徐 超

（中国电力工程顾问集团有限公司）

0 引言

由于全球气候变暖，极端天气时有发生，建国以来，一共有12次超强台风登陆中国的记录。在如此恶劣的风速条件下，特别是沿海电厂正在运行的户外变压器高压套管能否安全运行、能承受的极限风速是多少、业内对此高度关注。本文以国内沿海某电厂实际运行的1号主变高压套管为例，计算了典型风速条件下套管及接线板的受力，从而评估主变高压套管能否满足实际运行工况。

1 计算原理

1.1 导线受力

导线受力基本计算原理为：将导线看作悬链线进行力学分析。对于无集中荷载的导线，可采用解析方法求解。首先分析两侧挂点等高的导线，计算模型如图1所示。

图1 导线悬链线力学计算模型

在导线上任取一点D（x，y），分析OD段导线的受力关系，此段导线受三个力保持平衡，分别为T0，Tx和G，其中Tx沿导线切线方向，与水平方向夹角为α。

由静力学平衡条件可知，如公式（1）：

式中，σ0为导线的水平应力；g为导线的比载。根据导线挂点坐标即可求出导线的水平应力，进而求出导线的水平拉力。对于两侧挂点不等高的导线，也可采用类似的计算方法。

对于有集中荷载的导线，想要得到导线方程的解析解十分困难，因此考虑采用有限元分析方法，计算模型如图2所示，图中qx（x）和qz（x）随x变化，对于有集中荷载的位置，加入集中荷载。

图2 导线有限元计算模型

导线微分单元受力如图3所示。

图3 导线微分单元受力图

对于每个微分单元，考虑其与水平面的夹角各不相同，每个dx微分单元对应弧长不同、所受重力不同，通过软件计算得出每个微分单元的受力情况，从而得出导线挂点的受力情况。

1.2 金具端子板应力

水平纵向和水平横向受力在金具端子板产生的应力按公式（2）计算：

式中，σ为应力值；M为弯矩；W为抗弯截面模量。

式中，b和h分别为端子板截面的长和宽，对于水平和侧向受力，b和h的含义不同。

垂直方向受力在金具端子板产生的应力按式（4）计算：

式中，σ为应力值；F为受力；A为端子板截面积。

2 承载力核算

2.1 计算公式

（1）导线风压力计算公式［1］：

式中，Pf为导线上所受的风压力（kgf）；af为风速不均匀系数，取af＝1；kd为空气动力系数，取kd＝1.2；Af为导线受风方向的投影面积（m2），计算分裂导线时不考虑屏蔽影响；vf为风速（m／s）。

（2）绝缘子串上受的风压力计算公式：

式中，Pj为导线上所受的风压力（kgf）；afj为风速不均匀系数，取afj＝1；kdj为空气动力系数，取kdj＝0.6；Afj为绝缘子串受风方向的投影面积 （m2），双串绝缘子受风面积为单串绝缘子的1.6倍；vf为风速（m／s）。

2.2 基础数据

通常构架间的导线是软导体，固定点在两端构架上，风荷载通过导线传导到构架上。户外主变压器高压套管引下线也是软导线，连接于上部导线和套管端部。套管端部是固定的，受力是必然存在的。而引下线“T”接水平导线位置受力情况与导线的张紧度有很大关系。水平导线受力摆动时，如果引下线处于放松状态，则水平导线很难将摆力传导给引下线；而引下线处于张紧状态时，引下线要抵抗水平导线的摆动，将极大吸收水平导线的摆力。又因为引下线靠近构架末端，水平导线在此位置弧垂很小，因此摆动的幅度也很小。基于上述理由，本文水平导线对套管的力计算按照引下线与构架间距离与总间距的比来取值。

由于引下线上挂在水平导线上，引下线的自重由水平导线承担，因此可不考虑引下线自重对变压器套管的影响。此外，变压器套管的自重与变压器的根部受力对变压器套管的接线板也不受影响。综上所述，我们只考虑引下线的水平荷载，也就是风荷载对变压器套管的影响。

本文对沿海某电厂500kV开关场内的导线和接线端子在17级台风情况下的受力进行核算，根据相关资料，17级台风对应的10m高平均风速为56.1～61.2m／s，时距为2min。

根据电厂所在地的气象数据，为方便计算，本文取三种计算风速，即按照历年最大风速30.0m／s、极大风速48.0m／s（相当于15级强台风）以及17级台风风速60.0m／s分别核算。

2.3 承载力计算

图4是电厂1号主变构架及引下线断面图，根据电厂相关图纸资料可知：1号主变构架间隔跨度最大约73m，因此1号主变跨度值取73m；主变高压套管引下线长度取15m，引下线距离构架约8m；绝缘子串长度约7m；导线型号为2×LGKK-600，外径51mm，引下线型号为LGKK-1400，外径57mm。

图4 1号主变构架及引下线断面图

将相关数据分别代入公式（5）和（6），最大风速、极大风速、台风风速等风况下1号主变高压套管承载力计算结果见表1。

表1 1号主变高压套管承载力计算结果表

2.4 承载力校核

根据1号主变技术协议，高压套管相关技术参数见表2［2］。

表2 1号主变高压套管相关技术参数表

此外，高压套管接线板还应能承受400N·m的力距而不变形；接线板允许的荷载合力为2500N，考虑2.5倍安全系数应为1000N。

又据《交流电压高于1000V的绝缘套管》 （GB／T 4109-2008）相关条款［3］，1号主变高压套管正常负荷情况下悬臂耐受负荷的最低值为1250N，重负荷情况下悬臂耐受负荷的最低值为2000N。

根据规范和1号主变高压套管相关技术参数值进行核算，1号主变高压套管承载力核算结果见表3。

表3 1号主变高压套管承载力核算结果表

3 运行评估

1号主变压器高压套管：满足历年最大风速30m／s气象条件下安全运行，且安全系数满足2.5倍的要求；极大风速48m／s（15级强台风）气象条件下变压器套管可安全运行，安全系数约为1.66倍；不满足台风60m／s（17级超强台风）气象条件下安全运行，建议采取调整引下线长度、500kV出线构架梁下方增加V型悬垂绝缘子串等措施，提高导线的抗风性能。

4 结束语

户外主变压器高压套管的风荷载，随着风速增大而加大，将直接影响导线水平荷载。在产品设计阶段，制造商要重点考虑产品使用的风速条件，要基于原设计的数据进行综合分析和谨慎验证；在工程设计阶段，设计单位要根据相关的规程规范、气象数据等，进行严格的计算和周密的校验。套管顶部导线拉力的计算结果是否大于标准规定值，可作为套管能否正常使用和安全可靠运行的判据。