第二章 导线应力弧垂分析 ·导线的比载 ·导线应力的概念 ·悬点等高时导线弧垂、线长和应力关系 ·悬挂点不等高时导线的应力与弧垂 ·水平档距和垂直档距 ·导线的状态方程 ·临界档距 ·最大弧垂的计算及判断 ·导线应力、弧垂计算步骤 ·导线的机械特性曲线［内容提要及要求］ 本章是全书的重点，主要是系统地介绍导线力学计算原理。通过学习要求掌握导线力学、几何基本关系和悬链线方程的建立；掌握临界档距的概念和控制气象条件判别方法；掌握导线状态方程的用途和任意气象条件下导线最低点应力的计算步骤；掌握代表档距的概念和连续档导线力学计算方法；了解导线机械物理特性曲线的制作过程并明确它在线路设计中的应用。第一节 导线的比载 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16)) 作用在导线上的机械荷载有自重、冰重和风压，这些荷载可能是不均匀的，但为了便于计算，一般按沿导线均匀分布考虑。在导线计算中，常把导线受到的机械荷载用比载表示。
由于导线具有不同的截面，因此仅用单位长度的重量不宜分析它的受力情况。此外比载同样是矢量，其方向与外力作用方向相同。所以比载是指导线单位长度、单位截面积上的荷载，常用的比载共有七种，
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如下： 1．自重比载 导线本身重量所造成的比载称为自重比载，按下式计算 （2-1） 式中：g1—导线的自重比载，N/m.mm2； m0一每公里导线的质量，kg/km； S—导线截面积，mm2。 2．冰重比载 导线覆冰时，由于冰重产生的比载称为冰重比载，假设冰层沿导线均匀分布并成为一个空心圆柱体，如图2－1所示，冰重比载可按下式计算： （2-2） 式中：g2—导线的冰重比载，N/m.mm2； b—覆冰厚度，mm； d—导线直径，mm； S—导线截面积，mm2。 图2-1 覆冰的圆柱体 设覆冰圆筒体积为： 取覆冰密度，则冰重比载为： 3．导线自重和冰重总比载 导线自重和冰重总比载等于二者之和，即 g3＝g1+g2 （2-3） 式中：g3—导线自重和冰重比载总比载，N/m.mm2。 4．无冰时风压比载 无冰时作用在导线上每平方毫米的风压荷载称为无冰时风压比载，可按下式计算： （2-3） 式中：g4—无冰时风压比载，N/m.mm2； C—风载体系数，当导线直径d<17mm时，C=1.2；当导线直径d≥17mm时，C=1.1； v—设计风速，m/s； d—导线直径，mm； S—导线截面积，mm2； a—风速不均匀系数，采用表2－1所列数值。表2－1 各种风速下的风速不均匀系数a设计风速（m/s）20以下20-3030-3535以上ａ1.00.850.750.70 作用在导线上的风压（风荷载）是由空气运动所引起的，表现为气流的动能所决定，这个动能的大小除与风速大小有关外还与空气的容重和重力加速度有关。 由物理学中证明，每立方米的空气动能（又称速度头）表示关系为：，其中q—速度头（N／m2）,v—风速（m/s），m—空气质量（kg/m3），当考虑一般情况下，假定在
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大气压、平均气温、干燥空气等环境条件下，则每立方米的空气动能为 实际上速度头还只是个理论风压，而作用在导线或避雷线上的横方向的风压力要用下式计算: 式中：Ph—迎风面承受的横向风荷载（N）。式中引出几个系数是考虑线路受到风压的实际可能情况，如已说明的风速不均匀系数α和风载体型系数C等。另外，K表示风压高度变化系数，若考虑杆塔平均高度为15m时则取1；θ表示风向与线路方向的夹角，若假定风向与导线轴向垂直时，则θ＝90°；F表示受风的平面面积（m2），设导线直径为d(mm)，导线长度为L（m），则F=dL×10-3。 由此分析则导线的风压计算式为： 相应无冰时风压比载为： 5．覆冰时的风压比载 覆冰导线每平方毫米的风压荷载称为覆冰风压比载，此时受风面增大，有效直径为（d+2b）,可按下式计算： （2-5） 式中：g5—覆冰风压比载，N/m.mm2； C—风载体型系数，取C=1.2； 6．无冰有风时的综合比载 无冰有风时，导线上作用着垂直方向的比载为g1和水平方向的比载为g4，按向量合成可得综合比载为g6，如图2－2所示： 图2-2 无冰有风综合比载 则g6称为无冰有风时的综合比载，可按下式计算： （2-6） 式中，g6—无冰有风时的综合比载，N/m.mm2。 7．有冰有风时的综合比载 导线覆冰有风时，综合比载g7为垂直比载g3和覆冰风压比载g5向量和，如图2－3所示， 图2-3 覆冰有风综合比载 可按下式计算： （2-6） 式中g7一有冰有风时的综合比载，N/m.mm2。 以上讲了7种比载,它们各代表了不同的含义,而这个不同是针对不同气象条件而言的,在以后导线力学计算时则必须明确这些比载的下标数字的意义。 [例2-1]有一条架空线路通过Ⅳ类气象区，所用导线为LGJ一120/20型，试计算导线的各种比载。 解： 首先由书中附录查出导线LGJ一120/20型的规格参数为：计算直径d=15.07mm，铝、钢两部分组成的总截面积S=134.49mm2，单位长度导线质量m0=466.8kg/km。 由表1-8查出Ⅳ类气象区的气象条件为：覆冰厚度为b=5mm,覆冰时风速V=10m/s,最大风速V=25m/s,雷电过电压风速V=10m/s,内过电压时风速V=15m/s。下面分别计算各种比载。 (1)自重比载g1： g1=9.80665×m0/S×10-3 =9.80665×466.8/134.49×10-3 =34.04×10-3[N/m.mm2] (2)覆冰比载g2： g2(5)=27.728×b(d+b)/S×10-3 =27.728×5(15.07+5)/134.49×10-3 =20.69×10-3[N/m.mm2] (3)垂直比载g3： g3(5)=g1+g2(5)=54.73×10-3[N/m.mm2] (4)无冰时风压比载g4： 由表2-1查出当风速为20～30m/s时，α=0.85，当风速为20m/s以下时，α=1.0，风载体形系数C=1.2,由公式计算 g4(10)=0.6128×1.0×1.2×102/134.49×15.07×10-3=8.24×10-3[N/m.mm2] g4(15)=0.6128×1.0×1.2×152/134.49×15.07×10-3=18.54×10-3[N/m.mm2] g4(25)=0.6128×1.0×1.2×252/134.49×15.07×10-3=43.77×10-3[N/m.mm2] (5)覆冰时风压比载g5： 由表1-2查出α=1.0，已知C=1.2，则 g5(5,10)=0.6128×1.0×1.2(15.07+2×5)×102/S×10-3=13.71×10-3[N/m.mm2] (6)无冰时综合比载g6： 几种风速下的比载由公式 计算,分别为 (7)覆冰时综合比载g7： 当重力加速度采用9.8值计算时，其结果只是微小差别。第二节 导线应力的概念 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16)) 悬挂于两基杆塔之间的一档导线，在导线自重、冰重和风压等荷载作用下，任一横截面上均有一内力存在。根据材料力学中应力的定义可知，导线应力是指导线单位横截面积上的内力。因导线上作用的荷载是沿导线长度均匀分布的，所以一档导线中各点的应力是不相等的，且导线上某点应力的方向与导线悬挂曲线该点的切线方向相同，从而可知，一档导线中其导线最低点应力的方向是水平的。 所以，在导线应力、弧垂分析中，除特别指明外，导线应力都是指档内导线最低点的水平应力，常用σ0表示。 关于悬挂于两基杆塔之间的一档导线，其弧垂与应力的关系，我们知道：弧垂越大，则导线的应力越小；反之，弧垂越小，应力越大。因此，从导线强度安全角度考虑，应加大导线弧垂，从而减小应力，以提高安全系数。 但是，若片面地强调增大弧垂，则为保证带电线的对地安全距离，在档距相同的条件下，则必须增加杆高，或在相同杆高条件下缩小档距，结果使线路基建投资成倍增加。同时，在线间距离不变的条件下，增大弧垂也就增加了运行中发生混线事故的机会。 实际上安全和经济是一对矛盾的关系，为此我们的处理方法是:在导线机械强度允许的范围内，尽量减小弧垂，从而既可以最大限度地利用导线的机械强度，又降低了杆塔高度。 导线的机械强度允许的最大应力称为最大允许应力，用σmax表示。架空送电线路设计技术规程规定，导线和避雷线的设计安全系数不应小于2.5。所以，导线的最大允许应力为： （2-8） 式中［σmax］—导线最低点的最大允许应力，MPa； Tcal—导线的计算拉断力，N; S—导线的计算面积，, σcal—导线的计算破坏应力，MPa； 2.5—导线最小允许安全系数。 在一条线路的设计、施工过程中，一般说我们应考虑导线在各种气象条件中，当出现最大应力时的应力恰好等于导线的最大允许应力，即可以满足技术要求。但是由于地形或孤立档等条件限制，有时必须把最大应力控制在比最大允许应力小的某一水平上以确保线路运行的安全性，即安全系数K＞2.5。因此，我们把设计时所取定的最大应力气象条件时导线应力的最大使用值称最大使用应力，用σmax表示，则： （2-9） 式中σmax—导线最低点的最大使用应力，MPa； K—导线强度安全系数。 由此可知，当K=2.5时，有σmax＝［σmax］，这时，我们称导线按正常应力架设；当K＞2.5时，则，这时σmax<［σmax］，我们称导线按松弛应力架设。导线的最大使用应力是导线的控制应力之一，后边还要进行讨论。 工程中，一般导线安全系数均取2.5，但变电所进出线档的导线最大使用应力常是受变电所进出线构架的最大允许应力控制的；对档距较小的其他孤立档，导线最大使用应力则往往是受紧线施工时的允许过牵引长度控制；对个别地形高差很大的耐张段，导线最大使用应力又受导线悬挂点应力控制。这些情况下，导线安全系数均大于2.5的，为松弛应力架设。 导线的应力是随气象条件变化的，导线最低点在最大应力气象条件时的应力为最大使用应力，则其他气象条件时应力必小于最大使用应力。第三节 悬点等高时导线弧垂、线长和应力关系 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16))二、平抛物线方程 平抛物线方程是悬链线方程的简化形式之一。它是假设作用在导线弧长上的荷载沿导线在x轴上的投影均匀分布而推出的，在这一假设下，图2-6中导线所受垂直荷载变成 即用直线代替弧长，从而使积分简化，由此导出平面抛物方程为 （2－17） 相应导线的弧长方程式为： （2－18） 实际上式(2-17)是式(2-14)取前一项的结果，式(2-18)是式(2-16)取前两项的结果，这恰说明它是悬链线方程的近似表达式。 当悬挂点高差h/≤10%时，用平抛物线方程进行导线力学计算，可以符合工程精度要求。三、悬挂点等高时导线的应力、弧垂与 (一)导线的弧垂 将导线悬挂曲线上任意一点至两悬挂点连线在铅直方向上的距离称为该点的弧垂。一般所说的弧垂，均指档内最大弧垂(除了特别说明外) 1.最大弧垂计算 如图2-7所示的悬点等高情况。将式(2-13)中的x以代入，则得最大弧垂f的精确计算公式(悬链线式)如下 （2－19） 式中：f—导线的最大弧垂，m； σ0—水平导线最低点应力，MPa； g—导线的比载，N/m.mm2； —档距，m。 同理，在实际工程中当弧垂与档距之比≤10%时，可将式(2-17)中的x以代入，得最大弧垂的近似计算公式(平面抛物线计算式)： (2-20) 式(2-20)在线路设计中会经常用到。 2.任意一点的弧垂计算 如图2-7所示， 图2-7 悬线等高时弧垂 任意一点的弧垂可表示为： 利用悬链线方程进行计算，可将式(2-13)和式（2-19）代入上式，经整理得： (2-21) 式中—导线任一点D(x,y)到悬挂点A、B的水平距离； 若利用平抛物线方程，可将式(2-17)和式(2-20)进行计算，得到任意一点弧垂的近似计算式： (2-22) （二）导线的应力 1．导线的受力特点 由于将导线视为柔索，则导线在任一点仅承受切向张力。因导线不同点处由于其自身重量不同，则切向张力也是不同的，即导线的张力随导线的长度而变化。 但在线路设计中我们主要关心两个特殊点的受力情况：一是导线最低点受力；二是导线悬挂点受力。 导线的受力特点，由图2－6的受力三角形分析，导线在任一点受到的张力大小均可以分解为垂直分量和水平分量两个分力，其特点是： ①导线最低点处只承受水平张力，而垂直张力为零； ②导线任一点水平张力就等于导线最低点的张力； ③导线任一点张力的垂直分量等于该点到导线最低点之间导线上荷载（G）。 2．导线上任意一点的应力 如图2-6所示，导线悬挂点等高时，其导线的应力计算如下。 根据前述的导线受力条件，导线在任一点的张力Tx为： （2－23） 要消去不定量弧长Lx，用导线其它已知数据表示，则由式(2-13)和式(2-15),即悬链线方程和弧长方程可以导出： 方程两边同乘以(gS)2得： （2－24） 将方程式(2-24)代入式(2-23)中，且对应项相等关系，可得： （2－25） 则得导线上任意一点处的轴向应力为： (2-26) 此为导线应力计算中的重要公式，它表明导线任一点的应力等于导线最低点的应力再加上该点纵坐标与比载的乘积，且是个代数和。 根据式(2-23)还可以得到导线轴向应力的另一种计算公式，即： 即由受力三角形关系除以S直接得到，它表示导线任一点应力等于其最低点的应力和此点到最低点间导线上单位面积荷载的矢量和。 其形式还可以表示为： （2－27） 式中α—导线任一点切线方向与x轴的夹角。式(2-26)和式(2-27)是计算导线应力的常用公式。 3.导线悬挂点的应力 导线悬挂点的轴向应力σA根据式(2-26)和式(2-27)可得到 或 式中符号意义同前。 4.一档线长 在不同气象条件下，作用在导线上的荷载不同，这还将引起导线的伸长或收缩，因此线长L也是一个变化量。尽管线路设计中很少直接用到这个量，但线路计算的诸多公式大都与它有关。 根据式(2-15)，导线最低点至任一点的曲线弧长为： 悬挂点等高时，令x=代入上式得到半档线长，则一档线长为： （2－29） 式中L—悬点等高时一档线长，m。 一档线长展开成级数表达式 （2－30） 在档距不太大时，可取上式中前两项作为一档线长的平抛物线近似公式 （2－31） 又可写成 （2－32）第四节 悬挂点不等高时导线的应力与弧垂 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16))一、导线的斜抛物线方程 导线悬垂曲线的悬链线方程是假定荷载沿导线曲线孤长的均匀分布导出的，是精确的计算方法。工程计算中，在满足计算精度要求的情况下，可以采用较简单的近似计算方法。前述的平抛抛物方程是简化计算形式之一，但它用于悬挂点不等高且高差较大的情况进行计算可能会造成较大误差。 为此,又引出了悬垂曲线的斜抛物线方程式，用于悬挂点不等高时的近似计算公式。 斜抛物线方程的假设条件为：作用在导线上的荷载沿悬挂点连线AB均匀分布，即用斜线代替弧长，如图2－8所示。这一假设与荷载沿弧长均匀分布有些差别，但实际上一档内导线弧长与线段AB的长度相差很小，因此这样的假设可以符合精度要求。 图2-8悬挂点不等高示意图,图中诸多符号的含义后边另作说明。 在上述假设下，导线OD段的受力情况如图2－9所示。此时垂直荷重的弧长Lx换成了x/cos，这相当于把水平距离x折算到斜线上。 图2-9 OD段的受力图 根据静力学平衡条件，y轴向受力代数和为 又 对上式进行积分，并根据所选的坐标系确定积分常数为零，可得到导线悬垂曲线的斜抛物线方程为： （2－33） 式中—高差角； 其他符号意义同前。 实际上，式（2－33）与式（2－17）相比差个关系，但相对于式（2－13）在应用于计算中仍然简明得多。 据弧长微分式，将 的关系代入可得斜抛物线方程下的弧长方程为（取前两项） 二、导线最低点到悬挂点的距离 此时是在讨论悬挂点不等高情况下的导线力学及几何关系。为此我们通过分析导线最低点到悬挂点之间的两种距离，即水平距离和垂直距离的几何关系，来导出使用斜抛物线方程下的导线应力、孤垂及线长的计算公式。如图2－8所示，将坐标原点选在导线最低点，显然，随着坐标原点的不同，方程的表达式也有所不同。 1．水平距离 用斜抛物线方程计算时，由式（2-33）可知导线最低点到悬挂点之间的水平距离和垂直距离的关系为 （2－34） （2－35） 式中—最低点到悬挂点的垂直距离，m;、 —最低点到悬挂点的水平距离，m;其他符号意义同前。 悬挂点的高差： 其中档距；且高差与档距关系有，以及，则联立求解上二式得 (2-36) (2-37) 其中 上式中f—档内导线最大弧垂（见后证明）。 另外是个代数量，据坐标关系，悬挂点B在导线最低点O的左侧时，它为负值。 导线最低点至档距中央距离为 (2-38) 2．垂直距离 将式(2-36)、式(2-37)分别代入式(2-34)、式(2-35)可得 (2-39) (2-40)三、悬挂点不等高时的最大弧垂 在悬挂点不等高的一档导线上作一条辅助线平行于AB，且与导线相切于D点，显然相切点的弧垂一定是档内的最大弧垂。通过证明可知最大弧垂处于档距的中央。 用抛物线方程确定导线上任一点D(x,y)点的弧垂fx，则在图2－8中C′点和A点的高差为： 弧垂fx为 （2－41） 式中—导线上任一点D(x,y)到导线悬挂点A、B的水平距离； 其它符号意义同前。 确定档内最大孤垂的另一方法是对导线上任一点弧垂的函数求导并令其为零（极值法），即对式（2－41）求导，且，解出。 显然其结果就是导线最低点到档距中央的水平距离。由此得出结论：导线悬挂点等高时，档内最大孤垂一定在档距中央；而导线悬挂点不等高时，档内最大孤垂仍在档距中央。但注意若用悬链线方程推证，则悬挂点不等高时，最大孤垂并不真正在档距中央处，证明略。 最大弧垂出现在档距中央，即时，代入式(2-41)中，得到最大弧垂计算式为 （2－42）四、导线的应力 导线上任意一点的轴向应力为 （2－43） 悬挂点A的应力为 （2－44） 悬挂点B的应力为： （2－45）五、一档线长 悬挂点不等高，一档线长用斜抛物线方程计算时，其精度不高，因此工程中采用悬链线方程导出的线长方程近似式作为斜抛物线线长的计算公式（证明略），即 (2-46)第五节 水平档距和垂直档距 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16))一、水平档距和水平荷载 在线路设计中，对导线进行力学计算的目的主要有两个：一是确定导线应力大小，以保证导线受力不超过允许值；二是确定杆塔受到导线及避雷线的作用力，以验算其强度是否满足要求。杆塔的荷载主要包括导线和避雷线的作用结果，以及还有风速、覆冰和绝缘子串的作用。就作用方向讲，这些荷载又分为垂直荷载、横向水平荷载和纵向水平荷载三种。 为了搞清每基杆塔会承受多长导线及避雷线上的荷载，则引出了水平档距和垂直档距的概念。 悬挂于杆塔上的一档导线，由于风压作用而引起的水平荷载将由两侧杆塔承担。风压水平荷载是沿线长均布的荷载，在平抛物线近似计算中，我们假定一档导线长等于档距，若设每米长导线上的风压荷载为P，则AB档导线上风压荷载,如图2-10所示： 则为，由AB两杆塔平均承担；AC档导线上的风压荷载为，由AC两杆塔平均承担。 图2-10 水平档距和垂直档距 如上图所示：此时对A杆塔来说，所要承担的总风压荷载为 （2－47） 令 则 式中P—每米导线上的风压荷载N/m; —杆塔的水平档距，m; —计算杆塔前后两侧档距，m; Ｐ—导线传递给杆塔的风压荷载，N。 因此我们可知，某杆塔的水平档距就是该杆两侧档距之和的算术平均值。它表示有多长导线的水平荷载作用在某杆塔上。水平档距是用来计算导线传递给杆塔的水平荷载的。 严格说来,悬挂点不等高时杆塔的水平档距计算式为 只是悬挂点接近等高时，一般用式其中单位长度导线上的风压荷载p，根据比载的定义可按下述方法确定，当计算气象条件为有风无冰时，比载取g4，则p=g4S； 当计算气象条件为有风有冰时，比载取g5，则p=g5S，因此导线传递给杆塔的水平荷载为： 无冰时 （2－48） 有冰时 （2－49） 式中S—导线截面积，mm2。二、垂直档距和垂直荷载 如图2-10所示，O1、O2分别为档和档内导线的最低点，档内导线的垂直荷载（自重、冰重荷载）由B、A两杆塔承担，且以O1点划分，即BO1段导线上的垂直荷载由B杆承担，O1A段导线上的垂直荷载由A杆承担。同理，AO2段导线上的垂直荷载由A杆承担，O2C段导线上的垂直荷载由C杆承担。 在平抛物线近似计算中，设线长等于档距，即 则 (2-50) 式中G—导线传递给杆塔的垂直荷载，N； g—导线的垂直比载，N/m.mm2； —计算杆塔的一侧垂直档距分量，m； —计算杆塔的垂直档距，m； S—导线截面积，。 由图2-10可以看出，计算垂直档距就是计算杆塔两侧档导线最低点O1、O2之间的水平距离，由式(2-50)可知，导线传递给杆塔的垂直荷载与垂直档距成正比。其中 m1、m2分别为档和档中导线最低点对档距中点的偏移值，由式(2-38)可得 结合图2-10中所示最低点偏移方向，A杆塔的垂直档距为 综合考虑各种高差情况，可得垂直档距的一般计算为 (2-51) 式中g、σ0—计算气象条件时导线的比载和应力，N/m.mm2；MPa； h1、h2—计算杆塔导线悬点与前后两侧导线悬点间高差，m。 垂直档距表示了有多长导线的垂直荷载作用在某杆塔上。式(2-51)括号中正负的选取原则：以计算杆塔导线悬点高为基准，分别观测前后两侧导线悬点，如对方悬点低取正，对方悬点高取负。 式(2-50)中导线垂直比载g应按计算条件选取，如计算气象条件无冰，比载取g1，有冰，比载取g3，而式(2-51)中导线比载g为计算气象条件时综合比载。 垂直档距是随气象条件变化的，所以对同一悬点，所受垂直力大小是变化的，甚至可能在某一气象条件受下压力作用，而当气象条件变化后，在另一气象条件则可能受上拔力作用。 【例2-2】某一条110KV输电线路，导线为LGJ—150/25型，导线截面积为S=173.11mm2，线路中某杆塔前后两档布置如图2-11所示， 图2-11 例2-2示意图 导线在自重和大风气象条件时导线的比载分别为g1＝34.047×10-3N/m.mm2；g4＝44.954×10-3N/m.mm2；g6＝56.392×10-3N/m.mm2。试求： (1)若导线在大风气象条件时应力σ0=120MPa，B杆塔的水平档距和垂直档距各为多大？作用于悬点B的水平力和垂直力各为多大？ (2)当导线应力为多大时，B杆塔垂直档距为正值？ 解：水平档距 垂直档距 水平力 垂直力 在本例中，B悬点两侧垂直档距分量分别为 所以，这时垂直力计算结果为负值，说明方向向上，即悬点B受上拔力作用。 按式(2-50)和图2-11所示情况，要求>0，即 导线应力 在此可以看到，在比载不变时，对于低悬点，垂直档距随应力增加而减小，反之，对高悬点则垂直档距随应力增加而增大。确切地说，垂直档距随气象条件变化是由应力和比载的比值决定的，对低悬点，在最大的气象条件时垂直档距最小，对高悬点为，在最大的气象条件时垂直档距最大。第六节 导线的状态方程 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16)) 前边我们介绍了导线悬垂曲线方程以及导线的应力、弧垂和有关几何量的各种公式，但不难发现在这些关系式中都含有一个共同量为σ0，即导线最低点的水平应力。显然只有σ0一经确定，其它各量才能确定，因此σ0是导线力学计算中最关键的一个参量。由于气象条件变化时，架空线所受温度和荷载也发生变化，相应其水平应力σ0和弧垂f也随着变化。 为此要确定σ0大小，则必须要研究气象条件（或称状态）变化时，导线的应力会怎样的变化关系，因而引出了状态方程，即导线内的水平应力随气象条件的变化规律可用导线状态方程来描述。一、导线在孤立档距中的状态方程 （一）导线的线长变化 导线的线长变化与两个因素有关：一是温度改变使导线热胀冷缩；二是应力改变使导线产生弹性变形。 而这两个因素都是由气象条件所决定的（比载和温度），为此我们利用线长变化来确定气象条件与导线应力之间变化规律。 1．温度变化引起线长的变化 设导线原长为L，当温度变化由t1变为t2时，变化量为Δt=t2-t1，使导线伸长为ΔL，相对伸长率为ε=ΔL/L。依据线膨胀系数关系有，ε=α(t2-t1)=αΔt，则ΔL=αΔtL，其导线长度变化为：Lt=L+ΔL=(1+αΔt)L，此是温度变化引起导线长度变化关系。 2．应力变化引起线长的变化 假定在弹性变形内，则导线应力与变形之间符合虎克定律，设应力变化量为Δσ，使导线伸长为ΔL，相对伸长率为ε=ΔL/L，据虎克定律σ=Eε关系，则有，其导线长度变化为：，此是应力变化引起导线长度变化关系。 （二）状态方程的建立 这里状态亦指导线承受什么气象条件，导线在不同状态下与其应力之间的变化关系，即为状态方程。 设已知导线在温度tm，比载为gm，应力为σm时的线长为Lm，称m状态，而气象条件变化后，设温度为tn，比载为gn，应力为σn时的线长为Ln，称n状态。 显然前后两种状态下，Ln≠Lm，这是由于弹性变形和热膨胀变形的共同影响结果，则Lm与Ln满足如下关系 (2-52) 将上式展开为 由于两者乘积后数量级很小，略去上式尾项后得 (2-53) 将改变量 代入上式则为 利用式（2－31）线长公式，m,n两状态下分别为 代入得 由于式中右边尾项数值较小，假定令代入，整理后得 式中：gm—初始气象条件下的比载，N/m.mm2； gn—待求气象条件下的比载，N/m.mm2； tm—初始气象条件下的温度，℃； tn—待求气象条件下的温度，℃； σm—在温度tm和比载gm时的应力，MPa； σn—在温度和比载时的应力，MPa； α—线温度线膨胀系数，1/℃； E—导线的弹性系数，MPa； —档距，m。 式(2-56)为架空线在悬挂点等高时的状态方程，如果温度为tm，比载为gm时的导线应力σm为已知，可按式(2-56)求出温度为tn，比载为gn时的导线应力σn。状态方程是导线力学计算中的重要工具。 为了便于计算，通常将方程式中的各物理量组合成系数，令 则式(2-56)状态方程变为如下形式 （2－59） 式(2-59)为三次方程，其常用的解法有试算法和迭代法。试计算法比较简便，但精度低；迭代法计算量大，但精度高，适合用计算机运算。书中式（2－60）为牛顿迭代公式，略。 这里强调：式（2-56）是状态方程的基本形式，它的结构我们必须熟悉，在以后的导线力学计算中会经常使用到它。二、连续档距的代表档距及状态方程 式(2-56)状态方程式，是按悬挂点等高的一个孤立档距推出的。但在实际工程中，一个耐张段往往包含多个不同的档距，如，即一个耐张段中由若干个档距集合构成的档距，称为连续档距。实际上，在架空线路设计中我们经常遇到的是连续档的情况。 首先我们来分析一下连续档导线的受力具有什么特点。 通常线路施工时是按一个耐张段对各档导线共同紧线的，紧线之后各直线杆的悬垂绝缘子串均处于铅直的平衡位置，此现象表明悬垂绝缘子串两侧的拉力是相等的，或说各档导线的水平应力是相同的。如果连续档中各档线长一致，以及悬挂点均等高，那么当气象条件变化后，则各档导线应力将会按相同的规律变化，其结果是各档导线的水平应力仍相等。此时绝缘子串仍处于铅直平衡位置，相应各档导线悬挂点的位置亦不变。各档的档距长短也不变。由此分析表明连续档导线的应力随气象条件变化规律就如同一个孤立档的情况一样，这时连续档的力学分析完全可以仿效孤立档的力学计算那样进行。但实际上，由于地形条件的限制，连续档的各档长度及悬点高度并不完全相同。因此当气象条件变化后，各档导线水平应力并不是完全相等的。 结果引起绝缘子串顺线路方向发生偏移，导致相应导线悬挂点位置发生位移，进而使各档的档距也发生了改变。由此得出连续档的两个特点为: 1.连续档各档导线应力之间是相互影响的，应力是变化量； 2.连续档导线悬挂点位置不固定，档距也是变化量。 综上所述，当气象条件改变后，连续档的应力和档距都是变量，而孤立档的档距总是常数，只有应力是变量，如果连续档有K个档距，则气象条件改变后，未知量数就有2K个，在数学上则需列出2K个方程组来联立求解，其计算过程较为复杂。 因此为了简化连续档距中架空线应力的计算，工程设计中一般采用近似方法——称为代表档距法，即将连续档档距用一个等价孤立的档距代表，此等价的孤立档距称为代表档距。 这其中有一个假设条件，即气象条件变化后，各档导线的应力仍相等。由于连续档距中的架空线在安装时，各档距的水平张力是按同一值架设的，其悬垂绝缘子串处于垂直状态，但当气象情况变化后，各档距中导线的水平张力和水平应力将因各档距长度的差异而大小不等，这时各直线杆塔上的悬垂绝缘子串将因两侧水平张力不等而向张力大的一侧偏斜，而偏斜的结果又促使两侧水平张力重新获得基本平衡。 所以，除档距长度、高差相差十分悬殊者外，一般情况下，耐张段中各档距在各种气象条件下的导线水平张力和水平应力总是相等或基本相等的，这实际上是假设在新的平衡状态下把各档的应力视为一等值应力。对于孤立档求导线应力时，我们在状态方程中是使用孤立档的档距，但对于连续档求导线应力时，在状态方程中应代入什么档距呢？结论是代入即所谓的代表档距，又称为规律档距，它实际的含义是把连续档等值为一个孤立档意义下的档距。 根据孤立档的状态方程式(2-56)可以写出耐张段中各档距(n个)的状态方程式分别为： 将以上各方程两端分别乘以然后将它们各项相加得： 再将上式两端均除以耐张段长度，则得 令 (2-61) 则得 (2-62) 式(2-62)即为一个耐张段连续档的状态方程，其中为耐张段的代表档距。 将式(2-56)和式(2-62)相比可以看出，它们的形式完全相同，只是孤立档的状态方程式中的档距取该档的档距，而对于一个耐张段连续档的状态方程，则取耐张段的代表档距。 当一个耐张段各档距悬挂点不等高，而且需要考虑高差影响时，这时连续档的导线状态方程为 （2-63） 其中代表档距为 （2-64） （2-65） 式中：—计及高差影响时，耐张段代表档距，m； —耐张段中各档导线的高差角，(°)； α—导线的热膨胀系数，1/℃； αr—计及高差影响时的导线热膨胀系数，1/℃。 应当指出，导线的热膨胀系数，在物理意义上并不存在需要按高差修正，这实际上是状态方程计及高差影响时，分配到热膨胀系数的结果。三、悬挂点不等高时的状态方程当悬挂点不等高，但高差时，状态方程仍可采用(2-56)，其计算精度可以满足工程要求。若悬挂点高差时（如山区地带），则应考虑高差影响，其状态方程的推导方法和悬挂点等高时的方法相同，但一档线长公式要采用由斜抛物线方程确定的形式，略去推导过程，得到状态方程如下： （2－66） 式中：—导线悬挂点高差角。 显然,相对于孤立档而言,连续档的状态方程要复杂些,通常对于较高电压等级的线路、经过特殊跨越地段以及在山区的路径设计时才使用式（2-63）和式（2－66）。第七节 临界档距 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16))三、判别控制条件的方法及步骤 前面讲述了两个条件之间相互比较的原则。下面将介绍如何根据上述原则，在四种可能的控制条件中，通过有效临界档距的判别来确定真正的控制条件，其方法如下。 1.按照比值的大小排列四中可能控制条件的次序 首先对四种可能控制情况，分别算出比值。 并按照比值的大小，由小到大分别给予A,B,C,D编号，如果某两个条件的比值相等，可分别计算这两种情况的之值，值大的不是控制条件，予以舍弃，这时可能控制条件将减少到三个。 2.计算各临界档距列表 算出每两个气象条件组合之间的临界档距，并按下表2-3的方法排列组合。表2-3 有效临界档距判别表ABCCABCBCCCDCACCBD CAC 3.判别A、B、C栏的有效临界档距和控制区 四种控制条件两两组合代入临界档距计算公式可求得六个临界档距。 但是，真正有意义的临界档距（称有效临界档距），最多不会超过三个。因为四种控制条件即使都起控制作用也只能控制四个档距范围，相当于有三个边界点（临界档距）。有时计算出的临界档距本身也是无意义的虚数，故有效临界档距最多不会超过三个。判别步骤如下。 先从A栏开始确定有效临界档距。 （1）首先察看A栏中各临界档距有无零或虚数值，只要有一个临界档距值为零或虚数，则该栏内所有临界档距均被舍弃，即该栏内没有有效临界档距。因为根据表2-2所列的判别原则，当＝0或2＜0时，比值最小的编号A所代表的条件不是控制条件，而应以B或C或D所代表的条件作为控制条件。所以，此时A栏没有有效临界档距。 （2）若A栏内临界档距都大于零，则三者之中最小的一个是A栏的有效临界档距，另外两个舍弃，当实际档距小于有效临界档距时，根据表2-2所列的原则可知，比值最小的编号A所代表的条件为控制条件；当实际档距大于有效临界档距是，则以B或C或D所代表的条件为控制条件。 确定了A栏的有效临界档距之后，可以用同样的方法确定B栏的有效临界档距。但应注意一个问题，若A栏确定的有效临界档距为CAC，则B栏被隔越，可转至C栏进行判断。即B栏不存在有效连接档距，B所代表的条件也不是控制条件。因为CAC＜CAB时，在CAC＜＜CAB区间，根据表2-2中的判断控制条件的原则可知，C条件比A条件危险，而A条件又比B条件危险，所以C条件成为控制条件。 同时B条件的值比C条件小，从C条件成为控制条件的临界档距开始，档距越大，B越不能成为控制条件，这说明B所代表的条件被隔越。 同理，如果A栏的有效临界档距为CAD，则B栏和C栏都被隔越；这表明只存在一个有效临界档距。如果B栏的有效档距为CBD，则C栏被隔越。 从理论上讲,计算的结果有等可能值，但对实际档距而言是不成立的。 通过上述临界档距的判断，最后得出一组有效临界档距，这些临界档距的注脚是依次连接的，将这些有效临界档距标在档距数轴上，即将数轴分成若干区间，这时可按有效临界档距注脚字母代表的控制情况确定每一个区间的控制情况。 例如当有效临界档距为CAC和CCD时，其控制情况如图2-17所示。 图2－17 临界档距控制情况 下面我们举例说明临界档距的计算步骤和有效临界档距的判断过程。四、举例 [例2-3]某架空送电线路通过Ⅳ类气象区，所用导线为LGJ一120/20型，试确定在各种档距区间下，导线力学计算的控制气象条件。 解：由附录附表查出LGJ-120/20导线的有关数据如下： 瞬时破坏应力σP=41000/134.49=304.86(MPa)；弹性系数E=76000N/mm2；线膨胀系数a=18.9×10-6l/℃。 1．控制应力：取安全系数K=2.5，则覆冰，最大风速，最低气温条件导线的控制应力等于最大使用应力 在年平均气温时，控制应力为 2．可能控制条件列表：导线比载用例2-1中的计算结果，各可能控制条件按g/σK值的大小排列见表2－4。表2－4可能控制条件列表出现控制应力气象条件最低气温年平均气温最大风速覆冰比载g×10-3[N/(m·mm2)]34.0434.0455.4556.42控制应力σK(MPa)121.976.22121.9121.9温度(℃)-30+10-5-5g/σK×10-3-0.27920.44660.45490.4628排列顺序ABCD 3．计算临界档距： 由式(2-74)，则有 =i82.0(m) =229.7(m) ＝0 4．确定控制条件：临界档距组合表见表2－5表2－5有效临界档距判别表ABCCAB=i82.0mCBC=1009mCCD=0CAC=229.7mCBD=719.2m CAC=223.5m 由上表可知，A栏没有有效临界档距（有虚数），故该档内所有临界档距均无效。C栏也没有有效临界档距（有零值），显然只会是B栏中存在有效临界档距。 B栏的有效临界档距为CBD=719.2m（该栏内最小实数者）。所以，当＜719.3m时，B条件(年平均气温)为控制条件；当＞719.2m时，D条件(覆冰有风)为控制条件。 在此题目中，最大风速和覆冰时，气温都是-5℃。在气温相同，比载愈大则应力愈大。 由于所以覆冰条件的应力大于最大风速条件的应力。由此判断最大风速C条件不是控制条件。在列表2-5时，可以排除C，剩下3个条件进行比较，只算3个临界档距，可以使计算大大简化，亦取得同样的结果。 另外，判别控制条件也可以使用逻辑走向图法（略）。 总之，计算临界档距的目的是为了判别控制条件，明确了控制条件便可以它为初始条件利用状态方程来求出任意气象条件下导线的应力和弧垂。并由此结果去制作线路设计中所需要的用于排列杆位的模板曲线和用于架设导线的安装曲线及其它用途。第八节 最大弧垂的计算及判断 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16)) 设计塔杆高度、校验导线对地面、水面或被跨越物间的安全距离，以及按线路路径的纵断面图排定杆塔位置等，都必须计算最大弧垂。最大弧垂可能在最高温度时或最大垂直比载时出现。为了求得最大弧垂，直观的办法是将两种情况下的弧垂计算出来加以比较，即可求得最大弧垂发生在什么情况下。 但为了简便起见，一般先判定出现最大弧垂的气象条件，然后计算出此气象条件下的弧垂，即为最大弧垂。判断出现最大弧垂的气象条件，可用下面两种方法。一、临界温度法 若在某一温度，导线自重所产生的弧垂与最大垂直比载（有冰无风）时的弧垂相等，则此温度称为临界温度，用tc表示。 在临界温度的气象条件下比载g=g1，温度t=tc，相应的弧垂为 在最大垂直比载的气象条件下，比载g=g3，温度t=t3（－5℃），应力σ=σ3，相应的弧垂为 由临界温度定义可知：f1=f3，从而可求σ1满足下式 （2－75） 以最大垂直比载时的g3、t3、σ3为n状态，以临界温度时的g1、t1、为m状态，把两种条件代入状态方程得： 把上式化简，于是可解得临界温度为 （2－76） 式中tc—临界温度，℃； t3—覆冰时大气温度，℃； σ3—覆冰无风时的导线应力，MPa; α—导线温度线膨胀系数，1/℃； E—导线的弹性系数，N/mm2； g1—导线自重的比载，N/m.mm2； g3—导线覆冰时的垂直比载，N/m.mm2。 将计算出的临界温度tc与最高温度tmax相比较，当tmax＞tc时，最高温度时的弧垂f1为最大弧垂；当tmax＜tc时，覆冰时的弧垂f3为最大弧垂。二、临界比载法 如果最高温度时导线的弧垂与某一比载在温度t3下所产生的弧垂相等，则此比载称为临界比载，用gc表示。 在最高温度气象条件下，比载g=g1,温度t=tmax，应力σ=σ1，弧垂。 在临界比载气象条件下，比载g=gc，温度t=t3（－5℃），应力σ=σ3，弧垂。由临界比载定义可知：，从而可得下式 由临界比载定义可知：f1=f3，从而可得下式 （2－77） 将最高气温和临界比载两种气象条件分别作为m状态和n状态，代入状态方程可得 由上式解出gc为 （2－78） 式中gc—临界比载，N/m.mm2； tmax—最高温度，℃； t3—覆冰时大气温度，℃； g1—导线自重的比载，N/m.mm2； σ1—最高温度、比载为时的导线应力，MPa； α—导线温度线膨胀系数，1/℃； E—导线的弹性系数，N/mm2。 将计算出的临界比载gc与最大垂直比载g3相比较，g3＞gc时，覆冰时的弧垂f3为最大垂直弧垂；当g3＜gc时，最高气温时的弧垂f1为最大弧垂。三、举例 【例2-4】架空线通过Ⅳ类气象区，导线为LGJ-120/20,设线路档距为=300m且悬挂点等高，试计算导线的最大弧垂。 解：导线比载、临界档距、控制条件及控制范围见本章例题。 （1）计算最高气温时的导线应σ1； 由=300m，小于有效临界档距CBD=725.007m,所以控制条件为年平均运行应力和年平均气温，即σm=76.214MPa,tm=10℃,gm=g1=34.015×10-3N/m.mm2。设最高气温时的参数为n状态，σn=σ1，tn＝tmax=40℃,gn=g1=34.015×10-3N/m.mm2。由悬挂点等高时的状态方程为 把已知的参数值代入A、B的公式得： 将A、B代入状态方程得 即最高气温时的导线应力σ1=62.036（MPa） （2）计算临界比载gc为 由上节例题可知，最大垂直比载g3=54.689×-3N/m.mm2。因为g3＜gc，所以最高气温时导线的弧垂为最大。 （3）计算导线的最大弧垂： 最大弧垂为,代入各参数得： 第九节 导线应力、弧垂计算步骤 字体大小 小(javascript:doZoom(12)) 中(javascript:doZoom(14)) 大(javascript:doZoom(16)) 总结前述应力、弧垂分析方法，导线的应力、弧垂计算步骤以下面例题作进一步说明： ［例2-5］某35KV输电线路，导线为LGJ-95/20型，全国第Ⅱ气象区，安全系数K=2.5，采用防振锤防振，其中年平均运行应力为σpcal=0.25σcal，在线路中有一耐张段布置如图2-19所示，试求以下内容： (1)第二档中交叉跨越通信线的垂直距离能否满足要求？ (2)＃4杆塔的最大、最小垂直档距以及最大上拔力是多少？ 图2-19 某耐张段布置图 解：该题中并未告知计算气象条件及应力。通过计算分析可明确本章各节内容的相互联系及应用方法，计算时可按如下步骤： 1.计算临界档距并判别控制区； 2.计算代表档距，确定本耐张段的控制条件； 3.确定计算气象条件并计算各计算气象条件时的应力； 4.进行各具体项目的计算。 (1)计算临界档距并判别控制条件 导线物理特性参数如下： 弹性系数E=7600MPa；截面积S=113.9mm2；热膨胀系数α=18.5×10-61/℃；外径d=13.87mm；计算拉断力Tcal=37200N。则 瞬时破坏应力 最大使用应力 年平均运行应力 将有关计算数据列于下表2-6中。表2-6计算数据表气象条件气温（℃）风速（m/s）覆冰（mm）控制应力（MPa）比载（N/m.mm2）g/σ(1/m)编号最低气温-1000130.5735.187×10-32.695×10-4A年平均气温150081.6135.187×10-34.312×10-4B覆冰-5105130.5760.150×10-34.607×10-4C最大风速10300130.5769.923×10-35.355×10-4D最高温度4000 35.187×10-3 将有关数据代入临界档距计算式，可计算得各临界档距值如表2-7所示。表2-7临界档距表（m）ＡＢＣCAB=虚数CBC=500.30CCD=298.87CAC=126.11CBD=362.35 CAD=203.63 有效临界档距判别结果见图2-20所示， 图2-20 有效临界档距判别结果 即有：当，控制条件为年平均气温，年平均运行应力；
浙公网安备 33021202002483