基于红外测温技术的现状架空输电线路导、地线运行应力计算

引言

随着社会建设的快速发展,架空输电线路的迁改工程日益增多,新、旧线路相接时需对接旧档重新紧线,接旧档的架线设计将对现状杆塔及基础的强度产生重大影响,直接关系到线路的安全运行。但在工程实践中,由于部分线路投运年代久远、资料存档不全等因素,导、地线应力资料往往难以获得,给设计工作带来了困难。

1传统设计方法存在的问题

在工程实践中,当现状线路导、地线应力资料无法获取时,为满足现状杆塔和基础的强度要求,针对接旧档一般采取经验设计法:当条件受限时,采取实测弧垂反推应力法,但二者均存在不同程度的局限性。

1.1经验设计法

方案设计时,将新建杆塔立在现状杆塔附近,以保证现状杆塔的档距及张力不发生较大变化:施工图设计时,接旧档按原运行张力架线,不再出具接旧档的架线弧垂表,要求竣工后现状直线塔的悬垂串处于竖直向下状态即可。

该做法实质上是放弃了接旧档导、地线应力的计算,转而依赖设计经验进行主观判断,容易误判造成设计缺陷,同时也限制了迁改方案的灵活性。

接旧塔为耐张塔时,因接旧档导、地线张力荷载未知,无法判断接旧塔的张力差情况,为保证强度满足要求,接旧耐张塔一律使用终端塔的做法,造成极大的浪费。而当接旧档为孤立档时,无法通过观察现状悬垂串的竖直状态来判断导、地线是否达到原运行张力,如参考原运行弧垂架线,则因迁改前后档距的变化而存在

较大误差,留有极大的设计隐患。

1.2实测弧垂反推应力法

为补充经验设计法的不足,部分设计人员通过现场实测弧垂,反推运行应力,但常常以环境温度代替导、地线实际线温。此种做法仅适用于负荷较小或处于冷备用状态的输电线路,当负荷较大时,电流的热效应使得导线温度明显高于环境温度,导线温升将不可忽略。加之作业过程操作不规范,经常导致计算结果偏差太大,失去参考价值,甚至误导设计。

2计及导线温升的应力计算

随着高分辨率红外测温技术的成熟与普及,通过该技术测量导线温度,并结合运行单位提供的线路负荷台账进行线温验证,可大大提高导、地线运行应力计算的精度。

2.1测量准备

为减小误差,测量时需注意以下事项:

(1)为减小偶然误差,需对观测档内多个点的弧垂进行测量,然后根据各点的弧垂反推出同一工况下的应力值,取平均值后,再以此作为已知工况计算其他工况的应力值。

(2)对于连续档,不宜选取与代表档距相差极大的档距作为观测档,且观测档导线对地距离不宜太高,否则不便测量线温。

(3)受测温设备镜头分辨率限制,线温测量点尽量选在导线正下方,并且距离系数K(K=s/D,指测温设备到导线的距离s与导线直径D的比值)满足测温设备分辨率要求。

(4)在无风、无冰天气下展开测量工作,如遇阵风需停止测量工作:导线弧垂和线温的测量工作同时进行,并记录测量时的环境温度、测量时间。

以某待迁改的220kV老旧线路为例,查询运维台账得知,线路投运于2003年,迁改段所用导线型号为2×LGJ-400/35,地线为JLB4-120,原线路设计的主要气象条件:高温40℃,低温-20℃,年平均10℃,覆冰5mm,最大风速25m/s(依据旧版规范,对地距离15m高)。现状线路导、地线参数如表1所示。

主要设计气象条件如表2所示。

2.2测量记录

综合考虑工期安排、疫情管控以及当地天气情况,定于2021年5月初完成测量,记录现场测量数据如表3所示。

2.3线温复核

因地线中仅有微弱的感应电流,温升可忽略不计,故可认为地线线温与环境温度相同,根据表3记录数据,导线因电流热效应温升数值在20~25℃,最大温升发生在8#观测点,达到25.1℃。

经向电力公司相关人员了解,实测期间本线路所带负荷为208.97~325.67MVA(对应子导线电流为274.21~427.35A)。

根据《110kV~750kV架空输电线路设计规范》(GB50545一2010)条文说明第5.0.6章节的相关公式,可推算出导线温升为18~29℃,与实测线温基本相符,证明了线温测量数据的可靠性。

2.4应力计算

2.4.1连续档

以某观测档一端电线悬挂点作为坐标0点,测得距离坐标0点水平距离x处的弧垂为/x,将观测档距下的弧垂折算至代表档距下的弧垂:

式中:/px为观测点折算至代表档距下的电线弧垂(m):/x为观测点观测档的电线弧垂(m):1为观测档档距(m):1p为代表档距(m):/p为代表档距下的最大弧垂(m):8为观测档的高差角,tan8=,Ah为挂点高差。

然后求出不同观测点的最低点的应力:

式中:r0为测量时弧垂最低点的应力值(N/mm2):x为弧垂观测点至坐标0点的水平距离(m):y0为实测时电线的比载[N/(m·mm2)],取电线自重比载。

根据公式(1)(2),通过档内各点的观测弧垂反推观测档的应力值。需要注意的是,由于测量不同观测点时线温有所差异,故需将反推的应力值统一折算至同一工况下,所用公式如下:

式中:rm、r分别为已知工况、待求工况弧垂最低点的电线应力值(N/mm2):ym、y分别为已知工况、待求工况电线的比载[N/(m·mm2)]:E为电线的弹性模量(N/mm2):a为电线的膨胀系数(1/℃):lm、l分别为已知工况、待求工况电线的温度(℃)。

本文以折算至年平工况为例,计算结果如表4所示

根据表4可知,导、地线的年平均运行应力分别取48.45N/mm2、107.30N/mm2,然后根据公式(3),计算出观测档在其他工况下的应力,如表5所示。

由表5可知,导线的最大运行应力为覆冰工况,等效安全系数为3.51,年平工况运行应力值为保证拉断力的20.87%:地线的最大运行应力为大风工况,等效安全系数为4.03,年平工况的运行应力值为保证拉断力的17.54%。

低温工况和年平工况的比载相同,温度相差30℃,根据表5算得二者导线应力相差12%,实测期间导线平均温升23.0℃,粗略推算,如忽略导线温升将造成导线应力计算误差约9%,会给设计工作带来较大干扰。

2.4.2孤立档

以电线悬挂点作为坐标0点,弧垂最低点的应力为:

式中:ys为绝缘子串比载[N/(m·mm2)]:入0为绝缘子串水平投影长度(m)。

已知工况和待求其他工况应力关系为:

式中:rn为待求工况下应力(N/mm2):ln为待求工况下温度(℃):Km、Kn分别为已知工况和待求工况线长参数,可用公式(6)计算。

式中:11为扣除两侧绝缘子串的档距长度(m):G为绝缘子串荷载(N):A为电线截面(mm2):W1为电线单位截面上的荷载(N/mm2):yβ为电线水平投影比载[N/(m·mm2)]。

经现场观察,该孤立档导线为双联耐张串,每联采用18片,参考近似串型,预估导线耐张串串重330kg,串长4.0m,地线耐张串按串重6.5kg,串长0.38m计算。

将实测数据代入公式(4),计算实测温度下的导、地线应力值,并根据公式(5)(6)将计算结果统一折算至年平工况下,如表6所示。

然后再根据公式(5)(6),计算观测档在其他工况下的应力,如表7所示。

由表7可知,导线最大运行应力为覆冰工况,等效安全系数为3.63,年平工况运行应力值为保证拉断力的20.53%:地线最大运行应力为大风工况,等效安全系数为4.65,年平工况运行应力值为保证拉断力的15.67%。

低温工况和年平工况的比载相同,温度相差30℃,根据表7算得二者导线应力相差17%,实测期间导线平均温升23.4℃,粗略推算,如忽略导线温升将造成导线应力计算误差约13%,达到不可接受的程度。

3结语

本文给出了通过测量导、地线线温及弧垂,反推各工况运行应力的详细过程,为接旧档的架线设计、现状杆塔校验提供了重要依据。根据推算,如忽略导线温升,反推的导线应力计算误差可达10%以上,超过可接受的误差范围。本文引入红外测温技术测量导、地线的实际线温,大大提高了反推应力的计算精度,弥补了传统计算以环境温度代替导线温度的不足。

值得注意的是,本文所述通过查询实测期间负荷,推算电流热效应引起导线温升的方法具有一定的局限性:一方面,不同测量时刻日光对导线的日照强度、垂直于导线的风速等计算参数有所区别,且对计算结果的影响较大:另一方面,导线的热传导过程有一定的迟滞性,线路所带负荷与实测线温在时间上不是严格的对应关系,在本文中仅用作线温测量的佐证数据。