电网输电线路覆冰故障分析报告.docx

电网输电线路覆冰故障分析报告公司生产技术部覆冰是一种分布广泛的自然现象，尤其雾淞是一种美丽的自然景观。但对于输电线路，严重的覆冰则有可能导致故障，甚至会引发大面积停电等灾难性事故。自20世纪50年代开始，加拿大、美国等覆冰严重的国家相继对输电线路覆冰进行了观测和研究。我国也是世界上覆冰严重的国家之一，长期以来，输电线路工作者一直为解决覆冰问题进行不懈的探索，并获得了许多重要的工作成果。1976年，在全国首次重冰线路设计运行经验交流会议上,提出了“避、抗、熔、改、防"五字方针，成为输电线路抗冰的主要技术原则。随着我国电网规模的快速扩大，近50多年来，大面积冰害事故在全国各地时有发生，尤其2008年12月，我国南方电网出现了持续较长时间的大范围雨雪冰冻天气，造成1252条11050OkV线路倒塔7377基、受损3092基，13888条1035kV线路故障停运，给当地人民群众生活和国民经济发展带来严重影响。电网历史上没有记载严重的冰害事故，自2009年2月以来，灾害性天气频发，部分输电线路覆冰故障大幅上升，成为影响电网安全运行的重要因素。随着大型水电基地和超高压电网的建设，输电线路覆冰问题将更加突出。为认真剖析覆冰故障的深层次原因，为公司输电线路规划设计、施工建设、运行维护和技改大修提供依据，特编制本报告。电网输电线路覆冰故障分析报告1.覆冰的主要特征覆冰是一种分布广泛的自然现象，尤其雾淞是一种美丽的自然景观，给人以美的享受。然而，对于电力系统，覆冰则是自然灾害。1.1 覆冰产生的基本条件根据气象观测和输电线路运行经验，一般在入冬或初春季节，当气温在-5OC之间，风速在l15ms时，如遇浓雾、降雨等情况，空气湿度超过85%,将在导线表面产生以雨淞为主的覆冰。如果气温持续降低，则在雨淞外部继续产生混合淞，温度下降至-158时，其余气象参数不发生变化，还会继续生长雾淞。归纳起来，产生导线覆冰的必要条件主要有：导线温度低于OC以下、空气湿度大于85%,横线路风速大于Im/s。虽然这些条件相对来讲也较为苛刻，但在冷热气流交汇区域和一些微地形微气象区域，覆冰现象却较为普遍。如：每年的冬季及初春季节，我国西北方南下的干冷气流和东南方北上的暖湿气流在我国东北部、中部相汇，形成一条南起湖南、贵州，北至辽宁、吉林的“覆冰带”。同时，由于自然地理和气象环境的差异，覆冰产生的条件并不尽相同，在一些特殊区域，其产生的条件还会发生变化。如：据吉林市气象局研究，在东北地区只要水汽丰富，在4-50C都有可能形成雾淞。1.2 覆冰的分类覆冰按照表观特性可分为雨淞、雾淞、混合淞和雪淞。1.2.1 雨淞粒径较大的过冷却水滴，碰撞在物体上，先散开成水膜然后冻结成冰凌，呈湿增长方式。冰体透明坚固，比重大，一般为0.70.9gcm3,粘附力强，常伴有冰柱。1.2.2 雾淞又称软雾淞粒径较小的过冷却水滴，随气流浮动，在碰击物体瞬间即冻结成冰凌，呈干增长方式。冰体白色疏松，比重小，一般为0l0.3gcm3之间，粘附力较弱，通常在物体的迎风面冻结。1.2.3 混合淞又称硬雾淞当不同粒径的过冷却水滴，随气流浮动，在碰撞物体瞬间，部份呈干增长，部份呈湿增长。冰体呈半透明状，比重中等，一般为0.20.6gcm3之间，常在物体迎风面冻结，粘附力较强。124雪淞又称湿雪冻结的雪片，在降落过程中，通过一段温暖层后，雪片趋于潮湿、融化，然后冻结在物体上，冰体呈白色堆积状，比重偏小且粘附力差，一般为0.20.4gcm3之间。在导线振动或风吹下很容易脱落，一般只会在融雪时造成绝缘子串闪络，因此对线路安全运行威胁不大。1.3 电网覆冰主要特征地域广阔，地理上从南至北2200公里，由西向东2400公里；海拔高度最低处吐鲁番盆地艾丁湖154米，最高处帕米尔高原喀喇昆仑山乔戈里峰8611米；各种自然气候几乎囊括，各地区发生覆冰的规律也不相一致。1.3.1 覆冰季节根据自治区气象局13个覆冰观测站电线积冰统计资料,导线覆冰大多在冬半年，即当年11月至次年35月中均有发生，比较集中出现在122月。近年来，AAAA电网输电线路覆冰故障也基本集中在这个时段。在北疆个别地区如qq地区，最早出现在9月，最晚到5月。天山山区部分高海拔地区全年各月均有可能出现结冰现象。1.3.2 覆冰日数在覆冰概率上，北疆电线积冰出现次数大于南疆，南疆山区大于平原。最多的是奇台，平均每年出现33.3天，最少的是乌恰，平均每年仅有4.1天（具体见表1）。表1：1997年2006年各观测站出现电线积冰总日数（单位：天）站名日数31310044516566333站名日数2483052274641182为直观显示电线积冰分布区域，2007年，公司与自治区气象局合作利用历史统计资料绘制了“电线积冰日数分布图”，通过等值线表示覆冰概率分布，并标注了该区域覆冰种类和极值。由于基础资料匮乏且各站点缺乏连续性，目前尚不能绘制出基于覆冰厚度的冰区分布图。1.3覆冰种类和观测极值电线积冰主要有两种类型：一是雾淞形成的电线积冰。二是雨淞形成的电线积冰。由表2可看出，AAAA电线积冰种类都是以雾淞为主，13个测站中12个站达到了80%以上，最少的塔城也达到了64.6%o表2：AAAA电线积冰种类（单位：%）雾淞99.497.995.464.680.788.297.8站名雾淞97.597.394.387.910099.1电线积冰最大直径在3485mm之间，乌苏、巴里坤在40mm以下，吐尔索特达到85mm。从最大直径的积冰类型看，主要是雾淞，其次是雨淞。各站覆冰种类和观测极值详见表3o表3：电线积冰观测极值（单位：mm）序号站点覆冰种类覆冰极值发生时间1雾淞541999.3.12雾淞591962.11.163雨淞691985.11.194雨淞651996.12.295雨淞501980.12.106雾淞392002.1.67雾淞681979.2.108雾淞681970.1.169雾淞651966.2.310雾淞651983.10.2211雨淞851964.7.2912雾淞531985.1.413雾淞342001.12.252 .覆冰事故国内外研究现状2.1 覆冰主要事故类型输电线路覆冰事故一般可分为四类:过荷载事故，即线路实际覆冰超过设计抗冰厚度，亦即线路覆冰质量增加、覆冰后风压面积增加，从而导致电气和结构方面的事故；不均匀覆冰或不同期脱冰引起的电气和结构方面的事故；绝缘子串覆冰过多或被冰凌桥接，引起绝缘子串电气性能降低；覆冰引起的导线舞动事故。2.1.1 过荷载事故导、地线覆冰后，其弧垂和张力增大，进而增大绝缘子串、金具、杆塔和基础的荷载。当发展到一定程度时，在电气方面，导线弧垂下降过大将导致对地或交叉跨越物间距不足发生放电，地线弧垂增大与导线安全净距不足发生放电，甚至烧断导地线事故；在结构方面，将会造成导、地线和金具断裂或损坏，杆塔受损甚至倒塌，基础下沉、倾斜甚至损坏，绝缘子串扭转、跳跃发生翻转、碰撞等。杆塔过荷载地线过荷载2.1.2 不均匀覆冰或不同期脱冰事故相邻档不均匀覆冰或不同期脱冰都会产生张力差，使导地线受损、滑动，还会造成直线杆塔承受不平衡张力发生倾斜、受损，严重时还会发生倒杆塔事故。同时，不同期脱冰还会引起导、地线跳跃相互接近发生放电，导线跳跃引起耐张塔引流线与横担接近发生放电，悬垂绝缘子串偏移碰撞横担等。导线不均匀覆冰导线不同期脱冰2.1.3 绝缘子串冰闪事故绝缘子覆冰或被冰凌桥接后，绝缘强度下降，泄漏距离缩短。融冰时，绝缘子局部表面电阻降低，形成闪络事故。绝缘子串覆冰2.1.4 覆冰舞动不均匀覆冰会使导线产生自激振荡和舞动，从而造成金具损坏、导线断股及杆塔倾斜或倒塌等现象。导线舞动2.2 国外覆冰事故研究在世界范围内，覆冰对输电线路都极具破坏力，历史资料统计显示，因覆冰导致的恶性事故已超过千余起。世界上,最早有记录的输电线路覆冰事故出现于1932年。比较典型的有：1998年1月59日，加拿大魁北克电网遭受连续5天冻雨袭击，输电线路最大等值覆冰厚度达到75mm,导致10条735kV线路150基杆塔倒塌，116条各电压等级线路停运，使用水泥电杆的25kV配电网遭受毁灭性打击，造成魁北克40%用户供电中断，近1个月才全部恢复送电。20世纪50年代以来，输电线路覆冰严重的俄罗斯、加拿大、美国、日本、英国、芬兰、冰岛等国家相继对输电线路覆冰进行观测和研究，探索输电线路覆冰机理、覆冰的形成条件、导线覆冰后冰风荷载的计算方法、覆冰绝缘子串的工频闪络特性等，并对导线覆冰进行长期观测和试验研究。为有效防范覆冰灾害，美国、加拿大、日本、俄罗斯、芬兰等国家制定了覆冰测试标准，在全国范围广泛开展实地观测工作，并以此为基础绘制了基于覆冰厚度的冰区分布图，以指导电网规划和输电线路设计。美国电网冰区分布图按国际单位：Omm10.16mm25.4mm40.64mm55.88mm为减少和降低覆冰灾害损失，国外广泛应用交、直流融冰技术，并公认利用电流加热覆冰导线是目前能够最有效降低灾害损失的工程方法。这方面主要采取的主要方法有转移负载法、降压或全压短路法、高压直流短路法等。对于地线采取绝缘化改造后进行短路融冰，地线节约的损耗费用可以补偿融冰的电量损失。机械除冰方面，应用机械式除冰器（魁北克水电站研制，是目前人工除冰最有效的便携装置）、除冰机器人（遥控除冰器）等。同时，还对有源和无源防冰覆盖层、憎冰（防覆冰）材料开展了研究，但目前还不能达到工程应用的深度。2.3 国内覆冰事故研究我国最早有记录的输电线路覆冰事故是1954年湖南电网冰灾事故，近50多年来，大面积冰害事故在全国各地时有发生，1968、1971年全国发生大面积冰灾事故，1976年原水电部规划设计院组织召开了全国第一次重冰线路设计及运行经验交流会，提出了“避、抗、融、防、改”五字方针，并组织西南院、云南和湖南省院等单位着手编制“重冰区架空送电线路设计技术规定:1982年，为二滩电站的安全送出，西南院在四川大凉山黄茅壤地区建立了我国迄今最大的导线覆冰观测站，架设一段0.574km具有二、三、四分裂导线的试验性线路进行同步观测，连续观测18年，不仅为50OkV高海拔、重冰区的二滩送出工程设计提供了可靠的基础资料，而且为我国超高压重冰区线路建设积累了实践经验，并为修编有关国家和行业规程提供了第一手资料。但由于覆冰受气象、自然环境影响，随机性很大，一些内在规律还没有为我们充分掌握；同时，我国覆冰观测站点少，方法落后（原捷克斯洛伐克早在二战之前就采用输电导线等效模型进行覆冰观测），长期以邮电通讯线为主要服务对象（即使广泛采用地埋光缆后也没有改观），一般在距地2m高、档距Im的观冰架上设置4mm直径的铁线进行测量，不能满足输电线路的实际需要。2005和2008年，华中、南方电网又发生大面积冰灾事故，尤其2008年12月，我国南方电网出现了持续较长时间的大范围雨雪冰冻天气，造成1252条110500kV线路倒塔7377基、严重受损3092基，13888条1035kV线路故障停运。其中，50OkV线路倒塔957基，其中15mm及以下轻冰区占93.8%。为应对输电线路冰灾事故，国家电网公司系统积极开展相关工作，并取得了一系列成果。其中，在冰灾预防技术方面，已制定电网差异化设计标准、中重冰区架空送电线路设计技术规定，并开展了防覆冰涂料的研制工作；在冰灾处置技术方面，已制定雨雪冰冻灾害应急处置预案、人工除冰技术导则等，微气象自动监测站、覆冰观测预警系统、机械除冰装置、固定式和移动式直流融冰装置已投入现场运行。在气象观测方面，国家气象局也做出了积极回应，在2008年全国两会上，国家气象局表示要使用真型导线进行覆冰观测，服务我国电网发展和安全运营。在此背景下，2010年1月，自治区气象局装备处联系我公司计划在现有气象观测站使用LGJ-400导线布设观冰架，但观冰架高度仍为2m,档距仍为1m,与实际输电线路还有较大差异。3 .历年覆冰故障统计分析3.1 总体情况经统计，20052009年AAAA电网IIokV及以上输电线路累计发生覆冰跳闸25次，占总跳闸次数的4.6%,总体比例不高，但2009年覆冰故障明显上升，达到11.8%,高出均值一倍以上，高出历史最好水平的2008年10个百分点以上。历年覆冰跳闸次数对比历年覆冰占总跳闸次数对比根据上述分类，综合分析20052(X)9年覆冰故障，按覆冰技术原因统计如下：绝缘子串闪络导线舞动用脱冰跳跃导线重载地线重载从上图看出，脱冰跳跃覆冰是目前覆冰故障中最多的一种，其次，为地线重载弧垂增大与导线放电、绝缘子串覆冰(雪)闪络、导线重载弧垂增大和导线舞动发生相间故障。3.2 典型故障分析3.2.1 导线舞动2006年4月10日凌晨4时55分，22OkV二宫线跳闸，保护动作情况为，红雁池二电厂侧：距离I段，选相B、C两相，测距3.29公里；三宫变侧：距离段，选相B、C两相，测距30.75公里。当日气温突降，该区域有降雪。经地面利用高倍望远镜发现1011号B、C相导线有明显的放电痕迹。经分析，22OkV二宫线1011号位于两座独立山顶，档距642米，一侧为山体，另一侧为山口。该线路导线采用2×LGJ-30025,三角排列,在大风天气（春季西北季风），因特殊地形原因，气流由山口进入后受山体阻挡，气流回旋叠加，产生上升气流，推动导线舞动发生。公司安排有关技术人员至河南省公司和平顶山电业局学习，经电力设计院计算确定加装3组相间间隔棒，其中间隔棒由东莞高能复合绝缘子厂制造，连接金具由四平线路器材厂提供。自安装以后，运行情况良好。3.2.2 绝缘子串闪络2006年1月9日，伊犁IlOkV碳新线距特克斯河约1公里的222号杆，由于天气异常变化，雾气较大，瓷绝缘子串形成贯穿性冰柱，造成线路C相冰闪跳闸。后更换为复合绝缘子后运行正常。3.2.3 导、地线重载和脱冰跳跃2006年12月，巴州IlokV火尼线（同塔双回架设，导线垂直排列）2223号塔AB相导线发生不同步脱冰，造成相间闪络，11OkV铁火线67#塔架空地线覆冰较多，导线覆冰量少，导致架空地线下垂较大，与C相导线安全距离不足,发生闪络。IIOkV火尼线1739号临近博斯腾湖和孔雀河、铁火线47号临近铁门关水库，且处于塔什店山区，属冷热空气交汇地区。由于气温异常变化，该段线路导线、地线和绝缘子串迎风面形成扇形覆冰。2008年12月1日、2009年2月7日，塔城地区玛依塔斯区域发生覆冰，UOkV额依线13号与铁依线8587号（同塔双回架设，导线垂直排列）先后发生下导线脱冰跳跃与中相导线放电、上导线脱冰跳跃与架空地线放电、上导线重载弧垂下降与中相导线电气间隙不足发生放电等故障。故障区段线路垂直风向，档距390m,现场观察覆冰时曾发生舞动。后安排对该段线路增设2基铁塔，档距缩短到200m以内，并在档距中央安装了相间间隔棒。2009年12月，该区域再次发生覆冰，UOkV铁冬线（上字形杆，导线三角排列）架空地线重载弧垂下降与中相导线放电，但IlOkV额依、铁依线没有发生故障。IlokV额依、铁依线人工除冰作业2009年2月5日、12月1日，IlOkV福和线（上字形杆,导线三角排列）因边相导线脱冰跳跃与中相导线放电、中相导线重载弧垂下降与边相导线放电等发生3次故障。IlOkV福和线中相导线瓠垂已低于边相导线2009年12月4至5日，博州精河县阿恰尔沟发生覆冰,IlOkV皇古一、二线（上字形杆，导线三角排列）由于导线脱冰跳跃、地线重载弧垂下降等原因先后跳闸7次，其中皇古一线2次（其中A相单相接地跳闸1次，AB相间短路跳闸1次），皇古二线5次（其中A相单相接地跳闸4次，AB相间短路跳闸1次）。该线路设计覆冰厚度10mm,巡视发现，导线覆冰严重处直径接近10cm,207-208号A相导线（上线）覆冰后与B相（下线）距离不足50cmo经对导线覆冰取样称重，换算标准冰厚为12.5mm,已超出设计标准。IlOkV皇古二线207208号3.2.4 35kV线路断线故障2008年10月21日，qq地区气温骤然下降，普降雨夹雪，10时30分，35kV山铁线所带哈巴河县铁列克乡有用户反映供电缺相，此线路长35.9公里，全线在山区，巡线发现35kV山铁线60-150杆发生覆冰，141-142号杆A相导线覆冰断线。qq公司组织人员对线路抢修和除冰后恢复送电。4.预防输电线路覆冰故障主要措施为防止和减少输电线路覆冰故障发生，应严格执行电力工程气象勘测技术规程、11075OkV架空送电线路设计技术规程、中重冰区架空送电线路设计技术规定和110(66)kV50OkV架空输电线路运行规范及其它有关规定,并提出以下重点要求：防范措施：强化电网设施巡检工作，按照现场标准化作业和安全风险辨识手册，落实工作现场危险点预控措施，及时开展输电线路和变电站冰雪清除作业，确保人身、交通和电网设施安全；密切关注气象变化和雨雪冰冻灾害预警，及时了解灾害天气影响区域和范围，科学安排电网运行方式，合理控制输电断面潮流，做好各类事故预想；加强运维值班力量，密切监视设备积雪覆冰情况，对输电线路覆冰舞动等特殊区段，尤其跨越铁路、高等级公路等交叉跨越处要实行重点看护，第一时间消除隐患；推广应用先进适用的除冰技术，研究应用直流融冰装置、覆冰预警系统，及时发现并快速除冰，防止覆冰加剧造成倒塔、断线事故；收集相关气象资料，为电网建设提供借鉴，处于覆冰区域的新建工程要采取相应措施提高线路抗冰能力。根据本次覆冰情况，结合当地气象资料和沿线地形地貌，确定设计冰厚和需要实施抗冰改造的线路区段；针对导地线不均匀覆冰和不同步脱冰问题，依据110750kV架空输电线路设计规范和国家电网公司中重冰区架空输电线路设计技术规定，将架空地线覆冰厚度增加5毫米，并在此基础上将其型号增大一级；采取更换或增加杆塔的方式，调整导线与地线或导线之间的电气间隙，保证在不均匀覆冰或不同期脱冰时的静态和动态安全距离；电杆加装便于冰期登杆作业的安全设施；由电力设计院和塔城公司确定铁厂沟至额敏220kV线路覆冰范围，按照中冰区第档(15毫米冰厚)进行设防；凤凰至伊宁750kV线路途径皇古一、二线覆冰区域，要提前开展相关工作；鉴于皇古一、二线供电可靠性要求高的特点，要结合本次覆冰跳闸同步完善防鸟害、防风偏、防山体塌方和防洪措施，并尽快消除工程遗留缺陷。3.3 1.14微地形地段partialterrain线路中有利于覆冰加重发展的局部地形。:(1)高出于地区凝冻高度的地段；(2)促使覆冰气流增速的城口、风道地段；(3)迫使覆冰气流抬升，过冷却水滴增多的长缓坡地段；(4)使覆冰增长期加长的地段。(5)冬季水汽充足的河流、湖泊等潮湿地区；(6)在封闭低洼的盆形地区，可能形成局部沉积型覆冰小气候区。4.1.15、可靠性高的连续档跨越，reliablecrossbysuspensiontower为保证与被跨越物的安全间距要求：(1)跨越档两侧的直线塔应能承受验算冰荷载和抗串倒的能力；(2)交叉点的垂直距离应能满足邻档断线的要求；(3)跨越档两侧直线型杆塔的悬垂线夹应使用强握力线夹或双线夹，防止导线滑移。路径方案选择在保证安全的前提下，应通过技术经济比较确定，并力求避开严重覆冰地段。5.2路径选择应尽量做到(1)避开调查确定的覆冰严重地段和覆冰污秽地区；(2)沿起伏不大的地形走线；(3)避免横跨城口、风道和通过湖泊、水库等容易覆冰的地带；(4)避免大档距、大高差；(5)通过山岭地带，宜沿覆冰时背风坡或山体阳坡走线；(6)耐张段不宜太长，一般不应超过3km；(7)转角角度不宜过大。6覆冰气象条件6.1 架空输电线路基本冰厚应采取以下标准：330kV及以下等级为离地IOm高、30年一遇的冰厚；750k500kV为离地IOm高、50年一遇的冰厚。确定设计冰厚时应对基本冰厚进行高度修正。6.2 在有足够的覆冰观测资料，并确认资料有效性的情况下，应采用概率统计法确定线路设计冰厚，其概率模型宜采用极值I型分布；甚少或无覆冰观测资料可用时，应通过对附近已有线路的覆冰调查分析确定设计冰厚，但不与重现期挂钩。6.3 设计中、重冰线路应全面搜集气象站、观冰站、电力线、弱电线、微波塔等冰凌资料,并深入现场调查访问，掌握沿线历年覆冰情况、冰凌性质、冻结高度、大冰凌出现年份和重现次数。6.4 在搜集资料的基础上，结合线路所经地段及周围的地形、地物、相对高差、路径走向、架设高度和覆冰时的风速、风向、湿度等气象要素及附近已有线路的运行情况综合分析。注意微地形、微气候对覆冰增大的影响，合理确定设计冰厚和划分冰区。9.1 输电线路的绝缘配合应使线路能在工频电压、操作过电压、雷电过电压等各种条件下安全可靠运行。重冰线路还应按绝缘子串覆冰后的工频污湿耐压强度进行校核。9.2 耐张型杆塔应加跳线绝缘子串。9.3 重冰区单回路杆塔上地线对边导线的保护角，750kV.50Okv输电线路宜不大于15°,330kV输电线路及双地线的22OkV输电线路宜采用20°左右，山区IlOkV单地线输电线路宜采用25。左右。中冰区各级电压双回输电线路宜不大于0°,中冰区单回路杆塔上地线对边导线的保护角750kV、50OkV输电线路宜不大于10°、33OkV输电线路及双地线的22OkV输电线路宜采用15°左右、山区IlokV单地线输电线路宜采用20°左右。9.4 IlOkV线路为了减少导线与地线间闪络事故，可将重冰地段地线按运行相电压绝缘。冰期过后，应恢复地线直接接地方式。10导线布置10.1 为了减少或避免导线间的闪络事故，如采用非水平排列方式，杆塔上应有足够的垂直线距和水平位移，以满足导线与地线或导线之间在不同期脱冰时静态和动态接近的电气间隙要求。静态接近垂直距离不应小于操作过电压的间隙值；动态接近距离不应小于工频电压的间隙值。10.2 中、重冰区导线的水平线间距离应根据线路的运行经验确定，当缺乏运行经验时，可较11075OkV输电线路设计技术规定导线水平线间距离要求值加大515%。10.4 中、重冰区导线和地线在档距中央的垂直距离除满足过电压保护要求外，还要校验导线和地线不同期脱冰时的静态接近垂直距离，此距离不应小于线路操作电压的间隙值。校验条件：按连续档中间一档导线脱冰，其余档导线和地线不脱冰计算。中间档的脱冰率，宜根据运行经验确定，当缺乏资料时，对110220kV重冰区线路可选不小于设计冰重的60%,11022OkV中冰区线路可选不小于设计冰重的50%,330kV及以上重冰区线路可选不小于设计冰重的80%,330kV及以上中冰区线路可选不小于设计冰重的70%,10.5 IlOkV线路当地线按运行相电压绝缘以防止导线与地线间闪络事故时，可不校验导线和地线不同期脱冰时的静态接近垂直距离。水平偏移可根据运行经验适当减少。10.6 线路不应在重冰区换位。H杆塔型式11.1 中、重冰区线路不宜采用下列型式的杆塔：(1)导线非对称排列的杆塔；(2)导线与地线无水平偏移的杆塔；（3）塔身断面非正方型铁塔。11.2 杆塔结构应根据中、重冰线路的特点进行设计：（1）拉线杆塔的根部结构宜为校结支承；（2）不应采用转动横担或变形横担；（3）IlOkV线路30。以上转角杆塔和220kV及以上线路耐张型杆塔宜采用自立式铁塔；（4）钢筋混凝土杆应有便于冰期登杆的设施。13.1 中、重冰区冰线路应适当缩短档距和耐张段长度，并使档距较为均匀。耐张段长度一般不应超过3km,同一耐张段内，每隔45基直线塔，应设置1基加强型直线塔以防串倒。线路翻越分水岭及横跨峡谷、湖泊、河流、风道、城口，发生事故修复比较困难等处的杆塔定位应留有裕度。13.2 两侧覆冰相差较大，或垂直档距系数小于06的杆塔，应使用耐张型。13.3 跨越标准轨距铁路，高速公路及一级公路、一级弱电线、特殊管道时，宜采用孤立档，或可靠性高的连续档。跨越档的导线绝缘子串应为双联串。13.4 连续档的一般交叉跨越，以及通过覆冰期间人员经常活动的场所，应按不均匀冰荷载情况校验。不均匀冰荷条件：跨越档有50%设计冰荷重，其余不覆冰、一5、无风。采用孤立档的重要交叉跨越，其交叉垂直距离，应按验算冰情况校验。对可靠性高的连续档重要交叉跨越，应按邻档断线情况校验与被跨越物的最小垂直距离。13.5中、重冰区线路不应跨越房屋，无法避让时应予拆迁。2008年12月我国南方的冰害事故中，按Iomm覆冰设计的线路事故（断线、倒塔）占90%以上，造成220500kV交、直流线路大量倒塔和断线引发大面积停电。为提高线路的抗冰能力，减少此类事故，提高各级输电线路的可靠性，特提出：电线设计冰厚大于IOmm小于20mm的地区.称为中冰区，位于中冰区的线路即为中冰线路。1、己有的重冰线路运行经验表明，严重覆冰地段线路，不但造价高，而且往往由于冰凌资料缺乏，设计所估算的冰厚条件，很难符合现场的实际情况，以致不时出现破坏性冰害事故，给运行带来巨大的损失和长期隐患。所以，在现场确定路径走向时，对于通过调查，访问或将现场判断所确定的严重覆冰地段应尽量予以避开。覆冰污秽地区线路，除常温条件下会出现污闪事故外，在覆冰季节更会因覆冰绝缘子串绝缘强度下降而出现冰闪事故。而且，在目前的条件下，防止冰闪的有效措施还限于增加绝缘串长度，即降低工作电压下沿冰面闪络时的电位梯度。这将直接影响塔头尺寸，而且随着电压等级升高而愈益显著，所以，在设计中对这类地区也应尽量避开。2、要求线路尽量沿起伏不大的地形走线是因为：中、重冰线路定位档距不宜太大，同时要求各档距间尽量均匀，以减少不平衡张力；其次，各相邻档的高低差也要求小一些，以避免脱冰跳跃和不均覆冰时引起悬垂绝缘子串上翻，碰坏绝缘子和出现永久性接地故障。3、根据己有工程的运行经验，凡属坡口、风道等处，受气流抬升和速度增大的影响，覆冰比其它地段显著增大，常常引起冰害事故。如湖南IlOkV拓湘线#219#220档横跨境口，档距309m,距#219杆6018Om一段刚好处在城口所形成的风道中，1964年2月覆冰时，处于风道中的导线上冰凌荷载达115Nm,而在风道两侧的导线上仅有薄冰。4、中、重冰线路中的大档距和大高差档，悬点应力高，不平衡张力大，容易出现过载性断股、断线事故，选择路径和定位时，应注意限制使用档距和相应的高差。5、通过山岭地带宜沿覆冰时背风坡走线，是因为在冻雾型覆冰中，地形对覆冰有很大影响，运行经验表明，严重覆冰多出现在冻结高度（覆冰时期云雾底部）以上，并处于抬升气流的迎风坡地带，在山的背风坡，对过冷却水滴和覆冰风速均有明显屏蔽减小作用。6、中、重冰线路耐张段不宜太长，一是减小耐张段内因覆冰或不同期脱冰所产生的不平衡张力；二是限制冰害事故的影响范围。IEC规范曾明确规定，在严重覆冰的重要线路上，应每隔若干基插入一基抗串倒的杆塔；三是便于运行维护和抢修。7、鉴于中、重冰线路荷载大，在运行中还会出现较严重的冰凌过载情况，这样将使杆塔角度荷载随转角增加而显著增大，容易导致大转角杆塔的损坏。据贵州IlOkV水盘线统计，1968大冰凌年，使该线路8基大转角（0>30°）拉线钢筋混凝土杆，向内角方向严重弯曲、裂纹，其中一基（8=36020,）主杆因弯曲受压出现水泥脱块。云南HOkV以东线，1963年覆冰时，使#37杆（0=53°35,）分角拉线上把滑脱，造成倒杆事故。据此,要求中、重冰线路转角度数不宜过大以增加耐张转角杆塔抗过载的能力。1、电线覆冰与天气条件、地形因素、线路特性等三者密切相关。我国现有气象台站，大都位于城镇附近，即使处在同一凝冻天气条件下，由于地形因素和线路特性不同，所观测到的冰凌数值往往偏小，不能代表线路覆冰的实际情况。早年湖南省设计院曾对此有个统计分析资料。现列出如下：从表中气象台站与现场电力线统计资料对比,值差在IOmm以内。但必须注意,上表差值所代表的应是两者覆冰速度的差异,即现场电力线覆冰将比台站覆冰厚度大L524倍才是,当大冰凌年时,两者数值差异将显著增大。这就充分说明,对于所搜集到的冰凌观测重现期（年）资料.首先,应结合线路现场实际情况进行有关参数换算和订正工作，提高其有效性，然后再进行频率分析和设计冰厚选择。电线覆冰既受大范围的天气形势和凝冻条件控制，又与线路实际所处现场位置、高程、周围地形、地物、覆冰期的风速、风向、水汽供给等地形因素，以及输电线路本身电场、架设高度、导（地）线扭转性能等线路特性密切相关。所以，设计冰厚的选择，首先必须做好如下两方面的工作。一是充分搜集地区已有气象站、观冰站、电力线、通信线等历年的冰凌资料，以供参考使用。此外，还需要通过气象站长期气象记录资料，了解该地区历次大冰凌年的天气形势和相应的气象要素，如：气温、湿度、降水量、风速风向以及凝冻持续时间等，从而，可初步掌握该地区凝冻天气出现的规律和可能达到的严重程度。二是进行线路沿线的调查访问。鉴于各地大冰凌年出现次数不多,给予人们的印象较深，一般通过访问都能了解到该地区通信线和各种植被上覆冰情况、持续时间、出现次数以及冻结高度等方面资料。如果进一步与气象台站资料印证分析，即可确认该地区大冰凌年覆冰的严重程度和重现的次数。6.4原重冰规定第3.3条保留条文。这里强调指出的是在掌握地区冰凌资料之后，还需进一步做更细致、更重要的工作，即结合线路沿线所经地段的地形、地物等情况，充分计入地形对覆冰的影响因数后，才能较合理地选择设计冰厚和划分冰区。对于个别可能出现严重覆冰的微地形、微气候地段（如山城口、风道、对覆冰气流中明显处于暴露的突出地带等）设计时可划为严重覆冰区。也可采取在同一冰区内，作为特别加强地段处理。即额外加强该段杆塔、基础、导地线等。这里，兹将部份地形对覆冰影响的事例列出如下，以供参考。（1） 19661967年冰冻时期，IlOkV贵六线岩脚寨附近#169#170一档高差150m,至城口180m巡线时在山脚下#169杆附近见到导线上覆冰仅几mm,但随着高度增加，覆冰逐渐增大，在城口#171-#172导线上实测得冰厚达52.7mm。（2）湖南郴州欧盐线观冰站，1977年2月3日在海拔523m且位于风口的主站测得观测线上冰凌重72.0Nm,而海拔400m,且北面有山峰屏蔽的南分站同期测得冰重仅ll.ON/m,差值达6.5倍。（3）500kV葛双I、回平行架设，相距仅50060Onb设计覆冰10mm,验算覆冰15mm,其中II回系1988年建成，在罗集镇附近，因条件限制，有2.7km线路走入高山地段，相对高差达300m（地面高程578m）。因深入该地区冬季覆冰冻结高度以上而未予加强，以致1994、1995连续两年均在该地段造成多基倒塔事故。而山下I回线路却运行良好。（4） 5OOkV五民线，1995年建成，全线分别按15、20mm两种冰区设计。线路在宁乡巷子口附近翻越山脊，相对高差UOm（地面高程达609.5m）形成L2km长的突出地段。设计时虽考虑覆冰增大因素，将设计冰厚提高到20mm。但由增加不足，2005年2月，湖南地区出现大冰凌时，因实际覆冰达到7.08.0kgm（折合冰厚3942mm）,而造成该段连续倒塔3基（同期该线路两段15mm冰区在类似地形条件下倒塔7基）。（5） 33OkV龙黄、龙花I、回共三回线，设计冰厚均为IOmm。在涅源县与涅中县交界的埴山地区，同跨一条大沟，档距较大。1992年10月，因该地区出现罕见的严重覆冰现象，致使该跨越档覆冰严重超载（折算冰厚达2035mm）以至造成三回线路同在该处共倒塔8基。龙羊峡水电站因此全厂停机25天，少送电量6271万度。这是由中、重冰区线路的特点决定的。地线的悬挂高度高于导线，地线直径通常小于导线,正常运行时，地线温度远低于导线,这些特征决定了在同一覆冰天气条件下,地线结冰的厚度要大于导线。这在国内多次覆冰及冰害事故中已证实。我国高压架空线路的设计风速是按30年或50年重现期定下的。而中、重冰线路往往由于缺乏应有的冰凌观测资料而无法作到。通过冰冻时期气象要素分析和沿线冰凌资料调查，也只能定性地了解沿线各地段冰凌的轻重程度，无法较准确地选取应有的设计冰厚。在这种情况下，一般选择一个较适中的数值作为设计冰厚，以此作为正常条件下，线路通常应该具有的安全水平。另外，根据调查情况，搜集到或推断出一个较大值作为验算冰厚，并以此作为线路各部件应达到的抗冰强度。60-70年代，我国早期设计的部份IlOkV重冰线路，如贵州久遵线、水盘线、云南海因线、海落线、以东一回线、以东改线和四川灌映线等都曾在设计冰厚之外，另加一个验算冰厚。据此，以提高线路的抗冰能力。挪威在规范中规定，在验算覆冰时，容许导线的拉应力达到额定破坏强度的80%。日本重冰线路设计，除采用常年出现冰荷载(约35年一遇数值)作为设计荷载外，另选用异常冰荷载(约30-50年一遇的数)作为验算荷载，以校验线路的抗冰能力。此时，线路各部件材料允许达到弹性限度。IEC规范中规定，三种等级线路分别在50年、150年、500年一遇的基准冰荷载条件下，线路各部件的材料允许达到弹性限度。对于处于严重覆冰地段的线路，宜尽可能搜集到或者较确切地推测出该地段可能出现的稀有冰凌荷载，并以此作为验算条件，以提高该线段的安全运行水平。D从荷载方面来看，分裂根数越少，导线抗冰能力越强，杆塔荷载也随之较显著地减少。正是利用了这个有利条件，在330kV龙花回冰害事故后的改造方案中，将原有2×LGJQ-400两分裂导线，改为单根ZBLH55GJ-500/70高强度耐热铝合金钢芯绞线，利用原有铁塔不变而有效地提高了线路的抗冰能力，节省了改造费用。(2)从运行情况看，分裂导线覆冰，尤其是在冻雾覆冰条件下，冰凌主要结集在导线的迎风侧，对导线束会产生一定的扭转力矩。而在某种条件下，如果前侧导线冰凌先行一起脱落时，又会产生导线束很大的翻转力矩。在这种情况下，二分裂间隔抵抗上述两种力矩都不如三、四分裂间隔棒有利。在黄茅境观冰站试验线路的长期观测中，曾记录到二分裂导线在档距中央一处间隔棒因翻转成死绞而不能自行恢复的现象。(3)从施工维护条件来看，二分裂导线截面大，施工机具需改造，而运行维护检修也不如三、四分裂导线方便。中、重冰线路在冰凌融化阶段，耐张杆塔的跳线，可能由于导线