南方电网公司输电线路防风设计技术规范(2016.7月版)

Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准

南方电网公司输电线路防风设计技术规范

中国南方电网有限责任公司发布

目次

1 范围 (1)

2 规范性引用文件 (1)

3 术语和定义 (1)

4 路径选择 (3)

5 基本风速 (3)

6 导地线 (4)

7 绝缘子和金具 (4)

8 杆塔型式及荷载 (5)

9 杆塔结构 (6)

10 基础 (6)

11 附属设施 (7)

条文说明 (8)

前言

为科学、高效、有序地开展防风工作，提高输电线路抵御台风的能力，减少线路故障和经济损失，保证输电线路安全运行，在调研分析南方电网沿海地区台风登陆特征及对输电线路影响的基础上，特制定《南方电网公司输电线路防风设计技术规范》。

本规范以现行国家及行业的有关法律法规、标准、规范为基础，结合南方电网沿海地区的实际情况及管理要求而提出，适用于南方电网公司沿海强风区域的110kV～500kV新建交、直流架空输电线路的设计，该区域已建线路的技改、运维及35kV输电线路可参照执行。

本规范由中国南方电网有限责任公司生产设备管理部归口。

本规范主要起草单位：中国南方电网有限责任公司生产设备管理部、南方电网科学研究院有限责任公司、中国能源建设集团广东省电力设计研究院。

本规范主要起草人：牛保红、马辉、樊灵孟、吴新桥、刘昌、李成、陈鹏、李锐海、庄志伟、潘春平、王衍东、朱映洁、王振华、汪晶毅、李敏生、梁水林、王乐铭。

南方电网公司输电线路防风设计技术规范

1 范围

1.1 本规范适用于南方电网沿海强风区域的110kV～500kV新建交、直流架空输电线路的设计，该区域已建线路的技改、运维及35kV输电线路可参照执行。1.2 南方电网沿海强风区域的线路设计除执行本设计技术规范外，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，编制单位应研究新条文是否继续适用于本规范，并及时予以修订。

GB 50009-2012 建筑结构荷载规范

GB 50010-2010 混凝土结构设计规范

GB 50017-2003 钢结构设计规范

GB 50068-2001 建筑结构可靠度设计统一标准

GB 50545-2010 110kV～750kV架空输电线路设计规范

GB/T 19201-2006 热带气旋等级

DL/T 436-2005 高压直流架空送电线路技术规范

DL/T 5154-2012 架空送电线路杆塔结构设计技术规定

DL/T 5158-2012 电力工程气象勘测技术规程

DL/T 5254-2010 架空输电线路钢管塔设计技术规定

Q/CSG 1203004.2-2015 35kV～500kV交流输电线路装备技术导则

3 术语和定义

3.1 基本风速 reference wind speed

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50（30）年一遇最大值后确定的风速。

3.2 台风 typhoon

中心附近最大风力达到12级及以上的热带气旋统称为台风（含强台风和超强台风）。

3.3 瞬时风速 instantaneous wind speed

瞬时风速是指时距为3s的平均风速。

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，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 terrain roughness

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。

3.7 Ⅰ类风区 class Ⅰwind speed area

根据南方电网风区分布图30年一遇基本风速V≥35m/s、50年一遇基本风速V≥37m/s的地区。

3.8 Ⅱ类风区 class Ⅱ wind speed area

根据南方电网风区分布图30年一遇基本风速V≥33m/s且V＜35m/s、50年一遇基本风速V≥35m/s且V＜37m/s的地区。

3.9 沿海强风区域 strong wind area

Ⅰ类风区和Ⅱ类风区的区域。

3.10 重要输电线路 important transmission line

核心骨干网架、重要用户供电线路等，包括西电东送主干线路、核电主要联络线路、港澳联网线路等。

3.11 重要交叉跨越 important crossing

输电线路跨越主干铁路、高速公路等重要设施，以及经校核跨越线路单极/单回与被跨域线路同时故障会导致较大及以上电力安全事故的 500kV 及以上电压等级输电线路之间的交叉跨越点。

3.12 稀有风速 rare wind speed

根据历史上记录存在，并显著地超过历年记录频率曲线的严重大风。

4 路径选择

4.1 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）避开海岸线10km内无屏蔽地形的区域，同时避免在海岸线20km范围内平行于海岸线走线；

4）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，应经过论证后采取必要的加强措施。

4.2 线路宜避免大档距、大高差及前后档距相差悬殊的情况，当无法避免时，应采取必要的加强措施。

4.3 沿海强风区域110kV及以上电压等级输电线路应控制耐张段长度，Ⅰ类风区不宜超过3km，Ⅱ类风区不宜超过5km。

4.4 如长距离采用三回及以上的多回路同塔架设，宜采用不同电压等级的混压同塔架设方案，且需采取必要的加强措施。

5 基本风速

5.1 架空电力线路的基本风速应以南方电网风速分布图为依据，在区域大风调查的基础上，通过当地气象站统计风速计算及风压反算，参考附近已建工程的设计及运行情况，经综合分析后确定。

1）充分收集国家气象站、国家海洋站和有关行业设立的专用站的风速、风向资料，并开展台风（大风）灾害的调查。

2）收集的原始资料需进行代表性、可靠性和一致性分析，对特大风速值可通过天气系统分析、重现期分析、地区比审、气象要素相关（如极端最大风速的变化与气压突降的关系）、查阅史籍记载等方法进行科学客观、合理严谨的审查。

3）设计风速应采用极值Ⅰ型或P-Ⅲ型等概率分布模型进行频率计算。当气

象站有连续25年以上的年最大风速资料时，可直接进行频率计算推求气象站设计风速；当气象站资料短缺时，可选择邻近地区地形、气候条件相似，有长期实测风速资料的气象站进行相关分析，展延资料系列后计算设计风速。

4）当工程地点与参考气象站海拔高度和地形条件不一致或气象站资料对工程地点的代表性较差时，必须根据地形条件进行订正，并搜集调查沿线微地形、微气象区的影响和风速变化特征。必要时应根据设计需要建立短期专用气象站，对比观测相关气象参数。

5）山区工程地点设计风速应按工程实际情况进行大风调查和对比观测，分析订正附近气象参证站设计风速至工程地点。

5.2 设计应充分考虑沿海输电线路环境发生变化、设计标准发生变化、最大风速样本系列发生变化以及附近10km范围内已建工程是否发生过因台风倒塔断线事故等因素，合理确定设计基本风速，必要时对输电线路工程设计标准和设计基本风速进行复核。

5.3 加强气象科学研究和基础资料积累，积极开展台风生成机理和活动规律的研究，做好台风灾害风险区域及其次生灾害风险评估工作；加强与有关国家、地区及国际组织的合作，促进电网台风灾害防御工作科学有序开展。

6 导地线

6.1 在稀有风速下，导、地线弧垂最低点的最大张力不应超过其拉断力的70%。悬挂点的最大张力不应超过其拉断力的77%。

6.2 新建线路的光缆不宜采用全介质自承式光缆（ADSS）；地线采用复合型光纤地线（OPGW）应满足防振、防腐及机械强度的要求。

6.3 沿海强风区域经导线选型专题研究后可选用型线或低风阻导线。

6.4 对4分裂及以上导线的直线杆塔，当一侧档距超过700m时，另一侧导线应加装防振锤或采取其它防振措施。

6.5 对位于崖口、峡谷等微地形、微气象地区的线路，应采取相应的防振措施。

7 绝缘子和金具

7.1 位于崖口、峡谷等微地形、微气象区域的悬垂串应适当提高金具和绝缘子的机械强度。

7.2 悬垂串的导、地线悬挂点应采用预绞式护线条的保护方式，不应使用铝包带。

7.3 沿海Ⅰ、Ⅱ类风区的500kV输电线路耐张塔的跳线宜采用刚性跳线，220kV 输电线路耐张塔的跳线宜采用刚性跳线或防风偏合成绝缘子，110kV输电线路耐张塔的跳线宜采用防风偏复合绝缘子。如采用软跳线，则应校验其塔头电气间隙，并按照如下原则配置跳线串数量：

1）耐张塔内角侧宜装设1串跳线串。

2）0°～40°耐张塔外角侧宜装设1串跳线串，40°～90°耐张塔的外角侧宜装设2串跳线串。

3）单回路干字型耐张塔中相宜装设2串跳线串。

4）采用软跳线时应考虑跳线弧垂对塔身的风偏摆动幅度，保证跳线弧垂在各工况下均对铁塔接地构件有足够的安全间隙距离。

7.4 导线和地线悬垂线夹宜选用防磨型或耐磨型线夹。

7.5 V型复合绝缘子串的球头与碗头连接时宜选用L型板，不宜采用R型销或W 型销。

8 杆塔型式及荷载

8.1 为降低杆塔高度，对同塔多回新建线路（三回及以上），宜选择导线水平排列、三角形排列或组合排列等方式的杆塔型式。

8.2 为加强线路安全性，对以下铁塔应采取适当的加强措施：

1）直线塔相邻两档档距相差较大或高差较大；

2）位于崖口、峡谷等微地形、微气象区域的直线塔。

8.3计算导、地线大风工况水平荷载时，沿海Ⅰ、Ⅱ类风区的110kV、220kV输电线路风荷载调整系数 c应取1.3。

8.4 对较高的跨越用悬垂型杆塔，需按导、地线风压高度变化系数验算杆塔荷载强度。

8.5 沿海Ⅰ、Ⅱ类风区的110kV及以上输电线路，计算耐张塔跳线风偏时，风压不均匀系数α应取1.4。

8.6 沿海强风区域的220kV～500kV线路耐张塔设计时，其跳线挂孔荷载宜按刚性跳线考虑。

8.7 双回路及多回路杆塔应考虑分期架设的情况。

8.8 全高60m及以下的自立式杆塔风荷载调整系数β

Z

应取1.6，全高超过60m 的杆塔则按《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》（DL/T 5154-2012）取值。

8.9 杆塔风荷载计算时，构件体型系数按下面方式选取：

1) 角钢塔体型系数μ

S

应取1.3(1+η)，η为塔架背风面风载降低系数。

2) 钢管塔体型系数μ

S

应按下列规定取值:

①当μ

Z ·Wo·d

2

≤0.003时，μ

S

值按角钢塔架的μ

S

值乘0.8采用，d为

钢管直径(m)；

②当μ

Z ·Wo·d

2

≥0.021时，μ

S

值按角钢塔架的μ

S

值乘0.6采用；

③当0.003<μ

Z ·Wo·d

2

<0.021时，μ

S

值插入法计算。

3) 当铁塔为钢管和角钢等不同类型截面组成的混合结构时，宜按不同类型杆件迎风面积分别计算选用μ

S

值。

8.10 大跨越、塔高大于6倍根开和横担长度大于8倍平均宽度的长横担特殊杆塔，其风荷载调整系数应按现行国家标准《建筑结构荷载规范》(GB 50009-2012)计算或进行相关专门研究，其加权平均值不应小于1.6。

8.11 当铁塔存在变坡时，需考虑风速沿塔高范围内的不均匀性，以及此因素对变坡以下铁塔斜材受力的影响。为了保证斜材具有足够的承载能力，其设计内力不宜小于主材内力的3%。

9 杆塔结构

9.1 重要输电线路和重要交叉跨越，杆塔结构重要性系数取1.1～1.2。

9.2 圆管构件的端部插板为“一”字型、“[”型和“U”型时，宜采用竖直布置。

9.3 横担长度大于8倍平均宽度的长横担应在中间位置设置竖向隔面，扭转频率较低的铁塔宜加强塔头和塔身及连接部位的刚度。

9.4 塔身坡度不变段内，可适当减小横隔面间距。

9.5 自立式铁塔宜适当增加塔身宽度及根开，以提高铁塔抗弯刚度。

9.6 与耐张杆塔相邻的直线钢管杆，应验算其在0°大风工况下地线挂点处的位移，防止因位移过大、地线伸长量不足引起的地线断裂。

10 基础

10.1 铁塔基础混凝土强度等级不应低于C20，主筋宜采用HRB335和HRB400，箍

筋宜采用HPB300。

10.2 沿海Ⅰ类和Ⅱ类风区线路应采用地脚螺栓型式，不应使用角钢插入式基础。

10.3 台风引起的内涝区、跨越河流或位于洪泛区的基础，应收集水文地质资料，必须考虑浸泡、冲刷作用和漂浮物的撞击影响，基础主柱宜露出地面不小于0.5m，并应采取相应的保护措施。

10.4 山区的基础，应评估地形和地质条件，考虑修建排水沟和挡土墙，对可能产生地质滑坡的区域应采取相应保护措施。

10.5 对水土流失严重的塔位，应采取植被恢复、保护基面及边坡的措施。

11 附属设施

11.1 沿海Ⅰ、Ⅱ类风区的重要输电线路应配置微气象在线监测装置，其中500kV 线路每50km配置一套。存在微气象、微地形的杆塔可配置监测终端。

条文说明

3 术语和定义

3.2 根据《热带气旋等级》（GB/T19201-2006），热带气旋分为热带低压、热带风暴、强热带风暴、台风、强台风和超强台风六个等级。各等级热带气旋的风速与风力范围详见表1。

表1 热带气旋的风速和风力范围表

该标准“平均风速”为在给定的某一段时间内的风速的平均值，且注明平均风速是风速的一种统计量，以正点前2min至正点内的平均风速作为该正点的风速。

从上述定义来看，界定热带气旋等级的平均风速统计时距与输电线路设计时所用的时距不同。输电线路开展台风荷载校验时应采用转换后的10min平均风速。

本规范制定的主要目的是适当提高输电线路抵御台风及以上等级热带气旋的能力，将台风及以上等级热带气旋（含强台风、超强台风）统称为台风。

3.3 强脉动性是台风的重要特征之一，即台风的瞬时风速值会大幅偏离平均风速值。台风的瞬时风速过高是造成输电线路频繁跳闸、杆塔受损、金具断裂脱落的主要原因之一。为预防瞬时风对输电线路的不利影响，减少线路故障和经济损失，本规范提出了一些典型的措施，如110kV～220kV输电线路计算导、地线大风工况水平荷载时风荷载调整系数βc应取1.3，该措施可提高110kV～220kV输电线路的可靠度；500kV输电线路耐张塔的跳线宜采用刚性跳线，220kV输电线路耐张塔的跳线宜采用刚性跳线或防风偏合成绝缘子，110kV输电线路耐张塔的跳线

宜采用防风偏复合绝缘子，计算耐张塔跳线（串）风偏时需考虑风压高度变化系数，跳线风压不均匀系数α宜取1.4，这些措施可基本解决瞬时风过高所致的线路受损及软跳线风偏闪络等问题。

4 路径选择

4.1 根据近年来台风所造成的电网事故的调查结果，当台风以接近90o的角度吹向线路时，最易引起导线风偏跳闸，因此避免在近海地带平行海岸线走线可有效减少此类事故的发生。此外，位于海岸线10km内无屏蔽地形区域的110kV及220kV 铁塔，近年曾数次发生过在台风路径上倾倒的事故（湛江、阳江、江门、珠海地区均曾发生），因此除核电、风电等海边电源出线外，线路应尽量避开海岸线10km 内无屏蔽地形的强风区域。

对于相对高耸、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，局部风速的突增效应明显，极易导致绝缘子串风偏闪络事故的发生，或使导线长时间大幅摆动、疲劳受损，甚至导致杆塔损坏，成为线路安全运行的隐患。

对于附近已建工程曾发生因台风倒塔断线事故，或者有频繁风偏跳闸记录，则新建线路宜尽量避开该事故区域。无法避开的，应在综合分析事故原因的基础上利用地形障碍进行杆塔合理定位，并对该部分线路进行适当加强。

4.2 日本的杆塔标准（JEC标准）规定，直线杆塔的全相不平衡张力取3%，即同时对所有正常工况取3%的导、地线纵向不平衡张力，同时要求出现大档距时，相关杆塔或临近部位的杆塔必须使用重保安杆塔（可承受较大纵向不平衡张力的加强型直线塔）；在我国，主要通过事故工况的计算使直线杆塔可承受一定的纵向不平衡张力。

一般来说，直线塔悬垂绝缘子串的偏移会自然缓和导、地线的纵向不平衡张力，但同时也会对铁塔产生纵向作用力。当某档内（非孤立档）出现大高差或前后档距相差悬殊的情况时，导、地线受温度变化或者风压的影响，将产生较大的不平衡张力并通过悬垂串传递给杆塔。特别是在台风等极端天气下，杆塔所承受的水平荷载接近设计限值时，纵向不平衡张力也相应增加，使得杆塔所受的实际综合荷载可能超出设计承载水平，从而导致杆塔发生受损甚至倾倒的严重事故。因此在可能出现较大纵向不平衡张力的场合，应对杆塔采取合理的加强措施。4.3 在沿海强风区域，控制耐张段长度的目的是为了在发生断线、铁塔倾倒等事

故时有效控制事故范围，缩短修复时间。

4.4 目前，国内的110kV～500kV线路主要的架设方式为单回或双回同塔架设。但随着社会经济的发展，线路走廊日趋紧张，尤其在沿海经济发达地区，亦经常采用三回及以上的架设方式。对这部分线路，如因台风侵袭而发生铁塔倾倒事故，对电网的稳定运行会造成较大的冲击，从而造成较大的社会影响和经济损失。因此，从电网的稳定性考虑，应对沿海强风区域内三回及以上同塔架设的铁塔采取必要的加强措施，如考虑重要性系数等，来保障电网的安全。

5 基本风速

5.1 收集资料的来源除国家气象站、国家海洋站、国家水文站等国家观测机构之外，还包括相关行业或企业（如风力发电场、核电厂、输电工程、新能源等）设立的专用测站。

在分析计算原始资料（如收集的风速等资料）前，要进行代表性、可靠性和一致性分析，即应考虑不同年代气象站、海洋站等的气象观测方法、观测标准、不同时期仪器的使用、不同的整编方法等影响。如各年年最大风速的观测时距（10min平均风速、2min平均风速和瞬时风速等）、每日观测次数（3，4，8，24次）、自动测风仪的采样频率、测风仪器的型号、使用年限等；收集气象站气温、水汽压、气压资料；确定风速仪离地面的高度，若安装在楼顶上，必须说明楼的高度和风速仪离楼顶的高度；搜集气象站观测场海拔、经纬度资料，站址是否迁移过，迁站前后风的要素是否连续，其差异如何；气象站所在的地理位置、地形状况及台站四周的情况。观测场对工程的代表性，观测场是否受人类活动的影响，并对影响程度作出评价。

设计风速计算，按规范要求，资料系列的要求是25年及以上，如果资料系列小于要求的就要进行插补延长，使资料达到统计分析所需年限。

5.2 在最终确定设计风速值时要考虑周围环境的变化、使用标准的变化、资料变化以及一些事故原因的因素，必要时复核输电线路工程设计标准和设计风速。5.3 为更好地服务于生产需要，应加强气象科学研究和基础资料积累，积极开展台风（大风）生成机理和活动规律的研究，做好台风灾害风险区域及其次生灾害风险评估工作，为生产做好预防措施。

6 导地线

6.1 本条引自《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB 50545-2010）第5.0.9条，国内外几种不同标准在导地线设定张力上的规定差异见表2。

表2 导地线设定张力不同标准要求

上表中，我国规范与IEC标准采用10min平均风的设计体系，而JEC标准和ASCE标准采用瞬时风的设计体系。

6.2 由于ADSS光缆大多架设在塔身侧面的小挂架上，在风速较大的情况下，容易发生光缆与塔身相撞的事故，且ADSS光缆重量轻、直径较大，风偏角度较大，因此不推荐风速较大地区采用该种型式的光缆。

6.3 采用防风导线是为了减少导线的风荷载，从而在保障输电线路安全性的前提下减少工程投资。目前，防风型导线主要是指型线、低风阻导线等。

1）型线

架空导线从结构组合角度可分为圆线同心绞和型线同心绞两种，其技术条件分别遵循《圆线同心绞架空导线》（GB/T1179-2008）和《型线同心绞架空导线》（GB/T 20141-2006）。《型线同心绞架空导线》（GB/T 20141-2006）对型线的定义是“具有不变横截面且非圆形的金属线”，确切地说，“型线”是对导线物理特

征的说明。型线绞合后便是“成型线”，成型线与圆线同心绞导线相比，由于其单丝不再采用圆线，而是采用梯形或者“Z”形，使得导线截面积得到了压缩。对比圆线同心绞和型线同心绞的参数后发现，在相同载流量下，成型线的直径相对于圆线同心绞导线减少约6%左右，风荷载也相应比圆线同心绞导线降低约6%。

由于型线自身的紧密特性，可能导致其自阻尼性能较差、受微风振动的影响较为明显，实际应用中应具备相关的选型专题及产品的型式试验报告，并采取有效的防振措施。

2）低风阻导线

低风阻导线是架空输电线路应用的一种特种导线，相对于传统的钢芯铝绞线及铝包钢绞线，它具有更小的风阻系数，风压也相应有所降低。低风阻导线的外层由扇形截面的耐热铝合金线股组成，由于导线表面的粗糙度及形状与风阻力系数有关，这种结构使得低风阻导线的风压只有常规导线的60～90%左右（具体数值视线型、风速大小及风向而定）。

目前，低风阻导线在国外已经得到逐步应用，但国内运行经验较少。对于沿海强风区域的新建线路，经导线选型专题研究后可考虑采用该种导线。

另外，对于220kV线路也可以考虑导线采用较少的分裂根数，以此来降低风荷载。实际工程中如果拟选用此类线型或减少导线分裂数，应开展导线选型专题研究，论证后选用。

6.4 《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB 50545-2010）第5.0.3条规定，4分裂及以上导线采用阻尼间隔棒时，档距在500m及以下可不再采用其他防振措施。但考虑到大档距导、地线的振动能量可能通过悬垂串传递至另一侧的小档距，因此要求与其相邻的小档距导线亦须加挂防振锤或者采取其他的防振措施，如采用阻尼线。

6.5 加强防振措施包括对小档距采用防振锤，对大档距采用阻尼线或防振锤加阻尼线方案。

7 绝缘子串和金具

7.1 位于崖口、峡谷等微地形、微气象区域的线路，其所受风荷载一般大于普通线路段，也是台风灾害中最容易发生事故的环节，适当提高金具和绝缘子的机械强度有助于提高线路运行的安全性。

7.2 预绞丝护线条可有效吸收振动能量，增大悬挂点的接触面积，从而减少微风振动带来的导线疲劳受损。

7.3 目前南方地区的主网线路大部分采用软跳线。刚性跳线是将引流线弧垂部分采用刚性固定。相对于软跳线，刚性跳线美观、整体自重大、弧垂小，风偏摆动范围小，可基本解决软跳线中常常出现的风偏闪络问题，防止施工过程中出现弧垂过大的问题，但采用刚性跳线将使杆塔荷载和线路投资增大。

500kV双回路耐张换位塔及500kV狮五线四回路段的耐张塔上均采用了刚性跳线，南网超高压公司近期新建的多条超高压或特高压直流线路的跳线串也采用了刚性跳线，测算结果表明，大风工况下刚性跳线的风偏角较单串跳线串可减少20°～30°。因此，建议在南方电网沿海强风区域新建的500kV采用刚性跳线。

220kV输电线路耐张塔横担宽度满足条件情况下宜采用刚性跳线，或经验算跳线风荷载后采用满足机械强度的防风偏合成绝缘子。

2007年东莞高能绝缘子有限公司和浙江省电力设计院联合研制了防风偏（固定型）跳线串，其原理就是将整串跳线串（复合绝缘子）一端通过线夹连接跳线，另一端垂直固定在铁塔上，绝缘子串不能自由摆动，这样就大大减少了跳线的摆动幅度，从而避免由跳线风偏闪络引起的线路跳闸事故。考虑到防风偏（固定型）跳线绝缘子串与塔身为固定联接，跳线串及跳线的风荷载通过联接点传递给塔身，而500kV线路由于跳线串较长、导线分裂根数较多，跳线总体风荷载较大，铁塔固定处及联接螺栓所受的弯矩较大，容易导致连接点损坏，故该型式的跳线串可在南方电网沿海强风区域新建的110kV线路推广使用，而不宜用于500kV线路。

耐张塔采用软跳线时，跳线对塔身风偏闪络而引起的跳闸事故是最常见的风灾事故。跳线弧垂过大或跳线绝缘子串数量配置不合理是造成跳线风偏闪络的主要原因。

40°的角度分界线是与南方电网杆塔标准化设计各模块的塔型划分相对应的。

在设计耐张塔时，静止的跳线对塔身或横担的净空距离应不小于规程规定的安全间隙与该工况下跳线弧垂的摆动幅度之和，并在此基础上留有裕度。

7.4 在沿海地区架空输电线路实际运行过程中，曾发生过因线夹磨损断裂导致地线掉落的事故。导线和地线悬垂线夹选用防磨型或耐磨型线夹可有效防止该类事

故的发生。

7.5 V型复合绝缘子串在大风作用下，背风肢受压有可能使球头和R销变形，R 销限位作用失效会导致球头从碗头挂板脱出而发生掉串事故。为避免此类情况发生，建议复合绝缘子的碗头连接部位和碗头挂板均采用L型板。

8 杆塔型式及荷载

8.1 三回路及以上的同塔多回线路如采用全垂直排列，塔头高度一般较高，受力较差。在风速较大的沿海地区，线路发生风偏闪络乃至同时跳闸的概率大大增加，如采用导线水平排列、三角形排列或组合排列等方式，可显著降低塔身及横担风压。

8.2 在输电线路中，档距的不均匀性及挂点高差均会引起不平衡张力。这种不平衡张力是导、地线在正常工况下都存在的。对相邻档距相差较大的或处于微地形、微气象区域的直线塔，在（强）台风等极端天气下，其所承受的水平荷载接近设计限值时，导、地纵向不平衡张力也相应增加，使得杆塔的实际综合荷载可能超出承载水平，从而可能导致杆塔发生受损甚至倾倒的严重事故。因此，有必要对这部分铁塔采取适当的加强措施，以提高线路的风险承受力，控制事故范围。通常采取的措施有：从铁塔结构上进行加强，采用更高强度的或可承受一定不平衡张力的直线塔、或采用耐张塔等。

目前，IEC及JEC输电线路规范中对于设置加强型（防串倒）杆塔的规定如表3。

表3 IEC及JEC标准对设置加强塔的要求

8.3 当今世界上主要的几种输电线路设计规范，包括IEC标准、ASCE（美国）标准、JEC（日本）标准、BS-EN（英国-欧洲）标准等，均未按照电压等级对杆塔荷载的计算方法进行区分。无论是对何种电压等级的线路，荷载计算时采用的各项系数都是一致的。对于临时线路、木杆或特别重要线路，部分规范会有考虑使用其他气象重现期的建议。

中国及日本输电线路设计规范的对比结果显示，按照我国现行规程设计的500kV线路杆塔即便是采用日本的瞬时风理念验算，也是安全的，但是110kV、220kV线路与日本同电压等级的杆塔相比，仍存在一定差距。近年来，在广东沿海地区曾发生过110kV 、220kV线路倒塔事故，针对近海地区台风风力大、脉动性强的特点，建议计算导、地线大风工况水平荷载时，沿海Ⅰ、Ⅱ类风区的110kV、220kV输电线路风荷载调整系数βc应取1.3。

本标准报批时曾考虑“沿海Ⅰ类风区的110kV、220kV输电线路风荷载调整系数βc应取1.3，沿海Ⅱ类风区的220kV输电线路风荷载调整系数βc应取1.3”；但考虑目前杆塔标准化设计已执行2015年1月颁发的《Q/CSG 1203004.2-2015 35-110kV交流线路装备技术导则》（南方电网设备〔2015〕3号），沿海I、II类风区110kV和220kV线路导地线风荷载调整系数均为1.3，为保持标准连续性，本标准对导地线风荷载调整系数的要求，与《Q/CSG 1203004.2-2015 35-110kV 交流线路装备技术导则》保持一致。后续针对220kV和110kV线路，考虑在结构重要性系数、气象重现期等方面进行区分，实现差异化设计。

8.4 悬垂型铁塔跨越河流、电力线路等时，其实际导、地线平均高度往往大于标准设计值，因此需要对其进行荷载强度的验算。

8.5 自然风的风速一般随时间和空间变动。在同一点上，不同时间的风速可能不同；而在同一时间，受风头宽度的限制，线路上每一点的风速均不同。无论哪种自然风都不会是恒定的、均匀的气流，其风头宽度的范围也往往不会覆盖整个档距，这使得风荷载的作用并非均匀分布于线路的各点，风压不均匀系数的概念就是用来反映这种不均匀度的。

根据现行规程，我们在计算导、地线风偏时，使用的是恒定的基本风速，并未考虑脉动风的影响。而台风强脉动的特性增加了线路发生闪络跳闸的概率。

南方电网地区的输电线路受（风）灾事故调查及相关的运行资料情况显示：

风偏闪络事故以耐张塔跳线（串）风偏闪络居多。

针对线路风偏闪络等有关问题，建议对跳线计算采用的风压不均匀系数取值适当提高。国内一些电力设计单位开展了相关研究，对跳线风偏的机理进行探讨，认为风压不均匀系数取1.0对台风的瞬时风特性缺乏针对性。目前，在沿海地区的一些线路工程中已经将跳线风压不均匀系数的取值增大至1.2，特高压线路工程中将该取值提高到1.4。

选用以下两种设计条件进行了跳线串（单串）的风偏测算：①35m/s风区，220kV线路，导线型号为2×JL/G1A-400/35；②37m/s风区，500kV线路，导线型号4×JL/G1A-720/50。采用10min平均风速、风压不均匀系数取1.4与采用瞬时风速、风压不均匀系数取1.0进行计算的结果对比显示，后者的风偏角较前者大6°左右。但是国内外已进行的实验和观测均表明，台风风场的风压高度变化曲线与普通（均匀风）风场不同，瞬时风的风压高度变化幂指数明显较小，如果计及该项影响，两种方法的计算结果差值较小（根据JEC标准采用的幂指数，两种方法的计算差值为3°左右）。考虑到国内尚无对台风风场风压高度变化曲线的权威实验结果，同时为简化计算，本技术规范推荐采用10min平均风速、风压不均匀系数取1.4的计算方法。

计算跳线风偏时应考虑风压高度变化系数的影响，以更实际地反映出跳线（串）的风摆状态。

8.7 双回路及多回路杆塔应考虑分期架设时大风工况下的不利荷载组合，以提高杆塔的抗弯能力。

8.8 输电铁塔的自振周期约为0.007H(H为铁塔高度)，百米高塔的自振周期也不足1秒，远小于脉动风的主要周期，再加上导线牵扯影响，其在脉动下的共振响应远小于其背景响应，因此美标ASCE 74与欧标EN 50341均直接忽略铁塔风振中的共振响应，在阵风因子中仅考虑其背景响应。杆塔风荷载调整系数计算值及与美标ASCE、欧标EN50341的系数如表4。

表4 杆塔风荷载调整系数表

注：表中采用B类地貌、与中国B类地貌相近的美国ASCE的C类环境、欧标EN50341的II类环境。

时，矮塔略小于由表4中可以看出，当采用上下一致的风荷载调整系数β

Z1

欧美标准,该原因由于峰值因子中国规范取值2.5低于欧美标准取3.0。当采用上

时，虽然符合目前实际工程计算，但实际设计大下小的风荷载调整系数分布β

Z2

应用过程中较为复杂。因此推荐自立式杆塔风荷载调整系数采用β

,系数调整后

Z1

其造价增加约2～3%。

8.9 根据《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》(DL/T 5154-2012)第5.7条和《架空输电线路钢管塔设计技术规定》(DL/T 5254-2010)第5.7条相关规定。8.10 《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB 50545-2010）的10.1.20条给出的杆塔风荷载调整系数只适用于高度与根开之比为4～6的铁塔。因此对于长横担、大跨越和塔高大于6倍根开的特殊铁塔需要对风荷载调整系数进行专门计算或研究。

8.11 风速作为随机过程,在空间沿着三个方向都随着时间发生变化。由于杆塔结构具有很大的空间尺度，因此不可能同时在不同的高度上达到最大风速。当杆塔某个高度处的风速达到最大值时，离该点越远的高度处，风速达到最大值的概率就越小。风速变化的这种特性，对曲线形杆塔斜材的受力影响很大。鉴于曲线形杆塔与埃菲尔杆塔外形相似，因此把这种影响称之为斜材的埃菲尔效应。曲线形杆塔斜材的埃菲尔效应，一般可采取折减系数法和剪力比法进行计算。

9 杆塔结构

9.1 《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB 50545-2010）第 11.2.1 条要求重要输电线路结构重要性系数为 1.1 倍，参考国内电网公司经验，以及《南方电网公司500kV及以上电压等级输电线路交叉跨越专项反事故措施》（南方电网设备[2014]11 号文），提出重要输电线路和重要交叉跨越（不含35kV 线路）杆塔结构重要性系数取 1.1～1.2。特殊区段输电线路，若发生断线、倒塔等事故，往往会危及其他线路或公共设施，而对于运行抢修特别困难的局部区段线路，发生事故时所需的抢修时间往往是其他普通线路的数倍，因此对这部分线路，为提高其安全可靠性，减少事故发生概率，设计时宜适当留有裕度，必要时杆塔结