湖南省输电线路覆冰舞动预测技术研究

刘毓，陆佳政，张红先，杨莉，李波

(国网湖南省电力公司防灾减灾中心，湖南 长沙410129)

输电线路覆冰舞动是覆冰导线在风激励下的一种低频、大振幅的振动现象〔1－2〕。舞动会增加导线的疲劳程度，引起导线断股甚至断线，缩短使用寿命;同时会产生很大的动力荷载，导致绝缘子串摆动、横担变形、杆塔倒塌等，严重危害到输电线路的安全运行〔3－8〕。输电线路覆冰舞动在湖南省十分严重。例如，2008年1月13日，长沙地区220 kV艾天Ⅰ，Ⅱ线、艾学Ⅰ，Ⅱ线、岳昆Ⅰ，Ⅱ线、500 kV 湘云Ⅰ，Ⅱ线出现导线舞动现象，其中舞动导致的相间短路造成了岳昆Ⅱ线A，C 两相跳闸。此外，艾天Ⅰ，Ⅱ线、艾学Ⅰ，Ⅱ线的舞动一直持续近10d;2009年12月27日，受西北强冷空气南下的影响，长沙、湘潭地区出现大面积雨雪降温大风天气，在恶劣天气影响下220 kV 星红Ⅱ线、云红Ⅰ，Ⅱ线、艾向线、沙黎Ⅱ线、星芙Ⅰ线、民泉Ⅱ线、鹤响Ⅰ线共8 条线路因覆冰导致线路舞动而跳闸;2010年1月5日，受恶劣气象影响，湖南省内又有多条线路发生舞动，电压等级包括500 kV，220 kV 及110 kV，其中舞动引起220 kV 鹤九Ⅰ，Ⅱ线、艾楠Ⅰ线、110 kV 捞桂建芙Ⅰ，Ⅱ线、捞霞桥桂线发生线路跳闸故障。文中从湖南省地形、气候等特点分析舞动多发的原因与机理，探寻防止导线舞动的措施，提出适用于湖南电网导线覆冰舞动的预测技术，以提高电网抵御冰灾的能力。

1 形成因素与发生机理

1.1 形成因素

湖南省位于长江以南，属于亚热带季风湿润气候，而东西南三面环山，向北敞开的地貌特性有利于冷空气的长驱直入。冬季冷空气一般从北部的洞庭湖侵入，在南下时易受到东西走向的南岭山脉的阻挡，与高空暖湿气流交汇对峙形成著名的“南岭准静止锋”(如图1 所示)，并在湖南上空形成逆温层，带来冻雨天气。温度在－5～0 ℃之间的冻雨降落在导线上，极易附着在导线表面，形成坚实的雨凇覆冰。

图1 南岭准静止锋

在重力和风的影响下，覆在导线表面的雨凇层易形成不规则形状:新月形、扇形、D 形等〔3，9〕。这些不规则形状的覆冰具有很好的空气动力性能，当风速与导线的夹角大于45 ℃时，容易产生较大升力从而引起导线舞动。

1)气象条件:跳闸发生时为雨雪大风天气，温度较低，风速在4～15 m/s，属于导线易于激发舞动的特征天气。

2)地形条件:发生跳闸的线路故障段均位于城市边缘相对比较开阔的地区，周围没有高层建筑物和高山等遮蔽物的阻挡，容易形成比较稳定的风激励条件。

3)档距和分裂数:在相同的环境、气象条件下，档距越大，导线更易于激发舞动;而分裂导线要比单导线更容易发生舞动，在同等气象、地形地貌等条件下，分裂数越多，舞动更容易。

4)塔线类型:同塔双回线路与单回线路相比，相间和相对地间的电气距离相对可能会小一些，舞动发生时，更易于造成相间放电和跳闸故障。

5)线路走向:在湖南地区的特殊地形条件下，冷空气一般由北南下，风向为偏北风，因此，湖南省东—西向线路更容易发生舞动。

1.2 发生机理

由于覆冰使导线横截面变成了非对称面，当水平风吹向导线的时候，会产生升力、阻力和扭矩〔10－12〕，使导线产生3 个方向的运动，如图2 所示。图中，FL，FD和FM分别为升力、阻力和扭矩;α 为攻角。当水平风吹向规则覆冰导线时，单位长度导线受力情况如式(1)所示。

图2 覆冰导线空气动力载荷

式中 FL为上升力;CL为升力系数;FD为阻力;CD为阻力系数;FM为扭矩;CM为扭矩系数;ρ 为空气密度，kg/m3;d 为导线直径，m。CL，CD，CM与攻角α 有关。覆冰导线在风速影响下，攻角α与空气动力载荷不断变化，当变化至满足舞动条件的某个值时，就会发生舞动。

2 防舞措施

2.1 避舞措施

在导线布线过程中，应尽量避开易发生舞动的地形地貌，选择合适的走向以避免舞动的发生。例如，湖南省2008—2010年导线发生舞动的12 条线路中11 条都是东西走向。因为该省冬季冷空气通常自北向南而下，东西走向的导线与北风接近90°夹角，很容易引起舞动。因而线路应尽量采取南北走向，避免与冬季主导风向垂直或夹角过大。

2.2 抗舞措施

所谓抗舞措施，是指在舞动条件不发生改变的前提下，通过提高线路自身的机械强度和电气强度的方法来避免发生舞动时造成线路损坏〔2〕，影响正常供电。例如，选择恰当的线间距离、选择防滚动线夹、松螺帽等抗舞金具等。

2.3 抑舞措施

所谓抑舞措施，是指以破坏舞动形成条件为目的，在导线上安装防舞装置〔2，5，13－15〕来抑制舞动的措施。防舞装置多种多样，在实际运行汇总，应根据线路实际情况选择合适的装置，方能起到理想的防舞效果。表1 所示为目前常用的防舞装置举例。

表1 各类防舞装置及特点

以上几种防舞措施中，避舞措施和抗舞措施最先使用，只有当二者无法达到防舞的效果的时候才采用抑舞措施。防舞措施种类繁多，选择合适的防舞措施对提高电网防舞效果，保证电网安全稳定运行至关重要。

3 覆冰舞动预测技术

通过对历史舞动数据的收集、总结，分析湖南电网输电线路舞动分布的时空特点，并结合舞动发生的原因和机理，提出舞动发生的三大要素:导线覆冰、风激励以及线路结构参数。基于此，通过分析气象条件因素与舞动形式及强度的关系，从气象条件和电网情况两方面入手研究舞动的预测技术，提出了电网覆冰的中短期舞动预测方法。

3.1 基于“六因子”的线路舞动短期预测

电网覆冰短期预测主要通过分析天气图，在对短期天气形势进行把握的基础上，并参考数值预报，结合经验分析，得出电网覆冰的短期预报，形成电网覆冰的短期预报方法。

在分析天气图时，发现出现短期覆冰天气形势如阻塞高压频临崩溃边缘，强冷空气南下等情况的条件下，结合经验分析，提出基于气温条件、降水条件、逆温层条件、风速条件、地形条件、电网条件的“六因素”的线路舞动短期预测指标。

当6 个条件都成立时，则可预报未来24 h 电网覆盖区域极可能发生舞动。其中，前3 个条件主要用于判断线路是否有覆冰，第4 个条件主要用于判断风激励的因素，第5 个条件主要用于判断地形条件是否为开阔地带，第6 个条件主要用于判断电网的杆塔、线路等结构是否符合舞动发生的条件。短期预报流程图如图3 所示。

图3 输电线路舞动短期预报分析流程图

3.2 基于天气形势分析的线路舞动中期预测

输电线路舞动中期预报主要基于天气形势分析，依据地面、500 hpa，700 hpa、850 hpa 等各个层次的实时天气图，对天气系统移动方向、移动速度、系统强度进行判断，对未来(7—10 d)的天气形势进行预测，通过预报冷空气的活动过程，进行输电线路舞动的中期预报。

通过对历史线路舞动时的气象成因条件进行分析，归纳总结了历史上发生线路舞动的各种天气形势的规律，发现几乎全部舞动现象的发生均与强冷空气爆发或大面积寒潮有关。寒潮来袭，易在冷暖空气交界处产生雨雪天气，且通常伴有大风，使线路满足起舞所需覆冰和风力条件。因此，预测寒潮的来临是舞动中期预测的基础。

电网覆冰舞动的中期预报，为采取线路除冰等措施防治舞动争取了时间，在舞动发生前，可提前布置好各类除冰技术措施和防舞装备以破坏舞动形成条件，从而避免出现大范围的线路舞动，大幅减少电网因这种灾害性天气所造成的损失。中期预报流程图如图4 所示。

图4 输电线路舞动中期形势预报分析流程图

4 结论

1)湖南省受气候与微地形的影响冬季电网覆冰舞动极为严重，舞动主要的影响因素为气象条件、地形条件、档距和分裂数、塔线类型、线路走向。

2)防舞措施种类繁多，正确选择合适的防舞措施对提高输电线路安全稳定性意义重大。

3)基于气温、降水、逆温层、风速、地形、电网情况的“六因素”的线路舞动短期预测能对湖南省3 d 内覆冰舞动情况进行有效预测。

4)基于天气形势分析的线路舞动中期预测能够对湖南省7 d 内的天气形势进行有效预测，从而为覆冰舞动情况进行有效的预防，大大减小电网因舞动造成的损失。

〔1〕郭应龙，李国兴，尤传永． 输电线路舞动〔M〕． 北京:中国电力出版社，2003．

〔2〕王少华． 输电线路覆冰导线舞动及其对塔线体系力学特征影响的研究〔D〕． 重庆大学，2008．

〔3〕刘连睿． 我国高压架空线路舞动情况及分析〔J〕． 华北电力技术，1989(9):40-43．

〔4〕王藏柱，杨晓红． 输电线路导线的振动和防振〔J〕． 电力情报． 2002(1):69-70．

〔5〕刘连睿． 我国高压架空线路舞动情况及分析〔J〕． 华北电力技术． 1989(9):40-43．

〔6〕Den． Hartog． Transmission line vibration due to sleet〔J〕． AIEE Transmission，1932:1 074-1 086．

〔7〕O． Nigol． Conductor galloping Part Ⅰ－Den． Hartog mechanism〔J〕． IEEE Trans． PAS，1981，100(2):708-719．

〔8〕O． Nigol． Conductor galloping Part Ⅱ－ Torsional mechanism〔J〕． IEEE Trans． PAS，1981，100(2):699-707．

〔9〕Hwan-Seong KIM，Gi-Sig BYUN． A study on the analysis of galloping for power transmission line〔J〕． International Society for Industrial Ecology，2001:973-978．

〔10〕Orawski，G． Overhead lines-the state of the art〔J〕． IEEE Power Engineering Journal，1993，7(5):221-231．

〔11〕G． Diana，F． Cheli，A． Manenti，et al． Oscillation of bundle conductors in overhead lines due to turbulent wind 〔J〕． IEEE Transactions on Power Delivery，1990，5(4):1 910-1 922．

〔12〕J． L． Lilien，D． G． Havard． Galloping database on single and bundle conductors prediction of maximum amplitudes〔J〕． IEEE Transactions on Power Delivery，2000，15(2):670-674．

〔13〕Wareing J． B． The effects of wind，snow and ice on optical fiber systems on overhead line conductors〔C〕． The 14th International Conference and Exhibition on Electricity Distribution Part 1 －Contributions，June 2 －5，1997:35/1-35/5．

〔14〕Sier，R． J． Riggio，J． C． Analysis of factors contributing to conductor failures on a 345 Kv line〔C〕． IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition，September 7 － 12，2003:904-908．

〔15〕Diana G．，Bocciolone M，Cheli F，et al． Large wind-induced vibrations on conductor bundles:laboratory scale measurements to reproduce the dynamic behavior of the spans and the suspension sets〔J〕． IEEE Transactions on Power Delivery，2005，20(2):1 617-1 624．