戶外主變壓器高壓套管導線拉力計算方法研究

徐 超

（中國電力工程顧問集團有限公司）

0 引言

由于全球氣候變暖，極端天氣時有發生，建國以來，一共有12次超強臺風登陸中國的記錄。在如此惡劣的風速條件下，特別是沿海電廠正在運行的戶外變壓器高壓套管能否安全運行、能承受的極限風速是多少、業內對此高度關注。本文以國內沿海某電廠實際運行的1號主變高壓套管為例，計算了典型風速條件下套管及接線板的受力，從而評估主變高壓套管能否滿足實際運行工況。

1 計算原理

1.1 導線受力

導線受力基本計算原理為：將導線看作懸鏈線進行力學分析。對于無集中荷載的導線，可采用解析方法求解。首先分析兩側掛點等高的導線，計算模型如圖1所示。

圖1 導線懸鏈線力學計算模型

在導線上任取一點D（x，y），分析OD段導線的受力關系，此段導線受三個力保持平衡，分別為T0，Tx和G，其中Tx沿導線切線方向，與水平方向夾角為α。

由靜力學平衡條件可知，如公式（1）：

式中，σ0為導線的水平應力；g為導線的比載。根據導線掛點坐標即可求出導線的水平應力，進而求出導線的水平拉力。對于兩側掛點不等高的導線，也可采用類似的計算方法。

對于有集中荷載的導線，想要得到導線方程的解析解十分困難，因此考慮采用有限元分析方法，計算模型如圖2所示，圖中qx（x）和qz（x）隨x變化，對于有集中荷載的位置，加入集中荷載。

圖2 導線有限元計算模型

導線微分單元受力如圖3所示。

圖3 導線微分單元受力圖

對于每個微分單元，考慮其與水平面的夾角各不相同，每個dx微分單元對應弧長不同、所受重力不同，通過軟件計算得出每個微分單元的受力情況，從而得出導線掛點的受力情況。

1.2 金具端子板應力

水平縱向和水平橫向受力在金具端子板產生的應力按公式（2）計算：

式中，σ為應力值；M為彎矩；W為抗彎截面模量。

式中，b和h分別為端子板截面的長和寬，對于水平和側向受力，b和h的含義不同。

垂直方向受力在金具端子板產生的應力按式（4）計算：

式中，σ為應力值；F為受力；A為端子板截面積。

2 承載力核算

2.1 計算公式

（1）導線風壓力計算公式［1］：

式中，Pf為導線上所受的風壓力（kgf）；af為風速不均勻系數，取af＝1；kd為空氣動力系數，取kd＝1.2；Af為導線受風方向的投影面積（m2），計算分裂導線時不考慮屏蔽影響；vf為風速（m／s）。

（2）絕緣子串上受的風壓力計算公式：

式中，Pj為導線上所受的風壓力（kgf）；afj為風速不均勻系數，取afj＝1；kdj為空氣動力系數，取kdj＝0.6；Afj為絕緣子串受風方向的投影面積 （m2），雙串絕緣子受風面積為單串絕緣子的1.6倍；vf為風速（m／s）。

2.2 基礎數據

通常構架間的導線是軟導體，固定點在兩端構架上，風荷載通過導線傳導到構架上。戶外主變壓器高壓套管引下線也是軟導線，連接于上部導線和套管端部。套管端部是固定的，受力是必然存在的。而引下線“T”接水平導線位置受力情況與導線的張緊度有很大關系。水平導線受力擺動時，如果引下線處于放松狀態，則水平導線很難將擺力傳導給引下線；而引下線處于張緊狀態時，引下線要抵抗水平導線的擺動，將極大吸收水平導線的擺力。又因為引下線靠近構架末端，水平導線在此位置弧垂很小，因此擺動的幅度也很小。基于上述理由，本文水平導線對套管的力計算按照引下線與構架間距離與總間距的比來取值。

由于引下線上掛在水平導線上，引下線的自重由水平導線承擔，因此可不考慮引下線自重對變壓器套管的影響。此外，變壓器套管的自重與變壓器的根部受力對變壓器套管的接線板也不受影響。綜上所述，我們只考慮引下線的水平荷載，也就是風荷載對變壓器套管的影響。

本文對沿海某電廠500kV開關場內的導線和接線端子在17級臺風情況下的受力進行核算，根據相關資料，17級臺風對應的10m高平均風速為56.1～61.2m／s，時距為2min。

根據電廠所在地的氣象數據，為方便計算，本文取三種計算風速，即按照歷年最大風速30.0m／s、極大風速48.0m／s（相當于15級強臺風）以及17級臺風風速60.0m／s分別核算。

2.3 承載力計算

圖4是電廠1號主變構架及引下線斷面圖，根據電廠相關圖紙資料可知：1號主變構架間隔跨度最大約73m，因此1號主變跨度值取73m；主變高壓套管引下線長度取15m，引下線距離構架約8m；絕緣子串長度約7m；導線型號為2×LGKK-600，外徑51mm，引下線型號為LGKK-1400，外徑57mm。

圖4 1號主變構架及引下線斷面圖

將相關數據分別代入公式（5）和（6），最大風速、極大風速、臺風風速等風況下1號主變高壓套管承載力計算結果見表1。

表1 1號主變高壓套管承載力計算結果表

2.4 承載力校核

根據1號主變技術協議，高壓套管相關技術參數見表2［2］。

表2 1號主變高壓套管相關技術參數表

此外，高壓套管接線板還應能承受400N·m的力距而不變形；接線板允許的荷載合力為2500N，考慮2.5倍安全系數應為1000N。

又據《交流電壓高于1000V的絕緣套管》 （GB／T 4109-2008）相關條款［3］，1號主變高壓套管正常負荷情況下懸臂耐受負荷的最低值為1250N，重負荷情況下懸臂耐受負荷的最低值為2000N。

根據規范和1號主變高壓套管相關技術參數值進行核算，1號主變高壓套管承載力核算結果見表3。

表3 1號主變高壓套管承載力核算結果表

3 運行評估

1號主變壓器高壓套管：滿足歷年最大風速30m／s氣象條件下安全運行，且安全系數滿足2.5倍的要求；極大風速48m／s（15級強臺風）氣象條件下變壓器套管可安全運行，安全系數約為1.66倍；不滿足臺風60m／s（17級超強臺風）氣象條件下安全運行，建議采取調整引下線長度、500kV出線構架梁下方增加V型懸垂絕緣子串等措施，提高導線的抗風性能。

4 結束語

戶外主變壓器高壓套管的風荷載，隨著風速增大而加大，將直接影響導線水平荷載。在產品設計階段，制造商要重點考慮產品使用的風速條件，要基于原設計的數據進行綜合分析和謹慎驗證；在工程設計階段，設計單位要根據相關的規程規范、氣象數據等，進行嚴格的計算和周密的校驗。套管頂部導線拉力的計算結果是否大于標準規定值，可作為套管能否正常使用和安全可靠運行的判據。