(新)应力弧垂计算表
建筑输电线路设计应力弧垂计算模
临界档距计算 无高差时
7
临界档距判定
8
临界档距判定
9
临界温度
10
➢3、悬链线方程、弧垂、应力及线长
悬链线方程的架空线弧垂、应力和线长
2个基本假设：铰接的柔软链条；电线上的荷载均指向同一方向且沿电线长度均布。
一、悬链线方程和架空线弧垂
由力的平衡原理可得到一下结论：
1、架空线上任意一点C处的轴向应力 x 的水 平分量等于弧垂最低点处的轴向应力 0 ，即
5
➢2、临界档距计算及判定有效临界档距
临界档距：在档距由零逐渐增大的过程中，必然存在这样一相档距： 气温的作用和比载的作用同等重要，最低气温和最大比载时架空线的应 力相等，即最低气温和最大比载两气象条件同时成为控制条件。两个及 以上气象条件同时成为控制条件时的档距称为控制档距，即临界档距。 当实际档距小于该临界档距时，架空线的最大应力出现在最低气温气象， 最低气温为控制条件；反之，最大比载为控制条件。
29
30
➢4、斜抛物线、平抛物线相关公式
31
一、弧垂公式
坐标O点位于电线最低点 坐标O点位于电线悬挂点A
最大弧垂
32
二、档内线长、悬挂点应力
斜抛物线公式 档内线长
平抛物线公式
悬挂点应力
33
➢5、弧垂公式的选用
弧垂误差比较：若以悬链线弧垂公式作为准确公式，则在同样的条件下（即档距、
比载、应力和高差相同），抛物线公式算得的弧垂偏小，且随着 的增l 加而误
4
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。
代表档距的数学意义：当气象条件变化时，各档距应力变化不完全相 同，但由于直线杆塔悬垂绝缘子串向张力大的一侧偏斜，使各档距应力 趋于相等，这个应力称为耐张段的代表应力，与该应力对应的档距就称 之为代表档距，它与导线的型号没有关系的。
观测弧垂计算表 (最新)
fp２L２/LP4 #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!
cosB #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!
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档端角度法看弧垂计算
档端角度法看弧垂计算
锁定。
3；挂点角度直接输入仪器读数。
4；这是计算呼高段计算，如果计算呼高段以上导线、光缆、地线，呼高数据自己算懂的。
5；档端角度法判定“√”可以用这方法、“×”是不可以用这方法是理论数据，我的经验是参考B值，自己把握。
6；弧垂观测角俯角仰角自动显示，要执行显示！7；瓷瓶串长是指横担底部到导线滑车槽垂高。
8；单位均为“m”当然角度单位不为米。
9；高差角“﹢”、“-”是表示“仰角”、“俯角”未转化成度分秒见谅，也没有那必要，如果需要自己转换。
10；版权、解释归属周光洪。
导线应力弧垂表
55
应力（Mpa） 20.324 84.615 70.558 38.883 46.771 71.591 85.628 43.751 84.615 70.251 56.442 43.751 33.132 25.398 20.324 弧垂（m） 0.632 0.152 0.195 0.353 0.36 0.401 0.602 0.294 0.152 0.183 0.228 0.294 0.388 0.506 0.632
65
应力（Mpa） 20.54 75.788 62.585 35.083 42.79 67.815 85.628 38.541 75.788 62.072 49.398 38.541 30.224 24.442 20.54 弧垂（m） 0.874 0.237 0.306 0.547 0.55 0.592 0.841 0.466 0.237 0.289 0.363 0.466 0.594 0.734 0.874
B气象区LGJ-35(k=3.5)型导线应力弧垂表
应力 弧垂
气
气象
象 条
气温（℃）
件 风速（m/s）
高温 40 0
低温 -20 0
安装 -10 10
外过 15 10
内过 10 15
大风 -5 25
覆冰 -5 10
平均 10 0
-20 0
-10 0
架线气象组合
0
10
20
0
0
0
30 0
40 0
档距 （m）
110
应力（Mpa） 21.005 38.421 35.013 26.921 33.287 56.54 85.628 26.671 38.421 33.403 29.598 26.671 24.37 22.522 21.005 弧垂（m） 2.447 1.338 1.569 2.04 2.024 2.032 2.409 1.928 1.338 1.539 1.737 1.928 2.109 2.283 2.447
导线比载及应力弧垂计算表
导线的千 导线截面 导线直 米重量 径 积mm2 kg/km mm m0 s d 覆冰厚 度 mm b 风载体型系数 C 设计风速 m/s v 风速不均匀 系数 a
导线应力弧垂
环境温度 导线运行 ℃ 温度℃ T1 T2 铝层 截面积 芯棒 截面积 铝/芯 截面比 线胀系数 1/℃ α 安全系数 K 刚敷设时 最大使用应 力MPa σ0
导线比载计 自重与冰重总比 无冰时风压比载 覆冰时风压比载 载 N/km·mm2 N/km·mm2 2 N/km·mm g3 g4 g5
导线应力弧垂计算表
档距 m l 刚敷设时 最大弧垂 m f 刚敷设时 线长 m L 导线悬挂点应力 Mpa σ A=σ B 施工后线长 m L
无冰有风综合比载 N/km·mm2 g6
有冰有风时综合比 载 N/km·mm2 g7
施工后弧垂 m f
施工后应力 Mpa σ0
弧垂计算及K值计算
导线 原始 列表
计算导线LGJ- 300/40 截面积：A＝ 计算拉断力：tp= 条件 列表 导线计算质量G= 导线计算直径 d= 弹性系数 E＝ 热膨胀系数 a= 地线配合用表 截面积：A＝ 338.99 计算拉断力：tp= 92220 导线计算质量G= 1133 导线计算直径 d= 23.94 弹性系数 E＝ 73000 热膨胀系数 a= 1.96E-05
所需 计算 列表
线明细表
95/20 120/20 120/25 150/20 150/25 185/25 185/30 240/30 7/7 26/7 7/7 24/7 26/7 24/7 26/7 24/7 113.96 134.49 146.73 164.5 173.11 211.29 210.93 275.96 37200 41000 47880 46630 54110 59420 64320 75620 408.9 466.8 526.6 549.4 601 706.1 732.6 922.2 13.87 15.07 15.74 16.67 17.1 18.9 18.88 21.6 76000 76000 76000 73000 76000 73000 76000 73000 1.85E-05 1.89E-05 1.85E-05 1.96E-05 1.89E-05 1.96E-05 1.89E-05 1.96E-05
50/7 7 49.46 60564 423.7
50/19 19 48.32 59192 411.1
70/19 19 72.19 88396 615
100
导线 原始 列表
导线计算直径 d= 7.8 9 9 11 弹性系数 E＝ 181423 181423 181423 181423 热膨胀系数 a= 1.15E-05 1.15E-05 1.15E-05 1.15E-05 计算导线GJ- 50/7 截面积：A＝ 计算拉断力：tp=
导线任意点的弧垂计算表(完善版)
0.000
秒 30
秒 48
秒 45
秒 15
观测点弧垂F0 7.599
验算结果
点的侧面为宜)观测弧垂的一种方法，距离以线路中心线的水平距离接近档距长度
观测点距最远杆B塔距离偏差（m）∆Ln
0.000 观测点与悬挂
度 278
观测点与悬挂 度 279
任意点弧垂观测角& 正盘观测角 分 13 副盘观测角 分 46
Hp 32.13145121
y -2.197217378
备注：①档侧任一点角度法观测弧垂是在观测档的侧方任意点(以接近档距中点的侧面为宜)观测弧垂的 的一半为宜。
所求导线任意点的驰度（m）
7.600Biblioteka 两挂点水平夹角（&a）
度
分
秒
任意点尺度计算 观测弧垂点距最近杆塔距离（m）
224.277
档距L
129
16
33
448.554
计算档距验算值(m) 448.554
观测点至悬挂点A高差
Hh
34.32866859 观测点至悬挂点B高差
HQ 45.13213963
度 73
度 286
尺度计算
档距（m） 448.554
挂点A至观测站点水平距离Lm（m）
导线最大驰度（m）
7.6
悬挂点与观测点的水平夹角&b
度
分
秒
238.963
69
6
31
观测点距最远杆B塔距离（m）Ln 档距偏差（m）(校正值）∆L
257.358 观测点与悬挂点A的垂直夹角
分 10 观测点与悬挂点B的垂直夹角 分 56 弧垂观测角& 观测角 分 13 观测角 分 46
弧垂表(LGJ、JKLGYJ等全型号)
8618.7 7714.6 6833.3 0.134 0.150 0.170
5188.3 4460.5 3823.4 3290.8 2862.5 2525.3 0.223 5239 0.273 0.260 0.303 0.352 0.405 3017 0.474 0.459 2688.1 0.532
7931.2 7355.9 6833.3 6363.1 5943.1 5569.6 5238.4 4944.9 4684.4 4452.7 1.219 1.315 1.415 1.520 1.627 6006 1.867 1.736 1.846 1.956 2.064 4821 2.326 2.172
8357.4 7571.3 6833.3 6153.6 5540.7 4999.9 4531.5 4131.3 3791.8 3504.5 3260.6 3052.5 2873.7 0.438 0.484 0.536 0.595 0.661 0.732 0.808 0.886 0.966 1.045 1.123 1.200 1.274
2 2
C
K=6.00 134.29 15.1 4.58 76000
电线物理特性数据： 线膨胀系数（1/℃） 瞬时破坏应力（N/mm ） 最大使用应力（N/mm2） 平均运行应力（N/mm2）
2
18.9 × -6 10 305.3094 50.8849 76.3274
比载(N/m· ) mm
2
g1= பைடு நூலகம்.0341
2052.1 1884.4 0.565 2215.4 0.646 2371 0.730 0.615 2044 0.700 2196.9 0.788
8271.5 7526.3 6833.3 6200.5 5633.2 5133.3 4698.9 4324.6 4003.7 3728.5 3491.8 3287.2 3109.3 A 0.560 0.616 0.678 0.748 0.823 0.903 0.986 1.072 1.158 1.243 1.327 1.410 1.491
架线弧垂计算表(应力弧垂插值计算)
1
23456
17-18201
200
220
代表档距（无高差）208米1档两塔
设计代表档距201米cosB 2档两塔1观测档档距201米挂线点高差-30.99988863523档两塔
2观测档档距200米挂线点高差01.00000000003观测档档距
220
米
挂线点高差
01.0000000000220米200
米
1
23456
18+1~19
231
代表档距（无高差）231米1档两塔
设计代表档距227米cosB
2档两塔1观测档档距231
米挂线点高差-36.50.98774661583档两塔
2观测档档距米
挂线点高差
0#DIV/0!3观测档档距
米
挂线点高差0#DIV/0!240米220
米
耐张段各档的档距
耐张段各档的档距35kV 牙城线#18+1~#19《导 线 架 线 弧 垂 表/应力弧
35kV 牙城线#17~#18《导 线 架 线 弧 垂 表/应力弧
温度下每米的代表档距的弧
数
1观测档弧垂（m ）2观测档弧垂（m ）3观测档弧垂（m ）（直线塔呼高减去绝缘子串长度）
温度（℃代表档距上值
上值系数（m ）代表档距下值
下值系数（m ）温度下每米的代表档距的弧
数
1观测档弧垂（m ）2观测档弧垂（m ）3观测档弧垂（m ）（直线塔呼高减去绝缘子串长度）
温度（℃代表档距上值上值系数（m ）代表档距下值
下值系数（m ）
架 线 架 线 弧。
导线应力弧垂表
比载[×10-3N过 大风 覆冰 平均 水平 0 0 12.791 12.791 28.78 67.952 39.439 0 垂直 33.99 33.99 33.99 33.99 33.99 33.99 130.536 33.99 综合 33.99 33.99 36.317 36.317 44.537 75.978 136.364 33.99
计算条件
线规 截面（mm²） 56.29 单位质量 0.2 （kg/m） 最大使用应力（Mpa） 平均运行应力（Mpa） LGJ-35 外径（mm） 拉断力（kN） 85.63 安全系数 53.95 取用系数 9.6 16.87 3.5 18%
气象条件
气象 高温 低温 安装 外过 内过 大风 覆冰 平均 气温（℃） 40 -20 -10 15 10 -5 -5 10 风速（m/s） 0 0 10 10 15 25 10 0 冰厚（mm） 0 0 0 0 0 0 10 0
覆冰 -5 10 10 72.895 0.21 75.51 0.277 78.185 0.349 80.888 0.427 83.595 0.51 85.628 0.602 85.628 0.717 85.628 0.841 85.628 0.975 85.628 1.12 85.628 1.274 85.628 1.438 85.628 1.612 85.628 1.797 85.628 1.991 85.628 2.195 85.628 2.409 85.628 2.633 85.628 2.867
架线气象组合 0 10 20 0 0 0 0 0 0 56.072 41.849 28.902 0.068 0.091 0.132 56.285 42.326 29.861 0.092 0.123 0.174 56.525 42.846 30.84 0.12 0.159 0.22 56.788 43.399 31.825 0.152 0.198 0.27 57.072 43.98 32.808 0.186 0.242 0.324 56.442 43.751 33.132 0.228 0.294 0.388 52.919 41.061 31.58 0.289 0.372 0.484 49.398 38.541 30.224 0.363 0.466 0.594 45.989 36.261 29.062 0.453 0.574 0.716 42.802 34.261 28.079 0.558 0.698 0.851 39.925 32.545 27.251 0.681 0.836 0.998 37.406 31.095 26.555 0.821 0.987 1.156 35.252 29.879 25.967 0.976 1.152 1.325 33.438 28.86 25.47 1.147 1.329 1.505 31.922 28.004 25.046 1.331 1.517 1.696 30.657 27.283 24.683 1.528 1.717 1.898 29.598 26.671 24.37 1.737 1.928 2.109 28.707 26.148 24.099 1.957 2.149 2.332 27.953 25.699 23.863 2.189 2.381 2.564
(完整word版)导线应力弧垂计算
导线应力弧垂计算一、确定相关参数表一 Ⅲ气象区条件表二 LGJ-300/50型导线参数二、相关比载计算1. 自重比载)/(1006.341036.34880665.912100,0331m Mpa A qg --⨯=⨯⨯==）（γ2. 冰重比载)/(1060.111036.348)26.245(5728.2710)(728.270,53332m Mpa A b d b ---⨯=⨯+⨯⨯=⨯+=）（γ 3.垂直总比载 )/(1066.45050,00,53213m Mpa -⨯=+=），（）（）（γγγ 4.无冰风压比载5.626.1106.122===V W V (Pa) 63.3906.1256.122===V W V (Pa)1）外过电压、安装有风：33241036.3485.6226.241.185.00.110sin 10,0--⨯⨯⨯⨯⨯=⨯=θμαβγA W d v sc f c ）（ =4.103-10⨯（Mpa/m ）2）最大设计风速：计算强度：33241036.34863.39026.241.185.00.110sin 25,0--⨯⨯⨯⨯⨯=⨯=θμαβγA W d v sc f c ）（ =25.433-10⨯（Mpa/m ）低于500kv 的线路c β取1.0，计算强度时f α按表取0.85，当d ≥17mm 时sc μ取1.1.计算风偏：33241036.34863.39026.241.175.00.110sin 25,0--⨯⨯⨯⨯⨯=⨯=θμαβγA W d v sc f c ）（ =22.443-10⨯（Mpa/m ） 计算风偏时f α取0.75 3）内过电压：625.1406.1156.122===V W V (Pa) 33241036.348625.14026.241.185.00.110sin 15,0--⨯⨯⨯⨯⨯=⨯=θμαβγA W d v sc f c ）（=9.163-10⨯（Mpa/m ）5. 覆冰风压比载5.626.1106.122===V W V 32510sin )2(10,5-⨯+=θμαβγAW b d B vsc f c ）（ 3-1036.3485.621026.241.12.10.10.1⨯⨯+⨯⨯⨯⨯=）（）（m Mpa /1011.83-⨯= 6. 无冰综合比载外过电压、安装有风：)/(1031.341010.406.3410,00,025,033-2224216m Mpa -⨯=⨯+=+=）（）（）（γγγ 最大设计风速（计算强度）：)/(1051.421043.2506.3425,00,025,033-2224216m Mpa -⨯=⨯+=+=）（）（）（γγγ 最大设计风速（计算风偏）：)/(1079.401044.2206.3425,00,025,033-2224216m Mpa -⨯=⨯+=+=）（）（）（γγγ 内过电压： )/(1027.351016.906.345.12,00,010,033-2224216m Mpa -⨯=⨯+=+=）（）（）（γγγ 7. 覆冰综合比载)/(1037.4610,50,510,5325237m Mpa -⨯=+=）（）（）（γγγ表三 比载三、确定应力值（1）最大使用应力:)(8.1125.20.282Mpa kp===σσ （2）年平均运行应力上线：)(5.70%250.282%25][Mpa p pj =⨯=⨯=σσ四、计算临界档距，判断控制气象条件因为覆冰与最大风情况下的最大使用应力和气温都相同，又覆冰时的比载大于最大风时的比载，故最大风不再作为控制气象图条件考虑。
电线力学计算表弧垂
导线规格
LGJ-240/30
气象区 2
安全系数 年均比例
2.5
25
年均气温 15
最高气温 最低气温
40
-10
最大风速 冰时温度 冰时风速 复冰厚度 安装温度
30
-5
10
10
0
安装风速 内过温度
10
15
导线面积 导线直径 破断力
275.96
21.6
7325.539302
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应力 弧垂
代表档距弧垂单位米 安装表
40°
30°
20°
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