特高压线路脉动风风偏特性及抑制措施仿真

2022-08-30周龙武黎诗义尹芳辉王黎明

电瓷避雷器 2022年4期

周龙武, 燕秀, 黎诗义, 尹芳辉, 王黎明

(1.国网江西省电力有限公司电力科学研究院，南昌 330096；2.清华大学深圳国际研究生院深圳复杂滨海环境电力装备可靠性工程实验室，广东深圳518055)

0 引言

随着特高压输电工程的大规模建设，输电导线将更大概率地跨越众多气候条件恶劣的地区[1]。随之而来的导线和绝缘子风偏引起的事故也越来越多[2-3]。导线和绝缘子风偏运动带来的危害是多方面的，在电气上由于相地或相间距离缩短容易造成闪络；在机械上风偏带来的动态载荷容易造成绝缘子串、金具甚至杆塔机械部件的损坏。

自然界中的风包含明显的脉动效应，在17世纪初已有学者对风压及风速特性进行研究，20世纪末Tay桥事故之后，对于风载荷的研究引起了工程界的广泛关注[4]。特高压紧凑型输电线路由于相间距离减小，在受到风力作用时更容易受不同步摆动影响而发生相间闪络。早期研究主要针对稳态风作用下导线的风偏规律：孙保强、单飞等[5-6]利用3自由度非线性动力学模型对无覆冰紧凑型输电线路在稳态风条件下的风偏规律以及间隔棒配置方案进行了研究；曹露等[7]研究了在风偏和脱冰的综合工况下防风偏措施的抑制效果。在风偏动态响应研究方面安利强、卞荣等[8-9]利用ANSYS软件对具体线路在台风作用下塔线系统的力学响应做了一定研究；吕中宾等[10-11]利用ANSYS软件针对雷暴冲击风下具体线路的导线风偏和考虑脉动效应的某特高压线路风偏事故进行了分析。尽管目前已取得一定的研究成果，但仍存在以下不足：①在风偏动态响应研究中主要利用ANSYS等通用有限元程序，其导线与外界关联的非线性力学边界描述不准确且求解效率较低；②研究紧凑型输电线路覆冰导线的风偏规律时较少考虑脉动成分的影响。

针对以上不足，本研究基于多档导线-绝缘子体系三自由度非线性力学模型，利用自编程有限元仿真程序进行建模和仿真计算，针对特高压输电线路导线-绝缘子体系研究了档距范围200～1 600 m，覆冰厚度0～30 mm条件下，包含脉动效应的风载荷作用下导线可能出现的最小相间距离、最大不平衡张力和最大悬挂点张力。

1 仿真模型

1.1 输电线路导线力学模型

本研究基于实验室研发的多档3自由度“导线-绝缘子”体系非线性动力学模型[12]进行仿真计算。图1为以三档导线为例的“导线-绝缘子”体系力学模型示意图，可通过该模型进行连续多档导线的力学计算。

图1 导线-绝缘子体系模型

导线力学计算主要分为静态力学计算和动态力学计算两部分。首先利用应力状态方程求解出测试气象条件下的导线张力[12]；结合导线应力利用悬链线模型得到导线的位移初始状态[13-14]。而后将导线和绝缘子进行离散化和质量集中化处理，得到节点动力学方程式[15-16]：

(1)

最后利用显式直接积分算法对动力学方程进行递推求解，从而得到导线上任意节点单元处的位移情况：

(2)

(3)

(4)

式中Xi，Yi，Zi分别为节点i在X、Y、Z方向的位移，单位m；k为当前时间步；k-1为上一时间步；k+1为下一时间步；m为单位长度导线的重量，单位kg/m；Δt为步长，单位s；Cx，Cy，Cz分别为X、Y、Z方向的阻尼系数；Fxi，Fyi和Fzi是外力，单位N。

1.2脉动风模拟及风载荷计算

在研究自然界的风载荷对结构的影响时，可将其分解为稳态成分和脉动成分两个部分。本研究利用目前世界范围内公认的Davenport风速谱对风载荷进行模拟[17]：

(5)

式中K为地面粗糙系数；x=1 200f/v10，f为脉动成分的振动频率，v10是距离地面高度为10米处的平均风速大小。

由方程(5)所示风速谱，结合Shinozuka理论，可以得到如下式描述的脉动风时程方程[18-19]：

(6)

式中Δf为频率增量；φj为[0,2π]内均匀分布的随机变量。仿真中选取频率增量为0.001 Hz；在平均风速为30 m/s时，根据选取的随机变量不同，可以得到不同的风速谱。本研究研究的最小相间距离通常出现在施加风载荷的初始阶段，因此选取了如图2所示初始时刻风速较小而后逐渐增大和初始时刻风速较大而后逐渐减小的两种典型风速谱，以下简称风谱(a)和风谱(b)。

导线单位长度所受风载荷：

(7)

式中；Kh为风速高度变化系数；v为设计风速；μ为导线体形系数；α为风压不均匀系数；b为覆冰厚度；d为导线外径；θ为风速与导线轴向夹角。

图2 两种风速时程图

2 导线风偏特性影响因素

紧凑型输电线路静态相间距离小，在风偏工况下更容易受导线不同步摆动影响而出现闪络。1 000 kV紧凑型输电线路导线排布采用三角形排列，设置相间距离为15 m，如图3所示。初始风速为0 m/s，t=0 s时风载荷按照图示风向依次施加到A、B、C三相。计算条件如下：①研究对象选取八分裂导线，导线相关参数如表1所示，分裂圆直径为1.02 m，安全系数取2.5；②设置连续5档导线，表示为Y-Y-X-Y-Y，其中Y档距取400 m不变，主要研究对象为第3档，其档距变化范围为200～1 600 m；③计算中初始气温为-5 ℃，初始风速为0 m/s。

图3 三相输电线路示意图

表1 导线参数情况

2.1 覆冰导线脉动风风偏与稳态风风偏

目前针对输电线路无覆冰条件下的稳态风风偏规律已经有一定成果，然而对于覆冰导线在脉动风条件下的风偏特性研究较少。考虑到脉动风是在稳态风的基础上叠加了脉动成分，因此在部分时刻会出现实时风速大于平均风速的情况。与同样条件下的稳态风风偏相比，这一因素有可能造成脉动风风偏最小相间距离的减小，从而引起线路安全事故。因此需要研究相同平均风速下导线的脉动风和稳态风风偏特性。

图4 3种风速下的最小相间距离

设置冰厚15 mm，平均风速30 m/s，分别计算风谱(a)、风谱(b)以及稳态风作用下导线-绝缘子运动过程，测试档距范围为200～1 600 m。图4显示了平均风速为30 m/s的两种脉动风和稳态风条件下各相间的最小相间距离的仿真结果。从图4可以看出，在30 m/s脉动风和稳态风工况下，测试的档距范围内最小相间距离均出现在A-B相之间，即等边三角形排列的导线风偏最小相间距离由水平两相控制。

图5对比了3种工况下A-B相最小相间距离。特高压输电线路工频最小安全距离为4.6 m[20]，对于15 mm覆冰导线在3种风力作用下的导线风偏而言，当档距超过800 m时，3种风速工况下水平相间距离均无法满足安全绝缘距离。在平均风速为30 m/s的情况下，档距范围200～800 m内风速谱(b)作用下的最小相间距离小于稳态风条件；在档距范围800～1 600 m内脉动风速谱(a)作用下的最小相间距离小于稳态风条件。因此在测试档距范围内均可能出现脉动风导致的最小相间距离小于稳态风作用的情况。

图5 A-B相的最小相间距离

由图6最大不平衡张力和图7最大悬挂点张力的仿真结果可以得到以下结论：在脉动风谱(b)作用下风偏导致的不平衡张力的最大值始终大于同样条件下稳态风风偏造成的最大不平衡张力；脉动风谱(b)作用下的绝缘子V型悬垂串迎风侧悬挂点张力最大值也大于稳态风工况。

图6 3种风速作用下的最大不平衡张力

由此说明在脉动风条件下导线可能产生较相同风速稳态风条件下更为严重的风偏事故，动态过程中可能出现的最小相间距离更小。图8从受力的角度分析了档距为800 m时不平衡张力的动态变化过程。导线在脉动风作用下的不平衡张力大于稳态风，且不会随着时间推移最终趋于稳定，而是受到风速中脉动成分的影响不断变化，这对于导线的长期运行是不利的；从图7中V型串挂点张力的对比也可以看出脉动风作用对于绝缘子金具的机械性能提出了更高的要求。根据以上分析本研究认为风的脉动成分对于导线风偏特性的影响不可忽略。

图7 3种风速作用下的最大悬挂点张力

图8 档距800 m时不平衡张力时程变化情况

2.2 覆冰导线档距组合对脉动风风偏特性的影响

根据图5可以得到如下结论：3种工况下发生风偏时，最小相间距离均与档距长度呈负相关；脉动风谱(a)对大于800 m的大档距线路影响更为严重，在大于800 m的范围内造成的最小相间距离远小于风谱(b)；风谱(a)对小于800 m的较小档距线路影响更为严重，在200～800 m范围内造成的最小相间距离远小于脉动风谱(b)。

在档距较大时导线张力更大，相同风载荷条件下在偏转角度较小时导线张力水平分量即可与风力相互抵消。这使得导线垂直和水平方向位移幅值要比小档距时更小。

相间距离最小的时刻通常出现在风偏响应开始后不久。以A-B相为例，由于A相导线最先受到风力作用因此初始速度要大于B相导线，相间距离最小的时刻往往出现在B相导线的速度第一次与A相导线运动速度相等时。通过对比可以发现风谱(a)和风谱(b)在初始阶段的区别如下：风谱(a)起始风速较小而后呈总体上升趋势，风谱(b)起始风速较大而后总体呈下降趋势。

最小相间距离的大小取决于A-B相在对应时刻的位移差值，可以将这一阶段分解为从起始时刻至风力到达B相时刻(记为阶段①)，以及从风力到达B相时刻至最小相间距离出现时刻(记为阶段②)两个阶段。下面对两种风谱作用下的结果进行分析：由于阶段①风谱(b)平均风速更大，因此对于任意档距导线风谱(b)作用下A相和B相导线阶段①位移差值更大。而阶段②的时间长度与档距有关，小档距导线受到同样风力作用时加速度较大，风偏响应敏感，阶段②时间很短，对于风谱(a)而言此时阶段②平均风速较小，两相导线的位移差值更小，最终导致小档距导线在风谱(a)作用下的最小相间距离更大；然而就大档距导线而言，受到导线张力的作用其加速度较小风偏响应滞后，阶段②时间较长，对于风谱(a)而言此时阶段②平均风速较大，A-B相间产生的位移差更大，导致大档距导线在风谱(a)作用下出现最小相间距离更小。

由图6的仿真结果可以表明在导线档距相同时最大不平衡张力最小接近0。在400～1 600 m范围内随着档距增加风偏产生的最大不平衡张力先增大后减小。其原因为随着测试档档距增加，测试档导线与相邻档的重力差增大；此外在受到风力作用时测试档与相邻档导线均发生风偏引起两侧导线张力增加，由于档距较大的导线较为松弛，风偏引起的导线张力增加较小，具体分析如下：在风谱(b)作用下，当测试档处于400～1 100 m的范围内时，重力因素占主导作用，风偏时最大不平衡张力与测试档的档距长度呈正相关；在测试档档距处于1 100 m左右的范围内时，重力作用与风偏引起的导线张力增加效果相互抵消导线最大不平衡张力变化不明显；在测试档档距大于1 200 m时，风偏引起的导线张力增加占主导作用，因此风偏最大不平衡张力与档距长度呈负相关。

2.3 覆冰厚度对脉动风风偏特性的影响

为研究冰厚对风偏特性的影响，本研究对冰厚在0～30 mm范围内的工况进行了仿真。风载荷条件为风谱(a)导线-绝缘子动态仿真结果如图9所示。从图示仿真结果可以得到如下结论：

1)在测试工况下随冰厚增加，最小相间距离先减小后增大；

2)在测试档小于等于600 m的范围内，相间距离最小的工况出现在冰厚10 mm；在600～1 200 m范围内相间距离最小的工况出现在冰厚15 mm；在1 200～1 600 m范围内相间距离最小的工况出现在冰厚20 mm。

随着冰厚的增加导线单位节点质量增大，同时受到导线外形改变的影响，单位节点的风载荷也相应增大。在覆冰厚度较小时，风载荷的增加起到主导作用，导线风偏更为严重；在覆冰厚度增大到一定程度时，导线重力增加起到主导作用，在这一因素的影响下，导线风偏导致的最小相间距离出现回升的趋势。

图9 不同冰厚下导线的最小相间距离

3 相间间隔棒对脉动风风偏的作用

根据导线风偏特性影响因素的分析结果，选取了风谱(a)和风谱(b)作用下，风偏较为严重的15 mm覆冰厚度导线。仿真选用相间间隔棒参数为：结构高度为14.2 m，直径75 mm，弹性模量51.83 GPa。根据本研究前述计算结果，最小相间距离受水平两相控制，因此在导线A-B相间中点处安装一支相间间隔棒。图10为安装相间间隔棒之后的仿真结果。

图10 配置相间间隔棒后的最小相间距离

通过对比图4和图10可以发现，在脉动风谱(a)作用下采取上述措施可以将满足相间安全距离的档距范围从800 m扩大至1 200 m。在脉动风谱(b)作用下安装一支直径75 mm的相间间隔棒可以将满足相间安全距离的档距范围从800 m扩大至1 000 m。

值得注意的是，脉动风谱(b)作用下在测试档档距为500～600 m范围内安装相间间隔棒会引起最小相间距离的减小。由图11所示的时程曲线可以发现此时最小相间距离出现在A相导线摆动上升的第2个周期。出现上述现象的原因是受到间隔棒的拉力作用，B相导线回落幅度相较于无间隔棒时更大，在B相导线回落时，A相导线受风力作用上升，在一定的风速和档距条件下就可能出现安装间隔棒后风偏更为严重的情况。