台站在开阔平坦地区，地面粗糙度一般按B类考虑。

表3地面粗糙度系数

类别

地面特征