±800kv直流架空输电线路设计技术规程 115页

1.1.1　Q/CSG—11512-ICS备案号：1.1.1.1　有限责任公司发布年6月实施年4月发布±800kV直流架空输电线路设计技术规程TechnicalCodefordesignof±800kVDCoverheadtransmissionlineP有限责任公司企业标准762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1.1.1.1　目次前言II示例1范围1示例2引用标准2示例3总则3示例4术语和符号1示例4.1术语1示例4.2符号1示例5路径4示例6气象条件5示例7导线和地线6示例8绝缘子和金具8示例9绝缘配合、防雷和接地1示例10导线布置4示例11杆塔型式5示例12杆塔荷载及材料1示例12.1杆塔荷载1示例12.2结构材料4示例13杆塔结构1示例13.1基本计算规定1示例13.2承载能力和正常使用极限状态计算表达式1示例13.3杆塔结构基本规定2示例14基础设计1示例15对地距离及交叉跨越1示例16环境保护1示例17劳动安全和工业卫生2示例18附属设施3附录　A1附录　B2附录　C3附录　D4附录　E5762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-前言《±800kV直流架空输电线路设计技术规程》（以下简称本规程）用于规定有限责任公司±800kV特高压直流架空输电线路的主要设计技术原则。±800kV架空输电线路在我国为新的电压等级的直流输电线路，属特高压输电技术。本规程的技术原则基于国内外特高压的科研成果及±800kV云广特高压直流输电工程楚雄－穗东特高压直流输电线路工程关键技术研究、设计研究结论及参考国外高压架空输电线路已有建设和运行经验提出，其适用性仍有待今后工程设计和工程投运后的实践检验，并通过不断积累经验而加以完善。±800kV架空输电线路的设计，除应执行本规程外，尚应符合现行的有关国家标准和电力行业标准的规定。需要说明的是：本规程初稿完成于2007年12月，2008年1月，我国南方地区遭受大范围低温雨雪冰冻灾害，电力设施大面积损毁，给经济社会发展和人民群众生活造成严重影响。为保障国家能源安全和国民经济正常运行，电力工程顾问集团公司组织专家对冰灾进行了详细调查和分析，并对编写中的国家标准《110～750kV架空输电线路设计规范》和行业标准《重覆冰架空输电线路设计技术规程》进行了修改，形成了报批稿，同期，有限责任公司组织相关单位编写了《110～500kV架空输电线路设计技术规定（暂行）》和《中重冰区架空输电线路设计技术规定（暂行）》两个暂行规定，明确了新建输电线路工程设计标准，本次修订也在本技术规程中补充了相关内容要求。冰灾发生后，有限责任公司组织相关设计院对±800kV云广特高压直流输电线路工工程进行了覆冰调查，提出了整改加强方案，并经评审采取了适当的加强措施。由于±800kV云广特高压直流输电线路工程已开始施工，在保证安全的前提下，该工程并未完全依照新修编的规程进行整改加强。本规范共分16章和5个附录，内容涉及输电线路设计的各个方面，主要包括：总则、路径、气象条件、导线和地线、绝缘子和金具、绝缘配合、防雷和接地、导线布置、杆塔型式、杆塔荷载及材料、杆塔结构、基础设计、对地距离及交叉跨越、环境保护、劳动安全和工业卫生、附属设施等。适用±800kV架空输电线路设计各个阶段。本标准由有限责任公司提出和归口。本标准起草单位:技术研究中心电力工程顾问集团公司电力工程顾问集团公司东北电力设计院电力工程顾问集团公司中南电力设计院电力工程顾问集团公司华东电力设计院北京国电华北电力工程有限公司电力工程顾问集团公司西南电力设计院电力工程顾问集团公司西北电力设计院本标准主要起草人：方森华、李岩、罗兵、朱功辉、吕金壮、黄莹、赵宇明、赵林杰、于刚、梁政平、李勇伟、李喜来、李永双、苗桂良、孙波、夏波、张国良、陈光、侯中伟、薛春林、周康、何江、江卫华、汪雄、段松涛、张芳杰、朱永平、王永刚、李力、许泳、肖洪伟、黄兴、李晋、龚群、孟华伟本标准由有限责任公司负责解释。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1范围本规程提出了±800kV直流架空输电线路的设计原则，并提供了必要的技术数据，适用于新建±800kV直流架空输电线路设计。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB700碳素结构钢GB/T1591低合金结构钢GB3098.1紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱GB3098.2紧固件机械性能螺母GB50009建筑结构荷载规范GB50017钢结构设计规范GB500102混凝土结构设计规范GB7349高压架空输电线、变电站无线电干扰测量方法GB3096城市区域环境噪声标准GB50007建筑地基基础设计规范GB/T19443-2004标称电压高于1000V的架空线路用绝缘子——直流系统用瓷或玻璃绝缘子元件——定义、试验方法和接受准则GB9175－1988环境电磁波卫生标准DL_436-2005高压直流架空线路技术导则《110～750kV架空输电线路设计规范》（报批稿）《重覆冰架空输电线路设计技术规程》（报批稿）DL/T5092110～500kV架空送电线路设计技术规程DL409电业安全工作规程（电力线路部分）HJ/T24500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范DL/T626--2005劣化盘形悬式绝缘子检测DL/T5224-2005高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定Q/CSG11502-2008《110～500kV架空输电线路设计技术规定（暂行）》Q/CSG11503-2008《中重冰区架空输电线路设计技术规定（暂行）》762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-总则1.0.1为了在±800kV直流架空输电线路设计中贯彻国家的基本建设方针和技术经济政策，做到安全可靠、先进适用、经济合理、资源节约、环境友好，特制定本规范。1.0.2本规范适用于±800kV直流架空输电线路（以下简称±800kV线路）的设计。1.0.3±800kV线路设计，应从实际出发，结合地区特点，积极慎重地采用新技术、新材料、新工艺，推广采用节能、降耗、环保的先进技术和产品。1.0.4对重要线路和特殊区段线路宜采取适当加强措施，提高线路安全水平。1.0.5±800kV线路设计，除应执行本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1术语和符号1.1术语1.1.1特高压直流架空输电线路UHDCoverheadtransmissionline标称电压为±800kV及以上的直流架空输电线路。1.1.2弱电线路Telecommunicationline泛指各种电信号通信线路。1.1.3轻、中、重冰区Light/Medium/Heavyicingarea。设计覆冰厚度10mm及以下为轻冰区,设计冰厚大于10mm小于20mm为中冰区，20mm及以上为重冰区。1.1.4基本风速Referencewindspeed一般按当地空旷平坦地面上10m高度处10min时距，平均的年最大风速观测数据，经概率统计得出100年一遇最大值后确定的风速。1.1.5稀有风速，稀有覆冰Rarewindspeed，Rareicethicknees根据历史上记录存在，并显著地超过历年记录频率曲线的严重大风、覆冰。1.1.6耐张段Tensionsection两耐张杆塔间的线路部分。1.1.7平均运行张力Averageannualtension年平均气温情况下，弧垂最低点的导线或地线张力。1.1.8等值附盐密度(简称等值盐密)Equivalentsaltdepositdensity(ESDD)溶解后具有与从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的自然沉积物溶解后相同电导率的氯化钠总量除以表面积，一般表示为mg/cm²。1.1.9不溶物密度(简称灰密)Non-solubledepositdensity(NSDD)从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的非可溶性残留物总量除以表面积，一般表示为mg/cm²。1.1.10居民区Residentialarea工业企业地区、港口、码头、火车站、城镇等人口密集区。1.1.11非居民区Non-residentialarea上述居民区以外地区，均属非居民区。1.1.12交通困难地区Difficulttransportarea车辆、农业机械不能到达的地区。1.1.13间隙Electricalclearance线路任何带电部分与接地部分的最小距离。1.1.14对地距离Groundclearance线路任何带电部分与地面之间的最小距离。1.1.15保护角Shieldingangle在杆塔处地线的垂直平面与通过导、地线的平面之间的夹角。1.1.16采动影响区Influencedareabyexploitationdisturbing开采矿产扰动影响的区域。1.2符号A(γk、γS、γC、…)－基础上拔或倾覆的承载力函数；762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-AI－绝缘子串承受风压面积计算值；As－构件承受风压面积计算值；C－结构或构件的裂缝宽度或变形的规定限值；D－导线水平线间距离；d－导线或地线的外径或覆冰时的计算外径；分裂导线取所有子导线外径的总和；fa－地基承载力特征值；fc－导线最大弧垂；H－海拔高度；K1－绝缘子机械强度的安全系数；Ka－放电电压海拔修正系数；Kc－导、地线的设计安全系数；ki－悬垂绝缘子串系数；KS－单片绝缘子的泄漏距离有效系数；L－档距；Lk－悬垂绝缘子串长度；L0－单片绝缘子的几何泄漏距离；Lp－杆塔的水平档距；LS－单片绝缘子的有效泄漏距离；m－海拔修正因子；m1－气压修正指数；n－每串绝缘子所需片数；nH－高海拔下每串绝缘子所需片数；P－实际状态下的气压；或基础底面处的平均压应力设计值；P0－标准状态下的气压；Pmax－基础底面边缘的最大压应力设计值；R－结构构件的抗力设计值；S－导线与地线间的距离；SGK－重力荷载标准值的效应；SQiK－第i项可变荷载标准值的效应；SGE－重力荷载代表值的效应；SEhk－水平地震作用标准值的效应；SEVK－竖向地震作用标准值的效应；SEQK－导、地线张力可变荷载的代表值效应；Swk－风荷载标准值的效应；T－绝缘子承受的最大使用荷载、断线、断联荷载或常年荷载；TE－基础上拔或倾覆外力设计值；Tmax－导、地线在弧垂最低点的最大张力；Tp－导、地线的额定抗拉力；TR－绝缘子的额定机械破坏负荷；Un－系统标称电压；WI－绝缘子串风荷载标准值；Wo－基准风压标准值；Ws－杆塔风荷载标准值；Wx－垂直于导线及地线方向的水平风荷载标准值；λ－爬电比距；a－风压不均匀系数；bc－导线及地线风荷载调整系数；bz－杆塔风荷载调整系数；q－风向与导线或地线方向之间的夹角；762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-ms－构件的体型系数；mSC－导线或地线的体型系数；mZ－风压高度变化系数；go－结构重要性系数；γC－混凝土的重度设计值;gEh－水平地震作用分项系数；gEV－竖向地震作用分项系数；gEQ－导、地线张力可变荷载的分项综合系数；γf－基础的附加分项系数；gG－重力荷载分项系数；γk－几何参数的标准值；gQi－第i项可变荷载的分项系数；gRE－承载力抗震调整系数；γS－土的重度设计值;γrf－地基承载力调整系数;ψ－可变荷载组合系数；ywE－抗震基本组合中的风荷载组合系数。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-路径1.0.1路径选择宜采用卫片、航片、全数字摄影测量系统和红外测量等新技术；在地质条件复杂地区，必要时宜采用地质遥感技术；综合考虑线路长度、地形地貌、地质、冰区、交通、施工、运行及地方规划等因素，进行多方案技术经济比较，使路径走向安全可靠、环境友好、经济合理。1.0.2路径选择应避开军事设施、大型工矿企业及重要设施等，符合城镇规划。1.0.3路径选择宜避开不良地质地带和采动影响区，当无法避让时，应采取必要的措施；宜避开重冰区、易舞动区及影响安全运行的其他地区；宜避开原始森林、自然保护区和风景名胜区。1.0.4路径选择应考虑与邻近设施如电台、机场、弱电线路等的相互影响。1.0.5路径选择宜靠近现有国道、省道、县道及乡镇公路，改善交通条件，方便施工和运行。1.0.6轻、中、重冰区的耐张段长度分别不宜大于10km、5km、3km。当耐张段长度较长时应考虑防串倒措施。在高差或档距相差悬殊的山区或重冰区等运行条件较差的地段，耐张段长度应适当缩短。1.0.7与大跨越连接的输电线路路径，应结合大跨越的选点方案，通过综合技术经济比较确定。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-气象条件1.0.1设计气象条件，应根据沿线气象资料的数理统计结果，参考《建筑结构荷载规范》（GB50009）的风压以及附近已有线路的运行经验确定。基本风速、设计冰厚重现期为100年。1.0.2确定基本风速时，应按当地气象台、站10min时距平均的年最大风速为样本，并宜采用极值Ⅰ型分布作为概率模型。统计风速应取以下高度：一般输电线路离地面10m大跨越离历年大风季节平均最低水位10m1.0.3山区输电线路，宜采用统计分析和对比观测等方法，由邻近地区气象台、站的气象资料推算山区的最大基本风速，并结合实际运行经验确定。如无可靠资料，宜将附近平原地区的统计值提高10%选用。1.0.4基本风速不宜低于27m/s。必要时还宜按稀有风速条件进行验算。1.0.5轻冰区宜按无冰、5mm、10mm设计，中冰区宜按15mm、20mm设计，重冰区宜按20mm、30mm、40mm、50mm等设计，必要时还宜按稀有覆冰条件进行验算。1.0.6地线设计冰厚，除导线不覆冰外，应较导线增加5mm。1.0.7应加强对沿线已建线路设计、运行情况的调查，设计时应充分考虑微地形、微气象条件以及导线易舞动地区的影响。1.0.8大跨越基本风速，如无可靠资料，宜将附近陆上输电线路的风速统计值换算到跨越处历年大风季节平均最低水位以上10m处，并增加10%，然后考虑水面影响再增加10%后选用。大跨越基本风速不应低于相连接的陆上输电线路的基本风速。1.0.9大跨越设计冰厚，除无冰外，宜较附近一般输电线路的设计冰厚增加5mm。1.0.10设计用年平均气温，应按以下方法确定。如地区年平均气温在3～17℃之内，取与年平均气温值邻近的5的倍数值；地区年平均气温小于3℃和大于17℃时，分别按年平均气温减少3℃和5℃后，取与此数邻近的5的倍数值。1.0.11安装工况风速应采用10m/s，无冰，并宜按下列要求采用同时气温：1）最低气温为-40℃的地区，宜采用-15℃；2）最低气温为-20℃的地区，宜采用-10℃；3）最低气温为-10℃的地区，宜采用-5℃；4）最低气温为-5℃的地区，宜采用0℃。1.0.12雷电过电压工况的气温宜采用15℃，当基本风速折算到导线平均高度处其值大于等于35m/s时雷电过电压工况的风速取15m/s，否则取10m/s；校验导线与地线之间的距离时，风速应采用无风，且无冰。1.0.13操作过电压工况的气温可采用年平均气温，风速取基本风速折算到导线平均高度处值的50%，但不宜低于15m/s，且无冰。1.0.14带电作业工况的风速可采用10m/s，气温可采用15℃，且无冰。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-导线和地线1.0.1输电线路的导线截面和分裂型式的选择，宜根据系统需要按照经济电流密度选择；也可根据系统输送容量，结合不同导线的材料结构进行电气和机械特性等比选，通过年费用最小法进行综合技术经济比较后确定。输电线路的导线截面和分裂型式应满足电晕、无线电干扰和可听噪声等要求。1.0.2直流线路所采用的导线和地线，一般应符合有效的国家电线产品技术标准。大跨越段的导线和地线不允许有接头，其单丝也不宜有接头。1.0.3海拔1000m及以下地区，距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m处，80%时间，80%置信度，频率0.5MHz时的无线电干扰限值不超过58dB（mV/m）；晴天时频率0.5MHz时的无线电干扰限值为55dB(μv/m)。1.0.4距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m处晴天时由电晕产生的可听噪声限值（L50）不超过45dB(A)；海拔高度大于1000m且线路经过非居民区时，控制在50dB(A)以下。1.0.5直流线路下晴天时地面合成场强和离子流密度限值如表7.0.5。表7.0.5合成场强和离子流密度限值合成场强（kV/m）离子流密度（nA/m2）居民区2580一般非居民区（如跨越农田）301001.0.6直流线路大跨越的导线截面宜按允许载流量选择，并应与陆上线路允许的最大输送电流相配合，通过综合技术经济比较后确定。1.0.7验算导线载流量时，须满足下列要求：1)流过线路导线的直流电流，应取换流站整流阀在冷却设备投运时可允许的最大过负荷电流。在无可靠系统资料情况下，流过线路导线的最大过负荷电流可取1.1倍的额定电流。2)钢芯铝绞线和钢芯铝合金绞线的允许温度可采用+70ºC（大跨越不得超过+90ºC），钢芯铝包钢绞线（包括铝包钢绞线）的允许温度可采用+80℃（大跨越不得超过+100ºC）；钢绞线的允许温度可采用+125ºC；3)环境气温应采用最热月平均最高温度，并考虑太阳辐射的影响。太阳辐射功率密度应采用0.1W/cm2,相应风速为0.5m/s（大跨越风速为0.6m/s）。1.0.8地线除应满足短路电流热容量要求外，还应按电晕起晕条件进行校验，一般情况下地线表面静电场强与起晕场强之比不应大于0.8，且直径不得小于18.0mm。1.0.9导、地线在弧垂最低点的设计安全系数不应小于2.5，悬挂点的设计安全系数不应小于2.25。地线、光纤复合架空地线(OPGW)的设计安全系数应大于导线的设计安全系数。导、地线在弧垂最低点的最大张力，应按公式（7.0.9）计算。（7.0.9）式中：Tmax——导、地线在弧垂最低点的最大张力，N；Tp——导、地线的拉断力，N；Kc——导、地线的设计安全系数。在稀有风速或稀有覆冰气象条件时，弧垂最低点的最大张力，不应超过其拉断力的60%。悬挂点的最大张力，不应超过其拉断力的66%。1.0.10地线（包括OPGW）应满足电气和机械使用条件要求，可选用镀锌钢绞线或复合型绞线。验算短路热稳定时，计算时间和相应的短路电流值应根据系统条件决定，地线的允许温度：钢芯铝绞线和钢芯铝合金绞线可采用+200℃；钢芯铝包钢绞线(包括铝包钢绞线)可采用+300℃；镀锌钢绞线可采用+400762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-℃；光纤复合架空地线(OPGW)的允许温度应采用产品试验保证值。OPGW结构选型应考虑耐雷击性能。在重冰区采用OPGW时，还应满足脱冰跳跃及过载对其机械强度的要求。1.0.1导地线防振措施应按下列条件设计：1)铝钢截面比不小于4.29的钢芯铝绞线，其平均应力的上限应不超过拉断力的25%，分裂导线采用阻尼间隔棒时，档距在600m及以下可不再采用其他防振措施；档距在600m以上采用防振锤（阻尼线）或另加护线条防振。阻尼间隔棒宜不等距、不对称布置，导线最大次档距不宜大于66m，平均次档距为50～55m，端次档距宜控制在25～35m。当线路经过重冰区时，平均次档距和端次档距都应适当减小。2)镀锌钢绞线或铝包钢绞线，其平均运行张力的上限和相应的防振措施，应符合表7.0.11的要求。表7.0.11地线平均运行张力的上限和防振措施情况平均运行张力的上限（拉断力的百分数）%防振措施档距不超过500m的开阔地区12不需要档距不超过500m的非开阔地区18不需要档距不超过120m18不需要不论档距大小25防振锤（阻尼线）或另加护线条3)大跨越导、地线的防振措施宜采用防振锤、阻尼线或阻尼线加防振锤，同时分裂导线宜采用阻尼间隔棒。具体设计方案可参考运行经验或通过试验确定。档距在1000m以上的大档距线路，导、地均应安装预绞丝护线条。4)重冰区线路的防振，导线宜采用预绞丝护线条保护，地线的防振宜采用阻尼线。不得使用重锤和非固定型线夹。5)重冰线路采用导线间隔棒时，应充分考虑重冰线路的运行特点，减小次档距，增加抗扭强度。1.0.2线路经过导线易发生舞动地区时应采取或预留防舞措施。1.0.3导、地线架设后的塑性伸长，应按制造厂提供的数据或通过试验确定，塑性伸长对弧垂的影响宜采用降温法补偿。如无资料，镀锌钢绞线的塑性伸长可采用1×10-4，并降低温度10℃补偿，铝包钢绞线的降低温度值可较镀锌钢绞线适当降低；钢芯铝绞线的塑性伸长及降温值可采用表7.0.13所列数值。表7.0.13钢芯铝绞线塑性伸长及降温值铝钢截面比塑性伸长降温值（℃）4.29～4.383×10-4155.05～6.163×10-4～4×10-415～207.71～7.914×10-4～5×10-420～2511.34～14.465×10-4～6×10-425(或根据试验数据确定)对大铝钢截面比的钢芯铝绞线或钢芯铝合金绞线应由制造厂家提供塑性伸长值或降温值。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-绝缘子和金具1.0.1绝缘子机械强度的安全系数，不应小于表8.0.1所列数值。双联及多联绝缘子串应验算断一联后的机械强度，其荷载及安全系数按断联情况考虑。表8.0.1绝缘子机械强度安全系数情况最大使用荷载验算断线断联盘型绝缘子棒式复合绝缘子安全系数2.731.81.81.5对于盘型绝缘子尚应满足正常运行情况常年荷载状态下安全系数不小于4.0。绝缘子机械强度的安全系数KI应按式（8.0.1）计算：KI=TR/T(8.0.1)式中：TR—绝缘子的额定机械破坏负荷，kN；T—分别取绝缘子承受的最大使用荷载、断线、断联荷载或常年荷载，kN。常年荷载是指年平均气温条件下绝缘子所承受的荷载。验算荷载是验算条件下绝缘子所承受的荷载。断线、断联的气象条件是无风、有冰、-5℃。设计悬垂串时导、地线张力可按本规范第12.1节的规定取值。1.0.2采用黑色金属制造的金具表面应热镀锌或采取其他相应的防腐措施。1.0.3金具强度的安全系数不应小于表8.0.3所列数值。表8.0.3金具机械强度安全系数情况最大使用荷载断线、断联、验算安全系数2.51.51.0.4绝缘子串及金具应考虑均压和防电晕措施。有特殊要求需要另行研制或采用非标准金具时，应经试验合格后方可使用。1.0.5与横担连接的第一个金具应回转灵活且受力合理，其强度应高于串内其他金具强度。1.0.6地线可不绝缘。如果线路与直流输电工程接地极距离小于5km，地线（含OPGW）应绝缘，大于5km时需通过计算确定是否绝缘。地线绝缘时宜使用双联绝缘子串。1.0.7线路经过易舞动区应适当提高金具和绝缘子串的机械强度。2762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1绝缘配合、防雷和接地1.0.1±800kV直流输电线路的绝缘配合，应使线路能在工作电压、操作过电压和雷电过电压等各种条件下安全可靠地运行。1.0.2±800kV直流输电线路的防污绝缘设计，应根据绝缘子的污耐压特性，参考邻近线路的积污实测值、最新审定的污区分布图和直交流积污比，结合现场实际污秽调查结果并考虑污秽发展情况，选择合适的绝缘子型式和片数。对无可靠污耐压特性参数的绝缘子，也可参照污秽等级按爬电比距法选择合适的绝缘子型式和片数，直流线路的爬电比距不宜小于同地区交流线路爬电比距的2.0倍。1.0.3在海拔高度1000m以下地区，工作电压要求的“I”型及“V”型悬垂绝缘子串绝缘子片数，不宜少于表9.0.3的数值。表9.0.3轻污区要求的钟罩型悬垂绝缘子串片数串型“I”型“V”型标称电压(kV)±800±800单片绝缘子的高度（mm）170(195)170(195)爬距（mm）545(635)545(635)绝缘子片数（片）64(56)60(52)1.0.4耐张绝缘子串的绝缘子片数一般可取悬垂串同样的数值。但考虑水平排列耐张绝缘子串的自洁性能较好，在同一污区，也可根据运行经验较悬垂绝缘子串的爬电比距适当减少。1.0.5复合绝缘子在轻污区其爬电比距不宜小于盘型绝缘子，在中污区其爬电比距不宜小于盘型绝缘子最小要求值的3/4，重污区可根据污耐压试验结果，较中污区折减比例进一步减少。1.0.6在海拔高度超过1000m的地区，绝缘子的片数应进行修正，修正方法可按公式（9.0.6）确定。（9.0.6）式中：nH——高海拔地区每串绝缘子所需片数；H——海拔高度，km；m1——特征指数，它反映气压对于污闪电压的影响程度，由试验确定。1.0.7±800kV线路带电部分与杆塔构件（包括拉线、脚钉等）的间隙，在相应风偏条件下，不应小于表9.0.7所列数值。另外采用双节合成绝缘子串的操作过电压间隙值应根据真型塔试验结果适当增加.表9.0.7带电部分与杆塔构件的最小间隙(m)标称电压（kV）±800海拔(m)500100020002500操作过电压1.7pu-5.556.26.61.77pu5.455.756.356.7工作电压2.552.73.053.25雷电过电压暂不予规定1.0.8大于1000m海拔的空气放电电压按公式（9.0.8-1）修正：（9.0.8-1）空气放电电压海拔修正系数Ka可按公式（9.0.8-2）确定。（9.0.8-2）式中：H－海拔高度，km；(H≤2000m)m－海拔修正因子，工频电压、雷电过电压修正因子m=1.0；操作过电压修正因子见图9.0.8中的曲线a（极对地绝缘）。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-图9.0.8修正因子m1.0.2带电作业时带电部分对杆塔接地部分的校验间隙在海拔1000m以下最小间隙取值不小于5.7m，并另考虑0.5m人体活动范围。采用双节合成绝缘子串的带电作业间隙值应根据真型塔试验结果适当增加.校验带电作业间隙时，应采用下列计算条件：气温+15℃，风速10m/s。1.0.3±800kV直流输电线路的防雷设计，应根据负荷的性质和系统运行方式，结合当地已有的运行经验、地区雷电活动的强弱特点、地形地貌特点及土壤电阻率高低等因素，在计算耐雷水平后，通过技术经济比较，采用合理的防雷方式。±800kV直流输电线路应沿全线架设双地线。1.0.4杆塔上地线对导线采用负保护角，在山区不宜大于-10°。杆塔上两根地线之间的距离，不宜超过地线与导线间垂直距离的5倍。在一般档距的档距中央，导线与地线的距离，应按公式（7.0.11）校验（计算条件为：气温+15℃，无风）S≥0.012L+2.5（9.0.11）式中：S—导线与地线间的距离，m；L—档距，m。1.0.5在雷季干燥时，每基杆塔不连地线的工频接地电阻，不应大于表9.0.12所列数值。表9.0.12雷季干燥时每基杆塔不连地线的工频接地电阻土壤电阻率（Ω·m）100及以下100以上至500500以上至10001000以上至20002000以上工频接地电阻（Ω）10152025301）注：如土壤电阻率超过2000Ω·m，接地电阻很难降到30Ω时，可采用6～8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻不受限制。1.0.6通过耕地的直流输电线路，其接地体应埋设在耕作深度以下。位于居民区和水田的接地体应敷设成环形762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1导线布置1.0.1导线的线间距离按下列要求确定：a)对1000m以下档距，水平线间距离宜按公式（8.0.1）计算D=kiLk+*Un/110+0.65+A（10.0.1）式中：D—导线水平线间距离，m；ki－悬垂绝缘子串系数（见表10.0.1）；Lk—悬垂绝缘子串长度，m；Un—系统标称电压，kV；fc—导线最大弧垂，m。A－增大系数，对于直流线路，15mm覆冰A＝0，20mm～30mm覆冰A＝0.5m，40mm及以上覆冰A＝1.0m；表10.0.1ki系数悬垂串型式I-I串I-V串V-V串ki0.40.40b)导线垂直排列的垂直线间距离，宜采用公式(10.0.1)计算结果的75%。使用悬垂绝缘子串的杆塔，其垂直线间距离不宜小于17m。1.0.2覆冰地区上下层相邻导线间或地线与相邻导线间的水平偏移，应进行校验。按导线和地线不均匀脱冰时，跳跃接近及静态接近情况下，不致发生导线间和导线与地线间的危险接近，轻冰区导地线水平位移不宜小于1.75m，中冰区导地线水平位移不宜小于2.5m，重冰区导地线水平位移不宜小于3m。（设计冰厚5mm或无冰情况，可根据运行经验适当减小）。校验导线间和导线与地线间在不均匀脱冰情况下危险接近时，一般取验算档的上层导线或地线的冰重为100%设计冰重，下层导线脱冰重量可取50~100%设计冰重。（覆冰厚度5~10mm时脱冰重量宜取100%）。跳跃接近应满足运行电压要求的最小空气间隙；静态接近应满足内过电压要求的最小空气间隙。地线弧垂最低点不应低于导线弧垂最低点，上层导线弧垂最低点不应低于下层导线弧垂最低点。2762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-杆塔型式1.0.1杆塔类型杆塔按其受力性质，分为悬垂型、耐张型杆塔。悬垂型杆塔分为悬垂直线和悬垂转角杆塔；耐张型杆塔分为耐张直线、耐张转角和终端杆塔。1.0.2杆塔外形规划杆塔的外形规划与构件布置应按照导线和地线排列方式，以结构简单、受力均衡、传力清晰、外形美观为原则，同时结合占地范围、杆塔材料、运行维护、施工方法、制造工艺等因素在充分进行设计优化的基础上选取技术先进、经济合理的设计方案。1.0.3杆塔使用原则1)对不同类型杆塔的选用，应依据线路路径特点，按照安全可靠、经济合理、维护方便和有利于环境保护的原则进行。对于山区线路杆塔，应依据地形特点，配合高低基础，采用全方位长短腿结构型式。2)对于线路走廊拆迁或清理费用高以及走廊狭窄的地带，宜采用导线垂直排列的杆塔，并考虑V型和L型绝缘子串使用的可能性，在满足安全性和经济性的基础上减小线路走廊宽度。3)对于悬垂直线杆塔，如需要兼小角度转角，且不增加杆塔头部尺寸时，其转角度数不宜大于3°。悬垂转角杆塔的转角度数不宜大于20°。2762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1杆塔荷载及材料1.1杆塔荷载1.1.1荷载分类1永久荷载：导线及地线、绝缘子及其附件、杆塔结构、各种固定设备、基础、以及土石方等的重力荷载；土压力及预应力等荷载。2可变荷载：风和冰(雪)荷载；导线、地线及拉线的张力；安装检修的各种附加荷载；结构变形引起的次生荷载。1.1.2荷载作用方向杆塔的作用荷载一般分为：横向荷载、纵向荷载和垂直荷载。1.1.3各类杆塔均应计算线路正常运行情况、断线(含导线的纵向不平衡张力)、不均匀覆冰情况和安装情况下的荷载组合，必要时尚应验算地震等稀有情况。1.1.4各类杆塔的正常运行情况，应计算下列荷载组合：1基本风速、无冰、未断线(包括最小垂直荷载和最大水平荷载组合)。2设计覆冰、相应风速及气温、未断线。3最低气温、无冰、无风、未断线(适用于终端和转角杆塔)。1.1.5悬垂型杆塔的断线(含导线的纵向不平衡张力)情况，应按-5℃、有冰、无风的气象条件，计算下列荷载组合：任意一极导线有不平衡张力，地线未断；断任意一根地线，导线无不平衡张力。1.1.6耐张型杆塔的断线(含导线的纵向不平衡张力)情况应按-5℃、有冰、无风的气象条件，计算下列荷载组合：同一档内断任意一根地线和任意一极导线有纵向不平衡张力。1.1.7对于轻、中冰区地线的断线张力和导线的纵向不平衡张力应不低于表12.1.7值，垂直冰荷载取100％设计覆冰荷载。表12.1.7轻、中冰区地线断线张力和导线的纵向不平衡张力（取最大使用张力的百分数）（%）冰区地线悬垂塔导线耐张塔导线轻冰区(10mm及以下冰区)100平丘20/山地2570中冰区15mm100357020mm10045701.1.8对于重冰区地线的断线张力和导线的纵向不平衡张力除按表12.1.8-1规定的覆冰率计算外，还应不低于表12.1.8-2规定的值，垂直冰荷载取100％设计覆冰荷载。表12.1.8-1　重冰区导线、地线断线时的覆冰率（%）冰　区悬垂型杆塔耐张型杆塔重冰区20mm7010030mm8010040mm9010050mm100100表12.1.8-2　重冰区地线断线张力和导线的纵向不平衡张力取值表（取最大使用张力的百分数）（%）冰区地线悬垂塔导线耐张塔导线重冰区20mm100557530mm1006080762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-40mm100658550mm10070901.1.1轻、中冰区不均匀覆冰情况，按-5℃、有不均匀冰、10m/s风速的气象条件计算。垂直冰荷载取75％设计覆冰荷载。表12.1.9-1轻、中冰区不均匀覆冰的导、地线不平衡张力取值表（取最大使用张力的百分数）（%）冰区悬垂型杆塔耐张型杆塔导线地线导线地线轻冰区(10mm及以下冰区)10203040中冰区15mm1525354520mm203040501.1.2重冰区不均匀覆冰情况，按-5℃、有不均匀冰、10m/s风速的气象条件计算。导、地线不平衡张力除按12.1.10-2表中的覆冰率计算外应不低于表12.1.10-1值。垂直冰荷载按75%设计覆冰荷载计算。表12.1.10-1重冰区不均匀覆冰的导、地线不平衡张力取值表（取最大使用张力的百分数）（%）冰区悬垂型杆塔耐张型杆塔导线地线导线地线重冰区20mm2546425430mm2950465840mm3354506350mm38585467表12.1.10-2不平衡张力覆冰率（%）悬垂型杆塔耐张型杆塔一侧另一侧一侧另一侧1002010001.1.3各类杆塔均应考虑所有导、地线同时同向有不均匀覆冰的不平衡张力，使杆塔承受最大的弯矩；中、重冰区的各类杆塔还应考虑所有导、地线同时不同向有不均匀覆冰的不平衡张力，使杆塔承受最大的扭矩。1.1.4各类杆塔在断线情况下的断线张力（含导线纵向不平衡张力），以及不均匀覆冰情况下的不平衡张力均应按静态荷载计算。1.1.5轻、中冰区防串倒的加强型悬垂杆塔，除按常规悬垂型杆塔工况计算外，还应按所有导、地线同侧有断线张力（或不平衡张力）计算，断线张力（或不平衡张力）按表10.1.7取值。1.1.6各类杆塔的验算覆冰荷载情况，按验算冰厚、-5℃、10m/s风，所有导、地线同时同向有不平衡张力，使杆塔承受最大弯矩。1.1.7各类杆塔的安装情况，应按10m/s风速、无冰、相应气温的气象条件下考虑下列荷载组合：1悬垂型杆塔的安装荷载：１）提升导、地线及其附件时的作用荷载。包括提升导、地线、绝缘子和金具等重量、安装工人和工具的附加荷载，提升时应考虑动力系数1.1，附加荷载可按表10.1.15选用。表10.1.15附加荷载标准值(kN)导线地线跳线悬垂型杆塔耐张型杆塔悬垂型杆塔耐张型杆塔8.012.04.04.06.0２）导线及地线锚线作业时的作用荷载。锚线对地夹角一般应不大于20°，正在锚线相的张力应考虑动力系数1.1。挂线点垂直荷载取锚线张力的垂直分量和导、地线重力和附加荷载之和，纵向不平衡张力分别取导、地线张力与锚线张力纵向分量之差。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-2耐张型杆塔的安装荷载：１）导线及地线荷载：锚塔：锚地线时，相邻档内的导线及地线均未架设；锚导线时，在同档内的地线已架设。紧线塔：紧地线时，相邻档内的地线已架设或未架设，同档内的导线均未架设；紧导线时，同档内的地线已架设，相邻档内的导线已架设或未架设。２）临时拉线所产生的荷载：锚塔和紧线塔均允许计及临时拉线的作用，临时拉线对地夹角不应大于45°，其方向与导、地线方向一致，临时拉线按平衡导线张力标准值40kN考虑，地线临时拉线按平衡地线张力标准值5kN考虑。3）紧线牵引绳产生的荷载：紧线牵引绳对地夹角一般按不大于20°考虑，计算紧线张力时应计及导、地线的初伸长、施工误差和过牵引的影响。4）安装时的附加荷载：可按表12.1.15选用。3导、地线的架设次序，一般考虑先架设地线再架设导线。4与水平面夹角不大于30度、而且可以上人的铁塔构件，应能承受设计值1000N人重荷载，此时，不与其他荷载组合。1.1.1终端杆塔应计及换流站一侧导线及地线已架设或未架设的情况。1.1.2计算曲线型铁塔时，应考虑沿高度方向不同时出现最大风速的不利情况。1.1.3位于基本地震烈度为9度及以上地区的各类杆塔均应进行抗震验算。1.1.4外壁坡度小于2%的圆筒形结构或圆管构件，应根据雷诺数Re的不同情况进行横风向风振校核。1.1.5导线及地线风荷载的标准值，应按下式计算：Wx＝a·Wo·mZ·mSC·bc·d·Lp·B1·sin2q（12.1.20-1）Wo＝V2/1600（12.1.20-2）式中Wx——垂直于导线及地线方向的水平风荷载标准值，kN；a——风压不均匀系数，应根据设计基本风速，按照表10.1.20-1、10.1.20-2确定；bc——导线及地线风荷载调整系数，仅用于计算作用于杆塔上的导线及地线风荷载(不含导线及地线张力弧垂计算和风偏角计算)，bc应按照表10.1.21-1确定；mZ——风压高度变化系数，基准高度为10m的风压高度变化系数按表10.1.23的规定确定；mSC——导线或地线的体型系数：线径小于17mm或覆冰时(不论线径大小)应取mSC=1.2；线径大于或等于17mm，mSC取1.1；d——导线或地线的外径或覆冰时的计算外径；分裂导线取所有子导线外径的总和，m；Lp——杆塔的水平档距，m；B1——导线、地线及绝缘子覆冰后风荷载增大系数，5mm冰区取1.1，10mm冰区取1.2，15mm冰区取1.3，20mm及以上冰区取1.5～2.0；q——风向与导线或地线方向之间的夹角，度；Wo——基准风压标准值，kN/m2；V——基准高度为10m的风速，m/s。表12.20-1风压不均匀系数和导地线风载调整系数风速Vm/s≤2020≤V<2727≤V<31.5≥31.5a计算杆塔荷载1.000.850.750.70设计杆塔（风偏计算用）1.000.750.610.61bc计算杆塔荷载1.001.101.201.30对跳线的计算，a宜取1.2。校验杆塔电气间隙时，风压不均匀系数a随水平档距变化取值如下表12.1.20-2。表12.1.20-2风压不均匀系数水平档距（m）≤200250300350400450500≥550a0.800.740.700.670.650.630.620.611.1.6杆塔风荷载的标准值，应按下式计算：WS=WO·mZ·mS·bZ·B2·AS（12.1.21）762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-式中WS——杆塔风荷载标准值(kN)；mS、AS——分别为构件的体型系数和承受风压的投影面积计算值，m2，体型系数mS按现行国家规范《建筑结构荷载规范》（GB50009）确定；bz——杆塔风荷载调整系数。对杆塔本身，当杆塔全高不超过60m时，应按照表10.1.18对全高采用一个系数；当杆塔全高超过60m时，应按现行国家规范《建筑结构荷载规范》（GB50009）采用由下到上逐段增大的数值，但其加权平均值对自立式铁塔不应小于1.6。对基础，当杆塔全高不超过60m时，应取1.0，60m及以上时宜采用由下到上逐段增大的数值，但其加权平均值对自立式铁塔不应小于1.3。B2——构件覆冰后风荷载增大系数，5mm冰区取1.1，10mm冰区取1.2，15mm冰区取1.6，20mm冰区取1.8，20mm以上冰区取2.0～2.5；表12.1.21杆塔风荷载调整系数bz杆塔全高H（m）2030405060bz1.01.251.351.51.6注：1中间值按插入法计算。2对自立式铁塔，表中数值适用于高度与根开之比为4－6。1.1.2绝缘子串风荷载的标准值，应按下式计算：WI＝WO·mZ·B1·AI（12.1.22）式中WI——绝缘子串风荷载标准值，kN；AI——绝缘子串承受风压面积计算值，m2。1.1.3对于平坦或稍有起伏的地形，风压高度变化系数应根据地面粗糙度类别按表12.1.23的规定确定。表12.1.23风压高度变化系数mZ离地面或海平面高度(m)地面粗糙度类别ABCD51.171.000.740.62101.381.000.740.62151.521.140.740.62201.631.250.840.62301.801.421.000.62401.921.561.130.73502.031.671.250.84602.121.771.350.93702.201.861.451.02802.271.951.541.11902.342.021.621.191002.402.091.701.271502.642.382.031.612002.832.612.301.922502.992.802.542.193003.122.972.752.453503.123.122.942.684003.123.123.122.91≥4503.123.123.123.12注：地面粗糙度类别：A类指近海面和海岛、海岸、湖岸及沙漠地区；B类指田野、乡村、丛林、丘陵以及房屋比较稀疏的乡镇和城市郊区；C类指有密集建筑群的城市市区；D类指有密集建筑群且房屋较高的城市市区。1.2结构材料762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1.1.1钢材的材质应根据结构的重要性、结构形式、连接方式、钢材厚度和结构所处的环境及气温等条件进行合理选择。钢材等级一般采用Q235、Q345、Q390和Q420，有条件时也可采用Q460。钢材的质量应分别符合现行国家标准《碳素结构钢》GB/T700和《低合金结构钢》GB/T1591的规定。1.1.2钢材质量等级：所有杆塔结构的钢材均应满足不低于B级钢的质量要求。当采用40mm及以上厚度的钢板焊接时，应采取防止钢材层状撕裂的措施。1.1.3结构连接一般采用4.8、5.8、6.8、8.8级热浸镀锌螺栓，其材质和机械特性应分别符合现行规范《紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱》GB/T3098.1和《紧固件机械性能螺母粗牙螺纹》GB/T3098.2的规定。1.1.4钢材、螺栓和锚栓的强度设计值，应按表10.2.4的规定确定。表12.2.4钢材、螺栓和锚栓的强度设计值(N/mm2)类别材料厚度或直径(mm)抗拉抗压和抗弯抗剪孔壁承压*钢材Q235≤16215215125370＞16～40205205120＞40～60200200115＞60～100190190110Q345≤1631031018051017～3529529517049036～5026526515544051～100250250145415Q390≤16350350205530＞16～35335335190510＞35～50315315180480＞50～100295295170450Q420≤16380380220560＞16～35360360210535＞35～50340340195510＞50～100325325185480镀锌粗制螺栓(C级)4.8级标称直径D≤39200/170螺杆承压4205.8级标称直径D≤39240/2105206.8级标称直径D≤39300/2406008.8级标称直径D≤39400/300800锚栓Q235钢外径≥16160//Q345钢外径≥1620535号优质碳素钢外径≥16190///45号优质碳素钢外径≥16215///注：1*适用于构件上螺栓端距大于等于1.5DB(DB螺栓直径)；28.8级高强度螺栓应具有A类（塑性性能）和B类（强度）试验项目的合格证明。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1杆塔结构1.1基本计算规定1.1.1杆塔结构设计应采用以概率理论为基础的极限状态设计法，结构构件的可靠度采用可靠指标度量，极限状态设计表达式采用荷载代表值、材料性能标准值、几何参数标准值以及各种分项系数等表达。1.1.2结构的极限状态是指结构或构件在规定的各种荷载组合作用下或在各种变形或裂缝的限值条件下，满足线路安全运行的临界状态。极限状态分为承载力极限状态和正常使用极限状态。1)承载力极限状态：结构或构件达到最大承载力或不适合继续承载的变形；2)正常使用极限状态：结构或构件的变形或裂缝等达到正常使用的规定限值。1.1.3结构或构件的强度、稳定和连接强度，应按承载力极限状态的要求，采用荷载的设计值和材料强度的设计值进行计算；结构或构件的变形或裂缝，应按正常使用极限状态的要求，采用荷载的标准值和正常使用规定限值进行计算。1.2承载能力和正常使用极限状态计算表达式1.2.1结构或构件的承载力极限状态，应采用下列表达式：go(gG×SGK+ψSgQi×SQiK)≤R(13.2.1)式中：go－结构重要性系数，除安装工况取1.0外，其它工况应取1.1；gG－永久荷载分项系数，对结构受力有利时，gG不应大于1.0；不利时，应取gG=1.2；gQi－第i项可变荷载的分项系数，应取gQi=1.4；SGK－永久荷载标准值的效应；SQiK－第i项可变荷载标准值的效应；ψ－可变荷载组合系数，正常运行情况，应取ψ=1.0；断线情况、安装情况和不均匀覆冰情况，应取ψ=0.9；验算情况，应取ψ=0.75；R－结构构件的抗力设计值。1.2.2结构或构件的正常使用极限状态，应采用下列表达式：SGK+ψSSQiK£C(13.2.2)式中：C－结构或构件的裂缝宽度或变形的规定限值，mm。1.2.3结构或构件承载力的抗震验算，应采用下列表达式：gG·SGE+gEh·SEhk+gEV·SEVK+gEQ·SEQK+ywE·Swk£R/gRE(13.2.3)式中：gG－重力荷载分项系数，对结构受力有利时取1.0，不利时取1.2，验算结构抗倾覆或抗滑移时取0.9。gEh，gEV－水平、竖向地震作用分项系数，应按表13.2.3-1的规定采用；762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-表13.2.3-1地震作用分项系数考虑地震作用的情况gEhgEV仅考虑水平地震作用1.3不考虑仅考虑竖向地震作用不考虑1.3同时考虑水平与竖向地震作用水平地震作用为主时1.30.5竖向地震作用为主时0.51.3gEQ－导、地线张力可变荷载的分项综合系数，应取gEQ=0.5；SGE－重力荷载代表值的效应；SEhk－水平地震作用标准值的效应；SEVK－竖向地震作用标准值的效应；SEQK－导、地线张力可变荷载的代表值效应；Swk－风荷载标准值的效应；ywE－抗震基本组合中的风荷载组合系数，可取0.3；gRE－承载力抗震调整系数，应按表13.2.3-2确定。表13.2.3-2承载力抗震调整系数材料结构构件承载力抗震调整系数钢跨越塔0.85除跨越塔以外的其他铁塔0.80焊缝和螺栓1.001.2杆塔结构基本规定1.2.1长期荷载效应组合(无冰、风速5m/s及年平均气温)作用下，杆塔的计算挠曲度(不包括基础倾斜)，不应超过下列数值：1)悬垂直线自立式铁塔3h/10002)耐张转角及终端自立式铁塔7h/1000其中h为杆塔最长腿基础顶面起至计算点高度。根据杆塔的特点，设计应提出施工预偏的要求。1.2.2钢结构构件允许最大的长细比：1)受压主材不大于1502)受压材不大于2003)辅助材不大于2504)受拉材(预拉力的拉杆可不受长细比限制)不大于4001.2.3杆塔结构钢材的最小厚度,应按表13.3.3规定确定。钢管的厚度不得小于3mm，腐蚀严重地区应取4mm。表13.3.3杆塔结构构件最小厚度（mm）构件名称防腐方式热镀锌涂料主材45斜材及辅助材341.2.4杆塔铁件应采用热浸镀锌防腐，或采用其他等效的防腐措施。1.2.5受剪螺栓的螺纹不应进入剪切面。当无法避免螺纹进入剪切面时，应按净面积进行剪切强度验算。受拉螺栓及位于横担、顶架等受振动部位的螺栓应采取防松措施。靠近地面的塔腿上的连接螺栓，宜采取防卸措施。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1基础设计1.0.1基础型式的选择，应结合线路沿线地质、施工条件和杆塔型式的特点作综合考虑。1当有条件时，应优先采用原状土基础。一般情况下，可以选用现浇钢筋混凝土基础或混凝土基础；岩石地区可采用锚筋基础或岩石嵌固基础；软土地基可采用大板基础、桩基础或沉井基础；运输或浇制混凝土有困难的地区，可采用装配式基础。2山区线路应采用全方位长短腿铁塔和不等高基础配合使用的方案，按照不破坏或尽量少破坏原状地貌的原则，保护自然环境，防止水土流失。1.0.2基础稳定、基础承载力采用荷载的设计值进行计算；地基的不均匀沉降、基础位移等采用荷载的标准值进行计算。1.0.3基础的上拔和倾覆稳定，应采用下列极限状态表达式γf·TE≤A(γk、γS、γC、…)（14.0.3）式中：γf——基础的附加分项系数，应按照表14.0.3的规定确定；TE——基础上拔或倾覆外力设计值；A(γk、γS、γC、…)——基础上拔或倾覆的承载力函数；γk——几何参数的标准值；γS、γC——土及混凝土的重度设计值(取土及混凝土的实际重度)。表14.0.3基础附加分项系数γf杆塔类型上拔稳定倾覆稳定重力式基础其他各种类型基础各类型基础悬垂直线杆塔0.91.101.10耐张直线(0°转角)及悬垂转角杆塔0.951.301.30耐张转角、终端及大跨越杆塔1.101.601.601.0.4基础底面压应力，应采用下列极限状态表达式：当轴心荷载作用时P≤fa/γrf（14.0.4-1）式中：P——基础底面处的平均压应力设计值；fa——地基承载力特征值；γrf——地基承载力调整系数，宜取γrf=0.75。当偏心荷载作用时，除应按式14.0.4-1计算外，还应按下式计算Pmax≤1.2fa/γrf（14.0.4-2）式中：Pmax——基础底面边缘的最大压应力设计值。1.0.5基础混凝土强度等级不应低于C20级。1.0.6岩石基础的地基应逐基鉴定。1.0.7在季节性冻土地区，当地基土具有冻胀性时基础埋深应大于土壤的标准冻结深度，在多年冻土地区应遵照相应规范。1.0.8跨越河流或位于洪泛区的基础，应收集水文地质资料，必要时考虑冲刷作用和漂浮物的撞击影响，并应采取相应的防护措施。洪水冲刷、流水动压力等计算时洪水重现期可按100年一遇考虑。1.0.9对大跨越杆塔及特殊重要的杆塔基础，当位于地震烈度为7度及以上的地区且场地为饱和砂土和饱和粉土时，应考虑地基液化的可能性，并采取必要的稳定地基或基础的抗震措施。1.0.10转角塔、终端塔的基础应采取预偏措施。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1对地距离及交叉跨越1.0.1导线对地面、建筑物、树木、铁路、道路、河流、管道、索道及各种架空线路的距离，应根据导线运行温度+40℃(若导线按允许温度+80℃设计时，导线运行温度取+50℃)情况或覆冰无风情况求得的最大弧垂计算垂直距离，根据最大风情况或覆冰情况求得的最大风偏进行风偏校验。计算上述距离，可不考虑由于电流、太阳辐射等引起的弧垂增大，但应计及导线架线后塑性伸长的影响和设计、施工的误差。重覆冰区的线路，还应计算导线不均匀覆冰和验算覆冰情况下的弧垂增大。大跨越的导线弧垂应按导线实际能够达到的最高温度计算。输电线路与主干铁路、高速公路交叉，采用独立耐张段。输电线路与标准轨距铁路、高速公路及一级公路交叉时，如交叉档距超过200m，最大弧垂应按导线允许温度计算，导线的允许温度按不同要求取+70℃或+80℃计算。1.0.2导线与地面的距离，在最大计算弧垂情况下不应小于表15.0.2-1所列数值。表15.0.2-1导线对地面最小距离（m）标称电压(kV)地区±800备注水平V串水平I串居民区2121.5　非居民区18.018.5农业耕作区1617人烟稀少的非农业耕作区交通困难地区15.5导线与山坡、峭壁、岩石之间的净空距离，在最大计算风偏情况下，不应小于表13.0.2-2所列数值表15.0.2-2导线与山坡、峭壁、岩石之间的净空距离（m）标称电压(kV)线路经过地区±800步行可以到达的山坡13步行不能到达的山坡、峭壁和岩石111.0.3线路邻近民房，民房所在地面湿导线情况下未畸变合成电场应不超过15kV/m；房屋所在处的可听噪声预估值不应超过45dB(A)。1.0.4线路不应跨越经常有人居住的建筑物以及屋顶为燃烧材料的建筑物。对人员不经常居住的耐火屋顶建筑物，原则上也不宜跨越，如必须跨越时应与有关方面协商或取得当地政府同意。导线与建筑物之间的垂直距离，在最大计算弧垂情况下，不应小于表15.0.4-1所列数值。表15.0.4-1导线与建筑物之间的最小垂直距离标称电压（kV）±800垂直距离（m）16线路边导线与建筑物之间的距离，在最大计算风偏情况下，不应小于表13.0.4-2所列数值。表15.0.4-2导线与建筑物之间的净空距离标称电压（kV）±800距离（m）15.5无风情况下，边导线与建筑物之间的水平距离，不应小于表15.0.4-3所列数值。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-表15.0.4-3边导线与建筑物之间的水平距离标称电压（kV）±800距离（m）71.0.2线路通过林区，宜采用加高杆塔跨越林木不砍通道的方案。当跨越时，导线与树木（考虑自然生长高度）之间的垂直距离，不小于表15.0.5-1所列数值。当砍伐通道时，通道净宽度不应小于线路宽度加林区主要树种自然生长高度的2倍。通道附近超过主要树种自然生长高度的个别树木应砍伐。表15.0.5-1导线与树木之间的垂直距离标称电压（kV）±800垂直距离（m）13.5线路通过公园、绿化区或防护林带，导线与树木之间的净空距离，在最大计算风偏情况下，不小于表15.0.5-2所列数值。表15.0.5-2导线与树木之间的净空距离标称电压（kV）±800净空距离（m）10.5±800kV线路通过果树、经济作物林或城市灌木林不应砍伐通道。导线与果树、经济作物、城市绿化灌木以及街道行道树木之间的垂直距离，不应小于表15.0.5-3所列数值。表15.0.5-3导线与果树、经济作物、城市绿化灌木及街道树之间的最小垂直距离标称电压（kV）±800垂直距离（m）151.0.3±800kV线路跨越弱电线路时，其交叉角应符合表15.0.6的要求。表15.0.6±800kV线路与弱电线路的交叉角弱电线路等级一级二级三级交叉角≥45°≥30°不限制1.0.4±800kV线路与甲类火灾危险性的生产厂房、甲类物品库房、易燃、易爆材料堆场以及可燃或易燃、易爆液（气）体储罐的防火间距，不应小于杆塔全高加3m，还应满足其他的相关规定。1.0.5±800kV线路与铁路、道路、河流、管道、索道及各种架空线路交叉或接近，应符合表15.0.8的要求。表15.0.8±800kV线路与铁路、公路、河流、管道、索道及各种架空线路交叉或接近的要求项目垂直距离（m）水平距离（m）铁路至轨顶标轨21.5杆塔外缘至轨道中心交叉：40.0平行：最高塔高加3m，困难时协商确定。窄轨21.5电气轨21.5至承力索或接触线15公路至路面21.5杆塔外缘至路基边缘开阔地区交叉15.0或按协议取值平行最高塔高路径受限制地区边导线至路基边缘12.0或按协议取值通航河流至五年一遇洪水位15边导线至斜坡上缘（线路与拉纤小路平行）最高塔高至最高航行水位桅顶10.5不通航河流百年一遇洪水位12.5冬季至冰面18762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-弱电线至被跨越物17与边导线间（平行）开阔地区交叉杆塔外缘至弱电线15平行最高塔高路径受限制地区(最大风偏情况下）13电力线至被跨越物（杆顶）10.5（15.0）与边导线间（平行）开阔地区交叉杆塔外缘至电力线15平行最高塔高路径受限制地区(最大风偏情况下）边导线间20，导线风偏至邻塔13特殊管道、索道至管道任何部分管道17索道12.5边导线至管、索道任何部分开阔地区交叉最高塔高平行天然气、石油(非埋地管道)：最高塔高+3m路径受限制地区(最大风偏情况下）风偏时15注：1.垂直距离中，括号内的数值用于跨杆（塔）顶；2.与110kV及以上输电线路的交叉角应大于15°；3.应尽量远离低压用电线路和通信线路，必要时，通信线路采取防护措施，受静电感应影响电压可能异常升高的入户低压线路需给以必要的处理；4.走廊内受静电感应可能带电的金属物应予以接地。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1环境保护1.0.1输电线路设计，应符合国家环境保护、水土保持的有关法律法规的要求。输电线路按要求在设计阶段，作相应的环境影响评价、环境保护工程设计和编制水土保持方案报告。1.0.2输电线路的设计中应对电磁干扰、噪声、水土保持等方面采取必要的防治措施，减少其对周围环境的影响。1.0.3输电线路塔基、施工道路等处应进行适当的绿化，恢复输电线路附近的生态环境。1.0.4山区线路铁塔应采用全方位长短腿配合使用不等高基础，以适应地形变化。1.0.5输电线路邻近民房时，房屋所在地面最大合成场强不大于15.0.3条中规定值。1.0.6距输电线路边导线投影外20m处，80﹪时间，80﹪置信度，频率0.5MHZ时的无线电干扰值不大于7.0.3条中规定值。1.0.7距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m处晴天时由电晕产生的可听噪声限值（L50）不大于7.0.4条中要求值。1.0.8线路经过经济作物或林区时，宜采取跨越设计。2762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-劳动安全和工业卫生1.0.1输电线路工程应满足国家规定的有关防火、防爆、防尘、防毒及劳动安全与卫生等的要求。1.0.2高杆塔宜采取高空作业工作人员的安全保护措施。1.0.3输电线路建成通电后对平行和交叉的其他电压等级的输电线路、通信线等存在感应电压，邻近线路在运行和维修时应做好安全措施。1.0.4输电线路在施工时，会受到邻近输电线的影响，产生电磁感应电压。在施工时应落实好劳动安全措施。并在架线高空作业时，制订安全措施，确保安全生产。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-附属设施1.0.1新建输电线路在交通困难地区宜设巡检站。巡检站应配备必要的备品备件、检修材料、维护检修工器具以及交通工具。1.0.2杆塔上的固定标志，应符合下列原则规定：(1)所有杆塔均应标明名称、代号和杆塔号；(2)所有耐张型杆塔应有明显的极性标志；(3)高杆塔必要时应按航空部门的规定装设航空障碍标志；(4)杆塔上固定标志的尺寸、颜色和内容还应符合运行部门的要求。1.0.3新建输电线路宜根据现有运行条件配备适当的通信设施。1.0.4一般线路全高在80m以下的杆塔，登高设施可选用脚钉。高于80m的杆塔，宜选用直爬梯或设置简易的检修人员休息平台。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-附录　A（规范性附录）本规范用词说明A.1GB/T1.1推荐用词A.1.1表示要准确地符合标准而应严格遵守的要求的用词正面词采用“应”；反面词采用“不应”。A.1.2表示在正常情况下首先要这样做的用词正面词采用“宜”；反面词采用“不宜”。A.1.3表示在标准规定的范围内允许稍有选择的用词正面词采用“可以”；反面词采用“不必”。A.1.4表示事物因果关系的可能性和潜在能力的用词正面词采用“能”；反面词采用“不能”。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-（资料性附录）公路等级B.1高速公路高速公路为专供汽车分向、分车道行驶并应全部控制出入的多车道公路。四车道高速公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量25000～55000辆；六车道高速公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量45000～85000辆；八车道高速公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量60000～100000辆。B.2一级公路一级公路为供汽车分向、分车道行驶，并可根据需要控制出入的多车道公路。四车道一级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量15000～30000辆；六车道一级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量25000～55000辆。B.3二级公路二级公路为供汽车行驶的双车道公路。双车道二级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量5000～15000辆。B.4三级公路三级公路为主要供汽车行驶的双车道公路。双车道三级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量2000～6000辆。B.5四级公路四级公路为主要供汽车行驶的双车道或单车道公路双车道四级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量2000辆以下；单车道四级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量400辆以下。附录　A762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-（资料性附录）导线表面最大电位梯度计算国际大电网会议第36分委会推荐方法：C.1分裂导线的等效直径由下式决定（C.1）式中：－通过n根次导线中心的圆周直径，cm；N－次导线的根数；－次导线的直径，cm。C.2用麦克斯威电位系数法决定每极导线的等效总电荷（C.2）式中：[V]－极导线电位矩阵，kV；[P]－电位系数矩阵，1/m；[Q]－等效电荷矩阵，mC。C.3导线的平均表面电位梯度为（C.3）式中：εo－空气介电常数。C.4导线表面最大电位梯度为（C.4）对于双极直流綫路可以用每千伏梯度的梯度因子(kV/cm/kV)来近似计算导綫表面电位梯度（C.5）式中：G－导线表面电位梯度，G=VG’kV/cm；r－次导綫半径，cm；R－通过n根次导线中心圆周的半径，cm；H－导线的平均高度(导线对地最小高度加1/3弧垂)，cm；S－正极与负极导线之间的距离，cm；N－次导线数(分裂导线分裂数)。附录　A762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-(资料性附录）电晕无线电干扰计算国际无线电干扰特别委员会CISPR提出的适用于双极直流线路晴天无线电干扰（平均值）计算公式为：式中：E为无线电干扰电平，dB（）；gmax为导线表面最大场强，kV/cm；r为子导线半径，cm；为分裂导线数；D为距正极性导线的距离（适用于D＜100m）；为气象修正项；Ef为干扰频率修正项。　　上式中前4项计算得到的干扰值是指在基准频率0.5MHz下，距正极导线20m处晴天的干扰值。要得到其他频率、距正极导线更远处和其他气象条件下的干扰值，应增加后面三项计算内容。　　上式适用于0～500m海拔，其后海拔每升高330m，无线电干扰增加1dB。附录　A762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-(资料性附录）电晕可听噪声计算美国EPRI计算L50噪声公式如下：AN＝56.9＋124log（E/25）＋25log（d/4.45）＋18log（n/2）－10log（Dr）－0.02DrE为导线表面最大电场强度（kV/cm）；d为子导线直径（cm）；D为距正极性导线的距离（m）；为子导线根数；为与分裂根数有关，当≥3时，＝0；当＝2时，＝2.6；当＝1时，＝7.5。上式适用于导线表面场强在15kV/cm＜E＜30kV/cm，子导线直径2cm＜d＜5cm，分裂根数1＜n＜6的情况，雨天可听噪声较晴天小6dB，冬季晴天可听噪声较夏季睛天小4dB，春秋季晴天可听噪声较夏季晴天小2dB。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-图图图±800kV直流架空输电线路设计技术规程图图A.1.1.1.1.1.1　条文说明图图图图图图图图图图762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-制订说明随着我国国民经济和电网建设的不断发展，我国的高压交流输电技术得到了迅速发展，目前，我国电网的最高运行电压等级从500kV发展到750kV，直流工程发展到±800kV。电网建设以科学发展观为指导，充分利用高新技术和先进设备，在加强现有电网技术改造和升级方面取得了较大的成果。许多新技术、新工艺和新材料正在得到广泛运用和大力推广，成为电网设计和建设中的重要组成部分。本规范归纳了南网的±800kV云南—广东特高压直流输电线路工程的专题技术及经验，贯彻国家电力基础建设基本方针，认真落实安全可靠、经济合理、技术先进、环境友好的技术原则，通过技术创新和科技进步，突出展现设计方案的经济性、合理性、先进性。规范还针对2008年初我国南方地区电网覆冰灾害经验教训进行了认真仔细的研究和分析，调整了现有规程冰区的划分，适当提高了电网抗冰设防的要求。本规范在编制过程中充分收集了电力行业标准化、信息化研究推广应用的成果，在分析和总结的基础上使好的经验形成规定进行推广。本规范还体现了：1根据国家对环境保护的法律、法规，增设了环境保护章节。2根据国家法规对劳动安全和工业卫生的要求，设置了劳动安全和工业卫生章节。3根据电网建设中新技术、新工艺、新材料的应用，在路径、导线和地线、绝缘子和金具、杆塔结构等章节，增加了相关的内容。4认真研究生产运行提出的问题和经验，在安全、经济、合理的基础上增加了适当的条文规定。本规范的强制性条款是指对直接涉及人民生命财产安全、人身健康、环境保护和其他公众利益等方面的要求，必须严格执行的强制性条款。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-1.1.1.1　目次1　总则382　术语和符号393　路径404　气象条件415　导线和地线436　绝缘子和金具617　绝缘配合、防雷和接地638　导线布置789　杆塔型式7910　杆塔荷载及材料8011　杆塔结构8512　基础设计8713　对地距离及交叉跨越8814　环境保护10915　劳动安全和工业卫生11016　附属设施111附录112762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-3总则3.0.1明确强调±800kV架空输电线路的要求，本条提出对输电线路设计工作的基本原则，要求协调好各方面的相互关系，如安全与经济、基本建设与生产运行、近期需要和远景规划、线路建设和周围环境等，目的是以合理的投资使设计的输电线路能获得最佳的综合效益。3.0.2本规范适用范围。适用于新建±800kV输电线路设计。3.0.3根据电网建设的发展，本规范还明确了依靠技术进步，合理利用资源，达到降低消耗，提高资源的利用效率的要求。3.0.4根据2008年初我国南方地区发生的严重冰灾，为确保供电设施的安全可靠，对重要线路和特殊区段线路宜采取适当加强措施。对重要线路：重要性系数取1.1，使其安全等级在原标准上有所提高；对易覆冰区段宜采取覆冰设防加强措施，必要时按照稀有覆冰条件进行机械强度验算。对特殊区段线路：如大跨越线路、跨越主干铁路、高速公路等重要设施的跨越应采用独立耐张段，必要时杆塔结构重要性系数取1.1。对于运行抢修特别困难的局部区段线路，宜采取适当加强措施，提高安全设防水平。对覆冰地区的重要线路可考虑安装线路覆冰在线监测装置，采取防冰、减冰、融冰等措施。重要线路是指：核心骨干网架、特别重要用户供电线路等线路。3.0.5强调架空输电线路设计，除应执行本规范外，尚应符合现行的有关国家标准、规范的规定。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-4.术语、符号4.0.1按照规程编撰范例，列出输电线路设计中常用到的术语。4.0.2根据正文中的使用情况，将规范中多处引用的符号列入2.2节。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-5路径5.0.1110～750kV输电线路路径选择现已大量使用卫片、航片、全数字摄影测量系统等新技术，针对直流特高压线路输电距离长、容量大、安全可靠性要求高等，因此本条文中增加了路径选择中应用新技术的要求。5.0.3本条补充：路径选择应尽量避开不良地质地带、采动影响区（地下矿产开采区、采空区）等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地段；当无法避让时，应开展详细的地质、矿产分布、开采情况、塌陷情况的专项调查，应开展塔位稳定性评估。增加了路径选择应尽量避开导线易舞动区等内容并加以明确。导线舞动对线路安全运行所造成的危害十分重大，诸如线路频繁跳闸与停电、导线的磨损、烧伤与断线，金具及有关部件的损坏等等，都会造成重大的经济损失与社会影响，因此舞动多发区应尽量避让。增加协调环境的内容。5.0.4为使新建线路与沿线相关设施的相互协调，以求和谐共存，明确在路径选择时应考虑与邻近设施如电台、机场、弱电线路等的相互影响。5.0.5规划走廊中的两回路或多回路线路，要根据技术经济比较及安全运行因素，确定是否推荐采用同塔架设。当线路路径受到城市规划、工矿区、军事设施、复杂地形等的限制，在线路走廊狭窄地段，宜统筹规划。设计应兼顾施工和运行条件，新增路径选择尽量方便施工和运行的条文。5.0.6耐张段长度由线路的设计、运行、施工条件和施工方法确定。目前国内500kV线路工程除部分大跨越外均为4分裂导线，为降低造价、提高施工效率，工程中使用直线转角塔及具有锚固导、地线放线荷载的直线杆塔，施工采用牵、张机放紧线，故适当延长耐张段。在华东地区建成投产的500kV线路中统计8条线路，总长2038km，最长耐张段为繁瓶线32.654km，其次为徐江线28.195km。参考以上工程情况，对导线分裂根数为3根及以上的线路，耐张段长度不宜大于20km。对较长的耐张段，设计中应采取措施防止串倒，例如每隔一定距离安排一基纵向强度较大的加强型直线塔，或者对直线塔增加一个导、地线同时存在纵向不平衡张力的工况(华东电力设计院接受加拿大B.C.Hydro咨询意见，在复冰5mm地区以连续档中有一档脱冰100%的工况计算导、地线的纵向不平衡张力)。山区线路在选择路径和定位时，应注意限制使用档距和相应的高差，避免出现杆塔两侧大小悬殊的档距，当无法避免时应采取必要的措施，提高安全度。5.0.7大跨越是输电线路路径方案的控制点和决定因素,应先进行大跨越选点,在大跨越可行的基础上,结合大跨越的情况，通过综合技术经济比较确定路径方案。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-6气象条件6.0.1考虑到±800kV特高压直流输电线路的重要性，风荷载基本值重现期较《110～750kV架空输电线路设计规范》（报批稿）中规定的500～750kV线路50年一遇提高，为100年一遇，风速值提高约6％，风压值提高了12％左右，比原来对杆塔的抗风能力提高了很多，但不会造成工程量较大的增加。6.0.2统计风速样本的基准高度，统一取离地面（或水面）10m，保持与荷载规范一致，可简化资料换算及便于与其他行业比较。6.0.3架空输电线路经过地区广，地形条件复杂，线路通过山区，除一些狭谷、高峰等处受微地形影响，风速值有所增大外，对于整个山区从宏观上看，山区摩擦阻力大风速值也不一定就较平地大，所以，一般说来如无可靠资料，对于通过山区的线路，采用的设计风速，从安全的角度出发，参考荷载规范的规定，按附近平地风速资料增大10%，至于山区的微地形影响，除个别大跨越为提高其安全度可考虑增大风速以外，在一般地区就不予增加。至于一般山区虽有狭管等效应，考虑到架空输电线路有档距不均匀系数的影响，因此，从总的方面山区风速较平地增大了10%以后，已能反映山区的情况了。6.0.4在《110～750kV架空输电线路设计规范》（报批稿）中，500～750kV输电线路设计时，将对地20m高的最大设计风速的最小值不能低于30m/s归算到10m基准高时为26.85m/s。500～750kV架空输电线路计算导、地线的张力、荷载以及杆塔荷载时，基本风速不应低于27m/s。本规程仍沿用此最低风速限制。6.0.5根据2008年初我国南方地区覆冰灾害情况分析结果，对输电线路基本覆冰划分为轻、中、重三个等级，采用不同的设计标准。6.0.6根据2008年初我国南方地区覆冰灾害情况调查分析，在同样条件下，地线上的覆冰厚度较导线大，故在新建线路设计时，地线设计冰厚应较导线增加5mm。地线设计冰厚增加5mm，其主要目的是增加地线支架的机械强度。向家坝－上海、锦屏－苏南±800kV直流特高压输电线路设计时的计算分析表明，对轻冰区，由于特高压直流线路导线绝缘子串较长，地线覆冰按增加5mm设计（包括导地线配合）时，地线与导线配合时对地线支架高度的影响不大，故该两个工程在轻冰区地线按增加5mm设计，包括导地线配合。而对于重冰区，如地线按增加5mm进行导地线不同期脱冰进行支架配合，将使地线支架高度和工程投资增加较大，因此，在重冰区增加5mm可仅按增加地线支架强度设计。地线覆冰取值较导线增加5mm后，地线的荷载取值对应的冰区（如不均匀覆冰的不平衡张力取值等）应与导线的冰区相同。6.0.7根据我国输电线路的运行经验，强调加强沿线已建线路设计、运行情况的调查，并在初步设计文件中以单独章节对调查结果予以论述（风灾、冰灾、雷害、污闪、地质灾害、鸟害等）。我国输电线路运行经验要求：线路应避开重冰区及易发生导线舞动的地区。路径必须通过重冰区或导线易舞动地区时，应进行相应的防冰害或防舞动设计，适当提高线路的机械强度，局部易舞区段在线路建设时安装防舞装置等措施。输电线路位于河岸、湖岸、山峰以及山谷口等容易产生强风的地带时，其基本风速应较附近一般地区适当增大。对易覆冰、风口、高差大的地段，宜缩短耐张段长度，杆塔使用条件应适当留有裕度。对于相对高耸、山区风道、垭口、抬升气流的迎风坡、较易覆冰等微地形区段，以及相对高差较大、连续上下山等局部地段的线路应加强抗风、冰灾害能力。6.0.8762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-输电线路的大跨越段，一般跨越档距在1000米以上，跨越塔高在100米以上。跨越重要通航河流和海面，若发生事故，影响面广，修复困难。为确保大跨越的安全运行，设计标准应予提高。根据我国几处大跨越的设计运行经验，如当地无可靠资料，设计风速可较附近平地线路气象资料增大10%设计。关于江面风速的问题，根据我国沿长江几处重大跨越的设计资料，一般认为江面风速比陆地略大一级，取为10%。6.0.9对于大跨越的设计条件规定较高的安全标准还是必要的，考虑到覆冰资料大多数地区比较缺乏，目前气象部门尚提不出覆冰资料及其随高度变化的规律，根据现有的工程的经验，多采用附近线路的设计覆冰增加5毫米作为大跨越的设计覆冰厚度。验算条件，应按稀有气象条件进行验算，当无可靠资料时，如何确定验算风速和覆冰厚度，可结合各地的情况酌情处理。6.0.10本条文是根据以往设计经验而选定，基本符合输电线路实际情况，运行中未发现问题。6.0.11明确安装、、操作过电压、带电作业等工况的气象条件。6.0.13～6.0.14明确雷电过电压、操作过电压等工况的气象条件。雷电过电压、操作过电压工况的风速与导线平均高度有关。向家坝－上海、锦屏－苏南±800kV直流特高压输电线路导线平均高度按28m进行设计。不同工程的导线平均高度可根据工程情况进行取值。6.0.14明确带电作业工况的气象条件。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-7导线和地线7.0.1架空输电线路的导线，对于不同电压等级，其选择判据是不相同的。但总体上看，都应归结为技术性和经济性两个方面。从技术性来看，导线作为输电线路最主要的部件之一，首先需满足输送电能的要求，同时能保证安全可靠地运行，对特高压输电线路还要求满足环境保护的要求，而且在经济上是合理的。因此，对特高压线路导线在电气和机械两方面都提出了严格的要求。在特高压直流线路导线选择中，要充分考虑导线的电气和机械特性，在电气特性方面，特高压线路由于电压的升高，导线电晕而引起的各种问题，特别是环境保护问题将比超高压线路本体问题更加突出，从国内外的实验研究和工程实践情况看，一般要求所选导线应满足线路电压降、导线发热、无线电干扰、可听噪声、合成电场及粒子电流密度、地面磁场强度等多项要求；对于导线的机械特性，要使特高压输电线路能安全可靠的运行，要求导线具有优良的机械性能和一定的安全度，特别是线路经过高山大岭（大档距和大高差）及严重覆冰地区。就经济性而言，国内以往一般要求导线截面按照经济电流密度选择。表7.0.1-1和表7.0.1-2分别列出了前苏联和我国的标准经济电流密度。表7.0.1-1前苏联标准经济电流密度A/mm2线路通过地区最大负荷利用小时数（h）1000～30003000～50005000以上欧洲部分、外高加索、外贝尔加、远东1.31.11.0中西伯利亚、哈萨克斯坦、中亚1.51.41.3表7.0.1-2我国规定的经济电流密度A/mm2导线材料最大负荷利用小时数（h）3000以下3000～50005000以上铝1.651.150.9铜3.02.251.75表7.0.1-1所列的前苏联标准经济电流密度，系总结了大量的输电线路设计经验而得出，能够反映数据提出当时的导线选用经济性，这种方法可以简化工作，并在特定的研究对象和研究时间具有准确性。从表7.0.1-2数据可以看出，对于我国架空送电线路所采用的钢芯铝绞线，经济电流密度只与最大负荷利用小时数有关。而数据的来源，基本上是参考了前苏联的经验，而且从二十世纪50年代至今，一直没有变化。国内外几个大型直流输电线路的电流密度参见表7.0.1-3。表7.0.1-3已建直流输电线路的实际电流密度工程名称导线型号导线截面积（mm2）额定电压（kV）额定电流（A）电流密度（A/mm2）葛南线4×LGJQ－3001200±50012001.000天广线4×LGJ－4001600±50018001.125三常线4×LGJ－7202880±50030001.042贵广线4×LGJ－7202880±50030001.042太平洋联络线最初投运2×ACSR12722328±40018000.733升压增容±50031001.332巴西伊泰普4×ACSR12722578±60026101.012加拿大纳尔逊2×ACSR18431868±45018000.964众所周知，线路工程建设费用，在不同的年代是不同的，它将随材料费和人工费的变化而变化。而线路运行费用也要随电力部门人工费用以及销售电价的变化而改变。前苏联文献指出，“随着线路额定电压的提高，电晕损耗和限制导线电晕无线电干扰水平的要求，对输电技术经济指标的影响越来越大。早在选择330kV线路上的相导线最佳结构时，上述条件就可能是决定性的因素。随着线路电压的提高，按经济电流密度所求得的相导线截面和在合理的相间距离下按电晕及无线电干扰条件所确定的截面，这二者之间会更加不协调。因此就超高压线路而言，关于经济电流密度的概念实际上已不采用，而相导线截面及其参数的选择，则要根据不同方案的技术经济比较来确定。”762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-另外，北美也有研究报告专门论述导线及其组合方案经济分析的方法。对特高压直流线路的导线，虽然经济电流密度已经不是确定导线截面的决定因素，但其实际的电流密度应该在经济电流密度附近，因此，经济电流密度仍然可以作为初步选取导线截面的参考。目前，为选定导线截面，一般分为两步：首先根据系统输送容量选择几种规格导线截面进行经济分析比较，以确定最佳截面；然后从电气性能上考虑导线表面电位梯度、无线电干扰、可听噪音等因素，以求对环境影响控制在允许范围内。综合上述因素，本条款增加了根据年费用最小法进行经济分析的内容。在正常输送功率条件下，±800kV输电线路导线选择主要决定于电晕条件以及电晕派生效应无线电干扰和可听噪声，其中无线电干扰和可听噪声是导线最小截面选择的主要控制条件。7.0.2直流线路所采用的导线和地线，一般应符合有效的国家电线产品技术标准。需要采用非标准产品或国外产品时，应符合国际或生产国相同产品的技术标准，并应尽量采用有运行经验的线型；当采用新型导线和地线时，应通过型式试验与技术或产品鉴定。7.0.31）输电线路无线电干扰特性输电线路的无线电干扰主要是由导线、绝缘子或线路金具等的电晕放电产生，电晕形成的电流脉冲注入导线，并沿导线向注入点两边流动。从而在导线周围产生电磁场，即无线电干扰场。由于高压架空输电线的导线上沿线“均匀地”出现电晕放电和电流注入点，考虑其合成效应，导线中形成了一种脉冲重复率很高的“稳态”电流，所以架空送电线周围就形成了的脉冲重复率很高的“稳态”无线电干扰场。电晕放电产生的无线电干扰具有白色频谱特性，其频率基本上在30MHz以内。同时，由于电晕放电会因天气的变化而强弱变化，晴天和雨天，甚至春夏秋冬季节线路电晕放电都有明显变化，所以输电线路的无线电干扰电平会随天气变化而有很宽范围的变化，因此通常采用具有统计意义的值来表示线路的无线电干扰水平，如好天气平均值或50％。坏天气条件下的无线电干扰水平低于好天气，这是直流不同于交流线路的最大特点。2）国内外标准情况关于直流输电线路的无线电干扰限值，到目前也没有国际标准，限值标准与当地的信号场强有关，如果信号电平比干扰电平大到20dB以上，可认为干扰电平对此信号接受并无多少影响。国内外对无线电干扰的评判仍着重于调幅广播频带（535～1605KHz）的干扰上。一旦知道了电信接受设备处的信号电平，就可以决定允许的干扰电平。加拿大国家标准规定的无线电干扰限值是以0.5MHz为参考频率，距边相导线投影15m为参考距离的，具体取值如表7.0.3-1，明显地无线电干扰限值是随电压升高而增大。加拿大标准还规定，进入城区的输电线路，无线电干扰限值允许放宽，因为城市的电台信号会增强。表7.0.3-1加拿大国家标准交流电压（kV）无线电干扰限值备注15m处（dB）20m处（dB）70—2004945.1110kV路线高度按6m计200—3005349.5220kV路线高度按6.5m计300—4005652.6330kV路线高度按8m计400—6006057.2500kV路线高度按8m计600—8006355～58750kV路线建议值注：表中的导线投影20m处是折算到我国的情况，以便对比。目前国内外关于无线电干扰限值要求列表如表7.0.3-2。表7.0.3-2无线电干扰限值标准无线电干扰限值0.5MHz无线电干扰限值1.0MHz备注15m处（dB）20m处（dB）15m处（dB）20m处（dB）762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-DL/T691-1999GB15707-199557*5552*50500kVIEEE导则61*59*5654*美国规范53-58加拿大标准6057.255*52.2*500kV线高8m泰西蒙咨询葛南线采用标准65*63*60*58±500kVQ/GDW102-20036355－5858*50－53750kV注：按照GB15707-1995以及计算可知，0.5MHz无线电干扰比相同条件1.0MHz无线电干扰高5dB。国家标准GB15707－1995《高压交流架空送电线无线电干扰限值》规定的限值（0.5MHz）如表7.0.3-3所列，限值的参考距离是距边相导线投影20m（图7.0.3－1）。我国的标准无线电干扰限值也是随电压升高而增大，750kV交流线路无线电干扰限值为55dB～58dB。图7.0.3-1无线电干扰限值的参考距离（x＝20m）表7.0.3-3我国无线电干扰限值电压（kV）110220～330500750限值（dB）465355583）推荐的无线电干扰限值鉴于交流电晕产生的无线电干扰与直流电晕产生的无线电干扰具有相似的特性，过去我国±500kV直流线路的无线电干扰允许值一直参照500kV交流线路的标准执行，即20m处0.5MHz无线电干扰场强80％/80％值不超过55dB（mV/m），运行中尚未发生任何投诉。说明取值是可行的。事实上直流线路的RI生理干扰要小于交流的，故国外的直流线路允许RI电平较交流高2dB即58dB。按国家环保总局批文[2006]199号，云南至广东±800kV特高压直流输电工程的无线电干扰控制指标为：距极导线影外20m处为55dB（1mV/m）。采用国际无线电干扰特别委员会CISPR推荐的的无线电干扰场强计算公式，对多种导线组合的无线电干扰水平值进行的估算结果列于下表。　　各种导线组合方案的无线电干扰计算结果见表7.0.3-3。表7.0.3-3无线电干扰计算结果dB（1mV/m）762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-序号导线型号导线表面最大场强（kV/cm）无线电干扰dB海拔0m海拔1000m海拔2000m海拔3000m海拔3650m14×JL/G1A-1120/9024.10050.6353.9657.2960.6362.7924×JL/G3A-1000/4525.52951.4554.7858.1261.4563.6235×JL/G1A-1120/9020.86145.9349.2652.5955.9358.0945×JL/G3A-1000/4522.08946.4349.7653.1056.4358.6055×JL/G3A-900/4023.04646.8950.2253.5556.8959.0566×JL/G3A-1000/4519.54742.7646.0949.4352.7654.9376×JL/G3A-900/4020.37543.0146.3449.6853.0155.1886×LGJ-900/7520.10242.9246.2549.5952.8955.0696×LGJ-800/5520.99343.2346.5749.9053.2355.40106×ACSR-720/5021.99143.6546.9950.3253.6555.82116×LGJ-630/4523.71043.9547.2550.5553.8656.03127×LGJ-800/5518.95640.3143.6446.9850.3152.48137×ACSR-720/5019.85540.5743.9047.2450.5752.74147×LGJ-630/4521.06741.0244.3547.6951.0253.19158×ACSR-720/5018.07638.0141.3544.6848.0150.18168×LGJ-630/4519.15538.2541.5844.9248.2550.42178×JL/G1A-560/4020.00438.5141.8445.1848.5150.68188×JL/G2A-500/3520.89838.8442.1745.5148.8451.01注：上表为好天气，50％概率，0.5MHz，距正极性导线20m处无线电干扰电平。导线平均高度23m。极间距22m。直流送电线路无线电干扰双80％值与50％值的差3－4dB之间，由计算结果可以得出，距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m处晴天时0.5MHz无线电干扰场强80％//80％值，我国±800kV特高压直流输电工程的导线组合均能满足58dB（1mV/m）的限值要求。据此，推荐±800kV特高压直流输电线路的无线电干扰限值为：距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m晴天时0.5MHz无线电干扰场强80％//80％值，一般地区不超过58dB；对于海拔超过1000m的线路，其无线电干扰限值应进行高海拔修正。修正因数为：以1000m为基准，海拔高度每增加300m，无线电干扰限值增加1dB。导线选择还应符合环境保护部门提出的限值及计量标准要求，±800kV特高压直流输电工程的导线组合均能满足环境保护部门提出的限值标准要求。7.0.41）根据国外超高压和特高压线路的研究经验，随着电压的升高和导线分裂根数的增加，输电线路的电晕可听噪声问题越显突出，对于±500kV以上线路，电晕可听噪声干扰已超越无线电干扰成为选择导线的控制条件。由于直流线路的特点是好天气条件下，其所产生的可听噪声较雨、雾天高，因此，好天气条件下的可听噪声水平是衡量直流线路整体噪声水平的一个特征量，其限制标准将对导线截面和分裂方式的选取产生较大影响。2）对国外情况的调查针对输电线路的可听噪声，各国的情况各不相同。下面是对国际上一些国家在电晕噪声标准，因电晕可听噪声的投诉或抱怨、相对解决措施等几方面的情况。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-意大利电力公司（ENEL），无电晕噪声限制标准，目前的最高电压等级为400kV输电线路，多年运行下来无电晕噪声问题的投诉或抱怨。公司建设有20km长的1050kV交流试验线路，导线为8×f31.5mm，在该线路上测量的电晕可听噪声L50为52～53dB（A）。法国电力公司（EDF），无电晕噪声限制标准，输电线路建设之前进行的噪声预测认为没有问题，但是实际运行的线路中，有因导线存在防锈油脂而产生噪声引起的投诉，在此情况下采取处理掉油脂，并对此进行说明和解释的方法。英国中央电力局（CEGB），无电晕噪声限制标准，400kV线路采用2分裂导线，在下雨时存在因电晕噪声的抱怨，处理对策是将2分裂导线更换为4分裂导线以降低噪声，由此可见，增加分裂导线数是降低噪声的有效方法。瑞典电力局（SSPB），无电晕噪声限制标准，运行有9000km左右的400kV交流线路，无投诉或抱怨。规划建设交流800kV输电线路，计划采用4×f40mm的导线，将可听噪声限制到56dB（A）。美国纽约州电力局（PASNY），无电晕噪声限制标准，但是对于765kV输电线路的电晕噪声，距离线路中心38m外噪声的设计控制值：L5＝56dB（A）；L50＝53dB（A）。噪声的投诉情况是：345kV线路完全无投诉，765kV线路曾经有36起投诉，根据居民的要求，给予搬迁或赔偿。美国邦维尔电管局（BPA），1978年定开始制噪声限制标准。该地区俄亥俄州规定，在路权边上噪声标准：L50＝（53±2）dB（A），早期的500kV线路采用f63.5mm的单导线，有噪声的投诉。处理的措施是将f63.5mm的单导线更换为3×f30.5mm的3分裂导线（民房多的地区），或者在档距中将单导线上套上f101.6mm的管（档内有个别民房时）。图5.0.4-1是国外研究中心随机抽样的统计反应，对交流线路具有代表性，对直流线路尚缺乏统计数据。图5.0.4-1噪声水平与人们抱怨的情况3）世界各国特高压交流输电线路的电晕噪声情况到目前为止，世界各国均未正式制订直流特高压线路可听噪声的限制标准，而只是在各自交流特高压线路设计规范中提出了一个限值，该限值列入表7.0.4-1。表7.0.4-1世界各国特高压交流线路的可听噪声的设计限值国家日本前苏联美国意大利美国韩国加拿大公司（机构）名称东京电力动力电气化部BPAAEPNENLAEP魁北克电压额定值（kV）10001150110015001000765765735最高值（kV）11001200120016001050775750分裂数88888464762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-导线分裂方式3.842.414.13.33.152.963.043.50子导线直径（cm）子导线间距（cm）404041384545.748.345.7可听噪声雨天50％的预测值dB（A）505550*555657.55050.4测量地点边线下边线下距边线15m距边线30m距边线15m运行线路距边线15.2m距边线15m运行线路距边线15.2m注：*BPA公司电晕噪声设计值，由于测量仪器（麦克风）规格不同，会有约3dB（A）的差别。我国对输电线路的可听噪声也未制定有相关标准，在500kV交、直流线路设计时由于采用4分裂导线，可听噪声水平很低，一般在40dB（A）以下，不起控制作用。日本在进行1000千伏特高压交流线路设计时，对世界上一些国家已经架设的输电线路的电晕噪声的实际情况进行了调查，其调查结果如下表7.0.4-2。表7.0.4-2已经架设的输电线路的电晕可听噪声的调查电力公司线路电压（kV）导体方式（cm）噪声电平dB（A）有无抱怨BPA5001×6.458有PASNY7654×3.553AEP7654×3.056无AEP7654×3.553HQ7354×3.052东京电力（中东京干线）2751×3.453东京电力（双叶线）5004×2.950由上述资料看，特高压交流线路的可听噪声设计目标值，基本上在50～58dB（A）之间。4）有关环境噪声标准虽然世界上很多国家（包括）对输电线路的可听噪声没有限制标准，但各国政府环保部门均制订有环境噪声的限制标准，输电线路属于整个环境中的一部分，其可听噪声的限值按当地的环境噪声限制标准，表7.0.4-3是日本的环境噪声标准。表7.0.4-3日本环境噪声标准地域类型时间段昼间朝夕夜间AA45dB（A）以下40dB（A）以下35dB（A）以下A50dB（A）以下45dB（A）以下40dB（A）以下B60dB（A）以下55dB（A）以下50dB（A）以下注：1）AA地域为特别需要安静的地方，如疗养院。2）A地域为一般的安静地方，如居住环境。3）B地域为一般性地区，为居住、商业和少量工业混合区。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-在我国相应的环境噪声标准有：GB3096－93《城市区域环境噪声标准》，GB12348－90《工业企业厂界噪声标准》，GB12523－90《建筑施工场界噪声限值》，城市区域环境噪声和工业企业厂界噪声这两个标准，都划分了不同标准以适用于不同的区域，标准如表5.4-4。表7.0.4-4噪声标准dB（A）类别昼间夜间0504015545260503655547055注：0、类适用于疗养区、高级别墅区、高级宾馆区等特别需要安静的区域（工业企业厂界噪声无此类标准）。1、类适用于以居住、文教机关为主的区域。乡村居住环境可参照执行该类标准。2、类适用于居住、商业、工业混杂区。3、类适用于工业区。4、类适用于城市中的道路交通干线道路两侧区域，穿越城区的内河航道两侧区域。由上述两表可以看出，我国环境噪声标准的划分与日本基本类似，但日本的标准稍严，美国直流线路的可听噪音的设计标准为45dB（A）。5）推荐的可听噪声限值我国特高压输电线路的建设，其路径主要通过荒山、林地或农业耕作地区等非居住环境地区，参考我国环境噪声的限制标准为2类地区。特高压交流输电线路的可听噪声（L5）不宜超过55dB（A），已被国家环保总局认可。按国家环保总局批文[2006]199号，云南至广东±800kV特高压直流输电工程的可听噪声控制指标为：按当地功能区划的声环境标准执行，无功能区划的地区按《城市区域环境噪声标准》（GB3096－93）的相关规定评价。采用美国BPA公司推荐的的电晕可听噪声计算公式，对多种导线组合的无线电干扰水平值进行的估算结果列于下表7.0.4-5。各导线组合方案和不同海拔下的电晕可听噪声值见表7.0.4-5。表7.0.4-5电晕可听噪声计算结果dB（A）序号导线型号导线表面最大场强（kV/cm）电晕可听噪声dB（A）海拔0m海拔1000m海拔2000m海拔3000m海拔3650m14×JL/G1A-1120/9024.10043.6046.9450.2753.6055.7724×JL/G3A-1000/4525.52945.9149.2552.5855.9158.0835×JL/G1A-1120/9020.86137.5840.9144.2447.5849.7445×JL/G3A-1000/4522.08939.8643.2046.5349.8652.0355×JL/G3A-900/4023.04641.5644.9048.2351.5653.7366×JL/G3A-1000/4519.54734.7038.0441.3744.7046.8776×JL/G3A-900/4020.37536.3639.6943.0246.3648.5286×LGJ-900/7520.10235.8239.1542.4845.7847.9496×LGJ-800/5520.99337.5540.8844.2247.5549.72106×ACSR-720/5021.99139.4142.7446.0749.4151.57762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-117×LGJ-800/5518.95633.2636.5939.9243.2645.42127×ACSR-720/5019.85535.1138.4541.7845.1147.28137×LGJ-630/4521.06737.4940.8344.1647.4949.66148×ACSR-720/5018.07631.1034.4337.7741.1043.27158×LGJ-630/4519.15533.4136.7540.0843.4145.58168×JL/G1A-560/4020.00435.1538.4841.8245.1547.32178×JL/G2A-500/3520.89836.9140.2443.5746.9149.07注：导线平均高度23m，极间距22m。以表7.0.4-5的计算结果，各导线组合方案在45dB（A）和50dB（A）限值下的海拔高程见表7.0.4-6。表7.0.4-6各导线组合方案在不同噪声限值下的海拔高程（m）序号导线型号45dB控制的海拔50dB控制的海拔14×JL/G1A-1120/90415191724×JL/G3A-1000/45-278122435×JL/G1A-1120/902225372745×JL/G3A-1000/451539304055×JL/G3A-900/401028253066×JL/G3A-1000/453088458976×JL/G3A-900/402592409486×LGJ-900/752755425796×LGJ-800/5522343735106×ACSR-720/5016753177117×LGJ-800/5535225024127×ACSR-720/5029654467137×LGJ-630/4522503752148×ACSR-720/5041705671158×LGJ-630/4534764977168×JL/G1A-560/4029544455178×JL/G2A-500/3524263927由上表可见，我国±800kV特高压直流输电工程的导线组合均能满足45～50dB（A）的限值要求。交流的55dB（A）是指在小雨、潮湿导线情况下，年出现概率值为5％的可听噪声值，若换算到好天气50％概率的可听噪声值要减去7～10dB（A）。因此建议特高压直流线路可听噪声限值（好天气50％概率的可听噪声值）参照交流线路可听噪声限值选取，即为45～50dB（A）。换算到年出现概率值为5％的可听噪声值为51～56dB（A）（L5＝L50＋6），低于交流线路。故一般线路地区可听噪声限值取50dB（A），在人口稠密地区按45dB（A）校核。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-经计算分析，可听噪声随极间距离的增大逐渐减小，平均变化陡度约－0.3dB/m。可听噪声随导线平均高度增加而降低，平均变化陡度约－0.2dB/m。因此，为降低可听噪音，可采取加大极间距离、提高导线平均高度等措施。据此，推荐±800kV特高压直流输电线路的电晕可听噪声限值为45～50dB（A）。对人口稠密地区，要满足45dB（A）的可听噪声限值要求，因此线路必须远离1类居住区，必须采用加高塔等措施进行校验，做到不大于45dB（A）。对于人烟稀少的高海拔地区，其噪声限值应进行高海拔修正可适当放宽，满足50dB（A）的可听噪声限值要求。对于海拔超过1000m的线路，其噪声限值应进行高海拔修正。修正因数为：以1000m为基准，海拔高度每增加300m，噪声限值增加1dB。导线选择还应符合环境保护部门提出的限值及计量标准要求，±800kV特高压直流输电工程的导线组合均能满足环境保护部门提出的限值标准要求。7.0.5制定合理的场强标准，可使线路既满足生物效应的要求，同时避免不必要的增加线路建设的投资，使输电线路的造价控制在合理的水平。直流输电线路的电场强度的限值通常用两种方式表示：(1)在一定数量空间电荷下合成场强的限值；(2)标称场强和离子流密度的限值。目前．对直流输电线路下电场强度的限值一般根据人体感受试验确定。1）各国电场和离子流密度的限值美国：在支流输电线路下可能有人愿活动的地方，地面合成场强限值为30kV/m。美国政府工业协会1995年推荐，直流电场强度职业暴露限值为25kV/m；在电场强度超过15kV/m的场合工作，需要接触不接地的物体时，要求采取防护措施，如戴绝缘手套等。加拿大：规定直流输电线路下最大合成场强为25kV／m；走廊边沿的标称电场不超过2kV／m；线下离子流密度限值为100nA／m2。巴西：伊泰普工程输电线路地面最大合成场强取40kV／m。前苏联：在设计±750kV输电线路时规定了不同情况下的地面最大合成场强，无人居住时取25kV／m，有人居住时取10kV／m。：DL/T436-2005《高压直流架空送电线路技术导则》规定：士500kV直流输电线路卜地面的合成场强限值取为30kV／m；线下最大离子流密度限值为100nA／m2。表7.0.5-1列出了各国对于直流线路电场强度的限值情况。表7.0.5-2列出了国内外已建直流线路工程的场强情况。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-表7.0.5-1各国直流线路电场强度限值情况规范及标准限值内容备注美国线下最大允许合成场强Es为30kV/m日本环境部规范线下最大允许标称场强Ee为9kV/m加拿大线下最大Es=25kV/m；J=100nA/m2，走廊边缘标称Ee=2kV/m巴西地面最大合成场强Es=40kV/m伊泰普前苏联规范线下Es=15kV/m，J=20nA/m28小时线下Es=15-20kV/m，J=25nA/m25小时线下Em=60kV/m1小时无人居住Es=25kV/m；有人居住Es=10kV/m±750kV泰西蒙咨询葛南标准线下5％概率的合成电场Es为30kV/mDL436-91(直流导则)线下Es=30kV/mJ=100nA/m2，民房Ee=3kV/m注：Es为合成电场；Ee为标称场强。表7.0.5-2国内外已建直流线路工程的场强工程名称国家电压(kV)导线结构(n×mm)表面场强(kV／cm)地面场强(kV／m)合成场强(kV／m)离子流密度(nA／m2)太平洋联络线美国±4002×45.820.5611.5720.8272.14太平洋联络线美国±5002×45.825.9714.4626.0290.17CU工程美国±4002×38.224.145.117.0*26.0*纳尔逊河加拿大±4502×40.725.87920.0木55.0*伏尔加格勒一顿巴斯俄罗斯±4002×33.O28.96///天广线±5004×26.825.8912.3627.1162.08注：①表面场强、地面场强、合成场强及离子流密度均表示最大值；②带*的项目为实测值。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-2）±800kV直流线路电场限值的建议直流线路线下雨天时的合成电场比晴天时的大，在确定导线对地最小高度时，按理应考虑雨天情况。泰西蒙在对葛上直流工程咨询时即按此原则给出的建议，按雨天时导线的起晕场强分析，提出导线对地最小高度为14m。当时我国研究人员以晴天时导线的起晕场强计算，确定导线对地最小距离为12.5m。对于葛上±500kV直流输电线路，若将晴天时的地面最大合成电场控制在30kV/m，雨天时也只有不到35kV/m，实际运行经验表明，这是可以接受的。直流线路电场对人的影响应该以合成场强衡量，从前苏联和我国直流线路的运行经验看，地面合成场强没有必要小于10kV/m,从美国和前苏联的规定看，不应大于15kV/m。我国在原《高压直流架空送电线路技术导则》（DL/T436-1991）中规定，邻近民房的地面标称场强限值为3kV／m，而在新出版的《高压直流架空送电线路技术导则》（DL/T436-2005）中已改为：民房所在地面未畸变合成场强应不超过15kV／m。原导则是在建设葛上直流工程时确定的，当时电力科学研究院对直流合成电场对人的影响进行过大量的试验研究，在晴天，当地面合成电场到达11kV／m时，人在该电场下打伞，手触摸金属柄，会感受到明显但比较轻微的暂态电击；在雨天，同一地点的地面合成电场达到约15kV／m，暂态电击更强烈,具有刺痛感。随着电场增加，暂态电击程度也增加。为了防止人在民房所在地打伞时出现较强的暂态电击，民房所在地面的合成电场应不超过15kV／m。从前苏联的规定和我国直流线路运行经验看，直流线路临近民房时，地面合成场强不需小于10。同时我国为慎重确定直流线路临近民房所在地面的合成电场的限值，在2005年7月，电力科学研究院会同湖北超高压局武汉分局，组织了老中青男女人员，在直流输电线路下进行了感受试验。试验中人处在的地面合成场强的范围为6.1～15.1kV／m。人体试验方式为：人触摸接地金属、人打伞触摸金属柄和人触摸架设在空中对地绝缘的13m长金属线时的感受。感受结果为：（1）穿普通鞋的人触摸接地金属体时无感觉；穿电工绝缘鞋的人触摸接地金属体时，在15kV／m的场强下时有明显但轻微的暂态电击感觉，在小于12kV／m的场强下无感觉。（2）人触摸架设在空中对地绝缘的13m长金属线时无感觉。（3）人打伞触摸金属柄，在地面合成电场小于9.6kV／m时，无感觉；在地面合成电场为11kV／m～13kV／m时，有明显但轻微的暂态电击感觉；在地面合成电场为14.6～15.1kV／m时，放电很明显，放电声较大，有明显刺痛感，与人在干燥的地板上走动后再触摸水龙头的感觉类似。同时这与葛上直流工程时所做的感受试验一致。国家环保总局组织的专家评审中，经过多方分析讨论，专家认为应充分考虑减少电击对人造成的不适或不快感，按80%测量值不超过15kV/m考虑，这样符合一般合格评定的规则，与无线电干扰限值的意义也一致。据此，推荐直流输电线路下方地面最大合成电场强度为30kV/m邻近民房的地面最大合成场强为25kV/m（晴天），同时满足80%测量值不超过15kV/m为控制指标。最大离子流密度限值晴天不超过80nA／m2，雨天不超过100nA／m2。这与我国士500kV直流输电线路基本相同，在世界上处于中等水平。关于80%值和50%值，假设测量数据为100组，将测量结果按照由小到大的顺序排列，第81（或51）个数值，即80%（或50%）测量值，此时小于或等于15kV/m为满足要求。对于因80%和50%的差距可能带来的问题，建议在监测方法中以规定风向和更小的风速来解决。7.0.6大跨越段在输电线路中只占较小的一部分，导线引起的发热损耗（电阻损耗），对整个输电线路损耗所占比例很小，导线选择主要考虑要有较高的机械强度以及对杆塔、基础的各种荷载（水平荷载、垂直荷载、断线张力）较小，因此，导线截面选择不是按经济电流密度，而是按允许载流量选择。但此时应注意电网的总体配合，对导线制造的各处接点均需要特殊考虑，交叉跨越距离亦应按导线实际能够达到的温度计算最大弧垂。7.0.7控制导线允许载流量的主要依据是导线的最高允许温度，后者主要由导线经长期运行后的强度损失和联接金具的发热而定。《电机工程手册》(试用本)电线电缆第26篇提出当工作温度愈高，运行时间愈长，则导线的强度损失愈大，对54/7的钢芯铝绞线的强度损失见表7.0.7-1。表7.0.7-154/7钢芯铝绞线强度损失值762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-工作温度（℃）运行时间（h）10001000085-1%-1.4%100-2%-3.0%1980年国际大电网会议第22组原苏联代表等的报告中提出钢芯铝绞线的强度损失见表7.0.7-2。表7.0.7-2钢芯铝绞线强度损失值国家原苏联比利时加拿大导线温度（℃）11015090100150125150时间（h）3324242410001强度变化（%）+15+20+10+12+1500表7.0.7-2中数据说明钢芯铝绞线在90～150℃时强度并未损失，短时间受热强度反而提高，这可能是由于线股在受热后调整伸长和位移使受力条件得到改善，钢芯强度能更好利用的结果。报告认为仅从导线耐热的角度考虑，钢芯铝绞线可采用150℃，但为了避免接头氧化而损坏，在连续运行时，它们的温度必需不超过70℃。我国输电线路钢芯铝绞线采用的电力金具，导线截面为240mm2及以下的耐张线夹用螺栓型，跳线多用并沟线夹联接，运行中曾发生螺栓松动而将跳线烧红的情况。鉴此钢芯铝绞线的允许温度仍取以往设计规程采用值+70℃(大跨越可取+90℃)；钢芯铝合金绞线的允许温度采用值与钢芯铝绞线同。钢芯铝包钢绞线(包括铝包钢绞线)的允许温度，按华东电力设计院设计的220kV南京南热大跨越南江跨越和湖南省电力勘测设计院设计的220kV湘江大跨越采用的数值，取+100℃，此允许温度是通过单丝热强度损失试验确定的。考虑到长线路的连接点多，温升难以控制，对照钢芯铝绞线一般线路的允许温度较大跨越低20℃，故一般线路钢芯铝包钢绞线(包括铝包钢绞线)的允许温度采用+80℃，镀锌钢绞线仍取+125℃。工程设计中也可进行单丝热强度损失试验来选择恰当的绞线允许温度。当按允许温度选择导线截面时应对交叉跨越距离和对地距离进行相应的验算，并对导线连接点的发热问题作出相应考虑。验算导线载流量时的环境气温采用最高气温月的最高平均气温、太阳辐射功率密度采用0.1W/cm2，一般线路的计算风速采用0.5m/s，大跨越由于导线平均高度在30m以上，风速要相应增加，故取0.6m/s。计算导线允许载流量可选用《电机工程手册》(试用本)第26篇所列公式(原公式符号略有变更)：I＝Ö(WR+WF－WS)/Rt¢(7.0.7-1)式中I——允许载流量，A；WR——单位长度导线的辐射散热功率，W/m；WF——单位长度导线的对流散热功率，W/m；WS——单位长度导线的日照吸热功率，W/m；Rt¢——允许温度时导线的交流电阻，W/m。辐射散热功率WR的算式：WR=pDE1S1[(q+qa+273)4-(qa+273)4](7.0.7-2)式中D——导线外径，m；E1——导线表面的辐射散热系数，光亮的新线为0.23～0.43；旧线或涂黑色防腐剂的线为0.90～0.95。S1——斯特凡—包尔茨曼常数，为5.67×10-8(W/m2)；q——导线表面的平均温升，℃；　qa——环境温度，℃。　　对流散热功率WF的算式：WF=0.57plfqRe0.485　　　　　　(7.0.7-3)　　式中lf——导线表面空气层的传热系数，W/m/℃；762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-Re——雷诺数。lf＝2.42×10-2+7(qa+q/2)×10-5(7.0.7-4)Re＝VD/u(7.0.7-5)式中V——垂直于导线的风速，m/s；u——导线表面空气层的运动粘度，m2/s；u＝1.32×10-5+9.6(qa+q/2)×10-8(7.0.7-6)日照吸热功率Ws的算式：Ws＝asJsD(7.0.7-7)式中aS——导线表面的吸热系数，光亮的新线为0.35～0.46；旧线或涂黑色防腐剂的线为0.9～0.95；　　JS——日光对导线的日照强度，W/m2；当天晴、日光直射导线时，可采用1000W/m2。　　钢芯铝绞线和钢芯铝合金绞线的允许温度修改为“宜采用+70℃，必要时可采用+80℃”。环境气温采用最热月平均最高温度，指最热月每日最高温度的月平均值，取多年平均值。输电线路上常用的导线为钢芯铝绞线、钢芯铝合金绞线和钢芯铝包钢绞线(包括铝包钢绞线)，DL/T5092-1999规程规定钢芯铝绞线和钢芯铝合金绞线的允许温度为+70℃，钢芯铝包钢绞线(包括铝包钢绞线)可采用+80℃。2001年国家电力公司委托华东电力设计院进行《提高导线发热允许温度的实验研究》工作，根据实验研究数据，得出以下结论。1对组成导线的线材对镀锌钢绞线，在长期加热至100℃，其抗拉强度不低于标准值；对经过热处理的铝合金线，温度不超过80℃时，1000小时强度损失为0.5%，10000小时，强度损失为8%；对硬铝线，加热100℃，20000小时强度不低于标准值。2对钢芯铝绞线国内试验，钢芯铝绞线在80℃时导线强度不低于计算拉断力；日本试验认为，钢芯铝绞线在90℃时强度即使有所损失，也能满足工程的要求；原苏联、比利时和加拿大的试验表明，钢芯铝绞线的允许温度可以超过90℃。3对导线配套金具国外试验，IEEE资料《钢芯铝绞线金具的高温试验》的结论：只要导线温度不超过200℃，线路金具就能够安全运行；国内试验证明，导线温度80℃时，配套金具的温度不超过67℃，金具温度在80℃以下时，对导线的握力基本没有影响(仍在导线额定拉断力的95％以上)。4世界各国对钢芯铝绞线规定的允许温度表7.0.7-3各国对钢芯铝绞线规定的允许温度温度（℃）国家90日本、美国85法国80德国、意大利、瑞士、荷兰、瑞典75比利时、印尼70、原苏联50英国1)5由于温度提高，导线弧垂增加，对地及交叉跨越空气间隙距离减少，将影响线路对地及交叉跨越的安全裕度。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-表11)以往设计按经济电流密度选择导线截面，并以最高气温弧垂来校验对地和交叉跨越的安全间距。鉴于导线达到允许温度的时间在全年运行中所占比重很小，一般不要求对允许温度弧垂校验安全距离。对于特定的交叉跨越如200m以上档距跨越铁路、高速或一级公路，和按允许温度选择导线截面的大跨越或跨越电线等，规程规定按允许温度弧垂校验交叉跨越间距。表22)对于按发热条件选择导线截面的线路，由于常常处于其允许传输容量的运行状态，自然应当按提高后的允许温度的弧垂来校验规定要求的安全距离。表33)对于按经济电流密度选择导线截面的线路，提高导线允许温度的影响，主要反映在系统规划“N-1”的工况下，在调度转移负荷的短时间内，允许传输容量和导线弧垂的适当增加，导致了适当补偿导线对地面和交叉跨越距离的需要。4)对于按经济电流密度选择导线的线路，在导线允许温度提高到80℃之前，必须按50℃弧垂校验导线对地和交叉跨越间距、做好必要的调整，并检查、恢复导线接头的良好接触传导。7.0.8地线除了满足机械强度要求外，一般还应满足短路电流热容量的要求。对于特高压直流线路，还应考虑地线电晕问题，即地线上的感应电荷较大，有可能在地线上产生很大的表面电场强度，当超过起始电晕电场强度时，亦会产生电晕损失、无线电干扰和可听噪声干扰等，必须予以限制。目前只能计算导线无电晕时地线的表面电场强度值，当导线有电晕时计算非常复杂，国内外尚未深入研究。根据报道，有一条±400kV线路，两根地线，导线无电晕时地线表面电场强度值为29kV/cm。±800kV特高压直流输电工程对2种主要导线组合方案情况下，导线无电晕时，地线表面电场强度与地线直径的关系进行了分析计算，结果列于表5.0.8-1。表7.0.8-1地线表面电场强度与地线直径关系表导线型号地线直径/地线表面电场强度（kV/cm）15mm16mm17.5mm18mm19mm6×ACSR-720/5013.39412.65711.70311.41810.8916×JL/G3A-900/4013.45612.72311.77211.48910.915一般直流线路导线的起始电晕电场强度采用15kV/cm，计算地线时应留有裕度，因为导线常处于电晕状态，使地线上的表面电场强度有所增大（类似于导线的综合场强），但增大多少，目前尚在研究。此外尚有高海拔的影响，暂建议地线的表面电场强度不超过12kV/cm（海拔1000m及以下用），建议地线直径在18.0mm左右。7.0.9导、地线安全系数的公式改用张力表达式(根据GB1179-1999中的计算拉断力，在试验中要求绞线拉断力试验结果应不小于上述计算值的95%。故拉断力实际上仅保证不小于计算拉断力的95%)。对悬挂点张力控制条件，现改为限定其安全系数不应小于2.25，便于有关项目计算。在稀有气象条件，相应的悬挂点最大张力不应超过拉断力的66%。1．从已有的运行情况来看，重覆冰线路出现的导线事故，主要限于如下三个方面。1）由于冰凌过载，即导线所覆冰重接近甚至超过导线本身最大抗冰能力，从而出现过载性断股、断线事故。2）由于冰凌荷载大，导线主拉张力高，这时，如果在导线悬垂线夹处再施加一个很大的不平衡张力，超过了线夹握着力，将使线夹滑动，从而使部分或全部铝股因随线平滑动伸长而出现非过载性断股事故。3）由于导线覆冰舞动或脱冰跳跃，以致造成导线与导线之间，或者导线与地线甚至杆塔结构之间出现闪络跳闸和烧伤导、地线事故。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-上述导线事故，与安全系数密切相关的主要是过载断线事故。从上表可以看出，若设计中考虑了冰重过载系数1.6，从理论上讲不应该出现灾难性的断线事故。其次，断线与否也不能作为安全运行的分界点，因为线路使用的导地线是由弹性线材构成的，远在拉断之前会因超越弹性限度而出现显著的塑性伸长，这将给安全运行带来很多隐患。如对地、被交叉跨越物的安全间距减少，三相导线或子导线间的弧垂不平衡等。故一般情况下应满足导线弧垂最低点的最大张力不超过其拉断力的60％。然而，目前由于冰凌资料缺乏，实际情况往往是设计冰厚偏小，过载比值往往大于1.6甚至在2.0以上，从而造成严重的断线倒塔事故。为防止这类事故的重复出现，务必要求提高线路各部件的安全储备。所以，规定要求导地线的最大验算冰荷载条件下，其弧垂最低点的最大张力不宜超过拉断力的70％（导地线悬挂点张力可较弧垂最低点张力提高10％）。2《110～750kV架空输电线路设计规范》规定，轻冰区导线安全系数取2.5，即导线允许最大使用张力为拉断力的40％，对导线最低点处允许的弹性限度70％来讲，安全储备系数为1.7。虽然过载比值可能在1.7以上，但鉴于导线张力增长与过载荷重增长是非线性的，导线张力增长较慢，且与档距大小有关。一般重冰线路档距都相对偏小，允许较大的过载冰重。据此认为，重冰区导线的设计安全系数采用2.5是合理的。7.0.10根据2008年1～2月我国南方地区大面积冰灾的情况，受灾线路的地线由于不通电，致使地线覆冰严重，引起地线拉断及地线支架折断。因此，覆冰区加大地线截面及加强地线支架强度是提高线路抗冰能力的有效措施。针对在输电线路上大量使用光纤复合架空地线（OPGW），增加了对光纤复合架空地线（OPGW）的选用要求；光纤复合架空地线（OPGW）的设计安全系数，宜大于导线的设计安全系数。OPGW应满足电气和机械使用条件的要求，重点对短路电流热容量和耐雷击性能进行校验。5.0.11目前运行线路上的导、地线大多采用我国老国标电线产品，当其平均运行张力和相应的防振措施符合以往设计要求时，运行中未发现问题。导线型号和相应的铝钢截面比列入表7.0.11-1。表7.0.11-1运行线路导线型号和相应的铝钢截面比导线型号铝钢截面比LGJQ型8.01～8.07LGJ型5.29～6.00LGJJ型4.29～4.391钢芯铝绞线的铝钢截面比愈小，则铝部的平均运行张力愈大。具有良好运行经验的钢芯铝绞线铝钢截面比最小值为4.29，因此采用现行国家标准中铝钢截面比不小于4.29的钢芯铝绞线。当采用镀锌钢绞线时，其平均运行张力上限仍可取以往设计规程规定值。如根据多年的运行经验证明所选用的年平均运行张力及相应的防振措施对导、地线的振动危险很小时，可不受规范规定值的限制。2导、地线的防振在特高压线路设计中是一项重要的内容，特高压线路由于档距较大，导、地线悬挂点较高，在地形平坦，面粗糙度小的地区，高空层流风较稳定，输入给导地线的能量增达了，风速的增大，扩大了引起导线振动的风速的范围，增大了导、地线振动的相对时间，且微风振动幅度比较大，容易引起导地线材料的疲劳，导致导、地线断股断线事故的发生。例如500kV中山口、金口大跨越地线在1981年至1988年期间多次发生振动故障，造成防振锤脱落，地线断股，金具损坏。在500kV荆门斗笠变附近，近年来也多次发生过舞动现象。由于特高压线路的重要性，因此，防止或减小特高压线路导地线的微风振动、次振距振荡及舞动造成的危害就成为线路设计的一个重要问题。1）微风振动（1）防振锤安装数量迄今国内外输电线路防止微风振动的措施，主要是采用防振锤或阻尼线的方式，本工程宜采用改进斯托克布里奇型防振锤，即带大小锤头的覆盖４频率的FR型防振锤。国内有多种防振锤，常见的有F型(对称)和FR型(不对称)，其基本原理是一样的。由于F型防振锤是对称布置的。它有2种振型：其一是平动振型，即锤头质心上下振动；其二是转动振型。由于F型防振锤两端对称，所以它只有2个自振频率；FR762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-型防振锤结构示意图见下图，因其两端不对称，所以它有4个自振频率。图7.0.11-1FR型防振锤结构示意由于极导线结构形式的影响，使六分裂导线的微风振动强度较单导线或双分裂导线低。分裂导线安装间隔棒后具有一定的消振作用，使分裂导线组合体不易引起微风振动。借鉴以往500kV输电线路的运行经验及科研单位的研究成果，对六分裂导线安装间隔棒的线路，当导线平均运行张力不大于拉断力的25%时，600m及以下档距可不另加防振措施，当档距大于600m时，安装1个FR-4防振锤。防振锤的安装数量见表7.0.11-1。表7.0.11-1分裂导线防振锤安装数量地区条件档距（m）每档每子导线安装个数0个1个2个4个防振措施A泥沼、平地<600600～800800～1200＞1200B丘陵<600600～800800～1200＞1200C一般山地<600600～900900～1300＞1300D高山大岭<600600～900900～1300＞1300对于振动严重地段及大跨越档距的架空线建议采用复合防振，以获得较好的防振效果。如：护线条加防振锤，阻尼线加防振锤，护线条加阻尼线加防振锤等。普通地线采用LBGJ-180-20AC铝包钢绞线防振锤采用FR-2型。根据有关课题承担单位采用能量平衡法微风振动计算程序，把档距从100m到1000m按每增加50m作为一种档距情况，每种档距情况又对安装不同数量的防振锤进行计算。并通过总结分析国内外的研究成果、设计经验，结合能量平衡法的数值计算结果，对防振锤安装数量建议如下表。表7.0.11-2地线防振锤安装数量地区条件档距（m）每档安装个数0个1个2个3个4个5个6个防振措施A泥沼平地200200～300300～450450～600600～800800～1000＞1000B丘陵200200～300300～450450～600600～800800～1000＞1000C一般山地300300～400400～600600～800800～10001000～1200＞1200D高山大岭300300～400400～600600～800800～10001000～1200＞1200该成果比我国设计手册上规定的防振锤安装数量（见表7.0.11-3）要多，该研究成果（表7.0.11-2）是输电线路设计技术上的进步及突破，建议采用。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-表7.0.11-3地线防振锤安装数量（设计手册规定）档距范围(m)L<350350≤L＜700700≤L＜1000≥1000LBGJ-180-20AC地线每档每端安装个数12343对于次档距振荡，分裂导线装设阻尼式间隔棒，并合理调整次档距距离，优化布置阻尼间隔棒，以加强对次档距振荡的防护。间隔棒的型式应结合防舞动措施一并考虑，以防止子导线鞭击、吸合，次档距分裂导线翻转、金具磨损，间隔棒疲劳等故障发生。根据国网北京电力建设研究院《±800kV级直流多分裂间隔棒及挂线金具研究》的结论。现对±800kV直流特高压线路六分裂导线推荐线路最大次档距为66m，平均次档距为50～55m，端次档距为25～35m（在导线的分裂间距取450mm情况下）；当线路经过重冰区时，平均次档距和端次档距都应适当减小。间隔棒采用不等距安装，并避免对称布置。国网北京电力建设研究院“大截面导线分裂间距及最大次档距的探讨”计算结果。表7.0.11-4大截面导线间距比与次档距之间的关系分裂间距（mm）LGJ-900/40LGJ-900/75最大次档距(m)平均次档距（m）N个/km最大次档距(m)平均次档距（m）N个/km400504025534224450554423584622500604821645120需要注意的是，计算时未考虑覆冰的影响，日本特高压输电特别委员会指出覆冰会加剧次档距振荡，此种地域下最大次档距比一般地域缩短5～10m。4对于大跨越导地线防振技术要求，目前国内大跨越导地防振措施有：纯防振锤防振方案，阻尼线防振方案，阻尼线加防振锤联合防振方案，交叉阻尼线加防振锤联合防振方案，圣诞树阻尼线防振方案等，具体的大跨越导地线防振方案应根据运行经验或通过实验来确定。5由于各地发生导线微风振动事故很多，危害也很大，在运行规程中也要求一般线路每5年，大跨越每二年测振一次，但我国导线微风振动许用动弯应变没有统一标准，结合国内外情况，参照电力建设研究所企业标准，提出各种导线的微风振动许用动弯应变值，供设计人员参考。悬垂线夹、间隔棒、防振锤等处导线上的动弯应变宜不大于符合表5.0.11-5所列值。表7.0.11-5导线微风振动许用动弯应变表单位为me序号导线类型大跨越普通档1钢芯铝绞线、铝包钢芯铝绞线±100±1502铝包钢绞线(导线)±100±1503铝包钢绞线(地线)±150±2004钢芯铝合金绞线±120±1505全铝合金绞线±120±1506镀锌钢绞线±200±3007OPGW(全铝合金线)±120±1508OPGW(铝合金和铝包钢混绞)±120±1509OPGW(全铝包钢线)±150±2007.0.12输电线路通过导线易舞动地区时，应适当提高线路抗舞能力，并预留导线防舞动措施安装孔位。导线舞动对线路安全运行所造成的危害十分重大，诸如线路频繁跳闸与停电、导线的磨损、烧伤、断线，金具及铁塔部件损坏等等，可能导致重大的经济损失与社会影响。现行的防舞措施，概括起来大约可分为三大类：其一，从气象条件考虑，避开易于形成舞动的覆冰区域与线路走向；其二，从机械与电气的角度，提高线路系统抵抗舞动的能力；其三，从改变与调整导线系统的参数出发，采取各种防舞装置与措施，抑制舞动的发生。防舞动装置有集中防振锤、失谐摆、双摆防舞器、终端阻尼器、空气动力阻尼器、扰流防舞器、大电流融冰等，国内目前用得较多的防舞装置为集中防振锤、失谐摆、双摆防舞器等。7.0.13对未张拉过的导、地线受力后除产生弹性伸长和塑性伸长外，还随着受力的累积效应产生蠕变伸长。塑性伸长及蠕变伸长均为永久变形(以下简称塑性伸长)762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-。为考虑塑性伸长对弧垂的影响，线路理想的施工工艺是按塑性伸长曲线(蠕变曲线)架设导、地线。我国电线制造厂家目前不提供塑性伸长曲线，对新国标的电线产品又无系统的塑性伸长资料，故导、地线的塑性伸长相应的降温值仍取原电力规程的采用值。原电力规程对钢芯铝绞线塑性伸长采用值如表7.0.13-1。表7.0.13-1以往设计规程钢芯铝绞线塑性伸长采用值电线型号铝钢截面比塑性伸长轻型钢芯铝绞线(LGJQ型)8.01～8.074×10-4～5×10-4钢芯铝绞线(LGJ型)5.29～6.003×10-4～4×10-4加强型钢芯铝绞线(LGJJ型)4.29～4.393×10-4对GB1179－1999《圆线同心绞架空导线》中铝钢截面比为4.29～7.91者，参考表7.0.13-2，其长期运行后产生的塑性伸长取值如下表。表7.0.13-2钢芯铝绞线塑性伸长采用值铝钢截面比塑性伸长取值7.71～7.914×10-4～5×10-45.05～6.163×10-4～4×10-44.29～4.383×10-4目前，输电线路输送容量增大，输电线路中大量选用大铝钢截面比导线，如630、720导线，为此在钢芯铝绞线塑性伸长表及钢芯铝绞线降温值表中补充铝钢截面比11.34～14.46的内容，并提出对更大铝钢截面比的钢芯铝绞线或钢芯铝合金绞线应采用制造厂家提供的塑性伸长值或降温值。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-8绝缘子和金具8.0.1基本同DL/T5092-19998.0.1条文一致。国内自80年代末开始批量使用复合绝缘子，最大使用荷载设计安全系数大都为3.0，至今运行情况基本良好，虽出现极个别串脆断，多是产品质量问题。因此复合绝缘子最大使用荷载设计安全系数取3.0较为合适。DL/T5092-19998.0.1条文对瓷质盘型绝缘子有校验常年荷载安全系数的要求，华东院就此提出以下建议：即使常年荷载对玻璃绝缘子玻璃件的影响较小，但对玻璃绝缘子金属部分产生疲劳的作用与瓷绝缘子一样，因此玻璃绝缘子也应受到常年荷载的限值；国产瓷绝缘子产品质量不断提高，在目前有条件择优选购的情况下，在限制常年荷载的问题上瓷质绝缘子和玻璃绝缘子可以等同看待；常年荷载安全系数不仅对绝缘子有影响，对金属件也有影响，因此常年荷载安全系数取4.0。电力规划设计总院以电规总送（2002）73号文，对华东电力设计院《关于盘型绝缘子常年荷载安全系数的复函》，已明确在择优采购的情况下，瓷和玻璃绝缘子在限制常年荷载问题上可以等同看待，其常年安全系数一般送电线路工程按不低于4.0考虑。国内自80年代末开始批量使用复合绝缘子，荷载设计安全系数大都为3.0，至今运行情况良好，虽出现极个别串脆断，多属产品质量问题；故复合绝缘子最大使用荷载设计安全系数取3.0较为合适。90年代开始使用瓷棒绝缘子，根据德国运行经验最大使用荷载设计安全系数取3.0，运行情况良好的情况，本规程建议可暂按3.0考虑。8.0.2热镀锌仍是金具有效的防腐措施。为了给今后采用更有效的措施留有余地，因此语气较DL/T5092-1999条文8.0.2更灵活些。8.0.3基本同DL/T5092-1999条文8.0.3，增加验算工况安全系数1.5。8.0.4绝缘子串及金具防止发生电晕的措施可采用均压环、屏蔽环及金具自身防晕等办法。防电晕的目的主要是控制无线电干扰，对于减少电能损耗及防止金具腐蚀也有作用。一般认为绝缘子的无线电干扰是一恒定电流源产生，因此可取与试品串联的检测电阻的两端电压来进行度量，所测得的电压称为无线电干扰电压（RIV），通常用dB单位表示，且取1为0dB，一般每相绝缘子串干扰电压上限为55dB。测量方法可按GB2317.2《电力金具电晕与无线电电压试验方法》或参考美国全国电气制造商协会（NEMA）法、国际无线电干扰特别委员会（CISPR）法及IEC1284“电晕和无线电干扰电压试验”。当金具用于海拔高于1000m地区时，位于低海拔地区的试验室应将试验电压乘以海拔修正系数：式中：H——海拔高度，km。例如线路最高海拔为1500m，因此对应的±800kV线路悬垂线夹起晕电压应不小于：816×＝858.9kV8.0.5与横担联接的第一个金具受力较复杂，国内早期运行经验已经证明这一金具不应采用可锻铸铁制造的产品；1988年发生在500kV大房线上的球头断裂事故证明：第一个金具不够灵活，不但本身易受磨损，还将引起相邻的其他金具受到损坏。因此在选择第一个金具时，应从强度、材料、型式三方面考虑。国外对此金具也有特殊考虑的事例，加拿大BC省水电局是采取提高一个强度等级的措施；日本则通过疲劳，磨损等试验对各种金具型式进行选择；意大利设计了一种两个方向的回转轴心基本上在同一个平面上的金具，使得两个方向转动都较灵活。因此，对联塔第一个金具的选择，除了要求结构上灵活外，同时要求强度上提高一个等级。8.0.6762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-直流输电线路地线一般是直接接地的。如果直流线路在接地极附近通过，当直流系统以大地返回方式运行（特别是大电流运行）时，由于大地电位升高，直流地电流可能通过杆塔和地线从一个杆塔流进，从另一个杆塔流出，从而导致杆塔和基础被腐蚀。根据模拟计算，如距离大于10km，接地极地电流可能导致杆塔及基础的腐蚀量是很轻微的，可以忽略不计。此外，如果直流（交流）线路与接地极很近，当直流系统以大地返回方式运行（特别是大电流运行）时，地电流可能通过杆塔和地线返回到换流站（变电站）接地网，再通过接地网、中性点接地的变压器流入到交流系统中，从而导致变压器磁饱和。缓解或消除接地极地电流对杆塔的腐蚀影响和对换流站（变电站）变压器磁饱和影响的方法比较简单，只要将靠近接地极的线路地线进行绝缘即可解决问题。8.0.7在路经选择时应尽量避开易发生舞动地区，无法避让时，要采取提高线路的机械强度，并预留安装抑舞装置的措施。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-9绝缘配合、防雷和接地9.0.1±800kV线路直线杆塔上悬垂绝缘子串的绝缘子片数选择，一般需满足能够耐受长期工作电压的作用和操作过电压作用的要求，雷电过电压一般不作为选择绝缘子片数的决定条件，仅作为耐雷水平是否满足要求的校验条件。9.0.2±800kV直流输电线路的防污绝缘设计，应根据绝缘子的污耐压特性，参考最新审定的污区分布图和直交流积污比，结合现场实际污秽调查结果，选择合适的绝缘子型式和片数。对无可靠污耐压特性参数的绝缘子，也可参照污秽等级按爬电比距法选择合适的绝缘子型式和片数。（1）污耐压法绝缘子片数选择也可采用污耐压法。污耐压法是根据试验得到绝缘子在不同污秽程度下的污秽耐受电压，使选定的绝缘子串的污秽耐受电压大于该线路的最大工作电压。该方法和实际绝缘子的污耐受能力直接联系在一起，是一种较好的绝缘子串长的确定方法，但人工污秽试验结果同自然污秽条件下的污耐受电压值存在等价性问题。前苏联、美国、美国、日本、武汉高压研究所和电力科学研究院主要是以U50%进行污秽外绝缘设计。U50%以长串绝缘子试验来确定。对于±800kV直流输电路，原则上要用此法。选择适合的试验室和试验方法，求出预选型号绝缘子的污闪电压数据。我国以前没有足够的试验数据，只凭NGK提供，从±500kV天广、贵广线无不如此。绝缘子盐密与耐压的关系采用日本NGK的直流绝缘子CA－735EZ（f320×H170）的污耐压值进行计算。从下表可看出，其数据也存在较大分散性。表9.0.2-1单片CA－735EZ绝缘子的污耐压值（kV）等值盐密Esdd（mg/cm2）备注0.030.050.080.15污耐压值17.815.213.210.71988年NGK提供葛南线设计用15.0112.7210.869.082000年NGK提供龙政线设计用13.511.99.87.91986年日本在CIGRE会上介绍注：1、所有数据灰密为0.1mg/cm2；2、葛南数据为Tonoko土，按4次耐压法得出；3、龙政数据为Kaolin土，按上下法求出V50％。表9.0.2-1反映了NGK自身数据的变化，我国的±500kV线路工程除葛南线外都采用NGK提供的数据。考虑到污秽导致放电的关键是污秽物溶于水造成的导电性，而不溶于水的成分起的作用是在潮湿气候条件下吸收水分，以保持污层潮湿促进导电性能的增长。因此，在等值盐密相同的情况下，绝缘子的污闪特性还受灰密的影响，根据有关试验结果，绝缘子的人工污耐受电压与灰密的－0.12次方成比例的降低。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-自然污秽绝缘子每片上下表面、同一表面的不同部位及同一串绝缘子各片之间污秽量分布不一样，有时上、下表面积污量相差2～10倍，其污闪电压较均匀积污提高10～20％左右。根据美国电科院有关试验得出初步增大系数Y＝1－0.38Lg（T/B），其中（T/B）为上下表面积污比。在以往的±500kV线路设计中，各设计院统一了计算方法，程序如下：表9.0.2-2按绝缘子下表面盐密选择片数污秽等级轻污区中污区重污区盐密（mg/m2）0.050.080.15绝缘子上下表面积污比1:51:81:10灰密H1（mg/cm2）0.300.480.90线路最高运行电压（kV）824要求耐受电压V50（kV）824/（1－3×0.07）＝1043NGK提供V¢50（kV）（灰密H2＝0.1mg/cm2）15.012.810.7灰密修正系数K1＝（H1/H2）-0.120.8760.8280.768灰密校正后V²50＝V¢50×K1（kV）13.1410.68.22上下表面积污比校核系数K2＝1－0.38Lg（T/B）1.2661.3431.38积污比校正后V²¢50＝K2×V²50（kV）16.6414.2411.34要求绝缘片数637492以往我国±500kV线路的绝缘配置，是按NGK公司推荐的方法和污耐压曲线进行的，与目前电科院采用方法的程序差别很大。±800kV线路V型串绝缘子片数分别采用两种方法计算结果对比见表9.0.2-3：表9.0.2-3电科院和NGK污耐压法片数的比较绝缘子型号ESDD(mg/cm2)H=1000mH=2000mH=3000mCA-7450.0563(64)67(68)72(73)0.0877(75)82(80)88(86)0.1588(91)94(97)101(104)CA-7740.0559(60)61(63)64(68)0.0871(70)74(74)77(80)0.1583(85)86(90)90(96)()中的值为按NGK的方法选定的绝缘子片数。从表9.0.2-3可以看出，两种计算方法得到的结果差别不大，基本处于同一绝缘水平。Ⅴ型串污耐压较单Ⅰ串高,主要原因在以下几个方面：①是本Ⅴ型串的电弧较单Ⅰ串易飘移绝缘子串表面不易形成线状放电，与单Ⅰ串紧贴绝缘子串的电弧短接形式不同；②是Ⅴ型串特殊的布置方式改善了绝缘子串的对地电容，使容性电流对绝缘子串的影响减小，提高了其污闪电压；③762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-在合理的污秽设计下，V型串的积污特性要优于悬垂串，仅为悬垂串的85%甚至更低；电力科学研究院根据人工污秽试验结果总结及分析，对不同海拔不同污秽度下绝缘子片数进行计算，推荐±800kV级直流输电线路单I串、单V串所需各种伞型绝缘子的片数和串长如表9.0.2-4、9.0.2-5。表9.0.2-4±800kV级直流输电线路单I串所需各种伞型绝缘子的片数和串长伞型盐密海拔高度0m1000m2000m3000m4000mmg/cm2片数串长片数串长片数串长片数串长片数串长片m片m片m片m片m钟罩CA-745EZ210kN0.03549.18589.866210.546611.227312.410.056711.397212.247713.098314.119015.300.088314.118915.139516.1510217.3411118.870.15*9415.9810017.0010718.1911619.7212621.420.15**8814.969415.9810117.1710918.5311820.06CA-756EZ300kN0.03489.36519.955510.735811.316312.290.055911.516212.096713.077113.857715.020.087815.218316.198917.369518.5310320.090.15*8917.369418.3310019.5010821.0611622.620.15**8316.198817.169418.3310019.5010821.06CA-765EZ400kN0.035511.285811.896212.716613.537214.760.056413.126813.947314.977815.998417.220.088116.618617.639118.669820.0910521.530.15*8918.259419.2710020.5010822.1411623.780.15**8317.028818.049419.2710020.5010822.14CA-785EZ530kN(550kN)0.034510.804811.525112.245412.965914.160.055513.205813.926214.886716.087217.280.087217.287618.248119.448720.889422.560.15*8319.928821.129422.5610024.0010825.920.15**7718.488219.688821.129422.5610124.24三伞CA-774EZ210kN0.03488.16508.50528.84559.35579.690.056410.886711.396911.737212.247612.920.087813.268113.778414.288814.969215.640.15*9415.989716.4910217.3410618.0211118.870.15**8714.798414.288814.969115.479616.32CA-776EZ300kN0.03438.39458.78479.17499.56519.950.055610.925811.316111.906312.296612.870.086512.686813.267113.857414.437815.210.15*8416.388716.979117.759518.539919.310.15**7614.827915.418215.998616.779017.55CA-778EY420kN0.03428.61449.02469.43489.845010.250.055511.285711.696012.306212.716513.330.086413.126713.747014.357314.977615.580.15*8216.818617.638918.259319.079820.09762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-0.15**7515.347815.998116.618517.438918.25CA-779EX550kN0.03409.604210.084410.564611.044811.520.055212.485412.965713.685914.166214.880.086114.646415.366615.846916.567217.280.15*7818.728119.448520.408921.369322.320.15**7117.047417.767718.488019.208420.16表9.0.2-5±800kV级直流输电线路单V串所需各种伞型绝缘子的片数和串长伞型盐密海拔高度0m1000m2000m3000m4000mmg/cm2片数串长片数串长片数串长片数串长片数串长片m片m片m片m片m钟罩CA-745EZ210kN0.03488.16528.84559.355910.036310.710.055910.036310.716711.397212.247813.260.087312.417713.098213.948814.969516.150.15**8314.118817.169418.3310119.7010821.06CA-756EZ300kN0.03428.19448.58479.17519.955410.530.055310.345610.926011.706412.486913.460.086612.877013.657514.638015.608716.970.15*8115.808716.979217.949919.3110620.670.15**7715.028115.808716.979318.1410019.50CA-765EZ400kN0.03479.645010.255310.875711.696212.710.055811.896112.516613.537014.357615.580.087014.357415.177916.208517.439118.660.15*8116.618717.849218.869920.3010621.730.15**7715.798116.618717.849319.0710020.50CA-785EZ530kN(550kN)0.03399.36419.844410.564711.285112.240.054911.765212.485613.446014.406415.360.086214.886615.847016.807518.008119.440.15*7618.248119.448620.649222.089923.760.15**7217.277618.178119.518720.869322.43三伞CA-774EZ210kN0.03437.31457.65477.99498.33518.670.05579.695910.036110.376410.886711.390.086811.567112.077412.587713.098113.770.158013.608314.118614.629015.309415.98CA-776EZ300kN0.03377.22397.61407.80428.19448.580.05489.36509.755210.145410.535711.120.086212.096412.486713.077013.657314.240.15*8716.979017.559418.339819.1110320.090.15**7614.827915.418215.998616.779017.55CA-778EY420kN0.03377.59387.79408.20428.61438.820.05479.644910.055110.465411.075611.480.086112.516312.926613.536914.157214.760.15*8517.438918.259319.079719.8910120.710.15**7515.347815.998116.618517.438918.25CA-779EX550kN0.03358.40368.64389.12399.36419.840.054510.804711.284911.765112.245312.72762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-0.085813.926014.406214.886515.606816.320.15*7618.248119.447217.289222.0810024.000.15**7117.047417.767718.488019.208420.16说明：①0.15*：自然盐密与等值盐密有效性折算按“等值盐密=0.8*自然盐密”计算，推算得到数据。②0.15**：自然盐密与等值盐密有效性折算按“等值盐密=2/3*自然盐密”计算，推算得到数据。（2）泄漏比距法早在±500kV葛南线路设计时，原电力部向泰西蒙公司便提出了我国电网110～220kV线路防污运行经验总结如下表：表9.0.2-6交流电网的成功运行经验电压等级（kV）等值盐密（mg/cm2）绝缘子相电压情况下爬电比距（cm/kV）额定电压情况下爬电比距（mm/kV）数量（片）爬距（mm）1100.0372803.091.780.14574104.522.62200.025132802.871.650.05133203.531.90.074134104.22.4当时泰西蒙公司并未按此执行，而是参照日本的交、直流积污比曲线给出直流线路的对应盐密，再按NGK公司提出的绝缘子污耐压数据进行绝缘子片数选择。线路投入运行后便出现污闪事故而运行调爬，运行证明其绝缘配置偏小。通过对上表的分析，可以得出，在导线对地电压情况下爬电比距与等值盐密的关系曲线及对数拟合表达式详见图9.0.2-1：762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-图9.0.2-1盐密与爬距关系曲线L＝0.8891ln（ESDD）＋6.2606其中：L：要求的爬电比距（cm/kV）；ESDD：等值盐密（mg/cm2）。根据国内外对绝缘子的人工污耐压试验证明：在相同的盐密下，直流条件下的污耐压值较之交流低15～20％。因此直流的爬电比距应是交流的2倍以上（）,按上式计算出直流线路爬电比距应满足表9.0.2-7的要求。表9.0.2-7按推算的爬电比距要求的绝缘子片数直流等值盐密（mg/cm2）等效交流等值盐密（mg/cm2）推算的直流线路要求爬电比距cm/kV±800kV要求的片数0.050.104.32630.080.164.82710.150.305.4980注：CA735绝缘子的有效爬距系数取1.0。9.0.3根据近年来我国±500kV线路运行经验，并结合绝缘子污耐压试验结果，±800kV直流线路采用64片单片绝缘子高度为170mm762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-的绝缘子组成的悬垂绝缘子串时可以满足轻污区耐压要求。根据±500kV直流线路上过电压研究，其操作过电压水平在1.5～1.8pu，最大操作过电压发生在线路中间。目前国内±800kV直流线路操作过电压水平计算结果在1.6～1.8pu。由于绝缘子表面脏污时沿面放电过程是其表面干燥带的形成及局部电弧的发展过程。对污秽条件下绝缘子纯操作冲击强度存在不同看法，一种看法为污秽物使绝缘子操作冲击耐受强度降低，另一种看法认为，在中等程度污秽条件下，绝缘子的操作冲击耐受强度，将高于清洁湿耐受值，即使在重污秽下也仅很少下降或不下降，但均认为污秽绝缘子的操作冲击闪络电压都随污秽程度的增加而降低。根据美国EPRI试验验证，在同一污秽条件下，同型号的绝缘子的直流操作耐压为直流耐压的2.2～2.3倍。又根据大量试验研究证明，当预加直流电压时，其50％操作冲击电压是50％污闪运行电压的1.7～2.3倍。因此，操作过电压对绝缘子片数的选择不起控制作用。由于污秽原因，直流线路的绝缘子片数（串长）较交流1000kV线路还多（长），其在雷电冲击电压下的绝缘裕度较大，反击雷电流超过200kA，雷电过电压对绝缘子片数的选择不起控制作用。耐张绝缘子串受力比悬垂绝缘子串大，容易产生零值绝缘子，一般要求在悬垂串片数基础上增加绝缘子片数。但±800kV线路直线杆塔悬垂绝缘子串的绝缘子片数选择主要取决于工作电压，且按工作电压选择的绝缘子串的操作冲击50%放电电压远大于系统操作过电压，所以耐张串绝缘子片数仍可按本规定正文表7.0.3执行。行业标准DL/T5092—1999规定，为保持高杆塔的耐雷性能，全高超过40m有地线的杆塔，高度每增高10m，绝缘子应增加1片。由于±800kV线路按工作电压确定的绝缘子串长具有较高的耐雷电冲击绝缘水平，不再增加片数已能保证较高的耐雷水平和较低的雷击跳闸率水平。因此本规定取消该项要求。9.0.4在雨量充沛地区，耐张绝缘子串由于水平放置容易受雨水冲洗，因此其自洁性较悬垂绝缘子串要好，110~500kV运行经验表明，耐张绝缘子串很少污闪。因此在同一污区内，其爬电距离可较悬垂串减少。9.0.5国内外污闪试验结果（包括STRI试验）证实：同等污秽，即便在亲水性状态下，复合绝缘子污闪电压比瓷和玻璃绝缘子高50％以上，因此，同样运行电压下，合成绝缘子爬距仅需要瓷和玻璃绝缘子爬距的2/3即可；按照目前±500kV超高压直流输电线路绝缘配置，合成绝缘子爬距定为瓷绝缘子爬距的3/4以上已经有相当裕度。云广±800kV直流线路工程推荐的合成绝缘子串长及爬距配置见表9.0.5-1。表9.0.5-1合成绝缘子悬垂串配置（串长（m）/爬距（m））污　区海拔高度（m）轻　污（0.05mg/cm2）中　污（0.08mg/cm2）重　污（0.15mg/cm2）100010.2/38.2510.6/39.7510.6/39.75150010.6/39.7510.6/39.7512.0/45762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-200010.6/39.7510.6/39.7512.0/45250010.6/39.7510.6/39.7512.0/459.0.6依据相关研究成果，在海拔高度超过1000m的地区，绝缘子的片数应进行修正，修正办法可按下式确定。式中nH——高海拔地区每串绝缘子所需片数；H——海拔高度，km；m1——特征指数，它反映气压对于污闪电压的影响程度，由试验确定。各种绝缘子的m1值应根据实际试验数据确定。表7.0.6-1给出了部分形状绝缘子m值的参考值。表9.0.6-1部分形状绝缘子的m值的参考值绝缘子型式普通型双伞防污型三伞防污型m0.50.380.31表9.0.6-2不同海拔高度的气压海拔高度(m)050010001500200025003000气压(Mpa)0.10130.09680.08970.08460.07940.07510.0704电科院在文献“±800kV直流绝缘子污秽放电特性及高海拔放电系数研究”报告中结论，在高海拔地区1000-4000m地区，线路绝缘子海拔修正系数为：海拔每升高1000m，绝缘子的耐污闪能力就下降：钟罩型绝缘子为5.9%，外伞型绝缘子为3.9%，复合绝缘子下降6.4%。9.0.7风偏后导线对杆塔构件的空气间隙，应分别满足工作电压、操作过电压及雷电过电压的要求。(1）工作电压空气间隙根据电力科学研究院试验结果，分裂导线对塔身间隙在直流正极性电压作用下的放电特性见图9.0.7-1。将试验结果与棒-板间隙和棒-棒间隙的试验结果进行比较的结果表明，在正极性直流电压下，放电电压与间隙距离呈线性关系，并且与棒-棒、棒-板的试验结果很接近。在负极性直流电压下，电极形状对放电电压有一定的影响，分裂导线对塔身间隙的放电特性更接近棒-板的情况。可见直流电压要求的空气间隙距离远小于冲击电压要求的间隙距离，在杆塔间隙距离的设计中可不予考虑。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-图9.0.7-1分裂导线对塔身间隙的正极性直流放电特性参照电力行业标准DL/T436-2005《高压直流架空送电线路技术导则》中的公式，导线对杆塔空气间隙的直流50%放电电压应符合式9.0.7-1的要求。………………………（9.0.7-1）式中：Ue为最高运行电压，kV；K1,K2—直流电压下间隙放电电压的空气密度、湿度校正系数；K3—安全系数，1.15；σN　—空气间隙直流放电电压的变异系数，0.9%。如果最高运行电压取816kV，安全系数取1.15，空气间隙直流放电电压的变异系数取为0.9%，则当导线对杆塔的净空距离为2.1m时，即可满足±800kV直流电压对空气间隙的要求。(2）操作过电压空气间隙直流线路的操作过电压，其产生机理及出现的频度，与交流系统有一定的不同，主要波形为直流分量之上叠加一冲击波。当然交流操作波形更复杂，虽千差万别，IEC的统一试验标准操作波为250/2500us。目前尚无直流操作波形的规定，试验也不多。国际上多引用瑞典试验数据，尽管很不完善。它的试验波形为120/4000us，叠加在直流分量之上。对于棒板间隙，直流分量的叠加影响甚大，其闪络电压可提高10％，少量的试验数据表明，对于导线～塔身间隙，直流分量的叠加影响甚微，参见图9.0.7-2。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-图9.0.7-2瑞典导线－塔身间隔放电特性图9.0.7-2上部曲线为棒～棒间隙，下部曲线为棒～板间隙，中间部分为直流电压叠加操作冲击电压试验数据，拟和曲线为美国BPA后期采用，与交流操作波间隙因数K＝1.28非常接近。美国高压部门一直未作直流操作波空气间隙放电试验，早期的太平洋联络线是按照等效交流放电特性决定的，±400kV直流线路指1.7倍过电压，30°风偏，间隙取2.35m。电科院在±800kV直流V型绝缘子串杆塔塔头空气间隙操作冲击放电特性试验中，通过对V形串塔头空气间隙进行的正极性50%操作冲击放电特性试验，获得了直流线路杆塔V形串空气间隙距离与正极性50%操作冲击放电电压的特性曲线，如图7.0.7-3所示。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-图9.0.7-3±800kV直流线路杆塔空气间隙操作冲击放电特性作为对比，图9.0.7-4还给出了电科院80年代开展的±500kV直流线路塔头空气间隙的50%正操作冲击放电电压试验的特性曲线。图9.0.7-4空气间隙操作冲击放电特性比较参照电力行业标准DL/T436-2005《高压直流架空送电线路技术导则》的公式，直流杆塔空气间隙的正极性50%操作冲击放电电压应符合式9.0.7-2的要求。………………………（9.0.7-2）式中：762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-Um—最高运行电压，kV；K´1，K´2—操作冲击电压下间隙放电电压的空气密度、湿度校正系数；K´3—操作过电压倍数；σs—空气间隙在操作电压下放电电压的变异系数。根据电科院系统所的±800kV直流线路内过电压研究报告，如果不考虑直流线路逆变侧不投旁通对紧急停运时的故障形式，则直流线路沿线最大暂态过电压出现在0.1p.u功率下线路中点故障时非故障极线路中点，过电压值为1308kV。计算得到正极性50%操作冲击放电电压为1486kV，对应的操作冲击间隙距离为5.1m。(3）雷电过电压要求的空气间隙在雷电过电压情况下，其空气间隙的正极性雷电冲击放电电压应与绝缘子串的50%雷电冲击放电电压相匹配。不必按绝缘子串的50%雷电冲击放电电压的100%确定间隙，只需按绝缘子串的50%雷电冲击放电电压的80%确定间隙（间隙按0级污秽要求的绝缘长度配合）或雷电过电压间隙不予规定。即按下式进行配合。（9.0.7－4）式中：U50%__绝缘子串的50%雷电冲击放电电压，kV。其数值可根据绝缘子串的雷电冲击试验获得或由绝缘长度求得。对于直流线路，我国电力科学研究院曾在500kV塔头上进行了直流叠加雷电冲击波的绝缘子串闪络试验，其复合闪络电压（Vi＋Vdc）如表9.0.7-1：表9.0.7-1绝缘子串的雷电波闪络电压（kV）闪络电压绝缘子片数直流电压（kV）（Vi＋Vdi）102030Vdc＝0961.41910.22881.1Vdc＝170969.71900.4/Vdc＝330932.61921.72852.9Vdc＝5001902.02823.7从表9.0.7-1可知，复合闪络电压与单独雷电冲击基本一致。因此，可以用单独施加雷电波时（如交流线路）的试验数据来进行防雷计算。目前导则中没有提出直流线路的雷电过电压的间隙要求。由于直流线路串长大于交流线路，如按交流配合比选择大气过电压下的间隙值则明显偏大，而按操作过电压间隙值进行防雷计算，比较合理。较为合适的特高压直流线路的防雷计算新方法，科研单位正在进行研究。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-对于高压直流线路而言，一般不考虑雷电过电压情况。因为直流换流阀在直流线路遭受电击时，换流阀很快动作，由换流状态转换为逆变状态，对线路进行抽能和去空气游离电子作用，然后重新启动，时间极短，全过程不超过100ms，基本不影响线路连续运行。塔头间隙设计时一般不考虑雷电过电压影响。(4）前苏联的研究表明，导线距横担、导线距塔身的距离不同空气间隙的电气特性也不同，放电电压与对应导线位置的塔身宽（B）之间，可由下式确定：式中：（1）---塔身宽B=1m时的放电电压，B=0.02~5m根据电科院所做合成绝缘子试验情况，在两支合成绝缘子串联使用时，两合成绝缘子间的联结金具上发生跳弧现象，因此合成绝缘子是否可以串联使用要进一步试验，在工程设计中宜采用单支合成绝缘子。电科院采用不同绝缘子串型式的±800kV直线塔空气间隙冲击50％击穿电压试验结果见表9.0.7-2。表9.0.7-2±800kV直线塔空气间隙冲击50％击穿电压试验结果绝缘子串型式合成绝缘子瓷绝缘子每联绝缘子支（片）数两支串联一支50片60片64操作冲击电压（kV）16381776174019502091由表9.0.7-2可以看出，由两支串联合成绝缘子组成的“V”型绝缘子串，由于受中间均压环的影响，导线对铁塔50％操作冲击耐受电压最低，其次为玻璃绝缘子及整支合成绝缘子组成的“V”型绝缘子串。经折算，在操作冲击电压下，由两支串联合成绝缘子及玻璃绝缘子组成的“V”型绝缘子串所需的空气间隙，分别比由整支合成绝缘子组成的“V”型绝缘子串多0.2m～0.8m。对于工作电压，由于其放电间隙距离相对于绝缘子串长要小很多，因此，在工作电压下，由两支串联合成绝缘子组成的“V”型绝缘子串，电气间隙距离仅做适当调整。9.0.8在海拔高度超过1000m的地区，直流线路带电部分对杆塔构件空气间隙放电电压应进行修正，本规程所用的仅为相（极）对地绝缘，因此，原文只给出曲线a的说明。9.0.9带电作业要求的空气间隙在《带电作业工具基本技术要求及设计导则》标准中，规定可以接受的危险率水平为1.0×10-5。检修人员停留在线路上进行带电作业时，系统不可能发生合闸空载线路操作，并应退出重合闸。而单极接地分闸过电压是确定带电作业安全距离时必须考虑的过电压。以往超高压输电线路设计时，对需要带电作业的杆塔，应考虑带电作业所需的安全空气间隙距离。由于带电作业的方式是灵活多样的，根据多年的设计及运行经验，在一般情况下不会也不宜因考虑带电作业而增大塔头尺寸。不过，在设计中应尽可能从塔头结构及构件布置上为带电作业创造方便条件。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-±800kV线路带电检修研究已有电力科学研究院通过试验得到相关成果。根据分析和试验结果，计算出满足带电作业危险率小于1×10-5的最小安全距离如表9.0.9所示。表9.0.9±800kV直流线路塔头空气间隙(m)位置线路中点线路起点计算内容危险率(1×10-6)最小安全距离危险率(1×10-6)最小安全距离地电位作业5.496.96.055.8等电位作业5.496.88.85.7等电位作业9.046.94.715.99.0.10修改引用《110~500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092—1999条文，500kV直流和交流线路都全线假设双地线。9.0.11随着线路额定电压的提高，线路绝缘水平不断提高，雷电反击跳闸的概率愈来愈小，我国雷电定向定位仪记录的数据表明，我国500kV线路雷击跳闸的主要原因是绕击跳闸。前苏联特高压线路的运行经验也表明，雷击跳闸是1000kV线路跳闸的主要原因。在1985年至1994年十年期间，特高压线路雷击跳闸高达16次，占其总跳闸次数的84％，而雷击跳闸的原因是雷绕击导线。经分析，前苏联特高压线路的地线保护角过大是(大于20°)造成了雷电绕击率过高的主要原因。日本特高压线路和其500kV线路一样，均采用负的地线保护角，雷电绕击率较低。如采用两根地线，采用负保护角，则理论计算绕击事故率极低。其次就是降低工频接地电阻，提高反击时的耐雷水平。电科院、清华大学根据向家坝-上海±800kV特高压直流输电工程塔型尺寸和间隙，计算±800kV反击耐雷水平如表9.0.11-1、9.0.11-2。表7.0.11-1±800kV直流线路反击雷电性能的计算（电科院计算）工频接地电阻/Ω反击耐雷水平/kA反击闪络率次/100km·a301360.845201740.311152040.095102490.03053270.004表9.0.11-2±800kV直流线路反击雷电性能的计算（清华大学计算）工频接地电阻/Ω反击耐雷水平/kA反击闪络率次/100km·a302180.110202500.0475152700.0281102900.016753160.0084从表中可以看出，±800kV直流线路反击耐雷水平明显高于交流500kV线路杆塔接地电阻在10～15Ω范围时的反击耐雷水平177～125kA。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-9.0.12修改引用《110~500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092—1999条文。9.0.13修改引用《110~500kV架空送电线路设计技术规程》DL/T5092—1999条文。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-10导线布置10.0.1本条基本沿用DL/T5092-1999第10.0.1条。增加了按不同串型，列表规定水平线间距离公式中的悬垂绝缘子串系数。对于直流线路，对于导线——导线直流对称电极间隙其放电特性可视为与交流相同，±800kV线路电压可看作等效于交流线路电压峰值，其电压有效值为kV，即和交流不同，公式中增加直流系数Ku＝。据此按公式求得相应于各档最小线距如表10.0.1-1(设计冰厚10mm，串长取12m)。表10.0.1　档距(m)300400500600700800900100012001400弧垂m6.8612.2019.0627.4537.3648.8061.7676.25109.8149.45线距(m)V-V12.012.613.113.714.314.815.416.020.822.5I-I16.817.417.918.519.119.620.220.825.627.3对于档距在1000~2000米，将上式最后一项表10.0.1为电气安全控制的距离，由上表可知，档距在1000米以下，线距主要由间隙圆控制，档距在1000米以上应综合考虑，以确定合适的线距。另外，确定线间距离时考虑电磁环境控制因素，对于6*630导线，导线极距不得小于22m。10.0.2新增条文说明导地线的水平偏移主要取决于导线和地线覆冰不均匀以及覆冰脱落时的跳跃或舞动情况下导地线间的工作间隙，特高压线路应该按以上三种情况求得塔头上最小垂直距离和水平偏移的最佳组合。按导地线覆冰不均匀以及覆冰脱落时的跳跃或舞动情况下分别进行校验，得出结论。根据实际工程经验，校验计算档距组合取为Y－Y－Y－X－Y－Y－Y连续上山，脱冰档X档距为550m、高差为33％，其余档Y档距为400m、高差为15％，导线悬垂串10m、地线悬垂串1m，计算结果见下。①　不均匀覆冰静态接近情况下要求的档中电气距离对塔头不起控制作用；②　脱冰跳跃动态接近情况下要求的档中电气距离对所要求的最小垂直距离和水平偏移如下表：覆冰10mm水平偏移，m要求的垂直距离100％脱冰75％脱冰50％脱冰25％脱冰07.94821.82188－1.4064－4.2684717.91867261.775578－1.47253－4.3753527.82977971.635464－1.67451－4.7119537.6805721.397744－2.02413－5.3411247.46941051.0555－2.54533－6.47267覆冰15mm水平偏移，m要求的垂直距离100％脱冰75％脱冰50％脱冰25％脱冰014.951555.5334450.463143－3.85176114.930675.4990010.410158－3.94981214.86795.3951740.249382－4.25612314.762935.220444－0.02497－4.81618414.615184.972152－0.42381－5.75895由上表看出，增大水平偏移对地线支架意义不大，因此特高压交直流示范工程水平偏移取大于1m（10mm冰区），具体由保护角控制水平偏移。③　导线舞动的情况下要求的档中电气距离对塔头的最小垂直距离和水平偏移不起控制作用762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-11杆塔型式11.0.1给定杆塔类型的基本概念，使得杆塔类型的定义规范化和具体化。同时，便于区分悬垂型和耐张型两类杆塔的荷载组合。对于换位杆塔、跨越杆塔以及其他特殊杆塔，可以按绝缘子与杆塔的连接方式分别归入悬垂型或耐张型。11.0.2能够满足使用要求（如电气参数等）的杆塔外型或型式可能有多种，要根据线路的具体特点来选择适合的杆塔外形。同一条线路，往往由于沿线所经地区环境、条件等不同，对塔型的要求也不同。设计时应在充分优化的基础上选择最佳塔型方案。11.0.3本条规定了杆塔的使用原则。在杆塔选型时不仅要对塔体本身进行技术经济比较，而且要考虑到导线排列型式和塔体尺寸(如铁塔根开)对不同地质条件的基础造价的影响，进行综合技术经济比较。通常导线水平排列比三角排列铁塔的基础作用力要小些；塔体尺寸大(铁塔根开大)，基础作用力也要小些，基础材料耗量也相应比较小一些。但是对地质条件较好的山区，减小基础作用力，效果就不显著，塔体尺寸大(根开大)，可能还会引起土方开挖量增加。对山区铁塔应采用长短腿配合高低基础的结构型式，尽量适应塔位地形的要求，以减小基面开挖量和水土流失，将线路对沿线环境的影响降至最低程度。走廊清理费是指线路走廊的房屋拆迁和青苗赔偿等费用。工程实践证明，当走廊清理费较大时，通过对铁塔、基础和走廊清理费用进行综合经济比较，结果为当采用V型、Y型和L型绝缘子串时，线路走廊会更窄，走廊清理费用也会更小。悬垂型杆塔可带3度转角设计，是根据国内的设计和运行经验提出的。由于悬垂型杆塔带转角只是少数情况，实际定位时，有些塔位的设计档距往往不会用足，因此，设计时采用将角度荷载折算成档距，在设计使用档距中扣除，杆塔仍以设计档距荷载计算，这样做一般比较经济合理。如果带转角较大，用缩小档距的办法，使悬垂型杆塔带转角就比较困难，同时悬垂串的偏角较大，塔头相应要放大，而且运行方面更换绝缘子也不方便。当带转角后要导致放大塔头尺寸时，宜做技术经济比较后确定。悬垂转角杆塔的允许角度也是根据国内的运行经验提出的。悬垂转角杆塔的角度较大时，通常需要在导线横担向下设置小支架来调整导线挂点位置以满足电气间隙要求。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-12杆塔荷载及材料12.1杆塔荷载12.1.1荷载分类分类原则是根据《建筑结构可靠度设计统一标准》GB50068-2001，结合输电结构的特点，为简化荷载分类，不列偶然荷载，将属这类性质的断线张力及安装荷载等也列入了可变荷载，将基础重力列入永久荷载，同时为与习惯称谓一致不采用该标准中所用的“作用”术语，而仍用“荷载”来表述。12.1.2荷载作用方向1一般情况，杆塔的横担轴线是垂直于线路方向中心线或线路转角的平分线。因此，横向荷载是沿横担轴线方向的荷载，纵向荷载是垂直于横担轴线方向的荷载，垂直荷载是垂直于地面方向的荷载。2悬垂型杆塔基本风速工况，除了0º风向和90º风向的荷载工况外，45º风向和60º风向对杆塔控制杆件产生的效应很接近。因此，通常计算0º、45º及90º三种风向的荷载工况。但是，对塔身为矩形截面或者特别高的杆塔等结构，有时候可能由60º风向控制。耐张型杆塔的基本风速工况，一般情况由90º风向控制，但由于风速、塔高、塔型的影响，45º风向有时也会控制塔身主材。对于耐张分支塔等特殊杆塔结构，还应根据实际情况判断其他风向控制构件的可能性。3考虑到终端杆塔荷载的特点是不论转角范围大小，其前后档的张力一般相差较大。因此，规定终端杆塔还需计算基本风速的零度风向，其它风向（90度或45度）可根据实际塔位转角情况而定。12.1.3正常运行情况、断线（含导线的纵向不平衡张力）情况和安装情况的荷载组合是各类杆塔的基本荷载组合，不论线路工程处于何种气象区都必须计算。当线路工程所处气象区有覆冰条件时，还应计算不均匀覆冰的情况。12.1.4基本风速、无冰、未断线的正常运行情况应分别考虑最大垂直荷载和最小垂直荷载两种组合。工程实践计算分析表明，铁塔的某些构件（例如部分V型串的横担构件或部分塔身侧面斜材）可能由最小垂直荷载组合控制。12.1.5－6断线（含导线的纵向不平衡张力）情况，当实际工程气象条件无冰时，应按-5℃、无冰、无风计算。断线工况均考虑同一档内断线（或导线有纵向不平衡张力）。1对悬垂型杆塔，应分别考虑一极导线有纵向不平衡张力情况或断一根地线的情况。2对耐张型杆塔，应分别考虑一极导线有纵向不平衡张力情况或同一档内断一根地线和一极导线有纵向不平衡张力的情况。3对于终端杆塔，由于换流站侧导线的纵向不平衡张力很小，线路侧导线的纵向不平衡张力相对很大，在正常运行工况中已经考虑了线路侧未架的情况，因此对直流线路终端塔只需考虑线路侧地线断线或导线有纵向不平衡张力情况即可。4本规程推荐的各型杆塔断线条件是覆冰断线（无冰地区除外），目的在于增大断线后残余张力，以增强杆塔的抗弯、抗扭能力。12.1.7为了提高地线支架的承载能力，对悬垂塔和耐张塔，地线断线张力取值均为100%最大使用张力。12.1.8本条参照了《重覆冰架空输电线路设计技术规程》12.0.5条的内容。12.1.9从历次冰灾事故情况来看，地线的覆冰厚度一般较导线要厚，故对于不均匀覆冰情况，地线的不平衡张力取值（占最大使用张力的百分数）较导线要大。无冰区和5mm冰区可不考虑不均匀覆冰情况引起的不平衡张力。表12.1.9-1中不均匀覆冰的导、地线不平衡张力取值按下表所列条件计算，超过该条件时应按实际情况进行计算。冰区10mm15mm20mm762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-覆冰率（一侧/另一侧）100%/20%100%/20%100%/20%档距（m）550500450高差（%）15％15％15％12.1.10本条参照了《重覆冰架空输电线路设计技术规程》12.0.6条的内容。12.1.11不均匀覆冰荷载组合，应考虑纵向弯距组合情况，以提高杆塔的纵向抗弯能力；对中、重冰区还应考虑因不均匀覆冰或不均匀脱冰产生的扭矩对杆塔的影响。不均匀冰荷载是重覆冰线路特有的荷载型式之一。在运行中常见的有覆冰不均匀和脱冰不均匀两种主要类型。覆冰不均匀荷载主要是由于线路各段所处的地形、高程、风速、风向等不同，而使杆塔两侧导地线上冰凌存在较明显的差别。其主要特点有三：1不均匀冰荷载持续时间相对较长；2导地线具有同期性，因而对杆塔会产生很大的纵向弯矩；3由于受覆冰全过程气候因素影响，其覆冰不均匀度变动较大。脱冰不均匀荷载：多是在覆冰不均匀冰荷载基础上发展而成的另一种不均匀冰荷载型式。其特点是：1在整个冰凌融化阶段出现的某种静态不均匀冰荷载情况，持续时间相对较短；2其不均匀性与冰凌性质密切相关。雨凇类冰凌，脱冰不均匀程度很小；混合凇、湿雪类一次脱冰可能达到100％，从而产生极大的不均匀差；3由于导地线各档各相冰凌脱落时间先后不同，不均匀冰荷载组合型式多样，有时会使杆塔受到最大的弯矩和扭矩；4脱冰不均匀的情况在重覆冰线路上出现的概率较轻覆冰线路大。12.1.12本规范规定的各类杆塔断线情况下的断线张力（或导线的纵向不平衡张力）和不均匀覆冰情况下的不平衡张力值已考虑了动力影响，因此，应按静态荷载计算。12.1.132008年的严重冰灾在湖南、江西和浙江等省份均有发生串倒的现象，由于倒塔断线引起相邻档的铁塔被拉到的现象不少。为了有效控制冰灾事故的进一步扩大，对于较长的耐张段之间适当布置防串倒的加强型悬垂型杆塔，是非常有效的一种方法，国外的规范中也有类似的规定。加强型悬垂型杆塔除按常规悬垂型杆塔工况计算外，还应按所有导地线同侧有断线张力（或导线的纵向不平衡张力）计算。以提高该塔的纵向承载能力。12.1.14本条是根据以往实际工程设计经验确定的。验算覆冰荷载情况是作为正常设计情况之外的补充计算条件提出来的。主要在于弥补设计条件的不足，用以校验和提高线路在稀有的验算覆冰情况下的抗冰能力。它的荷载特点是在过载冰的运行情况下，同时存在较大的不平衡张力。这项不平衡张力是由于现场档距不等，在覆冰过载条件下产生的，对导地线具有同期同方向的特性，故只考虑正常运行和所有导、地线同时同向有不平衡张力，使杆塔承受最大弯矩情况。鉴于验算覆冰荷载出现概率很小，故不再考虑断线和最大扭矩的组合情况。12.1.151悬垂型杆塔提升导、地线及其附件时发生的荷载。其中，提升导、地线的荷载一般仍按常规2倍起吊考虑。如果考虑避免安装荷载（包括检修荷载）控制杆件选材，起吊导、地线时采用转向滑轮（图12.1.12）等措施,将起吊荷载控制在导、地线重量的1.5倍以内是可行的。直流线路已有工程经验。但是，应在设计文件中加以说明。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-图12.1.12起吊导、地线时采用转向滑轮示意图2悬垂型杆塔，导线或地线锚线作业时，挂线点处的线条重力由于前后塔位高差对其影响较大，一般应取垂直档距较大一侧的线条重力。即：按塔位实际情况，一般应取大于50%垂直档距的线条重力；3导、地线的过牵引、施工误差和初伸长引起的张力增大系数应由电气专业根据导、地线的特性确定。4水平和接近水平的杆件，单独校验承受1000N人重荷载，而不与其它荷载组合。是参照国外的设计经验和国内部分设计单位的实践经验。一般可将与水平面夹角不大于30度的杆件视为接近水平的杆件。如果某些杆件不考虑上人，应在设计文件中说明。校验时，可将1000N作为集中荷载，杆件视为简支梁，其跨距取杆件的水平投影长度，杆件应力应不大于材料的强度设计值。12.1.16本条是根据以往实际工程设计经验确定的。12.1.17考虑阵风在高度方向的差异对曲线型铁塔塔身斜材产生的不利影响，也称埃菲尔效应。12.1.19圆管构件在以往的工程中曾出现过激振现象，有的振动已引起杆件的破坏。虽然目前要精确地计算振动力尚有因难，有些参数不容易得到，一般可参照《高耸结构设计规范》GB50135的有关规定。12.1.20导地线风荷载计算公式中风压调整系数bc，是考虑±800kV线路因绝缘子串较长、子导线多，有发生动力放大作用的可能，且随风速增大而增大。此外，近年来500kV线路事故频率较高，适当提高导地线荷载对降低±800kV线路的倒塔事故率也有一定帮助。根据对比计算，±800kV线路铁塔的设计重量比不考虑bc增加5～10%左右。但对于电线本身的张力弧垂计算、风偏角计算不必考虑bc，即取bc=1.0。按照1997年6月25日－27日电力规划设计总院和国家电力调度通信中心联合召开的《110～500kV架空送电线路设计技术规程报批稿专家讨论会》的精神，并与电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》12.2.2条的规定取得一致，将电气间隙校验用的风压不均匀系数统一使用到各级电压线路。表12.1.20-1的注解是提醒对跳线计算，不宜考虑为a效应，此外原苏联的1977年的《电气设备安装规程》及德国的DIVVDE0210以及美国的ASCE“GuidelinesforTransmissionLineStructuralLoading”等资料，也都认为对档距小于200m左右者也不宜乘以小于1.0的a值。通过对各国风偏间隙校验用分压不均匀系数的分析，参照其中反映风压不均匀系数随档距变化规律的德国和日本系数曲线，结合我国运行经验，提出了风压不均匀系数的取值要求。图12.1.20间隙校验风压系数不均匀系数图从图12.1.20反映出：1《建筑结构荷载规范》的规定适用于机械负荷计算，对于导线风偏间隙校验应该有所折减。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-2俄国和对不同档距采用简化的单一数据，对大档距偏高，对小档距偏低。3日本和德国的规定，反映了风压不均匀系数随档距变化的客观规律，比较适合于权衡比选该系数的取值要求。条文中采用的数据大于德国和日本的规定。4中南院公式中第一项0.5从德国和日本公式的0.45和0.5中取大值，第二项60从60和40中取大值，这样偏大地组合在400m档距以下已经超出德国和日本数据的包络线，档距越小超出越大。5图12.1.20中“4项平均”系取俄、中、日、德四国规范数据平均，“5项平均”还计入了荷载规范。考虑到线路实际覆冰形状、密度与通常设计的标准状况出入较大，为计入线路实际风荷载对杆塔设计的影响，故在本规程中增加了一个风荷载增大系数予以弥补。±800kV线路一般用于区域型电网的连接，重要性显著，其覆冰设计重现周期按100年一遇考虑。为此，风荷载增大系数除等值受风面积校正之外，还需将风载体型系数一并校正在内。从现场实际覆冰情况可以看到，雨凇密度虽然可达900kg/m3，但由于有冰瘤现象存在，实际受风面比值应远大于1.0。12.1.21杆塔本身风压调整系数bz，主要是考虑脉动风振的影响。为便于设计，对一般高度的杆塔在全高度内采用单一系数。根据过去部分实测结果和经验，总高度在20m及以下的杆塔的自振周期较小(一般在0.25秒以下)，可以不考虑风振的影响(即bz=1.0)。总高度超过60m的杆塔，其bz宜采用由下而上逐段增大的数值，可以参照《建筑结构荷载规范》的有关规定确定；对宽度较大或迎风面积增加较大的计算段(例如横担、微波天线等)应给予适当加大。下表为±800kV云广直流工程对大于60m高的杆塔bz的取值表：±800kV云广直流杆塔风荷载调整系数βZ取值表塔高（m）≤6060～100横担及地线支架2.202.50身部分段高（m）102030405060708090100βz1.31.351.41.451.51.551.61.651.701.80当考虑杆件相互遮挡影响时，可按《建筑结构荷载规范》的规定计算受风面积As。对基础的bz值是参考化工塔架的设计经验，取对杆塔效应的50%，即b基=(b杆塔－1)/2+1，考虑到使用上方便，取对60m以下杆塔为1.0；对60m及以上杆塔为1.3。12.1.22计算公式是根据我国电力部门设计经验确定的。以上导地线风荷载计算公式、杆塔风荷载计算公式和绝缘子串风荷载计算公式中均有系数B，B为覆冰工况时，风荷载的增大系数，仅仅用于计算覆冰风荷载之用，计算其他工况的风荷载时，不考虑系数B。12.1.23参考《建筑结构荷载规范》（GB50009—2001）第7.2.1条文。表10.1.23风压高度变化系数µz，按下列公式计算得出:（12.1.23-1）（12.1.23-2）(12.1.23-3)(12.1.23-4)式中Z——对地高度，m。12.2结构材料762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-12.2.1近年来，经过调研及铁塔试验等工作，Q420高强度角钢在国内第一条750kV线路工程中得到了成功应用，在新建500kV输电线路工程上也有许多应用实例。我国首条1000kV晋东南-南阳-荆门特高压示范线路工程中也用到了Q420高强度角钢和钢板。华东院设计的500kV吴淞口大跨越工程中应用了Q390的高强度钢板压制的钢管结构，并在500kV江阴大跨越工程中应用了ASTMGr65（屈服应力450Mpa）大规格角钢和厚钢板。因此，本规范将一般采用钢材等级提高到Q420，此外，国家标准《低合金高强度结构钢》GB/T1591-94已列入Q460高强度钢，有条件也可采用Q460。12.2.2参考《钢结构设计规范》GB50017-2003、《高层民用建筑钢结构技术规程》JGJ99-98，规定所有杆塔结构的钢材均应满足不低于B级钢的质量要求。由于厚钢板在热轧过程中产生的缺陷，当钢板与其它构件焊接并在厚度方向承受拉力时，沿厚度方向可能会发生层状撕裂的问题，所以本规范规定厚钢板应考虑采取防止层状撕裂的措施，例如可采用Z向性能钢板、控制焊接应力、控制钢材的断面收缩率、控制材料杂质含量、控制焊接工艺等措施。我国《钢结构设计规范》规定：当焊接承重结构为防止钢材的层状撕裂而采用Z向钢时，其材质应符合现行国家标准《厚度方向性能钢板》GB/T5313的规定。《建筑抗震设计规范》GB50011-2001和《建筑钢结构焊接技术规程》JGJ81-2002/J218-2002对厚度不小于40mm的钢材，规定宜采用抗层状撕裂的Z向钢材。设计人员可根据结构的实际情况进行考虑。12.2.38.8级螺栓近年来在杆塔上已应用较多，尤其是在大跨越塔结构和钢管塔的法兰上有一定的应用经验。但是10.9级螺栓在输电塔上应用还不多，螺栓的强度越高，硬度越高、脆性越大，尤其是氢脆的可能性就越大，在满足强度要求的前提下，应特别注意螺栓的塑性性能必须符合GB/T3098的要求。12.2.4各个性能等级螺栓的材料必须满足最小抗拉应力(fu)、最小屈服应力(fy)及一定的硬度值(HR)。例如国家标准GB3098.1的4.8级螺栓：fu=400N/mm2、fy=320N/mm2和HR=70/95；5.8级螺栓：fu=500N/mm2、fy=400N/mm2和HR=83/95；6.8级螺栓：fu=600N/mm2、fy=480N/mm2和HR=89/99……等。它们的保证应力分别是310N/mm2、380N/mm2和440N/mm2。按照国家标准GB3098.1的规定，螺栓的直径暂按照不大于39mm考虑，直径大于39mm的螺栓可参照采用。本规范的杆塔构件连接螺栓的强度设计值是以上述标准为基础，并参照国内外的使用经验和试验结果提出的。其中螺栓的抗剪强度设计值接近于原电力规程的标准(包括原电力规程的修正值)，本规范取原规定值的1.5倍取整。但钢材的孔壁承压强度设计值则高于原电力规程的规定，主要原因是参照国际上其它国家标准普遍采用的孔壁承压极限强度值是钢材抗拉强度的1.5倍，有的是采用2.1倍的钢材屈服应力(这两者是比较接近的)，本规范中的设计值是取1.0fu。钢材设计值参考《钢结构设计规范》GB50017-2003。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-13.杆塔结构13.1　基本计算规定13.1.1～13.1.3　根据《建筑结构可靠度设计统一标准》确定。13.2　承载能力和正常使用极限状态计算表达式13.2.1　本条参照《建筑结构荷载规范》GB50009-2001第3.2.2条文和电力规程相关条文改写。结构重要性系数，对一级：特别重要的杆塔结构，一般应取go=1.1，视工程具体情况也可取大于1.1的系数。《建筑结构可靠度设计统一标准》(GB50068-2001)规定建筑结构设计时，应根据结构破坏可能产生的后果(危及人的生命、造成经济损失、产生社会影响等)的严重性，采用不同的安全等级。建筑结构安全等级的划分应符合表13.2.1-1的要求，结构构件承载能力极限状态的可靠指标，不应小于表13.2.1-2的规定。表13.2.1-1建筑结构的安全等级安全等级破坏后果建筑物类型一级很严重重要的二级严重一般的三级不严重次要的表13.2.1-2结构构件承载能力极限状态的可靠指标破坏类型安全等级一级二级三级延性破坏3.73.22.7脆性破坏4.23.73.2基于最小设计风速30m/s设计的500kV线路杆塔结构构件按JC法计算的可靠度指标β≥3.2，已满足GB50068-2001二级建筑物延性破坏可靠度指标的要求，500kV线路多年来的运行实践表明其可靠度是可接受的，没有频繁地出现产生很大社会影响的杆塔失效事故。±800kV线路作为跨区域联网的骨干网架，其输送容量为500kV线路的2~3倍，若杆塔失效，造成的经济损失、社会影响等都将很严重，由此，±800kV线路杆塔的安全等级应较500kV线路提高一个安全等级，即应按一级安全等级考虑。GB50068-2001规定结构重要性系数γo应按结构构件的安全等级、设计使用年限并考虑工程经验确定，对安全等级为一级或设计使用年限为100年及以上的结构构件，不应小于1.1。结合国内已建线路倒塔事故的产生原因，主要发生在运行情况下的风及覆冰超过设计值，而对于安装情况发生倒塔事故的概率极小，结构重要性系数取1.1，相当于将所有荷载提高10％，对于安装工况，从国内的实际情况以及国内6万多公里线路的设计和施工经验来看，没有必要进行再提高。因此，±800kV线路杆塔除安装工况取go=1.0外，其它工况应取go=1.1。13.2.2　本条是根据《构筑物抗震设计规范》GB50191-93和《电力设施抗震设计规范》GB50260-96的有关规定和线路杆塔结构的特点制订的。SGE为永久荷载代表值，按照《建筑抗震设计规范》GB50011-2001确定。13.3　杆塔结构基本规定13.3.1　杆塔挠度由荷载、施工和长期运行等原因产生，而从设计上只能控制由荷载引起的挠度值。计算挠度限值的确定原则是使常用的杆塔结构尺寸在荷载的长期效应组合作用下一般能满足要求。13.3.2　本条基本沿用原电力规程，其中，钢结构受压材允许最大长细比改为K•Lo/γ≤200是引用美国标准。因为压杆长细比修正系数引用美国标准，允许最大长细比也同时引用美国标准，比较合理。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-13.3.3　本条沿用原电力规程。13.3.4　大量工程实践证明热浸镀锌工艺是铁塔构件防腐的有效措施。当选用其他防腐措施时，必须有足够资料证明其防腐性能不低于热浸镀锌工艺，方可采用。13.3.5　铁塔的连接螺栓，螺纹进入剪切面，不仅降低螺栓的承载力，而且大量螺栓进入剪切面还影响铁塔的变形。因此，设计时应使螺纹不进入剪切面。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-14基础设计14.0.1近年来，各单位的基础选用经验日益丰富，选用的基础型式也逐渐增多，但是，原状土掏挖基础、现浇钢筋混凝土基础和混凝土基础仍然是主要的基础型式。原状土基础能充分发挥原状土的承载性能，承载力大、变形小，用料省。目前，环保要求越来越高，原状土基础对环境的破坏较小，比较符合绿色工程的理念。现浇钢筋混凝土基础或混凝土基础具有较好的经济性和成熟的施工经验，使用范围也较广。近年来，斜掏挖基础和带翼板的掏挖基础也开始在工程中应用起来，并进行了现场试验，其应用前景值得关注。工程中已经普遍采用了全方位长短腿铁塔，为了保护环境，基础设计时需要在基础型式和基面设计方面多做优化工作，尽量采用合理的基础型式，尽可能少开挖或不开挖基面。14.0.2按照原输电线路设计方法和经验，对基础稳定、基础承载力采用荷载的设计值进行计算，对地基的不均匀沉降、基础位移等采用荷载的标准值进行计算。14.0.3基础的附加系数是按照原输电线路设计方法和经验对各类基础的安全度换算而来的，基本上保持了原电力规程的安全度标准。表达式中的基础上拔或倾覆外力设计值T，对可变荷载计入了荷载分项系数1.4，对永久荷载计入了荷载分项系数1.2或者1.0，也即T大致较原电力规程大1.4倍左右。对于悬垂型杆塔，原电力规程要求上拔和倾覆稳定的安全系数为1.5，两者关系为1.5/1.4=1.071，故本规范取附加数为1.1。其他类推。14.0.4如14.0.3所述，基础作用荷载大致较原电力规程大1.4倍左右。根据杆塔的风荷载(可变荷载)为主的特点，经过测算，基础底面压力极限状态表达式(14.0.4-1)、(14.0.4-2)右端项需除以0.75(相当于乘以1.33)后才能保持基础下压按极限状态设计法设计的基础底面尺寸与按容许应力法设计基本上相衔接。14.0.5本条参照《架空送电线路基础设计技术规定》（DL/T5219-2005）中“基础采用的混凝土强度等级不应低于C20级”的规定。14.0.6线路沿线岩石地基的岩性和完整程度通常存在较大差异。由于在线路勘测期间工程地质人员野外对岩石地基的鉴别存在局限性，所以，对配置岩石基础的杆塔位，在基坑开挖后必须进行鉴定。条文中强调了必须对岩石逐基鉴定，保证设计的岩石基础安全、可靠，这也是对选择合适基础型式、正确取定计算参数的验证。14.0.7在季节性冻土地区，其标准冻结深度可由地质资料提出，也可按《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）的规定确定。多年冻土地区所涉及的区域较少，这里不做详细规定。14.0.9根据以往工程实践经验提出。防治措施可参照国家标准《构筑物抗震设计规范》和国家标准《电力设施抗震设计规范》。14.0.10转角塔、终端塔的预偏要根据杆塔结构的变形和基础设计时地基出现的变形综合考虑确定或根据工程设计、施工、运行经验确定。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-15对地距离及交叉跨越15.0.1修改引用《110～500kV架空送电线路设计技术规程》条文。13.0.2线路经过居民区、非居民区及交通困难地区时导线对地面的最小距离15.0.2.1直流输电线路电场效应(1)直流输电线路电场效应的特点及表征参数当直流输电线路导线表面电场强度大于起始电晕电场强度时，靠近导线表面的空气发生电离，电离产生的空间电荷将沿电力线方向运动。以双极直流线路为例，此时整个空间大致可分为三个区域，如图15.2－1：正极导线与地面间（区域）充满正离子，负极导线与地面间（区域）充满负离子，正负极导线间正负离子同时存在。这些空间电荷将造成直流输电线路所特有的一些效应。空间电荷本身产生电场，它将大大加强由导线电荷产生的电场；空间电荷在电场作用下的运动，形成离子电流；由极导线向大地流动的离子电流，遇到对地绝缘的物体，将附着在该物体上形成物体带电现象，从而引起暂态电击。图13.0.2.1－1双极直流输电线路电力线和带电离子分布示意图高压直流输电线路线下的合成电场普遍高于同一电压等级的交流线路线下电场，不能把直流电场和交流电场等同起来，因为在正常运行的直流输电线路下，没有通过电容耦合的感应现象，在相同的电场下两者产生的效应也是不同的。直流电场效应由以下四种表征参数来定量表示：　　1）地面电场强度Es直流输电线路下的空间电场是由两部分合成的，一部分是由导线所带电荷产生的静电场，通常又称之为标称电场（NominalField），这种场与导线排列的几何位置有关，与导线的电压成正比，随导线对地距离增加而减少，随极间距增加而增加；另一部分是由空间电荷产生的电场，其大小除与线路几何尺寸有关外，还与导线的起晕电压有关，起晕电压越低，空间电荷密度越大，空间场强就越强。这两部分电场合成，称为合成电场（TotalField）。合成场强的大小主要取决于导线电晕放电的严重程度。最大合成场强有可能为标称场强的　3～3.5倍。2）离子流密度j在电场的作用下，空间电荷不断向地面移动，地面单位面积所接收到的电流称为离子流密度。3）截获电流Ip762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-人或物体在输电线下，空间的带电离子将会通过物体流入大地。所截获电流的大小与物体几何尺寸和离子流密度有关。4）充电电压U在直流电场的作用下，放在线下对地绝缘的导体，由于电荷积累会产生电压，其大小取决于物体对地绝缘电阻，电阻越大，充电电压越高。(2)人在直流输电线下活动的感受与效应人在直流输电线下活动，可能产生的效应有：人在高压直流电场下的感受、人截获离子电流的感受、人接触接地和绝缘物体后的感受几方面，现分述如下。1）人在高压直流电场下的感受为了搞清高压直流电场对人的感受，美国Delles试验中心曾邀请一些人在高压直流母线下进行直接感受试验，母线直径较大不产生电晕，线下电场是没有空间电荷的纯直流电场，被试人员站在对地绝缘的橡皮垫（绝缘电阻＞30MW）上，其试验的综合评价如表15.0.2.1－1所示。表15.0.2.1－1直流母线下受试者的综合评价人休感受程度母线电压（kV）相应场强（kV/m）头皮有较轻微刺激感40022头皮有刺激感，耳朵和毛发有轻微感觉50027头皮有强烈刺痛感60032脸和腿有感觉75040穿普通鞋的人在高压直流母线下，当电场为30kV/m时，毛发有刺激感，头皮有轻微刺痛感。这主要是由于人处在电场中将使原有电场发生畸变，造成局部电场加强所致。在电场中直立的人，头顶部电场将增大约15倍。基于以上情况，直流输电线路下可能有人员活动的地方，合成场强应小于30kV/m。电力科学研究院在天广直流工程调试期间，曾进行过人在直流输电线下的直接感受试验。毛发和皮肤对直流电场最敏感。在地面电场强度小于30kV/m左右的地方，皮肤感觉不明显；在地面电场强度为30kV/m左右的地方，皮肤有微弱刺痛感，在地面电场强度为35kV/m的地方，皮肤有强烈的刺痛感。2）人截获离子电流的感受站立在直流输电线下的人，若站立处原来有离子电流流过，则将有部分离子电流被人截获，被截获的离子电流通过人体流入大地。截获电流的大小直接取决于离子电流密和人的高矮，不同高度的人可用相应的等效面积来代表。根据美国EPRI试验研究，对1.7m高的人，等效面积约为5.3m2。根据站立处离子电流密度和人的高度，直接推算出流过人体的截获电流。目前我国±500kV直流输电线路线下离子电流密度限值为100nA/m2，将该值乘以等效面积5.3m2后，得到流过人体的最大截获电流为530nA，该值和交流500kV线路线下人体感应电流相比小一个数量级。站立在交流输电线路下的人，通过导线对人体电容耦合，在人体内感应有一稳态交流电流，该电流和场强间有一固定关系。对1.7m高的人，每1kV/m场强感应电流约为15mA。为了对比方便，表15－2给出了人体交直流电击电流的临界值。由表15.0.2.1－2可见要得到同样的感受程度，流过的直流电流要比交流大5倍以上。而站立在直流输电线路线下人的截获电流，又比直流感受的临界值小2个数量级，因此一般不会有任何感觉。表15.0.2.1－2人体电击电流临界值人体感受程度电击电流（mA）直流电流交流电流762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-男　人女　人男　人妇　女无感觉1.00.60.40.3轻微的刺激，“感觉的临界值”5.23.51.10.7不舒服的电击，不疼，肌肉未失控96.01.81.2疼痛的电击，肌肉未失控，99.5％的人能摆脱62419.06.0由上表可见，同样的感受，直流允许值比交流高，因此在稳态电击方面直流线路比交流轻得多。3）人接触接地和绝缘物体后的感受以上仅从流过人体的电流大小来讨论人的感受情况，在直流输电线路下，对地绝缘良好的人或物体，截获离子电流后，由于电荷集聚将使人或物体对地产生高电位。此时对地绝缘的人接触接地物体，或处于地电位的人接触对地绝缘的物体，在接触瞬间聚集在对地绝缘的物体或人体上感应的电荷，以火花放电形式通过人体或物体释放到大地。当释放的能量或电荷足够大时，会有电击感，这种电击称为暂态电击。暂态电击水平取决于接触瞬间通过人体释放的能量（）或电荷量（），后两者又取决于物体的对地电压、对地电容以及物体的绝缘状况。瞬态电击一般不会对人体带来危险，因为它作用时间短，仅几mS至十几mS，不足以造成人心脏的纤维颤动，但会给人带来不舒服的感觉。按照美国早期进行的试验，能够感觉到的暂态电击释放的能量约为1.5mJ，产生不舒服暂态电击释放的能量约为250mJ。1976年加拿大进行的暂态电击试验，能够感觉的暂态电击释放的电荷为1.5mQ，可以接受暂态电击释放的电荷为3mQ，相当于45mJ。日常生活中常见的情况是人接触线下对地绝缘良好的大型物体。如大型汽车，对地电阻约为1MW，截获的离子电流约为1mA，当接地良好的人去接触该物体时，储存在该物体上的电能通过人体释放，产生暂态电击，暂态电击能量约为5mJ。电力科学研究院在直流试验线路下进行过人体感受试验。在晴天，当地面合成电场达到11kV/m时，人在该电场下打伞，手触摸金属柄，会感受到明显但比较轻微的暂态电击；在雨天，同一地点的地面合成电场接近15kV/m，暂态电击更强烈，具有刺痛感。详细试验评价结果见表15.0.2.1－3。表15.0.2.1－3电力科学研究院直流试验线段下人体感受试验运行方式双极±500kV单极＋500kV单极－500kV两极并联＋500kV两极并联－500kV地面最大合成电场（kV/m）12～13.6/－17～21.620.8～21.9－22～2526－32.5地面最大离子流（nA/m2）20～52/－70～9070－65～9270～90－70～100一般感觉头发轻微竖起，但本人不意识。无异常感觉无异常感觉皮肤有轻微发痒感觉头发竖起，无异常感觉头发竖起，皮肤发痒人体截获电流（nA）150～180/450～550300410350～400400～500穿绝缘鞋时的人体感应电压（kV）和感受9～18有瞬态电击感9～11有瞬态电击感15～18有瞬态电击感13有瞬态电击感21有瞬态电击感打伞效应（伞有绝缘手柄）有电击感有电击感有电击感有电击感有电击感762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-线下两人抬金属管感受肩部无刺痛感肩部无刺痛感肩部有刺痛感肩部有刺痛感肩部有较严重刺痛感接触停在线下车辆的感受无电击感无电击感/无电击感/(3)电场和离子流密度的限值选择从上述分析可以看出，控制高压直流线路的电场和离子流密度关系到线路附近居民的人身安全问题。同时也为了减小其生物效应，即对输电线下人体和牲畜的静电感应影响，以及可能出现的稳态电击和暂态电击现象。对于特高压直流线路，其电场效应问题更加突出。制定合理的场强标准，可使输电线路的造价控制在合理的水平，因此，选择适当的地面场强限值，使得线路既满足生物效应的要求，同时避免不必要的增加线路建设的投资是十分必要的。直流输电线路的电场强度的限值通常用两种方式表示：（1）在一定数量空间电荷下合成场强的限值；（2）标称场强和离子流密度的限值。目前，对直流输电线路下电场强度的限值一般根据人体感受试验确定。1)各国电场和离子流密度的限值美国：在支流输电线路下可能有人愿活动的地方，地面合成场强限值为30kV/m。美国政府工业协会1995年推荐，直流电场强度职业暴露限值为25kV/m；在电场强度超过15kV/m的场合工作，需要接触不接地的物体时，要求采取防护措施，如戴绝缘手套等。加拿大：规定直流输电线路下最大合成场强为25kV/m；走廊边沿的标称电场不超过2kV/m；线下离子流密度限值为100nA/m2。巴西：伊泰普工程输电线路地面最大合成场强取40kV/m。前苏联：在设计±750kV输电线路时规定了不同情况下的地面最大合成场强，无人居住时取25kV/m，有人居住时取10kV/m。：在《高压直流架空送电线路技术导则》中规定：士500kV直流输电线路卜地面的合成场强限值取为30kV/m；线下最大离子流密度限值为100nA/m2；邻近民房的地面标称场强限值为5kV/m。表15.0.2.1－4列出了各国对于直流线路电场强度的限值情况。表15.0.2.1－5列出了国内外已建直流线路工程的场强情况。表15.0.2.1－4各国直流线路地面静电场、合成场强及离子流标准规范及标准限　值　内　容备　注美国能源部规范线下最大允许静电场强Ee为15kV/m日本环境部规范线下最大允许静电场强Ee为9kV/m前苏联规范线下Ee＝15kV/m，J＝20nA/m28小时前苏联规范线下Ee＝15－20kV/m，J＝25nA/m25小时泰西蒙咨询葛南标准线下5％概率的合成电场Es为30kV/m晴天DL436－91（直流导则）线下Es＝30kV/mJ＝100nA/m2，民房Ee＝3kV/m晴天表15.0.2.1－5国内外已建直流线路工程的场强工程名称国　家电　压（kV）导线结构（n×mm）表面场强（kV/cm）地面场强（kV/m）合成场强（kV/m）离子流密度（nA/m2）太平洋联络线美　国±4002×45.820.5611.5720.8272.14762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-太平洋联络线美　国±5002×45.825.9714.4626.0290.17CU工程美　国±4002×38.224.145.117.0*26.0*纳尔逊河加拿大±4502×40.725.87920.0木55.0*伏尔加格勒－顿巴斯俄罗斯±4002×33.O28.96///天广线中　国±5004×26.825.8912.3627.1162.082)±800kV直流线路电场限值的建议（a）最大合成场强和离子流密度直流线路线下雨天时的合成电场比晴天时的大，在确定导线对地最小高度时，按理应考虑雨天情况。泰西蒙在对葛上直流工程咨询时即按此原则给出的建议，按雨天时导线的起晕场强分析，提出导线对地最小高度为14m。当时我国研究人员以晴天时导线的起晕场强计算，确定导线对地最小距离为12.5m。对于葛上±500kV直流输电线路，若将晴天时的地面最大合成电场控制在30kV/m，雨天时也只有不到35kV/m，实际运行经验表明，这是可以接受的。对于±800kV直流输电线路，导线分裂数多，子导线截面大，若导线表面场强与±500kV线路的相当，空间离子流总量大。若将晴天时±800kV直流输电线路的地面最大合成电场控制在30kV/m，雨天时接近40kV/m，将比葛上±500kV直流输电线路的环境恶劣。有必要对±800kV直流输电线路地面最大合成场强限值应用进行讨论，形成确定导线对地最小高度的原则意见。现推荐：±800kV直流输电线路地面合成电场保持，晴天时不超过30kV/m，雨天时不超过36kV/m。最大离子流密度限值晴天不超过100nA/m2，雨天不超过150nA/m2。这与我国±500kV直流输电线路基本相同，在世界上处于中等水平。（b）邻近民房的地面场强对人的影响实质上是合成场强，标称场强只是其中的一部分，因此，直流线路电场对人的影响应该以合成场强衡量，从前苏联和我国直流线路的运行经验看，地面合成场强没有必要小于10kV/m，从美国和前苏联的规定看，不应大于15kV/m。我国在原《高压直流架空送电线路技术导则》（DL/T436－1991）中规定，邻近民房的地面标称场强限值为3kV/m，而在新出版的《高压直流架空送电线路技术导则》（DL/T436－2005）中已改为：民房所在地面未畸变合成场强应不超过15kV/m（对应于湿导线）。原导则是在建设葛上直流工程时确定的，当时电力科学研究院对直流合成电场对人的影响进行过大量的试验研究，在晴天，当地面合成电场到达11kV/m时，人在该电场下打伞，手触摸金属柄，会感受到明显但比较轻微的暂态电击；在雨天，同一地点的地面合成电场达到约15kV/m，暂态电击更强烈，具有刺痛感。随着电场增加，暂态电击程度也增加。为了防止人在民房所在地打伞时出现较强的暂态电击，民房所在地面的合成电场应不超过15kV/m（对应于湿导线）。由于合成电场不好计算，而以合成电场对应的标称电场作为限值，便于设计，所以对应葛上直流线路采用的导线为4×300mm2，取导线对地最小距离为12.5m，晴天11kV/m（或雨天15kV/m）地面合成电场对应的标称电场约为3kV/m。所以原导则对应当时的设计条件，取邻近民房的地面标称场强限值为3kV/m是合适的。可直流输电线路的合成电场与标称电场之间的量值关系与说采用的导线有关。如果导线电压、导线分裂数、分裂间距和导线对地距离一样，子导线直径越大，导线表面电场越小，空间电荷产生的电场在合成场强中占有的比例就较小，地面的合成电场也越小。当在以后的直流工程中，导线为4×720mm2，导线对地距离为12.5m时，地面标称电场为3kV/m时，对应的合成电场只有4.5～7kV/m，比葛上直流的合成场11kV/m（或雨天15kV/m）小很多。所以，对采用不同导线的直流线路，都采用同一量值的标称电场作为限值，并不能反映实际合成场的情况。对人的影响实际上是合成场强，标称场强只是合成场强的一部分，因此，直流输电线路的电场对人的影响原则应以合成电场衡量。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-从前苏联的规定和我国直流线路运行经验看，直流线路临近民房时，地面合成场强不需小于10。同时我国为慎重确定直流线路临近民房所在地面的合成电场的限值，在2005年7月，电力科学研究院会同湖北超高压局武汉分局，组织了老中青男女人员，在直流输电线路下进行了感受试验。试验中人处在的地面合成场强的范围为6.1～15.1kV/m。人体试验方式为：人触摸接地金属、人打伞触摸金属柄和人触摸架设在空中对地绝缘的13m长金属线时的感受。感受结果为：（1）穿普通鞋的人触摸接地金属体时无感觉；穿电工绝缘鞋的人触摸接地金属体时，在15kV/m的场强下时有明显但轻微的暂态电击感觉，在小于12kV/m的场强下无感觉。（2）人触摸架设在空中对地绝缘的13m长金属线时无感觉。（3）人打伞触摸金属柄，在地面合成电场小于9.6kV/m时，无感觉；在地面合成电场为11kV/m～13kV/m时，有明显但轻微的暂态电击感觉；在地面合成电场为14.6～15.1kV/m时，放电很明显，放电声较大，有明显刺痛感，与人在干燥的地板上走动后再触摸水龙头的感觉类似。同时这与葛上直流工程时所做的感受试验一致。目前在国家环保总局组织的专家评审中，经过多方分析讨论，专家认为应充分考虑减少电击对人造成的不适或不快感，按80％测量值不超过15kV/m考虑，这样符合一般合格评定的规则，与无线电干扰限值的意义也一致。本研究接受了专家的意见，修改合成场强为以25kV/m（晴天）作为邻近民房的最大合成场强，同时满足80％测量值不超过15kV/m为控制指标。最大离子流密度限值晴天不超过100nA/m2，雨天不超过150nA/m2。关于80％值和50％值，假设测量数据为100组，将测量结果按照由小到大的顺序排列，第81（或51）个数值，即80％（或50％）测量值，此时小于或等于15kV/m为满足要求。对于因80％和50％的差距可能带来的问题，建议在监测方法中以规定风向和更小的风速来解决。15.0.2.2　对地最小间隙距离±800kV直流输电线路导线对地面的距离除要考虑正常的绝缘水平外，还要考虑静电场强、合成场强的影响。线路设计中采用的各种对地及交叉跨越间隙值，按其取值原则，可分为三大类：1）由电场强度决定的距离；2）由电气绝缘强度决定的距离：3）由其他因素决定的距离。第三类距离主要是为避免输电线路与其他部门设施之间的影响，如车辆行驶时电力线杆塔对司机视线的阻挡、电力线倒塔时对其他设施造成危害等，在现行线路设计规程中，其取值大多与电压等级无关，相关部门亦已认可，故基本上沿用规程的值。个别与电压等级相关的距离，按各电压等级取值的级差递增取值。(1)居民区、非居民区最小对地距离取值±800kV直流输电线路导线对地面的距离主要由电场效应决定，按公众及交通工具可能到达的频繁程度分类的。在不同的分类场所，有不同的场强要求和标准，还应注意到人们在线路走廊内从事农业劳动时，在各个地方停留的机会是均等的，不可能全部集中在高场强的地方。在考虑输电线下最大场强限值时应综合考虑最大地面场强出现的概率、设计时对地距离的裕度等因素。根据国内外直流超高压、特高压输电线路下电场限制值的研究成果，确定直流特高压架空输电线下地面处电场强度、离子流密度控制值取值如下：1）对于一般非居民地区（如跨越农田），合成场强限定在雨天36kV/m，晴天30kV/m，离子流密度限定在雨天150nA/m2，晴天100nA/m2。2）对于居民区，合成场强限定在雨天30kV/m，晴天25kV/m，离子流密度限定在雨天100nA/m2，晴天80nA/m2。3）对于人烟稀少的非农业耕作地区，合成场强限定在雨天42kV/m，晴天35kV/m，离子流密度限定在雨天180nA/m2，晴天150nA/m2。根据上述原则，计算结果见表13.0.2.2-1762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-表15.0.2.2-1导线最大表面梯度、静电场、合成场强及离子流密度结果项　目极间距分裂间距离地高电压起晕梯度子导线直径分裂数分裂导线直径等效直径Gmax静场强Ee合成场E（X）离子流J（X）备　注导　线单　位mcmmkVkV/cmcmcmcmkV/cmkV/mkV/mnA/m23045.021.5800.014.003.366.090.070.137522.8531－11.96－28.763－65.07雨天630/45云　广3045.018.5800.014.003.366.090.070.137523.1489－15.20－35.412－116.98雨天630/45特高压3045.017.0800.014.003.366.090.070.137523.3451－17.33－40.129－165.42雨天630/45800kV3045.021.5800.018.003.366.090.070.137522.8531－11.96－22.191－41.77晴天630/45I　串3045.018.5800.018.003.366.090.070.137523.1489－15.21－27.713－77.09晴天630/453045.017.0800.018.003.366.090.070.137523.3451－17.33－31.628－108.24晴天630/452245.021.0800.014.003.366.090.070.137524.1789－10.81－29.217－72.59雨天630/45云　广2245.018.0800.014.003.366.090.070.137524.4063－14.104－35.48－116.68雨天630/45特高压2245.016.0800.014.003.366.090.070.137524.622－17.16－41.357－171.06雨天630/45800kV2245.021.0800.018.003.366.090.070.137524.1789－10.81－22.883－50.13晴天630/45V　串2245.018.0800.018.003.366.090.070.137524.4603－14.104－28.33－81.84晴天630/452245.016.0800.018.003.366.090.070.137524.622－17.16－33.482－121.14晴天630/45762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-综合考虑以上各种因素，结合表15.0.2.2-1最小对地距离计算结果，确定的导线最小对地距离如表15.0.2.2-2。表15.0.2.2-2　±800kV线路导线最小对地距离（m）塔　　型地　　区水平V串水平I串居民区2121.5一般非居民地区（如跨越农田）18.018.5人烟稀少的非农业耕作地区1617当海拔高度超过1000m，每增加1000m海拔高度，线路对地距离增加6%的距离；当线路经过灰尘严重地区时，线路对地距离还需至少增加1m。(2)　交通困难地区最小对地距离超高压输电线路在交通困难地区、步行可达和不可达到山坡的最小对地距离均按操作过电压的放电间隙，再根据人体的高度、物体的高度一并考虑一定的裕度而决定。交通困难地区是指车辆不能达到的地区，该类地区的超高压线路最小对地距离的确定是取人、畜及携带物总高加上操作过电压间隙和裕度。我国现行的线路设计技术规程中，500kV和750kV线路，人、畜及携带物总高按3.5m考虑、裕度按2.0m考虑。根据《交流1000千伏输电线路对地距离研究》研究报告详细论述结论，500kV线路操作过电压间隙取3.0m，交通困难地区导线最小对地距离取8.5m；750kV线路操作过电压间隙取4.7m，该项最小对地距离为10.2m取11m（对地距离11m时，地面最大电场强度为16.5kV/m）。根据《交流1000千伏输电线路交叉跨越研究》研究报告详细论述结论，1000kV特高压输电线路操作过电压间隙取6.5m，交通困难地区最小对地距离仅为12.0m，相应的地面最大电场强度将超过20kV/m，显然，该项对地距离的选取应该进行电场强度校核。前苏联规定交通困难地区的电场强度限制值为20kV/m，我国超高压输电线路在此类地区没有规定场强限值。有资料显示，电场强度在18－20kV/m电场下时，湿润牧场放牧的奶牛并无反常行为；线路下和附近的乔木超过一定高度，树木端部会出现烧伤，引起植物端部烧伤的电场强度要在20kV/m以上，且这种现象与电压等级并没有直接关系。1000kV特高压输电线路在交通困难地区，地面最大电场强度按18kV/m左右控制，经计算，对地距离约需14.5m，推荐取15m。±800kV直流输电线路在交通困难地区，按操作过电压间隙控制的距离为13米；按电场效应即静电场强限定在20kV/m，合成场强限定在雨天46kV/m，晴天38kV/m，则V串情况下，对地距离约需15m，I串情况下，对地距离约需15.5m，推荐取15.5m。我国超高压线路在经过步行可达到的山坡时，导线的净空距离是考虑人在放牧时挥鞭对导线的接近，再留有2m的裕度，取和交通困难地区相同的数值（500kV线路取8.5m，750kV线路取11m）；对于步行不可达到的山坡、峭壁、岩石的净空距离，仅考虑操作过电压间隙加裕度，500kV线路取6.5m，750kV线路取8.5m。1000kV特高压输电线路仍暂按此原则考虑，对于步行可达到的山坡，导线风偏后的净空距离推荐12m；对于步行不可达到的山坡、峭壁、岩石，导线风偏后的净空距离推荐10m。±800kV特高压直流输电线路仍按此原则考虑，对于步行可达到的山坡，导线风偏后的净空距离暂推荐13m；即操作过电压间隙7.5m，加人、畜及携带物总高按3.5m考虑、加裕度2.0m；对于步行不可达到的山坡、峭壁、岩石，导线风偏后的净空距离暂推荐11m。经初步估算，对于一般钢芯铝绞线，在基本气象条件（风速为30m/s）下，导线的风偏角约为40°，当地面坡度为30°，导线风偏后的净空距离满足11m时，导线静止时对山坡的距离将大于14m，垂直距离大于15.5m，采用V串情况下，其地面静电场小于20kV/m，地面最大合成电场强度雨天小于46kV/m，晴天小于38kV/m，采用I串情况下，其地面静电场小于20kV/m，地面最大合成电场强度雨天小于46kV/m，晴天小于38kV/m。因此，取该距离值应该是安全的。具体取值见表15.0.2.2-3：762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-表15.0.2.2-3±800kV线路在交通困难地区、步行可达和不可达到山坡的最小对地距离线路经过地区最小（净空）距离备　注交通困难地区15.5最大弧垂步行可以到达的山坡13最大风偏步行不能到达的山坡、峭壁和岩石11最大风偏15.0.3新增条文线路临近民房,海拔高度小于1000m时，民房所在地面湿导线情况下未畸变合成电场应不超过15kV/m；房屋所在处的可听噪声预估值不应超过45dB(A)。输电线路导线产生电晕后，伴随电晕放电同时会产生可听噪声，随着电压等级的提高，它已成为设计交、直流线路必须考虑的重要甚至是决定因素。（1）　可听噪声研究成果ERPI研究成果表明：1）正极性导线是直流输电线可听噪声的主要来源。2）雨天显然使直流线路的可听噪声有很轻微的降低，下雪天的噪声级与晴天差别不大。3）距正极性导线横向距离每增加一倍时，直流线路可听噪声的衰减接近2.6dB（A）。4）对所有电压的起晕电压以上的情况用dB（A）或dB（A）准峰值测量的直流线路可听噪声声压级是线路电压或导线最大表面场强的线性函数，并假定背景干扰可以忽略。（2）　可听噪声规范及限值标准目前《高压直流送电线路技术导则》（DL436－91）中规定在线路档距中央正极性导线投影20m处，线路可听噪声的允许值宜不大于60dB（A）。而美国电力研究协会（EPRI）认为，在线路走廊边缘50％的时间内，噪声水平不得超过42.5dB（A）。美国能源部规定，在走廊边缘好天气的50％时间内，噪声水平不得超过45dB（A）。美国能源部（DOE）建议将直流输电线路可听噪声限制在40～45dB（A）范围内，50％以上的好天气不超过该值。我国城市区域环境噪声标准GB3096－93规定如表13.0.3－1。表15.0.3－1城市5类环境噪声标准值类别噪声标准值适用区域昼　间夜　间05040适用于疗养区、高级别墅区、高级宾馆区等特别需要安静的区域。位于城郊和乡村的这一类区域分别按严于0类标准5dB执行15545适用于以居住、文教机关为主的区域。乡村居住环境可参照执行该类标准26050适用于居住、商业、工业混杂区36555适用于工业区47055适用于城市中的道路交能干线道路两侧区域，穿越城区的内河航道两侧区域。穿越城区的铁路主、次干线两侧区域的背景噪声（指不通过列车时的噪声水平）限值也行该类标准其它有关可听噪声规范及限值标准见表15.0.3－2。表15.0.3－2可听噪声规范及限值标准规　范　及　标　准限　值　内　容备　注美国能源部规范走廊边缘50％以上好天气，不超过40－45dB日本环境部规范走廊边缘晴阴天气，50％噪声不超过40dB泰西蒙咨询葛南标准走廊边缘40－50dB±500kV762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-GB3096－93二类混合区昼60dB夜50dBGB3096－93一类乡村区昼55dB夜45dBQ/GDW102－2003边导线15米处，湿导线可听噪声55－58dB750kV建议限值好天气距边正极性导线20米时，50％值不超过45dB（A）；海拔高度大于1000m且线路经过非居民区时，控制在50dB（A）以下±800kV输电线路大多数选择远离居民密集的地区走线，但不能排除接近乡村居民的分散住户、学校等区域，所以，线路经过的大部分地区属于1、2类。考虑到输电线路的噪声的不间断性，应该按夜间的噪声标准进行限制，那么的噪声限值就是45－50dB（A）。美国和日本根据公众对输电线路可听噪声提出较为相似的准则，如图15.0.3－1和图15.0.3－2所示。图15.0.3－1　噪声水平与人们抱怨的情况图15.0.3－2　噪声水平与人们抱怨的情况一般说来，交流输电线引起的可听噪音大雨60分贝将会使人们感到烦恼，在52.5和60分贝将有中等程度的不适，在45和52.5分贝之间一般不会引起不安。一般图书馆的噪音水平是40分贝，周围30分贝噪音，可以认为是很安静的环境。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-可听噪音AN标准通常是根据在线路走廊边缘允许噪音确定的，因此葛－南线规定在线路走廊边缘可听噪音水平在40－50分贝是可以接受的。本报告推荐，±800kV的可听噪声标准取距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m处晴天时由电晕产生的可听噪声50％值不超过45dB（A）；海拔高度大于1000m时，海拔高度的影响按海拔每增加300m，可听噪声增加1dB（A）进行修正；海拔高度大于1000m且线路经过非居民区时，控制在50dB（A）以下。需要说明的是，环境噪声标准采用的是等效A声级，等效A声级是在规定时间T内A声级的能量平均值，用表示。单位：dB（A）。按此定义，表示为：式中：－某时刻t的瞬时A声级，dB；T－规定的测量时间，s。当规定的时间T内，要分时间段测量时，如，则T时间内的等效A声级为：式中：－第i段时间测得的等效A声级，dB；－第i段时间，s。±800kV线路预估可听噪声公式的结果是好天气50％值即，是累积百分声级（或统计声级），表示测量时间内的百分之五十所超过的噪声级。通常称为50％值。单位：dB（A）。和是两种不同的测量统计方法所得结果。根据美国EPRI直流参考手册，与的数量存在如下关系：＝＋0.115S2L5－＝1.64SS为统计标准偏差，EPRI指出，根据经验，S在3～5dB。如果：S＝5dB，＝＋1dBS＝3dB，＝＋0.385dB根据国外对试验段线路实际测量结论，S取5dB是偏大的，如果S小于3dB，那么与相差更小，所以从这个意义上讲，是与相当的。因此，按直流架空输电线路发生最大电晕噪声期间的不超过控制值与此期间的不超过该限值是一致的。15.0.4导线与建筑物之间的最小垂直距离、净空距离及水平距离修改引用《110～500kV架空送电线路设计技术规程》条文。（1）　导线与建筑物之间的最小垂直距离　　±800kV线路不应跨越经常住人或屋顶为燃烧材料的建筑物，对于非长期住人的耐火屋顶的建筑物，在取得有关方面同意时可以跨越。导线与建筑物之问的最小垂直距离，从电场强度来看，可采用交通困难地区的标准。220～500kV级线路均在交通困难地区对地距离的基础上再增加0.5m，±800kV线路在交通困难地区的对地距离为15.5m，在此基础上再增加0.5m，取为16m。若所跨越的建筑物为非长期住人建筑，尚需满足房屋所在位置地面处湿导线合成场强15kV/m控制要求。（2）　导线在最大计算风偏时对建筑物的最小净空距离762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-前苏联规程规定，在导线最大风偏下，架空线路边导线至各建筑物及构筑物最近的突出部分的水平距离，750～1150kV线路取值为15m。国内500kV及750kV最大风偏时净距按跨越建筑物时的垂直距离减去0.5m。考虑导线的最大计算风偏仅是短时性的，1000kV线路按此原则执行，按跨越时的垂直距离减去0.5m，取为15m，与前苏联规程基本一致。推荐±800kV线路按此原则执行，按跨越时的垂直距离减去0.5m，取为15.5m。对城市多层建筑或规划建筑，该距离为水平距离。（3）　边导线与不在规划范围内城市建筑物之间的水平距离　　该项距离实质上是指对不在规划范围内城市建筑物，即使电场强度、净空距满足要求，也不允许跨越。在无风情况下，边导线需对其保持一定的水平间隔。在500kV规程编制时，该数值为导线最大风偏时至各建筑物最小净空距离的一半后取整。参考现规程的规定，500kV取值5m，750kV线路取为6.5m。1000kV线路暂推荐取值7m。±800kV线路按1000kV线路暂推荐取值7m。15.0.5±800kV线路通过林区,导线与树木之间的交叉跨越距离修改引用《110～500kV架空送电线路设计技术规程》条文。　　随着社会环保意识的不断加强，±800kV特高压线路在跨越林木、植被覆盖等方面，应采取高垮和砍伐相结合，更好的保护生态环境。　　观察发现，植物和动物对线路下的电场有很大的适应能力。线路走廊中生长的农作物，受电场的刺激，一般生长的高大，果实数量与无电场作用地区没有差别，甚至还有所提高。8～12kV/m线路下生长的果树，受电场的作用使果实的质量提高。线路下和附近的乔木超过一定高度，树木端部会出现烧伤，测量表明，引起植物端部烧伤的电场强度在20kV/m以上，这种现象与电压等级并没有直接关系，美国、苏联等国家均在500、750（765）kV线路走廊内观察到类似的植物端部烧伤的现象。（1）　导线与林区树木之间的垂直距离目前我国东北地区的500kV线路，跨越林区均采用砍伐通道的设计。东北地区220kV线路跨越林区时，根据具体情况进行经济比较来决定是跨越还是砍伐通道，但即使是跨越林区的方案，正对导线下的树木还是要砍伐掉，以作为运行维护通道和保证线路的安全运行。这个通道较砍伐线路通道的宽度要小一半左右，这样可以少砍伐不少树木。与树木的最小垂距，我国500kV线路目前采用的数值大部分地区为7.5m：华北地区多为7m；广东地区多为6.5m。线路与树木的净空距离，大部分地区7m；华北、广东为6.5m。线路与果树、经济作物的距离，大部分地区6.5m，华北8.5m，广东6m。加拿大安大略水电局《输电线路设计标准》规定：在导线最大弧垂或最大风偏时，导线与树木的任一部分之间的最小距离，对345kV和500kV线路为4～6m。前苏联规定：在公园、自然保护区、绿化区、居民点四周、贵重林区，水域、铁路和公路的防护林带的线路通道宽度应按导线最大偏斜时到树冠的距离来确定。对330～500kV线路，水平距离不小于5m；750kV线路，水平距离不小于6m；1150kV和±750kV线路，水平距离不小于8m。日本《架空送电规程》规定，500kV与植物的最小垂直距离为7.28m。考虑树木超高生长，若不能及时砍伐可能导致对地放电，导线与林区树木之间的垂直距离需有较大的裕度。110～330kV线路一般取为最大过电压间隙加上约3m的裕度，早期500kV线路最大过电压间隙为3.8m，按此计算并归整应为7m，在建设过程中，各地实际取值为6.5～7.5m，现行规程统一为在导线最大弧垂或最大风偏时，导线与树木（包括果树、经济作物林、城市行道树等）的最小距离为7m。750kV线路按最大过电压间隙加上3.5m裕度，取为8.5m。1000kV线路按中相最大过电压间隙7m加上3.5m裕度，取为10.5m时，校核电场强度大于20kV/m，容易引起树木端部烧伤，因此按场强20kV/m以下控制进行校核，1000kV线路导线对树木最小垂直距离建议取值14m。±800kV线路导线对树木最小垂直距离可按操作过电压间隙7.5m加上3.5m裕度，取为11m。校核电场强度见表15.0.5－1。表15.0.5－1导线至树顶距离计算结果（m）762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-塔型场强水平V串水平I串备注静电场强18kV/m，合成场强雨天42kV/m晴天35kV/m1617导线6×630分裂间距450mm静电场强22kV/m，合成场强雨天50kV/m晴天42kV/m1415静电场强27kV/m，合成场强雨天60kV/m晴天52kV/m12.513.5　　由表15.0.5－1，按静电场强27kV/m，合成场强雨天60kV/m，晴天52kV/m取值，±800kV线路导线对树木最小垂直距离取13.5m。（2)　导线最大风偏时与公园、绿化区、防护林带树木之间的净空距离。　　考虑最大风偏的短时性，操作过电压间隙7.5m加上3m裕度，取10.5m。（3)　导线与果树、经济作物、城市绿化灌木及街道树之间的垂直距离。该类树木超高生长的可能性很少，但考虑该类树木人接触的机会较多，且大多采用跨越方案，故应在跨越一般树木的取值基础上适当增加安全裕度。1000kV线路建议在跨越一般树木的取值基础14m上适当增加2m取为16m。由表15.5－1，按静电场强22kV/m，合成场强雨天50kV/m，晴天42kV/m取值，±800kV线路导线对果树、经济作物、城市绿化灌木及街道树之间最小垂直距离取15m。15.0.6引用《110～500kV架空送电线路设计技术规程》条文。15.0.7修改引用《110～500kV架空送电线路设计技术规程》条文。500kV线路与甲类火灾危险性的生产厂房、甲类物品库房、易燃、易爆材料堆场以及可燃或易燃、易爆液（气）体储罐的防火间距，不应小于杆塔高度的1.5倍。该规定原来适用于早期的低压线路。由于超高压线路杆塔很高，同时发生折断倒塔的机会很小，因此，该规定引用至超高压线路很不合适。近年来，该规定给设计及运行带来很大不便。同时相关行业有具体规定。因此，特高压线路将距离修改为塔高加3m，同时要满足相关行业具体规定。15.0.8±800kV线路与铁路、道路、河流、管道、索道及各种架空线路交叉或接近距离要求修改引用《110～500kV架空送电线路设计技术规程》条文。15.0.8.1导线对公路交叉跨越距离（1）导线对公路路面的最小垂直距离　　我国在第一批500kV线路设计时，控制地面场强小于9kV/m，线下大型车辆感应的短路电流不超过5mA电流的。考虑以后车辆尺寸还可能增大，以及降低电击的影响，我国500kV线路跨越公路的场强标准控制在7kV/m。前苏联的场强限值较高，场强标准控制在10kV/m，但规定交叉公路处不允许运输车辆停留。美国则是控制人接触线下大型车辆时，通过人体的放电电流不超过5mA。考虑我国的实际情况，很难限制运输车辆不在线下附近停留，故1000kV线路仍维持7kV/m的场强限值。表15.0.8.1国　别额定电压（kV）场　所场强限值（kV/m）对地距离（m）前苏联1150公　路21～22前苏联750公　路1016前苏联±750公　路12.5762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-美国AEP765一般公路716.8美国AEP765高速公路5－819.5加拿大735公　路15.4中　国500公　路714中　国750公　路719.5中　国1000公　路7暂推荐取值27　　±800kV特高压直流输电线路跨越公路时导线对公路路面的距离，可按照居民区标准执行，即静电场强限定在12kV/m，合成场强限定在雨天30kV/m，晴天25kV/m，离子流密度限定在雨天100nA/m2，晴天80nA/m2。由表13.0.8.1可见，水平V串导线对公路路面的距离为21米，水平I串导线对公路路面的距离为21.5m，暂推荐取值21.5m。　　因为直流输电线路最大负荷仅为额定负荷的110％，导线最大弧垂可按±70℃或按实际可能到达的温度计算。（2）　交叉公路的最小水平距离　　线路交叉一级及以下公路时，在开阔地区，铁塔基础外缘至路基边缘的最小水平距离现规程对电压等级110kV～500kV均为8m，750kV线路取10m。1000kV特高压线路暂建议取值15m。±800kV特高压直流输电线路亦建议取值15m。交叉高速公路时，最新公路法要求已大为提高，如广东、湖北等地要求80m。因此，±800kV特高压直流线路铁塔基础外缘至高速公路隔离栏的最小水平距离与公路部门协商，按协议要求取值。（3）　与公路平行的水平距离当线路与公路平行接近时，在开阔地区，电力线对公路的水平距离应不小于最高杆塔高度。当线路位于路径受限制地区时，最小水平距离现行规程一般随电压等级升高而适当增大，1000kV特高压线路按地面电场为7kV/m，可研阶段推荐杆塔外缘至路基边缘最小水平距离取值为40m，初步设计阶段改按边导线至路基边缘最小水平距离取值为15m。考虑到我国土地资源在经济发达地区的越发宝贵，电力线路杆塔外缘至路基边缘最小水平距离不宜太大。±800kV特高压直流输电线路，按V串，对地18.0m时，离线路中心15m处（最大值处），地面合成场强晴天为－28.33kV/m，雨天为－35.48kV/m，离线路中心22m处，地面合成场强晴天为－23.9kV/m，雨天为－30.3kV/m。按I串，对地18.5m时，离线路中心18m处（最大值处），地面合成场强晴天为－27.71kV/m，雨天为－35.41kV/m，离线路中心27m处，地面合成场强晴天为－22.12kV/m，雨天为－28.83kV/m。考虑±800kV特高压直流输电线路极距V串在20～22m，I串28－30m，建议路径受限制地区边导线至路基边缘最小水平距离取12m，则足以确保对行人及车辆的安全。15.0.8.2　导线对铁路交叉跨越距离（1）　导线至铁路轨顶的垂直距离：　　国外及我国500kV以上线路的规定如表13.0.8.2－1：表15.0.8.2－1各国不同电压等级对铁路交叉垂直距离国　别电压等级（kV）至铁路轨顶的垂直距离（m）至接触网的垂直距离（m）前苏联115017.514.5（网线、杆顶）前苏联7501210（网线、杆顶）762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-前苏联±7501310.5（网）、12（杆顶）加拿大735l3.7中　国500电气轨16m、标轨14m、窄轨13m6（网）、8.5（杆顶）中　国±500167.6（网）、8.5（杆顶）中　国750电气轨21.5m、标轨19.5m、窄轨18.5m7（网）、10（杆顶）中　国1000电气轨及标轨建议取27m，窄轨建议取26m建议取16m考虑我国的实际情况，±800kV线路至标准轨距铁路轨顶的最小垂直距离参照跨越公路即居民区的要求，即静电场强限定在12kV/m，合成场强限定在雨天30kV/m，晴天25kV/m，离子流密度限定在雨天100nA/m2，晴天80nA/m2。由表15.2－7可见，水平V串导线对标准轨距铁路轨顶的距离为21m，水平I串导线对标准轨距铁路轨顶的距离为21.5m，暂推荐取值21.5m。导线至窄轨铁路轨顶的最小垂直距离比标准轨铁路可减少一些，我国现行线路设计规程中，一般均减少1m。1000kV特高压线路按相同取值，±800kV线路建议按相同取值。跨越电气化铁路时，考虑其等级及重要性较高，500kV线路的规定，导线至轨顶的最小垂直距离一般要求比非电气化铁路大一些，该项距离比标准轨铁路增加取2m。但±800kV特高压直流线路跨越铁路时的对地距离由地面场强控制，最大电气间隙已有足够的安全裕度，因此不另外增加安全距离。因此±800kV特高压直流线路对标准轨距铁路及电气化铁路轨顶最小垂直距离建议取21.5m，对窄轨铁路轨顶的最小垂直距离建议取21.5m。（2）　导线至电气化铁路承力索或接触线的垂直距离电气化铁路供电电压约30kV，铁路设计时，跨越铁路的天桥底部高度至接触线约8m。即接触网的构造高度距轨面高度不超过8m。±800kV线路导线跨越电气化铁路承力索或接触线的垂直距离按最大电气间隙控制，操作过电压间隙取7.5m，导线动态范围取2m，裕度取3m，暂推荐取值12.5m。对于铁路承力索或接触线的塔顶最小垂直距离，为减少登杆维修人员受到的静电感应影响，降低杆塔顶的场强，需适当增大间距。在保证安全的基础上尽量减小导线交叉跨越高度，节约工程投资。一般接触网塔顶的离地面高度约7m，各电场强度下计算垂直距离见表15.0.8.2－2。表15.0.8.2－2导线至电气化铁路承力索或接触线杆塔顶的距离计算结果（m）塔　　型场　　强水平V串水平I串备　　注静电场强18kV/m，合成场强雨天42kV/m晴天35kV/m1617导线6×630分裂间距450mm静电场强22kV/m，合成场强雨天50kV/m晴天42kV/m1415静电场强27kV/m，合成场强雨天60kV/m晴天52kV/m12.513.5　　由表15.0.8.2－2确定，±800kV对接触网塔顶的场强按静电场强22kV/m，合成场强雨天50kV/m晴天42kV/m控制，±800kV线路导线至电气化铁路承力索或接触线杆塔顶的垂直距离暂推荐取值为15m。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-（3）　交叉铁路的最小水平距离　　交叉铁路时，铁塔基础外缘至轨道中心的最小水平距离现规程各级电压均为30m，±800kV特高压直流线路因电压等级较高，为提高安全运行可靠性建议最小水平距离提高到40米或按协议要求取值。（4）　与铁路平行的水平距离　　当线路与铁路平行接近时，电力线对铁路的水平距离按现规程规定取为最高杆塔高度加3m。±800kV特高压直流线路设计亦建议采用同一标准。在路径受限制地段，应当控制±800kV特高压直流线路与铁路的平行距离和长度，并对每一交叉段和接近段进行验算，以确定对铁路通信、信号和闭锁装置的干扰和危险影响。对电气化铁路，必须降低在铁路接触网的导线和承力索上所感应的电压。在导线最大风偏情况下，架空线路的边导线至接触网导线的距离应大于45m，至非电气化铁路建筑物的距离应大于15m。15.0.8.3　对电车道的交叉跨越距离（1）　与电车道路面及接触网的最小垂直距离　　±800kV特高压直流线路至电车道路面及接触网的最小垂直距离按照跨越电气化铁路的要求取值，即导线对电车道路面取21.5m，导线对承力索或接触线杆塔顶取15m。（2）　交叉电车道的最小水平距离　　线路交叉电车道时，在开阔地区，铁塔基础外缘至路基边缘的最小水平距离现规程对电压等级110kV～500kV均为8m，750kV线路取10m，1000kV特高压交流线路和±800kV特高压直流线路暂建议取值15m。（3）　平行电车道的最小水平距离　　当线路与电车道平行接近时，在开阔地区，电力线对电车道的水平距离应不小于最高杆塔高度。当线路位于路径受限制地区时，最小水平距离现规程一般随电压等级升高而适当增大。±800kV特高压直流输电线路，按V串，对地18m时，离线路中心30－40m处，地面合成场强晴天为16.73～10.01kV/m，雨天为21.6～13.16kV/m，考虑±800kV特高压直流输电线路杆塔根开在10～18m，建议杆塔外缘至路基边缘最小水平距离取30m或按边导线至路基边缘最小水平距离取20m，并在导线最大风偏情况下，导线至电车道最近构件的距离不小于15m，以确保对行人及车辆的安全。15.0.8.4　导线对弱电线的交叉跨越距离（1）　导线对弱电线的最小垂直距离　　我国500kV线路对通信线路的最小垂直距离为8.5m，考虑1000kV线路线间距离大，且场强最大点在边线外约1m处，而弱电线杆塔间的距离一般较小，即使两线路中心线交叉点不在杆顶，弱电线杆顶处仍可能有较大的场强。“感觉电流”仍有相当裕度。因此1000kV线路导线至弱电线的最小垂直距离暂推荐取值18m，较跨越高压电力线杆塔、电气化铁路承力索或接触线杆塔增加2m。　　由表15.8－3确定，±800kV特高压直流线路导线至弱电线的最小垂直距离可按静电场强18kV/m，合成场强雨天42kV/m晴天35kV/m控制，暂推荐取值17m，较交叉铁路接触网杆顶的标准增加2m。（2）　对弱电线的最小水平距离现规程规定110kV－500kV线路在开阔地区，线路与弱电线平行接近时，线路边导线至弱电线的最小水平距离不小于平行地段线路的最高杆塔高度。±800kV特高压直流线路暂建议照此执行。现规程规定在路径走廊受限制地区，边导线在最大风偏情况下对弱电线的水平距离，在500kV为8m，750kV取为10m。±800kV特高压直流线路暂按与步行可以到达的山坡取值相同，为13m。15.0.8.5　导线对电力线的交叉跨越距离（1）　对电力线路导（地）线的最小垂直距离前苏联规程规定，对环境空气温度为＋15℃时，1150kV、±750kV线路与电力线交叉跨越最小距离满足12m、11m要求时，被跨越档的电力线铁塔不需采用特殊防雷措施。我国规程规定与电力线交叉跨越应根据最高气温情况或覆冰无风情况的最大弧垂进行校核，比前苏联规定更严格。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-±800kV特高压直流线路跨越电力线时，对导（地）线的最小垂直距离，按操作过电压间隙7.5m，加导线动态范围2m，加上3m裕度，暂推荐取值为12.5m。（2）　导线对电力线杆塔顶的垂直距离　　±800kV特高压直流线路导线对电力线杆塔顶的最小垂直距离可取交叉铁路接触网杆顶的标准及取值，暂推荐取值为15m。（3）　对电力线的最小水平距离在开阔地区，线路电力线平行接近时，线路边导线至架空线边线最小水平距离不小于平行地段线路的最高杆塔高度。前苏联规定1150kV和±750kV线路不小于100，主要是为降低停电检修线路的导线和避雷线上的感应电压，但这一问题可采取安全措施加以解决。在路径受限制地区边导线在最大风偏情况下对其它电力线边线之间的水平距离，500kV级为13m，750kV为16m。1000kV线路考虑相间过电压的差别，在750kV基础上增加4m，取为20m。本报告推荐±800kV特高压直流线路导线在最大风偏情况下对其它电力线边线之间的水平距离取为20m。对路径狭窄地带，前苏联规定1150kV和±750kV线路平行电力线在不偏斜时边导线之间距离不小于30m，如果两线路杆塔位置交错排列，导线在最大风偏情况下，架空线路边导线至另一条平行的架空线路杆塔最近构件距离不小于15m。本报告推荐±800kV特高压直流线路对相邻线路杆塔在导线最大风偏情况下的最小水平距离取最大操作过电压间隙值，同时考虑杆塔在无风时上人检修，并留有适当预度，暂按按步行可以到达山坡考虑，取值为13m。（4）对低压用电线路、弱电线路的平行接近距离当特高压线路与低压用电线路、弱电线路平行时，电力科学研究院进行了感应耦合计算，计算结果如下表。计算条件：1000kV线路：线路水平布置，采用酒杯塔，额定电流4000A，故障负荷电流40kA；低压用电线/通信线高度5m。通过电科院计算可知，与送电线路（500kV）交叉时，当交叉角度大于15º时，由1000kV线路容性耦合产生的感应电压迅速减小，此时感应电压大部分由500kV线路容性耦合产生，故暂定为交叉角应大于15º。与低压用电线路、弱电线路平行时，正常运行情况下，由容性耦合产生的感应电压随着平行距离的增加而减小，参照计算结果，暂定为：特高压线路应尽量远离低压用电线路和通信线路，在路径受限制地区，与低压用电线路和通信线路的平行长度不宜大于1500m，与边导线的水平距离宜大于50m，必要时，通信线路采取防护措施。对于正常运行时的感性耦合和单相故障时的感性耦合暂不予考虑。15.0.8.6　对特殊管道的交叉跨越距离（1）　对特殊管道的最小垂直距离　　特殊管道是架设在地面上输送易燃易爆物品的管道，导线对此类管道的最小垂直距离，前苏联，500kV线路要求6.5m，750kV线路取值12m，1150kV取值14.5m，±750kV取值10.5m；我国500kV线路实际采用7.5m或按协议要求取值，750kV线路取为9.5m或按协议要求取值。1000kV线路建议与跨越弱电线相同，取为18m或按协议要求取值。对于±800kV特高压直流线路，建议与跨越弱电线相同，取为17m或按协议要求取值。跨越索道可与跨越电力线相同，取为12.5m。（2）　对特殊管道的最小水平距离前苏联的超特高压线路与地上天然气管道、石油管道、石油产品管道和载人索道交叉时的交叉角，建议尽可能采取90度。金属管道和索道应该在同线路交叉的范围内接地，而当750kV及以上架空线路同管道和索道平行架设和接近时，在架空线路两侧距中心线各100m以内的地段也应该接地，接地电阻应不超过25W。前苏联的超特高压线路与地上管道、索道交叉或接近距离，见表13.0.8.6-1，与地下管道、索道交叉或接近距离，见表15.0.8.6-2。表15.0.8.6－1前苏联的超特高压线路与地上管道、索道交叉或接近距离交叉或接近特征各级电压（kV）架空线路的最小距离（m）3305007501150±750762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-导线至管道、索道垂直距离6.06.512.014.510.5基础至管道、索道水平距离（交叉、开阔地区）杆塔高度基础至管道、索道水平距离（交叉、受限地区）6.06.515.015.015.0接近时不偏斜边导线至主干天然气管道水平距离2倍杆高，但不能近于防护区边界同上，至主干石油管道和石油产品管道水平距离50m，但不小于杆塔高度同上，至泥浆管道3030404040同上，在导线最大风偏时至其它管道、索道任何部分1515252515表15.0.8.6-2前苏联的超特高压线路与地下管道、索道交叉或接近距离交叉或接近特征各级电压（kV）架空线路的最小距离（m）3305007501150±750由不偏斜导线至压力在1.2MPa以上的主干天然气管道及石油管道的水平接近距离3030405555同上，在路径受限地区，架空线路接地装置或基础至上述管道、索道的水平接近距离1515252525架空线路接地装置或基础至压力在1.2MPa以下的主干天然气管道及主干天然气管道支线和主干石油管道及石油产品管道支线的水平距离101010*10*10*同上，至各种不同用途管道3.03.010*10*10*架空线路中心线至安装在主干天然气管道上的排汽筏的距离300300300300300　注：*只是在遇有交叉，且又同750kV及以上架空线路接近时，才要将管道敷　　　设在防护区以外。当直流超高压线路同地下管道接近时，应考虑对钢管道采取保护措施，以防止由于地中电流引起的腐蚀。预防地下管道腐蚀最有效的办法是采取阴极保护。国内相关标准、规范主要内容如下。（1）中华人民共和国国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028－93（2002年版）规定如下：1）地下燃气管道与建、构筑物和相邻管道之间的水平净距，＞35kV电杆（塔）的基础之间的水平净距不小于5m。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-2）地下燃气管道与交流电力线接地体的净距（m），220kV铁塔或电杆接地体为10m。3）地下液态液化石油气管道与建、构筑物和相邻管道之间的水平净距，架空电力线（中心线）1倍杆高（考虑倒杆影响），且不小于10m（考虑电力线路运行时对液化石油气管道感应电位的影响）。4）门站和储备站集中放散装置的放散管与站外建、构筑物的防火间距，＞380V架空电力线2.0倍杆高。5）液化石油气供应基地全压力式、全冷冻式储罐与基地外建、构筑物的防火间距，架空电力线（中心线）1.5倍杆高，但35KV以上架空电力线应大于40m。（2）中华人民共和国国家标准《输油管道工程设计规范》GB50253－2003规定如下：当埋地输油管道与架空电力线路平行敷设时，其距离应符合现行国家标准《66kV及以下架空电力线路设计规范》（GB50061）及现行国家标准《110－500kV架空送电线路设计技术规程》（DL/T50921999）的规定。埋地液态液化石油气管道，其距离不应小于上述标准中的规定外，且不应小于10m。（3）中华人民共和国国家标准《石油和天然气工程设计防火规范》（GB50183－2004）规定如下：1）石油天然气站场区域布置防火间距，35kV以上架空电力线（中心线）1.5倍杆高，且应不小于30m（液化石油气和天然气凝液站场应不小于40m）。2）油气井与周围建（构）筑物、设施防火间距，35kV以上及以下架空电力线（中心线）1.5倍杆高。3）埋地集输管道与其他地下管道、通信电缆、电力系统的各种接地装置等平行或交叉敷设时，其间距应符合现行国家标准《钢质管道及储管腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定。4）集输管道与架空输电线路平行敷设时，其安全距离应符合下列要求：a）管道埋地敷设时，其安全距离不应小于下表规定。表15.0.8.6-3名称3kV以下3～10kV35～66kV110kV220kV开阔地区最高杆（塔）高路径受限制地区（m）1.52.04.04.05.0注：1）表中距离为边导线至管道任何部分的水平距离。2）对路径受限制地区的最小水平距离要求，应计及架空电力线路导线的最大风偏。b）当管道地面敷设时，其间距不应小于本段最高杆（塔）高度。（4）《石油天然气管道保护条例》第313号国务院令规定如下：第十五条　禁止任何单位和个人从事下列危及管道设施安全的活动：（一）移动、拆除、损坏管道设施以及为保护管道设施安全而设置的标志、标识；（二）在管道中心线两侧各5米范围内，取土、挖塘、修渠、修建养殖水场，排放腐蚀性物质，堆放大宗物资，采石、盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑物、构筑物或者种植深根植物；（三）在管道中心线两侧或者管道设施场区外各50米范围内，爆破、开山和修筑大型建筑物、构筑物工程；（四）在埋地管道设施上方巡查便道上行驶机动车辆或者在地面管道设施、架空管道设施上行走；（五）危害管道设施安全的其他行为。第十六条　在管道中心线两侧各50米至500米范围内进行爆破的，应当事先征得管道企业同意，在采取安全保护措施后方可进行。第二十三条任何单位在管道设施安全保护范围内进行下列施工时，应当事先通知管道企业，并采取相应的保护措施：762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-（一）新建、改（扩）建铁路、公路、桥梁、河渠、架空电力线路；（二）埋设地下电（光）缆；（三）设置安全或者避雷接地体。综合前苏联及我国相关规定，±800kV直流架空线路对管道和索道交叉和接近距离规定如下：在开阔地区，线路与特殊管道平行接近时，线路边导线至管道任何部分的最小水平距离不小于平行地段线路的最高杆塔高度。在路径受限制地区，边导线在最大风偏情况下对特殊管道的水平距离，按步行可以到达山坡考虑并适当增加预度，取值为15m。±800kV直流架空线路对管道和索道最小水平距离见表15.0.8.6-4。表15.0.8.6-4±800kV直流架空线路对管道和索道最小水平距离线路与管道和索道交叉或接近特征最小（净空）距离（m）备注交叉、开阔地区，基础至架空管道、索道水平距离杆塔高度交叉、受限地区，基础至架空管道、索道水平距离15.0平行，边导线至架空天然气主管道2倍杆塔高度无风时平行，边导线至架空石油主管道50，且不小于杆塔高度无风时平行，边导线至其他架空管道15最大风偏平行，边导线至埋地油气主管道55无风时平行或交叉，杆塔接地体或基础至埋地油气主管道25线路中心线至天然气主管道排气阀30015.0.8.7对河流的交叉跨越距离（1）跨越河流的最小垂直距离跨越河流时，我国500kV第一代线路设计标准：距通航河流5年一遇洪水位10m；距最高船桅6m。不通航河流：距100年一遇洪水位7m；冬季至冰面12m。目前第二代设计：全国大部分地区的设计距通航河流5年一遇洪水位9.5m：距最高船桅：东北地区为5.5m，其余地区多为6m。对不通航河流距100年一遇洪水位，东北、华东地区为6.5m；其余地区仍多为7m。冬季至冰面：都按11m设计（三角排列铁塔取10.5m）。对通航河流日本规程未明确，但指出导线距水面的高度必须保证船舶航行没有危险；苏联规程为8m；加拿大规定取8.85m。根据上述情况，在跨越通航河流时，导线至五年一遇洪水位的最小垂直距离参照我国500kV线路的要求首先考虑最大操作过电压间隙，考虑小型船只活动高度3.5m，加预度3m，500kV线路取9.5m，750kV线路取11.5m。1000kV线路考虑最大操作过电压7m加裕度3m，取值10m时校核洪水面场强大于20kV/m，为保证洪水面场强低于20kV/m，最小交叉垂直距离必须增加到14m。因此1000kV线路暂推荐取值14m。±800kV特高压直流线路考虑最大操作过电压间隙7.5m，考虑小型船只活动高度3.5m，加预度3m，取值14m时，校核洪水面场强静电场强－21.3kV/m，合成场强雨天－49.3kV/m晴天－40.5kV/m。由表15.8－3确定，±800kV特高压直流线路导线对洪水面的场强按静电场强22kV/m，合成场强雨天50kV/m晴天42kV/m控制，暂推荐取值为15m。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-导线至最高航行水位的最高船桅顶的最小垂直距离按导线最大操作过电压间隙7.5m加上3m裕度，取为10.5m。跨越不通航河流时，导线至百年一遇洪水位的最小垂直距离750kV线路取为8m，1000kV建议取值10m。±800kV特高压直流线路考虑最大操作过电压间隙7.5m，考虑漂浮物高度2m，加预度3m，取值12.5m。冬季导线至冰面的最小垂直距离按非居民区的要求，导线水平V串排列取为18.0m，导线水平I串排列取18.5米。最高洪水位时，有抢险船只航行的河流，垂直距离应通过协商确定。（2）与河流平行的水平距离　　当线路与沿河流的拉纤小路平行时，边导线至斜坡上缘的最小水平距离按现规程取为最高杆塔高度。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-16环境保护16.0.1～16.0.3新增的一般规定输电线路的建设过程中有关环境保护和水土保持标准及规定：输电线路对环境的电磁影响应遵照现行行标HJ/T24《500kV超高压输变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》的要求进行控制，应符合现行国标GB8702《电磁辐射防护规定》、GB9175《环境电磁波卫生标准》、GB15707《高压交流架空送电线无线电干扰限值》、GB7349《高压架空输电线、变电站无线电干扰测量方法》等的规定。输电线路噪声对周围环境的影响必须按现行国标GB3096《城市区域环境噪声标准》的规定进行控制。输电线路的水土保持方案编制必须符合现行国标GB16453《水土保持综合治理技术规范》的有关规定以及现行行标SL204《开发建设项目水土保持方案技术规范》的要求。16.0.4～16.0.7输电线路环境保护与水土保持所采取的措施1.输电线路设计中应采取以下治理措施：输电线路在选线过程应尽可能避开民居。山区线路应采用全方位高低腿加高低基础相组合，以适应地形发生的变化，减少塔位处植被的破坏。在输电线路塔基区域设置相应警告。输电线路的选线和建设应符合国家《全国生态环境保护纲要》的有关要求。根据绿化规划应因地制宜在输电线路塔基区、施工道路等周边地区种植草皮，恢复植被。2.输电线路环境影响评价和编制水土保持方案中采用的手段与方法所涉及到的标准和规范主要有：1)输电线路环境影响评价中采用的手段与方法所涉及到的标准和规范：HJ/T10.2—1996《电磁辐射监测仪器和方法》和GB/T7349—2002《高压架空输电线、变电站无线电干扰测量方法》对电磁辐射射频段测量方法的规定；GB16203—1996《作业场所工频电场卫生标准》对工频电场测量方法的规定；GB/T14623—1993《城市区域环境噪声》中对环境噪声测量方法的规定；HJ/T2.1～2.3—1993《环境影响评价技术导则》；HJ/T2.4—1995《环境影响评价技术导则声环境》；HJ/T19—1996《环境影响评价技术导则非污染生态影响》；HJ/T10.3—1996《辐射防护管理导则电磁辐射环境影响评价方法与标准》；HJ/T24—1998《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》。2)输电线路编制水土保持方案中采用的手段与方法所涉及到的标准、规范和规定：国务院国发［2000］第38号文《全国生态环境保护纲要》；关于印发《全国水土保持预防监督纲要》的通知，水保［2004］332号；SL204－98《开发建设项目水土保持方案技术规范》；GB/T16453.1～16453.6－1996《水土保持综合治理技术规范》；SL277－2002《水土保持监测技术规程》；SL190－96《土壤侵蚀分类分级标准》；SL73.6－2001《水利水电工程制图标准水土保持图》；GB50201－94《防洪标准》；96版北京价目本《电力建设工程概算定额》。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-17劳动安全和工业卫生针对国家对劳动安全与工业卫生工作的重视这一要求，本规程新增了劳动安全和工业卫生章节。本章内容是参照有关标准的相关内容，结合输电线路的具体特点而增加。762.1　 1.1.1　Q/CSG—11512-18附属设施18.0.1巡检站在有些地区也叫保线站。巡检站的设置与否跟沿线交通条件关系很大，在交通方便地区一般不需要设置保线站。但在交通困难地区，为保障线路的安全运行，可根据具体情况设置巡检站。由于巡检站承担着巡查和维护线路的任务，故应配备必要的备品备件、检修材料、维护检修工器具以及交通工具等。18.0.2按以往的惯例运行管理部门确有此需要，故一直沿用至今。目前，运行部门大多规定了杆塔上固定标志的统一尺寸、颜色等，故增加“杆塔上固定标志的尺寸、颜色和内容还应符合运行部门的要求”。18.0.3根据现有的通信条件已完全没有架设检修专用通信线路的必要，对于大山、大森林或荒原等通信困难地段，也应采用适当的先进通信手段而不宜架设专用通信线，现在的通信方式多样，新建输电线路宜根据现有运行条件配备适当的通信设施。18.0.4本条是根据近年来工程实践确定的，已得到有关工程运行部门的认可。762.1　 1.1.1　Q/CSG—附录附录A本规范用词说明规定了本规范的用词。附录B公路等级按《公路工程技术标准》（JTGB01-2003）定义公路等级。附录C直流线路导线表面场强的计算方法与交流线路的计算方法基本一致。目前常用的方法有逐次镜像法和“EPRI”的经验公式两种计算方法。附录D电晕无线电干扰计算直流输电线路无线电干扰的计算公式主要是根据试验线路和已运行的实际线路大量测量而得到的。一种是国际无线电干扰特别委员会（CISPR）推荐公式，另一种为美国电力科学研究院（EPRI）推荐公式。比较EPRI和CISPR推荐的无线电干扰公式计算结果可见，采用EPRI推荐的公式计算的结果稍大。实际上，计算输电线路无线电干扰的经验公式是基于电晕笼和试验线段试验得出的数据，通过归纳分析得出。CISPR推荐的预测公式应该是综合考虑了世界各国的情况，具有较高的适用性，向家坝－上海、锦屏－苏南±800kV直流特高压输电线路设计时采用CISPR推荐的计算公式预测无线电干扰水平。附录E电晕可听噪声计算目前，国际上计算电晕可听噪声大公式较多，而公认较为准确的公司主要有美国电力科学研究院EPRI的公式和美国邦维尔电管局（BPA）的计算公式，向家坝－上海、锦屏－苏南±800kV直流特高压输电线路设计时采用美国电力科学研究院EPRI的公式。02.1