吊线、电杆的覆冰强度计算以及强电感应电压 计算.
电力系统中线路覆冰分析与融冰技术
电力系统中线路覆冰分析与融冰技术电力系统中的线路覆冰是一种常见的问题，尤其是在寒冷的冬季，线路上可能会产生大量的覆冰，对电力系统的可靠性、安全性以及经济性都将产生影响。
因此对于线路覆冰进行分析和采取融冰技术，是电力系统运行中必不可少的措施。
线路覆冰对电力系统的影响线路覆冰是指冰霜、冰雪等物质覆盖在输电线路上，其对电力系统的影响主要表现在以下几个方面：1. 减小导线截面积：线路上的覆冰会使导线的截面积减小，电线的有效截面积减小，会影响线路的输电能力。
2. 减小导线间距：线路上的覆冰也会减小导线间的距离，导致相邻导线短路或打火现象的发生。
3. 增加导线负载：线路上的覆冰会增加导线的重量，从而增加导线的负载，导致导线拉伸、弯曲等现象的发生。
4. 影响电力系统的可靠性：线路覆冰会使得电力系统的可靠性下降，导致断电、短路等故障的发生，影响电力系统的正常运行。
线路覆冰分析线路覆冰分析主要是对线路的冰覆盖情况进行判断和评估，以确定是否需要采取融冰措施。
线路覆冰分析一般从以下几个方面进行：1. 冰覆盖程度分析：分析覆冰的厚度和密度，以判断覆冰的影响程度。
2. 导线间距分析：分析覆冰对导线间距的影响程度，以评估导线间距是否过小，是否存在相邻导线短路或打火等现象。
3. 导线负荷分析：分析覆冰对导线负荷的影响程度，以评估导线是否存在过载现象。
4. 冰重心分析：冰重心对于冰覆盖导线的影响很大，冰重心如果在导线下方，则导线受力较大，如果在导线两侧，则会导致导线弯曲。
5. 覆冰形状分析：覆冰的形状对于冰覆盖的影响也很大，如覆盖面积大的冰盘会影响导线间距，导致相邻导线短路或打火等现象。
融冰技术为了全面解决线路覆冰的问题，电力系统对于线路覆冰采取了多种融冰技术，其中常用的融冰技术主要有以下几种：1. 电热防冰：通过电加热的方式，使导线散热能力降低，从而抵抗冰凝结在导线上的可能性。
2. 空气悬挂式融冰：通过吊挂式喷雾嘴向空中喷射加热风，使覆冰处受到热波照射，从而使覆冰瞬间融化。
导线覆冰过载能力计算
152.867
过载临界状态下挂点最大临界应力为
στ
F1030.95 77% S
168.153
正常控制气象条件下弧垂最低点应力为
σ F1030.95 87.352 SK
2.按弧垂最低点应力控制计算
根据斜抛物线方程、以及综合比载计算公式构建方程组，假定初值然后求解，如下
假定初值
1.第一状态下： 自重比载
冰重比载 覆冰垂直比载 覆冰时风荷载
L 350
Δh 50
β
atan
Δh L
141.897
10 3
β 180 8.13 π
γ1
ρg 1000S
32.8
10
3
γ2
g0.9πb(b d)10 3 S
39.266
γ71 100 10 3
b0 20
构建方程组 已知
σ
γ72L2Ecos(β)3 24σ2
=
σ0
γ712L2Ecos(β)3 24σ02
①
γ71 =
γ1
g0.9πb0
b0 d S
10
3
2
γ52
②
根据①②两式求解方程组得
γ1
g0.9πbx
bx d S
10
3 2
γ52
⑥
根据③④⑤⑥四式求解该方程组得到此时的覆冰厚度为
b2 Find σx γ72 Lob bx 3 0 32.415
三、计算结果
两种计算方式的结果不一致，当其中一种方式的计算结果大于另一种时，说明该状 况下虽然可以满足规范要求，但另外一种（计算结果较小的状况）方式此时已不能满足 要求，因此取较小值为正解
第十一章电杆的计算举例
234第十一章 钢筋混凝土电杆计算举例设计一种杆型的程序，大致有以下几个步骤：1.根据线路的电压和使用的导线型号确定电杆的结构型式；2.按第八章的相关规定计算设计荷载并绘制荷载图；3.计算电杆的设计弯矩和钢筋配置；4.计算横担、吊杆、抱箍等铁附件；5.根据地质条件计算卡盘、底盘、拉线盘等基础。
部份例子中的最大风速相当于新规范距地15m 的基本风速。
第一节 拔梢单杆一、设计条件1.杆型如图11-1所示，35kV 拔梢上字型直线杆，固定横担。
2.导线为LGJ-70，地线为GJ-25。
设计水平档距200m ，垂直档距300m 。
3.电杆采用C40混凝土，钢筋A3。
4.地基为可塑亚粘土，地下5m 范围无地下水。
5.气象条件如表11-1所列。
二、各种情况下的设计荷载如表11-2所示。
三、主杆计算 （一）已知数据主杆为梢径φ190mm ，锥度1/75，杆高18m （上段10m ，下段8m ）的环形截面钢筋混凝土电杆，环厚50mm ；断导线时地线的应力为320N/mm²，地线金具串长为170mm ；（二）正常最大风情况主杆弯矩及纵向钢筋的配置 图11-1 35kV 拔梢直线杆 经比较杆顶纵向钢筋受构造最小配筋控制，其它受最大风情况控制。
最大风时，电杆的弯矩按下式计算，计算结果如表11-3所列。
01.15 1.15[]x qx i i M M Ph PZ M ==∑++ 根据正常最大风情况的弯矩计算结果，并结合电杆构造配筋的要求，初选配筋如图11-2所示。
根据初选配筋，按下式计算得出各截面的设计抗弯矩如表11-4所示。
u ssin sin sin t cm y s sM f Ar f A r παπαπαππ+=+2.5y scm y sf A f A f A α=+ 1 1.5t αα=-根据表11-3、11-4的计算结果，比较电杆弯矩图11-3，可见电杆的设计弯矩均大于最大风荷载产生的弯矩M df ，故在最大风情况下，电杆的强度满足要求。
第十一章电杆的计算举例
234第十一章 钢筋混凝土电杆计算举例设计一种杆型的程序，大致有以下几个步骤：1.根据线路的电压和使用的导线型号确定电杆的结构型式；2.按第八章的相关规定计算设计荷载并绘制荷载图；3.计算电杆的设计弯矩和钢筋配置；4.计算横担、吊杆、抱箍等铁附件；5.根据地质条件计算卡盘、底盘、拉线盘等基础。
部份例子中的最大风速相当于新规范距地15m 的基本风速。
第一节 拔梢单杆一、设计条件1.杆型如图11-1所示，35kV 拔梢上字型直线杆，固定横担。
2.导线为LGJ-70，地线为GJ-25。
设计水平档距200m ，垂直档距300m 。
3.电杆采用C40混凝土，钢筋A3。
4.地基为可塑亚粘土，地下5m 范围无地下水。
5.气象条件如表11-1所列。
二、各种情况下的设计荷载如表11-2所示。
三、主杆计算 （一）已知数据主杆为梢径φ190mm ，锥度1/75，杆高18m （上段10m ，下段8m ）的环形截面钢筋混凝土电杆，环厚50mm ；断导线时地线的应力为320N/mm²，地线金具串长为170mm ；（二）正常最大风情况主杆弯矩及纵向钢筋的配置 图11-1 35kV 拔梢直线杆 经比较杆顶纵向钢筋受构造最小配筋控制，其它受最大风情况控制。
最大风时，电杆的弯矩按下式计算，计算结果如表11-3所列。
01.15 1.15[]x qx i i M M Ph PZ M ==∑++ 根据正常最大风情况的弯矩计算结果，并结合电杆构造配筋的要求，初选配筋如图11-2所示。
根据初选配筋，按下式计算得出各截面的设计抗弯矩如表11-4所示。
u ssin sin sin t cm y s sM f Ar f A r παπαπαππ+=+2.5y scm y sf A f A f A α=+ 1 1.5t αα=-根据表11-3、11-4的计算结果，比较电杆弯矩图11-3，可见电杆的设计弯矩均大于最大风荷载产生的弯矩M df ，故在最大风情况下，电杆的强度满足要求。
电杆计算说明书
3）1D2杆→1D3杆方向，档距44米，当放线弧垂h=1.1m时，每根导线所受拉力F3=4.5kN。
M1=4×F1×9.35m+4×F1×9.05m=4×3.8×9.35+4×3.8×9.05=162.11kN·m
电杆计算说明书
一、导线基本参数
导线型号
JKLYJ-1kV-120mm²
截面积（mm²）
156.41
外径（mm）
18.8
单位质量（kg/km）
400
综合弹性系数（MPa）
56000
线膨胀系数（1/°C）
0.000023
额定拉断力（N）
17339
二、气象条件气ຫໍສະໝຸດ 设计工况温 度(℃)风 速(m/s)
冰 厚(mm)
M2=4×F2×8.75m=4×3×8.75=105kN·m
M3=4×F3×9.35m=4×4.5×9.35=168.3kN·m
由平行四边形法则分析有：
由受力分析可知，1D2电杆合力矩矢M合=64.6kN·m，当档距弧垂未能满足时，考虑施工误差，建议采用弯矩为100kN·m的高强度钢筋混凝土电杆。
最高气温
40
0
0
最低气温
-5
0
0
覆冰情况
-5
10
5
基本风速
15
23.5
0
雷电过电压(有风)
20
10
0
雷电过电压(无风)
20
10
0
操作过电压
15
15
0
安装情况
0
10
0
年平均气温
架空输电线路地线融冰计算
架空输电线路地线融冰计算摘要：冬季因架空输电线路地线覆冰导致设备受损，降低电网安全稳定运行可靠性的事件十分突出。
为了解决这一问题，对新建地线进行融冰设计，明确地线绝缘化必要性，指导架空输电线路地线融冰工作的开展。
关键词：输电线路；地线；融冰；计算对于重冰区线路，地线覆冰受温度，高差影响，往往比导线严重。
统计显示，架空输电线路中出现覆冰倒塔事故中，往往是由地线覆冰引起的。
现行架空输电线路设计规程中规定，地线设计冰厚应较导线冰厚增加5mm。
对于重冰区架空输电线路，对地线进行融冰，能够很好的避免由于地线断裂产生不平衡张力引起的倒塔事故。
1工程概况110kV大梅线位于韶关市乐昌市及乳源县境内。
新建线路长度29.2km，全线共137基杆塔，其中转角塔38基，直线塔99基。
新建线路为双地线，一根为锌5%铝-稀土合金镀层钢绞线，另一根为OPGW光缆，光缆型号为OPGW-S-24B1-127。
其中N1～N63号地线型号为XLXGJ-125，地线长约11.9km,N63～N137号地线型号为XLXGJ-100，地线长约17.3km。
2地线融冰准备工作由于110kV大梅线两侧变电站均无融冰装置，计划用车载融冰装置进行融冰。
车载融冰装置设备参数如下表：3地线融冰电流计算地线融冰电流——使地线上覆冰融化的电流。
融冰电流在地线电阻中产生的热量一部分使冰柱的温度上升至融点，一部分使冰柱融化，一部分损失在从地线表面到冰柱表面的传递途中，还有一部分通过冰柱表面散失，其计算公式如下：根据本工程地线使用型号，风速取5m/s,外界温度取-5℃，覆冰厚度取20mm，对于XLXGJ-100，计算得雾凇融冰电流为117.8.A，雨淞时融冰电流为158.5A；对于XLXGJ-125，计算得雾凇融冰电流为136.2.A，雨淞时融冰电流为180.6A。
对比两结果，最小融冰电流应取其两者最大值。
故本线路地线融冰电流最小融冰电流对于雾凇为136.2.A，雨淞时为180.6A。
第十一章电杆的计算举例
234第十一章 钢筋混凝土电杆计算举例设计一种杆型的程序，大致有以下几个步骤：1.根据线路的电压和使用的导线型号确定电杆的结构型式；2.按第八章的相关规定计算设计荷载并绘制荷载图；3.计算电杆的设计弯矩和钢筋配置；4.计算横担、吊杆、抱箍等铁附件；5.根据地质条件计算卡盘、底盘、拉线盘等基础。
部份例子中的最大风速相当于新规范距地15m 的基本风速。
第一节 拔梢单杆一、设计条件1.杆型如图11-1所示，35kV 拔梢上字型直线杆，固定横担。
2.导线为LGJ-70，地线为GJ-25。
设计水平档距200m ，垂直档距300m 。
3.电杆采用C40混凝土，钢筋A3。
4.地基为可塑亚粘土，地下5m 范围无地下水。
5.气象条件如表11-1所列。
二、各种情况下的设计荷载如表11-2所示。
三、主杆计算 （一）已知数据主杆为梢径φ190mm ，锥度1/75，杆高18m （上段10m ，下段8m ）的环形截面钢筋混凝土电杆，环厚50mm ；断导线时地线的应力为320N/mm²，地线金具串长为170mm ；（二）正常最大风情况主杆弯矩及纵向钢筋的配置 图11-1 35kV 拔梢直线杆 经比较杆顶纵向钢筋受构造最小配筋控制，其它受最大风情况控制。
最大风时，电杆的弯矩按下式计算，计算结果如表11-3所列。
01.15 1.15[]x qx i i M M Ph PZ M ==∑++ 根据正常最大风情况的弯矩计算结果，并结合电杆构造配筋的要求，初选配筋如图11-2所示。
根据初选配筋，按下式计算得出各截面的设计抗弯矩如表11-4所示。
u ssin sin sin t cm y s sM f Ar f A r παπαπαππ+=+2.5y scm y sf A f A f A α=+ 1 1.5t αα=-根据表11-3、11-4的计算结果，比较电杆弯矩图11-3，可见电杆的设计弯矩均大于最大风荷载产生的弯矩M df ，故在最大风情况下，电杆的强度满足要求。
输电线路覆冰
输电线路覆冰背景介绍输电线路是将电力从发电厂输送到用户的重要设施之一。
然而，在寒冷的冬季，线路上常常会出现覆冰的现象，给输电线路的安全运行带来了一定的风险。
因此，针对输电线路覆冰问题的研究和解决方案的探讨具有重要的意义。
覆冰的影响1. 影响导线传输电能输电线路上的覆冰会增加导线的表面积，使得导线的等效半径增大，这将导致导线的电阻增加，电流经过时会产生更多的热量，进而影响导线传输电能的能力。
2. 影响导线的机械强度覆冰会增加导线的质量，使得导线受力增大。
当大风、大雪等恶劣天气出现时，导线容易发生摆动、振动，进一步导致导线的脱落、断裂等事故。
3. 影响导线的绝缘性能覆冰会增加导线的距离，使得导线之间的绝缘距离减小，容易发生短路事故，进而影响电力的稳定供应。
覆冰的原因导致输电线路覆冰的主要原因是在寒冷的气候条件下，空气中的水蒸气凝结成冰。
主要的影响因素包括空气温度、湿度、降水等。
此外，线路的位置、线型以及周围环境等因素也会对覆冰产生影响。
输电线路覆冰监测为了及时发现线路上的覆冰情况，需要进行线路覆冰的监测工作。
常用的线路覆冰监测方法包括：1. 图像监测利用无人机、现场摄像机等设备对输电线路进行拍摄，通过分析图像数据来判断覆冰程度以及是否需要进行清冰作业。
2. 测量仪器使用温度传感器、湿度传感器等测量仪器，监测线路表面的温度和湿度等参数变化，从而判断是否有覆冰情况发生。
3. 人工巡视定期派遣工作人员对输电线路进行巡视，观察线路是否有明显的覆冰迹象，并及时采取相应的措施。
输电线路覆冰防治为了减少输电线路覆冰对线路运行的影响，需要采取一系列的防治措施。
1. 清冰作业在线路出现明显的覆冰情况时，需要进行清冰作业，包括手动清冰和机械清冰等方式。
2. 绝缘处理对于容易覆冰的导线部位，可以采用绝缘处理的方法，包括使用绝缘套和绝缘罩等方式，提高线路的绝缘性能。
3. 加强抗冰设计在线路建设过程中，可以考虑使用抗冰设计，选择合适的线径和导线形状，以及增加导线间距来减少覆冰的可能。
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1、吊线 (钢绞线强度要求的计算。
杆路上的吊线会有各式各样的使用方式和应用环境,绝大部分的情况是跨越杆的高度不一样高,跨越吊线呈斜线的方式,下面以斜导线为例作计算的说明。
(1 斜导线强度的计算:两端简支(例如单杆支撑斜向导线如图 6-7所示,假定斜导线为小垂度(即垂度 f 与跨度 l 之比,101p l f 跨长为 l ,均布荷载为 q ,两端高差为 C ,则其导线长度 L 和异线内应 S分别为:q图 6-7 两端简支斜向单导线计算两端高差较小(o15=a ~o20,即 31pc 时的导线曲线长度为 L: lc l f l L 23822+×+= 式 6-3-4-4-1导线的内力 S 计算公式为:22234223222816646416lfcl c l fcx l x f l x f l f H S ++−+−+= 式 6-3-4-4-2当导线水平放置时(C=0,导线的内力为:22221168⎟⎠⎞⎜⎝⎛++=l x l f f ql S 式 6-3-4-4-3 最大内力在 0=x 和 l x =处,此时:222max1618lf f ql S += 式 6-3-4-4-4 式中:max S —最大内力,单位:N;l —跨长,单位:m;f —垂度,单位:m。
大跨度架空光缆的垂度要求参照见表 6-18中相关负荷区的垂度相应折算取定。
表 6-18 架空光缆垂度要求下列温度时吊线垂度(cm负荷类别杆距 (m -10℃ 0℃ 10℃ 20℃ 30℃架挂光缆后最大垂度(cm35 5 5.5 6.5 7.5 8.5 35 40 6.5 7.5 8.5 9.5 11 45.5 45 8.5 9.5 10.5 12 14 57.5 5010.5 11.5 13 15 17.5 71 55 12.5 14 15.5 18 21 86 60 15 16.5 18.5 21.5 25 102 65 17.5 19.5 22 25.5 29.5 120 67 19 21 23.5 27 31.5 127.5 70 20.5 22.5 25.5 29.5 34.5 139 轻、中负荷区75 23.5 26 29.5 34 39.5 160 25 3.5 4 4.5 5.5 7 25 30 5 5.5 6.5 8 10 35.5 357 7.5 9 11 13.5 48.5 40 9 10 12 14.5 17.5 63.5 45 11.5 12.5 15 18.5 22 80.5 50 14 15.5 19 22.5 27.5 99 55 17 19 22.5 27.5 33 120 重、超重负荷区6020.522.52732.539.5143q —均布荷载, 单位为 N/m, 应考虑钢绞线、光缆自重荷载 1q 及裹冰荷载 2q 和风荷载 3q 的共同作用的情况,考虑裹冰时, q 可以按式 6-3-4-4-5计算;不考虑裹冰时, q可以按式6-3-4-4-6计算。
2. 123221×++=q q q q 式 6-3-4-4-52. 12321×+=q q q 式 6-3-4-4-6式中:1.2为分项系数。
(2 圆截面的构件、拉索等每单位长度上的裹冰荷载可按 6-3-4-4-7式计算:(62121210−⋅+=γααααπb d b q 式 6-3-4-4-7式中: 2q ——单位长度上的裹冰荷载(kN/m;b ——基本裹冰厚度(mm, 基本裹冰厚度应根据当地离地 10m 高度处的观测资料,取统计 50年一遇的最大裹冰厚度为标准。
当无观测资料时,应通过实地调查确定,或按下列经验数值分析采用:重裹冰区:大凉山、川东北、川滇、秦岭、湘黔、闽赣等地区, 基本裹冰厚度可取 10-30mm; 轻裹冰区:东北(部分、华北(部分、淮河流域等地区,基本裹冰厚度可取 5-10mm。
注:裹冰还会受地形和局地气候的影响, 因此轻裹冰区内可能出现个别地点的重裹冰或无裹冰的情况;同样,重裹冰区内也可能出现个别地点的轻裹冰或超裹冰的情况 d ——圆截面构件、拉索的直径(mm;1α——与构件直径有关的裹冰厚度修正系数,按表 6-19采用;2α——覆冰厚度的高度变化系数,按表 6-20采用;γ——裹冰重度,一般取 9kN/m3。
表 6-19 与构件直径有关的裹冰厚度修正系数1α直径(mm5 10 20 30 40 50 60 70 1α1.11.00.90.80.750.70.630.6表 6-20 裹冰厚度的高度变化系数2α离地面高度(m10 50 100 150 200 250 300 ≥350 2α1.01.62.02.22.42.62.72.8(3风荷载按式 6-3-4-4-8计算:4. 1203×××××=A q Z s βμμω 式 6-3-4-4-8式中:3q —风荷载, kN/m;0ω—基本风压, kN/m2;勘查时应了解当地气象情况取得数据。
当得知风速时,也可换算成风压,其换算式为: 160020V =ω, V 为风速,单位是:m/s。
S μ—风荷载体型系数,取 1.2;A —裹冰后等效截面宽度, m ;根据光缆在吊线上安装所采用不同方法(采用电缆挂钩或采用螺旋线绑扎确定截面宽度, 采用电缆挂钩时, 等效截面宽度为吊线裹冰后直径与光缆裹冰后直径之和、采用螺旋线绑扎时, 等效截面宽度为吊线直径与光缆直径之和加 2倍的裹冰厚度。
如图 6-8所示。
A 为裹冰后等效截面宽度, A ′为不裹冰时的等效截面宽度。
图 6-8 裹冰后等效截面宽度示意2β—风振系数, 根据钢绞线距离地面的高度在 1. 0~1.2取定,高度较高时,可取值大一些,高度较低时,可取值小一些;常数 1.4是考虑安全适度增加的分项系数。
Z μ—风压高度变化系数,按表 6-21采用表 6-21 风压高度变化系数地面粗糙度类别距地面或海平面高度(mA(指近海海平面和海岛、海岸、湖岸及沙漠地区B(指田野、乡村、丛林、丘陵以及房屋比较稀疏的乡镇和城市效区C(指有密集建筑群的城市市区D(指有密集建筑群且房屋较高的城市市区≥450计算风荷载时应考虑如下两种情况,并其最大的一种作为控制值。
其一:考虑裹冰时,自重 +裹冰 +裹冰时最大风压《其本风厂×组合系数(0.25~0.6之间取定》 ;其二:不考虑裹冰时,自重 +风压《当地的基本风压(可按 GB50009-2001《建筑结构荷载规范》 (2006年版相关规定的附表中给出的数据取定。
吊线计算案例长杆档安装环境条件:初步选定采用 7/3.0mm吊线,其直径为 9.0mm,吊线自重 400kg/km;架挂光缆的直径为 15mm,光缆重量为 300kg/km,采用螺旋线绑扎的方式将光缆架挂在吊线上,光缆杆档距离 300m, 吊线距地面高度为 100m, 安装地区为丘陵地带, 根据气象调查该地带冬天有冰凌, 冰凌厚度≤ 10mm,结冰凌时温度:为-5℃ ,架挂光缆后的垂度要求为≤10m ,结冰凌时最大风速为 10m/s,当地最大风速 20m/s,核算所选用的吊线是否满足要求?第一步:计算钢绞线、光缆自重荷载 1q 及裹冰荷载 2q钢绞线和光缆自重的单位荷载为 1q =(0.4kg/m+0.3kg/m×9.8=6.86N/m 如果采用电缆挂钩时,应分别计算裹冰,再计算总裹冰荷载: 吊线裹冰荷载 (6212110−⋅+=γααααπb d b=3.14×10×1.0×2.0×(9+10×1.0×2.0×9kN/m3×10-6=0.0164kN/m=16.4N/m光缆裹冰荷载 (6212110−⋅+=γααααπb d b=3.14×10×1.0×2.0×(15+10×1.0×2.0×9kN/m3×10-6=0.0198kN/m=19.8N/m吊线和光缆总裹冰荷载:2q =16.4N/m+19.8N/m=36.2N/m光采用螺旋线绑扎时,吊线和光缆总裹冰按一个整计算,裹冰的挂体直径可按吊线和光缆的直径和考虑 d =24mm,吊线和光缆总裹冰荷载:2q (6212110−⋅+=γααααπb d b=3.14×10×1.0×2.0×(24+10×1.0×2.0×9kN/m3×10-6=0.02487kN/m=24.9N/m第二步:计算风荷载 3q ,其中裹冰风速为 10m/s的时 160020V =ω=102/1600 kN/m2=0.0625 kN/m2, A=44mm当地最大风速 20m/s最的 160020V =ω=202/1600 kN/m2=0. 25 kN/m2,A=24mm6裹冰风速时风荷载 4. 1203×××××=A q Z s βμμω=0.0625 kN/m2×1.2×2.09×1.4×44×10-3×1.4=0.01352kN/m=13.5N/m 当地最大风速时风荷载 4. 1203×××××=A q Z s βμμω=0. 25 kN/m2×1.2×2.09×1.4×24×10-3×1.4=0.0295kN/m=29.5N/m 第三步:计算综合均布荷载,按两种情况计算比较。
裹冰最大风速时 2. 123221×++=q q q q=2. 15. 139. 2486. 622×++=41.42N/m不裹冰当地最大风速时 2. 12321×+=q q q=2. 15. 2968. 622×+=36.29N/m通过上述计算比较,裹冰最大风速时的综合均布荷载较大,应按此条件计算导线内力。
第四步:计算导线的内力,假设两端杆的高度相差不大,按导线水平放置考虑:而且在两终端杆处应力最大,则按最大内力考虑计算。
其中 m l 300=, m f 10=222max168l f f ql S +===×+××222300101610830042. 4147010N=47.01kN 第五步:结论。
根据下表 6-22,采用 7/3.0吊线架,选用抗接强度标准值为 1570N/mm2的钢绞线,其整根钢绞线拉力设计值为 45.52kN,仍小于上述计算的设计值 47.01kN,拟改用 7股 3.2mm 的钢绞, 按上述计算方法和过程重新进行验算, 直到选到符合要求的钢绞线, 如果找不到合适的单吊线,那么就需要采用增加辅助吊线的方式。