计算架空线路载流量

计算架空线路载流量如何计算架空线路载流量呢？一、通过对输电线路导线温度、接点温度，计算出导线当前的实际载流量我们知道导线温度国标是70度，和载流量有什么关系，导线最大载流量是多少.1.1 导线允许载流量的计算导线的温度与导线的载流量、环境温度、风速、日照强度、导线表面状态等有关，对于确定的环境条件，导线的允许载流量直接取决于其发热允许温度，允许温度越高，允许载流量越大。

但是导线发热允许温度受导线载流发热后的强度损失制约，因此架空导线的允许载流量一般是按一定气象条件下导线不超过某一温度来计算的，目的在于尽量减少导线的强度损失，以提高或确保导线的使用寿命。

允许载流量的计算与导体的电阻率、环境温度、使用温度、风速、日照强度、导线表面状态、辐射系数及吸热系数、空气的传热系数和动态黏度等因素有关。

导线的最高使用温度按各国的具体情况而定，日本、美国的导线最高使用温度允许到90℃，法国为85℃，德国、荷兰、瑞士等国允许到80℃，我国和前苏联允许到70℃。

架空导线载流量的计算公式很多，但其计算原理都是由导线的发热和散热的热平衡推导出来的，热平衡方程式为Wj+WS=WR+WF式中，Wj为单位长度导线电阻产生的发热功率,W/m；WS为单位长度导线的日照吸热功率，W/m；WR为单位长度导线的辐射散热功率，W/m；WF为单位长度导线的对流散热功率，W/m。

各国在计算过程中考虑的各个因素有所不同，使其公式的系数不同，但计算结果相差不大。

以英国摩尔根公式和法国的公式作比较，其计算值相差1%～2％。

其中英国摩尔根公式考虑影响载流量的因素较多，并有实验基础。

但摩尔根公式计算过程较为复杂。

在一定条件下将其简化，可缩短计算过程，适用于当雷诺系数为100～3000时，即环境温度为40℃、风速为0.5m/s、导线温度不超过120℃时，可用于直径为4.2～100 mm的导线载流量的计算。

载流量计算公式如下式中，θ为导线的载流温升，℃；v为风速，m/s；D为导线外径，m；ε为导线表面的辐射系数（光亮新线为0.23～0.46，发黑旧线为0.90～0.95）；S为斯蒂芬-包尔茨曼常数5.67×10-8W/m2；ta为环境温度，℃；αs为导线吸热系数，光亮新线为0.23～0.46，发黑旧线为0.90～0.95；kt为t(t=θ+ta)℃时的交直流电阻比;Rdt为t℃时直流电阻；Is为日光对导线的日照强度，W/m2。

我国现行标准导线载流量计算，采用的就是以上计算公式。

载流量公式确定后，所选取的参数对计算载流量的影响很大，表1为收集到的有关国家载流量的计算参数。

表1 有关国家载流量的计算参数注：美国对日照强度的计算还考虑了太阳高度、太阳方位角、线路的方位角、海拔高度等因素。

其他算式均以日照强度综合概括了以上因素的影响。

现用摩尔根公式，环境温度ta取40℃，采用中国和IEC 条件，进行载流量计算，计算结果如表2所示。

</DIV>表2 用摩尔根公式计算的载流量通过对导线载流量的各个边界条件影响的分析，得出以下结论：（1）边界条件对导线载流量计算影响比较大，由于各国根据本国的条件（环境强度、日照强度、吸热系数等）取值各有不同，因此计算出的载流量相差较大。

以我国和IEC的条件分别计算的载流量，相差在15%～20％左右。

因此选择适合于本地区的计算边界条件是非常重要的，也是需要进行进一步研究的问题。

（2）导线表面辐射系数和表面的吸热系数，主要是由导线的新旧决定，虽然它们各自对导线载流量有一定影响，而且影响是相反的，但它们对导线载流量的综合影响要小得多，在导线使用温度范围内，大约为1%～2％。

（3）风速对导线载流量影响很大：v＝0.5m/s比v＝0.1m/s时的载流量要大40％，而v＝1.0m/s比v＝0.5m/s时的载流量要增大15%～20％，所以风速的取值值得研究。

据国外研究表明，风向与导线的夹角不同，对载流量的大小也有影响。

（4）日照强度对载流量也有影响。

日照强度为100W/m2较1000W/m2的载流量要提高15%～30％，但日照从1000W/m2减少至900W/m2时，载流量仅提高1%～4％。

（5）温度对载流量的影响很大：从导线温升θ与载流量的关系可以看出，在温升的初始阶段，载流量上升很快。

环境温度θ≤40℃时，导线温升每升高5℃，载流量要增加10％；θ＞40℃时，导线温升每升高5℃，载流量要逐渐减少，从8％降至2％。

总之，影响导线载流量的边界条件，一部分为外界环境条件，如风速、日照强度、环境温度等，这是与输电线路所处的自然条件有关。

另一部分是与导线有关的，如导线的吸热系数、辐射系数、导线允许温度、导线直径等。

导线的吸热、辐射系数综合影响载流量是不大的，当导线直径（截面）一定时，导线允许温度的取值就成为影响载流量的主要因素。

根据以上的分析计算，提高华东电网现运行线路的载流量有2种方法：①导线允许运行温度不变，根据运行环境实际情况，核算线路载流量，对受限线路载流量进行精细管理。

如通过在线测量线路的实际风速、日照强度和实际环境温度，计算确定线路的载流量。

②环境温度仍按＋40℃考虑，线路风速和日照强度完全按规程要求，提高导线允许运行温度。

方法一的优点是现行运行标准不变，线路运行安全性不变，但需要研发在线风速、日照检测和数据传输装置，需要一定的研发周期；方法二适合迎峰度夏时期，但导线运行温度将超过目前规程规定导线允许运行温度＋70℃，并由此带来3个问题：①不符合现行设计标准（现行标准要求导线最高温度为＋70℃）；②对导线、配套金具的机械强度和寿命有不同程度的影响；③由于温度提高，导线弧垂的增加，对地及交叉跨越空气间隙距离减小，影响线路对地及交跨的安全裕度，影响程度取决于线路走廊的实际情况。

本文重点介绍通过提高导线允许温度（第二种方法），确定导线载流量的方法。

2 提高导线允许温度有关问题的探讨2.1 对导线及配套金具机械强度的影响导线在高温下运行时会缓慢退火、老化，使其强度损失，强度损失随导线温度和加热时间的增加而增大，间断加热对强度损失具有累积作用，国际上通常认为在电流长期作用下的导线瞬时破坏张力的降低不应大于5%～10％。

1999年修订线路设计规程的调查中，得到54/7钢芯铝绞线的强度损失见表3。

表3 温度对导线强度损失1980年国际大电网会议的报告中提出钢芯铝绞线的强度损失数据说明，钢芯铝绞线在短时间受热90～150℃时，其强度并未遭受损失，反而有所提高，这可能是由于其线股在受热后调整伸长和位移使受力条件得到改善，钢芯强度能更好利用的结果。

报告认为仅从导线耐热的角度考虑。

钢芯铝绞线可采用150℃，但为了避免接头氧化而损坏，在连续运行时，它们的温度必须不超过70℃。

2002年，电力建设研究所为提高导线发热允许温度进行了单丝和整线及其配套金具的发热试验，并结合我国实际情况选择了LGJ-185/30、LGJ-400/35、LHBGJ -400/50和ACSR -720/50等4种常用的导线为代表。

试验结果表明：绞前单丝80℃持续加温时硬铝或铝镁硅合金线强度损失率均小于5％；导线温度由70℃提高至80℃，对导线强度损失率的增大不超过1％。

绞前线材在恒定温度加热下的强度损失率见图1。

图1 绞前线材在恒定温度加热下的强度损失率绞后线材持续高温后的强度损失率与绞前基本相同。

硬铝线在80℃条件下经1000h 加热后，与常温20℃相比强度损失率相差不到5％；铝镁硅合金和镀锌钢线强度损失率没有变化。

此外，Φ4.54、Φ3.22和Φ3.02硬铝线持续加温90℃、1000h后，强度损失率分别为3.91%、5.08％和6.58%；加温100℃、1000h后，强度损失率分别为6％、6.76％和9.4％。

由此说明强度损失率与线径有关，越细损失越快。

结果表明，4种导线在80℃和90℃持续高温下的综合强度损失率分别小于4％和6％。

试验观测的4种导线在高温下温度膨胀系数和弹性模量变化很小。

归纳以上情况，可以看出提高导线允许最高温度到80℃，对导线本身来说并不影响其安全运行。

2.2 温度受连接处接触传导面稳定性的影响线路上的导线连接点数量非常多，以500kV单回路为例，按一个导线端部为一个连接端，并按导线盘长2km、每公里2.5基塔、耐张塔占15%计算，估计100km线路含有3000多个压接端头。

这些连接部件都在野外施工、运行，承受大电流、大张力和气候变化的影响，处于较为苛严的工作状态。

大量存在于导线连接处的接触传导表面，经历长期户外运行后，难免氧化衰变。

为了避免陷入接触电阻和温度升高的恶性循环，各国都将导线允许最高温度，限制得低于导线本身所能承受的温度。

1980年国际大电网会议架空线专业的报告提出为避免接头氧化，在连续运行时，它们的温度不得超过70℃。

有鉴于此，1976年和1999年修订我国线路设计规程时，也对一般线路钢芯铝铰线的允许最高温度限制为70℃，对大跨越线路则允许为90℃。

2002年在电力建设研究所做的提高导线允许温度的试验中，测得压接金具温度均低于导线温度，见图2，交流电阻约为等长导线的0.35～0.65倍，均与国内外其他观测结果类似。

可见配套金具在载流时的工作情况，优于导线本身。

图2 导线温度与金具平均温度之差随导线温度变化关系由上述情况可见，提高导线允许最高温度，并不影响其配套金具的安全运行。

2.3 调整对地和交叉跨越间距对安全间距的选择，首先要分析一下现行线路设计标准是否合理。

现行标准规定导线与地面的距离是根据最高气温情况或覆冰无风情况求得的最大弧垂，不考虑由于电流、太阳辐射引起的弧垂增大，华东地区设计导线与地面的距离是根据最高气温（+40℃）来校核的。

标准只要求送电线路与标准铁路、高速公路及一级公路交叉时，如交叉档距超过200m，最大弧垂按导线+70℃计算。

研究人员选择了21种导线，在4种气象条件下，以传统的计算方法计算了40、70、80℃导线弧垂，见表4。

由表4可知：对于按40℃弧垂定位的500kV线路，在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ气象类，当l=lp时，70℃弧垂都能满足规程要求，除对山岩和百年洪水位外，80、90℃弧垂也都能满足要求。

l=l1时，除lp=300m情况之外，70℃弧垂均能满足规程要求，80、90℃弧垂不能满足规程要求。

l=l2时，70、80、90℃弧垂均不能满足规程要求。

在Ⅸ气象区中，高温弧垂增大比Ⅰ、Ⅱ、Ⅵ气象分类小。

当lp=300m，l=l1时，70℃弧垂已不能满足规程要求；在任何档距下，当l=l2时，70℃均不能满足规程要求。

表4 4种气象条件下40、70、80℃导线弧垂注：表中的Δf1、Δf2、Δf3分别表示70、80、90℃弧垂与40℃弧垂之间的差值。

因此若按+70℃来校核对地距离，现行运行线路对地距离在设计时有很多地方已不满足要求。