CN104167076B - 一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法，包括以下步骤：1、确定气象预报信息、覆冰信息、输电线路信息，2、基于输电线路导线的精确模型应力计算模型来求解耐张塔段内每一档的实时应力值，并计算杆塔上所受不平衡力，3、分析实时应力值与极限应力值的数值关系，分等级进行导线预警，比较杆塔不平衡力与极限不平衡力，分等级进行杆塔预警。本发明能够实现电力***处于覆冰时期对输电线路导线断线的智能判断。通过对信息的全面采集，采用代表档距计算模型和精确应力计算模型测量线路的各档应力值，从而准确判断出线路是否处于断线的危险，避免了传统判断方法不直接、精度低、耗时长的缺点。

Description

一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法

技术领域

本发明属电力***覆冰灾害安全防御，特别是一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法。

背景技术

由于我国幅员辽阔，地理环境复杂以及气候类型多样化，极端的自然灾害频繁发生，如每年东南沿海地区常发生的台风灾害、在云贵高原和三峡地区的冰灾等。在这些极端天气条件下，输电线路所受荷载会超过其设计承受能力，引起输电线应力会发生显著变化，从而引发电网故障。如在2008年冰雪灾害中，由于长时间的冻雨，输电线路上产生了严重的覆冰，引起导线应力的变化，导致导线应力过大造成输电线路断线倒塔事故。因此，在电网设计、运行和故障后分析中常需要对极端天气条件下的线路进行力学计算。

目前，常用来判断覆冰时期输电线路导线断线的方法有两种：一种是通过导线的弧垂值来判定其应力值；另一种是通过专门的覆冰厚度监测装置获取冰厚数据，再根据经验判断导线大致所受的应力是否处于危险范围。上述这两种方法共同的不足之处是，间接获取应力值，缺少精确度；第一种方法需要相关工作人员去现场测量弧垂，不仅耗费人力资源，而且耗时长；第二种方法依赖专家经验，不够自动化，且精确度相对较低。

发明内容

本发明所解决的技术问题在于提供一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法。

实现本发明目的的技术解决方案为：一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法，包括如下步骤：

步骤1、确定气象信息、覆冰厚度信息和架空线路详细信息，所述气象信息具体包括：实时温度t、最高气温t_max、最低气温t_min、平均气温t_av与覆冰产生的平均气温t_ice；覆冰厚度信息即连续档各档的覆冰厚度b；架空线路详细信息具体包括导线型号、该导线型号对应的弹性系数E、截面积A、外径D、单位长度质量q、各档档距l_i0、各档高差h_i0、各档高差角β_i0、各基直线塔上悬垂串的长度λ_i、垂向荷载G_i、架线时温度t₀、架线气温下各档水平应力σ₀₀；

步骤2、根据已知的气象信息，通过代表档距法计算模型确定初始水平应力，再由精确应力计算模型确定耐张塔段内每一档的实时应力值σ_i；具体包括如下几个步骤：

步骤2-1、确定输电线路导线的极限应力σ_lim；所用公式为：

${\mathrm{\σ}}_{\lim }=\frac{T_b\×0.4}{A}$

式中，T_b为导线的计算拉断力，A为导线的截面积。

步骤2-2、确定代表高差角β_r与代表档距l_r；所用公式分别为：

$\cos {\mathrm{\β}}_r=\frac{\underset{1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}(l_{i0}/\cos {\mathrm{\β}}_{i0})}{\underset{1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}(l_{i0}/{\cos }^2{\mathrm{\β}}_{i0})}$

式中，β_r待求，为代表高差角，l_i0为第i档档距，β_i0为第i档高差角，i为从1到n的正整数，n为档数；

$l_r=\frac{1}{\cos {\mathrm{\β}}_r}\sqrt{\frac{\underset{1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{l}_{i0}^3\cos {\mathrm{\β}}_{i0}}{\underset{1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}(l_{i0}/\cos {\mathrm{\β}}_{i0})}}$

式中，l_r待求，为代表档距，β_r为代表高差角，l_i0为第i档档距，β_i0为第i档高差角，i为从1到n的正整数，n为档数；

步骤2-3、通过代表档距法计算模型，利用架设电线时的气温t₀与输电线路导线的参数，计算最高气温t_max、最低气温t_min、平均气温t_av三种气象条件下各自的应力值，将应力值最接近水平应力设计值σ_i的计算状态所对应的气象条件作为精确应力计算模型的初始气象条件，以及下述步骤2-5中计算的末态气象条件；所述代表档距法计算模型如下：

${\mathrm{\σ}}_{02}-\frac{E{\mathrm{\γ}}_2^2{l}_r^2{\cos }^3{\mathrm{\β}}_r}{24{\mathrm{\σ}}_{02}^2}={\mathrm{\σ}}_{01}-\frac{E{\mathrm{\γ}}_1^2{l}_r^2{\cos }^3{\mathrm{\β}}_r}{24{\mathrm{\σ}}_{01}^2}-\mathrm{\αE}(t_2-t_1)\cos {\mathrm{\β}}_r$

式中，数字1代表初始气象状态，数字2代表末端气象状态，E为输电线路导线的弹性系数，α为输电线路导线的线膨胀系数,t为温度，σ₀₁为初始态水平应力，σ₀₂为末态水平应力，l_γ为代表档距，β_γ为代表高差角，γ为比载，γ＝q*g/A，其中q为导线单位长度质量，g为重力加速度，A为导线的截面积。

步骤2-4、再次通过代表档距法计算模型，利用架设电线时的气温t₀、覆冰产生的平均气温t_ice与输电线路导线的参数，确定不同覆冰厚度对应的导线总比载γ_b条件下的应力值，将应力值最接近极限σ_lim的计算状态所对应的气象条件作为下述步骤2-5中的初始气象条件；所述不同覆冰厚度对应的导线总比载γ_b计算公式为：

${\mathrm{\γ}}_b=\frac{9.81q+0.03b(b+D)}{A}$

式中，q为导线的单位质量，D为导线的外径，b覆冰厚度，A为导线的截面积。

步骤2-5、利用如计算工序中步骤2-3所述的末态气象条件、步骤2-4所述的初始气象条件，并且设极限应力σ_lim为初始应力值，第三次使用代表档距法计算模型，求得初始水平应力值σ₀，并且将它作为精确应力计算模型的初始水平应力；

步骤2-6、根据所有已知的实时气象条件，运用精确应力计算模型确定耐张塔段内每一档的实时应力值σ_i；所述精确应力计算模型包括以下三个关系模型：

(1)档距增量Δl_i与水平应力σ_i间的关系模型：

$\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}{l}_i=\left\{\right[{\left(\frac{{\mathrm{\γ}}_0}{{\mathrm{\σ}}_0}\right)}^2-{\left(\frac{{\mathrm{\γ}}_i}{{\mathrm{\σ}}_i}\right)}^2]\frac{l_{i0}^2{\cos }^2{\mathrm{\β}}_{i0}}{24}+\left(\frac{{\mathrm{\σ}}_i-{\mathrm{\σ}}_0}{E\cos {\mathrm{\β}}_{i0}}\right)+\mathrm{\α}(t-t_0)-\frac{\mathrm{\Δ}{h}_i}{2l_{i0}}{\cos }^2{\mathrm{\β}}_{i0}\}\\ \×\frac{l_{i0}}{{\cos }^2{\mathrm{\β}}_{i0}(1+{\mathrm{\γ}}_i^2{l}_{i0}^2/8{{\mathrm{\σ}}_i}^2)}\end{array}$

式中σ_i——待求值，为第i档的水平应力，具体为第i档在气温为t、比载为γ_i下的电线水平应力；i为从1到n的正整数，n为档数；

σ₀——初始水平应力值；

l_i0——第i档档距；

γ₀、γ_i——导线覆冰前比载和导线覆冰后比载，γ₀为q*g/A，γ_i为q*g/A+0.027728(b(b+D)/A)，其中q为导线单位长度质量，g为重力加速度，A为导线的截面积，b为导线覆冰厚度，D为导线外径；

Δl_i——待求值，第i档档距的l_i0的增量，具体为第i档档距比架线情况悬垂串处于中垂位置时档距的增长量；

Δh_i——待求值，第i档高差h_i0的增量，具体为第i档两端悬垂串偏斜后悬挂点间高差h_i0的变化量，右悬挂点高左悬挂点者h_i0及高差角β_i0为正值；

t、t₀——分别为实时温度和架线时气温；

α——导线温度膨胀系数；

E——导线弹性系数；

(2)第i档高差增量Δh_i与第i基塔悬挂点偏移δ_i间的关系模型：

$\mathrm{\Δ}{h}_i=\sqrt{{\mathrm{\λ}}^2-{\mathrm{\δ}}_{i-1}^2}-\sqrt{{\mathrm{\λ}}^2-{{\mathrm{\δ}}_i}^2}$

式中Δh_i——待求值，第i档高差h_i0的增量，i为从1到n的正整数，n为档数；

δ_i、δ_i-1—第i档两端第i-1基塔上悬挂点偏移的水平距离，其中两端耐张塔的δ为0；

λ——各杆塔上的悬垂绝缘子串长度，其中两端耐张塔上也假定有λ，但δ为0；

(3)第i基塔悬挂点偏移δ_i与水平应力间σ_i的关系模型：

$\begin{array}{c}{\mathrm{\σ}}_{i+1}=\{(\frac{G_i}{2A}+\frac{{\mathrm{\γ}}_i{l}_{i0}}{2\cos {\mathrm{\β}}_{i0}}+\frac{{\mathrm{\γ}}_{(i+1)}{l}_{(i+1)0}}{2\cos {\mathrm{\β}}_{(i+1)0}}+\frac{{\mathrm{\σ}}_i{h}_{i0}}{l_{i0}})+\frac{{\mathrm{\σ}}_i}{{\mathrm{\δ}}_i}\sqrt{{{\mathrm{\λ}}_i}^2-{{\mathrm{\δ}}_i}^2}\}\\ \÷(\frac{1}{{\mathrm{\δ}}_i}\sqrt{{{\mathrm{\λ}}_i}^2-{{\mathrm{\δ}}_i}^2}+\frac{h_{(i+1)0}}{l_{(i+1)0}})\end{array}$

式中σ_i——待求值，为第i档水平应力，具体为第i档在气温为t、比载为γ_i下的电线水平应力；i为从1到n的正整数，n为档数；

δ_i——δ_i＝δ_i-1+Δl_i；

A——导线的截面积；

γ_i——导线覆冰后比载，γ_i为q*g/A+0.03(b(b+D)/A)，其中q为导线单位长度质量，g为重力加速度，A为导线的截面积，b为导线覆冰厚度，D为导线外径；

δ_i——第i档两端基塔上悬挂点偏移的水平距离，其中两端耐张塔的δ为0；

G_i、λ——各杆塔上的悬垂绝缘子串的垂向荷载及长度，其中两端耐张塔上也假定有λ，但δ为0；

l_i0——第i档档距；

h_i0、h_(i+1)0——第i档和第i+1档高差，具体为悬垂串均处于中垂位置时，第i基直线塔上电线悬挂点对邻塔第i-1和第i+1基悬挂点间的高差，大号比小号塔高者h本身值为正值，反之为负值，现场测得；

β_i0——第i档高差角。

步骤3、由步骤2中确定的每个档距内导线的应力σ_i，确定各杆塔上所受不平衡力ΔF_i；所述杆塔不平衡张力的计算模型为：

ΔF_i＝(σ_i+1-σ_i)A＝F_i+1-F_i (i＝1,2,…,n-1)

式中：σ_i+1和σ_i分别为第i+1档和第i档电线的水平应力，i为从1到n-1的正整数，n为档数；

A——为电线的截面积；

F_i+1和F_i——为第i+1和第i档电线的水平张力；

ΔF_i——第i基直线杆塔除冰过程中所承受的不平衡张力差；

步骤4、将每个档距内导线应力σ_i与其极限应力σ_lim进行比较，分等级进行导线预警；将每个杆塔上不平衡力ΔF_i与其设计可承受不平衡力ΔF_s进行比较，分等级进行杆塔不平衡力预警；

所述导线预警具体的数值关系与相应的预警等级为：

当σ_i<50％σ_lim时，不预警；

当50％σ_lim≤σ_i≤70％σ_lim时，输出第i档导线黄色预警；

当70％σ_lim<σ_i<85％σ_lim时，输出第i档导线橙色预警；

当σ_i≥85％σ_lim时，输出第i档导线红色预警。

所述杆塔不平衡力预警具体的数值关系与相应的预警等级为：

当ΔF_i≤0.6ΔFs，不预警；

当0.6ΔFs<ΔF_i<0.8ΔFs，输出第i基杆塔黄色预警；

当0.8ΔFs≤ΔF_i≤0.95ΔFs，输出第i基杆塔橙色预警；

当ΔF_i>0.95ΔFs，输出第i基杆塔红色预警。

本发明与现有技术相比，其显著优点为：1)直接获取线路应力值，省略中间环节，精度较高且节省现场测量弧垂的人力物力成本；2)运用数学模型计算线路应力值，自动化程度较高。

下面结合附图对本发明作进一步详细描述。

附图说明

图1为本发明的覆冰输电线路薄弱环节预警方法流程图。

具体实施方式

结合图1，本发明的一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法，包括如下步骤：

步骤1、确定气象信息、覆冰信息、架空线路详细信息，气象信息具体包括：实时温度t、最高气温t_max、最低气温t_min、平均气温t_av与覆冰产生的平均气温t_ice；覆冰厚度信息即连续档各档的覆冰厚度b；架空线路详细信息具体包括导线型号、该导线型号对应的弹性系数E、截面积A、外径D、单位长度质量q、各档档距l_i0、各档高差h_i0、各档高差角β_i0、各基直线塔上悬垂串的长度λ_i、垂向荷载G_i、覆冰时的温度t、架线时温度t₀、架线气温下各档水平应力σ₀₀；其中各基直线塔上悬垂串的长度λ_i查线路设计值获得，垂向荷载G_i由悬垂串型号查表得。实时温度t由现场测量获得，架线时温度t₀、架线气温下各档水平应力σ₀₀通过架线设计值查得；

步骤2、根据已知的气象信息，通过代表档距法计算模型确定初始水平应力，再由精确应力计算模型确定耐张塔段内每一档的实时应力值σ_i；具体包括如下几个步骤：

步骤2-1、确定输电线路导线的极限应力σ_lim；所用公式为：

${\mathrm{\&sigma;}}_{\lim }=\frac{T_b\&times;0.4}{A}$

式中，T_b为导线的计算拉断力，A为导线的截面积。

步骤2-2、确定代表高差角β_r与代表档距l_r；所用公式分别为：

$\cos {\mathrm{\&beta;}}_r=\frac{\underset{1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}(l_{i0}/\cos {\mathrm{\&beta;}}_{i0})}{\underset{1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}(l_{i0}/{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_{i0})}$

式中，β_r待求，为代表高差角，l_i0为第i档档距，β_i0为第i档高差角，i为从1到n的正整数，n为档数；

$l_r=\frac{1}{\cos {\mathrm{\&beta;}}_r}\sqrt{\frac{\underset{1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{l}_{i0}^3\cos {\mathrm{\&beta;}}_{i0}}{\underset{1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}(l_{i0}/\cos {\mathrm{\&beta;}}_{i0})}}$

式中，l_r待求，为代表档距，β_r为代表高差角，l_i0为第i档档距，β_i0为第i档高差角，i为从1到n的正整数，n为档数；

步骤2-3、通过代表档距法计算模型，利用架设电线时的气温t₀与输电线路导线的参数，计算最高气温t_max、最低气温t_min、平均气温t_av三种气象条件下各自的应力值，将应力值最接近水平应力设计值σ_i的计算状态所对应的气象条件作为精确应力计算模型的初始气象条件，以及下述步骤2-5中计算的末态气象条件；所述代表档距法计算模型如下：

${\mathrm{\&sigma;}}_{02}-\frac{E{\mathrm{\&gamma;}}_2^2{l}_r^2{\cos }^3{\mathrm{\&beta;}}_r}{24{\mathrm{\&sigma;}}_{02}^2}={\mathrm{\&sigma;}}_{01}-\frac{E{\mathrm{\&gamma;}}_1^2{l}_r^2{\cos }^3{\mathrm{\&beta;}}_r}{24{\mathrm{\&sigma;}}_{01}^2}-\mathrm{\&alpha;E}(t_2-t_1)\cos {\mathrm{\&beta;}}_r$

式中，数字1代表初始气象状态，数字2代表末端气象状态，E为输电线路导线的弹性系数，α为输电线路导线的线膨胀系数,t为温度，σ₀₁为初始态水平应力，σ₀₂为末态水平应力，l_γ为代表档距，β_γ为代表高差角，γ为比载，γ＝q*g/A，其中其中q为导线单位长度质量，g为重力加速度，A为导线的截面积。

步骤2-4、再次通过代表档距法计算模型，利用架设电线时的气温t₀、覆冰产生的平均气温t_ice与输电线路导线的参数，计算不同覆冰厚度对应的导线总比载γ_b条件下的应力值，将应力值最接近极限σ_lim的计算状态所对应的气象条件作为下述步骤2-5中的初始气象条件；所述不同覆冰厚度对应的导线总比载γ_b计算公式为：

${\mathrm{\&gamma;}}_b=\frac{9.81q+0.03b(b+D)}{A}$

式中，q为导线的单位质量，D为导线的外径，b为覆冰厚度，A为导线的截面积。

步骤2-5、利用如计算工序中步骤2-3所述的末态气象条件、步骤2-4所述的初始气象条件，并且设极限应力σ_lim为初始应力值，第三次使用代表档距法计算模型，求得初始水平应力值σ₀，并且将它作为精确应力计算模型的初始水平应力；

步骤2-6、根据所有已知的实时气象条件，运用精确应力计算模型求得耐张塔段内第i档覆冰时水平应力σ_i；所述运用精确应力计算模型求解实时应力值具体包括如下几个步骤：

(1)列写档距变化与电线应力间的关系模型：

$\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;}{l}_i=\left\{\right[{\left(\frac{{\mathrm{\&gamma;}}_0}{{\mathrm{\&sigma;}}_0}\right)}^2-{\left(\frac{{\mathrm{\&gamma;}}_i}{{\mathrm{\&sigma;}}_i}\right)}^2]\frac{l_{i0}^2{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_{i0}}{24}+\left(\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_i-{\mathrm{\&sigma;}}_0}{E\cos {\mathrm{\&beta;}}_{i0}}\right)+\mathrm{\&alpha;}(t-t_0)-\frac{\mathrm{\&Delta;}{h}_i}{2l_{i0}}{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_{i0}\}\\ \&times;\frac{l_{i0}}{{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_{i0}(1+{\mathrm{\&gamma;}}_i^2{l}_{i0}^2/8{{\mathrm{\&sigma;}}_i}^2)}\end{array}$ (式1)式中σ_i——待求值，为第i档水平应力，具体为第i档覆冰时水平应力，具体为第i档在气温为t、比载为γ_i下的电线水平应力，单位为：N/mm²；

σ₀——初始水平应力值，单位为：N/mm²；

l_i0——第i档档距，单位为：m；

γ₀、γ_i——导线覆冰前比载和导线覆冰后比载，单位为：N/(m·mm²)，γ₀为q*g/A，γ_i为q*g/A+0.03(b(b+D)/A)，其中q为导线单位长度质量，单位为：kg/m，g为重力加速度，A为导线的截面积，单位为：mm²，b为导线覆冰厚度，单位为：mm，D为导线外径，单位为：mm；

Δl_i——待求值，第i档档距的l_i0的增量，具体为第i档档距比架线情况悬垂串处于中垂位置时档距的增长量，当档距缩短时Δl_i本身为负值，单位为：m；

Δh_i——待求值，第i档高差h_i0的增量，具体为第i档两端悬垂串偏斜后悬挂点间高差h_i0的变化量，右悬挂点高左悬挂点者h_i0及高差角β_i0为正值，单位为：m；

t、t₀——分别为实时温度和架线时气温，单位为：℃；

E、α——导线弹性系数，单位为N/mm²；导线温度膨胀系数，单位为1/℃；

(2)列写第i档高差变化与第i基塔悬挂点偏移间的关系模型：

$\mathrm{\&Delta;}{h}_i=(\mathrm{\&lambda;}-\sqrt{{\mathrm{\&lambda;}}^2-{{\mathrm{\&delta;}}_i}^2})-(\mathrm{\&lambda;}-\sqrt{{\mathrm{\&lambda;}}^2-{{\mathrm{\&delta;}}_{i-1}}^2})=\sqrt{{\mathrm{\&lambda;}}^2-{{\mathrm{\&delta;}}_{i-1}}^2}-\sqrt{{\mathrm{\&lambda;}}^2-{{\mathrm{\&delta;}}_i}^2}$ (式2)式中Δh_i——待求值，第i档高差h_i0的增量，单位为：m；

δ_i、δ_i-1——第i档两端第i和第i-1基塔上悬挂点偏移的水平距离，其中两端耐张塔的δ为0，单位为：m；

λ——各杆塔上的悬垂绝缘子串长度，单位为：m；

(3)列写悬垂串偏斜与电线应力间的关系模型：

$\begin{array}{c}{\mathrm{\&sigma;}}_{i+1}=\{(\frac{G_i}{2A}+\frac{{\mathrm{\&gamma;}}_i{l}_{i0}}{2\cos {\mathrm{\&beta;}}_{i0}}+\frac{{\mathrm{\&gamma;}}_{(i+1)}{l}_{(i+1)0}}{2\cos {\mathrm{\&beta;}}_{(i+1)0}}+\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_i{h}_{i0}}{l_{i0}})+\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_i}{{\mathrm{\&delta;}}_i}\sqrt{{{\mathrm{\&lambda;}}_i}^2-{{\mathrm{\&delta;}}_i}^2}\}\\ \&divide;(\frac{1}{{\mathrm{\&delta;}}_i}\sqrt{{{\mathrm{\&lambda;}}_i}^2-{{\mathrm{\&delta;}}_i}^2}+\frac{h_{(i+1)0}}{l_{(i+1)0}})\end{array}$ (式3)式 中 δ_i＝δ_i-1+Δl_i (式4)

h_i0、h_(i+1)0——第i档和第i+1档高差，具体为悬垂串均处于中垂位置时，第i基直线塔上电线悬挂点对邻塔第i-1和第i+1基悬挂点间的高差，大号比小号塔高者h本身值为正值，反之为负值，单位为：m。

联立上述3n个方程，求解Δl_i、Δh_i、σ_i0共3n个未知数，即得各档导线水平应力σ_i。

步骤3、由步骤2中确定的每个档距内导线的应力σ_i，确定各杆塔上所受不平衡力ΔF_i；

所述杆塔不平衡张力的计算模型为：

ΔF_i＝(σ_i+1-σ_i)A＝F_i+1-F_i (i＝1,2,…,n-1)

式中：σ_i+1和σ_i分别为第i+1档和第i档覆冰时水平应力，i为从1到n-1的正整数，n为档数；

A——为导线的截面积；

F_i+1和F_i——为第i+1和第i档电线的水平张力；

ΔF_i——第i基直线杆塔除冰过程中所承受的不平衡张力差；

步骤4、将每个档距内导线应力σ_i与其极限应力σ_lim进行比较，分等级进行导线预警；将每个杆塔上不平衡力ΔF_i与其设计可承受不平衡力ΔF_s进行比较，分等级进行杆塔不平衡力预警；

所述导线预警具体的数值关系与相应的预警等级为：

当σ_i<50％σ_lim时，不预警；

当50％σ_lim≤σ_i≤70％σ_lim时，输出第i档导线黄色预警；

当70％σ_lim<σ_i<85％σ_lim时，输出第i档导线橙色预警；

当σ_i≥85％σ_lim时，输出第i档导线红色预警。

所述杆塔不平衡力预警具体的数值关系与相应的预警等级为：

当ΔF_i≤0.6ΔFs，不预警；

当0.6ΔFs<ΔF_i<0.8ΔFs，输出第i基杆塔黄色预警；

当0.8ΔFs≤ΔF_i≤0.95ΔFs，输出第i基杆塔橙色预警；

当ΔF_i>0.95ΔFs，输出第i基杆塔红色预警。

下面结合实施例对本发明做进一步详细的描述：

实施例1

一覆冰场景，由一个耐张段连续的6档组成。实时温度t＝-5℃、最高气温40℃、最低气温-20℃、平均气温15℃，架线时温度t₀＝10℃。各档覆冰厚度值b_i＝[10mm 15mm15mm25mm 20mm 20mm]。输电线路导线型号为LGJ-300/40，该导线对应的弹性系数E＝73000N/mm²、截面积A＝338.99mm²、外径D＝23.94mm、单位长度质量q＝1.133kg/m、温度膨胀系数α＝19.6/℃、对应的极限拉力为92220N，各档档距l_i0＝[350m 400m 450m500m 500m 350m]，各档高差h_i0＝[20m 20m 10m -10m -20m -20m]，各基直线塔上悬垂串的长度λ_i(m)＝5.2m、垂向荷载G_i＝2300N，架线气温下初始水平应力σ₀₀＝51N/mm²。

步骤1、确定气象数据、覆冰厚度及架空线路详细信息如上所述。

步骤2、通过代表档距计算模型计算精确应力模型的初始水平应力。

步骤2-1、计算输电线路导线的极限应力σ_lim＝108.82N；

步骤2-2、计算代表档距l_r＝435.5888m与代表高差角余弦cosβ_r＝0.9991；

步骤2-3、通过代表档距法计算模型，利用架设电线时的气温t₀与输电线路导线的参数，计算最高气温t_max、最低气温t_min、平均气温t_avn三种气象条件下各自的应力值，将应力值最接近水平应力设计值σ₀₀的计算状态所对应的气象条件作为精确应力计算模型的初始气象条件，以及下述步骤2-5中计算的末态气象条件；

得平均气温下的应力值50.74N/mm²最接近水平应力设计值51N/mm²，因此，将平均气温气象条件作为精确应力计算模型的初始气象条件。

步骤2-4、再次通过代表档距法计算模型，利用架设电线时的气温t₀、覆冰产生的平均气温t_ice与输电线路导线的参数，计算不同覆冰厚度对应的导线总比载γ_b条件下的应力值，将应力值最接近极限σ_lim的计算状态所对应的气象条件作为下述步骤2-5中的初始气象条件；

步骤2-5、利用如计算工序中步骤2-3、步骤2-4所述的末态气象条件、初始气象条件，并且设极限应力σ_lim为初始应力值，第三次使用代表档距法计算模型，求得初始水平应力值σ₀＝52.27N/mm²，并且将它作为精确应力计算模型的初始水平应力；

步骤2-6、根据所有已知的实时气象条件，由精确应力计算模型求得耐张塔段内每一档的实时应力值σ_i。

步骤3、运用精确应力计算模型计算每档水平应力；

σ₁＝121.14N/mm²、σ₂＝123.88N/mm²、σ₃＝130.20N/mm²、σ₄＝145.83N/mm²、σ₅＝143.79N/mm²、σ₆＝141.92N/mm²；

确定各杆塔所受不平衡力；

ΔF₁＝925.9N、ΔF₂＝2142.7N、ΔF₃＝5298.1N、ΔF₄＝688.5N、ΔF₅＝634.3N。

步骤4、比较实时应力值与水平极限应力值的关系及杆塔不平衡力与极限不平衡力的关系，本实施例水平极限应力值σ_lim为108.8N，各个直线杆塔设计可承受不平衡力ΔFs＝7377.6N。

本实施例中各档水平应力σ_i>σ_lim，输出各档导线红色预警；

本实施例中各杆塔不平衡力分别为：ΔF₁＝12.55％、ΔF₂＝29.04％、ΔF₃＝71.81％、ΔF₄＝9.33％、ΔF₅＝8.6％，其中，第3基直线杆塔0.6ΔFs<ΔF₃<0.8ΔFs，输出第3基直线杆塔黄色预警，其它直线杆塔不预警。

Claims (3)

1.一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、确定气象信息、覆冰厚度信息和架空线路详细信息，所述气象信息具体包括：实时温度t、最高气温t_max、最低气温t_min、平均气温t_av与覆冰产生的平均气温t_ice；覆冰厚度信息即连续档各档的覆冰厚度b；架空线路详细信息具体包括导线型号、该导线型号对应的弹性系数E、截面积A、外径D、单位长度质量q、各档档距l_i0、各档高差h_i0、各档高差角β_i0、各基直线耐张塔上悬垂绝缘子串的长度λ_i、垂向荷载G_i、架线时温度t₀、架线气温下初始水平应力σ₀₀；

步骤2、根据已知的气象信息，通过代表档距法计算模型确定初始水平应力，再由精确应力计算模型确定耐张塔段内每一档的实时应力值σ_i；

步骤3、由步骤2中确定的每个档距内导线的应力σ_i，确定各耐张塔上所受不平衡张力ΔF_i；不平衡张力ΔF_i的计算模型为：

△F_i＝(σ_i+1-σ_i)A＝F_i+1-F_i (i=1,2,…,n-1)

式中：σ_i+1和σ_i分别为第i+1档和第i档电线的水平应力，n为耐张塔的数目；

A——为导线的截面积；

F_i+1和F_i——分别为第i+1档和第i档电线的水平张力；

△F_i——第i基直线耐张塔除冰过程中所承受的不平衡张力差；

步骤4、将每个档距内导线应力σ_i与其极限应力σ_lim进行比较，分等级进行导线预警；将每个耐张塔上不平衡张力与其设计可承受不平衡张力ΔF_s进行比较，分等级进行耐张塔不平衡力预警。

2.根据权利要求1所述一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法，其特征在于，所述的步骤2根据已知的气象信息，通过代表档距法计算模型确定初始水平应力，再由精确应力计算模型确定耐张塔段内每一档的实时应力值σ_i，具体包括以下步骤：

步骤2-1、确定输电线路导线的极限应力σ_lim；所用公式为：

式中，T_b为导线的计算拉断力，A为导线的截面积；

步骤2-2、确定代表高差角β_r与代表档距l_r；所用公式分别为：

式中，β_r待求，为代表高差角，l_i0为第i档档距，β_i0为第i档高差角，i为从1到n的正整数，n为档数；

式中，l_r待求，为代表档距，β_r为代表高差角，l_i0为第i档档距，β_i0为第i档高差角，i为从1到n的正整数，n为档数；

步骤2-3、通过代表档距法计算模型，利用架设电线时的气温t₀与输电线路导线的参数，确定最高气温t_max、最低气温t_min、平均气温t_av三种气象条件下各自的应力值，将应力值最接近水平应力设计值σ₀₀的计算状态所对应的气象条件作为精确应力计算模型的初始气象条件，以及下述步骤2-5中计算的末态气象条件；所述代表档距法计算模型如下：

式中，数字1代表初始气象状态，数字2代表末端气象状态，t为温度，α为导线温度膨胀系数，E为输电线路导线的弹性系数，σ₀₁为初始态水平应力，σ₀₂为末态水平应力，l_γ为代表档距，β_γ为代表高差角，γ为比载，γ＝q*g/A，其中q为导线单位长度质量，g为重力加速度，A为导线的截面积；

步骤2-4、再次通过代表档距法计算模型，利用架设电线时的气温t₀、覆冰产生的平均气温t_ice与输电线路导线的参数，确定不同覆冰厚度对应的导线总比载γ_b条件下的应力值，将应力值最接近极限σ_lim的计算状态所对应的气象条件作为下述步骤2-5中的初始气象条件；所述不同覆冰厚度对应的导线总比载γ_b计算公式为：

式中，q为导线的单位质量，D为导线的外径，b覆冰厚度，A为导线的截面积；

步骤2-5、利用步骤2-3所述的末态气象条件、步骤2-4所述的初始气象条件，并且设极限应力σ_lim为初始应力值，第三次使用代表档距法计算模型，求得初始水平应力值 σ₀，并且将它作为精确应力计算模型的初始水平应力；

步骤2-6、根据所有已知的实时气象条件，运用精确应力计算模型求得耐张塔段内每一档的实时应力值σ_i；所述精确应力计算模型包括以下三个关系模型：

(1)档距增量Δl_i与水平应力σ_i间的关系模型：

式中σ_i——待求值，为第i档在气温为t、比载为γ_i下的电线水平应力；i为从1到n的正整数，n为档数；

σ₀——初始水平应力值；

l_i0——第i档档距；

γ₀、γ_i——导线覆冰前比载和导线覆冰后比载，γ₀为q*g/A，γ_i为q*g/A+0.027728(b(b+D)/A)，其中q为导线单位长度质量，g为重力加速度，A为导线的截面积，b为导线覆冰厚度，D为导线外径；

△l_i——待求值，第i档档距的l_i0的增量，具体为第i档档距比架线情况悬垂绝缘子串处于中垂位置时档距的增长量；

△h_i——待求值，第i档高差h_i0的增量，具体为第i档两端悬垂绝缘子串偏斜后悬挂点间高差h_i0的变化量，右悬挂点高左悬挂点者h_i0及高差角β_i0为正值；

t、t₀——分别为实时温度和架线时气温；

α——导线温度膨胀系数；

E——导线弹性系数；

(2)第i档高差增量Δh_i与第i耐张塔悬挂点偏移δ_i间的关系模型：

式中△h_i——待求值，第i档高差h_i0的增量，i为从1到n的正整数，n为档数；

δ_i、δ_i-1—第i档两端第i-1耐张塔上悬挂点偏移的水平距离，其中两端耐张塔的δ为0；

λ——各耐张塔上的悬垂绝缘子串长度，其中两端耐张塔上也假定有λ，但δ为0；

(3)第i耐张塔悬挂点偏移δ_i与水平应力间σ_i的关系模型：

式中σ_i——待求值，为第i档在气温为t、比载为γ_i下的电线水平应力；i为从1到n的正整数，n为档数；

δ_i——δ_i＝δ_i-1+△l_i；

A——导线的截面积；

γ_i——导线覆冰后比载，γ_i为q*g/A+0.03(b(b+D)/A)，其中q为导线单位长度质量，g为重力加速度，A为导线的截面积，b为导线覆冰厚度，D为导线外径；

δ_i——第i档两端耐张塔上悬挂点偏移的水平距离，其中两端耐张塔的δ为0；

G_i、λ——各耐张塔上的悬垂绝缘子串的垂向荷载及长度，其中两端耐张塔上也假定有λ，但δ为0；

l_i0——第i档档距；

h_i0、h_(i+1)0——第i档和第i+1档高差，具体为悬垂绝缘子串均处于中垂位置时，第i基耐张塔上电线悬挂点对邻耐张塔第i-1和第i+1基悬挂点间的高差，大号耐张塔比小号耐张塔高者h本身值为正值，反之为负值，现场测得；

β_i0——第i档高差角。

3.根据权利要求1所述一种覆冰输电线路薄弱环节预警方法，其特征在于，步骤4中所述导线预警具体的数值关系与相应的预警等级为：

所述导线预警具体的数值关系与相应的预警等级为：

当σ_i<50％σ_lim时，不预警；

当50％σ_lim≤σ_i≤70％σ_lim时，输出第i档导线黄色预警；

当70％σ_lim<σ_i<85％σ_lim时，输出第i档导线橙色预警；

当σ_i≥85％σ_lim时，输出第i档导线红色预警；

所述耐张塔不平衡力预警具体的数值关系与相应的预警等级为：

当ΔF_i≤0.6ΔFs，不预警；

当0.6ΔFs<ΔF_i<0.8ΔFs，输出第i基耐张塔黄色预警；

当0.8ΔFs≤ΔF_i≤0.95ΔFs，输出第i基耐张塔橙色预警；

当ΔF_i>0.95ΔFs，输出第i基耐张塔红色预警。