中重冰区架空输电线路设计技术规定
条文说明
目 次
1 范围
本规定适用于单回110～750kV架空输电重冰区线路设计和单、双回110～750kV架空输电中冰区线路设计，其它电压等级的高压交直流架空输电线路可参照执行。
本规定是作为《110～750kV架空输电线路设计技术规定》的补充而编制的。也是在原“重冰区架空送电线路设计技术规定”（以下简称：原重冰规定）的基础上扩充而成的。
70年代我国设计并建设了第一条刘关330kV重冰线路。1992年建成了第一条天贵500kV高海拔重冰线路。而早在1982年，为了二滩电站的安全送出，西南电力设计院在黄茅埂地区建立了大型覆冰观测塔，并架设一段0.574km具有二、三、四分裂导线的试验性线路进行同步观测，连续观测14年，为500kV高海拔、重冰区的二滩送出工程设计提供了可靠基础资料，随着这些线路的设计和运行，较好地丰富了超高压重冰线路建设的实践经验，也为编制本规定创造了条件。750kV线路，在我国因投运时间不长，尚缺乏运行经验。然而，重冰线路的力学特性具有普遍性和相似性，一些基本规定，对其它电压等级的高压交直流架空输电线路仍可参照执行。
2005年我国华中地区冰害事故以后，一批按提高抗冰能力改造的各级输电线路的运行经验也为中、重冰区线路的设计提供了宝贵的经验。
3 总则
3.1 原重冰规定第1.1条的修改条文。
中、重冰线路是输电线路的一部份，但具有较多的特殊性。一是冰凌荷载大，成为设计中主要控制条件。在大冰凌年，还存在因过载冰荷重而造成断线、倒塔等巨大威胁；二是具有较明显的静、动态运行特性。如不均匀冰荷载、覆冰绝缘子串闪络、脱冰跳跃等；三是运行维护特别困难，常常需要在冰天雪地中巡查、抢修，劳动强度大且条件恶劣。所以，世界各国都慎重对待中、重冰线路的设计和建设。国际间建立了多个研究、交流的机构。如：
建筑物大气覆冰国际研讨会，即：IWAIS。为促进各国间对冰雪问题的研究、总结与交流，从80年代开始，每2～3年召开一次。研讨建筑物（包括输电线路、电视塔、飞机等）覆冰机理、参数、荷载特性、检测技术、事故情况和防护措施等。
国际电工委员会第11技术委员会（IEC TC11），从70年代开始对冰凌荷载进行国际间广泛研讨，1991年提出了“架空输电线路荷载与强度”标准供试行，2003年在总结实践经验的基础上，进一步修订，提出了“Design criteria of overhead transmission lines”（架空输电线路的设计标准），即IEC 60826，2003－10（以下简称IEC规范），其中的6.3和6.4节专门论述覆冰及冰载取值，供各国参考。
我国在经历了1954年湖南大冰凌年之后，对冰凌的危害性有了一定的认识。60年代，随着三线建设的发展，云、贵、川三省建设了多条重冰线路，在1968、1971等大冰凌年，出现不少冰害事故。1976年水电部规划设计院组织召开了全国第一次重冰线路设计及运行经验交流会，提出了“避、抗、融、防、改”五字建设方针，并着手编制“重冰区架空送电线路设计技术规定”，以指导和规范全国220kV及以下重冰线路的设计。
在我国，从东北经中原到西南，线路冰害事故不断，尤以2005年2月华中地区出现罕见的冰凌，造成220～500kV线路大量倒塔和断线引发大面积停电。中国电力工程顾问集团公司要求在认真总结事故经验教训的基础，将重冰规定扩展到500kV和750kV线路，并提高重冰线路的设计水平。
在76年全国重冰会议上，根据重冰线路的特性明确提出：电线设计冰厚20mm及以上的地区，称为重冰区，位于重冰区的线路即为重冰线路。
2008年1～2月我国南方的冰害事故中，按10mm覆冰设计的线路事故（断线、倒塔）占90％以上，造成220～500kV交、直流线路大量倒塔和断线引发大面积停电。为提高线路的抗冰能力，减少此类事故，提高各级输电线路的可靠性，特提出：电线设计冰厚大于10mm小于20mm的地区，称为中冰区，位于中冰区的线路即为中冰线路。对于中、重冰区须制定专门的设计技术规定，以规范其设计。
3.2 新增条文。
《110～750kV架空输电线路设计技术规定》是全国输电线路设计的指导性文件，对轻、重冰区线路均能适用。但鉴于中、重冰线路本身所具有的一些特殊性以及一些设计要求，在该规定中却难以一一概括，所以，需要专门编制“架空输电线路中、重冰区设计技术规定”予以补充和完善。
本规定是在总结国内外实践经验和科研成果的基础上编制而成的，亦将随着广泛实践、深化认识而不断改进和提高。
3.3 原重冰规定第1.3条的保留条文。
鉴于中、重冰线路运行复杂、事故率高、维护困难，所以通过中、重冰地区的线路应结合工程的具体情况，采取有效的避冰、抗冰、融冰或防冰措施，以保证线路的安全运行。
一、避冰：即是避开严重冰区或者在严重覆冰区内做到“避重就轻”的目的。这是中、重冰线路设计中有效措施之一，很值得在路径大方案选择中和现场确定路经走向时认真执行。
根据经验，线路覆冰与所处地形、高程、周围的地形地物、覆冰时风速风向等因素密切相关。在可能的情况下，线路应尽量避开暴露的山顶、横跨垭口、风道等容易形成严重覆冰的微形地段。
二、抗冰：对于无法避开的中、重冰地区，则应根据地区历年覆冰情况，合理地确定冰区，采用相应的设计条件，增强线路抗冰能力，减少冰害事故，提高安全运行水平。
三、融冰：目前已实施的仅有宝凤Ⅰ、Ⅱ回带自耦变压器不停电融冰方案和湖南在220kV电压及以下实施的停电短路融冰方案两种。
有条件的中、重冰线路也可试用。
四、防冰：世界各国虽进行了很多研究，如导线外表涂料防冰及热力防冰等技术，但目前取得的新进展很少，难以保证重冰线路安全运行。
根据以上情况认为，在目前的条件下，中、重冰线路设计宜首先考虑采用避冰和抗冰措施，只有在条件合适时，才可考虑融冰、或防冰措施。
3.4 原重冰规定第1.4条的修改条文。
鉴于目前对中、重冰线路有关规律尚认识不足，亟需积极开展设计、运行经验总结和科学试验工作。这里，着重提出以下三方面工作：
1、冰凌资料的积累：切实掌握本地区冰凌的大小、特性和出现的规律是合理确定设计条件、减少冰害事故、提高线路运行可靠性的重要前提。60年代以来，随着线路建设的需要，有些单位搞过一些冰凌观测工作。比较长期的计有：330工程的关山观测站，陕西省的820观测站、湖南郴州地区的欧盐线观冰站，宝鸡局的秦岭观冰站，云南省内的东川海子头、昆明太华山和昭通大山包观冰站，四川雷波黄茅埂观冰站。近年建设的有三峡中低海拔（1100～1800）地区站，二郎山（2987m）、蓑衣岭（2760m）、拖乌山（2600m）、雪峰山（1443m）、娄山关（1780m）观冰站等，都取得很好的资料。其中黄茅埂观冰站比较正规，除架设观测线和观测塔外，还架设一段具有二、三、四分裂导线的试验线路，两档三塔共584m，同时在沿线附近增设了许多临时观冰点配合进行同步观测，从82年至96年连续观测了14年，为二滩～自贡500kV重冰线路建设提供了宝贵冰凌资料。但从全国范围来看，这项工作尚不能满足电网建设日益发展的要求，今后还需要进一步普及和加强。
2、设计运行经验总结：运行是检验设计和施工质量的唯一标准，也是衡量抗冰措施选择是否恰当，分析事故原因的重要实践场所。因此，应特别重视中、重冰线路的回访、调查和总结，不断加深对冰凌情况和冰害事故的认识。
3、开展科学试验研究工作，主要方面有：
（1）建立有效的线路覆冰计算模型，逐步做到应用气象参数、线路特性和地形因素等推断线路的覆冰情况；
（2）研究绝缘子串覆冰闪络的有效防护措施；
（3）探讨新的防冰、除冰和融冰方法。
3.5 新增条文
根据“110～750kV架空输电线路设计技术规定”的规定，110～750kV线路按设计荷载区分为两类等级，即330kV及以下等级线路设计冰厚按10m高30年一遇标准冰厚选取，750kV和500kV按10m高50年一遇选取。考虑到中、重冰线路事故率高，如果为提高其可靠性，加大设计荷载，则又会使线路的投资和材料消耗显著增大。兹将西南地区部份重冰线路各冰区耗钢指标（t/km）对比列出如下：
表3－1
| 工程名称 | 电 压
（千伏） |
设计冰厚（mm） | 备 注 | ||
| 10 | 20 | 30 | |||
| 南九线 | 220 | 13.96 | 27.10 | 37.20 | 导线1×400mm2 |
| 天贵线 | 500 | 27.40 | 50.90 | 71.70＊ | 导线4×300mm2 |
| 二自Ⅰ回 | 500 | 44.00 | 77.30 | 160.90 | 导线4×400mm2 |
| 二自Ⅱ回 | 500 | 43.84 | 80.40 | 132.22 | 导线4×400mm2 |
| 二自Ⅲ回 | 500 | 41.42 | 87.82 | 163.70 | 导线4×400mm2 |
＊实际设计条件为：20mm设计，40mm验算。
考虑到110～330kV线路在系统中的重要性存在一定的差别，为了合理配置国家资源，在中、重冰线路设计中应根据各工程实际安全需要，对其运行可靠性相应地予以区别对待。为此，本规定在上述分类的基础上，再进一步将线路工程细分为三类，即适当地提高了系统中部份重要的220kV、330kV线路荷载水平，以便在合理投资的基础上，把重要线路冰害事故的损失降到最小，以取得较好的经济效益。具体分类如下：
一类：750kV、500kV，重要330kV
二类：一般330kV，重要220kV
三类：220kV及110kV
从定性方面衡量，三类不同等级的中、重冰线路在遭遇如2008年1～2月南方地区类似的大冰凌情况时，各类线路的安全运行水平，原则上应是：
一类线路基本上仍能安全运行；
二类线路仅在个别地段出现少量过载性事故；
三类线路容许有一定程度破坏性事故。
4 术语及符号
4．1 术语
按照规程编撰要求，补充与中、重冰区相关的术语及相关解释并附以英文译名。
4．2 符号
根据正文中使用情况， 增加本章节，将多处引用的符号列入4.2节。
5 路径
5.1 保留原重冰规定第2.1条精神，略作文字修改。
中、重冰线路路径方案的选择，原则上应综合各方案的覆冰情况、地形、交通维护条件、路径长度、投资费用和材料消耗，以及事故后果等因素进行技术经济比较，然后予以确定。但鉴于目前各地区对冰凌资料的掌握和对冰害特性的认识还不够，尚难以可靠地保证中、重冰线路的安全运行，在这种情况下，为了避免对中、重冰线路的“事故多发性”、“抢修困难”、“事故损失大”等难以量化，而又会长期困扰运行部门等不利因素能予以重视，因此，强调在路径大方案选择中应偏于安全，故在条文中特别提出应在保证运行安全的情况下进行技术经济比较与选择。
在现场确定路径走向时，仍然应把“避开严重覆冰地段”作为一个重要条件来考虑，也是因为严重覆冰地区线路的冰害事故，目前尚无可靠的防止措施。而一些采用避冰和改道的重冰线路运行情况却有了显著改善。如：
湖南110kV柘湘线，1964年2月在＃219～＃220杆发生冰害事故，于1965年改道避冰后，运行情况良好。
云南110kV阳昆二回线于1962年2月将老鹰山长约8km一段进行改道，避开重冰区后，运行良好。
滇东北地区110kV宣以线于1964年将大竹山长约6km一段改道，避开严重覆冰区，取得良好效果。
从上述资料可以看到：线路的安全运行与否，与路径关系很密切，而一般中、重冰线路通常都存在有“避冰方案”可供比较选择。如果在现场确定路径走向时能重视避冰方案的选择工作，是能够选出较合理路径的。
5.2 保留原重冰规定第2.2条精神，略作文字修改。
这些都是在已有重冰线路运行实践中总结出来的可贵经验，要求在现场确定路径走向时，应尽量做到的一些事项。
1、已有的重冰线路运行经验表明，严重覆冰地段线路，不但造价高，而且往往由于冰凌资料缺乏，设计所估算的冰厚条件，很难符合现场的实际情况，以致不时出现破坏性冰害事故，给运行带来巨大的损失和长期隐患。所以，在现场确定路径走向时，对于通过调查，访问或将现场判断所确定的严重覆冰地段应尽量予以避开。
覆冰污秽地区线路，除常温条件下会出现污闪事故外，在覆冰季节更会因覆冰绝缘子串绝缘强度下降而出现冰闪事故。而且，在目前的条件下，防止冰闪的有效措施还限于增加绝缘串长度，即降低工作电压下沿冰面闪络时的电位梯度。这将直接影响塔头尺寸，而且随着电压等级升高而愈益显著，所以，在设计中对这类地区也应尽量避开。
2、要求线路尽量沿起伏不大的地形走线是因为：中、重冰线路定位档距不宜太大，同时要求各档距间尽量均匀，以减少不平衡张力；其次，各相邻档的高低差也要求小一些，以避免脱冰跳跃和不均覆冰时引起悬垂绝缘子串上翻，碰坏绝缘子和出现永久性接地故障。
3、根据已有工程的运行经验，凡属垭口、风道等处，受气流抬升和速度增大的影响，覆冰比其它地段显著增大，常常引起冰害事故。如湖南110kV拓湘线＃219～＃220档横跨垭口，档距309m，距＃219杆60～180m一段刚好处在垭口所形成的风道中，1964年2月覆冰时，处于风道中的导线上冰凌荷载达115N/m，而在风道两侧的导线上仅有簿冰。
贵州110kV六水线N63～N64，档距339m，横跨在一迎风坡的风口处。虽已按20mm重冰设计，但由于覆冰比相邻地段显著增大，致使66～67年和76～77年两个大冰凌年，均在该档导线耐张线夹处，造成过载性断线事故，第一次导线铝股全断，钢芯从线夹中抽出；第二次导线铝股和钢芯同时被拉断。而附近各段线路却运行良好。此外，还可从现有观冰资料中看到，在山区，在同一大气覆冰条件下，各点因地形因素影响，而使覆冰量差别很大。如四川黄茅埂观冰站、点。1985～1986年冬大冰凌时期，各站、点的实测资料如表5－1：
表5－1
| 站点名称 | 黄茅埂站 | 老林口点 | 五指山点 | 七里坝点 |
| 相对位置 | 主站 | 主站东偏南23km | 主站东偏北71.0km | 主站西南95.0km |
| 高程（m） | 2835 | 2100 | 1500 | 3100 |
| 覆冰量（N/m） | 31.1 | 246.0 | 55.0 | 11.4 |
又如二郎山观冰站资料如表5－2所示，覆冰量与冬季主要覆冰气流的相对关系非常密切。所谓地形因数影响，大多数情况下可归于对主要覆冰气流的影响。
表5－2
| 站点情况
覆冰量（N/m） 年度 |
二郎山垭口站2987m，始
终处于冬季主覆冰气流中 |
迎风坡站2860m，垭
口东1.7km处，处于 主覆冰气流边缘 |
背风坡站2830m，垭
口西1.4km处，处于 主覆冰气流下降途中 |
| 2002 | 154.80 | 6.00 | 55.20 |
| 2003 | 147.20 | 3.20 | 56.00 |
| 2004 | 128.00 | 10.40 | 63.60 |
| 2005 | 120.40 | 4.40 | 93.20 |
| 2006 | 132.00 | 6.80 | 86.00 |
4、中、重冰线路中的大档距和大高差档，悬点应力高，不平衡张力大，容易出现过载性断股、断线事故，选择路径和定位时，应注意限制使用档距和相应的高差。
5、通过山岭地带宜沿覆冰时背风坡走线，是因为在冻雾型覆冰中，地形对覆冰有很大影响，运行经验表明，严重覆冰多出现在冻结高度（覆冰时期云雾底部）以上，并处于抬升气流的迎风坡地带，在山的背风坡，对过冷却水滴和覆冰风速均有明显屏蔽减小作用。
6、中、重冰线路耐张段不宜太长，一是减小耐张段内因覆冰或不同期脱冰所产生的不平衡张力；二是限制冰害事故的影响范围。IEC规范曾明确规定，在严重覆冰的重要线路上，应每隔若干基插入一基抗串倒的杆塔；三是便于运行维护和抢修。
7、鉴于中、重冰线路荷载大，在运行中还会出现较严重的冰凌过载情况，这样将使杆塔角度荷载随转角增加而显著增大，容易导致大转角杆塔的损坏。据贵州110kV水盘线统计，1968大冰凌年，使该线路8基大转角（θ＞30°）拉线钢筋混凝土杆，向内角方向严重弯曲、裂纹，其中一基（θ＝36°20′）主杆因弯曲受压出现水泥脱块。
云南110kV以东线，1963年覆冰时，使＃37杆（θ＝53°35′）分角拉线上把滑脱，造成倒杆事故。
据此，要求中、重冰线路转角度数不宜过大以增加耐张转角杆塔抗过载的能力。
6 覆冰气象条件
6.1 原重冰规定第3.1条修改条文。
本条引自“110～750kV架空输电线路设计技术规定”§6.1条有关规定，内容解释请详见该规定相关说明。
6.2 新增条文。
1、电线覆冰与天气条件、地形因素、线路特性等三者密切相关。我国现有气象台站，大都位于城镇附近，即使处在同一凝冻天气条件下，由于地形因素和线路特性不同，所观测到的冰凌数值往往偏小，不能代表线路覆冰的实际情况。早年湖南省设计院曾对此有个统计分析资料。现列出如下：
湘中地区覆冰概率统计表
表6－1
| 地 区
重现期(年) 项 目 |
长潭株地区 | 郴州地区 | |||||
| 5 | 10 | 15 | 5 | 10 | 15 | ||
| 冰 厚
（mm） |
气象台站的统计资料 | 6.5 | 9.7 | 11.2 | 3.5 | 5.0 | 5.8 |
| 现有电力线的统计资料 | 11.2 | 14.5 | 16.1 | 9.51 | 11.7 | 13.86 | |
从表中气象台站与现场电力线统计资料对比，值差在10mm以内。但必须注意，上表差值所代表的应是两者覆冰速度的差异，即现场电力线覆冰将比台站覆冰厚度大1.5～2.4倍才是，当大冰凌年时，两者数值差异将显著增大。这就充分说明，对于所搜集到的冰凌观测资料，首先，应结合线路现场实际情况进行有关参数换算和订正工作，提高其有效性，然后再进行频率分析和设计冰厚选择。
2、根据IEC规范，冰凌荷载与风荷载一样，如果按年最大值统计，其分布规律与理论的极值Ⅰ型分布能较好地吻合，为此，推荐在冰凌荷载的统计分析和冰厚选择中采用极值Ⅰ型分布。
在上述规范中，对设计冰荷载的选择也提出一套较完整的方法可供参考使用。即提出三种不同情况下选择设计冰荷载的模式如下表：
表6－2
| 序号 | 观冰年数（n） | 平均值 | 标偏σg |
| 1 | ≥20 | σg<0.7 | |
| 2 | 10≤n<20 | 0.5≤σg≤0.7 | |
| 3 | 不定，只有一个最大值gmax | 0.45gmax | δg=0.5 |
导线直径d和离地高度Z的影响，可按下式近似考虑。
对于冻雨覆冰
Kd≈0.35d/30+0.65
Kh=0.075Z/10+0.925
对于冻雾覆冰
Kd≈0.15d/30+0.85
Kh受地形及气象条件的影响甚大，尚待研究。
可根据上述方法，计算出所需的设计基准冰荷重。
（3）利用气象参数模型，推算年最大冰荷重值。然后按上述方法，计算出所需的设计基准冰荷重。
3、鉴于目前各地冰凌观测资料很少，不但不能应用数理统计方法选取设计冰厚，而且往往连一个较确切的历年最大冰凌数据也难以获得。在这种情况下，就只能通过对地区气象台站资料的分析和沿线覆冰情况的调查来解决，具体作法详见6.3和6.4条所示。
6.3 原重冰规定第3.2条保留条文
电线覆冰既受大范围的天气形势和凝冻条件控制，又与线路实际所处现场位置、高程、周围地形、地物、覆冰期的风速、风向、水汽供给等地形因素，以及输电线路本身电场、架设高度、导（地）线扭转性能等线路特性密切相关。所以，设计冰厚的选择，首先必须做好如下两方面的工作。
一是充分搜集地区已有气象站、观冰站、电力线、通信线等历年的冰凌资料，以供参考使用。此外，还需要通过气象站长期气象记录资料，了解该地区历次大冰凌年的天气形势和相应的气象要素，如：气温、湿度、降水量、风速风向以及凝冻持续时间等，从而，可初步掌握该地区凝冻天气出现的规律和可能达到的严重程度。
二是进行线路沿线的调查访问。鉴于各地大冰凌年出现次数不多，给予人们的印象较深，一般通过访问都能了解到该地区通信线和各种植被上覆冰情况、持续时间、出现次数以及冻结高度等方面资料。如果进一步与气象台站资料印证分析，即可确认该地区大冰凌年覆冰的严重程度和重现的次数。
6.4 原重冰规定第3.3条保留条文。
这里强调指出的是在掌握地区冰凌资料之后，还需进一步做更细致、更重要的工作，即结合线路沿线所经地段的地形、地物等情况，充分计入地形对覆冰的影响因数后，才能较合理地选择设计冰厚和划分冰区。
对于个别可能出现严重覆冰的微地形、微气候地段（如山垭口、风道、对覆冰气流中明显处于暴露的突出地带等）设计时可划为严重覆冰区。也可采取在同一冰区内，作为特别加强地段处理。即额外加强该段杆塔、基础、导地线等。
这里，兹将部份地形对覆冰影响的事例列出如下，以供参考。
（1）1966～1967年冰冻时期，110kV贵六线岩脚寨附近＃169～＃170一档高差150m，至垭口180m巡线时在山脚下＃169杆附近见到导线上覆冰仅几mm，但随着高度增加，覆冰逐渐增大，在垭口＃171～＃172导线上实测得冰厚达52.7mm。
（2）湖南郴州欧盐线观冰站，1977年2月3日在海拔523m且位于风口的主站测得观测线上冰凌重72.0N/m，而海拔400m，且北面有山峰屏蔽的南分站同期测得冰重仅11.0N/m，差值达6.5倍。
（3）500kV葛双Ⅰ、Ⅱ回平行架设，相距仅500～600m，设计覆冰10mm，验算覆冰15mm，其中Ⅱ回系1988年建成，在罗集镇附近，因条件限制，有2.7km线路走入高山地段，相对高差达300m（地面高程578m）。因深入该地区冬季覆冰冻结高度以上而未予加强，以致1994、1995连续两年均在该地段造成多基倒塔事故。而山下Ⅰ回线路却运行良好。
（4）500kV五民线，1995年建成，全线分别按15、20mm两种冰区设计。线路在宁乡巷子口附近翻越山脊，相对高差110m（地面高程达609.5m）形成1.2km长的突出地段。设计时虽考虑覆冰增大因素，将设计冰厚提高到20mm。但由增加不足，2005年2月，湖南地区出现大冰凌时，因实际覆冰达到7.0～8.0kg/m（折合冰厚39～42mm），而造成该段连续倒塔3基（同期该线路两段15mm冰区在类似地形条件下倒塔7基）。
（5）330kV龙黄、龙花Ⅰ、Ⅱ回共三回线，设计冰厚均为10mm。在湟源县与湟中县交界的垴山地区，同跨一条大沟，档距较大。1992年10月，因该地区出现罕见的严重覆冰现象，致使该跨越档覆冰严重超载（折算冰厚达20～35mm）以至造成三回线路同在该处共倒塔8基。龙羊峡水电站因此全厂停机25天，少送电量6271万度。
西北地区一般比较干旱，冬季很难出现大的覆冰现象。但在某种大气环流引导下，南方潮湿气流仍有机会侵入，如果地面温度在零度以下，即可能构成重的覆冰现象。为此，对于重要的Ⅰ级线路，这种罕见的低机率荷载，设计中仍以计入为宜。
6.5 原重冰规定第3.4条修改条文。
重冰区气象条件可参照表6－3中所列数值
重 冰 线 路 的 冰 区
表6－3
| 冰 区 | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅳ |
| 设计冰厚（mm） | 20 | 30 | 40 | 50 |
| 同时风速（m/s） | 15 | |||
| 同时气温（℃） | －5 | |||
| 冰的密度（g/cm3） | 0.9 | |||
注：根据实测资料，覆冰同时风速可按实测资料选取。
为了便于今后重冰线路标准化工作的开展，综合现有的各地重冰线路的设计气象条件，提出了重冰线路设计用典型气象区，以供参考和采用。
1、设计冰厚
（1）比原规定增加一个50mm冰区。这是因为我国电力网随着边远地区大型电站的开发而日益扩大，所遇到的冰凌越来越重。如500kV二自线，从二滩电站出来后就必需翻越大小凉山重冰区，根据对该地区黄茅埂观冰站长期观测资料的分析，全线选取了10、20、30、50mm四种冰区设计。
2、覆冰同时风速
即当冰凌在导线上增长和持续的整个时期内出现的同时风速。
（1）根据IEC规范，在冰凌增长期各类冰凌的主要气象要素如6－4。
表6－4
| 冰凌类别 | 气 温
（℃） |
平均风速
（m/s） |
水滴大小 | 含水量 | 典型的持续
时 间 |
| 雨淞 | －10＜t＜0 | 不限 | 大 | 中等 | 几小时 |
| 湿雪 | 0＜t＜3 | 不限 | 簿片 | 很高 | 几小时 |
| 混合淞 | －10＜t＜1 | 10＜V | 中等 | 中等到高 | 几天 |
| 雾淞 | －20＜t＜1 | V＜10 | 小 | 低 | 几天 |
（2）四川雷波县黄茅埂观冰站（高程2880m），在1982～1996年中，所测得的覆冰气象要素如表6－4所示：
表6－4
| 冰凌类别 | 气 温
（℃） |
相 对 湿 度
（％） |
风 速
（m/s） |
| 雨淞 | －3.6～－0.3 | 96～100 | 0.0～5.0 |
| 雾淞 | －13.0～－2.0 | 90～100 | 0.0～5.7 |
| 混合淞 | －8.8～－2.4 | 92～100 | 0.0～7.0 |
（3）据云南气象资料分析“冬季昆明准静止锋或寒潮过境之后，大量的电线覆冰尚未融化”。而高空西风大槽向云南发展，由于槽后气压梯度较大，因此，冷空气退潮时行移较为迅速，这时在局部地形影响下，在高寒山区可能出现6～7级（即10.3～17.1m/s）的较大风速。
（4）据1972年河南覆冰事故时有关气象方面记录：“覆冰前后气温的变化为＋2℃～－4℃，开始是风雨交加，后转蒙蒙小雨，风力由4级（5.5～7.9m/s）一直增至7～8级（13.9～17.7～20.7m/s），最大甚至达到11级（28.5～30.6m/s），以致出现大面积倒杆断线事故”。
（5）1980年10月25～27日东北黑龙江合江电网出现大面积覆冰事故，导线覆冰直径120～200mm，据当时佳木斯市气象站资料：“26日4时风速达15m/s，5时达18m/s，阵风可达22m/s”。附近场原县气象站资料：“26日6～7时，正常风速16m/s，阵风可达20m/s”。
（6）2005年2月6～17日，在湖南、湖北、黔东及赣西北等地区大面积冰害事故期间，据各地气象台站资料归纳，其同期风速都比较小都在3～8m/s之间。
综上，可以看出，各地由于覆冰天气形势不同，覆冰同时风速差异很大。为了从安全和经济合理方面考虑，将重冰区覆冰同时风速仍规定为15m/s。但为了合理起见，特注释，当有实测资料时，覆冰同时风速可按实测值选取。
3、其他
覆冰同时气温采用－5℃。
冰的密度一律采用0.9g/cm3。
关于最大风速、最低气温、最高气温、安装条件等，对重冰线路基本上不起重要控制作用，故未另行规定。
4、参照重冰区设计气象条件，现给出中冰线路的气象条件如下表。
中冰线路的冰区
表6－5
| 冰 区 | Ⅰ | Ⅱ |
| 设计冰厚（mm） | 15 | 20 |
| 同时风速（m/s） | 10 | |
| 同时气温（℃） | －5 | |
| 冰的密度（g/cm3） | 0.9 | |
注：根据实测资料，覆冰同时风速可按实测资料选取。
6.6 新增条文。
这是由中、重冰区线路的特点决定的。地线的悬挂高度高于导线，地线直径通常小于导线，正常运行时，地线温度远低于导线，这些特征决定了在同一覆冰天气条件下，地线结冰的厚度要大于导线。这在国内多次覆冰及冰害事故中已证实。
6.7 原重冰规定第3.5条保留条文。
我国高压架空线路的设计风速是按30年或50年重现期定下的。而中、重冰线路往往由于缺乏应有的冰凌观测资料而无法作到。通过冰冻时期气象要素分析和沿线冰凌资料调查，也只能定性地了解沿线各地段冰凌的轻重程度，无法较准确地选取应有的设计冰厚。在这种情况下，一般选择一个较适中的数值作为设计冰厚，以此作为正常条件下，线路通常应该具有的安全水平。另外，根据调查情况，搜集到或推断出一个较大值作为验算冰厚，并以此作为线路各部件应达到的抗冰强度。
60～70年代，我国早期设计的部份110kV重冰线路，如贵州久遵线、水盘线、云南海因线、海落线、以东一回线、以东改线和四川灌映线等都曾在设计冰厚之外，另加一个验算冰厚。据此，以提高线路的抗冰能力。
挪威在规范中规定，在验算覆冰时，容许导线的拉应力达到额定破坏强度的80％。
日本重冰线路设计，除采用常年出现冰荷载（约3～5年一遇数值）作为设计荷载外，另选用异常冰荷载（约30～50年一遇的数）作为验算荷载，以校验线路的抗冰能力。此时，线路各部件材料允许达到弹性限度。
IEC规范中规定，三种等级线路分别在50年、150年、500年一遇的基准冰荷载条件下，线路各部件的材料允许达到弹性限度。
对于处于严重覆冰地段的线路，宜尽可能搜集到或者较确切地推测出该地段可能出现的稀有冰凌荷载，并以此作为验算条件，以提高该线段的安全运行水平。
7 导线、地线
7.1 保留原重冰规定第4.1条精神，略作文字修改。
一、2005年2月大冰冻时期，除导致大量倒塔事故外，导地线损坏也很严重，较典型的有：
（1）500kV咸宁－昌西线路，在通化地区的＃201塔，因过载而倒塌，现场检查时发现12根子导线（LGJ－400/35）断裂了9根，其中左相导线、中相导线全部断线，右相导线断1根，且同金具一起坠落，地线（GJ－80）两根全部断裂。据从导线上脱落的冰柱推算，实际覆冰度超过50mm（约合109N/m），系严重超载所导致的断线，并使铁塔扭曲倾覆。
（2）贵州220kV玉黎线处湘黔边境地区，在这次大冰凌时期也出现类似倒塔断线事故。其中N2088～N2102段20mm冰区，长4.014km，铁塔未出现事故，但在13个档线中，有8档发生了导地线断线、断股事故，其中导线（2×LGJ－240/40）断线6根，铝股全断，仅剩钢芯者9处，地线（GJ－100）断线1根。据现场冰样测试，实际冰重为79～113N/m（约合45～54mm）亦系冰凌严重超载导致断线、断股事故。
从以上事例中可以看出，中、重冰线路的导线必须具备足够的抗冰强度，以备过载时不致出现频繁的断线事故。
二、早期重冰线路多采用钢芯铝绞线，运行中，除因设计冰厚不足而出现断线事故外，另一个事故就是断股问题，即在导线悬垂线夹处出现多股，甚至全部铝股被拉断仅剩钢芯的现象。
初步分析，产生这种事故的原因是：在大冰凌时期，导线悬垂线夹两侧由于覆冰或脱冰不均匀，在悬垂线夹处产生很大的不平衡张力。又因为线夹不能很好地握紧导线，在不平衡张力作用下，线夹将带着夹紧的部分或全部铝股在钢芯上滑动，从而造成这部分铝股被伸长而拉断。这种情况，在早期的110kV六水、水盘、羊盘等重冰线路上多次出现过。上述玉黎线重冰区的9处断股事故也是这样产生的。为了避免普通钢芯绞线在重冰区使用的缺陷，从70年代开始，国内部分工程已作了改进，如：
1970年，330kV刘关线，在关山重冰地段采用非热处理的加强型钢芯铝合金线LHGJJ－300，铝钢比K＝4.12，未见有不良情况报导。
1972年，芜抚供电局在6510工程重冰线路改造中，将原LGJ－120导线改为仅一层铝股的特强型钢芯铝绞线，铝钢比K＝2.348，破坏拉断力达到495MPa。为配合这种导线使用，又特制了环形耐张线夹。1977年大冰时，导线运行情况良好，以后的运行情况，尚待总结。
1981年四川220kV南九线，在30mm冰区采用LH4GJ－400铝镁硅加稀土的钢芯铝合金线，经历几次大冰凌经验，运行情况良好。
云南110kV洛昭线，在海拔2519～2730m的30mm冰区，原设计LGJ－150导线，投运后，在大冰凌年发现断铝股8处。1993年改造中将导线更换为JLBGJ－150铝包钢绞线，运行至今良好。
根据目前的设计情况来看，在一般中、重冰区（20mm）通常仍采用普通钢芯铝绞线，铝钢比6左右。30mm及以上冰区则改用钢芯铝合金绞线，既提高导线的抗冰能力，也可避免断股事故的发生。
三、关于重冰线路导线分裂根数的选择提供如下情况供参考
（1）从荷载方面来看，分裂根数越少，导线抗冰能力越强，杆塔荷载也随之较显著地减少。正是利用了这个有利条件，在330kV龙花Ⅱ回冰害事故后的改造方案中，将原有2×LGJQ－400两分裂导线，改为单根ZBLH55GJ－500/70高强度耐热铝合金钢芯绞线，利用原有铁塔不变而有效地提高了线路的抗冰能力，节省了改造费用。
（2）从运行情况看，分裂导线覆冰，尤其是在冻雾覆冰条件下，冰凌主要结集在导线的迎风侧，对导线束会产生一定的扭转力矩。而在某种条件下，如果前侧导线冰凌先行一起脱落时，又会产生导线束很大的翻转力矩。在这种情况下，二分裂间隔抵抗上述两种力矩都不如三、四分裂间隔棒有利。在黄茅埂观冰站试验线路的长期观测中，曾记录到二分裂导线在档距中央一处间隔棒因翻转成死绞而不能自行恢复的现象。
（3）从施工维护条件来看，二分裂导线截面大，施工机具需改造 ，而运行维护检修也不如三、四分裂导线方便。
7.2 原重冰规定第4.2条修改条文。
一、从已有的运行情况来看，中、重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。
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。以线路使用寿命50年计算，过载出现的概率和过载冰重比值如表7－1。
表7－1
| 荷载重现期（年） | 50 | 100 | 150 | 500 | |
| 50年内至少出现一次的概率 | 64％ | 40％ | 28％ | 10％ | |
| 过载比值 | 按30年一遇设计 | 1.09～1.1 | 1.22～1.26 | 1.30～1.35 | 1.52～1.61 |
| 按50年一遇设计 | 1.0 | 1.12～1.14 | 1.19～1.21 | 1.39～1.45 | |
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％）。
二、“110～750kV架空输电线路设计技术规定”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60％来讲，安全储备系数为1.5。虽然过载比值可能在1.5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。
7.3 原重冰规定第4.2条修改条文。
在2005年2月大冰凌时期，架空地线主要事故情况为表7－2所示。
表7－2
| 工程名称 | 电 压
（kV） |
设计冰厚
（mm） |
地线型号 | 断 线 情 况 |
| 咸宁－昌西 | 500 | 10 | GJ－80 | ＃201塔处两根地线因冰重被拉断 |
| 三江二回 | 500 | 10 | LHAGJ－150/25 | ＃46～＃47档1根地线因冰重被拉断 |
| 黎玉线 | 220 | 10 | GJ－50 | ＃173～＃174档2根地线因冰重被拉断 |
| 黎玉线 | 220 | 10 | GJ－50 | ＃176～＃177档2根地线因冰重被拉断 |
| 黎玉线 | 220 | 20 | GJ－50 | ＃211～＃212档1根地线因冰重被拉断 |
从上表可以看到，架空地线过载断线情况还是存在的。所以，重冰线路的架空地线首先必须具有足够的过载能力，以免因断线而影响线路的可靠运行。其次，又要在不过多增大地线支架高度的情况下，满足导地线在档距中央的安全间距，以免在不均匀覆冰，或不同期脱冰时，导地线在档距中的相互接近，造成碰线闪络甚至烧伤（断）地线事故。第三，还需满足在接地短路时，短路电流流过架空地线的热稳定要求。
架空地线过去单纯用于防雷，现在大多数工程中兼备有通信功能，重要性在增加，所以，为提高地线的运行可靠性，故规定地线设计安全系数，应比导线大，其次，从抗冰要求地线的过载抗冰能力也应比导线大。从线路各部件强度配合的要求来看，这些规定也是合理的。
7.4 原重冰规定第4.3条修改条文。
为提高地线的过载能力，减少导地线动态接近引起的闪络事故及由于过载引起的断线事故，考虑到镀锌钢绞线在运行中的强度衰减。故提出中、重冰区的地线型号可较“110～750kV架空输电线路设计技术规程”规定的地线型号增大一、二级。中冰区500kV及以上线路的地线采用镀锌钢绞线时，标称截面不宜小于100mm2。
7.5 新增条文
复合型光纤地线（OPGW）目前已成为利用输电线路地线通信的主要型式，新近重冰线路也逐步推广使用，这里要根据重冰线路的运行特性，提请设计时考虑。
1、抗冰过载能力要求。因为重冰线路过载始终是存在的。虽然按照理论计算，当设计冰厚取30或50年一遇值时，既使出现500年一遇值，其过载冰荷比值仅在1.6倍范围内，即可保持过载张力在弹性范围内。然而，目前由于冰凌资料缺乏这种情况很难做到。实际情况往往是设计冰厚偏小，过载比值在2.0甚至2.5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。譬如对重要的一级线路就宜按该地区搜集到的最大冰凌荷载进行验算，以策安全。而作为架空地线系统中的OPGW，其过载能力也应与其他地线一样大于导线过载能力。
2、重冰线路的脱冰跳跃特性。这种特性不一定具有广泛的危害性。因为对于以雨淞为主的覆冰地区，由于冰凌粘附力大，在自然融化过程中，一档内冰凌往往仅一段一段脱掉，跳动震动不大。然而，对于以雾淞为主的覆冰地区，由于冰凌粘附弱，在覆冰融化起始阶段，有时会因风力或者局部冰凌脱落震动力影响，使该档一相冰凌会同时一起脱落，从而引起该相导线（或地线）大幅值地上下跳跃和不规则性的左右摇摆。这不但可能造成导、地线在档距中接近闪络，而且会在导、地线两端悬挂点处产生激烈的上下弯曲跳动。
3、OPGW从防震需要出发要求其最大平均运行张力不应大于拉断力20％。对于重冰线路来讲，这一点常常是容易做到的。对个别将设计安全系数降低使用的工程，应校验其最大平均运行张力是否大于拉断力20％。
ADSS光缆是由玻璃、塑料复合材料和芳纶组成，不含金属，支撑和加强元件都由芳纶承担。由于高弹性模量的芳纶材料温度膨胀率为负值。所以ADSS光缆在工作温度范围－30℃～＋70℃，其垂度和张力基本上能保持不变。在轻冰区使用可保持较小的悬挂高度。但难以适合重荷载的要求，故不应在重冰区使用。
8 绝缘子和金具
8.1 原重冰规定第4.6条修改条文。
引自《110～750kV架空输电线路设计技术规定》§8.1条，仅根据中、重冰线路要求增加验算覆冰情况。考虑该情况属于稀有荷载条件，故其安全系数与断线情况一样规定为1.8。
8.2 原重冰规定第4.5条修改条文。
引自《110～750kV架空输电线路设计技术规定》§8.5条，仅根据中、重冰线路要求，增加验算覆冰情况，考虑该情况属于稀有荷载条件，故其安全系数与断线、断联情况一样规定为1.5。
8.3 新增条文
一般220kV以上超高压线路，为减少电能损失，都采用地线绝缘。而重冰线路都由于脱冰跳跃关系，常使地线绝缘子损坏或者是保护间隙失效，增加运行维护困难。考虑重冰线段一般不长，从提高地线运行可靠度，减少维护工作量衡量，220kV以上重冰线路地线可不绝缘。
8.4 保留原规定第4.4条精神，略作文字修改。
一、2005年2月大冰凌时期，导线出现的断股事故可参见表8－1。
表8－1
| 工程名称 | 设计冰厚
（mm） |
导线型号 | 断 股 情 况 |
| 500kV万龙线
（三万Ⅱ） |
20 | 4×LGJ－400/50 | ＃558右相导线线夹处，4根子导线外层铝股全断，仅剩钢芯
中相线夹处3根子导线外层铝股全断，仅剩钢芯 左相线夹处，子导线断铝股3股 ＃556塔处左相导线铝股断3股 |
| 220kV黎玉线 | 20 | 2×LGJ－240/40 | N2089右导线1根铝股全断，仅剩钢芯
N2092左导线2根，中导线1根，仅剩钢芯 N2094左导线1根，中导线2根，仅剩钢芯 N2095左、中导线仅剩钢芯 |
上表所列导线断股事故，应是大冰凌年重冰线路所特有的冰害事故之一，即在大冰凌时导线悬垂线夹两侧存在很大不平衡张力差，迫使线夹滑动。而线夹是通过船体与压板将外层铝股导线紧紧握住的，在大的不平衡张力作用下，线夹握着力不够，此时，线夹将带着部份或全部外层铝股在钢芯上滑动，从而造成这部分铝股因伸长而被拉断。这种断股的特征是断口处均有明显的缩颈现象。
另一种情况是，当悬线夹两侧冰凌出现不同期脱冰时，如果一侧脱冰量很大，不但会造成导线大跳跃摆动，而且会在悬垂线夹产生很大的不平衡张力，这使悬垂线夹滑动，同样可能出现断股事故，但这是在瞬间冲击力作用下产生的断股，其特征是断口处没有缩颈现象。
导线覆冰舞动也是冰害事故之一。在有利的气候条件下，在一些特定地区，往往反复出现，持续时间相对较长，所以在悬垂线夹处对导线的损害主要是磨损性的，在长时期作用下也可能导致断股。
二、为防止断股事故的产生，1969年在110kV水盘线冰害事故改造中，曾将部分严重断股处悬垂线夹加装早期园锥型护线条保护，运行情况尚好。另外，70年代中曾进行重冰区悬垂线夹改制工作，即推出了一种两块压板、四个紧固螺栓的加强型线夹，提高了线夹的握着力，减少了断股事故的发生。1987年在我国第一条500kV天贵重冰线路设计中推荐使用了预绞丝护线条保护，该工程1992年投产至今运行情况良好。据此认为今后中、重冰线路的悬垂线夹处宜采用预绞丝护线条保护。既可防止断股，又可减少导线的烧伤损害。
三、中、重冰线路在冰冻时期，由于地形因素影响所出现的覆冰不均匀、和因前后档不同期脱冰所产生的不平衡张力都很大，一般都会达到最大使用张力40～50％，即导线拉断力的16～20％，远大于一般非固定型线夹所允许的握着力11％的水平，会使导线对地面和被交叉跨越物的安全间距无法保证。故中、重冰线路不得使用非固定型线夹。
四、以往中、重冰线路曾使用过悬挂式重锤以增加悬垂线夹处荷重，运行中因脱冰跳跃的冲击和强烈摆动，使挂架损坏、重锤脱落、瓷瓶碰坏等事故，故规定重冰线路不得使用重锤。90年代，500kV超高压重冰线路出现后，此项规定执行中就很困难。因为500kV线路跳线绝缘子串必须加装重锤以防止各绝缘子之间，因接触不良而出现球窝间放电。而且这种重锤属固定型，能很好牢固在联板，不会出现上述损害事故，故将原有规定修改为“导线使用重锤应采用固定型”。
8.5 新增条文
一、2005年2月华中地区大冰凌时期，虽然也出现一些导线间隔棒损坏的事例，但绝大部分都是伴随倒塔、断线发生的。很难判断其实际运行情况。这里仅根据有限的资料，搜集到部分间隔棒事故资料，汇总如表8－2。
| 线路名称 | 500kV二自Ⅰ回 | 500kV二自Ⅱ回 | 500kV二自Ⅲ回 | 500kV万龙线 | 220kV黎玉线 |
| 事故区段 | N169～N171 | N293～N331 | N357～N374 | ＃558 | N2097～N2099 |
| 冰区（mm） | 30～50 | 30 | 10 | 10 | 20 |
| 导线型号 | 4×A3/S3A－465/60 | 4×LGJ－400/50 | 4×LGJ－400/50 | 4×LGJ－400/50 | 2×LGJ－240/40 |
| 发生日期 | 2000年3月 | 2002年10月 | 2001年2月 | 2005年2月 | 2005年2月 |
| 间隔棒情况 | 国外供货
裸铝夹具 |
国外供货
裸铝夹具 |
国内生产
有弹性垫平具 |
||
| 事故概况 | ·大量间隔棒夹具 松动
·26个间隔棒损坏或变形 |
·60％间隔棒夹具松动
·几个间隔棒损坏 ·有些间隔棒夹具脱落 |
·间隔棒夹具松动
·间隔棒损坏 ·实际覆冰大于 设计值 |
·中相大号侧导线完全扭铰
·第1间隔棒完全损坏 ·实际覆冰大于设计值 |
·导线间隔棒有不同程度脱落
·实际覆冰大于设计值 |
二、中、重冰线路的特点：
（1）导线覆冰后，尾流振动的加强将使间隔棒夹具处导线的弯曲应力增加，同时还会使垂直和横向舞动模式得以强加。
（2）导线覆冰的不均匀性。它包括两方面：一是各子导线之间存在覆冰量和形状的不同；二是各子导线覆冰的不对称性，尤其是冻雾型覆冰，往往在各子导线的迎风面发展，形成对子导线本身和整个线束很大的偏心弯矩，将促使线束扭转、和间隔棒夹头摆动或滑移。
（3）脱冰跳跃。它除了使间隔棒受力进一步复杂之外，还可能在线束附加的冰凌弯矩消失瞬间，出现相应的反相翻转力矩，在间隔棒恢复力矩不足或消失的情况下（如夹头转动、损坏等）很可能造成线束扭绞。
鉴于中、重冰线路上述的诸多特性，所以，要求在选配间隔棒时，注意缩小次档距，增加间隔棒的抗扭强度，以减少事故机率。
9 绝缘配合和防雷
9.1 原重冰规定第4.8条修改条文。
一、早在上世纪60年代，美国的345kV和瑞士的400kV线路都曾先后在冬季覆冰时期，出现覆冰绝缘子串闪络事故。从那时开始世界各国科技工作者在模拟试验的基础上，对覆冰绝缘子串的闪络机理，以及其主要影响因素如：冰（雪）水导电率、覆冰厚度（或重量）、绝缘子型式、串长、受污秽的程度以及悬挂方式等进行了系列研究。我国武汉水利电力大学、中国电力科学研究院、重庆大学等单位在80年代也做过很多类似试验。充分证明覆冰绝缘子串在覆冰融化阶段闪络发展过程与污秽绝缘子串闪络放电极为相似，都是由于泄漏电流起了主导作用。开始当泄漏电流较小时，覆冰绝缘子串会出现可见的辉光放电现象，随着泄漏电流增大，表层冰融化加快，当电流达到18mA时，局部地段有白色弧光出现，时隐时现，并进一步促使冰层融化和泄漏电流增加，如此反复发展，当泄漏电流达到200mA左右时，即可使局部白色电弧跨过整个绝缘子串而造成闪络接地故障。
2005年2月大冰凌期间，华中电网在2月7～16日由500kV线路冰闪事故情况见表9－1。
冰闪事故调查表
表9－1
| 工程
名称 |
电 压
（kV） |
冰 闪 情 况 | 绝 缘 配 置 | 绝缘受压梯度
（kV/m） |
|---|---|---|---|---|
| 江复线 | 500kV | 冰闪8次。在＃265、＃294、＃340、＃554、＃570、＃573有闪痕 | 27片，高度155mm
（爬距＝13×400＋14×450） |
75.88 |
| 岗复线 | 500kV | 冰闪6次。在＃160、＃184、＃194、＃197、＃200有闪痕 | 26片，高度146mm
（爬距＝26×400） |
83.65 |
| 孝邰线 | 500kV | 冰闪5次。＃109～＃118绝缘子串被冰裹、桥接 | 28片，高度155mm
（爬距28×450） |
73.17 |
| 复沙线 | 500kV | 冰闪6次。＃16～＃27绝缘子串被冰裹、桥接 | 29片，高度155mm
（爬距29×450） |
70.65 |
| 五民线 | 500kV | 冰闪4次。2.14后停运抢修 | 26片，高度155mm
（看到距26×400） |
78.79 |
| 葛岗线 | 500kV | 冰闪3次。2次重合成功 | 25片，高度155mm
（爬距25×370） |
81.95 |
| 凤梦线 | 500kV | 冰闪4次。2.12后停运抢修 | 28片，高度155mm
（爬距28×400） |
73.17 |
| 江城线 | 500kV直流 | 冰闪8次。5次重合成功 | ||
| 龙政线 | 500kV直流 | 冰闪4次 |
注：绝缘受压梯度＝。
二、绝缘子串上的覆冰，由于气流中过冷却水滴的粒径大小和数量、周围气温以及风速等不同，而分别形成雨淞、雾淞、混合淞。一般讲，当过冷却水滴碰撞低温绝缘子瞬间，如果热平衡后在0℃及以上，则水滴将散开成水膜，然后再冻结，即所谓湿增长形成雨淞。反之，如果碰撞瞬间水滴热平衡在0℃以下，则迅速冻结为冰粒，即所谓干增长形成雾淞。当有部份大粒径水滴呈湿增长，另一部分小粒径水滴呈干增长时或者由于水滴碰撞密度大部分呈干增长部份呈湿增长，抑或短时呈干增长，短时呈湿增长都将形成混合冻结，也称为硬雾淞。
雨淞覆冰的主要特征是在绝缘子裙边生成长短不一的冰柱，当覆冰很大时，可使上下绝缘子裙相连，形成“桥”状。
雾淞、混合淞属于风积型覆冰，其特征主要是冻结在绝缘子串的迎风侧，即将绝缘子瓷裙上下密密填实，使绝缘子串的大部份形成上下一体的大冰柱。
湿雪是影响绝缘闪络的另一类冰型，它是高空形成的雪花，在降落过程中，经过温暖层时，雪花开始融化，表面呈融湿状况，再降落到低温的绝缘子串上，形成冠雪。或者受风力影响在绝缘子的迎风侧形成密实的粘附雪和冻结雪柱。
从以上几种覆冰情况看，覆冰（雪）后绝缘子串绝缘强度降低，主要是绝缘子的正常泄漏距离为冰（雪）所短接，使泄漏电流和弧光闪络沿冰（雪）面发展，（相当于绝缘子串的干闪间隙）减少了放电距离。其次，由于冰（雪）的存在，以及融化过程中，干、湿、间隙等区间影响，使得绝缘子串电压分布很不均匀，从而导致覆冰绝缘子串绝缘强度显著降低，引起不应有的闪络接地事故。
三、近几年来，世界各国通过模拟试验，对各种覆冰（雪）绝缘子串的闪络机理、电压以及其影响因素进行诸多试验，并取得丰硕成果。然而，由于试验标的不统一，试验样品的千差万别，和设备条件不同，所得的结果分散性很大。下面介绍几个有代表性的试验成果，供选择时参考。
1、加拿大UQAC和IREQ联合试验研究组从1989年开始，伴随连续4个冬季（1989～1992）在加拿大735kV电网现场进行覆冰绝缘子串观测和气象要素的统计分析。并在魁北克大学试验室进行各种绝缘子串覆冰耐压及各种影响因素的系列试验工作。试验中对覆冰绝缘子串耐压标准，按照IEC－507有关污秽绝缘子串闪络试验标准选择。即是同一样品、在同一施加电压下，四次中至少有3次不闪络的电压称为耐受电压。
值得指出的是：该试验所得出的耐受电压是在绝缘子串覆冰持续阶段（0～－12℃）进行的，而不是通常覆冰融化阶段（＞0℃）进行的，结果显然偏高。但该试验组在1994～1996年先后发表的成果报告中，综合试验数据和现场实际覆冰情况，推荐试验覆冰条件为，冰水导电率80μs/cm，监测线冰厚20mm 6片IEEE标准绝缘子时的试验数据，仍具有较实用的参考价值。为此，特摘录如下。
（1）据现场观测得出，冻雨覆冰时，即使降水量很少（＜10mm）也会在绝缘子裙边出现冰柱。当降水量达到30～40mm时，冰柱即可将相邻绝缘子裙边连通，形成上下贯穿的冰帘。这种覆冰状况与试验时覆冰比较，大约与监测线上覆冰厚度10mm时绝缘子覆冰冻情况相似。
（2）对两种不同覆冰类型的耐压情况对比如下：
表9－2
| 绝缘子型号 | IEEE标准绝缘子 | 防污绝缘子 | 复合绝缘子 | 柱型绝缘子 | |
| 个数 | 5 | 4 | 1 | 1 | |
| 干闪距离（mm） | 809 | 820 | 714 | 610 | |
| 耐受电压
（kV） |
湿增长 | 57 | 69 | 69 | 55 |
| 干增长 | ＞120 | ＞120 | ＞120 | ＞120 | |
从表中可以看到，不论何种绝缘子，湿增长的雨淞具有最大的危害性。据此也可认为，各种类型覆冰，当处于融化阶段时，应与湿增长状况相似。
（3）覆冰绝缘子串耐压与冰厚的关系见表9－3。虽然表中冰厚与绝缘子覆冰厚、以及现场绝缘子实际覆冰情况存在一定差别，但试验数据充分表明，只有在大冰凌时期，绝缘子串覆冰达到20mm及以上，冰闪的机会才会增大。
表9－3
| 监测线覆冰厚（mm） | 5 | 10 | 15 | 20 | 25 | 30 |
| 相应的冰凌重量（kg/m） | 1.6 | 3.2 | 4.8 | 6.4 | 8.0 | 9.6 |
| 耐受电压（kV） | 107 | 94 | 83 | 76 | 70 | 70 |
（4）覆冰厚度与盐密的关系如表9－4所示。这是在冰水导电率为80μs/cm和污秽绝缘子在清洁雾条件下使用IEEE标准绝缘子所得出的结果。从两者对比来看，当覆冰较大（如20mm及以上）时即重冰地区线路的绝缘水平，大多数将受冰闪条件控制。
表9－4
| 监测线覆冰厚（mm） | 5 | 10 | 15 | 20 | 25 | 30 |
| ESDD（mg/cm2） | 0.02 | 0.04 | 0.07 | 0.13 | 0.15 | 0.15 |
（5）覆冰绝缘子串耐压与冰水导电率的关系如表9－5所示。这是用6片IEEE标准绝缘子，监测线覆冰厚20mm时所得出的数据，可用下式表示：
Vw＝165.3σ－0.18（kV/m）
应用范围：σ≤150μs/cm
表9－5
| 冰水导电率（μs/cm） | 10 | 20 | 50 | 80 | 100 | 150 |
| 耐受电压（kV/m） | 109.2 | 96.4 | 81.7 | 75.1 | 72.2 | 63.7 |
2、日本电力中央研究所和NGK碍子公司从70年代开始进行了覆冰绝缘子串工频和操作过电压以及直流正负等一系列闪络电压试验，取得较多成果资料可供参改。
（1）以12片标准绝缘子（146×254）所得出的绝缘子串最低闪络电压与冰（雪）水导电率的关系如表9－6。
表9－6
| 冰（雪）水导电率（μs/cm） | 50 | 100 | 500 | 1000 | |
| 工频最低闪络电压（kV） | 覆冰 | 100 | 80 | 50 | 41 |
| 覆雪 | 83 | 74 | 56 | 50 | |
（2）以6片标准绝缘子串污秽后覆冰（雪），或者清洁绝缘子覆以污秽的冰（雪）后所得出的闪络电压与盐密的关系如表9－7。
表9－7
| ESDD（mg/cm2） | 0.01 | 0.03 | 0.06 | 0.10 | 0.15 | 0.20 | |
| 工频耐受电压（kV） | 覆冰 | 118 | 86 | 75 | 69 | 66 | 64 |
| 覆雪 | － | 84 | 65 | 56 | 50 | － | |
（3）在双串耐张绝缘子串上，以自然雪堆积方式所作绝缘子串覆雪耐压与雪水导电率的关系如表9－8。
表9－8
| 雪水导电率（μs/cm） | 20 | 30 | 50 | 100 |
| 耐受电压（kV/m） | 81 | 76 | 70 | 70 |
（4）据日本电中研采用160×1500μs波形对25片标准绝缘子串覆冰（雪）、冰水导电率33.4μs/cm时，所作操作波耐压试验得出：覆冰时最低闪络电压为240kV/m，覆雪时为200kV/m，基本上与绝缘子串长度无关。
3、重庆大学早年曾从事交流短串覆冰绝缘子串试验。2001～2004年与西南电力设计院合作，进行“高海拔地区覆冰直流绝缘子闪络特性的研究”，在该校大型多功能人工气候室（直径7.8m、高11.6m）进行带电覆冰直流耐压试验，获得的如下成果可供参考使用。
（1）覆冰厚度对直流闪络电压的影响。根据7片LXP－160绝缘子串试验得出降低系数K为：
K＝e－αd
式中：
α－影响特征指数，见表9－9。
d－绝缘子的平均覆冰厚度（mm）。
表9－9
| 气压（kPa） | 98.6 | 89.9 | 79.9 | 70.9 | 61.9 | |
| 相应的海拔高程（m） | 200 | 1000 | 2000 | 3000 | 4000 | |
| α值 | （＋） | 0.023 | 0.021 | 0.019 | 0.018 | 0.016 |
| （－） | 0.023 | 0.021 | 0.020 | 0.017 | 0.016 | |
（2）直流闪络电压与覆冰水电导率的关系。根据三种型式直流绝缘子各2片，在融冰状况下所得出的最低闪络电压值如表9－10。
表9－10
| 20℃冰水导电率（μs/cm） | 160 | 335 | 840 | 1120 | |
| 最低闪络电压（kV） | XZP－160 | 79 | 76 | 68 | 61 |
| LXZP－210 | 80 | 78 | 71 | 64 | |
| XZWP－160 | （80） | 60 | 42 | 38 | |
（3）覆冰绝缘子串直流闪络电压与污秽附盐密度的关系。根据长串25片两种直流绝缘子LXP－160和XZP－160在融冰期的最低闪络电压Ufmin为：
Ufmin（25）＝25×B（1）× （kV）
式中：
B（1）－单片绝缘子的最低冰闪电压的系数。
ρESDD－等值附盐密度值（mg/cm2）见附表9－11。
C－污秽影响的特征指数，见附表9－11。
表9－11
| 气压（kPa） | 98.6 | 89.9 | 79.9 | 70.9 | 61.9 | ||
| 相应海拔高程（m） | 200 | 1000 | 2000 | 3000 | 4000 | ||
| LXP－160 | （＋） | B | 113.9 | 111.2 | 108.1 | 104.8 | 102.0 |
| C | 0.382 | 0.372 | 0.359 | 0.346 | 0.329 | ||
| （－） | B | 95.4 | 92.5 | 91.7 | 90.0 | 88.6 | |
| C | 0.379 | 0.377 | 0.361 | 0.347 | 0.330 | ||
| XZP－160 | （＋） | B | 112.6 | 108.9 | 103.9 | 99.0 | 93.8 |
| C | 0.371 | 0.363 | 0.352 | 0.343 | 0.331 | ||
| （－） | B | 94.1 | 90.1 | 86.6 | 82.6 | 78.6 | |
| C | 0.369 | 0.363 | 0.353 | 0.343 | 0.333 | ||
（4）根据清华、重庆大学等对低气压下绝缘子串放电特性的研究认为：高海拔地区气温的下降会使放电电压有所提高，但气压和绝对温度的下降又会使放电电压降低，综合三个大气参数后总的效应是放电电压随海拔高度增加而下降。其关系式如下：
Uh＝Uo（）n （千伏）
式中：
Uo－标准大气压下的冰闪电压（千伏）；
Uh－海拔h（米）处的冰闪电压（千伏）；
Po－标准大气压101.325kPa；
Ph－海拔h（米）处的气压（kPa）。
n－特征指数。交流用特征值可参见表9－12。
表9－12
| 研究单位名称 | n值 | 推 荐 值 |
| 清华大学 | 0.39～0.47 | 0.44 |
| 重庆大学 | 0.62～0.88 | 0.70 |
4、覆冰绝缘子串在融化过程中，由于串长增加，电压分布不均匀性增大，促使单位长度的放电电压降低，这种现象在国内外长串绝缘子串试验中都有印证（包括1990年电科院对7、13、19、28片 XP－160试验），但目前由于长串试验数据太少，尚难得出一恰当的下降关系或系数，今后在选择绝缘片数时，考虑这方面的影响，可适当留些裕度。
四、现将国内部份重冰线路绝缘配置及运行情况摘录如表9－13。
表9－13
| 线路名称 | 电 压
（kV） |
投运日期 | 设计冰厚
（mm） |
绝缘配置 | 运行承压
（kV/m） |
海拔高程 | 运行概况 |
| 天贵线 | 500 | 1992.12 | 20设计 30验算 | 28XP－160 | 73.16 | 1500 | 良好 |
| 20设计 40验算 | 30XP－160 | 68.29 | 1700 | 良好 | |||
| 二自Ⅰ回 | 500 | 1997 | 20设计 | 29XP－210 | 64.4 | 2800 | 良好 |
| 30设计 45验算 | 30XP－210 | 62.26 | 3200 | 良好 | |||
| 50设计 70验算 | 30XP－210 | 62.26 | 3200 | 良好 | |||
| 二自Ⅱ回 | 500 | 30设计 45验算 | 29XP－210 | 64.4 | 3200 | 良好 | |
| 二自Ⅲ回 | 500 | 30设计 45验算 | 29XP－210 | 64.4 | 3400 | 良好 |
五、预防覆冰绝缘闪络的措施，根据国内外运行经验总结结，主要的如下几项：
1、增加绝缘子串干弧距离。即增加绝缘子串长度，降低运行承压梯度。
2、大小盘径绝缘子插花使用，减少雨淞覆冰时上下瓷裙被冰柱桥接的机率。
3、使用V型或倒V型悬垂绝缘子串，提高覆冰绝缘子串耐受电压水平。
4、减少双串悬垂绝缘子的使用。
5、污秽地区在冬季覆冰前，加强绝缘子清扫，减少闪络的机率。
6、在有条件的地区，当绝缘子串严重覆冰时，可降低运行电压，减少闪络机率。
9.2 原重冰规定第4.9条保留条文。
中、重冰线路在冰凌融化阶段，耐张杆塔的跳线，可能由于导线脱冰跳跃而随之跳动，以致跳线对横担下平面的间距减少而引起闪络。这类事故在早期运行的重冰线路上曾出现过。计有：
（1）四川220kV南九线N168耐张塔，1987年冰期过后检查，发现左相跳线烧断3股，右相跳线被烧断2股，加装跳线绝缘子串后，未再发现。
（2）云南110kV洛昭线，导线覆冰直径达300mm（雾淞类），导线脱冰跳跃后，造成N54、N65、N71等耐张杆塔跳线对横担闪络放电，运行单位将重冰区段内耐张塔全部加装跳线绝缘子串后，未再出现类似现象。
综合上述运行经验，为了防止跳线闪络事故重复发生，故规定中、重冰线路耐张型杆塔的跳线应加装跳线绝缘子串。另根据四川500kV二自线跳线的运行经验，跳线弛度在允许条件下应尽量松弛些，以免在耐张串波动时，牵动跳线串使之受压，从而导致绝缘子的弹簧垫磨损，球头脱出等事故的发生。
9.3 新增条文
杆塔上地线对边导线的保护角直接关到雷电波对导线的绕击概率，与线路的跳闸率密切相关，而且随着电压等级的提高越来越重要。
500kV超高压线路，由于线距大、杆塔高，受雷击的概率比220kV线路大30～40％。但由于其绝缘水平高，反击的耐雷水平达到120～160kA，跳闸趋于减少，而绕击过电压引起的跳闸率则显著增大。所以，对500kV来讲，采用较小的保护角是防雷措施中的重要条件。
中、重冰线路为了防止导地线在运行中因不均匀覆冰的静态接近闪络，和因脱冰跳跃的动态接近闪络，在塔头布置中，导地之间都设置一定的水平位移值。这无疑对减小保护角增加了困难。通过比较认为：在不过多增加地线支架高度的情况，保持如表9－14中的保护角是可行的。
表9-14 中、重冰区单回路杆塔上地线对边导线的保护角
| 电压等级
（kV） |
水平位移距离
（m） |
地线支架高度
（m） |
保 护 角 |
| 110 | 1.5～2.0
（0.5～1） |
2.0～3.0 | ＜25°
(20°) |
| 220 | 2.0～2.5
(1～1.5) |
3.0～4.5 | ≤20°
(15°) |
| 330 | 2.5～3.0
(1.5～2.0) |
3.5～5.0 | ≤20°
(15°) |
| 500 | 3.0～3.5
(1.75～2.25) |
6.0～8.0 | ≤15°
(≤10°) |
| 750 | 3.5～4.0
(2.0～2. 5) |
12.5～15.5 | ≤10° |
括号内的数据适用于中冰区。
中冰区各级电压双回输电线路宜不大于0°。
9.4 原规定第4.7条精神，文字略为修改。
早在上世纪60年代，云南110kV以东线就因冬季覆冰重使导、地线间频繁闪络跳闸，而将地线以2片X－4.5绝缘子予以绝缘，取得良好的运行效果。以后又在海因、洛洛、洛昭等一系列工程中推广使用，均使冬季线路跳闸事故显著降低。成为110kV重冰线路防止冬季冰冻期间导地线静态或动态接近时，引起闪络跳闸的有效措施之一。
为了保护雷雨季节的防雷效果，冬季过后，应将绝缘地线段2片绝缘子逐基短路接地。雷雨季过后，又逐基将短接线拆除，恢复绝缘功能。是项短接线的装拆工作，将增加运行的工作量。
10 导线布置
10.1 原重冰规定第5.1条修改条文。
一、从已有重冰线路的运行经验中可知，导、地线在档距中央的接近闪络，主要在如下几种情况出现：
·在冰凌融化阶段，某档一相导线上冰凌瞬间脱掉，引起导线强烈的脱冰跳跃，促使导、地线在档距中央动态瞬间接近闪络；
·脱冰相导线两端的悬垂绝缘子串，在不平衡张力的作用下，向前、后档偏移，促使脱冰相导线升高，造成导、地线在档距中央静态接近闪络。
·地线因覆冰（或脱冰）不均匀而产生较大的不平衡张力，而地线线夹因握力不足，促使地线向覆冰重的一侧滑动，使地线弛度增大，从而造成导、地线在档距中央静态接近闪络。
这类事故，不论早期还是近期，在运行中还不时发生，据不完全统计有：
·1962年1月21日，110kV以东线＃17～＃18杆，由于导、地线水平位移小（使用π型直线杆和耐张三联杆）导线脱冰跳跃，将地线烧伤后拉断，落在导线上，造成停电事故。
·110kV宣以线＃415～＃417，曾于1962年1月3日～9日，因脱冰引起导线、地线碰线，造成地线断线事故。
·500kV孝邰线，2005年2月17日大冰凌时期现场检查发现：＃117塔右地线（光缆）金具断裂，光缆落在横担上，外层断7股。
左地线，＃114～＃120均向小号侧窜动，其中＃117窜动约3m，致使＃116～＃117左地线低于导线的3.5m。
·500kV凤梦线，2005年2月13日巡线中发现，＃292左侧地线向小号侧滑移3m，造成＃291～＃292档地线仅高于导线1m。 ＃291向＃290滑动4m，造成＃290～＃289档地线低于导线5m。 ＃292右地线支架向小号侧扭曲弯折。
二、上述事故情况都是在中、重冰线路中，由于导线、地线垂直布置所引发的。如果三相导线也采用类似的垂直布置方式，则情况将更为不利。一是事故概率显著增大；二是导线悬垂串在不均匀冰荷载条件下易于摆动，使上下导线间接近机率比上下导、地线间更大，也更难防止。因为地线在线夹的滑动可采用强握力线夹或双线夹予以防止，而悬垂串的摆动却难以控制。基于这些原因，所以，重冰线路导线宜采用水平排列。为了防止和减少导地间接近闪络的概率，还需满足如下两个条件：
·在不同期脱冰时，下导线脱冰后与地线的静态接近的垂直距离不应小于操作过电压间隙值。具体校验条件详见10.4条。
·为下导线脱冰跳跃时，与上地线在档距中的动态接近距离不应小于工频电压间隙值。具体校验条件参见10.3条。
三、在重冰线路中，当导线采用非水平的其他排列方式，如三角型、上字型等。为了防止和减少上下导线间接近闪络，还需进一步满足如下两个条件：
·导线间应有足够的水平位移距离。以满足下导线脱冰跳跃时，上、下导线间最小接近距离宜大于1.25倍工频相间间隙距离。
·导线间应有足够的垂直距离。以满足在设计覆冰条件下，下导线中间一档脱冰，其脱冰率为110～220kV线路不少于80％，330～750kV线路不少于100％，脱冰相导线与上导线间静态垂直距离不应小于相间操作过电压间隙值。
10.2 原重冰规定第5.2条修改条文。
在导线水平排列的情况下，中、重冰线路相间水平线距的要求，与一般轻冰线路基本相同。即要求在各种气象条件下，各相导线在不同步摆动时，档距中央的最小接近距离应大于相应的电气间隙值。其主要差别在于中、重冰线路导线相对松驰，且随着设计冰厚增大而更加松驰。运行中由于沿导线各点的风力存在不均匀性，导线在摆动过程中，更容易形成不规则的蛇形摆动，使摆动幅值增大，增加导线相间接近的可能性。为此，其线间距离应比一般轻冰线路适当增加，以策安全。
具体作法有三，可供选择。
（1）沿用早期重冰技术规定作法，在一般水平线距公式中增加一线距常数A值。即：
式中：
D－导线水平线间距离（m）；
Lk－悬垂绝缘子串长度（m）；
U－线路电压（kV）；
fc－导线最大弧垂（m）；
A－水平线间距离增大常数，见表10－1。
表10－1
| 冰 区 | 110～220
（kV） |
330～750
（kV） |
| Ⅰ、Ⅱ | 0.3m～0.5m | 0.8m～1.2m |
| Ⅲ、Ⅳ | 0.7m～1.0m | 1.3m～1.8m |
（2）将现有水平线距公式中，有关导线弧垂一项的系数予以增大，以达到增加线距的目的。即：
（m）
线距增值如表10－2所示。
表10－2
| f值（米） | 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | |
| 0.65值（米） | 2.06 | 2.91 | 3.56 | 4.11 | 4.60 | |
| 线距增值（米） | (0.8-0.65) | 0.47 | 0.67 | 0.82 | 0.95 | 1.06 |
| （0.85-0.65） | 0.63 | 0.89 | 1.09 | 1.27 | 1.41 | |
（3）直接将现有水平线距计算公式计算出的一般地区线距值增大10～15％，以作为重冰线路所需的线距。增值情况详见表10－3。
表10－3
| 电 压
（kV） |
增 加
（％） |
10m | 20m | 30m | 40m | 50m | 增加范围 |
| 110 | 10％ | 0.35 | 0.43 | 0.50 | 0.55 | 0.60 | 0.4～0.8 |
| 15％ | 0.52 | 0.65 | 0.74 | 0.83 | 0.90 | ||
| 220 | 10％ | 0.50 | 0.59 | 0.66 | 0.71 | 0.96 | 0.6～1.0 |
| 15％ | 0.75 | 0.89 | 0.98 | 1.09 | 1.14 | ||
| 330 | 10％ | 0.66 | 0.74 | 0.81 | 0.86 | 0.91 | 0.7～1.3 |
| 15％ | 0.98 | 1.11 | 1.21 | 1.29 | 1.37 | ||
| 500 | 10％ | 0.91 | 0.99 | 1.06 | 1.11 | 1.16 | 1.0～1.7 |
| 15％ | 1.36 | 1.49 | 1.58 | 1.67 | 1.74 | ||
| 750 | 10％ | 1.25 | 1.33 | 1.39 | 1.45 | 1.50 | 1.2～2.0 |
| 15％ | 1.87 | 2.00 | 2.09 | 2.18 | 2.25 |
从以上三种方式中，可以看出，第（2）种方式虽然理论上说得过去，但实践中会遇到一定困难。由于它忽视了线路等级和重要性的差别，采用了统一的增加值，很难适应各级电压的实际需要。
第（1）、（3）两种大同小异。但第（3）种更能较好地反映中、重冰线路与一般线路的相关关系，且简便易行。为此，推荐中、重冰线路水平线距可较《110～750kV输电线路设计技术规定》导线水平线间距离要求值加大5～15％，中冰区可取下限值。
10.3 原规定第5.3条修改条文。
导线与地线水平偏移值宜根据运行经验确定，如无可靠资料可采用表10－4、10－5中所列数值。
中冰区导线与地线间的水平偏移值
表10－4
| 水平偏移（m） 电压（kV）
冰 区 |
110 | 220 | 330 | 500 | 750 |
| Ⅰ | 0.75 | 1.25 | 1.75 | 2.0 | 2.25 |
| Ⅱ | 1.0 | 1.5 | 2.0 | 2.25 | 2.5 |
重冰区导线与地线间水平偏移值
表10－5
| 水平偏移（m） 电压（kV）
冰 区 |
110 | 220 | 330 | 500 | 750 |
| Ⅰ | 1.5 | 2.0 | 2.5 | 3.0 | 3.5 |
| Ⅱ | 2.0 | 2.5 | 3.0 | 3.5 | 4.0 |
| Ⅲ | 较Ⅱ级冰区适当加大 | ||||
| Ⅳ | |||||
一、脱冰跳跃是中、重冰线路主要运行特性之一。从理论上讲，导线覆冰后，随着冰凌增大，导线上势能和弹性能相应增加，当气温回升或风震影响，使得档内整相导线上冰凌同时一次脱落。此时，导线上原储有的势能、弹性能将迅速转化为动能和新的势能，使导线以半波状向上弹起。随着能量的不断交换，导线以驻波型式上下波动，由于空气阻力，线股摩擦力和绝缘子串摆动惯性力等制约，跳跃幅值迅速衰减，达到新条件下的稳定状态。
根据黄茅埂试验线路的长期观测，这种大幅值的脱冰跳跃现象不是经常容易发生的。大多数情况下，处于融冰阶段，导线上冰凌常常是零星地一段段脱落，不会出现导线跳跃现象。据观测，要构成一次大幅值脱冰跳跃需要二个条件。一是冰凌的性质，在覆冰和融化阶段，通常都有风，导线覆冰经常受到风震影响，如果冰凌附着力太弱（如雾淞），容易零星脱落；如果冰凌附着力太强（如雨淞）也只能在气温升至零度以上，开始融化时一段段脱落，均难以形成一次大幅值跳跃。当冰凌为混合淞时，随着气温回升，冰凌附着力开始下降，在融化之前（－4℃～0℃）由于受到风震影响，或者是少量脱冰产生的震动力的影响，档内一相冰凌同时一次脱落，才会引起大的跳跃。二是必需有足够的覆冰量。据观测，当覆冰量在2.1kg/m.根以下时，尚未见到有大幅值脱冰跳跃现象。随着覆冰量增加，跳跃幅值显著增大，当一次脱冰量达到6.0kg/m·根及以上时，导线跳跃高度可能接近弦的高度（两端悬挂点的联线），以后脱冰量再继续增大，跳跃高度趋于饱和。
鉴于脱冰跳跃高度很大，垂直排列的导地线，为避免在档距中央瞬间动态接近闪络，在塔头布置中保有足够的水平位移是非常必要。即水平偏移值≥工作电压间隙值＋组合导线半径＋导线运动过程中最大偏移距离。
二、关于脱冰（雪）跳跃，日本耐冰雪委员会曾组织较系统的研究，最后将脱冰雪导线的运动范围归结为两个组合在一起正、倒的三角形。如右图示。图中Δd三角形高为导线最大跳跃高度，AB底宽为导线覆冰（雪）时因风吹摆动的距离Xw，与无冰雪时横摆距离Xwo两者之差的2倍。CD宽为导线在跳跃过程中，因出现无应力状况而不规则自行摆动偏移距离的2倍。所以，导线脱冰雪后跳跃运动范围可以ABCD组合的四边形来概括。这一思路有待在运行中予以检验，故不再详细介绍。
A
B
C
D
O
∆d
Х=2(xw-xw0)
Хs=2xs
三、四川黄茅埂观冰站，曾架设有连续两档（223m和361m）的试验线路，并分别按二、三、四分裂导线架设，从1985～1995年连续进行了11年观测，据统计，在观测时期，共观测到较大幅值（2m及以上）的脱冰跳跃33次，其中档内一相冰凌同时脱落，出现大幅值跳跃者18次，记录到较完整的导线运动轨迹资料者为4次，现摘录于表10－5。
表10－5
| 脱冰日期 | 相位 | 脱冰时气候情况 | 覆冰量
（kg/m.根） |
主脱冰档
（223m） |
相邻档
（361m） |
备 注 | |||
| 223m | 361m | 跳跃高
（米） |
偏移值
（米） |
跳跃高
（米） |
偏移值
（米） |
||||
| 90.2.27.13∶04 | 四 | E－4.4℃ 1m/s | 2.75 | 2.47 | 7.65 | 0.6 | 6.0 | 0.4 | 91.2.22三分裂相因人工上线取冰震动，引起脱冰跳跃，取冰人随导线上下舞动。 |
| 91.2.22.12∶02 | 三 | SW－4.2℃ 1.8m/s | 5.69 | 5.26 | 8.72 | 0.7 | 7.0 | 0.4 | |
| 95.2.7.10∶00 | 四 | SW－3.4℃ 1.8m/s | 3.27 | 2.96 | 7.60 | 0.6 | 7.0 | 0.6 | |
| 95.2.26.12∶00 | 三 | NE－1.3℃ 2.4m/s | 4.68 | 4.35 | 8.44 | 0.7 | 5.0 | 0.3 | |
从表中可以看到，不论主脱冰档还是受影响的相邻档，导线脱冰跳跃摆动的偏移值，均在跳跃高度10％以内。但同时也应看到，这样的偏移值是脱冰同时风速小于2.5m/s条件下取得的。如果脱冰同时风速增加，上述偏移值将会相应增大。
四、综上可知，脱冰跳跃是受冰凌性质、脱冰量、融冰气候条件等因素影响的随机事件，可从广泛的运行经验中进行统计。
我国的重冰线路，早在上世纪60年代就有了较大发展。初期由于对重冰线路特性认识不足，曾出现不少冰害事件。如导地线垂直排时，由于水平偏移值不够，曾造成云南110kV以东线、宣以线、湖南拓乡线等工程导地在档距中频繁的闪络接地，甚至烧断地线的严重事故，经改造后，加大了水平偏移，运行情况一直良好。前重冰技术规定，在总结运行经验的基础所提出的导地线水平偏移值，在试行中，已得到广泛认同，认为是安全的。本规定即以此为基础，推导出超高压线路所要求的最小水平偏移值如表10－6所示。
表10－6
| 电 压
（kV） |
冰 区 | 工作电压间隙
（m） |
组合导线半径
（m） |
220kV线路
认可的安全距离 （m） |
要求的最小
偏移距离 （m） |
推荐值
（m） |
| 330 | Ⅰ | 0.9 | 0.2 | 1.45 | 2.55 | 2.50 |
| Ⅱ | 1.95 | 3.05 | 3.00 | |||
| 500 | Ⅰ | 1.25 | 0.225 | 1.45 | 2.925 | 3.00 |
| Ⅱ | 1.95 | 3.425 | 3.50 | |||
| 750 | Ⅰ | 2.28 | 0.4 | 1.45 | 4.13 | 3.5 |
| Ⅱ | 1.95 | 4.63 | 4.0 |
值得指出的是上表中“220kV线路认可的安全距离”也是在一般运行档距（400m及以下）总结出来的，如果使用档距过大，则上列安全距离宜相应增加，以策安全。
其次，对于（30mm）Ⅱ级以上冰区导地线水平偏移距离如何选用？这里，由于运行经验不足，理论上也缺乏系统研究，很难作出具体规定，留待各工程根据实际情况予以选用。
10.4 原规定第5.4条修改条文。
垂直排列的导地线，除需防止导线脱冰跳跃，可能导致导地线在档距中央动态接近闪络之外，还应考虑导线脱冰后所形成的不均匀冰荷载，可能导致导地线在档距中央静态接近闪络。前者由导、地线间的水平偏移值决定，后者则与防雷保护角的要求一道决定着地线支架的高度。
据现场调查，2005.2.6～17日湖南、湖北地区大冰凌时期，出现的导地线在档距中央静态接近情况，计有：
·500kV孝邵线，＃292左侧地线向小号侧滑动3m，致使＃116～＃117档左地线低于导线3.5m。
·500kV凤梦线，＃292左地线向小号侧滑动约3m，造成＃291～＃292档地线仅高出导线1m。＃291向＃290滑移约4m，造成＃290～＃289档地线低于导线5m。
·500kV龙斗线三回＃29～＃30，由于地线滑移窜动，导致同点地线弧垂低于导线弧垂，造成闪络短路。
上列运行情况，虽然也都是由于不均匀冰荷产生的，但出现的严重后果却是由于地线悬垂夹握着力不足，在较大不平衡张力下出现滑动，导致地线弧垂下降至导线弧垂平面及以下。这种情况，一般可采用强握力悬垂线夹或双线夹予以防止，故可不作为决定地线支架高度的条件。
本规定推荐的导地线在档距中央静态接近模型为：连续档中间一档导线脱冰，其余各档导地线均覆冰100％设计值。这是一种常规模型，在现场运行也是能经常见到的。这里，需补充说明两点。
1、前重冰技术规定导地线间静态接近垂直距离不应小于线路运行电压的间隙值。此次修改为“不应小于线路操作电压间隙值”。是考虑到虽然存在有较大水平偏移值，但此种静态接近状况持续时间较长，必须考虑导地线风摆的可能。所以，决定将垂直距离改为大于或等于操作过电压间隙值，以策安全。
2、关于中间档脱冰率的选择，原重冰技术规定，对110～220kV线路选择不小于设计冰重的60％。试行中，未见到有异议。
中间档的脱冰率，宜根据运行经验确定，当缺乏资料时，对110～220kV重冰区线路可选不小于设计冰重的60％，110～220kV中冰区线路可选不小于设计冰重的50％，330kV及以上重冰区线路可选不小于设计冰重的80％，330kV及以上中冰区线路可选不小于设计冰重的70％。
一是考虑线路的重要性；二是综合防雷保护的要求，地线支架适当增高一点，对减少直击雷也有好些。在具体工程的设计中，可根据当地已有线路的运行经验，对上述规定作必要的适当调整。
10.5 保留原规定第5.5条精神，略作文字修改。
根据云南会泽供电局提供的运行经验，110kV以东线，在地线未进行按相电压绝缘之前，曾在1961～1963两年时间内，共发生烧断地线两次和较多的闪络事故。1964年将地线绝缘以来，闪络事故显著减少。仅1966年12月1日因脱冰跳跃，引起导线和地线接近而烧断地线1次。而事后调查，这一次也是在地线绝缘已短接的情况下发生的。从而证明按相电压绝缘的地线，如果能够认真作到冰期恢复绝缘，则对于防止导线和地线在档距中动态和静态接近闪络有较好的运行效果。故可不再按§10.4要求进行静态接近校验。水平偏移值也可根据运行经验比§10.3要求适当减少。
10.6 原规定第5.6条修改条文。
导线换位通常有两种方式：一是在直线型杆塔上进行滚式换位；另一种是在耐张型杆塔上利用跳线换位。前者由于导线与导线之间以及导线与地线之间，均不能保持足够的水平偏移距离，在下导线脱冰跳跃时，容易引起相间和相地间的接近闪络事故。后者虽然能保证足够的导地线间水平偏移距离，但也由跳线复杂，在相导线脱冰跳跃时，牵动跳线及绝缘子串的强烈摆动，使跳线的安全间隙很难保证。因此，在重冰区段内应尽量避免导线换位。
11 杆塔型式
11.1原重冰规定第6.1条修改条文。
与原“重冰区架空送电线路设计技术规定”§6.1条比较，本规定仅增加“塔身断面非正方型铁塔”。
鉴于220kV以上超高压线路，在轻冰地区，由于线距大和侧向荷载大，常常将塔身设计成矩形断面，以达到经济和实用的目的。但这种塔型难以满足重冰线路在不均匀冰荷载下对铁塔纵向强度的要求。因此，建议不宜采用。
11.2原规定第6.2条保留条文。
12 杆塔荷载
12.1 原规定第6.3条修改条文。
引自《110～750kV架空输电线路设计技术规定》§12.1.16条计算公式，但在公式中增加了一项“构件覆冰后风荷载增大系数”B1。
根据“重冰区架空送电线路设计技术规定”试行结果以及已建中、重冰区线路的设计运行经验，B1值建议分级取值： 15mm冰区取1.6，20mm冰区取1.8，20mm及以上冰区取2.0～2.5。
12.2 原规定第6.4条修改条文。
引自《110～750kV架空输电线路设计技术规定》§12.1.15条计算公式，其中仅增加了一项导、地线覆冰后风荷载增大系数B2。
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，故在本规定中增加了一个风荷载增大系数予以弥补。
根据IEC规范，覆冰后导（地）线的风荷载应考虑两方面校正，即：有效阻力系数和等值受风面积校正。并推荐如表12－1。
有效阻力系数、密度与覆冰类型关系表
表12－1
| 覆 冰 类 型 | 湿 雪 | 雾 淞 | 混合淞 | 雨 淞 |
| 高概率的有效阻力系数CiH | 1.0 | 1.2 | 1.1 | 1.0 |
| 密度（kg/m3） | 600 | 600 | 900 | 900 |
| 低概率有效阻力系数CiL | 1.4 | 1.7 | 1.5 | 1.4 |
| 密度（kg/m3） | 400 | 400 | 700 | 900 |
不同密度冰凌等值受风面积与标准冰密度（900kg/m3）受风面积之比值如表12－2所示。
表12－2
| 密度（kg/m3） | 400 | 600 | 700 | |||||||
| 线径（mm） | 20 | 25 | 30 | 20 | 25 | 30 | 20 | 25 | 30 | |
| 设计冰厚（mm） | 20 | 1.453 | 1.437 | 1.422 | 1.202 | 1.194 | 1.187 | 1.120 | 1.115 | 1.110 |
| 30 | 1.474 | 1.464 | 1.453 | 1.212 | 1.207 | 1.202 | 1.126 | 1.123 | 1.120 | |
| 40 | 1.483 | 1.476 | 1.469 | 1.217 | 1.213 | 1.209 | 1.128 | 1.126 | 1.124 | |
| 50 | 1.489 | 1.483 | 1.478 | 1.219 | 1.217 | 1.214 | 1.130 | 1.129 | 1.127 | |
原重冰技术规定，考虑到风荷载公式中已计入风载体型系数C（＝1.2），与IEC推荐的高概率的有效阻力系数相当，故风荷载增大系数中仅计入不同冰凌种类的等值受风面积校正，最后推荐的风荷载增大系数为1.2～1.5。
现本规定的应用范围已经扩大。电压等级为110～750kV，线路的重要性显著增大；覆冰设计重现周期也由原先的15年一遇增大为30～50年一遇。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如表12－3所示。
表12－3
| 覆 冰 类 型 | 湿 雪 | 雾 淞 | 混合淞 | 雨 淞 |
| 高概率的有效阻力系数CiL | 1.4 | 1.7 | 1.5 | 1.4 |
| 等值受风面积增大值 | 1.45～1.49 | 1.45～1.49 | 1.12～1.13 | 1.0 |
| 已计入风载体型系数C | 1.2 | 1.2 | 1.2 | 1.2 |
| 综合后风载增大系数B2 | 1.69～1.74 | 2.05～2.11 | 1.40～1.41 | 1.17 |
从现场实际覆冰情况可以看到，雨淞密度虽然可达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。据此，最后推荐采用的风荷载综合增大系数B2，为： 15mm冰区取1.3， 20mm及以上冰区取1.5～2.0。
12.3 原规定第6.5条保留条文。
条文中所列的荷载计算情况与《110～750kV架空输电线路设计技术规定》相关条文比较，仅增加了不均匀冰荷载情况和验算覆冰荷载情况两项。
这两项都是根据中、重冰线路的运行特性和实践经验总结出来的。
一、不均匀冰荷载情况：该荷载情况是中、重冰线路中主要的冰荷载型式之一。可分为覆冰不均匀冰荷载和脱冰不均匀冰荷载两种。前者主要受线路沿线局部地段地形、高程、覆冰时风速、风向的影响，而在覆冰过程中产生前后档导地线同期的不均匀冰荷载，使杆塔受到很大的纵向弯矩。后者则是在融冰阶段，因线路前后档各相导线和地线不同期脱冰，使杆塔上一相或多相有很大的不均匀冰荷载，从而，使杆塔受到很大的弯矩和扭矩。
这种由不均匀冰荷载所产生的不平衡张力，曾导致众多杆塔事故，较为明显的计有：
（1）110kV水盘线＃340杆（ZG2），位于垭口上，线路斜穿翻过垭口，1968年大冰凌时，因前后档导地覆冰差别大，右主杆地线头因地线不平衡张力而折断。
（2）110kV以会线，沿白龙山山脊走线，属于30mm冰区，因受导线风偏间隙影响，运行中将6基67TD－47型塔悬垂串改为耐张型，1977年大冰凌时，由于不均匀冰荷载作用，使得其中5基塔均在K节点处纵向弯曲破坏。
（3）500kV三万线，在2004年12月21～28日第一次大冰凌期间，＃63塔左地线（OPGW）羊角支架因不均匀冰荷载而屈服损坏。2005年2月7－15日第二次大冰凌时，又使＃63～＃64连续4基铁塔左地线支架因不均匀冰荷载屈服弯折。＃60塔右地线线夹损坏断裂，地线掉在横担上。
由此看来，在中、重冰线路的杆塔设计中，增加不均匀冰荷载计算，是非常必要的。
二、验算覆冰荷载情况：这个项目是在实践“需要”和“可能”的条件逐步发展而来的。
（1）从“需要”方面来看：长期以来，我国各地系统观测的冰凌资料很少。设计所需冰凌资料，主要依靠沿线的冰凌调查访问和附近气象台站相关资料的分析处理，选用的设计冰荷载也很难证明恰当与否。此时，如果在调查中得到该地区曾出现过罕见的大冰凌，虽然其出现的概率很低，但对线路的长期安全运行却构成隐形威胁。此时，有必要将这项罕见冰凌作为验算覆冰荷载情况进行校核，以期达到相应的抗冰能力。
其次，在中、重冰线路设计中，有时，由于地形条件的限制，在某冰区内出现大档距（通常是大于两倍标准档距者）。此时，为了保证大档距段的安全运行，也需要增加一项验算覆冰荷载情况计算，以检查其抗冰能力是否满足同一冰区一般线路应有水平。
第三，在一冰区内，某些地段或塔位，由于受局部地形、高程、风速、风向的影响而使冰凌显著增大。为了不新增冰区，常常将这类地段单独提出，增加验算覆冰荷载情况计算，以特别加强该段线路的抗冰能力，达到全线路安全运行的目的。
（2）从“可能”的条件来看：我国现行的设计技术规定规定，设计冰荷载采用重现期为30或50年，再乘以安全系数的办法进行设计。这样线路本身就预留了一定的冰凌过载能力，允许验算覆冰荷载有一个较大的存在空间。再加上验算情况属稀有荷载，仅计入其正常运行情况，不再计算断线、不均匀冰荷载等异常情况。因此，一般来讲，只要验算覆冰荷载不是过大（譬如超过设计荷载两倍及以上）都不会过多影响线路的材料和造价。
反观IEC标准却不相同，当该地区没有系统冰凌资料，而仅有一历年最大冰凌gmax时，可令＝0.45gmax，δg＝0.225gmax，即仍以gmax作为设计基准荷载的基础进行估算，故没有验算覆冰条件存在的空间。
综上所述，验算覆冰荷载条件只是作为正常设计条件的补充而存在的，不是各工程必备计算条件，所以规定“必要时，还需按稀有覆冰荷载情况进行验算”。
12.4 原重冰规定第6.6条修改条文。
一、中、重冰线路的导、地线在严重过载的冰凌条件下，可能超过屈服强度后而被拉断。这样事例，在历年的大冰凌时期，都曾发生过。例举如下：
（1）1984年大冰凌时期，据贵州电网统计，导地线断线情况如表12－5。
表12－5
| 事故类别 | 总次数 | 220kV线路 | 110kV线路 | 其它线路 |
| 断导线 | 105处 | 6处 | 38处 | 61处 |
| 断地线 | 149处 | 10处 | 60处 | 79处 |
（2）2005年2月华中地区出现大冰凌时，500kV凤梦线＃201塔倒塌，现场检查发现12根导线断了9根。其中左、中两相导线 （4×LGJ－400/35）全断，右相导线断1根。地线（GJ－80）未断。
（3）220kV玉黎线，地处贵州东南部的湘黔边境地带。2005年2月大冰凌时期，该线路也出现严重冰害事故。除12基铁塔受损（其中8基倒塌）外，导地线损坏也很严重。如：
·N2047～N2059，10mm冰区，12档导线中（2×LGJ－240/30）断线3处共6根，地线（GJ－50）断2根。
·N2088～N2102，20mm冰区，12档导线中（2×LGJ－240/40）断线6处共8根，地线（GJ－100）断1根。
虽然严重的冰凌过载引起断线是不争的事实，但由于这种荷载出现的概率很小，远远超出了设计冰载的重现周期。因此，不能作为设计断线条件的依据。
二、直线杆塔断线条件
本规定推荐的直线杆塔断线条件是覆冰断线，目的在于增大断线后残余张力，以增强杆塔的抗扭能力。具体作法有二：
1、IEC规范推荐断线覆冰量可采用3年一遇冰荷载值。据此，可推算出当变异系数＝0.2～0.7时，断线覆冰量与设计覆冰量的比值如表12－6。
表12－6
| 设计冰荷重现期（T） | 30年 | 50年 | 150年 | 500年 |
| 断线覆冰量的比值（％） | 73～46 | 69～42 | 62～34 | 56～29 |
这种取值方式，虽然简单又能达到增大断线残余张力的目的。但应用起来却存在以下两个明显的缺点：
（1）从表12－6中可以看到，断线覆冰量的比值随着设计重现期增大而减小，这就意味着断线残余张力将逐渐减低。这样，相应的杆塔抗扭强度将不能随着线路重要性的增加而增大。
（2）在目前我国各地尚缺乏系统而有效的冰凌观测资料的情况下，要准确选定3年一遇的冰荷值将很困难，不能有效的贯彻执行。
2、沿用原重冰技术规定的方式，断线冰荷载选用规定的设计覆冰率，并且要求：
（1）断线覆冰率随设计冰厚增加而加大；
（2）断线覆冰率随线路等级提高而加大。
以达到杆塔的抗扭强度能合理增强的目的。
现将常用的500kV线路断线残余张力与设计最大使用张力比值与断线覆冰率及档距的关系列出如表12－7。
表12－7
| 覆冰率
（％） |
20mm冰区，λ＝6.4m
WT＝641kg |
30mm冰区λ＝6.4m
WT＝641kg |
40mm冰区，λ＝6.4m
WT＝641kg |
|||||||||
| 300 | 400 | 500 | 600 | 300 | 400 | 500 | 600 | 300 | 400 | 500 | 600 | |
| 50 | 0.33 | 0.41 | 0.47 | 0.51 | 0.33 | 0.40 | 0.45 | 0.49 | 0.34 | 0.40 | 0.45 | 0.49 |
| 60 | 0.36 | 0.45 | 0.51 | 0.56 | 0.36 | 0.45 | 0.50 | 0.55 | 0.38 | 0.46 | 0.51 | 0.55 |
| 70 | 0.39 | 0.48 | 0.55 | 0.60 | 0.40 | 0.49 | 0.56 | 0.60 | 0.43 | 0.52 | 0.58 | 0.62 |
| 80 | 0.42 | 0.53 | 0.60 | 0.65 | 0.44 | 0.54 | 0.60 | 0.66 | 0.48 | 0.57 | 0.64 | 0.69 |
| 90 | 0.45 | 0.56 | 0.64 | 0.902 | 0.47 | 0.58 | 0.66 | 0.71 | 0.52 | 0.62 | 0.70 | 0.75 |
| 100 | 0.48 | 0.59 | 0.68 | 0.74 | 0.50 | 0.63 | 0.71 | 0.77 | 0.56 | 0.68 | 0.76 | 0.82 |
从表中可以看到，（1）同一覆冰率时，三冰区各档残余张力比值较为近似；（2）断线残余张力随档距增大而增加，但增值量却随档距增大而递增；（3）断线残余张力比值随覆冰率增加而增大，在同一档距内，各级增量基本相同。但随着档距增大，增值量逐渐增加。
鉴于原重冰技术规定所推荐的断线覆冰率和相应的断线残余张力百分数，在试运行中未提出异议。本规定即以此为基础并根据要求覆冰率随设计冰厚增大和线路等级提高而增加的原则提出直线杆塔断线覆冰率取值如表12－8。
表12－8
| 覆冰率
线路等级 冰 区 |
覆冰率（％） | |||
|---|---|---|---|---|
| 一类 | 二类 | 三类 | ||
| 中冰区 | Ⅰ（15mm） | 65 | 55 | 45 |
| Ⅱ（20mm） | 70 | 60 | 50 | |
| 重冰区 | Ⅰ（20mm） | 70 | 60 | 50 |
| Ⅱ(30mm) | 80 | 70 | 60 | |
| Ⅲ(40mm) | 90 | 80 | 70 | |
| Ⅳ(50mm) | 100 | 90 | 80 | |
对照表12－7数据来看，其断线残余张力百分数与原规定推荐的相应值也能较好地衔接，应用起来不会出现不应有的矛盾。
值得指出的是：除提出覆冰率之外，还推荐了相应断线残余张力应选用的百分数。主要是鉴于一是本规定应用范围扩大后，各级电压绝缘水平相差很大，在相同档距下，不同悬垂绝缘子串摇摆长度对断线残余张力百分数影响很大，如表12－9。
表12－9
| 冰区、档距（m）
覆冰率（％） 线路等级 |
C＝20mm，l＝400m | C＝30mm，l＝300m | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 50 | 60 | 70 | 50 | 60 | 70 | |
| 750kV，λ＝9.0m | 38 | 40 | 45 | 29 | 32 | 35 |
| 500kV，λ＝6.4m | 41 | 45 | 48 | 33 | 36 | 40 |
| 220kV，λ＝2.3m | 53 | 58 | 62 | 48 | 54 | 59 |
| 110kV，λ＝1.3m | 55 | 61 | 67 | 52 | 59 | 67 |
其次，仅规定覆冰率能使各工程更好地结合工程实际情况选取合理的断线残余张力值。
考虑到各覆冰率下的残余断线张力计算较为繁琐、复杂，为便于简化并统一残余断线张力数值，作为计算断线张力的下限值，供参考。
三、耐张杆塔
根据IEC60826 2003－10版的规定：“出于安全性的考虑，对特重冰区的重要等级的线路，应每若干基插入一基能抗住在极限荷载条件下，一侧导地线全断的抗串倒杆塔”。从已有的运行经验来看，现有的重冰线路耐张型杆塔，基本上都能起到抑制冰害事故范围的作用。IEC规范的规定的确能控制冰害事故范围，有一定的参考意义。拟对重要的一级线路的断线覆冰率予以提高。现推荐出耐张杆塔断线覆冰率如表12－10所示。
表12－10
| 覆冰率
线路等级 冰 区 |
覆冰率（％） | |||
|---|---|---|---|---|
| 一类 | 二类 | 三类 | ||
| 中冰区 | Ⅰ（15mm） | 100 | 65 | 55 |
| Ⅱ（20mm） | 100 | 70 | 60 | |
| 重冰区 | Ⅰ（20mm） | 100 | 70 | 60 |
| Ⅱ(30mm) | 100 | 80 | 70 | |
| Ⅲ(40mm) | 100 | 90 | 80 | |
| Ⅳ(50mm) | 100 | 100 | 90 | |
四、鉴于垂直荷重大小，对杆塔重量影响不大，为此，不论直线型杆塔还是耐张型杆塔，在断线情况下的垂直荷载都可按100％设计荷重计算，以资简化。
12.5 原重冰规定第6.7条修改条文。
一、不均匀冰荷载是中、重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：
·一是不均匀冰荷载持续时间相对较长；
·二是导地线具有同期性，因而对杆塔会产生很大的纵向弯矩；
·三是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。
据西南电力设计院在四川黄茅埂观冰站所建连续两档试验线路的观测资料，其不均匀情况如表12－11所示。
表12－11
| L1档覆冰W1（kg/m.根） | 2.35 | 2.46 | 2.60 | 3.18 | 3.55 | 4.57 | 5.50 | 7.27 | 8.18 |
| L2档覆冰W2（kg/m.根） | 1.52 | 1.26 | 2.46 | 1.62 | 1.89 | 4.20 | 5.00 | 5.10 | 4.62 |
| W2/W1（％） | 65 | 51 | 95 | 51 | 53 | 92 | 91 | 70 | 56 |
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：
一是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；
二是其不均匀性与冰凌性质密切相关。雨淞类冰凌，脱冰不均匀程度很小；混合淞、湿雪类一次脱冰可能达到100％，从而产生极大的不均匀差；
三是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。
下表12－12列出西南院黄茅埂试验线路上观测到的三种脱冰情况，以供参考。
表12－12
| 相 别 | 脱冰前 | 脱冰后 | 脱冰档其他相冰重（kg/m.根） | 相邻档冰重（kg/m.根） | |||||
| 一相 | 另一相 | 单导线 | 三分裂 | 四分裂 | |||||
| 相别 | 冰重 | 相别 | 冰重 | ||||||
| 一、L1档单导线 | 7.27 | 0.55 | 三分裂 | 8.14 | 四分裂 | 8.18 | 5.1→0.43 | 4.23 | 4.62 |
| 二、L1档三分裂 | 5.30 | 0 | 单导线 | 5.5 | 四分裂 | 5.20 | 5.0 | 4.9→0 | 4.70 |
| L1档四分裂 | 5.20 | 0 | 单导线 | 5.5 | 三分裂 | 0 | 5.0→0 | 0 | 4.7→0 |
| L1档单导线 | 5.50 | 0 | 四分裂 | 0 | 三分裂 | 0 | 5.0→0 | 0 | 0 |
| 三、L1档三分裂 | 4.51 | 0 | 单导线 | 4.57 | 四分裂 | 4.12 | 4.2 | 4.3 | 4.20 |
| L1档四分裂 | 4.12 | 0 | 单导线 | 4.57 | 三分裂 | 0 | 4.2 | 4.3 | 4.20 |
| L1档单导线 | 4.57 | 0 | 四分裂 | 0 | 三分裂 | 0 | 4.2 | 4.3 | 4.20 |
注：表中5.1→0.43系表示相邻档该相冰凌因受脱冰相震动影响而相应脱冰
情况。
从表中可以看到，第一种脱冰情况是脱冰相及相邻档同相冰凌未100％一次全脱落，仍残留部份冰凌；第二种情况是脱冰相及相邻档同相冰凌均100％一次脱完；第三种情况是仅脱冰相100％脱冰，而受影响的相邻档同相冰凌却100％保存下来。势必产生大的不平衡张力差威胁杆塔的运行安全。
二、IEC规范对不均匀冰荷的取值推荐如表12－13。
表12－13
| 50、100、500年
一遇冰重 （kg/m） |
不均匀冰荷载（kg/m） | 不均匀冰荷载组合情况 | ||||
| 杆塔一侧连续
三档冰重 |
耐张段内
其他各档冰重 |
纵向弯矩 | 横向弯矩 | 扭 矩 | ||
| GR | 0.7GR | （0.7×0.4）
0.28GR |
一侧 | xyabc | xYabC | xYabC |
| 另一侧 | XYABC | xYabC | XYABC | |||
该文件除推荐表中一般设计条件之外，还特别提出如下两点补充意见，希望引起注意。
（1）当线路处于周围环境变化较大的覆冰地段，上表中不均匀率0.4应可考虑更小一点；
（2）在严重覆冰地区，当线路某段处于有明显差异的覆冰气流中，则该处杆塔应考虑一侧最大冰荷载，而另一侧覆冰为0的极限不均匀情况。
三、本规定规定的不均匀冰载覆冰率及组合方式系在原重冰技术规定的基础上发展而来的。与IEC推荐的标准比较，有如下异同：
（1）不均匀覆冰率：本规定覆冰率的基准为设计冰重，而IEC标准为0.7GR。如果按极值Ⅰ型分布推算，原GR冰凌的出现率分别为50、150、500年一遇值，则0.7 GR值相应的出现概率大体上为10、30、50年一遇冰凌值。即与本规定选取的设计冰荷取值基本近似。本规定规定三类线路不均匀率取40％，与IEC标准也是相同的。但本规定考虑线路重要性的差别，为了提高一级、二级线路的可靠性，分别将其不均匀率提高为20％和30％。
（2）不均匀冰荷载组合：IEC标准分别按纵向弯矩、横向弯矩、扭矩三种情况考虑。本规定考虑横向弯矩对重冰线路杆塔基本不起控制作用，故简化为纵向弯矩和扭矩两项计算。
（导线）b
(地线)x
（地线）y
（导线）a
（导线）c
A
B
C相脱冰
Y 地线脱冰
X
图12－1
另一方面，根据运行经验，在重冰线路不均匀覆冰情况下，如图12－1示，当重冰侧边相导线C和同侧地线y先期脱冰时，则可能造成该杆塔受到五线同扭的严重受力情况。虽然这种机率不会很大，但可能性是存在的。为此，本规定规定重要的一类线路应考虑导线三相和地线两根同时产生有不均匀冰荷载，组合使杆塔产生最大扭矩。
（3）IEC标准推荐的不均匀荷载及其组合，对直线型和耐张型杆塔并未加以区别。然而根据运行经验，耐张型杆塔多使用于地形变大的地段，会承受较大的不均匀荷载。其次，耐张型杆塔也常作为缩小耐张段长度、限制冰害事故范围等使用，其重要性也相应加大。为体现上述差别，本规定规定耐张型杆塔不均匀冰覆冰率为：三类线路30％、二类线路15％、一类线路0％。
（4）正如IEC标准在补充意见中所指出的，在工程设计中，当杆塔处于地形条件特殊，使相邻档的覆冰气流存在明显差别时，应考虑加大不均匀覆冰率，甚至采用0％，以策安全。
四、不同覆冰率下，典型导线的不平衡张力计算实例
直线型杆塔不平衡张力百分数（一）
| 冰区 | 10mm | 15mm | 20mm | 30mm | 40mm | 50mm |
| 覆冰率 | λ=5.4m四分裂 | λ=5.4m四分裂 | λ=5.4m四分裂 | λ=5.4m四分裂 | λ=5.4m四分裂 | λ=5.4m四分裂 |
| 100%/20% | 11.2% | 17.4% | 23.4% | 39.3% | 36.2% | 39.9% |
| 100%/30% | 9.8% | 15.1% | 20.1% | 33.1% | 30.5% | 33.5% |
| 100%/40% | 8.4% | 12.8% | 17.0% | 27.6% | 25.4% | 27.9% |
| 100%/50% | 7.0% | 10.7% | 14.0% | 22.5% | 20.8% | 22.7% |
| 备注 | 档距550m,高差15%，导线LGJ-400/50
σm=10.59 |
档距500m,高差15%，导线LGJ-400/50,
σm=10.59 |
档距450m,高差15%，导线LGJ-400/50
σm=10.59 |
档距400m,高差15%，导线A3/S1A-465/60，σm=13.85 | 档距400m,高差15%,导线A3/S3A-465/60σm=15.04 | 档距350m,高差15%导线A3/S3A-465/60
σm=16.23 |
直线型杆塔不平衡张力百分数（二）
| 冰区 | 10mm | 15mm | 20mm | 30mm | 40mm | 50mm |
| 覆冰率 | λ=2.5m双分裂 | λ=2.5m双分裂 | λ=2.5m双分裂 | λ=2.5m双分裂 | λ=2.5m双分裂 | λ=2.5m双分裂 |
| 100%/20% | 15.6% | 23.4% | 30.3% | 49.2% | 45.3% | 49.1% |
| 100%/30% | 13.6% | 20.2% | 25.9% | 41.7% | 38.4% | 41.6% |
| 100%/40% | 11.6% | 17.1% | 21.8% | 34.8% | 32.0% | 34.7% |
| 100%/50% | 9.6% | 14.1% | 18.0% | 28.4% | 26.1% | 28.2% |
| 备注 | 档距550m,高差15%，导线LGJ-400/50
σm=10.59 |
档距500m,高差15%，导线LGJ-400/50,
σm=10.59 |
档距450m,高差15%，导线LGJ-400/50
σm=10.59 |
档距400m,高差15%，导线A3/S1A-465/60，σm=13.85 | 档距400m,高差15%,导线A3/S3A-465/60σm=15.04 | 档距350m,高差15%导线A3/S3A-465/60
σm=16.23 |
耐张型杆塔不平衡张力百分数
| 覆冰比率 | 冰区 | |||||
| 10mm | 15mm | 20mm | 30mm | 40mm | 50mm | |
| 100%-0% | 36.2% | 50.9% | 61.3% | 67.9% | 77.3% | 83.0% |
| 100%-15% | 30.4% | 42.9% | 51.8% | 56.8% | 64.9% | 69.7% |
| 100%-30% | 24.8% | 35.0% | 42.3% | 46.1% | 52.8% | 56.7% |
| 备注 | LGJ-400/50
σm=10.59 L0=550 |
LGJ-400/50
σm=10.59 L0=550 |
LGJ-400/50
σm=10.59 L0=450 |
A3/S1A-465/60，σm=13.85
L0=400 |
A3/S3A-465/60σm=15.04
L0=400 |
A3/S3A-465/60
σm=16.23 L0=350 |
12.6 原规定第6.8条保留条文。
一、从12.3条可知，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，在冰凌过载条件下产生的，导地线具有同期同方向的特性。
鉴于验算覆冰荷载出现概率很小，故不再考虑断线和因地形或气候影响而出现的不均匀冰等组合情况。
二、验算覆冰荷载情况属稀有荷载。但仍要求线路各部件的材料应力必须保证在弹性限度之内，留有适当裕度。并补充规定：
金具机械强度安全系数1.5。
绝缘子机械强度安全系数1.8。
12.7 原规定第6.9条保留条文。
相邻塔位高差较大时，还应校验耐张型杆塔横担受扭情况。
一、位于垂直档距系数（垂直档距与水平档距之比）较小处的杆塔构件，有时反而受上拔荷载控制。从重冰线路的运行经验来看，除在大风状况下，导地线可能因空气动力作用产生上升力之外，尚可能因脱冰跳跃产生瞬间动态负垂直荷重和不均匀脱冰时产生的静态负垂直荷重这两种情况需要引起注意。
（1）动态负垂直荷重是在脱冰跳跃过程中出现的。即当导线上一相冰凌因风震影响而一齐脱落时，该档导线将产生大幅值的跳跃现象。此时，如果邻档的高差系数为负在导线跃起阶段该处的悬垂绝缘子串将呈现翻转倒挂现象，形成一定的负垂直荷重。运行中所见到到悬垂绝缘子串甩上横担，和横担、支架损坏、绝缘子碰损等都是伴随这种情况而产生的。
（2）静态负垂直荷重是在不均匀脱冰状况下产生。从公式中可以看出。通常计算时，σm与g3都是在同一状态下的对应值。而在覆冰融化阶段，当某塔位两侧冰凌提前脱落，而耐张段内其他档冰凌均未脱落，此时，式中g3变成g1，数量几乎小了3～4倍，而σm值降低却不明显。所以，在负高差系数（－α）较大处的塔位，必然出现静态负垂直荷载，使悬垂绝缘子串倒挂上拔。
贵州久遵线＃334、＃326两基较为典型。两基高差系数分为 －0.1329和－0.1475，在1966、1968年大冰凌年，均由于两侧脱冰，耐张杆其余档仍覆冰时，使中相导线悬垂串倒拔顶住横担下平面，造成永久性接地故障。巡线中为验算这种现象，人为地将右侧导线上冰凌予以打掉，此时，右侧悬垂串即刻倒挂高出横担平面以上，从而证明其真实性。
二、上拔力的取值
（1）IEC60826 2003－10§6.4.6.2指出：对杆塔构件受小垂直荷重控制的塔位，应考虑垂直荷载下降效应和空气动力的升力因素。但此项升力不会超过覆冰导线空气阻力的50％。据此，可以得出：
校验用上拔力≤导、地线覆冰风荷载/2×水平档距
（2）330工程在关山段重冰区，曾提出对直线型杆塔横担需按4905N上拔力进行校验，经核算，该上拔力相当于双分裂导线最大使用张力的4.2％。
（3）贵州久遵线＃324、＃326两基悬垂绝缘子串不均匀脱冰倒挂现象，经贵阳供电局根据现场情况核算，其上拔力分别达到2197N和1785N，即相当于导线最大使用张力的5.2％和4.2％。
经测算，IEC标准推荐的校验用上拔力与本规定的规定值虽然有所差别，但都在一个数量级范围内，加之，该项上拔力仅控制少量构件，对材料和投资都没有什么影响。因此，在实用上可以认为没有差别。其次，IEC标准规定，具有普遍性，对轻冰线路也适用。而本规定规定却体现了重冰线路的特性，有运行经验佐证，容易得到理解和认同。为此，仍沿用原重冰技术规定：垂直档距系数小于0.8的直线杆塔应进行导线、地线脱冰跳跃和不均匀覆冰时产生的上拔力校验导线横担和地线支架，导线上拔力取最大使用张力的5～10％，大牌号导线可取偏小数值，中、小牌号导线取偏大数值。地线取最大使用应力的5％。
根据运行经验，对于这些杆位的直线杆，均宜采用受压吊杆。
此外，对于相邻塔位高差大的（如连续上下山处）耐张型杆塔，应按导线一侧上拔，另一侧下压的作用力，校验横担的受扭强度。当使用平面横担时，宜采用受压吊杆。
12.8 原规定第6.10条保留条文。
重冰线路设计中，有时为了简化设计，对线路中个别较短的微地形、微气候地段，为了提高其抗冰能力，不是另划冰区，而是采用加大导地线安全系数，降低其使用张力的办法来提高该段的抗冰能力。这个办法是简捷的，在一定程度上是有效的。但在执行过程中应特别注意：由于原设计条件未变，导地线放松应力后计算出各项张力都会相对变小，如果据此用来选择线路其他部件（如杆塔、绝缘子、金具、基础等）。则选择出的部件强度达不到与导地线同步增强的目的。使这个有效的办法因差错而失败。
1977年春，湖南110kV道麻线在大冰凌时期发生三基耐张转角塔，因基础强度不够被拔出倾倒的事故。经事故分析，就是设计时直接采用放松后的导、地线张力选配基础造成的。应引以为戒。
在上述情况下，为达到线路各部件强度相互协调，共同提高线路整体抗冰强度的目的。方法有二，可供选择。
一是不论导、地线安全系数加大多少，在计算时，仍以原设计冰厚条件和导、地线规定的安全系数（如导线安全系数为2.5）进行张力计算，并以此作为选配线路各部件强度的依据，这样可以达到同步加强的目的。但需同时按导、地线放松后的实际情况校核相邻耐张段间分界塔的受力情况，并予以相应加强。
二是如§12.3所示，选择出该地段可能出现的罕见冰凌作为验算覆冰条件，并以此作为选配线路各部件强度的依据，这样，可达到线路部件在验算条件相互协调的目的。此时，还需注意按设计覆冰条件和验算覆冰条件校核相邻耐张段间分界塔的杆塔强度。
12.9 原规定第6.11条修改条文。
遵循“110～750kV架空输电线路设计技术规定”的规定，本规定采用可变荷载组合系数法计算各类杆塔和基础荷载。并结合中、重冰线路特点，增加了“不均匀冰荷载情况”和“验算情况”两项。
（1）不均匀冰荷载情况：过去一直把这一项与直线型杆塔断线情况一样视为很少出现的，荷载系数采用0.75。此次修订中，有人提出不均匀冰荷载在某些微地形、微气候的分界处是经常出现的，其荷载系数应予提高。本规定认为不均匀冰荷载情况在某些特定地点、特殊气象条件出现概率较大，出现的工况应与正常运行工况类似，中冰区其荷载系数提高到1.0。考虑到重冰区验算覆冰条件较中冰区苛刻，为适当减少不均匀冰控制塔材情况，建议荷载系数取0.9。不均匀冰垂直荷载不小于75%覆冰荷载。
至于某些特殊地形、气候分界处的杆塔，为提高其安全度，可在荷载组合系数不变的情况，可将其计算的不均匀度提高，这与IEC标准中提出的“在线路周围环境变化较大和覆冰气流影响较大的地点应加大计算用不均匀度”的思路是一致的。
（2）验算情况：根据§12.3所阐述的，验算情况是属于稀有冰凌的过载情况，此时，线路各部件的允许应力将趋于材料的弹性限度或屈服限度，与材料的正常荷载允许应力比较，其荷载系数采用0.75是恰当的。
13 杆塔定位及交叉跨越
13.1 原规定第7.1条精神，文字略为修改。
这是中、重冰线路设计中一般性要求。为了进一步在数值上有一个较清晰的对比概念，现将C＝30毫米冰，500kV线路，λ＝6.4m，使用A3/S3A－465/50钢芯铝合金线时，不同档距下有关张力计算结果列出如下，以供参考。
表13－1
| 档 距
（m） |
不平衡张力百分数
（不均匀冰荷载值） |
断线张力百分数
（不同覆冰值） |
冰凌过载
能 力 （kg/m） |
||||||||||
| 40％ | 30％ | 20％ | 10％ | 0％ | 50％ | 60％ | 70％ | 80％ | 90％ | 100％ | |||
| 300 | 5.14 | 6.00 | 6.85 | 7.69 | 8.54 | 32.76 | 36.22 | 39.92 | 43.73 | 47.16 | 50.24 | 10.41 | |
| 400 | 11.22 | 13.49 | 16.14 | 19.34 | 23.45 | 41.10 | 44.54 | 49.36 | 53.77 | 58.46 | 62.51 | 9.83 | |
| 500 | 17.61 | 21.31 | 25.57 | 30.68 | 36.94 | 45.43 | 50.30 | 55.66 | 60.45 | 66.27 | 71.23 | 9.55 | |
| 600 | 23.47 | 28.26 | 33.60 | 39.65 | 46.54 | 49.24 | 54.60 | 60.10 | 6567 | 71.47 | 76.80 | 9.40 | |
从表中可以看到，各种张力随档距增大而增加。以400m和600m对比来看，不平衡张力值增大了100％，断线张力值增大了22％，而冰凌过载能力却减少了5％。由此可见，缩短档距能取得较明显的抗冰效果。
其次，缩短档距应与冰区、电压等级、导地线型号等因素密切相关。一般来讲，在不受地形控制的地段，110～220kV线路的使用档距不宜超过300～400m；330～750kV线路不宜超过500～600m，并且随着设计冰厚增加再适当缩短一些，以利抗冰的要求。
对于加强型抗串倒直线塔，其设计条件（断线工况和不均匀冰工况）可参照中、重冰区相应耐张型杆塔设计条件，并考虑一侧导地线全断工况。建议尽早开展相关荷载及工况组合的研究工作，以利具体工程运用。
13.2 原规定第7.2条精神，文字略为修改。
一、山岭中的垭口往往是气流集中之处。冬季覆冰时，由于风速较大，覆冰增长率大，冰凌也较相邻地点为重。加之，由于周围地形的阻隔作用，常常使垭口的两侧冰凌存在较明显的差别。不但覆冰时期会出现大的覆冰不均匀性，而且在冰凌融化阶段，也由于垭口两侧的气候特点，出现明显的脱冰不均匀性。因此，在定位中，宜将垭口处杆塔改为耐张型，以避免导线在悬垂线夹处因不平衡张力过大而出现断股及杆塔损伤事故。
其他凡能使覆冰显著增大的微地形地段，其分界处杆塔亦宜改用耐张型。
二、垂直档距系数小于0.6的杆塔，宜使用耐张型，这是原重冰技术规定从如下事例中总结出来的。
| 工程名称 | 杆 号 | 垂直档距系数 | 事 故 概 况 |
| 110kV水盘线 | 87 | 0.582 | 右地线绝缘子金具串联同五片重锤甩上地担上 |
| 129 | 0.305 | 导线横担头上翘，吊杆压弯（原有垂锤6片） | |
| 174 | 0.547 | 右边导线横担头上翘，吊杆被压弯 | |
| 188 | 0.584 | 导线悬垂绝缘子串碰坏3片 | |
| 192 | 0.603 | 右导线悬垂串甩到导担上 | |
| 279 | 0.278 | 导线悬垂绝缘子碰损，重锤绞到导线上 | |
| 110kV羊盘线 | 58 | 0.47 | 左导线悬垂串甩上横担 |
| 68 | 0.599 | C相导线悬垂串甩上横担 | |
| 110kV以东线 | 25 | 0.50 | C相导线悬垂串甩上横担 |
这些事故都是70年代产生的，以后经过逐步改造和经验推广，就很少有报导。
2001年2月，500kV二自Ⅲ回线，N357～N374段C＝10mm冰区内的N369塔，水平档距235m（实际档距分别为230m和240m）垂直档距180m，折算垂直档距系数0.766。在冬季覆冰期，该塔C相绝缘地端1、2、3片及中间8～13绝缘子瓷裙被破坏。据西昌局运行人员反映，该处实际覆冰远大于10mm。
据以上情况初步分析，这次事故可能是在脱冰跳跃中，迫使悬垂绝缘子串倒挂瞬间与铁塔横担相碰所产生的。
这个事例说明，具有分裂导线的超高压线路同样会出现与单导线线路类似事故，至于何者更容易出现？尚有待更多的事例予以印证，本规定暂维持原规定不变，即垂直档距系数小于0.6者的杆塔，建议采用耐张型。
13.3 原规定第7.3条保留条文。
一、从已往的运行经验中可以看到，在如下三种情况下，重冰线路的导线弛度会超过设计定位值。
1、验算覆冰情况：即大冰凌年时，导线处于冰凌过载状况。此时，既使各档的过载冰凌值相同，偏大档距的驰度增加值也更显著。记录到的事故有这样的两项：
（1）110kV以东线，在＃2～＃3之间跨越6kV电力线，同导线覆冰过重、弛度增大，造成对6kV线路放电的事故；
（2）110kV六水线＃139～＃140，在1968年大冰凌时，因冰凌过载弛度下降，使得导线对地距离由5m降至不足3m，附近居民上山砍柴时，不慎触电死亡。
2、覆冰或脱冰阶段出现的不均匀冰荷载情况：此时荷载大的一侧的弛度值将显著超过定位值。这类现象出现机率较多，现仅例举两项以供参考。
（1）110kV水盘线＃343～＃344，档距389m，在一个高差较大的连续档内，当相邻档脱冰后，该档导线对地距离降低到仅450mm（现场目测值）。
（2）500kV岗云线＃174～＃175～＃176三基处于连续上山地段，档距355m和334m，塔位高差＋70m和＋40m。2005年2月9日大冰凌时巡线中发现：由于山上覆冰重，＃174绝缘子串顺线路处上山侧倾斜35°～40°，塔头也顺线方向倾斜近500mm致使＃175～＃176档导线弛度下降4m～5m，导线对地距离不满足安全运行要求。随即通知停电检修。事后，因覆冰继续加重，以致＃175～＃178四基直线塔出现连续倒塌事故。
3、导线悬垂线握着力不足，在大冰凌年出现滑动，致使一侧导线弛度大于定位值。这种滑动是由于动态或静态不平衡张力过大产生的，伴随悬垂线夹滑动，相应地还会出现导线断股事故。兹例举如下：
（1）110kV水盘线刚建初期，1968年大冰凌期过后检查，因悬垂线夹滑动造成导线外层铝股全断、仅剩钢芯者4处；因悬垂线夹滑动断1～6根铝股者7处。
（2）500kV万龙线，＃558塔位处，2005年2月大冰凌期，右相导线线夹处4根子导线外层铝股全断，呈灯笼状，导线向大号侧滑移2m；中相导线线夹处3根子导线外层铝股全断，第1间隔棒完全损坏；左相导线线夹处子导线外层断3根铝股。
鉴于上述种种情况，因此认为：对于重要的被交叉跨越物，如铁路、高速公路、一级公路、一级通信线等，为保证有可靠的安全间隔距离，宜采用弧立档跨越。
二、当执行上项规定有困难时，也可采用可靠性高的连续档跨越。此时需要做到：
（1）跨越档两侧的直线型杆塔，应能承受验算冰荷和抗串倒的能力；
（2）交叉点的垂距离对单导线应能满足邻档断线时安全间距的要求；
（3）跨越档两侧直线型杆塔的悬垂线夹，应使用强握力线夹或双线夹，防止线夹滑动。
三、考虑零值绝缘子，在通过较大短路电流时，可能因绝缘子胶合剂被烧裂，而造成导线落地，为安全计跨越档导线绝缘子宜用双串。
13.4 原规定第7.4条修改条文。
一、鉴于重冰线路在长期运行中，冰凌过载情况是始终存在的。所以，对于采用弧立档交越的重要被跨越物，其安全间隔距离需要按验算覆冰情况校验。
二、对于一般被跨越物，当采用连续档交越时，其安全间隔距离需按导线不均匀覆冰时情况进行校验。
校验条件：仍沿用原重冰技术规定要求。即跨越档内导线覆有50％设计冰载，其余档无冰、无风、气温－5℃。
三、当对重要被交越物采用可靠性高的连续档跨越时，除校验不均匀覆冰时安全间距之外，还需按实际跨越情况，单导线应校核邻档断线时，其最小安全间隔距离是否满足规定要求。
四、当重冰线路跨越电力线、通信线、承力索和索道时，当被跨越物档距较大，必要时，还需校验下面被跨越物脱冰跳跃时，瞬间动态接近距离能否满足最小垂直间距要求。
13.5 原规定第7.5条保留条文。
引自“重冰区架空送电线路设计技术规定”§7.5条，不再作增补或修改。
13.6 新增条文。
一、原重冰技术规定，考虑不均匀冰荷载和验算冰荷载出现概率很少，因此在条文中规定与被交叉跨越物的安全间距，与一般规定要求有所减少，这在理论上似乎是可行的。但这样一来增加了很多麻烦。加之，重冰线路交叉跨越处所不多，既使适当增大安全间距，对线路材料与投资都不会明显影响，而安全性都可因此而相应提高，故在此修订中，将原有规定予以取消，统一遵照《110～750kV架空输电线路设计技术规定》中有关规定执行。
二、条文中有关覆冰期间人员经常活动场所系指冰冻期间尚有人经常来往的道路，以及居民点附近冻期间居民经常到达地点。对这些地区，其最小的安全间距规定如下：
表13－3
| 电压（kV） | 110 | 220 | 330 | 500 | 750 |
| 最小安全间距（m） | 5.0 | 5.5 | 6.5 | 8.5 | 11 |
