Q/CSG—11512-Q/CSG—11512圖，因其兩端不對稱，所以它有4個自振頻率。圖7.0.11-1FR型防振錘結構示意由于極導線結構形式的影響，使六分裂導線的微風振動強度較單導線或雙分裂導線低。分裂導線安裝間隔棒后具有一定的消振作用，使分裂導線組合體不易引起微風振動。借鑒以往500kV輸電線路的運行經驗及科研單位的研究成果，對六分裂導線安裝間隔棒的線路，當導線平均運行張力不大于拉斷力的25%時，600m及以下檔距可不另加防振措施，當檔距大于600m時，安裝1個FR-4防振錘。防振錘的安裝數量見表7.0.11-1。表7.0.11-1 分裂導線防振錘安裝數量地區條件檔距（m）每檔每子導線安裝個數0個1個2個4個防振措施A泥沼、平地<600600～800800～1200＞1200B丘陵<600600～800800～1200＞1200C一般山地<600600～900900～1300＞1300D高山大嶺<600600～900900～1300＞1300對于振動嚴重地段及大跨越檔距的架空線建議采用復合防振，以獲得較好的防振效果。如：護線條加防振錘，阻尼線加防振錘，護線條加阻尼線加防振錘等。普通地線采用LBGJ-180-20AC鋁包鋼絞線防振錘采用FR-2型。根據有關課題承擔單位采用能量平衡法微風振動計算程序，把檔距從100m到1000m按每增加50m作為一種檔距情況，每種檔距情況又對安裝不同數量的防振錘進行計算。并通過總結分析國內外的研究成果、設計經驗，結合能量平衡法的數值計算結果，對防振錘安裝數量建議如下表。表7.0.11-2 地線防振錘安裝數量地區條件檔距（m）每檔安裝個數0個1個2個3個4個5個6個防振措施A泥沼平地200200～300300～450450～600600～800800～1000＞1000B丘陵200200～300300～450450～600600～800800～1000＞1000C一般山地300300～400400～600600～800800～10001000～1200＞1200D高山大嶺300300～400400～600600～800800～10001000～1200＞1200該成果比我國設計手冊上規定的防振錘安裝數量（見表7.0.11-3）要多，該研究成果（表7.0.11-2）是輸電線路設計技術上的進步及突破，建議采用。表7.0.11-3地線防振錘安裝數量（設計手冊規定）檔距范圍(m)L<350350≤L＜700700≤L＜1000≥1000LBGJ-180-20AC地線每檔每端安裝個數12343對于次檔距振蕩，分裂導線裝設阻尼式間隔棒，并合理調整次檔距距離，優化布置阻尼間隔棒，以加強對次檔距振蕩的防護。間隔棒的型式應結合防舞動措施一并考慮，以防止子導線鞭擊、吸合，次檔距分裂導線翻轉、金具磨損，間隔棒疲勞等故障發生。根據國網北京電力建設研究院《±800kV級直流多分裂間隔棒及掛線金具研究》的結論。現對±800kV直流特高壓線路六分裂導線推薦線路最大次檔距為66m，平均次檔距為50～55m，端次檔距為25～35m（在導線的分裂間距取450mm情況下）；當線路經過重冰區時，平均次檔距和端次檔距都應適當減小。間隔棒采用不等距安裝，并避免對稱布置。國網北京電力建設研究院“大截面導線分裂間距及最大次檔距的探討”計算結果。表7.0.11-4大截面導線間距比與次檔距之間的關系分裂間距（mm）LGJ-900/40LGJ-900/75最大次檔距(m)平均次檔距（m）N個/km最大次檔距(m)平均次檔距（m）N個/km400504025534224450554423584622500604821645120需要注意的是，計算時未考慮覆冰的影響，日本特高壓輸電特別委員會指出覆冰會加劇次檔距振蕩，此種地域下最大次檔距比一般地域縮短5～10m。4對于大跨越導地線防振技術要求，目前國內大跨越導地防振措施有：純防振錘防振方案，阻尼線防振方案，阻尼線加防振錘聯合防振方案，交叉阻尼線加防振錘聯合防振方案，圣誕樹阻尼線防振方案等，具體的大跨越導地線防振方案應根據運行經驗或通過實驗來確定。5由于各地發生導線微風振動事故很多，危害也很大，在運行規程中也要求一般線路每5年，大跨越每二年測振一次，但我國導線微風振動許用動彎應變沒有統一標準，結合國內外情況，參照電力建設研究所企業標準，提出各種導線的微風振動許用動彎應變值，供設計人員參考。懸垂線夾、間隔棒、防振錘等處導線上的動彎應變宜不大于符合表5.0.11-5所列值。表7.0.11-5導線微風振動許用動彎應變表單位為序號導線類型大跨越普通檔1鋼芯鋁絞線、鋁包鋼芯鋁絞線1001502鋁包鋼絞線(導線)1001503鋁包鋼絞線(地線)1502004鋼芯鋁合金絞線1201505全鋁合金絞線1201506鍍鋅鋼絞線2003007OPGW(全鋁合金線)1201508OPGW(鋁合金和鋁包鋼混絞)1201509OPGW(全鋁包鋼線)1502007.0.12輸電線路通過導線易舞動地區時，應適當提高線路抗舞能力，并預留導線防舞動措施安裝孔位。導線舞動對線路安全運行所造成的危害十分重大，諸如線路頻繁跳閘與停電、導線的磨損、燒傷、斷線，金具及鐵塔部件損壞等等，可能導致重大的經濟損失與社會影響。現行的防舞措施，概括起來大約可分為三大類：其一，從氣象條件考慮，避開易于形成舞動的覆冰區域與線路走向；其二，從機械與電氣的角度，提高線路系統抵抗舞動的能力；其三，從改變與調整導線系統的參數出發，采取各種防舞裝置與措施，抑制舞動的發生。防舞動裝置有集中防振錘、失諧擺、雙擺防舞器、終端阻尼器、空氣動力阻尼器、擾流防舞器、大電流融冰等，國內目前用得較多的防舞裝置為集中防振錘、失諧擺、雙擺防舞器等。7.0.13對未張拉過的導、地線受力后除產生彈性伸長和塑性伸長外，還隨著受力的累積效應產生蠕變伸長。塑性伸長及蠕變伸長均為永久變形(以下簡稱塑性伸長)。為考慮塑性伸長對弧垂的影響，線路理想的施工工藝是按塑性伸長曲線(蠕變曲線)架設導、地線。我國電線制造廠家目前不提供塑性伸長曲線，對新國標的電線產品又無系統的塑性伸長資料，故導、地線的塑性伸長相應的降溫值仍取原電力規程的采用值。原電力規程對鋼芯鋁絞線塑性伸長采用值如表7.0.13-1。表7.0.13-1以往設計規程鋼芯鋁絞線塑性伸長采用值電線型號鋁鋼截面比塑性伸長輕型鋼芯鋁絞線(LGJQ型)8.01～8.074×10-4～5×10-4鋼芯鋁絞線(LGJ型)5.29～6.003×10-4～4×10-4加強型鋼芯鋁絞線(LGJJ型)4.29～4.393×10-4 對GB1179－1999《圓線同心絞架空導線》中鋁鋼截面比為4.29～7.91者，參考表7.0.13-2，其長期運行后產生的塑性伸長取值如下表。表7.0.13-2鋼芯鋁絞線塑性伸長采用值鋁鋼截面比塑性伸長取值7.71～7.914×10-4～5×10-45.05～6.163×10-4～4×10-44.29～4.383×10-4目前，輸電線路輸送容量增大，輸電線路中大量選用大鋁鋼截面比導線，如630、720導線，為此在鋼芯鋁絞線塑性伸長表及鋼芯鋁絞線降溫值表中補充鋁鋼截面比11.34～14.46的內容，并提出對更大鋁鋼截面比的鋼芯鋁絞線或鋼芯鋁合金絞線應采用制造廠家提供的塑性伸長值或降溫值。8絕緣子和金具8.0.1基本同DL/T5092-19998.0.1條文一致。國內自80年代末開始批量使用復合絕緣子，最大使用荷載設計安全系數大都為3.0，至今運行情況基本良好，雖出現極個別串脆斷，多是產品質量問題。因此復合絕緣子最大使用荷載設計安全系數取3.0較為合適。DL/T5092-19998.0.1條文對瓷質盤型絕緣子有校驗常年荷載安全系數的要求，華東院就此提出以下建議：即使常年荷載對玻璃絕緣子玻璃件的影響較小，但對玻璃絕緣子金屬部分產生疲勞的作用與瓷絕緣子一樣，因此玻璃絕緣子也應受到常年荷載的限值；國產瓷絕緣子產品質量不斷提高，在目前有條件擇優選購的情況下，在限制常年荷載的問題上瓷質絕緣子和玻璃絕緣子可以等同看待；常年荷載安全系數不僅對絕緣子有影響，對金屬件也有影響，因此常年荷載安全系數取4.0。電力規劃設計總院以電規總送（2002）73號文，對華東電力設計院《關于盤型絕緣子常年荷載安全系數的復函》，已明確在擇優采購的情況下，瓷和玻璃絕緣子在限制常年荷載問題上可以等同看待，其常年安全系數一般送電線路工程按不低于4.0考慮。國內自80年代末開始批量使用復合絕緣子，荷載設計安全系數大都為3.0，至今運行情況良好，雖出現極個別串脆斷，多屬產品質量問題；故復合絕緣子最大使用荷載設計安全系數取3.0較為合適。90年代開始使用瓷棒絕緣子，根據德國運行經驗最大使用荷載設計安全系數取3.0，運行情況良好的情況，本規程建議可暫按3.0考慮。8.0.2熱鍍鋅仍是金具有效的防腐措施。為了給今后采用更有效的措施留有余地，因此語氣較DL/T5092-1999條文8.0.2更靈活些。8.0.3基本同DL/T5092-1999條文8.0.3，增加驗算工況安全系數1.5。8.0.4絕緣子串及金具防止發生電暈的措施可采用均壓環、屏蔽環及金具自身防暈等辦法。防電暈的目的主要是控制無線電干擾，對于減少電能損耗及防止金具腐蝕也有作用。一般認為絕緣子的無線電干擾是一恒定電流源產生，因此可取與試品串聯的檢測電阻的兩端電壓來進行度量，所測得的電壓稱為無線電干擾電壓（RIV），通常用dB單位表示，且取1為0dB，一般每相絕緣子串干擾電壓上限為55dB。測量方法可按GB2317.2《電力金具電暈與無線電電壓試驗方法》或參考美國全國電氣制造商協會（NEMA）法、國際無線電干擾特別委員會（CISPR）法及IEC1284“電暈和無線電干擾電壓試驗”。當金具用于海拔高于1000m地區時，位于低海拔地區的試驗室應將試驗電壓乘以海拔修正系數：式中：H——海拔高度，km。例如線路最高海拔為1500m，因此對應的±800kV線路懸垂線夾起暈電壓應不小于：816×EQ\F(1,1.1-0.1×1.5)＝858.9kV8.0.5與橫擔聯接的第一個金具受力較復雜，國內早期運行經驗已經證明這一金具不應采用可鍛鑄鐵制造的產品；1988年發生在500kV大房線上的球頭斷裂事故證明：第一個金具不夠靈活，不但本身易受磨損，還將引起相鄰的其他金具受到損壞。因此在選擇第一個金具時，應從強度、材料、型式三方面考慮。國外對此金具也有特殊考慮的事例，加拿大BC省水電局是采取提高一個強度等級的措施；日本則通過疲勞，磨損等試驗對各種金具型式進行選擇；意大利設計了一種兩個方向的回轉軸心基本上在同一個平面上的金具，使得兩個方向轉動都較靈活。因此，對聯塔第一個金具的選擇，除了要求結構上靈活外，同時要求強度上提高一個等級。8.0.6直流輸電線路地線一般是直接接地的。如果直流線路在接地極附近通過，當直流系統以大地返回方式運行（特別是大電流運行）時，由于大地電位升高，直流地電流可能通過桿塔和地線從一個桿塔流進，從另一個桿塔流出，從而導致桿塔和基礎被腐蝕。根據模擬計算，如距離大于10km，接地極地電流可能導致桿塔及基礎的腐蝕量是很輕微的，可以忽略不計。此外，如果直流（交流）線路與接地極很近，當直流系統以大地返回方式運行（特別是大電流運行）時，地電流可能通過桿塔和地線返回到換流站（變電站）接地網，再通過接地網、中性點接地的變壓器流入到交流系統中，從而導致變壓器磁飽和。緩解或消除接地極地電流對桿塔的腐蝕影響和對換流站（變電站）變壓器磁飽和影響的方法比較簡單，只要將靠近接地極的線路地線進行絕緣即可解決問題。8.0.7在路經選擇時應盡量避開易發生舞動地區，無法避讓時，要采取提高線路的機械強度，并預留安裝抑舞裝置的措施。9絕緣配合、防雷和接地9.0.1±800kV線路直線桿塔上懸垂絕緣子串的絕緣子片數選擇，一般需滿足能夠耐受長期工作電壓的作用和操作過電壓作用的要求，雷電過電壓一般不作為選擇絕緣子片數的決定條件，僅作為耐雷水平是否滿足要求的校驗條件。9.0.2±800kV直流輸電線路的防污絕緣設計，應根據絕緣子的污耐壓特性，參考最新審定的污區分布圖和直交流積污比，結合現場實際污穢調查結果，選擇合適的絕緣子型式和片數。對無可靠污耐壓特性參數的絕緣子，也可參照污穢等級按爬電比距法選擇合適的絕緣子型式和片數。（1）污耐壓法絕緣子片數選擇也可采用污耐壓法。污耐壓法是根據試驗得到絕緣子在不同污穢程度下的污穢耐受電壓，使選定的絕緣子串的污穢耐受電壓大于該線路的最大工作電壓。該方法和實際絕緣子的污耐受能力直接聯系在一起，是一種較好的絕緣子串長的確定方法，但人工污穢試驗結果同自然污穢條件下的污耐受電壓值存在等價性問題。前蘇聯、美國、美國、日本、武漢高壓研究所和電力科學研究院主要是以U50%進行污穢外絕緣設計。U50%以長串絕緣子試驗來確定。對于±800kV直流輸電路，原則上要用此法。選擇適合的試驗室和試驗方法，求出預選型號絕緣子的污閃電壓數據。我國以前沒有足夠的試驗數據，只憑NGK提供，從±500kV天廣、貴廣線無不如此。絕緣子鹽密與耐壓的關系采用日本NGK的直流絕緣子CA－735EZ（320×H170）的污耐壓值進行計算。從下表可看出，其數據也存在較大分散性。表9.0.2-1單片CA－735EZ絕緣子的污耐壓值（kV）等值鹽密Esdd（mg/cm2）備注0.030.050.080.15污耐壓值17.815.213.210.71988年NGK提供葛南線設計用15.0112.7210.869.082000年NGK提供龍政線設計用13.511.99.87.91986年日本在CIGRE會上介紹注：1、所有數據灰密為0.1mg/cm2；2、葛南數據為Tonoko土，按4次耐壓法得出；3、龍政數據為Kaolin土，按上下法求出V50％。表9.0.2-1反映了NGK自身數據的變化，我國的±500kV線路工程除葛南線外都采用NGK提供的數據。考慮到污穢導致放電的關鍵是污穢物溶于水造成的導電性，而不溶于水的成分起的作用是在潮濕氣候條件下吸收水分，以保持污層潮濕促進導電性能的增長。因此，在等值鹽密相同的情況下，絕緣子的污閃特性還受灰密的影響，根據有關試驗結果，絕緣子的人工污耐受電壓與灰密的－0.12次方成比例的降低。自然污穢絕緣子每片上下表面、同一表面的不同部位及同一串絕緣子各片之間污穢量分布不一樣，有時上、下表面積污量相差2～10倍，其污閃電壓較均勻積污提高10～20％左右。根據美國電科院有關試驗得出初步增大系數Y＝1－0.38Lg（T/B），其中（T/B）為上下表面積污比。在以往的±500kV線路設計中，各設計院統一了計算方法，程序如下：表9.0.2-2按絕緣子下表面鹽密選擇片數污穢等級輕污區中污區重污區鹽密（mg/m2）0.050.080.15絕緣子上下表面積污比1:51:81:10灰密H1（mg/cm2）0.300.480.90線路最高運行電壓（kV）824要求耐受電壓V50（kV）824/（1－3×0.07）＝1043NGK提供V50（kV）（灰密H2＝0.1mg/cm2）15.012.810.7灰密修正系數K1＝（H1/H2）-0.120.8760.8280.768灰密校正后V50＝V50×K1（kV）13.1410.68.22上下表面積污比校核系數K2＝1－0.38Lg（T/B）1.2661.3431.38積污比校正后V50＝K2×V50（kV）16.6414.2411.34要求絕緣片數637492以往我國±500kV線路的絕緣配置，是按NGK公司推薦的方法和污耐壓曲線進行的，與目前電科院采用方法的程序差別很大。±800kV線路V型串絕緣子片數分別采用兩種方法計算結果對比見表9.0.2-3：表9.0.2-3電科院和NGK污耐壓法片數的比較絕緣子型號ESDD(mg/cm2)H=1000mH=2000mH=3000mCA-7450.0563(64)67(68)72(73)0.0877(75)82(80)88(86)0.1588(91)94(97)101(104)CA-7740.0559(60)61(63)64(68)0.0871(70)74(74)77(80)0.1583(85)86(90)90(96)()中的值為按NGK的方法選定的絕緣子片數。從表9.0.2-3可以看出，兩種計算方法得到的結果差別不大，基本處于同一絕緣水平。Ⅴ型串污耐壓較單Ⅰ串高,主要原因在以下幾個方面：①是本Ⅴ型串的電弧較單Ⅰ串易飄移絕緣子串表面不易形成線狀放電，與單Ⅰ串緊貼絕緣子串的電弧短接形式不同；②是Ⅴ型串特殊的布置方式改善了絕緣子串的對地電容，使容性電流對絕緣子串的影響減小，提高了其污閃電壓；③在合理的污穢設計下，V型串的積污特性要優于懸垂串，僅為懸垂串的85%甚至更低；電力科學研究院根據人工污穢試驗結果總結及分析，對不同海拔不同污穢度下絕緣子片數進行計算，推薦±800kV級直流輸電線路單I串、單V串所需各種傘型絕緣子的片數和串長如表9.0.2-4、9.0.2-5。表9.0.2-4±800kV級直流輸電線路單I串所需各種傘型絕緣子的片數和串長傘型鹽密海拔高度0m1000m2000m3000m4000mmg/cm2片數串長片數串長片數串長片數串長片數串長片m片m片m片m片m鐘罩CA-745EZ210kN0.03549.18589.866210.546611.227312.410.056711.397212.247713.098314.119015.300.088314.118915.139516.1510217.3411118.870.15*9415.9810017.0010718.1911619.7212621.420.15**8814.969415.9810117.1710918.5311820.06CA-756EZ300kN0.03489.36519.955510.735811.316312.290.055911.516212.096713.077113.857715.020.087815.218316.198917.369518.5310320.090.15*8917.369418.3310019.5010821.0611622.620.15**8316.198817.169418.3310019.5010821.06CA-765EZ400kN0.035511.285811.896212.716613.537214.760.056413.126813.947314.977815.998417.220.088116.618617.639118.669820.0910521.530.15*8918.259419.2710020.5010822.1411623.780.15**8317.028818.049419.2710020.5010822.14CA-785EZ530kN(550kN)0.034510.804811.525112.245412.965914.160.055513.205813.926214.886716.087217.280.087217.287618.248119.448720.889422.560.15*8319.928821.129422.5610024.0010825.920.15**7718.488219.688821.129422.5610124.24三傘CA-774EZ210kN0.03488.16508.50528.84559.35579.690.056410.886711.396911.737212.247612.920.087813.268113.778414.288814.969215.640.15*9415.989716.4910217.3410618.0211118.870.15**8714.798414.288814.969115.479616.32CA-776EZ300kN0.03438.39458.78479.17499.56519.950.055610.925811.316111.906312.296612.870.086512.686813.267113.857414.437815.210.15*8416.388716.979117.759518.539919.310.15**7614.827915.418215.998616.779017.55CA-778EY420kN0.03428.61449.02469.43489.845010.250.055511.285711.696012.306212.716513.330.086413.126713.747014.357314.977615.580.15*8216.818617.638918.259319.079820.090.15**7515.347815.998116.618517.438918.25CA-779EX550kN0.03409.604210.084410.564611.044811.520.055212.485412.965713.685914.166214.880.086114.646415.366615.846916.567217.280.15*7818.728119.448520.408921.369322.320.15**7117.047417.767718.488019.208420.16表9.0.2-5±800kV級直流輸電線路單V串所需各種傘型絕緣子的片數和串長傘型鹽密海拔高度0m1000m2000m3000m4000mmg/cm2片數串長片數串長片數串長片數串長片數串長片m片m片m片m片m鐘罩CA-745EZ210kN0.03488.16528.84559.355910.036310.710.055910.036310.716711.397212.247813.260.087312.417713.098213.948814.969516.150.15**8314.118817.169418.3310119.7010821.06CA-756EZ300kN0.03428.19448.58479.17519.955410.530.055310.345610.926011.706412.486913.460.086612.877013.657514.638015.608716.970.15*8115.808716.979217.949919.3110620.670.15**7715.028115.808716.979318.1410019.50CA-765EZ400kN0.03479.645010.255310.875711.696212.710.055811.896112.516613.537014.357615.580.087014.357415.177916.208517.439118.660.15*8116.618717.849218.869920.3010621.730.15**7715.798116.618717.849319.0710020.50CA-785EZ530kN(550kN)0.03399.36419.844410.564711.285112.240.054911.765212.485613.446014.406415.360.086214.886615.847016.807518.008119.440.15*7618.248119.448620.649222.089923.760.15**7217.277618.178119.518720.869322.43三傘CA-774EZ210kN0.03437.31457.65477.99498.33518.670.05579.695910.036110.376410.886711.390.086811.567112.077412.587713.098113.770.158013.608314.118614.629015.309415.98CA-776EZ300kN0.03377.22397.61407.80428.19448.580.05489.36509.755210.145410.535711.120.086212.096412.486713.077013.657314.240.15*8716.979017.559418.339819.1110320.090.15**7614.827915.418215.998616.779017.55CA-778EY420kN0.03377.59387.79408.20428.61438.820.05479.644910.055110.465411.075611.480.086112.516312.926613.536914.157214.760.15*8517.438918.259319.079719.8910120.710.15**7515.347815.998116.618517.438918.25CA-779EX550kN0.03358.40368.64389.12399.36419.840.054510.804711.284911.765112.245312.720.085813.926014.406214.886515.606816.320.15*7618.248119.447217.289222.0810024.000.15**7117.047417.767718.488019.208420.16說明：①0.15*：自然鹽密與等值鹽密有效性折算按“等值鹽密=0.8*自然鹽密”計算，推算得到數據。②0.15**：自然鹽密與等值鹽密有效性折算按“等值鹽密=2/3*自然鹽密”計算，推算得到數據。（2）泄漏比距法早在±500kV葛南線路設計時，原電力部向泰西蒙公司便提出了我國電網110～220kV線路防污運行經驗總結如下表：表9.0.2-6交流電網的成功運行經驗電壓等級（kV）等值鹽密（mg/cm2）絕緣子相電壓情況下爬電比距（cm/kV）額定電壓情況下爬電比距（mm/kV）數量（片）爬距（mm）1100.0372803.091.780.14574104.522.62200.025132802.871.650.05133203.531.90.074134104.22.4當時泰西蒙公司并未按此執行，而是參照日本的交、直流積污比曲線給出直流線路的對應鹽密，再按NGK公司提出的絕緣子污耐壓數據進行絕緣子片數選擇。線路投入運行后便出現污閃事故而運行調爬，運行證明其絕緣配置偏小。通過對上表的分析，可以得出，在導線對地電壓情況下爬電比距與等值鹽密的關系曲線及對數擬合表達式詳見圖9.0.2-1：圖9.0.2-1鹽密與爬距關系曲線L＝0.8891ln（ESDD）＋6.2606其中：L：要求的爬電比距（cm/kV）；ESDD：等值鹽密（mg/cm2）。根據國內外對絕緣子的人工污耐壓試驗證明：在相同的鹽密下，直流條件下的污耐壓值較之交流低15～20％。因此直流的爬電比距應是交流的2倍以上（）,按上式計算出直流線路爬電比距應滿足表9.0.2-7的要求。表9.0.2-7按推算的爬電比距要求的絕緣子片數直流等值鹽密（mg/cm2）等效交流等值鹽密（mg/cm2）推算的直流線路要求爬電比距cm/kV±800kV要求的片數0.050.104.32630.080.164.82710.150.305.4980注：CA735絕緣子的有效爬距系數取1.0。9.0.3根據近年來我國±500kV線路運行經驗，并結合絕緣子污耐壓試驗結果，±800kV直流線路采用64片單片絕緣子高度為170mm的絕緣子組成的懸垂絕緣子串時可以滿足輕污區耐壓要求。根據±500kV直流線路上過電壓研究，其操作過電壓水平在1.5～1.8pu，最大操作過電壓發生在線路中間。目前國內±800kV直流線路操作過電壓水平計算結果在1.6～1.8pu。由于絕緣子表面臟污時沿面放電過程是其表面干燥帶的形成及局部電弧的發展過程。對污穢條件下絕緣子純操作沖擊強度存在不同看法，一種看法為污穢物使絕緣子操作沖擊耐受強度降低，另一種看法認為，在中等程度污穢條件下，絕緣子的操作沖擊耐受強度，將高于清潔濕耐受值，即使在重污穢下也僅很少下降或不下降，但均認為污穢絕緣子的操作沖擊閃絡電壓都隨污穢程度的增加而降低。根據美國EPRI試驗驗證，在同一污穢條件下，同型號的絕緣子的直流操作耐壓為直流耐壓的2.2～2.3倍。又根據大量試驗研究證明，當預加直流電壓時，其50％操作沖擊電壓是50％污閃運行電壓的1.7～2.3倍。因此，操作過電壓對絕緣子片數的選擇不起控制作用。由于污穢原因，直流線路的絕緣子片數（串長）較交流1000kV線路還多（長），其在雷電沖擊電壓下的絕緣裕度較大，反擊雷電流超過200kA，雷電過電壓對絕緣子片數的選擇不起控制作用。耐張絕緣子串受力比懸垂絕緣子串大，容易產生零值絕緣子，一般要求在懸垂串片數基礎上增加絕緣子片數。但±800kV線路直線桿塔懸垂絕緣子串的絕緣子片數選擇主要取決于工作電壓，且按工作電壓選擇的絕緣子串的操作沖擊50%放電電壓遠大于系統操作過電壓，所以耐張串絕緣子片數仍可按本規定正文表7.0.3執行。行業標準DL/T5092—1999規定，為保持高桿塔的耐雷性能，全高超過40m有地線的桿塔，高度每增高10m，絕緣子應增加1片。由于±800kV線路按工作電壓確定的絕緣子串長具有較高的耐雷電沖擊絕緣水平，不再增加片數已能保證較高的耐雷水平和較低的雷擊跳閘率水平。因此本規定取消該項要求。9.0.4在雨量充沛地區，耐張絕緣子串由于水平放置容易受雨水沖洗，因此其自潔性較懸垂絕緣子串要好，110~500kV運行經驗表明，耐張絕緣子串很少污閃。因此在同一污區內，其爬電距離可較懸垂串減少。9.0.5國內外污閃試驗結果（包括STRI試驗）證實：同等污穢，即便在親水性狀態下，復合絕緣子污閃電壓比瓷和玻璃絕緣子高50％以上，因此，同樣運行電壓下，合成絕緣子爬距僅需要瓷和玻璃絕緣子爬距的2/3即可；按照目前±500kV超高壓直流輸電線路絕緣配置，合成絕緣子爬距定為瓷絕緣子爬距的3/4以上已經有相當裕度。云廣±800kV直流線路工程推薦的合成絕緣子串長及爬距配置見表9.0.5-1。表9.0.5-1合成絕緣子懸垂串配置（串長（m）/爬距（m））污區海拔高度（m）輕污（0.05mg/cm2）中污（0.08mg/cm2）重污（0.15mg/cm2）100010.2/38.2510.6/39.7510.6/39.75150010.6/39.7510.6/39.7512.0/45200010.6/39.7510.6/39.7512.0/45250010.6/39.7510.6/39.7512.0/459.0.6依據相關研究成果，在海拔高度超過1000m的地區，絕緣子的片數應進行修正，修正辦法可按下式確定。式中nH——高海拔地區每串絕緣子所需片數；H——海拔高度，km；m1——特征指數，它反映氣壓對于污閃電壓的影響程度，由試驗確定。各種絕緣子的m1值應根據實際試驗數據確定。表7.0.6-1給出了部分形狀絕緣子m值的參考值。表9.0.6-1部分形狀絕緣子的m值的參考值絕緣子型式普通型雙傘防污型三傘防污型m0.50.380.31表9.0.6-2不同海拔高度的氣壓海拔高度(m)050010001500200025003000氣壓(Mpa)0.10130.09680.08970.08460.07940.07510.0704電科院在文獻“±800kV直流絕緣子污穢放電特性及高海拔放電系數研究”報告中結論，在高海拔地區1000-4000m地區，線路絕緣子海拔修正系數為：海拔每升高1000m，絕緣子的耐污閃能力就下降：鐘罩型絕緣子為5.9%，外傘型絕緣子為3.9%，復合絕緣子下降6.4%。9.0.7風偏后導線對桿塔構件的空氣間隙，應分別滿足工作電壓、操作過電壓及雷電過電壓的要求。(1）工作電壓空氣間隙根據電力科學研究院試驗結果，分裂導線對塔身間隙在直流正極性電壓作用下的放電特性見圖9.0.7-1。將試驗結果與棒-板間隙和棒-棒間隙的試驗結果進行比較的結果表明，在正極性直流電壓下，放電電壓與間隙距離呈線性關系，并且與棒-棒、棒-板的試驗結果很接近。在負極性直流電壓下，電極形狀對放電電壓有一定的影響，分裂導線對塔身間隙的放電特性更接近棒-板的情況。可見直流電壓要求的空氣間隙距離遠小于沖擊電壓要求的間隙距離，在桿塔間隙距離的設計中可不予考慮。圖9.0.7-1分裂導線對塔身間隙的正極性直流放電特性參照電力行業標準DL/T436-2005《高壓直流架空送電線路技術導則》中的公式，導線對桿塔空氣間隙的直流50%放電電壓應符合式9.0.7-1的要求。………（9.0.7-1）式中：Ue為最高運行電壓，kV；K1,K2—直流電壓下間隙放電電壓的空氣密度、濕度校正系數；K3—安全系數，1.15；σN—空氣間隙直流放電電壓的變異系數，0.9%。如果最高運行電壓取816kV，安全系數取1.15，空氣間隙直流放電電壓的變異系數取為0.9%，則當導線對桿塔的凈空距離為2.1m時，即可滿足±800kV直流電壓對空氣間隙的要求。(2）操作過電壓空氣間隙直流線路的操作過電壓，其產生機理及出現的頻度，與交流系統有一定的不同，主要波形為直流分量之上疊加一沖擊波。當然交流操作波形更復雜，雖千差萬別，IEC的統一試驗標準操作波為250/2500us。目前尚無直流操作波形的規定，試驗也不多。國際上多引用瑞典試驗數據，盡管很不完善。它的試驗波形為120/4000us，疊加在直流分量之上。對于棒板間隙，直流分量的疊加影響甚大，其閃絡電壓可提高10％，少量的試驗數據表明，對于導線～塔身間隙，直流分量的疊加影響甚微，參見圖9.0.7-2。圖9.0.7-2瑞典導線－塔身間隔放電特性圖9.0.7-2上部曲線為棒～棒間隙，下部曲線為棒～板間隙，中間部分為直流電壓疊加操作沖擊電壓試驗數據，擬和曲線為美國BPA后期采用，與交流操作波間隙因數K＝1.28非常接近。美國高壓部門一直未作直流操作波空氣間隙放電試驗，早期的太平洋聯絡線是按照等效交流放電特性決定的，±400kV直流線路指1.7倍過電壓，30風偏，間隙取2.35m。電科院在±800kV直流V型絕緣子串桿塔塔頭空氣間隙操作沖擊放電特性試驗中，通過對V形串塔頭空氣間隙進行的正極性50%操作沖擊放電特性試驗，獲得了直流線路桿塔V形串空氣間隙距離與正極性50%操作沖擊放電電壓的特性曲線，如圖7.0.7-3所示。圖9.0.7-3±800kV直流線路桿塔空氣間隙操作沖擊放電特性作為對比，圖9.0.7-4還給出了電科院80年代開展的±500kV直流線路塔頭空氣間隙的50%正操作沖擊放電電壓試驗的特性曲線。圖9.0.7-4空氣間隙操作沖擊放電特性比較參照電力行業標準DL/T436-2005《高壓直流架空送電線路技術導則》的公式，直流桿塔空氣間隙的正極性50%操作沖擊放電電壓應符合式9.0.7-2的要求。………（9.0.7-2）式中：Um—最高運行電壓，kV；K′1，K′2—操作沖擊電壓下間隙放電電壓的空氣密度、濕度校正系數；K′3—操作過電壓倍數；σs—空氣間隙在操作電壓下放電電壓的變異系數。根據電科院系統所的800kV直流線路內過電壓研究報告，如果不考慮直流線路逆變側不投旁通對緊急停運時的故障形式，則直流線路沿線最大暫態過電壓出現在0.1p.u功率下線路中點故障時非故障極線路中點，過電壓值為1308kV。計算得到正極性50%操作沖擊放電電壓為1486kV，對應的操作沖擊間隙距離為5.1m。(3）雷電過電壓要求的空氣間隙在雷電過電壓情況下，其空氣間隙的正極性雷電沖擊放電電壓應與絕緣子串的50%雷電沖擊放電電壓相匹配。不必按絕緣子串的50%雷電沖擊放電電壓的100%確定間隙，只需按絕緣子串的50%雷電沖擊放電電壓的80%確定間隙（間隙按0級污穢要求的絕緣長度配合）或雷電過電壓間隙不予規定。即按下式進行配合。（9.0.7－4）式中：U50%__絕緣子串的50%雷電沖擊放電電壓，kV。其數值可根據絕緣子串的雷電沖擊試驗獲得或由絕緣長度求得。對于直流線路，我國電力科學研究院曾在500kV塔頭上進行了直流疊加雷電沖擊波的絕緣子串閃絡試驗，其復合閃絡電壓（Vi＋Vdc）如表9.0.7-1：表9.0.7-1絕緣子串的雷電波閃絡電壓（kV）閃絡電壓絕緣子片數直流電壓（kV）（Vi＋Vdi）102030Vdc＝0961.41910.22881.1Vdc＝170969.71900.4/Vdc＝330932.61921.72852.9Vdc＝5001902.02823.7從表9.0.7-1可知，復合閃絡電壓與單獨雷電沖擊基本一致。因此，可以用單獨施加雷電波時（如交流線路）的試驗數據來進行防雷計算。目前導則中沒有提出直流線路的雷電過電壓的間隙要求。由于直流線路串長大于交流線路，如按交流配合比選擇大氣過電壓下的間隙值則明顯偏大，而按操作過電壓間隙值進行防雷計算，比較合理。較為合適的特高壓直流線路的防雷計算新方法，科研單位正在進行研究。對于高壓直流線路而言，一般不考慮雷電過電壓情況。因為直流換流閥在直流線路遭受電擊時，換流閥很快動作，由換流狀態轉換為逆變狀態，對線路進行抽能和去空氣游離電子作用，然后重新啟動，時間極短，全過程不超過100ms，基本不影響線路連續運行。塔頭間隙設計時一般不考慮雷電過電壓影響。(4）前蘇聯的研究表明，導線距橫擔、導線距塔身的距離不同空氣間隙的電氣特性也不同，放電電壓與對應導線位置的塔身寬（B）之間，可由下式確定：式中：（1）塔身寬B=1m時的放電電壓，B=0.02~5m根據電科院所做合成絕緣子試驗情況，在兩支合成絕緣子串聯使用時，兩合成絕緣子間的聯結金具上發生跳弧現象，因此合成絕緣子是否可以串聯使用要進一步試驗，在工程設計中宜采用單支合成絕緣子。電科院采用不同絕緣子串型式的±800kV直線塔空氣間隙沖擊50％擊穿電壓試驗結果見表9.0.7-2。表9.0.7-2±800kV直線塔空氣間隙沖擊50％擊穿電壓試驗結果絕緣子串型式合成絕緣子瓷絕緣子每聯絕緣子支（片）數兩支串聯一支50片60片64操作沖擊電壓（kV）16381776174019502091由表9.0.7-2可以看出，由兩支串聯合成絕緣子組成的“V”型絕緣子串，由于受中間均壓環的影響，導線對鐵塔50％操作沖擊耐受電壓最低，其次為玻璃絕緣子及整支合成絕緣子組成的“V”型絕緣子串。經折算，在操作沖擊電壓下，由兩支串聯合成絕緣子及玻璃絕緣子組成的“V”型絕緣子串所需的空氣間隙，分別比由整支合成絕緣子組成的“V”型絕緣子串多0.2m～0.8m。對于工作電壓，由于其放電間隙距離相對于絕緣子串長要小很多，因此，在工作電壓下，由兩支串聯合成絕緣子組成的“V”型絕緣子串，電氣間隙距離僅做適當調整。9.0.8在海拔高度超過1000m的地區，直流線路帶電部分對桿塔構件空氣間隙放電電壓應進行修正，本規程所用的僅為相（極）對地絕緣，因此，原文只給出曲線a的說明。9.0.9帶電作業要求的空氣間隙在《帶電作業工具基本技術要求及設計導則》標準中，規定可以接受的危險率水平為1.0×10-5。檢修人員停留在線路上進行帶電作業時，系統不可能發生合閘空載線路操作，并應退出重合閘。而單極接地分閘過電壓是確定帶電作業安全距離時必須考慮的過電壓。以往超高壓輸電線路設計時，對需要帶電作業的桿塔，應考慮帶電作業所需的安全空氣間隙距離。由于帶電作業的方式是靈活多樣的，根據多年的設計及運行經驗，在一般情況下不會也不宜因考慮帶電作業而增大塔頭尺寸。不過，在設計中應盡可能從塔頭結構及構件布置上為帶電作業創造方便條件。±800kV線路帶電檢修研究已有電力科學研究院通過試驗得到相關成果。根據分析和試驗結果，計算出滿足帶電作業危險率小于1×10-5的最小安全距離如表9.0.9所示。表9.0.9 ±800kV直流線路塔頭空氣間隙(m)位置線路中點線路起點計算內容危險率(1×10-6)最小安全距離危險率(1×10-6)最小安全距離地電位作業5.496.96.055.8等電位作業5.496.88.85.7等電位作業9.046.94.715.99.0.10修改引用《110~500kV架空送電線路設計技術規程》DL/T5092—1999條文，500kV直流和交流線路都全線假設雙地線。9.0.11隨著線路額定電壓的提高，線路絕緣水平不斷提高，雷電反擊跳閘的概率愈來愈小，我國雷電定向定位儀記錄的數據表明，我國500kV線路雷擊跳閘的主要原因是繞擊跳閘。前蘇聯特高壓線路的運行經驗也表明，雷擊跳閘是1000kV線路跳閘的主要原因。在1985年至1994年十年期間，特高壓線路雷擊跳閘高達16次，占其總跳閘次數的84％，而雷擊跳閘的原因是雷繞擊導線。經分析，前蘇聯特高壓線路的地線保護角過大是(大于20°)造成了雷電繞擊率過高的主要原因。日本特高壓線路和其500kV線路一樣，均采用負的地線保護角，雷電繞擊率較低。如采用兩根地線，采用負保護角，則理論計算繞擊事故率極低。其次就是降低工頻接地電阻，提高反擊時的耐雷水平。電科院、清華大學根據向家壩-上海±800kV特高壓直流輸電工程塔型尺寸和間隙，計算±800kV反擊耐雷水平如表9.0.11-1、9.0.11-2。表7.0.11-1±800kV直流線路反擊雷電性能的計算（電科院計算）工頻接地電阻/Ω反擊耐雷水平/kA反擊閃絡率次/100km·a301360.845201740.311152040.095102490.03053270.004表9.0.11-2±800kV直流線路反擊雷電性能的計算（清華大學計算）工頻接地電阻/Ω反擊耐雷水平/kA反擊閃絡率次/100km·a302180.110202500.0475152700.0281102900.016753160.0084從表中可以看出，±800kV直流線路反擊耐雷水平明顯高于交流500kV線路桿塔接地電阻在10～15Ω范圍時的反擊耐雷水平177～125kA。9.0.12修改引用《110~500kV架空送電線路設計技術規程》DL/T5092—1999條文。9.0.13修改引用《110~500kV架空送電線路設計技術規程》DL/T5092—1999條文。10導線布置10.0.1本條基本沿用DL/T5092-1999第10.0.1條。增加了按不同串型，列表規定水平線間距離公式中的懸垂絕緣子串系數。對于直流線路，對于導線——導線直流對稱電極間隙其放電特性可視為與交流相同，±800kV線路電壓可看作等效于交流線路電壓峰值，其電壓有效值為kV，即和交流不同，公式中增加直流系數Ku＝。據此按公式求得相應于各檔最小線距如表10.0.1-1(設計冰厚10mm，串長取12m)。 表10.0.1檔距(m)300400500600700800900100012001400弧垂m6.8612.2019.0627.4537.3648.8061.7676.25109.8149.45線距(m)V-V12.012.613.113.714.314.815.416.020.822.5I-I16.817.417.918.519.119.620.220.825.627.3 對于檔距在1000~2000米，將上式最后一項 表10.0.1為電氣安全控制的距離，由上表可知，檔距在1000米以下，線距主要由間隙圓控制，檔距在1000米以上應綜合考慮，以確定合適的線距。另外，確定線間距離時考慮電磁環境控制因素，對于6*630導線，導線極距不得小于22m。10.0.2新增條文說明導地線的水平偏移主要取決于導線和地線覆冰不均勻以及覆冰脫落時的跳躍或舞動情況下導地線間的工作間隙，特高壓線路應該按以上三種情況求得塔頭上最小垂直距離和水平偏移的最佳組合。按導地線覆冰不均勻以及覆冰脫落時的跳躍或舞動情況下分別進行校驗，得出結論。根據實際工程經驗，校驗計算檔距組合取為Y－Y－Y－X－Y－Y－Y連續上山，脫冰檔X檔距為550m、高差為33％，其余檔Y檔距為400m、高差為15％，導線懸垂串10m、地線懸垂串1m，計算結果見下。=1\*GB3①不均勻覆冰靜態接近情況下要求的檔中電氣距離對塔頭不起控制作用；=2\*GB3②脫冰跳躍動態接近情況下要求的檔中電氣距離對所要求的最小垂直距離和水平偏移如下表：覆冰10mm水平偏移，m要求的垂直距離100％脫冰75％脫冰50％脫冰25％脫冰07.94821.82188－1.4064－4.2684717.91867261.775578－1.47253－4.3753527.82977971.635464－1.67451－4.7119537.6805721.397744－2.02413－5.3411247.46941051.0555－2.54533－6.47267覆冰15mm水平偏移，m要求的垂直距離100％脫冰75％脫冰50％脫冰25％脫冰014.951555.5334450.463143－3.85176114.930675.4990010.410158－3.94981214.86795.3951740.249382－4.25612314.762935.220444－0.02497－4.81618414.615184.972152－0.42381－5.75895由上表看出，增大水平偏移對地線支架意義不大，因此特高壓交直流示范工程水平偏移取大于1m（10mm冰區），具體由保護角控制水平偏移。=3\*GB3③導線舞動的情況下要求的檔中電氣距離對塔頭的最小垂直距離和水平偏移不起控制作用11桿塔型式11.0.1給定桿塔類型的基本概念，使得桿塔類型的定義規范化和具體化。同時，便于區分懸垂型和耐張型兩類桿塔的荷載組合。對于換位桿塔、跨越桿塔以及其他特殊桿塔，可以按絕緣子與桿塔的連接方式分別歸入懸垂型或耐張型。11.0.2能夠滿足使用要求（如電氣參數等）的桿塔外型或型式可能有多種，要根據線路的具體特點來選擇適合的桿塔外形。同一條線路，往往由于沿線所經地區環境、條件等不同，對塔型的要求也不同。設計時應在充分優化的基礎上選擇最佳塔型方案。11.0.3本條規定了桿塔的使用原則。在桿塔選型時不僅要對塔體本身進行技術經濟比較，而且要考慮到導線排列型式和塔體尺寸(如鐵塔根開)對不同地質條件的基礎造價的影響，進行綜合技術經濟比較。通常導線水平排列比三角排列鐵塔的基礎作用力要小些；塔體尺寸大(鐵塔根開大)，基礎作用力也要小些，基礎材料耗量也相應比較小一些。但是對地質條件較好的山區，減小基礎作用力，效果就不顯著，塔體尺寸大(根開大)，可能還會引起土方開挖量增加。對山區鐵塔應采用長短腿配合高低基礎的結構型式，盡量適應塔位地形的要求，以減小基面開挖量和水土流失，將線路對沿線環境的影響降至最低程度。走廊清理費是指線路走廊的房屋拆遷和青苗賠償等費用。工程實踐證明，當走廊清理費較大時，通過對鐵塔、基礎和走廊清理費用進行綜合經濟比較，結果為當采用V型、Y型和L型絕緣子串時，線路走廊會更窄，走廊清理費用也會更小。懸垂型桿塔可帶3度轉角設計，是根據國內的設計和運行經驗提出的。由于懸垂型桿塔帶轉角只是少數情況，實際定位時，有些塔位的設計檔距往往不會用足，因此，設計時采用將角度荷載折算成檔距，在設計使用檔距中扣除，桿塔仍以設計檔距荷載計算，這樣做一般比較經濟合理。如果帶轉角較大，用縮小檔距的辦法，使懸垂型桿塔帶轉角就比較困難，同時懸垂串的偏角較大，塔頭相應要放大，而且運行方面更換絕緣子也不方便。當帶轉角后要導致放大塔頭尺寸時，宜做技術經濟比較后確定。懸垂轉角桿塔的允許角度也是根據國內的運行經驗提出的。懸垂轉角桿塔的角度較大時，通常需要在導線橫擔向下設置小支架來調整導線掛點位置以滿足電氣間隙要求。12桿塔荷載及材料12.1桿塔荷載12.1.1荷載分類分類原則是根據《建筑結構可靠度設計統一標準》GB50068-2001，結合輸電結構的特點，為簡化荷載分類，不列偶然荷載，將屬這類性質的斷線張力及安裝荷載等也列入了可變荷載，將基礎重力列入永久荷載，同時為與習慣稱謂一致不采用該標準中所用的“作用”術語，而仍用“荷載”來表述。12.1.2荷載作用方向1一般情況，桿塔的橫擔軸線是垂直于線路方向中心線或線路轉角的平分線。因此，橫向荷載是沿橫擔軸線方向的荷載，縱向荷載是垂直于橫擔軸線方向的荷載，垂直荷載是垂直于地面方向的荷載。2懸垂型桿塔基本風速工況，除了0o風向和90o風向的荷載工況外，45o風向和60o風向對桿塔控制桿件產生的效應很接近。因此，通常計算0o、45o及90o三種風向的荷載工況。但是，對塔身為矩形截面或者特別高的桿塔等結構，有時候可能由60o風向控制。耐張型桿塔的基本風速工況，一般情況由90o風向控制，但由于風速、塔高、塔型的影響，45o風向有時也會控制塔身主材。對于耐張分支塔等特殊桿塔結構，還應根據實際情況判斷其他風向控制構件的可能性。3考慮到終端桿塔荷載的特點是不論轉角范圍大小，其前后檔的張力一般相差較大。因此，規定終端桿塔還需計算基本風速的零度風向，其它風向（90度或45度）可根據實際塔位轉角情況而定。12.1.3正常運行情況、斷線（含導線的縱向不平衡張力）情況和安裝情況的荷載組合是各類桿塔的基本荷載組合，不論線路工程處于何種氣象區都必須計算。當線路工程所處氣象區有覆冰條件時，還應計算不均勻覆冰的情況。12.1.4基本風速、無冰、未斷線的正常運行情況應分別考慮最大垂直荷載和最小垂直荷載兩種組合。工程實踐計算分析表明，鐵塔的某些構件（例如部分V型串的橫擔構件或部分塔身側面斜材）可能由最小垂直荷載組合控制。12.1.5－6斷線（含導線的縱向不平衡張力）情況，當實際工程氣象條件無冰時，應按-5℃、無冰、無風計算。斷線工況均考慮同一檔內斷線（或導線有縱向不平衡張力）。1對懸垂型桿塔，應分別考慮一極導線有縱向不平衡張力情況或斷一根地線的情況。2對耐張型桿塔，應分別考慮一極導線有縱向不平衡張力情況或同一檔內斷一根地線和一極導線有縱向不平衡張力的情況。3對于終端桿塔，由于換流站側導線的縱向不平衡張力很小，線路側導線的縱向不平衡張力相對很大，在正常運行工況中已經考慮了線路側未架的情況，因此對直流線路終端塔只需考慮線路側地線斷線或導線有縱向不平衡張力情況即可。4本規程推薦的各型桿塔斷線條件是覆冰斷線（無冰地區除外），目的在于增大斷線后殘余張力，以增強桿塔的抗彎、抗扭能力。12.1.7為了提高地線支架的承載能力，對懸垂塔和耐張塔，地線斷線張力取值均為100%最大使用張力。12.1.8本條參照了《重覆冰架空輸電線路設計技術規程》12.0.5條的內容。12.1.9從歷次冰災事故情況來看，地線的覆冰厚度一般較導線要厚，故對于不均勻覆冰情況，地線的不平衡張力取值（占最大使用張力的百分數）較導線要大。無冰區和5mm冰區可不考慮不均勻覆冰情況引起的不平衡張力。表12.1.9-1中不均勻覆冰的導、地線不平衡張力取值按下表所列條件計算，超過該條件時應按實際情況進行計算。冰區10mm15mm20mm覆冰率（一側/另一側）100%/20%100%/20%100%/20%檔距（m）550500450高差（%）15％15％15％12.1.10本條參照了《重覆冰架空輸電線路設計技術規程》12.0.6條的內容。12.1.11不均勻覆冰荷載組合，應考慮縱向彎距組合情況，以提高桿塔的縱向抗彎能力；對中、重冰區還應考慮因不均勻覆冰或不均勻脫冰產生的扭矩對桿塔的影響。不均勻冰荷載是重覆冰線路特有的荷載型式之一。在運行中常見的有覆冰不均勻和脫冰不均勻兩種主要類型。覆冰不均勻荷載主要是由于線路各段所處的地形、高程、風速、風向等不同，而使桿塔兩側導地線上冰凌存在較明顯的差別。其主要特點有三：1不均勻冰荷載持續時間相對較長；2導地線具有同期性，因而對桿塔會產生很大的縱向彎矩；3由于受覆冰全過程氣候因素影響，其覆冰不均勻度變動較大。脫冰不均勻荷載：多是在覆冰不均勻冰荷載基礎上發展而成的另一種不均勻冰荷載型式。其特點是：1在整個冰凌融化階段出現的某種靜態不均勻冰荷載情況，持續時間相對較短；2其不均勻性與冰凌性質密切相關。雨凇類冰凌，脫冰不均勻程度很小；混合凇、濕雪類一次脫冰可能達到100％，從而產生極大的不均勻差；3由于導地線各檔各相冰凌脫落時間先后不同，不均勻冰荷載組合型式多樣，有時會使桿塔受到最大的彎矩和扭矩；4脫冰不均勻的情況在重覆冰線路上出現的概率較輕覆冰線路大。12.1.12本規范規定的各類桿塔斷線情況下的斷線張力（或導線的縱向不平衡張力）和不均勻覆冰情況下的不平衡張力值已考慮了動力影響，因此，應按靜態荷載計算。12.1.132008年的嚴重冰災在湖南、江西和浙江等省份均有發生串倒的現象，由于倒塔斷線引起相鄰檔的鐵塔被拉到的現象不少。為了有效控制冰災事故的進一步擴大，對于較長的耐張段之間適當布置防串倒的加強型懸垂型桿塔，是非常有效的一種方法，國外的規范中也有類似的規定。加強型懸垂型桿塔除按常規懸垂型桿塔工況計算外，還應按所有導地線同側有斷線張力（或導線的縱向不平衡張力）計算。以提高該塔的縱向承載能力。12.1.14本條是根據以往實際工程設計經驗確定的。驗算覆冰荷載情況是作為正常設計情況之外的補充計算條件提出來的。主要在于彌補設計條件的不足，用以校驗和提高線路在稀有的驗算覆冰情況下的抗冰能力。它的荷載特點是在過載冰的運行情況下，同時存在較大的不平衡張力。這項不平衡張力是由于現場檔距不等，在覆冰過載條件下產生的，對導地線具有同期同方向的特性，故只考慮正常運行和所有導、地線同時同向有不平衡張力，使桿塔承受最大彎矩情況。鑒于驗算覆冰荷載出現概率很小，故不再考慮斷線和最大扭矩的組合情況。12.1.151懸垂型桿塔提升導、地線及其附件時發生的荷載。其中，提升導、地線的荷載一般仍按常規2倍起吊考慮。如果考慮避免安裝荷載（包括檢修荷載）控制桿件選材，起吊導、地線時采用轉向滑輪（圖12.1.12）等措施,將起吊荷載控制在導、地線重量的1.5倍以內是可行的。直流線路已有工程經驗。但是，應在設計文件中加以說明。圖12.1.12起吊導、地線時采用轉向滑輪示意圖2懸垂型桿塔，導線或地線錨線作業時，掛線點處的線條重力由于前后塔位高差對其影響較大，一般應取垂直檔距較大一側的線條重力。即：按塔位實際情況，一般應取大于50垂直檔距的線條重力；3導、地線的過牽引、施工誤差和初伸長引起的張力增大系數應由電氣專業根據導、地線的特性確定。4水平和接近水平的桿件，單獨校驗承受1000N人重荷載，而不與其它荷載組合。是參照國外的設計經驗和國內部分設計單位的實踐經驗。一般可將與水平面夾角不大于30度的桿件視為接近水平的桿件。如果某些桿件不考慮上人，應在設計文件中說明。校驗時，可將1000N作為集中荷載，桿件視為簡支梁，其跨距取桿件的水平投影長度，桿件應力應不大于材料的強度設計值。12.1.16本條是根據以往實際工程設計經驗確定的。12.1.17考慮陣風在高度方向的差異對曲線型鐵塔塔身斜材產生的不利影響，也稱埃菲爾效應。12.1.19圓管構件在以往的工程中曾出現過激振現象，有的振動已引起桿件的破壞。雖然目前要精確地計算振動力尚有因難，有些參數不容易得到，一般可參照《高聳結構設計規范》GB50135的有關規定。12.1.20導地線風荷載計算公式中風壓調整系數c，是考慮±800kV線路因絕緣子串較長、子導線多，有發生動力放大作用的可能，且隨風速增大而增大。此外，近年來500kV線路事故頻率較高，適當提高導地線荷載對降低±800kV線路的倒塔事故率也有一定幫助。根據對比計算，±800kV線路鐵塔的設計重量比不考慮c增加5～10%左右。但對于電線本身的張力弧垂計算、風偏角計算不必考慮c，即取c=1.0。按照1997年6月25日－27日電力規劃設計總院和國家電力調度通信中心聯合召開的《110～500kV架空送電線路設計技術規程報批稿專家討論會》的精神，并與電力行業標準DL/T620-1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》12.2.2條的規定取得一致，將電氣間隙校驗用的風壓不均勻系數統一使用到各級電壓線路。表12.1.20-1的注解是提醒對跳線計算，不宜考慮為效應，此外原蘇聯的1977年的《電氣設備安裝規程》及德國的DIVVDE0210以及美國的ASCE“GuidelinesforTransmissionLineStructuralLoading”等資料，也都認為對檔距小于200m左右者也不宜乘以小于1.0的值。通過對各國風偏間隙校驗用分壓不均勻系數的分析，參照其中反映風壓不均勻系數隨檔距變化規律的德國和日本系數曲線，結合我國運行經驗，提出了風壓不均勻系數的取值要求。圖12.1.20間隙校驗風壓系數不均勻系數圖從圖12.1.20反映出：1《建筑結構荷載規范》的規定適用于機械負荷計算，對于導線風偏間隙校驗應該有所折減。2俄國和對不同檔距采用簡化的單一數據，對大檔距偏高，對小檔距偏低。3日本和德國的規定，反映了風壓不均勻系數隨檔距變化的客觀規律，比較適合于權衡比選該系數的取值要求。條文中采用的數據大于德國和日本的規定。4中南院公式中第一項0.5從德國和日本公式的0.45和0.5中取大值，第二項60從60和40中取大值，這樣偏大地組合在400m檔距以下已經超出德國和日本數據的包絡線，檔距越小超出越大。5圖12.1.20中“4項平均”系取俄、中、日、德四國規范數據平均，“5項平均”還計入了荷載規范。考慮到線路實際覆冰形狀、密度與通常設計的標準狀況出入較大，為計入線路實際風荷載對桿塔設計的影響，故在本規程中增加了一個風荷載增大系數予以彌補。±800kV線路一般用于區域型電網的連接，重要性顯著，其覆冰設計重現周期按100年一遇考慮。為此，風荷載增大系數除等值受風面積校正之外，還需將風載體型系數一并校正在內。從現場實際覆冰情況可以看到，雨凇密度雖然可達900kg/m3，但由于有冰瘤現象存在，實際受風面比值應遠大于1.0。12.1.21桿塔本身風壓調整系數z，主要是考慮脈動風振的影響。為便于設計，對一般高度的桿塔在全高度內采用單一系數。根據過去部分實測結果和經驗，總高度在20m及以下的桿塔的自振周期較小(一般在0.25秒以下)，可以不考慮風振的影響(即z=1.0)。總高度超過60m的桿塔，其z宜采用由下而上逐段增大的數值，可以參照《建筑結構荷載規范》的有關規定確定；對寬度較大或迎風面積增加較大的計算段(例如橫擔、微波天線等)應給予適當加大。下表為±800kV云廣直流工程對大于60m高的桿塔z的取值表：±800kV云廣直流桿塔風荷載調整系數βZ取值表塔高（m）≤6060～100橫擔及地線支架2.202.50身部分段高（m）102030405060708090100βz1.31.351.41.451.51.551.61.651.701.80當考慮桿件相互遮擋影響時，可按《建筑結構荷載規范》的規定計算受風面積As。對基礎的z值是參考化工塔架的設計經驗，取對桿塔效應的50%，即基=(桿塔－1)/2+1，考慮到使用上方便，取對60m以下桿塔為1.0；對60m及以上桿塔為1.3。12.1.22計算公式是根據我國電力部門設計經驗確定的。以上導地線風荷載計算公式、桿塔風荷載計算公式和絕緣子串風荷載計算公式中均有系數B，B為覆冰工況時，風荷載的增大系數，僅僅用于計算覆冰風荷載之用，計算其他工況的風荷載時，不考慮系數B。12.1.23參考《建筑結構荷載規范》（GB50009—2001）第7.2.1條文。表10.1.23風壓高度變化系數μz，按下列公式計算得出:（12.1.23-1）（12.1.23-2）(12.1.23-3)(12.1.23-4)式中Z——對地高度，m。12.2結構材料12.2.1近年來，經過調研及鐵塔試驗等工作，Q420高強度角鋼在國內第一條750kV線路工程中得到了成功應用，在新建500kV輸電線路工程上也有許多應用實例。我國首條1000kV晉東南-南陽-荊門特高壓示范線路工程中也用到了Q420高強度角鋼和鋼板。華東院設計的500kV吳淞口大跨越工程中應用了Q390的高強度鋼板壓制的鋼管結構，并在500kV江陰大跨越工程中應用了ASTMGr65（屈服應力450Mpa）大規格角鋼和厚鋼板。因此，本規范將一般采用鋼材等級提高到Q420，此外，國家標準《低合金高強度結構鋼》GB/T1591-94已列入Q460高強度鋼，有條件也可采用Q460。12.2.2參考《鋼結構設計規范》GB50017-2003、《高層民用建筑鋼結構技術規程》JGJ99-98，規定所有桿塔結構的鋼材均應滿足不低于B級鋼的質量要求。由于厚鋼板在熱軋過程中產生的缺陷，當鋼板與其它構件焊接并在厚度方向承受拉力時，沿厚度方向可能會發生層狀撕裂的問題，所以本規范規定厚鋼板應考慮采取防止層狀撕裂的措施，例如可采用Z向性能鋼板、控制焊接應力、控制鋼材的斷面收縮率、控制材料雜質含量、控制焊接工藝等措施。我國《鋼結構設計規范》規定：當焊接承重結構為防止鋼材的層狀撕裂而采用Z向鋼時，其材質應符合現行國家標準《厚度方向性能鋼板》GB/T5313的規定。《建筑抗震設計規范》GB50011-2001和《建筑鋼結構焊接技術規程》JGJ81-2002/J218-2002對厚度不小于40mm的鋼材，規定宜采用抗層狀撕裂的Z向鋼材。設計人員可根據結構的實際情況進行考慮。12.2.38.8級螺栓近年來在桿塔上已應用較多，尤其是在大跨越塔結構和鋼管塔的法蘭上有一定的應用經驗。但是10.9級螺栓在輸電塔上應用還不多，螺栓的強度越高，硬度越高、脆性越大，尤其是氫脆的可能性就越大，在滿足強度要求的前提下，應特別注意螺栓的塑性性能必須符合GB/T3098的要求。12.2.4各個性能等級螺栓的材料必須滿足最小抗拉應力(fu)、最小屈服應力(fy)及一定的硬度值(HR)。例如國家標準GB3098.1的4.8級螺栓：fu=400N/mm2、fy=320N/mm2和HR=70/95；5.8級螺栓：fu=500N/mm2、fy=400N/mm2和HR=83/95；6.8級螺栓：fu=600N/mm2、fy=480N/mm2和HR=89/99……等。它們的保證應力分別是310N/mm2、380N/mm2和440N/mm2。按照國家標準GB3098.1的規定，螺栓的直徑暫按照不大于39mm考慮，直徑大于39mm的螺栓可參照采用。本規范的桿塔構件連接螺栓的強度設計值是以上述標準為基礎，并參照國內外的使用經驗和試驗結果提出的。其中螺栓的抗剪強度設計值接近于原電力規程的標準(包括原電力規程的修正值)，本規范取原規定值的1.5倍取整。但鋼材的孔壁承壓強度設計值則高于原電力規程的規定，