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台风灾害给沿海地区电网造成了极大的威胁，现已成为电网生产运维中最为严重的挑战之一[1-3]。以广东电网为例，2017年8月，受台风“天鸽”吹袭，多回500 kV线路断线，导致澳门电网损失全部负荷，珠海电网重创，2014年“威马逊”、2015年“彩虹”等台风也均对南方电网造成了重大损失[4-6]，对于如何提高沿海地区电网抗台风灾害能力，国内外学者近年来从输电线路风荷载的计算方法与抗风可靠度评估方面开展了许多研究工作。其中，文献[7-8]对比了GB 50545与IEC、ASCE、JEC等国外主流标准在风荷载计算方法上的差异，详细分析了公式中各个系数的取值差异与原因；文献[9-10]指出GB 50545相比国外设计规范在脉动风效应上的考虑有所不足，并以风工程理论为基础，推导了导、地线风振系数的计算公式。文献[11]就我国现行《架空输电线路荷载规范》（DL/T 5551－2018，下称“荷载规范”）[12]与国外代表性荷载规范中的各参数取值差异的实质原因及分布规律进行了详尽分析，提出对新规范平均风荷载和脉动风效应中不尽合理的参数取值进行适当的优化调整。有关输电线路防风能力评估方面，文献[13-15]通过研究总结国外防风可靠度评价标准，推导出了适用于南网地区的可靠度分级体系，提出了对于沿海强风区不同电压等级线路应具有的最低抗风可靠度级别，以上研究在修订风荷载计算方法，指导存量线路防风改造方面具有重要的参考意义，而对于沿海强风区新建线路工程，一直是地方政府和电网公司所关注的重点工作，在2018~2019年，南网相继发布了《差异化建设标准》与《35 kV～500 kV交流输电线路装备技术导则》[16]（下称“装备技术导则”），其中要求对位于沿海强风区（50年一遇基本风速V≥35 m/s的地区）的新建500 kV重要线路按100年一遇气象重现期设计，新建500 kV一般线路、220 kV和110 kV所有线路均按50年一遇气象重现期设计，并对存量线路积极推进防风加固改造。以上规定确保了南方电网所辖沿海强风区域内新建110 kV及以上电压等级输电线路的抗风能力均不低于15级台风上限，其中，对于500 kV重要线路抗风能力需达到16级台风中限，全面提升了强风区域内已建输电线路的抗风水平，取得了显著的成效。南网上述抗风举措为基于当时设计标准结合线路抗风能力要求与技术经济性综合形成，随设计标准的迭代更新，鲜有工作对上述抗风举措进行重新复核，例如，《差异化建设标准》基于《110 kV~750 kV架空输电线路设计规范》[17]（以下简称“10规程”）下制定，而现行荷载规范在风荷载计算方法与数值上与10规程存在较大的不同[18-19]，且目前新建架空输电线路设计均按荷载规范要求执行，因此，对于目前沿海强风区线路抗风设计举措是否与现行荷载规范相适应，成为需要研究的新问题。
本文以南网沿海强风区500 kV重要输电线路为例，通过制定不同的防风设计方案，评估了南网差异化建设标准与现行荷载规范的适配性，并推荐了技术经济性指标综合更优的抗风措施解决方案。
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文献[13]将沿海强风区输电线路根据不同的荷载等效重现期划分为7个可靠度等级，每个可靠度级别分别对应不同的荷载等效重现期与相应的抗台风能力列于表1中，各荷载等效重现期之间存在荷载上的转换关系，根据我国《建筑结构荷载规范》（GB 50009－2012）[20]中推荐的荷载重现期与荷载的计算关系式，推导出各重现期荷载xR与50年一遇重现期荷载x50之间的比值（xR/x50，以下简称“荷载因子”），如下式：
可靠度级别 荷载等效
重现期抗风能力 50年一遇气象重现期的
荷载因子（沿海强风区）1 15 13级中限或更低 0.70 2 30 13级中限 0.87 3 50 14级中限 1.00 4 100 15级下限 1.17 5 200 15级上限 1.35 6 400 16级中限 1.52 7 800 17级下限 1.69 Table 1. Correspondence between load factor and reliability
$$ \dfrac{{x}_{R}}{{x}_{50}}=1+\beta ({\mathrm{ln}}R-{\mathrm{ln}}50) $$ (1) $$ \beta =\dfrac{0.4343({x}_{100}-{x}_{10})}{{x}_{10}+0.699\left({x}_{100}-{x}_{10}\right)} $$ (2) 式中：
R ——基本风荷载重现期；
x100、x10——100年、10年重现期基本风压、雪压（kN/m2）。
以50年一遇重现期荷载为基准值，依据GB 50009－2012中各沿海城市重现期为100年与10年的基本风压值，对南方电网所辖区域内的β值进行统计，进而计算得到南方电网所辖沿海强风区内不同可靠度级别的荷载因子。
输电线路各元件防风可靠度级别通过等效因子与荷载因子的比较来判断，南方电网所辖沿海强风区500 kV重要输电线路的抗风能力应达到16级台风中限，对应目标可靠度等级应达到6。等效因子定义为各设计标准风荷载计算值与50年一遇气象重现期下风荷载标准值之间的比值，要准确评估输电线路元件的可靠度，须确定风荷载标准值的计算方法。
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忽略导线的风致振动效应，将铁塔视为不动支座，作用于铁塔的导、地线标准风荷载Wl，可通过下式计算：
$$ {W}_{{\mathrm{l}}}=Q{\cdot\beta }_{{\mathrm{L}}} $$ (3) $$ Q={W}_{0}·{\mu }_{z}·{\mu }_{{\mathrm{sc}}}·d·{L}_{{\mathrm{p}}}·{B}_{1}{\cdot{\mathrm{sin}}}^{2}\theta $$ (4) $$ {\beta }_{{\mathrm{L}}}=1+2g·{I}_{{z}}\left({z}\right)\cdot{\delta }_{{\mathrm{L}}} $$ (5) $$ {\delta }_{{\mathrm{L}}}=\dfrac{\sqrt{{12L}_{{{x}}}{L}_{{\mathrm{p}}}^{3}+54{L}_{{{x}}}^{4}-36{L}_{{{x}}}^{3}{L}_{{\mathrm{p}}}-72{L}_{{{x}}}^{4}{e}^{-\dfrac{{L}_{{\mathrm{p}}}}{{L}_{{{x}}}}}+18{L}_{{{x}}}^{4}{e}^{-\dfrac{2{L}_{{\mathrm{p}}}}{{L}_{{{x}}}}}}}{3{L}_{{\mathrm{p}}}^{2}} $$ (6) 式中：
Q ——导、地线平均风压（kN）；
βL ——忽略共振响应的风振系数；
W0 ——10 m高10 min平均风压（kN/m2）；
μz ——风压高度变化系数；
μsc ——导、地线体型系数；
d ——导、地线直径（m）；
Lp ——铁塔水平档距（m）；
B1 ——导地线覆冰风荷载增大系数；
θ ——风速方向与导地线水平向的夹角（°）；
g ——峰值因子；
Iz(z) ——计算高度z处的湍流强度；
Lx ——水平向相关函数的积分尺度；
δL ——脉动水平档距相关性积分因子。
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铁塔风荷载的标准值WS，可按下式计算：
$$ {W}_{{\mathrm{S}}}={\beta }_{{z}}\cdot{W}_{0}\cdot{\mu }_{z}\cdot{\mu }_{{\mathrm{s}}}\cdot{B}_{2}\cdot{A}_{{\mathrm{S}}} $$ (7) $$ {\beta }_{{z}}=1+2g{·I}_{10}·{B}_{z}·\sqrt{1+{R}^{2}} $$ (8) $$ {R}^{2}={\text{π}} \cdot{f}_{1}\cdot{S}_{{\mathrm{f}}}\left({f}_{1}\right)/ 4{\zeta }_{1} $$ (9) $$ {S}_{{\mathrm{f}}}\left(f\right)=2{x}^{2}/3f{(1+{x}^{2})}^{4/3} , x=\dfrac{Lf}{{V}_{10}} $$ (10) 式中：
μs ——塔架的体型系数；
B2 ——铁塔构件覆冰风荷载增大系数；
AS ——迎风面构件的投影面积计算值（m2）；
I10 ——10 m高处湍流强度；
Bz ——z高度段的背景分量因子；
R ——共振因子；
f1 ——结构一阶振型频率（Hz）；
Sf（f） ——达文波特谱谱密度函数；
ζ1 ——结构一阶振型阻尼比；
L ——取1 200 m；
V10 ——10 m高度10 min平均风速（m/s）；
z ——塔段离地高度（m）。
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悬垂绝缘子串风荷载标准值Wz可按式（11）、式（12）计算，耐张绝缘子串风荷载标准值Wj可按式（13）、式（14）计算：
$$ {W}_{{{xz}}}={\lambda }_{\mathrm{i}}\cdot n\cdot {\beta }_{{\mathrm{b}}}\cdot{W}_{0}\cdot{\mu }_{z}\cdot{\mu }_{{\mathrm{si}}}\cdot S\cdot {\mathrm{sin}}\theta $$ (11) $$ {W}_{yz}={\lambda }_{\mathrm{i}}·n·{\beta }_{{\mathrm{b}}}·{W}_{0}·{\mu }_{z}·{\mu }_{{\mathrm{si}}}·S·{\mathrm{cos}}\theta $$ (12) $$ {W}_{xj}={\lambda }_{\mathrm{i}}·n·{\beta }_{{\mathrm{b}}}·{W}_{0}·{\mu }_{z}·{\mu }_{{\mathrm{si}}}·S·{{\mathrm{sin}}}^{2}\theta $$ (13) $$ {W}_{{{yj}}}=0 $$ (14) 式中：
x、y ——垂直于导线方向与顺导线方向；
λi ——顺风向绝缘子串风荷载屏蔽折减系数；
n ——绝缘子串数；
βb ——绝缘子风振系数，取值其连接的导地线、跳线的风振系数βL相等；
μsi ——绝缘子体型系数，一般取1.0或试验数据；
S ——绝缘子串承受风压面积计算值（m2）。
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铁塔总的风荷载由导、地线风荷载（含绝缘子金具）与塔身风荷载叠加组成，叠加时需考虑塔身与各自脉动风荷载的不同时性问题[21]，计算铁塔风荷载标准值时，导地线风荷载应根据以下公式：
$$ {W}_{x}={\gamma }_{{\mathrm{C}}}·{\beta }_{\mathrm{L}}·\stackrel-{{W}_{x}} $$ (15) $$ \stackrel-{{W}_{x}}={W}_{0}·{\mu }_{z}{·\mu }_{{\mathrm{sc}}}·d{·L}_{{\mathrm{p}}}·B·{{\mathrm{sin}}}^{2}\theta $$ (16) $$ {W}_{y}={\gamma }_{{\mathrm{C}}}·{\beta }_{\mathrm{L}}·\stackrel-{{W}_{y}} $$ (17) $$ \stackrel-{{W}_{{y}}}=0.25·{W}_{0}·{\mu }_{z}·{\mu }_{{\mathrm{sc}}}·d·{L}_{{\mathrm{p}}}·B·{{\mathrm{cos}}}^{2}\theta $$ (18) $$ {\beta }_{{\mathrm{L}}}=1+2g·{\epsilon }_{\mathrm{d}}·{I}_{{z}}\left({z}\right)·{\delta }_{{\mathrm{L}}} $$ (19) 式中：
Wx、Wy ——垂直于导线线条水平方向与顺导线线条水平方向的风荷载（kN）；
$ \stackrel{-}{{W}_{{x}}} $ ——垂直于导线水平方向与顺导线线条水平方向的10 min平均风荷载（kN）；
$ \stackrel{-}{{W}_{{y}}} $ ——垂直于导线水平方向与顺导线线条水平方向的10 min平均风荷载（kN）；
γC ——风荷载折减系数，可靠度评价时取1；
εd ——塔线脉动相关性折减系数，取0.8。
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荷载规范颁布后，对于导、地线以及塔身风荷载的认识与10规程相比存在较大差异，为方便设计人员使用，从表达式形式来看基本一致，主要反映在式中不同系数的引入与取值差异上，如表2所示。有关绝缘子串风荷载的计算方法，荷载规范中详细明确了多联间不同方向的遮挡系数，但从计算值来看两个规程是相同的。
类别 对比项 10规范 荷载规范 导、地线 风压高度变化系数μz 1.25
（平均高20 m）
1.62
（平均高45 m）1.23
（平均高20 m）
1.57
（平均高45 m）导地线风荷载调整系数βc 与设计风速相关，1.1~1.3 — 导地线阵风系数βc — βc=γc·(1+2g·Iz) 风压不均匀系数α 与设计风速相关，0.70~0.85 — 档距折减系数αL — αL=1+2g·εc Iz·δL/·(1+5Iz) 导地线体型系数μsc 1.1～1.2 1.0～1.1 杆塔 风压高度变化系数μz 1.42（塔高30 m） 1.39（塔高30 m） 1.77（塔高60 m） 1.71（塔高60 m） 1.95（塔高80 m） 1.87（塔高80 m） 风振系数βZ 1.35（塔高30 m） 1.51（塔高30 m） 1.60（塔高60 m） 1.60（塔高60 m） 1.60（塔高80 m） 1.70（塔高80 m） Table 2. Comparison of the difference in values between the load specification and the 10 gauge
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以500 kV重要输电线路为例，结合10规程与荷载规范，拟定5个强风区不同设防方案如表3所示。
编号 设防方案 计算重现期 重要性系数 方案一 10规范+重要性系数 50 1.1 方案二 10规范+提高重现期 100 1 方案三 荷载规范+重要性系数 50 1.1 方案四 荷载规范+提高重现期 100 1 方案五 荷载规范+提高重现期+重要性系数 100 1.1 Table 3. Wind-resistant design scheme for 500 kV important lines in strong wind areas
南网沿海强风区500 kV重要输电线路防风可靠度需达到6级，以50年一遇基本风速v=39 m/s为例，得到各方案在大风工况下的设计风速如表4所示，表中目标可靠度工况下的风速为可靠度等级6所对应荷载等效重现期下的风速，作为“目标可靠度”工况下的验算条件，用来判断输电线路元件是否满足可靠度要求。表中大风工况计算平均高取20 m，对于目标可靠度工况下的计算平均高按同塔双回输电线路上层导线平均高取45 m。
基本风速/(m·s−1) 方案 设计气象重现期 大风工况/(m·s−1) 目标可靠度工况/(m·s−1) 目标可靠度等级 荷载因子 39 方案一
方案三50年一遇 43.28 60.26 6 1.52 方案二
方案四
方案五100年一遇 46.81 60.26 6 1.52 Table 4. Comparison of design wind speed values under various scenarios
本文测算导线型号选取过载能力相对较差的JL/LB20A-400/35型铝包钢芯铝绞线，机械特性参数如表5所示。
导线型号 JL/LB20A-400/35 直径/mm 26.8 综合截面/mm2 425 弹性系数/MPa 63.6 单位长度重量/(kg·km−1) 1 307.6 线膨胀系数(1/°C) 2.09E-05 额定拉断力/kN 105.7 最大使用张力/kN 40.166 年平均运行张力/kN 25.103 75 Table 5. JL/LB20A-400/35 type conductor mechanical characteristic parameters
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线条荷载包括导线的水平风荷载、垂直荷载与纵向张力荷载，以方案一下的水平、垂直、纵向3个方向的荷载为基准，计算得到各方案下的相对荷载百分比，如表6所示。同时，对沿海强风区500 kV重要线路在5种设防方案下进行防风可靠度分析及技术经济性比较，如表7所示。
线条荷载 代表档距/m 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 水平荷载 300 100.00% 106.36% 108.25% 115.13% 126.64% 400 100.00% 106.36% 106.00% 112.74% 124.01% 500 100.00% 106.36% 104.39% 111.03% 122.13% 600 100.00% 106.36% 103.18% 109.74% 120.71% 700 100.00% 106.36% 102.23% 108.72% 119.60% 800 100.00% 106.36% 101.45% 107.90% 118.69% 垂直荷载 300~800 100.00% 90.91% 100.00% 90.91% 100.00% 纵向荷载 300~800 100.00% 90.91% 100.00% 90.91% 100.00% Table 6. Comparison of line loads under different fortification schemes (v=39 m/s)
代表档距/m 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 300 100.00 94.39 94.42 87.76 87.76 400 100.00 93.00 93.04 85.16 85.16 500 100.00 91.96 92.00 83.29 83.29 600 100.00 91.17 91.22 81.95 81.95 700 100.00 90.59 90.63 80.98 80.98 800 100.00 90.14 90.19 80.26 80.26 Table 7. Comparison of longitudinal loads for target reliability conditions
% 方案一、方案二在不同代表档距下的水平风荷载恒为定值，根据荷载规范计算方法下的方案三、方案四、方案五由于考虑了风荷载的脉动折减，其水平风荷载计算值随代表档距的增大而减小。
计算表明，无论是采用10规程还是荷载规范，提高重现期方案下的水平荷载比考虑1.1倍重要性系数下的计算值要大；相同重现期下，由于水平荷载计算时各项系数的取值差异，荷载规范与10规程中除去平均风压W0后的系数乘积之比在1.04~1.09之间（代表档距300~800 m），因此，基于荷载规范计算下的水平荷载要大于10规程，例如：方案三、方案四分别相比方案一、方案二的水平荷载要增大1.5%~8.3%，该差异随设计风速的增大，铁塔高度增高、水平档距的增大而减小；由于各方案中目标可靠度工况下的风速相同，计算值均一致，表中未给出。
线条单位垂直荷载与设计风速无关，由于方案一、方案三、方案五相比方案二、方案四考虑了1.1倍重要性系数，且本文按悬链线两端等高考虑，忽略了垂直档距变化等因素的影响，因此，方案一、方案三、方案五下的垂直荷载计算值相比方案二、方案四将增大约10%。
各方案导线张力特性在39 m/s的基本风速下均由大风工况控制，因此，无论基于何种标准计算，考虑重要性系数方案下的纵向荷载均要大于提高重现期方案；目标可靠度工况作为验算工况，该工况下的纵向荷载与重要性系数无关，但由于采用荷载规范计算出的水平荷载要大于10规程，导致方案三、方案四/方案五下的纵向张力分别相比方案一、方案二要减小5.6%~9.8%、7%~11%。
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不同设防方案下的绝缘子串风荷载计算方法均一致，区别仅在于气象重现期与重要性系数取值的不同，同样以方案一下的绝缘子串风荷载与塔身风荷载计算值为基准，各方案下的荷载相对百分比值如表8所示。
荷载类型 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 绝缘子串风荷载 100.00 106.36 100.00 106.36 117.00 塔身风荷载 100.00 104.26 98.50 103.68 114.05 Table 8. Comparison of wind loads on insulator strings and towers with different defence standards
% 由于方案二、方案四、方案五在50年基准重现期荷载的基础上乘以了100年一遇重现期荷载因子1.17以及方案一、方案三中考虑了重要性系数1.1引起的综合差异，导致方案二、方案四下的绝缘子串水平风荷载计算值要大于方案一、方案三约6.4%，方案五在提高重现期基础上还考虑了重要性系数，绝缘子串风荷载相比方案二、方案四进一步增大约10%。
对于塔身风荷载，差异主要在于风振系数βZ的取值不同，由于500 kV线路杆塔全高较高，按10规程要求下的βZ加权平均值不小于1.6，而根据荷载规范等效则通常在1.5左右，因此相同条件下，采用荷载规范计算出的塔身风荷载比10规程略小，随设计气象重现期提高，塔身风荷载出现显著增大，此外，由于重现期转换荷载因子以及重要性系数差异，采用荷载规范方法并考虑重要性系数的方案三，相比方案二塔身风荷载计算值要低约5.8%。
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根据各设防方案下的输电线路元件等效因子计算结果，结合表1中的荷载因子进行比较，得到各方案下不同输电线路元件相应的可靠度等级及抗风能力如表9所示。
线路元件 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 铁塔 可靠度 6 6 6 6 7 等效因子 1.52 1.60 1.54 1.64 1.80 抗风能力 16级中限 16级中限 16级中限 16级中限 17级 导线及耐张串 可靠度 5 6 6 7 7 等效因子 1.41 1.59 1.59 1.81 1.81 抗风能力 16级下限 16级中限 16级中限 17级 17级 悬垂串 可靠度 5 6 7 7 7 等效因子 1.42 1.59 1.76 2.00 2.00 抗风能力 16级下限 16级中限 17级 17级 17级 基础 可靠度 6 6 6 6 7 等效因子 1.52 1.60 1.54 1.64 1.80 抗风能力 16级中限 16级中限 16级中限 16级中限 17级 Table 9. Comparison of reliability and wind resistance of transmission line elements under various scenarios
方案二至方案五线路各元件均能达到可靠度为6的等级要求，且抗风能力均能达16级中限水平及以上，满足沿海强风区500 kV重要线路的相关防风要求，方案二即南网差异化建设标准中对于沿海强风区500 kV重要线路的抗风举措，可见其抗风水平与方案三相当，方案四、方案五的抗风能力较方案二、方案三更强，因而其相应造成的工程投资越大，而方案一线路总体抗风能力仅为16级下限水平，其中，导线和绝缘子串可靠度等级仅为5，不满足抗风能力要求。对于导、地线抗风能力的判断，取决于在何种可靠度和荷载等效重现期下，导地线不会发生断裂（包括断股），根据《圆线同心绞架空导线》（GB/T 1179－2017）[22]，本文对于导线弧垂最低点容许荷载极限取80%UTS（极限抗拉强度），表10给出了目标可靠度工况下的导线最低点水平张力与UTS的百分比值计算结果。
代表档距/m 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 300 70.66 66.70 66.72 62.02 62.02 400 75.96 70.65 70.68 64.69 64.69 500 79.59 73.19 73.23 66.29 66.29 600 82.13 74.88 74.92 67.31 67.31 700 83.95 76.05 76.09 67.98 67.98 800 85.29 76.88 76.92 68.45 68.45 Table 10. Percentage of wire tension versus UTS for target reliability conditions
% 方案一在目标可靠度工况下的张力与UTS比值在代表档距大于500 m时就超过了80%的控制值，如仍需将导线张力控制在80%UTS以内，需使线条张力得以放松，但会使得导线弧垂增大，或采用其他过载性能较好的线型；此外，可见差异化建设标准（方案二）与按目前荷载规范方法考虑重要性系数（方案三）方案下的导线抗风能力基本相当。
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各设防方案在导线线温80 ℃下的弧垂差值计算结果如表11所示。
代表档距/m 同规程不同重现期弧垂差/m 不同规程同重现期弧垂差/m 不同规程不同重现期弧垂差/m 方案二－方案一 方案四/五－方案三 方案四/五
－方案二方案三－方案一 方案三－方案二 300 0.84 1.07 1.06 0.83 0.00 400 1.61 2.01 2.00 1.60 −0.01 500 2.63 3.24 3.22 2.61 −0.01 600 3.87 4.74 4.72 3.85 −0.02 700 5.36 6.53 6.50 5.33 −0.03 800 7.07 8.60 8.55 7.03 −0.04 Table 11. Comparison of arc sag differences under different protection scenarios
导线弧垂计算与重要性系数无关，提高重现期方案下的弧垂值均要大于考虑重要性系数方案，根据荷载规范不提高气象重现期与按10规范提高气象重现期在各代表档距下的弧垂值也是基本相当的，即对于沿海39 m/s强风区500 kV重要线路而言，在满足16级中限的抗风能力要求下，南网差异化建设标准（方案二）与方案三下的杆塔高度也可良好匹配。
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各设防方案下的塔重、基础材料量及工程投资相对差异如表12所示。
方案 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 铁塔相对高度/m 0 2.6 2.6 5.8 5.8 塔重/% 100.0 107.3 106.2 117.1 125.2 基础材料量/% 100.0 110.9 110.6 127.2 139.8 工程投资/% 100.0 105.3 104.8 112.8 118.8 Table 12. Comparison of quantities of work under different fortification scenarios
根据表中测算结果，方案一比方案二投资低约5.3%，方案四比方案三投资高约7.6%，方案五比方案三投资高约13.3%，而方案三与方案二之间的塔重、基础材料量和工程投资均基本相当；相同条件下，采用荷载规范与10规程相比，塔重、基础材料量和投资增长较大，主要是由于铁塔平均高度及水平荷载增大引起的。
综合以上测算结果，考虑输电线路防风安全与经济性，对于强风区500 kV重要输电线路，在执行荷载规范前提下，采用50年重现期基准风速并考虑1.1倍重要性系数进行设计，相比南网此前基于10规程发布的差异化建设标准，无论是在防风能力还是工程总体投资上均可良好匹配。如若在现行荷载规范方法下对强风区500 kV重要线路仍结合差异化建设标准（方案四）执行，虽可进一步提高输电线路抗风能力，但将造成工程投资的显著增大。
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以南方电网沿海强风区某500 kV重要线路为例，该输电线路有约24.215 km线路段位于沿海强风区，沿线地貌以山地、丘陵为主，海拔高度0～500 m，每相导线采用4×JL/LB20A-630/45铝包钢芯铝绞线，导线最高长期允许运行温度按80 ℃设计；地线采用2根48芯OPGW架空复合地线，型号为OPGW-120-48-2-4。接下来分别以方案三：荷载规范+考虑重要性系数（50年一遇+1.1重要性系数）与方案四：荷载规范+提高重现期方案（100年一遇）2种不同的抗风加强措施进行设计。
根据《南方电网沿海地区设计基本风速分布图》，若按50年一遇基本风速设计（方案三），则该线路段分别位于37 m/s与39 m/s风区，线路长度与杆塔基数分别为15.597 km（37基）、8.618 km（21基）；若按100年一遇基本风速设计（方案四），则该线路段分别位于41 m/s与43 m/s风区，线路长度与杆塔基数分别为14.014 km（33基）、10.201 km（25基）。为方便技术经济比较，假设2种设防方案下的立塔位置相同，经排位统计，两方案设计下的杆塔平均呼高、塔重、基础方量、本体投资等技术经济指标均列于表13中。根据测算结果，在执行荷载规范的前提下，采用设计气象重现期50年+重要性系数1.1比采用设计气象重现期100年可节约塔材约10.7%，节约基础方量约16.3%，节约本体投资约7.2%，而可靠度维持6级不变。可见在保证目标可靠度的前提下，采用设计气象重现期50年+重要性系数1.1的抗风加强举措可显著节约工程投资，对生产环节节约资源和降低碳排放，减少对自然环境的破坏具有重要意义。
项目 方案三 方案四 风区划分 39 m/s （50年重现期） 37 m/s （50年重现期） 43 m/s （100年重现期） 41 m/s （100年重现期） 路径长度/km 8.618 15.597 10.201 14.014 耐张塔数量/基 8 11 10 9 直线塔数量/基 13 26 15 24 铁塔总数量/基 21 37 25 33 耐张塔比例/% 35 29.70 37.50 27.30 平均呼高/m 50.8 51.1 53.3 54.9 塔重/t 2 075.50 3 627.00 2 730.94 3 656.09 单公里塔重/(t·km−1) 240.83 232.54 267.71 260.89 单公里基础方量/(m3·km−1) 380.96 324.92 447.79 386.43 单公里本体投资/(万元·km−1) 603.04 560.49 652.39 596.76 总塔重/t 5 702.5（−10.7%） 6 387.03（0%） 总基础方量/m3 8 350.83（−16.3%） 9 983.26（0%） 本体投资/万元 13 939（−7.2%） 15 018（0%） Table 13. Schedule of variances in engineering investments
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结合10规程、荷载规范以及南方电网差异化建设标准，通过对沿海强风区500 kV重要线路在5种设防方案下进行防风可靠度分析及技术经济性比较，主要得出以下结论：
1）5个设防方案中，除方案一外，方案二至方案五下的输电线路各元件可靠度等级均可达到6，抗台风能力均可达到16级中限及以上水平，满足南网差异化建设标准中的抗台风能力要求，其中，输电线路总体安全性能：方案五>方案四>方案三≈方案二。
2）方案三与方案二相比较，方案三铁塔和基础等效因子略小，导线等效因子相同，绝缘子串等效因子较高，各输电元件抗风可靠度等级持平，同时垂直及纵向两个方向上的计算荷载高出方案二约10%。输电线路总体安全性能与方案二基本相当。
3）对于强风区500 kV重要线路，在执行荷载规范前提下，采用50年重现期基准风速并考虑1.1倍重要性系数可与此前南网基于10规程前提下按100年一遇气象重现期进行防风设计，无论是在防风能力还是工程投资上均可良好匹配，对于强风区500 kV重要线路采用50年一遇气象重现期+重要性系数1.1为各方案中技术经济指标综合最优的选择，对于节约资源、降低碳排放，减少对自然环境的破坏具有重要意义。
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本文研究对于南网沿海强风区新建500 kV重要输电线路防风设计方案修订具有较强的参考意义，研究方法可推广至不同风区、不同重要性等级、不同电压等级架空输电线路的防风差异化建设中。各电网公司应结合线路重要性等级以及抵御台风灾害的能力要求提出统一且合理的设计标准，便于线路工程的设计及运维管理，也能在保证抗风能力的前提下，不造成无益的投资浪费。
Enhanced Design of Wind Protection for 500 kV Overhead Transmission Lines in Coastal Strong Wind Areas
doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.19
- Received Date: 2023-10-12
- Rev Recd Date: 2023-11-07
- Available Online: 2024-01-30
- Publish Date: 2024-01-10
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Key words:
- coastal strong wind zones /
- overhead lines /
- reliability classification /
- wind resistance /
- windproof design
Abstract:
| Citation: | YAN Ziwei, ZHU Yingjie, ZHANG Donghong, et al. Enhanced design of wind protection for 500 kV overhead transmission lines in coastal strong wind areas [J]. Southern energy construction, 2024, 11(1): 185-195. DOI： 10.16516/j.ceec.2024.1.19 doi: 10.16516/j.ceec.2024.1.19
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