特高压变电构架介绍及优势分析

特高压变电构架是特高压变电站重要的构筑物，承受的荷载及自身的高度和跨度相对于其他电压等级均有较大程度的增加。具有其高度跨度大、荷载重的特点，研究1000kV变电构架的结构选型、经济根开、荷载组合、风荷载及地震作用、温度影响等是特高压变电站设计的重要课题。

1）国内外特高压构架结构型式

美国、苏联、日本、意大利等国家于20世纪60年代末70年代初，开始研发特高压输变电技术，并先后建成了一些交流特高压输电工程及试验工程。国外特高压变电构架均采用格构式结构，其中日本采用的是角钢结构，其他国家采用的是钢管结构。

中国于2005年开始特高压输变电工程的可行性研究工作，中线特高压试验示范工程中的三个变电站—晋东南1000kV变电站、南阳1000kV开关站、荆门1000kV变电站已于2009年7月投入运行。试验示范工程1000kV配电装置分别采用了HGIS或GIS方案，设计单位对1000kV变电构架做了大量的研究工作，配电装置选用的是格构式钢管构架。

图25-13　南阳开关站1000kV格构式构架

在后续开展的皖电东送等工程中，设计单位借鉴国内外变电构架的成功经验，尤其是试验示范工程的研究成果，结合工程实际，通过合理选型、精心设计，研究出适合工程建设需要的构架形式。设计人员对格构式钢管构架截面尺寸、节点构造等进行了优化，减少了构架的用钢量，压缩了1000kV配电装置场地的尺寸。浙北1000kV变电站的1000kV构架通过论证和真型试验后选用人字柱结构，还有的设计单位就钢管混凝土构架和铝合金材料等进行各种课题研究。

图25-14　晋东南变电站1000kV格构式构架

图25-15　浙北变电站1000kV人字柱构架

2）构架尺寸确定

（1）构架宽度的确定

构架宽度由电气专业的间隔宽度决定，一般进（出）线门型构架的宽度等于间隔宽度。电气确定间隔宽度需要从两方面考虑：一方面从间隔上层架空软导线的电气距离考虑。首先在档距中央软导线发生最大相间摇摆时，相间导线不应放电，其次在进（出）线门型构架内当边相跳线发生最大摇摆时，不应对土建构架柱放电。另一方面从回路内安装在地面上的电气设备考虑，首先电气设备相间距离应满足相间最小电气距离以及在相间运输设备时电气距离的要求，其次布置在门型构架下面以及附近的边相电气设备不应对构架柱放电。

配电装置设计时需要保证两个相邻回路边相电气设备检修距离的要求，由于1000kV配电装置两相邻回路边相电气设备中心线距离实际上可能达到20m以上，此条件不起控制作用，所以一般在确定1000kV配电装置间隔宽度时可以不予考虑。另外在计算相地距离时还应考虑土建构架柱能承受上部荷载时的结构宽度。

在特高压中线试验示范工程中，导线相间距离取15m，相地距离取12m（4m宽格构式构架柱），因此1000kV构架宽度采用的是54m。通过对电气安全距离和构架柱宽度的优化，目前已按51m进行设计。当采用钢管人字柱构架或对构架柱截面再进行优化后，构架宽度可进一步压缩。

（2）构架高度的确定

当1000kV套管布置在构架的下方时，由于1000kV套管是GIS设备或高抗设备中最长的安装单元，因此构架高度主要取决GIS套管及高抗套管的不带电吊高要求。1000kV GIS套管长度一般在15m左右，其外形尺寸如图25-16所示。在计算套管起吊高度时，需要考虑GIS基础离地高度、套管升高座高度、套管高度、吊装高程、套管吊绳长度、吊车吊钩及吊绳长度、构架上绝缘子串在垂直方向上的长度等几种因素，然后再考虑1～2m裕度，最终得出1000kV进出线构架高度。在中线试验示范工程中，出线构架和进线构架高度分别取梁底45m和43m高，目前工程已经分别优化为41m和38m高。针对实际工程，可以结合设备布置等进一步优化以降低构架高度，减少构架用钢量。

图25-16　套管外形示意图

图25-17　套管起立后拆除保护罩过程示意图

对1000kV出线构架还需要满足线路对设备的交叉跨越要求。当终端塔位与出线构架高差过大时，需相应抬高或降低出线架的高度。

主变构架高度除满足主变套管吊装的要求外，还需满足主变耐压试验时安全净距的要求，一般取主变构架高度为32m。

（3）经济根开选择

1000kV构架设计中，对构架柱根开的研究十分重要。构架根开的设计需要同时满足承载能力极限状态和正常使用极限状态。一般来说，根开加大则构架柱的主材用钢量会降低，辅材的用钢量会增加，同时电气间隔宽度将相应增加；反之，当根开减少时，构架柱主材的用钢量会增加而辅材的用钢量将减少，构架占地指标相应减少。设计时应对不同根开序列的分析比较，找出一个合理的根开，使构架设计满足承载力和变形要求的前提下经济合理，线形流畅，并满足电气相地距离的要求。

对于矩形格构式的构架柱，弦杆为主要受力杆件，内力较大，其截面尺寸由强度控制，而腹杆为次要受力杆件，其截面尺寸根据刚度要求构造确定，在计算时其强度往往发挥得并不充分。在相同荷载的条件下，经过对格构式构架大量的计算结果表明：根开越大，柱顶位移越小，但对构架平面内的位移影响不大；根开的大小与柱用钢量关系密切，当根开由小变大时，用钢量先由大变小，到一定程度后用钢量反而有所增加，这是因为虽然弦杆受力有所减少，但大部分腹杆由于尺寸增加而必须加大构造截面，总体上造成用钢量增加。

在上述构架设计时，1000kV构架的安全等级为一级，重要性系数为1.1，杆件在满足构造要求的前提下，计算出的应力比按不大于0.9控制，变形按不大于H/200（H为计算变形处离地高度）控制。

当导线挂点高度在45m高左右，间隔宽度在54m左右的构架柱，平面外的根开在3～5m范围变动、平面内的根开在7～11m范围变动比较合适。对于具体的工程应结合实际的导线荷载、偏角、风压、电气带电距离等充分论证确定。

（4）荷载及荷载组合

作用在构架上的荷载包括结构本身的自重、各种工况下导线张力、作用于结构上的风压、温度作用以及地震作用等，当构件截面较大时，还应考虑结构覆冰等荷载作用对构件内力的影响。荷载及荷载效应组合可参照《变电构架设计手册》。(www.xing528.com)

导线张力与电气布置、导线型号、弧垂以及引下线、风速、出线塔位置等关系密切，由工艺计算提供，其中不同的电气布置型式使导线档距差别较大，从而对导线张力变化影响也很大。当采用AIS设备，对于一个半断路器接线、主变低架垂直架空进线时，1000kV配电装置纵向尺寸达120m，作用于构架上的导线张力将在每相100kN左右。当采用GIS一字型布置时，进线构架导线档距一般在50m左右，导线张力在70kN以内。因此，选用合适的电气布置，除了能达到节约占地的目的外，还能减少作用在构架上的力，减少工程的用钢量指标，达到良好的经济效益和社会效益。某1000kV变电站中1000kV构架的导线荷载见表25-15、表25-16及表25-17。

表25-15　线路侧导线荷载（单位：kN）

表25-16　地线荷载（单位：kN）

表25-17　站内侧导线荷载（单位：kN）

（5）风荷载和风振

1000kV构架挂线点高度为45m，结合避雷针高度达70m，一般截面长宽比值在2.0以上，基本自振周期在0.9s左右，具有柔度大、阻尼小、自振频率低等特点，对风荷载十分敏感，风荷载往往成为其控制结构设计的主要荷载。由于特高压变电站的重要性，在构架设计时将风荷载的重现期由50年提高到100年，即基本风压按百年一遇考虑。

荷载规范指出，高度大于30m且高度与宽度之比值大于1.5、结构基本自振周期T1大于0.25s的高耸结构，由风引起的结构振动比较明显，而且随着结构自振周期的增长而增长，设计中应考虑脉动风压对结构产生的风振影响。风振系数βz是影响作用于变电构架上的风荷载的一个重要系数。

风振系数βz可按荷载规范中的规定进行分段计算后再取加权值进行风荷载计算，也可以按分段计算得出的值分段进行风荷载计算，但两者对构架梁柱内力有一定影响。按目前的塔式构架分段进行计算βz在1.05～2.06之间，加权值为1.5左右，当采用加权值统一进行内力计算时，得出的上段柱及构架梁的内力将比分段计算得出的内力减少6%～8%，明显偏于不安全。因此在示范工程设计时专门对1000kV构架设计风振系数取值进行了研究，明确风振系数取1.65，后续工程基本也采用了该结论。行业标准《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》指出，杆塔全高超过60m时，βz应按《建筑结构荷载规范》采用由下到上逐段增大的数值，但其加权值不应小于1.6。《1000kV变电站设计规范》提出构架风振系数宜采用分段计算，应该说计算过程虽然繁琐，但结果也将更接近实际。

（6）温度作用

为了防止因为温度作用在结构体系内引起过大的作用效应，各规范都根据自己的结构特点规定温度区段的长度，在这个长度之内可以不考虑温度作用对结构的影响。《钢结构设计规范》规定“露天结构温度区段小于120m可不作温度变化作用效应的计算”。《变电站建筑结构设计技术规程》要求“两端设有刚性支撑的连续排架，当其总长超过150m或为连续刚架，当其总长度超过100m时，应考虑温度作用效应的影响”。

比较各规范可以看出结构形式对温度区段长度的影响很大。竖向支承结构水平刚度大的，对横向水平构件约束作用强的，温度效应大，因此温度区段长度规定得较短。对于超过温度区段长度的结构，需要考虑温度作用的影响。

特高压中线试验示范工程对温度应力进行了研究，认为1000kV构架连续二跨布置时，温度作用对构架的整体影响相对较小，故建议二跨连续出线构架，单跨跨度54m时可不考虑温度作用效应；1000kV构架在连续三跨或四跨布置时，温度作用对构架的整体影响相对较大，宜考虑温度作用对构架的整体影响。

某工程采用结构通用软件ANSYS分析不同跨数出线构架温度作用，对连续两跨、三跨及四跨构架分别进行计算，计算模型见图25-18、图25-19及图25-20。

图25-18　两跨模型

图25-19　三跨模型

图25-20　四跨模型

比较各工况下柱的最大的内力和顶点位移的计算结果如表25-18。

表25-18　荷载组合下构架柱内力及位移表

从上表可以看出，温度作用随构架连续跨数的增加而增加。3跨及以下时温度应力对承载力不起控制作用，但作为构架正常使用极限状态的控制工况；当四跨联合时，温度作用成为构架设计的控制工况，应力和变形均达到最大值，同时柱顶位移已接近上限，构架用钢量完全由温度作用决定。

因此，对54m跨的格构式构架，在各种温度工况下连续三跨布置时，杆件内力小于其他控制工况（一般为大风工况），温度应力影响不大，但应按相关的荷载组合进行变形计算，同时在梁柱节点处采取合理的构造方式，减少对梁变形的约束，减轻温度应力对结构的影响。

当连续四跨及以上构架布置时，应将连续构架进行分段，使之满足规范限值的要求。但过多的分段设置将增加构架纵向的占地面积，增加了构架柱的数量而加大了用钢量。因此也可以寻求加设滚动支座或设置温度伸缩缝等处理方法，在不增加占地的前提下有效释放温度应力。目前已有设计院完成用于大型变电站构架的滚动支座、滑动支座的理论研究和实验室试验工作，此类经济有效的新结构有待在后续特高压工程中的应用。

（7）地震作用

鉴于特高压变电站的重要性，在站址选择时宜尽量避开高烈度地震区，但随着特高压电网的不断加强，1000kV变电站将不可避免地建设在7度和8度地震区。因此，对处于7度和8度地震区的构架，宜进行抗震分析。

根据以往工程设计经验，由于钢管构架为高耸结构，自振周期较长，地震作用对构架截面设计往往不起控制作用，在《1000kV特高压设计规范》中也明确构架计算可以不考虑地震作用。在实际工程中，设计人员应结合建设场地的类别等进行分析，以明确是否需要进行抗震分析。