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2.1微风振动
2.1.1微风振动产生的原理
微风振动是架空线在微风作用下产生的高频低幅的垂向振动。
微风振动频较高，一般5～120Hz；
振幅不大，一般在架空线直径的3倍以下；
所需风速较小，通常在0.5～10m/s范围内；
持续时间较长，一般为数小时，有时可达几天。
当稳定气流以速度v吹过圆柱体时，在圆柱体的背风侧会产生气流漩涡，它上下交替产生且旋向相反，并以速度V0不断离开圆柱体向后渐渐消失，如图2.1-1.当上部A点产生漩涡时，下部B点的流速大于A点而产生负压，圆柱体上出现向下的冲击力，反之会产生向上的冲击力。
在上下交替的冲击力作用下，圆柱体会产生上下振动，即“卡门漩涡”。
漩涡的交替频率计算式，见式2.1-1。
（2.1-1）
式中：
——卡门漩涡频率，Hz;
——风速，m/s；
——圆柱体（架空线）直径，mm；
S——司脱罗哈常数，S=185～210，我国一般采用200。
当卡门漩涡的频率
与该圆柱体（架空线）的固有频率
接近时，便引起共振，产生微风振动。
图2.1-1卡门漩涡
实际观测发现，微风振动发生后，尽管风速发生不断变化，但只要不超过某一范围，架空线的振动频率和漩涡频率都不变化，仍保持为架空线的固有频率，这种现象称为锁定效应或同步效应。
2.1.2影响微风振动的主要因素
1）风速和风向
风作用于架空线上，输入一定的风能，使其发生振动。
输入的能量与风速平方成正比。
风速较小时，输入的能量不足以克服架空线系统的运动阻力，因此引起架空线振动的风速有一下限值，一般取0.5m/s。
当风速增大时，其不均匀增加到一定程度时，由于卡门漩涡的稳定性受到破坏，致使架空线振动减弱甚至停止，因此振动风速有一上限值，一般取5m/s。
风向对架空线的振动有很大影响。
当风向与架空线成45～90度夹角时，在微风振动的风速范围内，能形成稳定的振动。
当夹角小于20度时，一般不会形成稳定的振动。
2）地形和地物的影响
当线路通过开阔的地区时，其地面粗糙度小，对气流的扰乱作用小，容易使架空线形成持续稳定的振动。
树林、高山、高层建筑等，加大了地面粗糙度。
气流容易被扰动形成紊乱，因此架空线不易振动或振动持续时间较短。
3）架空线结构和材料的影响
架空线表面越光滑，越容易发生微风振动。
当架空线是一个圆形截面的柱体时，气流在其背面形成上下交替的卡门漩涡，引起振动。
其它形状的架空线，破坏了卡门漩涡的稳定频率，因此振动情况就比较轻。
架空线的股数越多和层数越多，能产生更高的自阻尼作用，消耗了更多的能量，使之不容易振动或者振动强度降低。
但同样截面下，股数越多则直径必然越小。
统计表明，架空线的直径越小，疲劳断股的比例越大，因此架空线的直径越小越要重视防振。
4）档距长度和悬挂高度的影响
一般认为，风输给架空线的能量与档距长度成正比，即档距越长，风输入的能量就越大。
实验表明，档距在小于120m时，很少发生振动，档距在大于500m时，通常都会发生振动。
导线离地面越高，气流的均匀性受地面粗糙度的干扰越小，越容易发生微风振动。
5）悬挂体系的影响
架空线通过绝缘子串与杆塔横担相连，这些部件的阻尼对架空线振动的强度有很大影响。
架空线振动时，绝缘子串各元件产生的相对位移和摩擦，横担产生了变形，消耗掉了一部分振动能量，减轻了振动的危害。
2.1.3微风振动实例分析
国内曾组织有关部门对全国部分地区架空输电线路的风振危害情况进行调查，调查包括数百回线路及大跨越线路运行情况，其中钢芯铝绞导线9568m，钢绞线避雷线8968m，结果发现比较普遍存在着断股现象。
黑龙江省新杏乙线（新华电厂至杏树岗变电站）110kV线路，全长34km，杆塔186基；
新葡乙线（新华电厂至葡萄花变电所）110kV线路全长26.6km，杆塔149基。
2条线路均为大庆油田“八三工程”的配套工程。
线路采用水泥杆，呼高12.4m，导线LGJ-150，地线采用GJ-35型钢绞线。
两线路于1971年投入运行，1982年发现架空地线均出现较严重的断股现象，新杏乙线地线断股达25处，新葡乙线地线发生14处断股。
运行单位，根据事故情况，更换了架空地线，选用新型防振锤，采取了一系列防振措施进行补救。
这次大量断股事故所造成的直接和间接经济损失是比较严重的。
220kV长江沌口大跨越，位于武汉上游，双回线跨江，跨越全长2658m，直线跨江塔高144m，架空导线采用C-418钢绞线，架空地线采用C-267钢绞线，均采用防振锤消振方案。
建成投运，运行数年后发现导、地线因风振严重断股，影响输电安全。
运行单位根据调研，全部更换了该大跨越的导、地线，由于大跨越换线工程耗资巨大，造成的直接和间隔损失极为严重。
图2.1-2运维人员对微风振动造成的导线断股进行抢修
下面具体列举某工程微风振动实测案例。
为了了解湖南正在运行的输电线路导线微风振动的情况，在某线路#44～#45号塔开展了导线微风振动测量实验。
该档档距437m，地形开阔，四周屏蔽物较少。
导线呈三角形排列，每相导线为单导线，其型号为LGJ-400/50。
该档边相导线靠近悬垂线夹处对地高度为17m，防振措施采用的是防振锤，型号为FD-5。
悬垂线夹出口89mm处导线振动水平见表2-1所示。
表2-1导线振动水平记录表
实验天数
振动幅值水平（峰峰值）
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
振动次数（次）
振动频率水平
24
17
18
59
44
80
55
549
422
353
334
335
3478
1554
309204
26
表2-1中振幅水平（1，……，15）及频率水平（1，……，15）及频率水平（1，……，15）所对应的振幅值及频率值见表2-2、2-3所示。
表2-2振幅水平对应值
振幅水平
对应值
（毫英寸）
0.00～0.62
0.62～1.24
1.24～1.87
1.87～2.49
2.49～3.11
3.11～3.74
3.74～4.36
4.36～4.98
4.98～5.61
5.61～6.23
6.23～6.85
6.85～7.48
7.48～8.10
8.10～8.72
8.72～9.35
表2-3频率水平对应值
频率水平
（赫兹）
0～3
4～7
8～11
12～15
16～19
20～23
24～27
28～31
32～35
36～39
40～43
44～47
48～51
52～55
56～59
从上表可以看出，该档线路受到防振锤的作用微风振动的振幅水平一般在3.11毫英寸以内，振动频率一般在20赫兹以内，在可控的范围内。
2.2舞动
2.2.1舞动产生的原理
架空线上的覆冰断面常呈带翼状的筒形，此时若遇强风，架空线会产生低阶固有频率的自激振动，振动振幅极大，振荡起来势如野马奔腾，称为奔马型振动，统称舞动。
舞动频率低（0.1～3HZ）、振幅大（可达10m以上），多在导线覆冰、气温0℃，且有风（10～20m/s）时发生。
舞动一般较少发生，但一旦发生，持续时间较长，常为数小时。
架空线截面积越大、分裂导线根数较多、架空线离地较高、舞动较严重且几率增大。
舞动时，架空线沿水平方向、垂直方向运动，且有扭动。
舞动波为进行波，架空线上某点的运动轨迹近似为垂直方向长轴的椭圆。
舞动大多数发生在覆冰气象，因此有两点可以肯定：
风是舞动的必要条件，冰是舞动的主要因素。
2.2.2影响舞动的主要因素
1）气象因素
特定的气象条件是引起导线舞动的主要因素之一。
气温低于0℃或在0℃左右，遇有冻雨或雨夹雪，导线上很容易覆冰，同时在风的作用下，导线覆冰不均匀，迎风侧较厚，类似机翼，在风的激励下诱发舞动。
根据研究，在导线不均匀覆冰的情况下，当风速在4～20m/s，且风向与线路走向的夹角≥45°
时，导线易发生舞动。
故障段线路基本呈东西走向，根据收集的资料，发生舞动时为北风，与线路走向基本垂直，风速大部分在8m/s左右，个别达到了15m/s。
2）地理因素
线路的地理条件亦是引起导线舞动的重要因素。
在雨凇区内，有平稳层流大风，且当线路走向与风向夹角大于45°
的开阔地带（平原地区、江河湖泊等）及峡谷、迎风山坡、山脊等微地形是容易发生舞动的地带。
统计还表明线路走向与风向的夹角越接近垂向，则舞动的可能性越大，这是因为风垂直吹向非对称椭圆形导线时产生的升力和扭矩最大。
故障段线路经过地段为地势开阔，地形为平地或低矮的丘陵。
3）线路结构的影响
线路结构参数（张力、弧垂、档距长度、导线特性、分裂导线的几何参数等）对导线舞动存在影响。
国内外大量的输电线路运行实践说明，分裂导线比单导线更易发生舞动。
国内单导线的大跨越发生舞动的也较罕见，而国内分裂导线的大跨越发生舞动已有多处，大截面导线比小截面导线易于舞动，导线应力在0℃时为20～80MPa易于发生舞动，分裂导线大档距易于舞动。
2.2.3实例分析
舞动是一种大幅值、低频率的导线振荡。
根据国内外观测记录，导线舞动的全振幅可达几米到十几米，对于一般线路档距来讲，舞动振幅a（椭圆轨迹的长轴）与弧垂的比例大概是20%，也可能达到40%，最大可达到100%。
对于强舞动区，对一般档距，最大a值可取12m，对大跨越档距可取20m。
一般而言，假定导线舞动时地线不舞动，此时地线仅产生与导线相靠近的风偏角
。
导线舞动轨迹为椭圆，椭圆长轴a与垂线间的夹角θ通常取5～10°
，导线弧垂fc的风偏角
取10～15°
，地线弧垂fg的风偏角
根据其保护角的正负和对舞动导线可能发生的严重接近情况来确定，最小取0°
，最大可比导线风偏角大5°
导线沿长轴向下舞动的最大振幅通常取a1=（0.2～0.25）a，向上的最大振幅通常取a2=（0.8～0.75）a。
舞动轨迹的椭圆短轴b≈0.4a。
为确保舞动时线路不产生相间及相对地短路，需保证在可预测的舞动振幅的情况下相间及相对地有足够的电气间隙。
为此，应根据线路的气象状况估算可能发生的舞动振幅，可用下式进行估算。
椭圆形长轴：
为覆冰舞动导线弧垂，冰厚为5mm，气温为0°
，风速为8.2m/s
椭圆形短轴：
b=0.4a
导线向下舞动的最大振幅：
a1=0.2a
椭圆形夹角：
θ=5°
导地线弧垂风偏角：
Φ=tg-1（g4/g1）
对于覆冰舞动情况，相对地动态接近距离按照工频电压间隙取值为0.6m，相对相动态接近距离按照工频电压取值为1.0m，能够保证线路安全运行。
以下为湖南省2010年1月导线舞动致使跳闸的沙黎Ⅱ线为例计算。
沙黎Ⅱ线现场照片
沙黎Ⅱ线72#～73#导线放电痕迹
沙黎Ⅱ线72#～73#档地形地貌
左侧为沙黎Ⅱ线73#塔
右侧为沙黎Ⅱ线72#塔
表2—4沙黎Ⅱ线故障点导线舞动轨迹椭圆图计算参数
档距
（m）
557
档距中央上导线串长（m）
2.661
2.662
中导线档距中央弧垂fc（m）
28.45
28.24
下导线档距中央弧垂fc（m）
舞动幅值与弧垂比例
20%
25%
椭圆形长轴a（m）
5.7
7.1
椭圆形短轴b（m）
2.3
2.8
导线向下舞动的最大振幅a1（m）
1.1
1.4
椭圆形夹角（°
）
5.0
导线弧垂风偏角（°
8.6
沙黎Ⅱ线故障点导线舞动轨迹椭圆图（设计情况）
沙黎Ⅱ线故障点导线舞动轨迹椭圆图（模拟情况）
从上图可以看出：
杆塔设计时导线舞动幅值与弧垂比例取20%满足电气间隙要求，沙黎Ⅱ线舞动幅值达到导线弧垂的25%，中导线与下导线的电气距离小于1.0m，所以造成导线相间放电。
2.3档距和舞动幅值关系
下列为双回路线路中、下相间放电分析档距和舞动幅值的关系。
双回路导线舞动时中、下导线舞动轨迹为形状一致的两个椭圆，按照理论计算，不论导线弧垂多大，这两个椭圆的相对位置关系不变，因而对不同塔型可直接求出相间放电的极限舞动幅值，如下表所示。
表2—5SZ3塔和SZ61塔极限舞动幅值
塔型
SZ3
SZ61
导线相间放电的极限舞动幅值
5.8m
5.6m
由上表得到导线相间放电的极限舞动幅值，一般档距导线舞动最大幅值取12m，计算SZ3塔和SZ61塔档距和舞动幅值的关系如表2—3、表2—6所示。
表2—6SZ3塔档距和舞动幅值的关系
弧垂比例
舞动幅值（m）
档距（m）
0.2
0.25
0.3
0.4
0.5
0.8
200
0.80
1.00
1.20
1.60
2.00
3.20
4.00
240
1.15
1.44
1.73
2.30
2.88
4.61
5.76
250
1.25
1.56
1.88
2.50
3.13
5.00
6.25
269
1.45
1.81
2.17
2.89
3.62
5.79
7.24
300
1.80
2.25
2.70
3.60
4.50
7.20
9.00
340
2.31
3.47
4.62
5.78
9.25
11.56
350
2.45
3.06
3.68
4.90
6.13
9.80
12.00
380
3.61
4.33
7.22
11.55
400
4.80
6.40
8.00
439
3.85
4.82
7.71
9.64
450
4.05
5.06
6.08
8.10
10.13
481
4.63
6.94
11.57
500
7.50
10.00
538
8.68
11.58
550
6.05
7.56
9.08
600
10.80
表2—7SZ61塔档距和舞动幅值的关系
236
1.11
1.39
1.67
2.23
2.78
4.46
5.57
264
1.74
2.09
2.79
3.48
5.58
6.97
3.35
8.92
11.16
374
2.80
3.50
4.20
5.60
6.99
11.19
432
3.73
4.67
7.46
9.33
473
4.47
5.59
6.71
8.95
529
7.00
8.40
从上表可以看出：
在240m以下档距，即使舞动幅值和弧垂相等也不会造成相间放电（不考虑施工误差），因此，对于大于240m的档距应采取防舞动措施。
3治理措施
3.1微风振动的防治措施
微风振动是由风速风向稳定的微风引起，在下风头处引起的导线受“卡门漩涡”交替风力引起的导线振动其特点是振幅小，振频极高。
在整个档距内，不管架空线以何种波长和频率振动，都以两端固定点即线夹出口处的架空线受损最为严重。
当架空线微风振动的强度超过允许水平时，必须采取防振措施降低动弯应力和振动持续时间，以保护线夹出口处的架空线。
3.1.1拟制微风振动的措施
目前国内拟制微风振动的措施主要有以下几种：
1）尽量减少振动产生的条件
材料的疲劳极限与静态应力（平均应力）的大小有关，线路上的导线是在有应力的条件下发生振动的，要想不使导线产生振动疲劳断股，必须限制振动的弯曲应力及振动强度。
根据《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB50545-2010）中的相关规定，导、地线平均运行应力上限和防振措施见表3-1所示。
表3-1导、地线平均运行张力的上线和相应的防振措施
情况
防振措施
平均运行应力的上限
（抗拉强度%）
钢芯铝绞线
钢绞线
档距不超过500m的开阔地区
不需要
16
档距不超过500m的非开阔地区
档距不超过120m
不论档距大小
护线条
22
—
防振锤（阻尼线）或另加护线条
25
较高的架空线平均应力可以降低线路造价，但对防振不利；
应力太低，则会造成线路造价过高。
因此根据实际振动情况和采取的防振措施，合理地选择架空线平均运行应力是必要的。
2）吸收导线的振动能量
可在线路上加装防振装置，如防振锤和阻尼
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