课程设计制作导线的应力弧垂曲线和安装曲线
课程设计(论文)
题目名称制作导线的应力弧垂曲线和安装曲线
课程名称架空输电线路设计(LGJ-185/45,VIII区) 学生姓名xxxxx
学号2013356545
系、专业电气工程系电气工程及其自动化
指导教师尹伟华
2013年1月6日
邵阳学院课程设计（论文）任务书
题目名称制作某线路导线的应力弧垂曲线和安装曲线。设计时
间
18、19周
课程名称架空输电线路设计课程编号设计地
点
一、课程设计（论文）目的
结合所学的线路设计知识，要求学生掌握线路设计中各项参数的查表发放，并结合工程实际，掌握具体线路的导线应力弧垂曲线和安装曲线做法，从中对线路设计中所涉及到的导线的比载计算，架空线弧垂、线长和应力的计算，架空线的状态方程式，临界档距，最大弧垂的判定，导线应力弧垂曲线和安装曲线做法有深刻的了解。最终加强学生的线路设计认识及动手能力
二、已知技术参数和条件
气象条件：全国线路设计气象条件汇集ⅤIII区
电压等级110kV
导线型号LGJ-185/45
三、任务和要求
a)学生应该完成课程设计说明书的内容，同时还包括导线应力弧垂曲线和安装曲线的绘
制图
b)为简明起见，各计算结果应尽量采用表格形式表示
c)每一计算过程应列出所用公式，并带入一组实际数据示范
d)各系数的取值应说明出处和理由
注：1．此表由指导教师填写，经系、教研室审批，指导教师、学生签字后生效；
2．此表1式3份，学生、指导教师、教研室各1份。
四、参考资料和现有基础条件（包括实验室、主要仪器设备等）
1、孟遂民，李光辉编著，架空输电线路设计，中国三峡出版社，2000.10
2、邵天晓，架空送电线路的电线力学计算，水利电力出版社，1987
3、周振山，高压架空送电线路机械计算，水利电力出版社，1987
4、东北电力设计院，电力工程高压送电线路设计手册，水利电力出版社，1991
五、进度安排
16周（1）查找相关资料，整理和收集数据（2）根据气象区确定气象参数计算相关比载（3）确定临界档距（4）档距的控制气象条件
17周（5）根据已知条件，利用状态方程式计算不同档距，各种气象条件下架空线的应力和弧垂值（6）按一定的比例绘制出应力弧垂曲线（7）绘制安装曲线图（8）按照有关规定，制作论文，打印成稿。
六、教研室审批意见
教研室主任（签字）：年月日
七、主管教学主任意见
主管主任（签字）：年月日
八、备注
指导教师（签字）：学生（签字）：
邵阳学院课程设计（论文）评阅表
学生姓名宁文豪学号1041201185
系电气工程系专业班级电气工程及其自动化10输电线路班题目名称制作导线的应力弧垂曲线和安装曲线课程名称架空输电线路设计
一、学生自我总结
接到课题之后，为了在课程设计中万无一失，我们查找了很多的资料，请教了同学朋友。整个课程设计下来，我感觉学会了很多，知道了实践和理论之间的差距，知道了怎样为目标付出，学会了团队协作……懂得了只有在学习中多加实践，才能干好一件事情，因为社会需要的是实践型人才。因此在今后的学习中我会坚持理论与实践并重。相信这次课程设计会是我的一次宝贵的实践经验。
学生签名：年月日
二、指导教师评定
评分项目平时成绩论文答辩综合成绩
权重30 40 30
单项成绩
指导教师评语：
指导教师（签名）：年月日
注：1、本表是学生课程设计（论文）成绩评定的依据，装订在设计说明书（或论文）的“任务书”页后面；
2、表中的“评分项目”及“权重”根据各系的考核细则和评分标准确定。
摘要
本课程设计是绘制导线的应力弧垂曲线和安装曲线。先查有关《规程》得到譬如气象、导线的有关参数，再用列表法求得临界档距，并判断有效临界档距和控制气象条件，以控制条件为已知状态，利用状态方程式计算不同档距、各种气象条件下架空线的应力和弧垂值，按一定的比例绘制出应力弧垂曲线和安装曲线。本课程设计的重点和难点内容是关于状态方程式的求解，要利用有关计算机方面的知识，这对于非计算机专业的我是一个很大的挑战，对我以后的学习与工作都有很好的指导意义。
关键词：临界档距；状态方程式；应力弧垂曲线
目录
摘要 ....................................................................................I 1有关参数 .. (1)
1.1 气象条件 (1)
1.2导线相关参数 (1)
1.3各气象条件下导线比载的计算值 (1)
2计算临界档距、判断控制气象条件 (4)
3绘制应力弧垂曲线 (6)
4绘制导线安装曲线 (9)
5总结 (10)
参考文献 (11)
1有关参数
1.1气象参数
查《规程》得典型气象区ⅤIII 的计算用气象条件，如表1-1所示。
表1-1 第八区气象参数
气象类型
最大风速 最低气温 年均气温 最大覆冰 最高气温 内过电压 外过无风 外过有风 安装有风 事故气象
温度（C ） -5 -20
+10 -5 40 +10 +15 +15 -10
-10
风速(m/s) 30
0 0 30 0 15 0 10 10 0 冰厚（mm ） 0 0
15
1.2导线相关参数
查《规程》LGJ-185/45导线的有关参数，如表1-2所示。
表1-2 LGJ-185/45导线有关参数 1.3各气象条件下导线比载的计算值
1）自重比载
γ1（0,0）=(gq/A)?10-3=36.51?10-3 MPa/m 2）冰重比载
γ2（15,0）=27.728b(b+d)/A ?10-3=63.17?10-3 MPa/m 3）垂直总比载
γ3（15,0）=γ1（0,0)+γ2（15,0）=99.68?10-3 MPa/m 4）无冰风压比载。
设θ=900，因导线外径d=19.60mm>17mm ，则风载体型系数μsc =1.1，110kV 线
路，风载荷调整系数βc =1.0，基本风压W υ=υ2/1.6。所以：
截面积A (mm 2)
导线直径d (mm)
弹性系数E (MPa)
温度系数a(1/℃)
计算拉断力T j (N)
单位长度质量q (kg/km) 强度极限σp
(MPa) 安全系
数k 许用应力[σo ]
(MPa) 年均应力上限[σcp ] (MPa)
227.83
19.60
80000
17.8×10-6
80190
848.2
334.37 2.5 133.75
83.59
安装风速为υ=10m/s 时，查表得f α=1.0。所以：
γ4（0，10）=c βf
αcs μd A W 10
sin 2θ310-?=5.92310-? MPa/m 内过电压风速为υ=15m/s ，查表得f α=0.75，所以：
γ4（0，15）=c βf αcs μd
A
W 15
sin 2θ310-?=9.98310-? MPa/m 当风速为最大风速υ=30m/s 时，基本风压为30W =υ2/1.6=562.5 Pa 计算强度时，查表得f α=0.75，所以：
γ4（0，30）=c βf αcs μd
A
W 30
sin 2θ310-?=39.923310-? MPa/m 计算风偏时，查表得f α=0.61
γ4（0，30）=c βf αcs μd
A
W 30
sin 2θ310-?=32.47310-? MPa/m 5）无冰综合比载
无冰有风时的综合比载是架空线自重比载和无冰风压比载的矢量和，即 安装有风时
γ6（0，10）==?+=+-3222
4
2
11092.551.36)10,0()0,0(γγ36.99310-? MPa/m
内过电压时
γ6（0，15）==?+=+-32224211098.951.36)15,0()0,0(γγ37.853
10-? MPa/m
最大风速，计算强度时
γ6（0，30）==?+=+-3222
4
2
110923.3951.36)30,0()0,0(γγ54.10310-? MPa/m 最大风速，计算风偏时
γ6（0，30）==?+=+-3222
4
2
11047.3251.36)30,0()0,0(γγ48.86310-? MPa/m 6）覆冰风压比载
风速V=15m/s ，架空线覆冰时，架空线外径由d 变为（d+2b ），风载荷调整系数
βc =1.0，基本风压W υ=υ2/1.6。规程规定，无论线径大小，覆冰时的风载体型系数
一律取为μsc =1.2；
计算强度时αf =1.0，所以
γ5（15，15）=c βf
αcs μd A W 15
sin 2θ310-?=36.74310-? MPa/m 计算强度时αf =0.75，所以
γ5（15，15）=c βf
αcs μd A W 15sin 2θ310-?=27.553
10-? MPa/m 7）覆冰综合比载
覆冰综合比载是架空线的垂直总比载和覆冰风压比载的矢量和。 计算强度时
γ7（15，15）==?+=+-3222
5
2
31074.3668.99)15,15()0,15(γγ106.235310-? MPa/m 计算风偏时
γ7（15，15）==?+=+-3222
5
2
31055.2768.99)15,15()0,15(γγ103.417310-? MPa/m 各气象条件下导线比载的计算值，汇总如下表:1-3所示。
表1-3 比载汇总表
2计算临界档距，判断控制气象条件
（1）可能成为控制条件的是最低气温、最大风速、覆冰有风和年均气温，整理该典型气象区四种可能控制条件的有关气象参数，如下表2-1。
表2-1 可能控制气象条件有关参数
项目
自重
γ1（0,0） 覆冰无风
γ3
（10,0） 无冰综
合γ6
（0,1
0）
无冰综合γ6（0,15）
无冰综合γ6
（0,30）（用于强度）
无冰综合γ6
（0,30）（用于风偏） 覆冰综合
γ7
（15,15）（用于强度） 覆冰综合
γ7（15,15）
（用于风偏）
数据 36.51 ×10-3
99.68 ×10-3
36.99 ×10-3
37.85 ×10-3
54.10 ×10-3
48.86 ×10-3
106.235 ×10-3
103.417 ×10-3
备注
αf =1.0 μsc = 1.1
αf =0.75 μsc = 1.1
αf =0.75 μsc = 1.1
αf =0.61 μsc = 1.1
αf =1.0 μsc = 1.2
αf =0.75
μsc = 1.2
参数
气象
最低气温
最大风速
覆冰有风
年均气温
气温(℃) -20 +10 -5 +15 风速(m/s )
30
10
冰厚(mm ) 0 0 10 0
(2)计算有关比载和比值γ/[σo ]，计算结果列于下表2-2。
表2-2 比值γ/[σo]计算结果及其排序表
（3）按等高悬点考虑，计算有效临界档距的公式为
[][]()
[]
[][]???
?????????
??-???? ??-+-=
2020
0024i i j j i j i j ij E t t E l σγσγασσ
若两种控制条件下的架空线许用应力相等，即[][][]000σσσ==j i 则
[]
()
2
2024i j i j ij t t l γγασ--=
利用上式计算得各临界档距为
[][]()[][][]???
????????? ??-???? ??-+-=
20200024a a c c a c a c ac E t t E l σγσγασσ =虚数
[]()22024a
b a b ab t t l γγασ--==537.742m []
()2
2024a d a d ad t t l γγασ--==86.113m [][]()[][][]???
????????? ??-???? ??-+-=
20200024b b c c b c b c bc E t t E l σγσγασσ=虚数
气象条件 最低气温 最大风速 最厚覆冰
年均气温
γ(MPa/m) 36.51×10-3 54.10×10-3 106.235×10-3 36.51×10-3 [σo ](MPa) 133.75 133.75 133.75 83.59 γ/[σo ](1/m)
0.2730×10-3
0.4045×10-3
0.7943×10-3
0.4368×10-3
气温t （°C ）
-20 -5 -5 +10 γ/[σo ]从小至大
编号
a
b
d
c
[]
()22024b
d b d bd t t l γγασ--==0 [][]()[][][]???
????????? ??-???? ??-+-=
20200024c c d d c d c d cd E t t E l σγσγασσ=140.150m
得有效临界档距判别表如下表2-3所示。
表2-3 有效临界档距判别表
判断有效临界档距，确定 控制气象条件。
因为在某条件栏中，存在临界档距为虚数或者0的情况，则该栏的条件不起控制作用，应当舍去。
容易看出l cd =140.15m 为有效临界档距。当实际档距cd l l ≤，最大风速为控制条件；当实际档距cd l l ≥，最厚覆冰为控制条件； （4）计算各气象条件的应力和弧垂
以各档距范围的控制条件为已知条件，有关数据如下表2-4所示。
表2-4 已知条件及参数
气象条件 a 最低气温 b 年均气温
c 最大风速
临界档距(m )
l ab =537.742 l ac =虚数 l ad =86.113
l bc =虚数 l bd =0
l cd =140.150
已知条件 最大风速
最厚覆冰
参数 控制区间
0~140.150 140.150~∞
t m (℃) -5 -5 b m (mm) 0 15 V m (m/s) 30 15 γm (×10-3
) 54.10 106.235 σm (MPa) 133.75
133.75
以各气象条件为待求条件，已知参数如表2-5所示。
表2-5 待求条件和已知参数
参数
待求条件
最高
气温最低气温年均
气温
事故外过有风外过无风内过
电压
t m(℃) +40 -20 +10 -10 +15 +15 +10
b m(mm) 0 0 0 0 0 0 0
V m(m/s) 0 0 0 0 10 0 15 γ(×10-3MPa/m) 36.51 36.51 36.51 36.51 36.99 36.51 37.85
参数待求条件安装覆冰无风覆冰有风
（强度）
覆冰有风
（风偏）
最大风
（强度）
最大风
（风偏）
t(℃) -10 -5 -5 -5 -5 -5 b(mm) 0 15 15 15 0 0 V(m/s) 10 0 15 15 30 30 γ(×10-3MPa/m) 36.99 99.68 106.235 103.417 54.10 48.86
3绘制应力弧垂曲线
利用状态方程式，求的各待求条件下的应力和弧垂，由于计算量非常大，为保证数据的正确性和精度，减少误差；以下数据是采用软件计算求的。
表3-1 LGJ-185/45型导线应力弧垂计算
档距l r(m)气象条件
最高气温最低气
温
年均气
温
事故安装外过有
风
操作过
电压
σ0
（MP
a）
f v
(m)
σ0
（MPa）
σ0
（MPa）
σ0
（MPa
）
σ0
（MPa
）
σ0
（MPa
）
σ0
（MPa
）
50 44.82 0.255 125.43 83.59 111.38 111.40 76.81 83.79 100 51.36 0.89 122.90 83.59 109.43 109.51 77.67 84.29 140.15 55.28 1.62 115.51 80.66 103.17 103.37 75.95 82.04 200 51.91 3.52 92.27 67.58 82.97 83.37 64.86 69.80 250 49.99 5.71 74.43 59.64 68.77 69.31 58.28 62.29 300 48.85 8.41 64.09 55.21 60.77 61.36 54.57 58.01 350 48.14 11.62 58.38 52.61 56.28 56.89 52.37 55.47 400 47.67 15.32 55.02 50.98 53.58 54.19 50.97 53.86 450 47.34 19.52 52.89 49.90 51.84 52.44 50.03 52.78 500 47.10 24.22 51.45 49.14 50.65 51.25 49.36 52.02 550 46.92 29.42 50.43 48.59 49.79 50.39 48.88 51.46 600 46.79 35.11 49.68 48.17 49.16 49.76 48.51 51.05 650 46.68 41.31 49.11 47.85 48.68 49.27 48.23 50.73
续表
档距l r(m) 气象条件
外过无风覆冰有
风（强
度）
覆冰有
风（风
偏）
覆冰无风最大风
（强
度）
最大风
（风
偏）σ0
（MP
a）
f v
(m)
σ0
（MPa）
σ0
（MPa）
σ0
（MPa
）
f v
(m)
σ0
（MPa
）
σ0
（MPa
）
50 76.77 0.15 110.97 110.64 110.87 0.28 133.75 133.50
100 77.51 0.59 123.35 122.70 121.16 1.03 133.75 132.80
140.15 75.65 1.18 133.75 133.25 130.45 1.88 133.75 132.11
200 64.40 2.83 133.75 133.21 129.28 3.86 123.13 120.01
250 57.74 4.94 133.75 133.18 128.43 6.06 122.44 119.33
300 54.01 7.60 133.75 133.16 127.81 8.77 119.89 117.14
350 51.79 10.79 133.75 133.15 127.38 12.01 118.10 115.23
400 50.39 14.49 133.75 133.11 127.06 15.69 116.23 113.05
450 49.45 18.67 133.75 133.09 126.83 19.89 114.01 111.26
500 48.78 23.39 133.75 133.07 126.65 24.59 111.99 108.31
550 48.30 28.58 133.75 133.05 126.51 29.79 108.56 105.11
600 47.93 34.28 133.75 133.03 126.40 35.49 105.78 101.52
650 47.65 40.47 133.75 133.01 126.32 41.67 102.33 98.46
根据表3-1，绘制导线应力弧垂曲线(手绘)。
图示说明，σ1为外过无风应力，σ2为覆冰有风和覆冰无风应力，σ3为最大风应力，σ4为年均气温应力，σ5为最低气温和事故应力，σ6为安装时应力，σ7为最高气温应力，σ8为外过有风应力，σ9为操作过电压应力。f1为外过无风时弧垂，f2为最高气温是弧垂，f3为覆冰无风时弧垂。
4绘制导线安装曲线
绘制安装曲线时，以档距为横坐标，弧垂为纵坐标，一般从最高施工气温至最低施工气温每隔10℃绘制一条弧垂曲线。应用状态方程式求解各施工气象（无风、无冰、不同气温）下的安装应力，进而求出相应的弧垂，结果如下表4-1所示
100
f。
表4-1 各种施工气温下的档距弧垂
档距
（m）
50 100 140.150 200 250 300 350
温度℃σo
MPa
100
f
（m）
σo
MPa
100
f
（m）
σo
MPa
100
f
（m）
σo
MPa
100
f
（m）
σo
MPa
100
f
（m）
σo
MPa
100
f
（m）
σo
MPa
100
f
（m）
40 44.8 1.01 51.3 0.89 55.2 0.83 51.9 0.88 49.9 0.91 48.8 0.94 48.1 0.95 30 56.9 0.80 60.7 0.75 62.4 0.73 56.2 0.81 52.7 0.87 50.7 0.90 49.5 0.92 20 70.0 0.65 71.6 0.64 70.9 0.64 61.4 0.74 55.9 0.82 52.8 0.86 51.0 0.89 10 83.5 0.55 83.5 0.55 80.6 0.57 67.5 0.68 59.6 0.77 55.2 0.83 52.6 0.87 0 97.4 0.47 96.2 0.47 91.4 0.50 74.7 0.61 63.8 0.72 57.8 0.79 54.3 0.84
-10 111.
4 0.41 109.
4
0.42 103.
2
0.44 82.9 0.55 68.7 0.66 60.7 0.75 56.2 0.81
续表
档距
（m）
400 450 500 550 600 650
温度℃σo
MPa
100
f
m
σo
MPa
100
f
m
σo
MPa
100
f
m
σo
MPa
100
f
m
σo
MPa
100
f
m
σo
MPa
100
f
m
40 47.7 0.96 47.3 0.96 47.1 0.97 46.9 0.97 46.8 0.98 46.7 0.98 30 48.7 0.94 48.2 0.95 47.8 0.95 47.5 0.96 47.2 0.97 47.1 0.97 20 49.8 0.92 49.0 0.93 48.8 0.94 48.0 0.95 47.7 0.96 47.5 0.95 10 50.9 0.90 49.9 0.91 49.1 0.93 48.6 0.94 48.2 0.95 47.9 0.95 0 52.2 0.87 50.8 0.90 49.9 0.91 49.2 0.93 48.7 0.94 48.3 0.94 -10 53.6 0.85 51.8 0.88 50.7 0.90 49.8 0.92 49.2 0.93 48.7 0.94
5总结
回顾起此课程设计，至今我仍感慨颇多，从理论到实践，在这段日子里，可以说得是苦多于甜，但是可以学到很多很多的东西，同时不仅可以巩固了以前所学过的知识，而且学到了很多在书本上所没有学到过的知识。通过这次课程设计使我懂得了理论与实际相结合是很重要的，只有理论知识是远远不够的，只有把所学的理论知识与实践相结合起来，从理论中得出结论，才能真正为社会服务，从而提高自己的实际动手能力和独立思考的能力。在设计的过程中遇到问题，可以说得是困难重重，但可喜的是最终都得到了解决。
实验过程中，也对团队精神的进行了考察，让我们在合作起来更加默契，在成功后一起体会喜悦的心情。果然是团结就是力量，只有互相之间默契融洽的配合才能换来最终完美的结果。
此次设计也让我明白了思路即出路，有什么不懂不明白的地方要及时请教或上网查询，只要认真钻研，动脑思考，动手实践，就没有弄不懂的知识，收获颇丰。
参考文献
[1]110~500kV架空送电线路设计技术规定.DL/T5092_1999.北京：中国电力出版社，1999.
[2]邵天晓，架空送电线路的电线力学计算，水利电力出版社，1987.
[3]东北电力设计院，电力工程高压送电线路设计手册，水利电力出版社，1991.
[4]周振山，高压架空送电线路机械计算，水利电力出版社，1987.
[5]孟遂民，李光辉编著，架空输电线路设计，中国三峡出版社，2000.10.
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 1.自重比载 2.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 4.无冰风压比载 5.626 .1106.12 2=== V W V (Pa) 63.3906 .1256.12 2===V W V (Pa) 1）外过电压、安装有风： =3-10?（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 ）（ =3-10?（Mpa/m ） 低于500kv 的线路c β取，计算强度时f α按表取，当d ≥17mm 时sc μ取. 计算风偏： =3-10?（Mpa/m ） 计算风偏时f α取 3）内过电压： 625.1406 .1156.12 2=== V W V (Pa) =3-10?（Mpa/m ） 5. 覆冰风压比载 6. 无冰综合比载 外过电压、安装有风：
最大设计风速（计算强度）： 最大设计风速（计算风偏）： )/(1079.401044.2206.3425 ,00,025,033-222 4216m Mpa -?=?+=+=）（）（）（γγγ 内过电压： 7. 覆冰综合比载 表三 比载
（1）最大使用应力:)(8.1125 .20 .282Mpa k p == = 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。 表四 比值]/[0σγ计算结果及其排序表 临界档距计算（无高差） 公式：])][()][[(] ][][[24202000i i j j i j i j ij E t t E l σγ σγασσ--+-= ）（ ] )10302.0()10411.0[(76000] 1054346.18.1128.112[242 323--?-??+-?+-?= ）（ab l =
导线应力弧垂分析(1-6节).
第二章导线应力弧垂分析 ·导线的比载 ·导线应力的概念 ·悬点等高时导线弧垂、线长和应力关系 ·悬挂点不等高时导线的应力与弧垂 ·水平档距和垂直档距 ·导线的状态方程 ·临界档距 ·最大弧垂的计算及判断 ·导线应力、弧垂计算步骤 ·导线的机械特性曲线 ［内容提要及要求］ 本章是全书的重点，主要是系统地介绍导线力学计算原理。通过学习要求掌握导线力学、几何基本关系和悬链线方程的建立；掌握临界档距的概念和控制气象条件判别方法；掌握导线状态方程的用途和任意气象条件下导线最低点应力的计算步骤；掌握代表档距的概念和连续档导线力学计算方法；了解导线机械物理特性曲线的制作过程并明确它在线路设计中的应用。 第一节导线的比载 作用在导线上的机械荷载有自重、冰重和风压，这些荷载可能是不均匀的，但为了便于计算，一般按沿导线均匀分布考虑。在导线计算中，常把导线受到的 机械荷载用比载表示。 由于导线具有不同的截面，因此仅用单位长度的重量不宜分析它的受力情况。此外比载同样是矢量，其方向与外力作用方向相同。所以比载是指导线单位长度、单位截面积上的荷载，常用的比载共有七种，计算公式如下：1．自重比载 导线本身重量所造成的比载称为自重比载，按下式计算 （2-1） 式中：g1—导线的自重比载，N/m.mm2； m0一每公里导线的质量，kg/km；
S—导线截面积，mm2。 2．冰重比载 导线覆冰时，由于冰重产生的比载称为冰重比载，假设冰层沿导线均匀分布并成为一个空心圆柱体，如图2－1所示，冰重比载可按下式计算： （2-2） 式中：g2—导线的冰重比载，N/m.mm2； b—覆冰厚度，mm； d—导线直径，mm； S—导线截面积，mm2。 图2-1覆冰的圆柱体 设覆冰圆筒体积为： 取覆冰密度，则冰重比载为： 3．导线自重和冰重总比载 导线自重和冰重总比载等于二者之和，即 g3＝g1+g2（2-3） 式中：g3—导线自重和冰重比载总比载，N/m.mm2。 4．无冰时风压比载
导线力的公式.doc
1. 导线破断应力：S T X =δ（N /cm 2）T —导线综合拉断力(牛顿)；S —导线截面积(cm 2)。 2. 导线最大许可应力：K X mix δδ= （N / cm 2）K —导线安全系数。 3. 导线最大许可拉力：S F m ix m ix δ=（N ）S —导线实际使用截面 4. 两根通电导体相互作用力：当电流方向相同时相吸引，反之相排斥。即电磁相互作用力:721102-?=a L i i F （N ）L —档距；a —相间距离。 5. 导线架设，跨越架顺线长度：αsin a D D L += ；D —被跨越线路边线到边线距离；a D —两边线延长的安全距离和 （与电压等级有关）；αsin —架设线路与被跨越线路的正弦夹角数。 6. 改变档距弧垂计算公式：02 011f l l f ??? ? ??=；1l —改变后档距；0l —原档 距；0f —原档距。 7. 实际应用弧垂：()K f f -=11；k —初伸长系数（铝绞线0.2、钢芯铝绞线0.12、铜绞线0.07-0.08） 8. 电杆有高差弧垂：β cos /f f = ；β—高差角度。 9. 原导线驰度线长计算公式：l f l L 382 +=；l —档距；f —弧垂。 10. 现调整弧垂后驰度线长计算公式：l f f l L x X 3)(82 -+=；l —档距；x f —弧垂差值（即原弧垂与调整弧垂的差值）。 11. 驰度线长差即调整导线的长度：X L L L -=? 12. 计算导线综合比载：
1) 导线自身重比载：)./(10/230mm m Kg S G g l -?=；0G —导线重量（Kg/Km ）;S —导线截面（㎜2）。 2) 冰重比载：)./(10/)(9.023mm m Kg S b b d g b -?+=π； d —导线直径（㎜）; b —冰的厚度（㎜）;S —导线截面（㎜ 2 ）。 3) 风速比载：)./(1016/232mm m Kg S akdv g f -?=； a —风速（m/s ）; k —比率1.2;d —导线直径（㎜）; 2v —效率10.16 ;S —导线截面（㎜2）。 4) 导线综合比载：32210)(-?++=f b l g g g g 5) 安全带破断力不得小于15000N
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 --?=??==）（γ 2. 冰重比载 )/(1060.111036 .348) 26.245(5728.2710)(728.270 ,53332m Mpa A b d b ---?=?+??=?+=）（γ3.垂直总比载 )/(1066.45050,00,53213m Mpa -?=+=）， （）（）（γγγ 4.无冰风压比载 5.62 6.1106.12 2=== V W V (Pa) 63.3906 .1256.12 2===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 .1156.12 2=== 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 .1106.12 2=== V W V 32510sin )2(10 ,5-?+=θμαβγA W b d B v sc 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 ,00,025,033-222 4216m 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）：
架空线常用计算公式和应用举例_图文
架空线常用计算公式和应用举例 前言 在基层电力部门从事输电线路专业工作的技术人员，需要掌握导线的基本的计算方法。这些方法可以从教材或手册中找到。但是，教材一般从原理开始叙述，用于实际计算的公式夹在大量的文字和推导公式中，手册的计算实例较少，给应用带来一些不便。本书根据个人在实际工作中的经验，摘取了一些常用公式，并主要应用Excel工作表编制了一些例子，以供相关人员参考。 本书的基本内容主要取材于参考文献，部分取材于网络。所用参考文献如下： 1. GB50545 -2010 《110～750kV架空输电线路设计规程》。 2. GB50061-97 《66kV及以下架空电力线路设计规范》。 3. DL/T5220-2005 《10kV及以下架空配电线路设计技术规程》。 4. 邵天晓著，架空送电线路的电线力学计算，中国电力出版社，2003。 5. 刘增良、杨泽江主编，输配电线路设计, 中国水利水电出版社，2004。 6.李瑞祥编，高压输电线路设计基础，水利电力出版社，1994。 7.电机工程手册编辑委员会，电机工程手册，机械工业出版社，1982。 8.张殿生主编，电力工程高压送电线路设计手册，中国电力出版社，2003。 9.浙西电力技工学校主编，输电线路设计基础，水利电力出版社，1988。 10.建筑电气设计手册编写组，建筑电气设计手册，中国建筑工业出版社，1998。 11.许建安主编，35-110kV输电线路设计,中国水利水电出版社，2003。 由于个人水平所限，书中难免出现错误，请识者不吝指正。 四川安岳供电公司 李荣久 2015-9-16 目录 第一章电力线路的导线和设计气象条件 第一节导线和地线的型式和截面的选择 一、导线型式 二、导线截面选择与校验的方法 三、地线的选择 第二节架空电力线路的设计气象条件 一、设计气象条件的选用 二、气象条件的换算 第二章导线（地线）张力(应力)弧垂计算 第一节导线和地线的机械物理特性与单位荷载 一、导线的机械物理特性 二、导线的单位荷载
架空光缆弧垂计算及受力分析
架空光缆弧垂计算及受力分析 在电力系统中，架设于高压输电线路的光缆主要有ADSS 、OPGW ，ADSS 主要应用于已有的输电线路，OPGW 主要用于新建电力线路，以及对旧线路的改造中。由于OPGW 具有传输信号的通道．又可作为地线的两重功效，因此得到了越来越多的应用。光缆架设后，在最恶劣的自然条件下受力，这对光缆的寿命影响很大。如何确定光缆的受力，对设计者来说也是一个重要的环节。 1 架空光缆的弧垂计算 光缆悬挂于杆塔A 、B 之间，并且在自重作用下处于平衡状态。假设在光缆上均匀分布着载荷g ，则光缆在杆塔A 、B 之间具有一定的弧垂，取光缆上最低点为坐标原点，光缆上任意一段长度为L 。(如图1所示)。 假设光缆水平方向的应力为0δ，光缆的横截面积为S ，则光缆水平方向的拉力为 00T S δ=?。光缆受到的轴向拉力x T ，且与水平方向的夹角为α，则在长度为x L 的一段内，光缆由受力平衡条件得到： 00cos sin x x x T T S T g L S αδα==??? =??? （1-1） 由以上两式相比得： x dy g tg L dx αδ= =
而： () 2 2 x d y g d tg dL dx α δ= = = dx = 两边积分得： d tg g dx α δ = ? ? ()()1 10 g sh tg x c αδ-= + ()10dy g tg sh x c dx αδ??= =+???? 又有图1知：当0x =时，0tg α=，所以10c =，因此 ()001/g y ch x m g δδ? ??? =-N ?? ????? 所以有： 0g dy sh x dx δ?? = ??? ?? 20g y ch x c g δδ??= + ??? 又因为，当0x =时，0y =，所以20/c g δ=-。从而，我们推导出了光缆在两杆塔之间的状态方程为一悬链线曲线方程。即 001g y ch x g δδ? ???=-?? ????? （1-2） 例如，设光缆两杆塔高度差为10m ，较低的杆塔高为22m ，档距为250m ，取三种 情况： ①g =0.01188(N ／m *mm )，0δ=39.63(Mpa) ；②g =0.01788(N ／m *mm )， 0δ=37.97(Mpa) ；⑧g =0.03797(N ／m *mm ), 0δ=62.83(Mpa)；利用数学软 件athematia M 得到的曲线如图2所示。由曲线方程知，曲线的位置及形状与0/g δ值的大小有关，但由于g 得变化比0δ小的多，所以曲线的形状主要取决于应力0 δ
导线的应力及弧垂计算
第二章导线的应力及弧垂计算 一、比载计算 本线路采用的导线为LGJ-120，本地区最大风速v=30m/s,覆冰风速v=10m/s,覆冰厚度b=10mm 表2-1 LGJ-120规格 计算外径mm 计算截面mm2单位质量kg/km 495 ==2） 2、冰重比载 =q/S=×10-3= 2） 3、自重和冰重总比载(垂直比载) =+=（+） =2） 4、无冰风压比载 =×10-3= =2） 5、覆冰风压比载
=×10-3=-3 =2） 6、无冰综合比载 ==10-3 =2） 7、覆冰综合比载 ==10-3 =2） 一、临界档距的计算及判别 查表4-2-2可知： 表2-2 LGJ-120的机械特性参数 综合瞬时破坏应力（N/mm2）弹性模数（N/mm2）线膨胀系数（1/℃） 784001910-6 []===（N/mm2） 全线采用防振锤防振，所以平均运行应力的上限为 σp=（N/mm2） L lab
= =139.7m L lac= = =152.07m L lad= = =117.01m L lbc= = =163.7m L lbd=
= =105.9m L lcd= = =0 二、导线应力弧垂计算 ㈠最低气温时（T=-20℃） 当L=50m时，应力由最低气温控制σ=（N/mm2）g=(N/m·mm2) f===0.096m 当L=100m时，应力由最低气温控制 f===0.3856m 当L=117.01m时，为临界档距 f===0.531m 当L=150m时，应力由最大比载控制 σn-=σm--(t n-t m)
σ-=-(-20+5) (N/mm2)； f===0.973m 当L=200m时,应力由最大比载控制 σ-=-(-20+5) (N/mm2)； f===2.133m 当L=250m时,应力由最大比载控制 σ-=-(-20+5) (N/mm2)； f===4.004m 当L=300时,应力由最大比载控制 σ-=-(-20+5) (N/mm2)； f===6.528m 当L=350m时,应力由最大比载控制 σ-=-
导线应力弧垂计算的BASIC程序
导线应力弧垂计算的BASIC程序 一、前言 架空线路设计和施工都需要进行导线力学计算．笔者编制了导线应力、弧垂计算的BASIC程序，用户只需按屏幕显示的表格键入导线参数、气象条件，计算机即能完成计算全过程，并将计算结果打印制表。各种计算项目采用菜单选择，用户使用非常方便。本文就该程序的设计方法及特点作一简单介绍，以供参考．二、架空导线应力、孤垂的计算机算法 1．导线比载计算 导线的综合比载是垂直比载（自重、冰重）、水平比载（风压）的矢量和．对各种气象情况的综合比载可用下式表示： 式中：q——导线的单位重量（千克／千米） S——导线的计算截面（毫米2） d——导线的计算外径（毫米） b——导线覆冰厚度（毫米） v——设计风速（米／秒） C——风荷载体形系数，当线径d＜17毫米时，C=1.2，当线径≥17毫米时，C=1.1；覆冰时不论线径大小C=1.2 α——风速不均匀系数，根据不同风速取值。（程序框图略） 2．临界档距计算及有效临界档距判别 根据工程需要，导统应力孤垂的计算项目有时多达十种，即最大风速、覆冰情况、安装情况、事故断线、最低气温、最高气温、外过电压（有风、无风）、内过电压、平均气温。这十种情况对应十种气象条件．但导线选用应力的控制条件只可能是其中的4种情况，即最低气温、最大风速、覆冰情况和平均气温．这4种控 制条件的两两组合有6个临界档距。一般地n种控制条件有=n(n－1)／2个
临界档距，其中有效临界档距有0～（n—1）个。两个控制条件的临界档距为 式中：E——导线弹性模数（千克／毫米２） a——导线温度线膨胀系数（l／℃） δi、δj——两种控制条件的限定应力（最大使用应力或年平均运行应力上限）（千克／毫米２） ti、tj——两种控制条件的气温（℃） gi、gj——两种控制条件的比载（千克／米·毫米２）。 由式（2－1）可知，若将n个控制条件的g／δ值由小到大排列，再比较各δ ＋ aEt，并满足下式： 不满足式（2－2）的控制条件不起作用舍去。当两种控制条件的 g／δ相同时，舍去δ＋ aEt较大者；若两者的δ＋ aEt相同，舍去g／δ较小者，则所有满足式（2－2）的控制条件均有实数解的临界档距，把满足（2－2）式的控制条件由小到大编为序号1、2、3、…c（c≤n），并相应建立C－l个临界档距数栏。 由式（2－l）按序号依次求出控制条件i与其后的i＋1、i＋2、i＋3、…，C 控制条件间的临界档距li－(i+1)、li－(i+2)、…li－c，并填入i栏。首先从第1栏开始，找出其中的最小临界档距l1－i，即是序号为1、i控制条件的有效临界档距。其中1条件控制的档距区间为〔0,li－j〕,舍去1～i序号间的控制条件，这些条件不起控制作用．再从第i栏中找出最小者li－j即为 i、j控制条件的有效临界档距，i条件控制的档距区间为[l1－i,li－j序号间的控制条件舍去。如此直至求出有效临界档距lK－C，则C条件控制的档距区间为[lK－C,∞]。 上程序设计框图：
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100～3
第三章特殊情况导线张力弧垂计算
第三章特殊情况导线张力弧垂的计算 第一节概述 第二章所述的导线的张力弧垂计算公式都是在导线上为均匀分布荷载的情况下导出的。在实际工程中，导线、地线上还会出现非均匀分布的荷载，一般在以下几种情况出现。 山区线路施工时，由于道路交通不便，运输极为困难，往往采用滑索运输。 在超高压、特高压线路上，由于采用了分裂导线，施工人员在安装分裂导线的间隔棒时采用飞车作业。 运行检修人员修补档距中损坏导线，检测档距中压接管等，往往用绝缘爬梯挂在导线上进行高空带电作业。 国外在超高压、特别是在特高压线路上，我国在某些山区线路中，为了降低线路投资，采用镀锌钢绞线或钢丝绳制成的软横担，如图3-1-1所示。 图3-1-1特高压线路采用的软横担 在变电站户外架空母线上，悬挂引线与开关、变压器等所用的连接线。 以上介绍的几种情况，都属于档距中有集中荷载的情况。 在孤立档中，特别是档距较小时，如线路终端杆塔至变电站门型架，变电站户外母线。由于耐张绝缘子串单位长度重力和导线的单位长度重力相差很大，特别是小导线的情况。而且由于孤立档档距较小时，耐张绝缘子串在一档中所占的比重较大，因此必须考虑耐张绝缘子串的影响。 在孤立档施工紧线时，锚塔处有耐张绝缘子串，而在紧线塔处没有，如图3-1-2所示。导线张力、弧垂应按一端有耐张绝缘子串而另一端没有的架线情况进行计算。 在架空线路施工已架好导线或线路处于运行情况时，孤立档两端均有耐张绝缘子串，如图3-1-3所示。此时，导线张力、弧垂应按两端有耐张绝缘子串情况进行计算。 图3-1-2 孤立档施工紧线图3-1-3 孤立档竣工运行显然，以上两种情况的张力、弧垂大小计算结果是不同的。 在中性点直接接地的电力网中，长度超过100km的线路均应换位。换位循环长度不宜大于200km。 目前换位方式有直线换位塔，耐张换位塔等。也可采用在一般直线杆塔上悬空换位方式，如图3-1-4所示，它是在每相导线上串接一组承受相间电压的耐张绝缘子串，通过两根短跳线A相换至B相，B相换至C相，一根长跳线C相换至A相。这种换位方法在瑞典、芬兰等国用的较多。我国辽宁、山西等省也
导线弧垂观测法
输电线路档侧弧垂检测法 在线路施工中, 当线路走廊内有障碍物影响视 线时候, 可以运用“档侧弧垂检测法”, 弥补常用观测 方法的不足。 1 计算原理示意图（见图1） 图1 档侧弧垂计算原理示意图 2 计算原理分析 该方法计算原理简单, 如图1 所示, 通过三角几 何函数推导, 得出计算公式如下:
式中L———观测档档距;
2 实际操作方法简介 2.1 把经纬仪置于垂直于铁塔侧面2 倍塔高以外 的地方, 最远距离不限, 以镜头能看清导地线为宜。 2.2 调整仪器位置, 使仪器竖丝对穿铁塔左右侧中心螺栓或左右侧挂点螺栓为准, 证明仪器垂直于铁塔中心桩侧面。 2.3 分别测出a1、a2 和β1 , 然后根据公式便可计算 出弧垂值f 或观测角θ, 用以观测或检查弧垂。 3 实际应用分析 3.1 误差分析: 本方法和其他方法一样, 也会受到仪器位置和观测角度偏差等的影响, 但是由于本方法弧垂观测点在档距中央, 即导地线弧垂点上, 所以
观测更为精确。通过多次测量对比证明, 本方法受误差因素影响相对较小, 完全能够满足施工需要。 3.2 在本方法公式基础上稍加变动, 也可用于检测相邻下一档的弧垂, 此方法适用于观测档外地形不便时, 把仪器置于前一档或下一档铁塔侧面即可。3.3 根据本方法的计算原理, 可以测量档内导线任意距离点的位置, 非常适合导线间隔棒检查、安装, 从而避免了间隔棒安装在高空测量的不便和危险。用这种方法检查安装间隔棒已经在施工中应用, 并取得了良好效果。 3.4 本方法缺点: 不能进行导线子线间超平观测, 只能逐个检测每一根导线, 或按扇形面估测, 在这方面增加了工作量。
导线应力弧垂计算软件
配网线架空线路导线应力弧垂计算软件简介 （使用说明书） 一、概述 1、软件研发背景 架空线路应力弧垂其电气距离计算是架空线路设计和线路运行分析必不可少的计算工作，目前配网架空线路这方面的计算工具还只能借用主网的有关软件，但该软件对配网来说还存在一定的局限性，比如不能计算配网线路孤立档弧垂、不能验算线间距离，并且该软件操作对于配网线路过于复杂，应用不广，很难解决孤立档杆塔选型和大档距杆型设计计算等问题，只能用excel表格进行手工计算，计算很繁琐，且容易出错。本软件是旨在解决设计过程中“效率低、出错率高”等问题而研究开发的计算软件。现已广泛应用于配网架空线路各种工况下的导线应力弧垂特性、架线弧垂、孤立档计算及导线线间距离计算中，为10kV 配网架空线路设计了提供一个高效、便捷而又轻松的设计计算平台。 2本软件的最大特点 本软件的最大特点是操作简单方便，计算快速准确，不易出错。 本软件只需进行简单设计输入，选择导线型号和气象条件等几个参数，确定后即可根据自己的需要自动进行计算并将计算结果导出到excel表中，整个过程几分钟。是一套真正适用于配网的架空线路导线力学计算的软件。 3本软件的应用场境： （1）架空线路施工图设计中 ①导线架线弧表图。有些特殊设计，无标准图可套用时，就必需用软件计算才可。 ②孤立档杆塔选型强度计算。孤立档导线张力与连续档张力差较大。孤立
档杆塔承若较大的张力差。杆塔强度计算时需考虑该差值。 ③特殊设计时，大档距杆塔线间距离验算。档距较大时，需验算杆塔横担的长度需满足档距中央线间距离的要求。 （2）架空线运行事故分析。 根据导线的张力性计算，可得出不同工况下的导线张力和弧垂特性，为事故分析提供可靠的技术支持。 二. 使用说明 1、运行环境 1）、操作系统：32位或64位XP、win7操作系统。 2 ）、支持软件：VB6.0、office2007及以上版本、Autocad2008 2、安装和初始化 将压缩文件dxlxjs.zip解压到c盘根目录下即可。 软件运行： win系统运行“应力弧垂计算30wim.exe” XP系统运行“应力弧垂计算30xp.exe” 三、功能说明 一）本软件的主要功能如下： 本软件的主要功能如下 ①导线应力弧垂特性计算： ②导线架线弧垂计算 ③孤立档张力弧垂计算 ④线间距离校验计算 ⑤最大风偏校验计算
导线应力弧垂计算
导线应力弧垂计算、确定相关参数 、相关比载计算
2. 冰重比载 3. 垂直总比载 (5,0) /0,0) 2(5,0) 45.66 10 3 (Mpa /m) 4. 无冰风压比载 1 ）外过电压、安装有风: 低于500kv 的线路 c 取1.0，计算强度时 f 按表取 0.85，当d 17mm 时sc 取 1.自重比载 1(0,0) qg ~A 1210 9 .80665 10 348.36 34.06 10 3(Mpa/m) 2(5,0) 27728心 10 3 27.728 驾护 103 11.60 10 3(Mpa/m) V 2 102 1.6 1.6 62.5 (Pa) 1.6 252 1.6 390.63(Pa) 4( 0,10) c 10 3 「° 0.85 "如6 證 10 -3 =4.10 10 ( Mpa/m ) 2 ）最大设计风速: 计算强度: 4(0,25) sc d^sif A 3 390.63 3 10 1.0 0.85 1.1 24.26 10 348.36 25.43 -3 10 ( Mpa/m
1.1. 计算风偏: 4（0,25） c f sc d^sin 210 3 A 1.0 0.75 1.1 24.26 390.63 10 3 348.36 3 =22.44 10-（ Mpa/m ）计算风偏时f取 0.75 3）内过电压: V2152 1.6 140.625 （Pa） （0,15）sc d W v si n2103 sc A 1.0 0.85 1.1 24.26 140.625 10 3 348.36 =9.16 -3 10 （ Mpa/m ）5.覆冰风压比载 1.6 102 1.6 62.5 （5,10）sc B（d 2b）% in2 A 10 1.0 1.0 1.2 1.1 （24.26 10） 62.5 348.36 10-3 8.11 10（（Mpa /m） 6.无冰综合比载 外过电压、安装有风: 6（0,25）,（0,0）24（0,10） .34.062 4.102 10-334.31 10 3（Mpa/m）最大设计风速（计算强度）： 6（0,25）. 1（0,0）24（0,25）2 34.062 25.432 10-3 42.51 10 3（Mpa/m） 最大设计风速（计算风偏）
完整word版导线应力弧垂计算
导线应力弧垂计算 2. 冰重比载 食(5,0)27.7 28 嘗血=2 7.7 28 >^5^548!F^ 灯.60 "0 '? pa/m) 3. 垂直总比载 (5,0) =(0,0) +丫2(5,0) = 45.66 勺0d(M pa/m) 4. 无冰风压比载 叽乂 =空=62.5( Pa) 1.6 1.6 V 2 252 =一=——=390.63( Pa) 1.6 1.6 1）外过电压、安装有风： r W 2 3 62 5 3 丫4（0,10） = P c f sc d 」sin 2 9x10律.0x0.85x1.1x24.26x 一 x10, A 348.36 -3 =4.10x 10- （ Mpa/m ） 2）最大设计风速: 计算强度: 7X0,25） PcS^sc d^^sin 2ex10' = 1.0x0.85x1.1X 24.26X 390^>C 10」 A 348.36 表二 LGJ-30050型导线参数 、相关比载计算 1.自重比载 （0,0）qg A =12107806 込佶=34时 10」(M pa/m) 348.36
3 =25.43 X10-（ Mpa/m） 低于500kv的线路P c取1.0,计算强度时5按表取0.85，当d>17mm时l^sc取1.1. 计算风偏: 丫4（0,25）= P，f ^sc d sin2日x 10, = 1.0x 0.75x 1.1 x 24.26咒390.63 x 10」 A 348.36 3 =22.44 X10-（ Mpa/m） 计算风偏时J取0.75 3）内过电压: 2 2 V 15 W V = 丄=140.625 （Pa） 1.6 1.6 丫4（0,15）= PcjPsc d^^sin2日咒10' =1.0咒0.85咒1.1咒24.26咒140625 厂 0° A 348.36 =9.16 X10-3（ Mpa/m） 5.覆冰风压比载 V2102 W V =—= ------------ =62.5 1.6 1.6 （5,10） = P afAs C B（d +2b）—sin2&咒10' A 62 5 TZ1"1. 2"1 （24.26+ 10）站血 = 8.11 "0-3（Mp a/m） 6.无冰综合比载 外过电压、安装有风: 丫6（0,25）= "（0,0）2 + 丫4（0,10）2=』34.062+4.102咒10-3= 34.31咒10"^（M pa/m）
ADSS弧垂计算方式及24芯光缆参数
ADSS-AT-24B1-300结构示意图及性能参数表 光缆结构示意图 序号 项目 单位 跨距(米) 300 1 光缆芯数 24B1 2 光缆直径 mm 12.3 3 光缆重量 kg/km 131.1 4 承载面积 mm 2 8.3 5 AT 外护套厚度 mm 标称1.8 平均1.7 6 标称抗拉强度（RTS ） kN 22.8 7 杨氏模量 kN/mm 2 12.13 8 热膨胀系数 10-6 /℃ 4.81 9 平均运行张力（EDS ） kN 5.7 10 最大允许工作张力（MAT ） kN 9.12 11 极限运行张力（UOS ） kN 13.68 12 最小动态弯曲半径 mm 308 13 最小静态弯曲半径 mm 185 14 最大抗压强度 （长期） N/10cm 1000 最大抗压强度（短期） N/10cm 2200 15 运行、储存、运输期间温度范围 ℃ -40～+70 16 安装期间温度范围 ℃ -20～+60 17 光缆运行温度范围内衰减变化量 dB/km 0.05 18 护套类型 抗电痕护套 光纤 纤膏 PBT FRP 缆膏 阻水层 PE 内护套 芳纶 AT 外护套
ADSS光缆和导线的弧垂配合设计 标签： 摘要：根据ADSS光缆和导线具有不同的物理特性和在各种气象条件下的弧垂不同步变化的特点，提出ADSS光缆在新、旧线路上架设时和导线的弧垂配合设计思路。 关键词：ADSS光缆；导线；弧垂；挂点 随着电力系统自动化程度的普遍提高，无人值守变电站的大量投运，变电站自动化程度不断增加，信息传输的通道需求大幅增加。全介质自承式光缆，简称ADSS光缆，由于具有重量轻、外径小、跨距大、抗雷击、不受电磁干扰、易于施工等优点，适宜架设于运行和新建的输电线路上，被电力企业广泛采用。 1 ADSS光缆的特性 ADSS光缆具有与架空导线不同的结构，其拉伸强度由芳纶绳来承受，芳纶绳的弹性模量比钢小一半多，热膨胀系数是钢的几分之一，这决定了ADSS光缆弧垂对外界负载变化比较敏感。在覆冰状态下ADSS光缆伸长量可达到0.6%，而导线仅为0.1%；弧垂对温度变化比较迟钝，在温度变化时弧垂基本保持不变；在大风条件下其风偏角很大，在风速为30m/s 时，风偏角可达80°，而导线的风偏角仅为光缆的一半左右。 耐受极端恶劣气候（大风、覆冰等）的能力较强。 ADSS光缆外护层为AT或PE材料，运行于强电场中，存在电蚀问题。 ADSS光缆会发生风振动。平滑稳定的横向风吹向光缆，会发生风振动，会在挂点处发生疲劳损坏。 ADSS光缆具有一定的抗压力，能承受耐张线夹较大的握力。 2 ADSS光缆使用的基本条件 2.1 ADSS光缆架设应满足对地面及交叉跨越物的距离要求 ADSS光缆与其他设施、树木、建筑物等的最小净距应满足电力行业的规定。 在光缆架线设计时，它与其他设施、树木、建筑物等的距离应根据最大弧垂和最大风偏角进行计算，并考虑架线后塑性伸长的影响和制造、设计、施工的误差。重冰区的线路还应
导线的应力及弧垂计算复习过程
导线的应力及弧垂计 算
第二章导线的应力及弧垂计算 一、比载计算 本线路采用的导线为LGJ-120，本地区最大风速v=30m/s,覆冰风速v=10m/s,覆冰厚度b=10mm 表2-1 LGJ-120规格 计算外径mm 计算截面mm2 单位质量kg/km 15.20 138.33 495 =9.8=9.82）2、冰重比载 =q/S=27.73×10-3=27.73 2） 3、自重和冰重总比载(垂直比载) =+=（35.068+50.517） =85.5852） 4、无冰风压比载 =0.6125×10-3=0.6125 =61.7842） 5、覆冰风压比载 =0.6125×10-3=0.6125-3 =18.7032） 6、无冰综合比载 ==10-3 =71.0422）
7、覆冰综合比载 ==10-3 =87.6052） 一、临界档距的计算及判别 查表4-2-2可知： 表2-2 LGJ-120的机械特性参数 综合瞬时破坏应力（N/mm2）弹性模数（N/mm2）线膨胀系数（1/℃）284.2 78400 1910-6 []===113.68（N/mm2） 全线采用防振锤防振，所以平均运行应力的上限为 0.25σp=0.25（N/mm2） L lab = =139.7m L lac= = =152.07m L lad=
= =117.01m L lbc= = =163.7m L lbd= = =105.9m L lcd= = =0 二、导线应力弧垂计算 ㈠最低气温时（T=-20℃） 当L=50m时，应力由最低气温控制σ=113.68（N/mm2）g=35.068(N/m·mm2) f===0.096m 当L=100m时，应力由最低气温控制 f===0.3856m
导线应力弧垂分析
第二章导线应力弧垂分析 第九节导线应力、弧垂计算步骤 字体大小小中大 总结前述应力、弧垂分析方法，导线的应力、弧垂计算步骤以下面例题作进一步说明： ［例2-5］某35KV输电线路，导线为LGJ-95/20型，全国第Ⅱ气象区，安全系数K=2.5， 采用防振锤防振，其中年平均运行应力为σpcal=0.25σcal，在线路中有一耐张段布置如 图2-19所示，试求以下内容： (1)第二档中交叉跨越通信线的垂直距离能否满足要求？ (2)＃4杆塔的最大、最小垂直档距以及最大上拔力是多少？ 图2-19 某耐张段布置图 解：该题中并未告知计算气象条件及应力。通过计算分析可明确本章各节内容的相互联系及应用方法，计算时可按如下步骤： 1.计算临界档距并判别控制区； 2.计算代表档距，确定本耐张段的控制条件； 3.确定计算气象条件并计算各计算气象条件时的应力； 4.进行各具体项目的计算。 (1)计算临界档距并判别控制条件 导线物理特性参数如下： 弹性系数E=7600MPa；截面积S=113.9mm2；热膨胀系数α=18.5×10-61/℃；外径d=13.87mm；计算拉断力T cal=37200N。则 瞬时破坏应力 最大使用应力 年平均运行应力
将有关计算数据列于下表2-6中。 表2-6 计算数据表气象条件 气温（℃） 风速（m/s ） 覆冰（mm ） 控制应力（MPa ） 比载 （N/m.mm 2 ） g/σ(1/m) 编号 最低气 温 -10 130.57 35.187×10 - 3 2.695×10-4 A 年平均 气温 15 81.61 35.187×10 - 3 4.312×10-4 B 覆冰 -5 10 5 130.57 60.150×10 - 3 4.607×10-4 C 最大风 速 10 30 130.57 69.923×10 - 3 5.355×10-4 D 最高温 度 40 35.187×10 - 3 将有关数据代入临界档距计算式，可计算得各临界档距值如表2-7所示。 表2-7 临界档距表（m ） Ａ Ｂ Ｃ CAB =虚数 CBC =500.30 CCD =298.87 CAC =126.11 CBD =362.35 CAD =203.63 有效临界档距判别结果见图2-20所示，
导线应力弧垂计算
导线应力弧垂计算 一.确定相关参数 二. 相关比载计算 1.自重比载 /,(0,0)=空=121()小.&)6 心 X10-3 = 34.06 X10-3 (M/M/也) 1 A 348.36 2.冰重比载 “(5,0) = 27?72/(〃十⑴ x 10」=27.728x〉％° + ?4?26) % i。」=11 60x 10“(/切"〃 加) A348.36 3.垂直总比载 4.无冰风压比载 (Pa) (Pa) 1)外过电压、安装有风： 诃0)胡勺以牛W7.0X。沖,24.2“聶X" =4、10 (Mpa/m) 2)最大设计风速： 计算强度： 人(0,25) = 0(勺“(〃竖sin2&xl0-3=l?0x0?85xl?lx24?26x^^xl(r3 4r 宀A348.36 25、43 (Mpa/m) 低于5 0 Okv得线路取1、0,计算强度时按表取0、8 5,当dl 7mm时取1、1、计算风偏：乙(0,25) = 0 a彳“ d 巴sin2 0x 10T = 1.0x0.75x 1 ? 1 x24.26x 390 63 x IO"3 /4入宀 A 348.36 = 22、44 (Mpa/m)
计算风偏时取0、7 5 3)内过电压： (Pa) 九(0,15)=仅竖sin2&xU)T =1.0x0?85xl?lx24?26x 山W lO^ 4' f c A348.36 =9 x 16 (Mpa/m) 5.覆冰风压比载 6.无冰综合比载 外过电压、安装有风： /6(0,25) = J升(0,0尸+人(0,10尸=734.062 + 4.102 xlO3 =34.31x10~\Mpa/m) 最大设计风速(计算强度)： 办(0,25) = 7//0,0)2+/4(0,25)2 = >/34.062+25.432 xlO3 =42.51x10-3(Mpa/m) 最大设计风速(计算风偏)： /6(0,25) = 7/1(0,0)2 +/4(0,25)2 = j34.06，+22.44’ x 10' = 40.79xlO-3(Mpalm) 内过电压：/6(0,l0) = J"(0,OF+九(0,12.5)2 = 734062+9.162X103= 35.27xlO-3(Mpa/m) 7.覆冰综合比载