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最近几年，南方沿海区域的广东、海南地区频繁遭受台风袭击，大量输电线路受损，其中很多损毁线路是20世纪80、90年代建设，且损毁线路的电压等级主要为110 kV和220 kV。风荷载是输电线路设计的主要控制荷载，近四十年的输电线路工程中，输电线路的风荷载计算主要采用了以下四本规定《架空送电线路设计技术规程》(SDJ 3—79)(79规程)[1]、《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》(SDGJ 94—90)(90规定)[2]、《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》(DL/T 5154—2002)(02规定)[3]和《架空输电线路杆塔结构设计技术规定》(DL/T 5154—2012)(12规定)[4]。
针对一些旧线路的抢修或加固项目，了解原设计规范非常有必要。79规程适用于新建35～330 kV架空送电线路，90和02规定适用范围扩大到500 kV架空送电线路，12规定适用范围再扩大到750 kV架空送电线路。本文详细比较了79、90、02和12四本规定以及一些相关规程规范[5,6,7]中铁塔和线条风荷载计算方法，分析比较了计算公式中设计风速、风压高度变化系数、体型系数、风荷载调整系数和覆冰风荷载增大系数等主要计算参数的差异和风灾倒塔事故的主要原因，为旧线路工程的评估和技改提供参考。
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79规程的铁塔风荷载计算公式为：
((1)) 式中：Ws为铁塔风荷载(kN)；C为风载体型系数；F为铁塔身侧面的构件投影面积(m2)；V为设计风速(m·s-1)。79规程第62条表示计算时需考虑风压高度变化系数，79规程第63条表示60 m以上铁塔计算时需考虑风振系数。
90规定的铁塔风荷载计算公式为：
((2)) 式中：Ws为铁塔风荷载(kN)；Kz为风压高度变化系数；KT为风压调整系数；C为构件风载体型系数；F为铁塔迎风面的构件投影面积(m2)；V为风速(m·s-1)。
02与12规定的铁塔风荷载计算公式为：
((3)) 式中：Ws为杆塔风荷载标准值(kN)；W0为基本风压标准值(kN·m-2)；μz为风压高度变化系数，基准高度为10 m的风压高度变化系数；μs为构件的体形系数；βz为杆塔风荷载调整系数；B为杆塔构件覆冰时风荷载增大系数；As为迎风面构件的投影面积计算值(m2)。
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79规程、90和02规定中，110～330 kV送电线路采用离地15 m高10 min年平均最大风速作为设计风速，重现期为15年，其最大设计风速不宜低于25 m/s；90和02规定中，500 kV送电线路采用离地20 m高10 min年平均最大风速作为设计风速，重现期为30年，其最大设计风速不宜低于30 m/s。12规定和文献[6]采用离地10 m高10 min年平均最大风速作为基本风速，110～330 kV输电线路重现期为30年，其基本风速不宜低于23.5 m/s；500～750 kV输电线路重现期为50年，其基本风速不宜低于27 m/s。根据伯努力方程，基本风压计算大约为W0＝V2/1600 N·m-2。根据《建筑结构荷载规范》(GB 50009—2012)[8]附录E.3.4的公式计算，风速重现期由15年一遇增大为30年一遇，风速增大约10%，风速重现期由30年一遇增大为50年一遇，风速增大约5%。
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各阶段规定的风压高度变化系数取值本质相同，只是计算的参考高度选取不同。79规程、90和02规定中，110～330 kV风压高度变化系数为1.0(z/15)0.32，500 kV风压高度变化系数为1.0(z/20)0.32；12规定按B类地面粗糙度类别进行输电线路设计，其风压高度变化系数为1.0(z/10)0.32，其中z为杆塔各分段中心离地的高度(m)。2012版《建筑结构荷载规范》(GB 50009—2012)[8]中B类风速剖面指数由0.16修改为0.15，适当降低了标准场地类别的平均风荷载，但行业标准的风速剖面指数仍采用0.16。
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79规程的角钢塔体型系数为1.4(1＋η)，钢管塔体型系数为1.2(1＋η)；90规定角钢塔体型系数为1.4(1＋η)，钢管塔体型系数为0.6～1.0(1＋η)；02规定的角钢塔体型系数为1.3(1＋η)，钢管塔体型系数为0.7～1.2(1＋η)；12规定的角钢塔体型系数为1.3(1＋η)，钢管塔体型系数为0.6～0.8乘1.3(1＋η)[7]，其中η为塔架背风面荷载降低系数，各规范取值相同。相比79规程和90规定，02和12规定的角钢塔体型系数降低约7%，文献[9]和[10]对角钢塔模型进行了相关风洞试验，试验结果表明中国规范角钢塔体型系数相比美标和欧标偏低；文献[11]通过风洞试验验证了文献[7]钢管塔体型系数取值的合理性。
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79规程：60 m以上的铁塔，应考虑阵风的振动作用，塔(杆)身风荷载应乘以风振系数，自立式铁塔的风振系数取1.5。
90规定：在计算铁塔自身强度和变形时，考虑风的动力影响及不同电压线路重要性区别，铁塔身风荷载应乘以风压调整系数，如表1所示。
表 1 铁塔风荷载调整系数
Table 1.
Adjustment coefficient of wind load for tower 线路电压/kV 铁塔高度/m <30 30～50 >50 35～110 1.0 1.2 1.5 154～330 1.3 1.3 1.5 500 1.5 1.5 1.6 02和12规定：杆塔风荷载调整系数βz，全高在20 m及以下杆塔βz取1.0；全高超过20 m且不超过60 m时全塔采用一个系数，如表2所示；全高超过60 m时，其βz应按文献[8]有关规定确定，采用由下到上逐段增大的数值且加权平均不应小于1.6。
表 2 杆塔风荷载调整系数
Table 2.
Adjustment coefficient of wind load for tower 铁塔全高/m 20 30 40 50 60 βz 1.0 1.25 1.35 1.5 1.6 79规程中60 m以下的铁塔风荷载计算不考虑风振系数，以及90、02和12规定中铁塔全高越小杆塔风荷载调整系数越小，铁塔高度越小其风荷载调整系数越小的规定没有理论依据，因此这两项规定低估了铁塔风荷载，这是风灾倒塔的主要原因之一。
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79规程、90和02规定中，铁塔风荷载计算不考虑覆冰影响；1998年试行的《重冰区架空送电线路设计技术规定》(试行)[12]中规定重冰区铁塔风荷载计算中构件覆冰后风荷载增大系数取2.0；12规定和《重覆冰架空输电线路设计技术规程》(DL/T 5440—2009)[5]按不同覆冰厚取不同覆冰风荷载增大系数，5 mm冰区取1.1、10 mm冰区取1.2、15 mm冰区取1.6、20 mm冰区取1.8、20 mm以上冰区取2.0～2.5。
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以40 m高220 kV角钢铁塔为例，设计风速15年一遇15 m高35 m/s和30年一遇10 m高36 m/s，无冰，计算中心高度30 m节段的塔身风荷载，该节段面积为2.5 m2，背风面荷载降低系数η取0.9，塔身节段计算结果如表3所示。
表 3 塔身节段风荷载计算
Table 3.
Wind load calculation of a tower section 各阶段规定 基本风压/ (kN·m-2) 风压高度变化系数 体型系数 风荷载调整系数 面积/m2 风荷载/kN 79规程 352/1 600 1.0(30/15) 0.32 1.4 (1＋0.9) — 2.5 6.36 90规定 352/1 600 1.0(30/15) 0.32 1.4 (1＋0.9) 1.30 2.5 8.27 02规定 352/1 600 1.0(30/15) 0.32 1.3 (1＋0.9) 1.35 2.5 7.98 12规定 362/1 600 1.0(30/10) 0.32 1.3 (1＋0.9) 1.35 2.5 9.59 由表3计算结果可以看出，相比79规程，90和02规定的塔身风荷载增大约30%，主要原因是增加了铁塔风荷载调整系数；相比90和02规定，12规定的塔身风荷载增大约20%，主要原因是风速重现期由15年一遇变为30年一遇，风速增大即风荷载变大。因此各阶段规定的220 kV铁塔塔身风荷载变化主要受风速重现期和杆塔风荷载调整系数影响，同样500 kV铁塔塔身风荷载变化规律基本相似。
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79规程的导线和避雷线风荷载计算公式为：
((4)) 式中：Wx为垂直线路方向导线或避雷线的风荷载(kN)；α为风速不均匀系数；C为风载体型系数；d为线条外径或覆冰时的计算外径(m)；Lp为水平档距(m)；V为风速(m·s-1)，θ为风向与线条方向的夹角(°)。规定第62条表示计算时需考虑风压高度变化系数。
90规定的导线和避雷线风荷载计算公式为：
((5)) 式中：Wx为垂直于线条方向的风荷载(kN)；Kz为风压高度变化系数；α为风速不均匀档距折减系数；C为线条风载体型系数；d为线条外径或覆冰时的计算外径(m)；Lp为水平档距(m)；V为风速(m·s-1)；θ为风向与线条方向的夹角(°)。
02与12规定的导线及地线风荷载计算公式为：
((6)) 式中：Wx为垂直于导线及地线方向的水平风荷载标准值(kN)；α为风压不均匀系数；W0为基准风压标准值(kN·m-2)；μz为风压高度变化系数，基准高度为10 m的风压高度变化系数；μsc为导线或地线的体型系数；βc为500 kV和750 kV线路导线及地线风荷载调整系数；d为导线或地线的外径或覆冰时的计算外径(m)，分裂导线取所有子导线外径的总和；Lp为杆塔的水平档距(m)；B1为导地线及绝缘子串覆冰风荷载增大系数；θ为风向与导线或地线之间的夹角(°)。
公式(4)、(5)和(6)中风速和风压高度变化系数与杆塔风荷载计算规定相同，四本规定的导线及地线的体型系数和风压不均匀系数的规定相同。
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79规程和90规定不考虑导地线风荷载调整系数，02与12规定500 kV及以上电压等级采用导地线风荷载调整系数，如表4所示。500 kV以下电压等级不采用风荷载调整系数，该项规定严重低估了导地线风荷载[13]，这也是风灾倒塔的主要原因之一；500 kV以上电压等级风速越低，导地线风荷载调整系数越小，该项规定也值得商榷。与风荷载调整系数对应的美标[14]和欧标[15]中阵风响应因子并没有按电压等级和风速大小区别取值，建议对500 kV以下电压等级线路采用导地线风荷载调整系数，并综合考虑导地线风压不均匀系数和导地线风荷载调整系数。
表 4 导地线风荷载调整系数
Table 4.
Wind load factor of conductors and ground wires 02规定20 m高风速/(m·s-1) 12规定10 m高风速/(m·s-1) 计算500 kV、750 kV杆塔荷载 V<20 V<20 1.00 20≤V<30 20≤V<27 1.10 27≤V<35 27≤V<31.5 1.20 V≥35 V≥31.5 1.30 -
79规程、90和02规定中，线条风荷载计算不考虑覆冰影响；1998年试行的《重冰区架空送电线路设计技术规定》[12]中规定重冰区线条风荷载计算中导线、地线覆冰后风荷载增大系数取1.2～1.5；12规定和《重覆冰架空输电线路设计技术规程》[5]按照不同覆冰厚取不同覆冰风荷载增大系数，5 mm冰区取1.1、10 mm冰区取1.2、15 mm冰区取1.3、20 mm以上冰区取1.5～2.0。
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1)以220 kV输电线路为例，水平档距450 m，导线截面2×630，导线直径33.6 mm，设计风速15年一遇15 m高35 m/s和30年一遇10 m高36 m/s，无冰，计算平均高度20 m的90°大风工况的导线风荷载，导线风荷载计算结果如表5所示。
表 5 导线风荷载计算
Table 5.
Wind load calculation of a conductor 各阶段规定 基本风压/ (kN·m-2) 风压高度变化系数 体型系数 风压不均匀系数 风荷载调整系数 面积/m2 风荷载/kN 79规程 352/1 600 1.0(20/15)0.32 1.1 0.7 — 2×0.033 6×450 19.61 90规定 352/1 600 1.0(20/15)0.32 1.1 0.7 — 2×0.033 6×450 19.61 02规定 352/1 600 1.0(20/15)0.32 1.1 0.7 — 2×0.033 6×450 19.61 12规定 362/1 600 1.0(20/10)0.32 1.1 0.7 — 2×0.033 6×450 23.58 由表5计算结果可以看出，相比79规程、90和02规定，12规定的220 kV线路导线风荷载增大约20%，主要原因是风速重现期由15年一遇变为30年一遇，风速增大即风荷载变大，因此各阶段规定的220 kV线路导线风荷载变化主要受风速重现期影响。
2)以500 kV输电线路为例，水平档距450 m，导线截面4×630，导线直径33.6 mm，设计风速30年一遇20 m高40 m/s和50年一遇10 m高38 m/s，无冰，计算平均高度30 m的90°大风工况的导线风荷载，导线风荷载计算结果如表6所示。
表 6 导线风荷载计算
Table 6.
Wind load calculation of a conductor 各阶段规定 基本风压/ (kN·m-2) 风压高度变化系数 体型系数 风压不均匀系数 风荷载调整系数 面积/m2 风荷载/kN 90规定 402/1 600 1.0(30/20) 0.32 1.1 0.7 — 4×0.033 6 ×450 53.02 02规定 402/1 600 1.0(30/20) 0.32 1.1 0.7 1.3 4×0.033 6 ×450 68.93 12规定 382/1 600 1.0(30/10) 0.32 1.1 0.7 1.3 4×0.033 6 ×450 77.66 由表6计算结果可看出，相比90规定，02规定的500 kV线路导线风荷载增大约30%，主要原因是增加了导线风荷载调整系数；相比02规定，12规定的500 kV线路导线风荷载增大约10%，主要原因是风速重现期由30年一遇变为50年一遇，风速增大即风荷载变大。因此，各阶段规定的500 kV输电线路导地线的风荷载变化主要受风速重现期和导地线风荷载调整系数影响。
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通过比较铁塔和导地线的风荷载计算的差异，有以下主要结论：
1)相比79规程、90和02规定，12规定的设计风速的基准高度由15或20 m改为10 m；12规定提高了设计风速的重现期，110～330 kV输电线路设计风速重现期由15年一遇提高为30年一遇，风速增大约10%，500 kV输电线路设计风速重现期由30年一遇提高为50年一遇，风速增大约5%。
2)对于杆塔风荷载调整系数，79规程中60 m以上铁塔考虑风振系数，90规定根据电压等级和铁塔高度取不同风压调整系数，02和12规定根据铁塔高度取不同杆塔风荷载调整系数，其中79规程中60 m以下铁塔不考虑风振系数以及90、02和12规定中铁塔全高越小杆塔风荷载调整系数越小的规定严重低估了塔身风荷载。
3)对于导地线风荷载调整系数，相比90规定，02和12规定对500 kV及以上电压等级输电线路根据风速大小取不同导地线风荷载调整系数，但四本规定中500 kV以下电压等级输电线路不采用导地线风荷载调整系数的规定严重低估了导地线风荷载，建议对500 kV以下电压等级输电线路同样采用导地线风荷载调整系数，并综合考虑导地线风压不均匀系数和导地线风荷载调整系数。
4)铁塔体型系数各阶段规定的计算方法相同，相比79规程和90规定，02和12规定的角钢塔体型系数降低约7%，钢管塔体型系数79规程取值最大，但文献[7]取值更为合理。
5)各阶段规定的铁塔和导地线风荷载的差异主要影响因素是风速重现期、铁塔或导地线风荷载调整系数，这是旧线路风灾事故频发的主要原因之一。
中国输电线路规范的风荷载计算比较
DOI: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2018.03.014
CSTR: 32391.14.j.gedi.issn2095-8676.2018.03.014
作者简介:
Comparison of Wind Load Calculation for China Transmission Codes
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摘要:
[目的] 在台风袭击下，一些20世纪80、90年代建设的110 kV和220 kV输电线路经常出现铁塔损坏的现象，为了加固和改造事故线路，需要分析铁塔损坏的原因。 [方法] 介绍了中国1979、1990、2002和2012四个版本规定的输电线路风荷载计算方法，比较了设计风速、风压高度变化系数、体型系数、风荷载调整系数和覆冰风荷载增大系数等主要计算参数的差异，计算了某铁塔节段和导线在四个版本规定中的风荷载。 [结果] 计算结果表明：12规定的设计风速相比79、90和02规定增大5%～10%；79规程中60 m以下铁塔不考虑风振系数的规定严重低估了塔身风荷载；四本规定中110 kV和220 kV输电线路不采用导地线风荷载调整系数的规定严重低估了导地线风荷载。 [结论] 各规定的铁塔和线条风荷载差异的主要影响因素是风速重现期、铁塔或导地线风荷载调整系数，这也是风灾倒塔的主要原因。 Abstract:[Introduction] Several towers of some 110 kV or 220 kV transmission lines built in 1980s and 1990s were destroyed under typhoon strike. The reasons of towers collapse shall be analyzed for reinforce and rebuild transmission lines. [Method] Wind load calculation formula of transmission line for 1979, 1990, 2002 and 2012 China code were introduced. The differences of wind speed, height variation factor of wind pressure, shape factor, adjustment coefficient of wind load and icing load factor were compared, wind load of a tower section and conductor for four edition China codes were calculated. [Result] The results show that the 12 code's design wind speed is 5%~10% greater than that of 79, 90 and 02 code, the 79 code's tower wind load for tower height under 60 m is underestimated without considering adjustment coefficient of wind load and 1979, 1990, 2002 and 2012 code's wire wind load of 110 kV or 220 kV transmission lines are seriously underestimated without considering adjustment coefficient of wind load. [Conclusion] The difference of 79, 90, 02 and 12 code's wind load for tower and wire is mainly affected by wind speed return period and adjustment coefficient of wind load, which are main reasons for tower collapse. -
Key words:
- China transmission code /
- tower wind load /
- wire wind load /
- parameters /
- difference comparison
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表 1 铁塔风荷载调整系数
Tab. 1.
Adjustment coefficient of wind load for tower 线路电压/kV 铁塔高度/m <30 30～50 >50 35～110 1.0 1.2 1.5 154～330 1.3 1.3 1.5 500 1.5 1.5 1.6 
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表 2 杆塔风荷载调整系数
Tab. 2.
Adjustment coefficient of wind load for tower 铁塔全高/m 20 30 40 50 60 βz 1.0 1.25 1.35 1.5 1.6
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表 3 塔身节段风荷载计算
Tab. 3.
Wind load calculation of a tower section 各阶段规定 基本风压/ (kN·m-2) 风压高度变化系数 体型系数 风荷载调整系数 面积/m2 风荷载/kN 79规程 352/1 600 1.0(30/15) 0.32 1.4 (1＋0.9) — 2.5 6.36 90规定 352/1 600 1.0(30/15) 0.32 1.4 (1＋0.9) 1.30 2.5 8.27 02规定 352/1 600 1.0(30/15) 0.32 1.3 (1＋0.9) 1.35 2.5 7.98 12规定 362/1 600 1.0(30/10) 0.32 1.3 (1＋0.9) 1.35 2.5 9.59
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表 4 导地线风荷载调整系数
Tab. 4.
Wind load factor of conductors and ground wires 02规定20 m高风速/(m·s-1) 12规定10 m高风速/(m·s-1) 计算500 kV、750 kV杆塔荷载 V<20 V<20 1.00 20≤V<30 20≤V<27 1.10 27≤V<35 27≤V<31.5 1.20 V≥35 V≥31.5 1.30
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表 5 导线风荷载计算
Tab. 5.
Wind load calculation of a conductor 各阶段规定 基本风压/ (kN·m-2) 风压高度变化系数 体型系数 风压不均匀系数 风荷载调整系数 面积/m2 风荷载/kN 79规程 352/1 600 1.0(20/15)0.32 1.1 0.7 — 2×0.033 6×450 19.61 90规定 352/1 600 1.0(20/15)0.32 1.1 0.7 — 2×0.033 6×450 19.61 02规定 352/1 600 1.0(20/15)0.32 1.1 0.7 — 2×0.033 6×450 19.61 12规定 362/1 600 1.0(20/10)0.32 1.1 0.7 — 2×0.033 6×450 23.58
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表 6 导线风荷载计算
Tab. 6.
Wind load calculation of a conductor 各阶段规定 基本风压/ (kN·m-2) 风压高度变化系数 体型系数 风压不均匀系数 风荷载调整系数 面积/m2 风荷载/kN 90规定 402/1 600 1.0(30/20) 0.32 1.1 0.7 — 4×0.033 6 ×450 53.02 02规定 402/1 600 1.0(30/20) 0.32 1.1 0.7 1.3 4×0.033 6 ×450 68.93 12规定 382/1 600 1.0(30/10) 0.32 1.1 0.7 1.3 4×0.033 6 ×450 77.66
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