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1.本发明涉及输电线路技术领域，具体涉及一种沿海地区杆塔抗台风设计方法。
2.受全球变暖的影响，以台风为代表的特殊气候引起的风灾现象在世界各地都有次数增多、受灾程度加剧的趋势。同时，近年来大量的现场实测研究根据结果得出，台风近地边界层风环境特性不同于良态气候模式。而输电杆塔作为一种对风荷载敏感的结构，台风过境地区输电杆塔倒塌事故屡见不鲜。因此，目前的第一个任务是比较台风与常规风风场特性参数差异，明确台风作用下杆塔上作用的风荷载。
3.对于输电线路风荷载激计算，各国设计标准依据历史与经验各自不同；现存技术中的美标、欧标现线路设计标准的风荷载设计计算基于风工程理论，最大限度地考虑了阵风效应，因此其设计风速即为其耐受风速，例如美标按60m/s(3s时距，33英尺高)风速设计的杆塔在设计使用条件下最大可抵御一个在10m高3秒阵风最大为60m/s的风灾，即当风灾10m高，3秒阵风风速远大于60m/s时，按此设计的铁塔破坏倒塌是正常的很有几率发生的，而当风灾10m高，3秒阵风风速小于60m/s时，此铁塔倒塌的可能性不大。
4.而与美标、欧标相比，我国设计标准中阵风效应考虑并不充分，我国已建110kv～500kv输电线路设计时所采用的的行业规程规范有如下几个版本：
5.《架空送电线路设计作业规程》(sdj-79，1979年颁布实施，下称“79规程”)；设计安全系数1.5，不考虑阵风效应系数；
6.《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》(sdgj94-90，1990年颁布实施，下称“90规定”)；设计安全系数1.5，设计风速为30年一遇(500kv)与15年一遇(220kv及以下)，杆塔塔身风荷载计算中阵风效应不充分的考虑，导地线风荷载计算不考虑阵风效应；
7.《110kv～500kv架空送电线路设计作业规程》(dl/t 5092-1999，1999年颁布实施，下称“99规程”)；设计安全系数相当于1.4(荷载分项系数)乘1.1(杆塔材料分项系数)为1.54，设计风速为30年一遇(500kv)与15年一遇(220kv及以下)，阵风效应杆塔部分考虑，导地线kv及以上相当于不充分考虑；
8.《110kv～750kv架空输电线年一遇(500kv)与30年一遇(220kv及以下)，阵风效应、安全系数考虑与99规程相同；
9.由上能够准确的看出，各时期设计标准由于除设计风速外线路风荷载计算中的安全系数(分项系数)与阵风效应考虑不同，各时期相同标准设计的相同设计风速线路风荷载水平也并不相同，特别是阵风效应计算。阵风系数在1～2之间，不同时期对阵风效应考虑相差极大且均非精确推导，因此我国标准设计杆塔具体耐受风速并不能简单的从设计风速获得，不同设计标准下的杆塔结构需要一个与欧美标准相类似的最大限度地考虑阵风效应的标准予以评价。
11.未解决上述技术问题，本发明的技术方案是：一种沿海地区杆塔抗台风设计方法，包括以下步骤：
13.步骤s2：根据杆塔抗台风设计时设计的风压高度系数计算杆塔风压高度变化系数；
14.步骤s3：根据设计的台风最大风速和计算出的杆塔风压高度变化系数计算杆塔导地线风荷载和杆塔塔身风荷载。
15.进一步的，所述设计台风最大风速的方法有根据已知台风风速时程曲线得到平均风速和标准差σ
进一步的，所述计算杆塔风压高度变化系数的方法有据杆塔抗台风设计时设计的风压高度系数根据设计规范选取出对应的杆塔风压高度变化系数。
为导线或地线的体型系数，d为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，l
为杆塔的水平档距，b1为导地线覆冰风荷载增大系数，θ为风向与导线或地线方向之间的夹角，γc为导地线风荷载折减系数，g为峰值因子，iz为导线平均高z处的湍流强度，i
为10m高度名义湍流强度，z为导、地线平均高度，α为地面粗糙度指数，εc为导地线风荷载脉动折减系数，δ
[0032][0033][0034][0035][0036][0037]
为输电线路杆塔风荷载脉动折减系数，bz为背景因子，r为共振因子，mi、mj、m
j’分别为输电线路杆塔第i、j、j’段的质量，φ1为结构一阶振型系数,为湍流强度沿高度的分布函数，ai、aj、a
j’分别为输电线路杆塔第i、j、j’段迎风面构件的投影面积计算值，cohz(zj、z
j’)为竖向相干函数，z为输电线路杆塔塔段离地高度，ζ1为结构一阶阻尼比，f1为结构一阶自振频率，kw为各地貌常数。
进一步的，所述设计方法还包括对杆塔整体结构可以进行验算，验算方法有杆塔结构验算和杆塔基础结构验算。
其中，s为荷载标准组合效应，r为结构构件抗力，wv为风速为v下的风荷载及其它相应条件下相应荷载的标准组合，fy为结构构件强度标准值；
进一步的，所述设计方法还包括对杆塔进行可靠度评价，评价方法有载荷因子推算和杆塔上输电线]
进一步的，所述载荷因子推算的方法有根据已知风荷载重现期与建筑荷载的关系进行推算；
杆塔上输电线路可靠度评价的方法有根据推算出的载荷因子对杆塔上输电线路的可靠度进行评价。
本发明通过提出一种沿海地区杆塔抗台风设计方法，相较于现存技术，通过考虑阵风效应，将脉动风速和平均风速进行叠加并结合阈值法设计出台风最大风速，并根据设计出的台风最大风速结合输电线路杆塔整体结构的验算结构以对输电线路可靠度评价进行评价，以此可以对输电线路进行防风技术指导，有效地提高输电线路抵御台风的能力。
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述所需要用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还能够准确的通过这些附图获得其他的附图。
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
进行整体杆塔风荷载的计算；杆塔风载荷计算的方法有设计台风最大风速、计算杆塔风压高度变化系数、计算杆塔导地线风荷载和计算杆塔塔身风荷载；
其中，设计台风最大风速的方法有获取已知台风风速时程曲线，由此台风时程曲线可得平均风速和标准差σ
其中，v为脉动风速，g为脉动峰值因子，g的数值可以按极值概率分布来确定，g值建议取2～2.5较为适宜，对于一般结构的耐受荷载超越的能力而言，g取值为2.5已足够，因此，为与中国现行建筑荷载标准吻合，本实施中，g值取2.5，σ
由于不同的地区天气特征情况存在一定的区别，在一年范围内可能会有多次风暴现象出现，沿海地区出现次数可能更明显。因此，只选取最大风速为样本做极值分析的方法存在着较大的局限性。如果采用比年更短的周期来增加样本数量，这就可能违背了极值分析种数据的独立统计性。比如，以周期为一天就没办法保证极值样本的统计独立性这一重要条件。“阈值法”是一种仅采用与极值预测相关的数据的方法。它采用的所有风速都来自于相对独立的风暴，且均高于一个特定的最小临界风速v0，这种风速在一年中可能有多个，也可能一个都没有。这种方法为解决上述的局限性提供了一种新的思路。通过阈值法能够考虑到不同的风速条件，并能得到不同风速条件下重现期与风速的关系。对风荷载计算中确定设计风速提供参考。
将阈值法应用到台风最大风速的设计上，以此来解决利用单一风速来设计的局限性；具体步骤包括：
第一步，设置风速基础值；根据本地区的风速情况及设计的基本要求，设置若干个不同的风速值为基础值，将其分别记为记为v0，v1，v2等。
第二步，确定最小风速v0和最小风暴发生次数n；参照设计经验，设定一个最小风速v0为每年的阈值，并将此值与所有值作比较，得到最小风暴次数n。
第三步，计算风速偏差值和正偏差均值；将不同风暴下的风速与设置的基础值v0进行风速差值计算，计算公式为：v－v0，选择正的风速偏差值并计算平均值。
第四步，重复第一步至第三步，将基础值v0依次替换成v1，v2等，计算对应的风暴次数λ，差值以及正均值。
第五步，绘制线图；根据以上计算得到的结果，绘制基础值与平均超越次数之间关系的曲线]
其中，在式(3.32)中，形状系数b通常是正值(具体为0.1左右)，当r逐渐增大至正无穷时，vr的上限则逐渐趋近于v0+(a/b)；
根据第一步至第六步提供的方法，可以将相对独立的风暴进行计算和判断，但在公式中不难看到，(3.32)和(3.33)有一定的相似性。为了能够更好的保证计算的准确性，在设置最大临界风速时，应至少保证10次及以上风速大于最大临界风速，以确保具备有足够的风速数量超越最大临界风速；根据上述阈值法的特点，除了能够很好的满足传统的极值风速重现去进行预测之外，还可以依据不一样的地区风速的特点进行混合风的预测，根据此方法，能够准确的通过地区风速占比比重来确定使用何种极值风速作为设计的台风最大风速，为不一样的地区间结构的优化和合理化的设计提供了新的思路。
日期站点风速(m/s)类型1983年1月18日443.2气候风1974年12月20日241.7台风
1953年9月9日140.1气候风1988年11月26日339.6台风1984年1月13日338.1台风1978年10月25日437.0台风1961年7月4日136.5气候风1976年3月27日436.0台风1989年11月19日336.0台风1952年7月8日135.0气候风1958年8月12日435.0气候风1987年1月28日435.0台风1994年8月10日335.0气候风
根据表1可知，自1950年以来，在某沿海地区的4个不同站点独立记录了每天的阵风大小，分别记为站点1，2，3，4。此四个站点的风速计均安置在干扰较小的空旷地带，独立工作。通过多年来的多个方面数据显示，风速大于21m/s的台风每个站点发生的比例非常低(平均每年约1次)，由表2可知，台风的出现不一定会带来极值阵风。
第一步，数据筛选；根据现有数据库当中的风速数据，统计数据大于21m/s的风速值并分开命名保存。
第二步，数据来源分类；将上述统计的值与当日气象图表的数据来进行核对，确认该风速值由台风或气候风产生，并将两种风速类型情况分类汇总。
第三步，整合多站点数据；分别统计整理a,b,c,d四个站点的数据，将它们统一整理成气候风和台风两类。
第四步，风速修正；为排除其他干扰因素的影响，通过风洞试验得出各站点的修正因子，将气候风数据修正至10m处空旷地带的风速。
第五步，分析数据；按照汇总所得结果，分析“阈值”，即可得到重现期两种类型风速间的关系。
其中a为比例因子，b为形状参数，v0为风速基础值，某沿海地区本次选择风速为21m/s，n为整合气候风和台风的数据后每年风的速度超越v0的阵风所占比例均值。
给定某一极值风速，则能获得重现期为r1和r2的不同风况组合下的重现期rc，具体公式如下所示：
根据公式(3.37)，将公式(3.35)和(3.36)代入公式(3.37)可得两种风超越某一给定风速的联合概率，结果如下：
结合以上分析和计算的内容，根据公式(3.35)，(3.36)和(3.38)绘制出图2；参照图2可知，气候风与台风在大致30年重现期处相交；混合风速重现期曲线前期与气候风接近，但是差距逐渐拉大，在长重现期段逐步接近台风，最后差异很小，以将台风风速与气候风风速进行区分，若无可靠数据可采用100年重现期风速作为台风设计风速进行计算。
计算杆塔风压高度变化系数的方法有根据杆塔抗台风设计时设计的风压高度系数根据设计规范选取出对应的风压高度变化系数；本实施例中，设计规范选择现存技术中的《架空输电线路荷载规范》(dl/t 5551-2018)，由此规范选择：风剖面指数α取为0.08，湍流强度i0取0.15。
计算输电线路导地线风荷载的方法有根据设计出的台风最大风速和计算出的杆塔风压高度变化系数并结合《架空输电线路荷载规范》(dl/t 5551-2018)中的以下公式进行计算：
为档距折减系数；wo为基准风压；μz为风压高度变化系数，基准高度为10m；μ
为导线，线；d为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；l
为杆塔的水平档距，b1为导地线覆冰风荷载增大系数，对于按有冰设计的各类情况，5mm冰区时取1.1，10mm冰区时取1.2，15mm冰区取1.3,对无冰情况取1.0；计算张力时取1.0；θ为风向与导线或地线方向之间的夹角；γc为导地线；iz为导线平均高z处的湍流强度，应按式(5.1.5-3)计算；i
为10m高度名义湍流强度，对应a、b、c和d类地面粗糙度可分别取0.12、0.14、0.23和0.39；z为导、地线平均高度，α为地面粗糙度指数，对应a、b、c、d类地貌分别取0.12、0.15、0.22和0.3；εc为导地线风荷载脉动折减系数，计算导地线；δ
计算输电线路杆塔塔身风荷载的方法有根据设计出的台风最大风速和计算出的杆塔风压高度变化系数并结合《架空输电线路荷载规范》(dl/t 5551-2018)中的以下公式且参照图2和表3内容做计算：
[0113][0114][0115][0116][0117][0118][0119]
为输电线路杆塔风荷载脉动折减系数，可根据表3确定；bz为背景因子，应按式(5.5.3-2)计算；r为共振因子，应按式(5.5.3-3)计算；mi、mj、m
j’分别为输电线路杆塔第i、j、j’段的质量，φ1为结构一阶振型系数,可由结构动力分析确定；为湍流强度沿高度的分布函数，可按式(5.5.3-4)计算；ai、aj、a
j’分别为输电线路杆塔第i、j、j’段迎风面构件的投影面积计算值，cohz(zj、z
j’)为竖向相干函数，可按式(5.5.3-5)计算；z为输电线路杆塔塔段离地高度；ζ1为结构一阶阻尼比，对钢结构输电线为结构一阶自振频率；kw为各地貌常数，对应a、b、c和d类地貌分别取1.284、1.0、0.544和0.262；
同时，由于台风与常规风相比，其平均风剖面及湍流强度差异显著，由于风场特性参数取值的影响，导致风压高度变化系数uz和风荷载调整系数β存在非常明显差异。
在台风时段内，风剖面系数α变化范围大、特异性较强，通过一系列分析实测台风数据，得到范围风剖面系数α的范围为0.073～0.174，因为风剖面指数越小越偏于不安全，在做多元化的分析时，风剖面指数α取为0.08，在台风时段内，湍流强度值变化比较大，通过对比分析实测台风数据，湍流强度i0取0.15。
为进一步保证杆塔抗台风的可靠性，该杆塔抗台风设计方法还包括对杆塔整体结
其中，s为荷载标准组合效应，r为结构构件抗力，wv为风速为v下的风荷载及其它相应条件下相应荷载的标准组合，fy为结构构件强度标准值，角钢、钢管杆件、节点板取屈服值，螺栓强度标准值按设计值的1.2倍计算；
对杆塔基础结构验算的方法有根据设计规范进行附加分项系数的取值；目前杆塔线路设计标准中可靠性选择高低排序是耐张塔基础-耐张塔-直线塔基础-直线塔，铁塔基础(包括基础连接)抗风可靠性高于铁塔，这个可靠性选择安排也是考虑到基础破坏修复难度高于杆塔，相当于设计标准已对基础留了一定的余度，因此基础抗风能力不能简单采用设计标准评价。
基础钢材与杆塔上部结构一致，其标准组合验算中应采用强度标准值即钢筋屈服值。
对于大风下的杆塔基础稳定，最重要的是基础上拔稳定，大风灾害下的杆塔基础破坏基本都为上拔隆起，但相对于杆塔结构破坏，风灾下杆塔基础破坏相对较少。
按现行《架空输电线路基础设计技术规程dl/t5219-2014》，基础上拔附加分项系数如下表4所示，规范未明确对于台风验算工况下的附加分项系数取值，考虑到基础设计中实际采用了基础强于上部的设计原则及风灾真实的情况反映，大风验算中基础附加分项系数采用略低于设计情况数值。
耐张与悬垂转角塔耐张塔、大跨越塔规范设计情况1.11.31.6台风验算情况0.951.11.3
为进一步保证杆塔抗台风的可靠性，该杆塔抗台风设计方法还包括对杆塔进行可靠度评价，评价方法有载荷因子推算和杆塔上输电线]
其中，载荷因子推算包括根据我们国家《建筑荷载规范gb50009-2012》的风荷载重现期与荷载的关系进行推算，推算结果为：
，对全国沿海所有台风大风区进行统计计算，可知全国地区β的平均值为0.223，广东、广西、海南三地沿海β平均值为0.253。现取β值为0.25，能够获得与美标相似的可靠度及相关荷载因子表5如下所述：
杆塔上输电线路可靠度评价的方法有根据推算出的载荷因子β对杆塔上输电线路的可靠度进行评价；具体评价方法为：50年一遇为欧美、iec确定的除临时线路外的最低线路可靠度水平，因此耐受风荷载(风速)为50年一遇以下的可定义为不可靠，低于30年一遇的甚至已经低于欧美对临时线路可靠度水平要求，因此定义为极不可靠。在欧州、iec标准中，可靠度中位水平为150年一遇，标准中建议230kv以上线路及重要骨干线路可靠度水平选择应至少达到此可靠度。抵御100年一遇灾害为基本可靠已基本满足我们国家社会对基础设施安全可靠要求的心里期望，因此将100年一遇确定为基本可靠，200年一遇确定为可靠。耐受风荷载达到50年但达不到100年的，仅是欧美线路的起步可靠度水平，考虑到沿海台风地区一般为经济发达地区，因此其主网线路宜高于起步可靠度水平，因此定义为不太可靠。对于400年一遇的相当于欧美最高可靠度水平的耐受风荷载可评价为非常可靠。由于我国电网规模大于欧美，风灾中线路破坏引起的线路停电社会经济影响甚至大于欧美，另外特高压线路也是欧美国家没有的，因此设定800年一遇为电网乃至中国行业最高电网可靠度水平并定义为极可靠。依据上述分析设定如下表6所示的可靠度水平对应评价
我国沿海地区的经济密度特别是用电密度已接近甚至超过欧美发达国家，而我国电网网架复杂且为大电网，线路灾害停电对系统冲击影响较大，台风中伴随的洪涝灾害又需要稳定的电力供应以予以应对，因此沿海大风区的线路防风可靠度水平应达到欧美标准所建议的水平，即除临时线路外架空线路最低抗风可靠度不能低于于50年一遇，230kv以上及重要线路抗风可靠度水平不能低于150年一遇水平。
依据以上的可靠度级别，依据我国线路可靠度级别应与欧美发达国家基本相当的构想及我国电网建设现状水平，依据沿海地区经济发展水平，建议沿海新建线路应达到的可靠度如下表7所示：
对于已建线路，由于线路原设计抗风标准较低，而线路改造重建涉及征地、停电等复杂问题即较大的建设工期成本，因此已建线路抗风可靠度要求宜较新建线][0155]
以上只是本发明的典型实例，除此之外，本发明还可以有其它多种具体实施方式，凡采用等同替换或等效变换形成的技术方案，均落在本发明要求保护的范围之内。
技术研发人员：黄晓予 石建 徐晓立 宋平 林宇彬 杨迪珊 张劲波 程诺 陈学东 阮筱菲 陈国文
