沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 架空輸電線路防風(fēng)加強(qiáng)設(shè)計

顏子威，朱映潔，章東鴻，潘春平，龔有軍

（中國能源建設(shè)集團(tuán)廣東省電力設(shè)計研究院有限公司,廣東 廣州 510663）

0 引言

臺風(fēng)災(zāi)害給沿海地區(qū)電網(wǎng)造成了極大的威脅，現(xiàn)已成為電網(wǎng)生產(chǎn)運(yùn)維中最為嚴(yán)重的挑戰(zhàn)之一[1-3]。以廣東電網(wǎng)為例，2017 年8 月，受臺風(fēng)“天鴿”吹襲，多回500 kV 線路斷線，導(dǎo)致澳門電網(wǎng)損失全部負(fù)荷，珠海電網(wǎng)重創(chuàng)，2014 年“威馬遜”、2015 年“彩虹”等臺風(fēng)也均對南方電網(wǎng)造成了重大損失[4-6]，對于如何提高沿海地區(qū)電網(wǎng)抗臺風(fēng)災(zāi)害能力，國內(nèi)外學(xué)者近年來從輸電線路風(fēng)荷載的計算方法與抗風(fēng)可靠度評估方面開展了許多研究工作。其中，文獻(xiàn)[7-8]對比了GB 50545 與IEC、ASCE、JEC 等國外主流標(biāo)準(zhǔn)在風(fēng)荷載計算方法上的差異，詳細(xì)分析了公式中各個系數(shù)的取值差異與原因；文獻(xiàn)[9-10] 指出GB 50545 相比國外設(shè)計規(guī)范在脈動風(fēng)效應(yīng)上的考慮有所不足，并以風(fēng)工程理論為基礎(chǔ)，推導(dǎo)了導(dǎo)、地線風(fēng)振系數(shù)的計算公式。文獻(xiàn)[11]就我國現(xiàn)行《架空輸電線路荷載規(guī)范》（DL/T 5551－2018，下稱“荷載規(guī)范”）[12]與國外代表性荷載規(guī)范中的各參數(shù)取值差異的實質(zhì)原因及分布規(guī)律進(jìn)行了詳盡分析，提出對新規(guī)范平均風(fēng)荷載和脈動風(fēng)效應(yīng)中不盡合理的參數(shù)取值進(jìn)行適當(dāng)?shù)膬?yōu)化調(diào)整。有關(guān)輸電線路防風(fēng)能力評估方面，文獻(xiàn)[13-15]通過研究總結(jié)國外防風(fēng)可靠度評價標(biāo)準(zhǔn)，推導(dǎo)出了適用于南網(wǎng)地區(qū)的可靠度分級體系，提出了對于沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)不同電壓等級線路應(yīng)具有的最低抗風(fēng)可靠度級別，以上研究在修訂風(fēng)荷載計算方法，指導(dǎo)存量線路防風(fēng)改造方面具有重要的參考意義，而對于沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)新建線路工程，一直是地方政府和電網(wǎng)公司所關(guān)注的重點工作，在2018～2019 年，南網(wǎng)相繼發(fā)布了《差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)》與《35 kV～500 kV 交流輸電線路裝備技術(shù)導(dǎo)則》[16]（下稱“裝備技術(shù)導(dǎo)則”），其中要求對位于沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)（50 年一遇基本風(fēng)速V≥35 m/s 的地區(qū)）的新建500 kV 重要線路按100 年一遇氣象重現(xiàn)期設(shè)計，新建500 kV 一般線路、220 kV 和110 kV 所有線路均按50 年一遇氣象重現(xiàn)期設(shè)計，并對存量線路積極推進(jìn)防風(fēng)加固改造。以上規(guī)定確保了南方電網(wǎng)所轄沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)域內(nèi)新建110 kV 及以上電壓等級輸電線路的抗風(fēng)能力均不低于15 級臺風(fēng)上限，其中，對于500 kV 重要線路抗風(fēng)能力需達(dá)到16 級臺風(fēng)中限，全面提升了強(qiáng)風(fēng)區(qū)域內(nèi)已建輸電線路的抗風(fēng)水平，取得了顯著的成效。南網(wǎng)上述抗風(fēng)舉措為基于當(dāng)時設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)結(jié)合線路抗風(fēng)能力要求與技術(shù)經(jīng)濟(jì)性綜合形成，隨設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)的迭代更新，鮮有工作對上述抗風(fēng)舉措進(jìn)行重新復(fù)核，例如，《差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)》基于《110 kV～750 kV 架空輸電線路設(shè)計規(guī)范》[17]（以下簡稱“10 規(guī)程”）下制定，而現(xiàn)行荷載規(guī)范在風(fēng)荷載計算方法與數(shù)值上與10 規(guī)程存在較大的不同[18-19]，且目前新建架空輸電線路設(shè)計均按荷載規(guī)范要求執(zhí)行，因此，對于目前沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)線路抗風(fēng)設(shè)計舉措是否與現(xiàn)行荷載規(guī)范相適應(yīng)，成為需要研究的新問題。

本文以南網(wǎng)沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要輸電線路為例，通過制定不同的防風(fēng)設(shè)計方案，評估了南網(wǎng)差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)與現(xiàn)行荷載規(guī)范的適配性，并推薦了技術(shù)經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)綜合更優(yōu)的抗風(fēng)措施解決方案。

1 可靠度分級體系與風(fēng)荷載標(biāo)準(zhǔn)值

1.1 可靠度分級體系

文獻(xiàn)[13]將沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)輸電線路根據(jù)不同的荷載等效重現(xiàn)期劃分為7 個可靠度等級，每個可靠度級別分別對應(yīng)不同的荷載等效重現(xiàn)期與相應(yīng)的抗臺風(fēng)能力列于表1 中，各荷載等效重現(xiàn)期之間存在荷載上的轉(zhuǎn)換關(guān)系，根據(jù)我國《建筑結(jié)構(gòu)荷載規(guī)范》（GB 50009－2012）[20]中推薦的荷載重現(xiàn)期與荷載的計算關(guān)系式，推導(dǎo)出各重現(xiàn)期荷載xR與50 年一遇重現(xiàn)期荷載x50之間的比值（xR/x50，以下簡稱“荷載因子”），如下式：

表1 荷載因子與可靠度對應(yīng)關(guān)系Tab.1 Correspondence between load factor and reliability

式中：

R ——基本風(fēng)荷載重現(xiàn)期；

x100、x10——100 年、10 年重現(xiàn)期基本風(fēng)壓、雪壓（kN/m2）。

以50 年一遇重現(xiàn)期荷載為基準(zhǔn)值，依據(jù)GB 50009－2012 中各沿海城市重現(xiàn)期為100 年與10 年的基本風(fēng)壓值，對南方電網(wǎng)所轄區(qū)域內(nèi)的β 值進(jìn)行統(tǒng)計，進(jìn)而計算得到南方電網(wǎng)所轄沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)內(nèi)不同可靠度級別的荷載因子。

輸電線路各元件防風(fēng)可靠度級別通過等效因子與荷載因子的比較來判斷，南方電網(wǎng)所轄沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要輸電線路的抗風(fēng)能力應(yīng)達(dá)到16 級臺風(fēng)中限，對應(yīng)目標(biāo)可靠度等級應(yīng)達(dá)到6。等效因子定義為各設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)風(fēng)荷載計算值與50 年一遇氣象重現(xiàn)期下風(fēng)荷載標(biāo)準(zhǔn)值之間的比值，要準(zhǔn)確評估輸電線路元件的可靠度，須確定風(fēng)荷載標(biāo)準(zhǔn)值的計算方法。

1.2 導(dǎo)、地線標(biāo)準(zhǔn)風(fēng)荷載

忽略導(dǎo)線的風(fēng)致振動效應(yīng)，將鐵塔視為不動支座，作用于鐵塔的導(dǎo)、地線標(biāo)準(zhǔn)風(fēng)荷載Wl，可通過下式計算：

式中：

Q ——導(dǎo)、地線平均風(fēng)壓（kN）；

βL——忽略共振響應(yīng)的風(fēng)振系數(shù)；

W0——10 m 高10 min 平均風(fēng)壓（kN/m2）；

μz——風(fēng)壓高度變化系數(shù)；

μsc——導(dǎo)、地線體型系數(shù)；

d ——導(dǎo)、地線直徑（m）；

Lp——鐵塔水平檔距（m）；

B1——導(dǎo)地線覆冰風(fēng)荷載增大系數(shù)；

θ ——風(fēng)速方向與導(dǎo)地線水平向的夾角（°）；

g ——峰值因子；

Iz(z) ——計算高度z 處的湍流強(qiáng)度；

Lx——水平向相關(guān)函數(shù)的積分尺度；

δL——脈動水平檔距相關(guān)性積分因子。

1.3 塔身標(biāo)準(zhǔn)風(fēng)荷載

鐵塔風(fēng)荷載的標(biāo)準(zhǔn)值WS，可按下式計算：

式中：

μs——塔架的體型系數(shù)；

B2——鐵塔構(gòu)件覆冰風(fēng)荷載增大系數(shù)；

AS——迎風(fēng)面構(gòu)件的投影面積計算值（m2）；

I10——10 m 高處湍流強(qiáng)度；

Bz——z 高度段的背景分量因子；

R ——共振因子；

f1——結(jié)構(gòu)一階振型頻率（Hz）；

Sf（f）——達(dá)文波特譜譜密度函數(shù)；

ζ1——結(jié)構(gòu)一階振型阻尼比；

L ——取1 200 m；

V10——10 m 高度10 min 平均風(fēng)速（m/s）；

z ——塔段離地高度（m）。

1.4 絕緣子串標(biāo)準(zhǔn)風(fēng)荷載

懸垂絕緣子串風(fēng)荷載標(biāo)準(zhǔn)值Wz可按式（11）、式（12）計算，耐張絕緣子串風(fēng)荷載標(biāo)準(zhǔn)值Wj可按式（13）、式（14）計算：

式中：

x、y ——垂直于導(dǎo)線方向與順導(dǎo)線方向；

λi——順風(fēng)向絕緣子串風(fēng)荷載屏蔽折減系數(shù)；

n ——絕緣子串?dāng)?shù)；

βb——絕緣子風(fēng)振系數(shù)，取值其連接的導(dǎo)地線、跳線的風(fēng)振系數(shù)βL相等；

μsi——絕緣子體型系數(shù)，一般取1.0 或試驗數(shù)據(jù)；

S ——絕緣子串承受風(fēng)壓面積計算值（m2）。

1.5 鐵塔總體標(biāo)準(zhǔn)風(fēng)荷載

鐵塔總的風(fēng)荷載由導(dǎo)、地線風(fēng)荷載（含絕緣子金具）與塔身風(fēng)荷載疊加組成，疊加時需考慮塔身與各自脈動風(fēng)荷載的不同時性問題[21]，計算鐵塔風(fēng)荷載標(biāo)準(zhǔn)值時，導(dǎo)地線風(fēng)荷載應(yīng)根據(jù)以下公式：

式中：

Wx、Wy——垂直于導(dǎo)線線條水平方向與順導(dǎo)線線條水平方向的風(fēng)荷載（kN）；

γC——風(fēng)荷載折減系數(shù)，可靠度評價時取1；

εd——塔線脈動相關(guān)性折減系數(shù)，取0.8。

1.6 荷載規(guī)范與10 規(guī)程中風(fēng)荷載計算差異

荷載規(guī)范頒布后，對于導(dǎo)、地線以及塔身風(fēng)荷載的認(rèn)識與10 規(guī)程相比存在較大差異，為方便設(shè)計人員使用，從表達(dá)式形式來看基本一致，主要反映在式中不同系數(shù)的引入與取值差異上，如表2 所示。有關(guān)絕緣子串風(fēng)荷載的計算方法，荷載規(guī)范中詳細(xì)明確了多聯(lián)間不同方向的遮擋系數(shù)，但從計算值來看兩個規(guī)程是相同的。

表2 荷載規(guī)范與10 規(guī)程取值差異對比Tab.2 Comparison of the difference in values between the load specification and the 10 gauge

2 沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)線路抗風(fēng)加強(qiáng)方案

2.1 比選方案與計算參數(shù)

以500 kV 重要輸電線路為例，結(jié)合10 規(guī)程與荷載規(guī)范，擬定5 個強(qiáng)風(fēng)區(qū)不同設(shè)防方案如表3 所示。

表3 強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要線路抗風(fēng)設(shè)計方案Tab.3 Wind-resistant design scheme for 500 kV important lines in strong wind areas

南網(wǎng)沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要輸電線路防風(fēng)可靠度需達(dá)到6 級，以50 年一遇基本風(fēng)速v=39 m/s 為例，得到各方案在大風(fēng)工況下的設(shè)計風(fēng)速如表4 所示，表中目標(biāo)可靠度工況下的風(fēng)速為可靠度等級6所對應(yīng)荷載等效重現(xiàn)期下的風(fēng)速，作為“目標(biāo)可靠度”工況下的驗算條件，用來判斷輸電線路元件是否滿足可靠度要求。表中大風(fēng)工況計算平均高取20 m，對于目標(biāo)可靠度工況下的計算平均高按同塔雙回輸電線路上層導(dǎo)線平均高取45 m。

表4 各方案下的設(shè)計風(fēng)速值對比Tab.4 Comparison of design wind speed values under various scenarios

本文測算導(dǎo)線型號選取過載能力相對較差的JL/LB20A-400/35 型鋁包鋼芯鋁絞線，機(jī)械特性參數(shù)如表5 所示。

表5 JL/LB20A-400/35 型導(dǎo)線機(jī)械特性參數(shù)Tab.5 JL/LB20A-400/35 type conductor mechanical characteristic parameters

2.2 線條荷載

線條荷載包括導(dǎo)線的水平風(fēng)荷載、垂直荷載與縱向張力荷載，以方案一下的水平、垂直、縱向3 個方向的荷載為基準(zhǔn)，計算得到各方案下的相對荷載百分比，如表6 所示。同時，對沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV重要線路在5 種設(shè)防方案下進(jìn)行防風(fēng)可靠度分析及技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較，如表7 所示。

表6 不同設(shè)防方案下的線條荷載對比（v=39 m/s）Tab.6 Comparison of line loads under different fortification schemes (v=39 m/s)

表7 目標(biāo)可靠度工況下的縱向荷載對比Tab.7 Comparison of longitudinal loads for target reliability conditions %

方案一、方案二在不同代表檔距下的水平風(fēng)荷載恒為定值，根據(jù)荷載規(guī)范計算方法下的方案三、方案四、方案五由于考慮了風(fēng)荷載的脈動折減，其水平風(fēng)荷載計算值隨代表檔距的增大而減小。

計算表明，無論是采用10 規(guī)程還是荷載規(guī)范，提高重現(xiàn)期方案下的水平荷載比考慮1.1 倍重要性系數(shù)下的計算值要大；相同重現(xiàn)期下，由于水平荷載計算時各項系數(shù)的取值差異，荷載規(guī)范與10 規(guī)程中除去平均風(fēng)壓W0后的系數(shù)乘積之比在1.04～1.09 之間（代表檔距300～800 m），因此，基于荷載規(guī)范計算下的水平荷載要大于10 規(guī)程，例如：方案三、方案四分別相比方案一、方案二的水平荷載要增大1.5%～8.3%，該差異隨設(shè)計風(fēng)速的增大，鐵塔高度增高、水平檔距的增大而減?。挥捎诟鞣桨钢心繕?biāo)可靠度工況下的風(fēng)速相同，計算值均一致，表中未給出。

線條單位垂直荷載與設(shè)計風(fēng)速無關(guān)，由于方案一、方案三、方案五相比方案二、方案四考慮了1.1倍重要性系數(shù)，且本文按懸鏈線兩端等高考慮，忽略了垂直檔距變化等因素的影響，因此，方案一、方案三、方案五下的垂直荷載計算值相比方案二、方案四將增大約10%。

各方案導(dǎo)線張力特性在39 m/s 的基本風(fēng)速下均由大風(fēng)工況控制，因此，無論基于何種標(biāo)準(zhǔn)計算，考慮重要性系數(shù)方案下的縱向荷載均要大于提高重現(xiàn)期方案；目標(biāo)可靠度工況作為驗算工況，該工況下的縱向荷載與重要性系數(shù)無關(guān)，但由于采用荷載規(guī)范計算出的水平荷載要大于10 規(guī)程，導(dǎo)致方案三、方案四/方案五下的縱向張力分別相比方案一、方案二要減小5.6%～9.8%、7%～11%。

2.3 絕緣子串與塔身荷載

不同設(shè)防方案下的絕緣子串風(fēng)荷載計算方法均一致，區(qū)別僅在于氣象重現(xiàn)期與重要性系數(shù)取值的不同，同樣以方案一下的絕緣子串風(fēng)荷載與塔身風(fēng)荷載計算值為基準(zhǔn)，各方案下的荷載相對百分比值如表8 所示。

表8 不同設(shè)防標(biāo)準(zhǔn)下的絕緣子串與塔身風(fēng)荷載對比Tab.8 Comparison of wind loads on insulator strings and towers with different defence standards %

由于方案二、方案四、方案五在50 年基準(zhǔn)重現(xiàn)期荷載的基礎(chǔ)上乘以了100 年一遇重現(xiàn)期荷載因子1.17 以及方案一、方案三中考慮了重要性系數(shù)1.1引起的綜合差異，導(dǎo)致方案二、方案四下的絕緣子串水平風(fēng)荷載計算值要大于方案一、方案三約6.4%，方案五在提高重現(xiàn)期基礎(chǔ)上還考慮了重要性系數(shù)，絕緣子串風(fēng)荷載相比方案二、方案四進(jìn)一步增大約10%。

對于塔身風(fēng)荷載，差異主要在于風(fēng)振系數(shù)βZ的取值不同，由于500 kV 線路桿塔全高較高，按10 規(guī)程要求下的βZ加權(quán)平均值不小于1.6，而根據(jù)荷載規(guī)范等效則通常在1.5 左右，因此相同條件下，采用荷載規(guī)范計算出的塔身風(fēng)荷載比10 規(guī)程略小，隨設(shè)計氣象重現(xiàn)期提高，塔身風(fēng)荷載出現(xiàn)顯著增大，此外，由于重現(xiàn)期轉(zhuǎn)換荷載因子以及重要性系數(shù)差異，采用荷載規(guī)范方法并考慮重要性系數(shù)的方案三，相比方案二塔身風(fēng)荷載計算值要低約5.8%。

2.4 輸電線路各元件可靠度等級及抗風(fēng)能力比較

根據(jù)各設(shè)防方案下的輸電線路元件等效因子計算結(jié)果，結(jié)合表1 中的荷載因子進(jìn)行比較，得到各方案下不同輸電線路元件相應(yīng)的可靠度等級及抗風(fēng)能力如表9 所示。

表9 各設(shè)防方案下輸電線路元件可靠度與抗風(fēng)能力對比Tab.9 Comparison of reliability and wind resistance of transmission line elements under various scenarios

方案二至方案五線路各元件均能達(dá)到可靠度為6 的等級要求，且抗風(fēng)能力均能達(dá)16 級中限水平及以上，滿足沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要線路的相關(guān)防風(fēng)要求，方案二即南網(wǎng)差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)中對于沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要線路的抗風(fēng)舉措，可見其抗風(fēng)水平與方案三相當(dāng)，方案四、方案五的抗風(fēng)能力較方案二、方案三更強(qiáng)，因而其相應(yīng)造成的工程投資越大，而方案一線路總體抗風(fēng)能力僅為16 級下限水平，其中，導(dǎo)線和絕緣子串可靠度等級僅為5，不滿足抗風(fēng)能力要求。對于導(dǎo)、地線抗風(fēng)能力的判斷，取決于在何種可靠度和荷載等效重現(xiàn)期下，導(dǎo)地線不會發(fā)生斷裂（包括斷股），根據(jù)《圓線同心絞架空導(dǎo)線》（GB/T 1179－2017）[22]，本文對于導(dǎo)線弧垂最低點容許荷載極限取80%UTS（極限抗拉強(qiáng)度），表10 給出了目標(biāo)可靠度工況下的導(dǎo)線最低點水平張力與UTS 的百分比值計算結(jié)果。

表10 目標(biāo)可靠度工況下的導(dǎo)線張力與UTS 百分比Tab.10 Percentage of wire tension versus UTS for target reliability conditions %

方案一在目標(biāo)可靠度工況下的張力與UTS 比值在代表檔距大于500 m 時就超過了80%的控制值，如仍需將導(dǎo)線張力控制在80%UTS 以內(nèi)，需使線條張力得以放松，但會使得導(dǎo)線弧垂增大，或采用其他過載性能較好的線型；此外，可見差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)（方案二）與按目前荷載規(guī)范方法考慮重要性系數(shù)（方案三）方案下的導(dǎo)線抗風(fēng)能力基本相當(dāng)。

2.5 弧垂特性

各設(shè)防方案在導(dǎo)線線溫80 ℃下的弧垂差值計算結(jié)果如表11 所示。

表11 不同設(shè)防方案下的弧垂差值對比Tab.11 Comparison of arc sag differences under different protection scenarios

導(dǎo)線弧垂計算與重要性系數(shù)無關(guān)，提高重現(xiàn)期方案下的弧垂值均要大于考慮重要性系數(shù)方案，根據(jù)荷載規(guī)范不提高氣象重現(xiàn)期與按10 規(guī)范提高氣象重現(xiàn)期在各代表檔距下的弧垂值也是基本相當(dāng)?shù)模磳τ谘睾?9 m/s 強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要線路而言，在滿足16 級中限的抗風(fēng)能力要求下，南網(wǎng)差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)（方案二）與方案三下的桿塔高度也可良好匹配。

2.6 投資比較

各設(shè)防方案下的塔重、基礎(chǔ)材料量及工程投資相對差異如表12 所示。

表12 不同設(shè)防方案下的工程量對比Tab.12 Comparison of quantities of work under different fortification scenarios

根據(jù)表中測算結(jié)果，方案一比方案二投資低約5.3%，方案四比方案三投資高約7.6%，方案五比方案三投資高約13.3%，而方案三與方案二之間的塔重、基礎(chǔ)材料量和工程投資均基本相當(dāng)；相同條件下，采用荷載規(guī)范與10 規(guī)程相比，塔重、基礎(chǔ)材料量和投資增長較大，主要是由于鐵塔平均高度及水平荷載增大引起的。

綜合以上測算結(jié)果，考慮輸電線路防風(fēng)安全與經(jīng)濟(jì)性，對于強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要輸電線路，在執(zhí)行荷載規(guī)范前提下，采用50 年重現(xiàn)期基準(zhǔn)風(fēng)速并考慮1.1 倍重要性系數(shù)進(jìn)行設(shè)計，相比南網(wǎng)此前基于10規(guī)程發(fā)布的差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)，無論是在防風(fēng)能力還是工程總體投資上均可良好匹配。如若在現(xiàn)行荷載規(guī)范方法下對強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要線路仍結(jié)合差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)（方案四）執(zhí)行，雖可進(jìn)一步提高輸電線路抗風(fēng)能力，但將造成工程投資的顯著增大。

2.7 工程實例分析

以南方電網(wǎng)沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)某500 kV 重要線路為例，該輸電線路有約24.215 km 線路段位于沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)，沿線地貌以山地、丘陵為主，海拔高度0～500 m，每相導(dǎo)線采用4×JL/LB20A-630/45 鋁包鋼芯鋁絞線，導(dǎo)線最高長期允許運(yùn)行溫度按80 ℃設(shè)計；地線采用2 根48 芯OPGW 架空復(fù)合地線，型號為OPGW-120-48-2-4。接下來分別以方案三：荷載規(guī)范+考慮重要性系數(shù)（50 年一遇+1.1 重要性系數(shù)）與方案四：荷載規(guī)范+提高重現(xiàn)期方案（100 年一遇）2 種不同的抗風(fēng)加強(qiáng)措施進(jìn)行設(shè)計。

根據(jù)《南方電網(wǎng)沿海地區(qū)設(shè)計基本風(fēng)速分布圖》，若按50 年一遇基本風(fēng)速設(shè)計（方案三），則該線路段分別位于37 m/s 與39 m/s 風(fēng)區(qū)，線路長度與桿塔基數(shù)分別為15.597 km（37 基）、8.618 km（21 基）；若按100 年一遇基本風(fēng)速設(shè)計（方案四），則該線路段分別位于41 m/s 與43 m/s 風(fēng)區(qū)，線路長度與桿塔基數(shù)分別為14.014 km（33 基）、10.201 km（25 基）。為方便技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，假設(shè)2 種設(shè)防方案下的立塔位置相同，經(jīng)排位統(tǒng)計，兩方案設(shè)計下的桿塔平均呼高、塔重、基礎(chǔ)方量、本體投資等技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)均列于表13中。根據(jù)測算結(jié)果，在執(zhí)行荷載規(guī)范的前提下，采用設(shè)計氣象重現(xiàn)期50 年+重要性系數(shù)1.1 比采用設(shè)計氣象重現(xiàn)期100 年可節(jié)約塔材約10.7%，節(jié)約基礎(chǔ)方量約16.3%，節(jié)約本體投資約7.2%，而可靠度維持6級不變?？梢娫诒ＷC目標(biāo)可靠度的前提下，采用設(shè)計氣象重現(xiàn)期50 年+重要性系數(shù)1.1 的抗風(fēng)加強(qiáng)舉措可顯著節(jié)約工程投資，對生產(chǎn)環(huán)節(jié)節(jié)約資源和降低碳排放，減少對自然環(huán)境的破壞具有重要意義。

表13 工程投資差異表Tab.13 Schedule of variances in engineering investments

3 結(jié)論

結(jié)合10 規(guī)程、荷載規(guī)范以及南方電網(wǎng)差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)，通過對沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要線路在5 種設(shè)防方案下進(jìn)行防風(fēng)可靠度分析及技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較，主要得出以下結(jié)論：

1）5 個設(shè)防方案中，除方案一外，方案二至方案五下的輸電線路各元件可靠度等級均可達(dá)到6，抗臺風(fēng)能力均可達(dá)到16 級中限及以上水平，滿足南網(wǎng)差異化建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)中的抗臺風(fēng)能力要求，其中，輸電線路總體安全性能：方案五>方案四>方案三≈方案二。

2）方案三與方案二相比較，方案三鐵塔和基礎(chǔ)等效因子略小，導(dǎo)線等效因子相同，絕緣子串等效因子較高，各輸電元件抗風(fēng)可靠度等級持平，同時垂直及縱向兩個方向上的計算荷載高出方案二約10%。輸電線路總體安全性能與方案二基本相當(dāng)。

3）對于強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV 重要線路，在執(zhí)行荷載規(guī)范前提下，采用50 年重現(xiàn)期基準(zhǔn)風(fēng)速并考慮1.1 倍重要性系數(shù)可與此前南網(wǎng)基于10 規(guī)程前提下按100 年一遇氣象重現(xiàn)期進(jìn)行防風(fēng)設(shè)計，無論是在防風(fēng)能力還是工程投資上均可良好匹配，對于強(qiáng)風(fēng)區(qū)500 kV重要線路采用50 年一遇氣象重現(xiàn)期+重要性系數(shù)1.1 為各方案中技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)綜合最優(yōu)的選擇，對于節(jié)約資源、降低碳排放，減少對自然環(huán)境的破壞具有重要意義。

4 討論

本文研究對于南網(wǎng)沿海強(qiáng)風(fēng)區(qū)新建500 kV 重要輸電線路防風(fēng)設(shè)計方案修訂具有較強(qiáng)的參考意義，研究方法可推廣至不同風(fēng)區(qū)、不同重要性等級、不同電壓等級架空輸電線路的防風(fēng)差異化建設(shè)中。各電網(wǎng)公司應(yīng)結(jié)合線路重要性等級以及抵御臺風(fēng)災(zāi)害的能力要求提出統(tǒng)一且合理的設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)，便于線路工程的設(shè)計及運(yùn)維管理，也能在保證抗風(fēng)能力的前提下，不造成無益的投資浪費。