配电网防灾减灾（共3篇）
配电网防灾减灾 篇1
2016年3月，《供用电》邀请我组织“配电网防灾减灾”专题，我欣然接受！因为这些年来本人经历了冰冻、雨雪、台风、洪涝等灾害的配电网抢修组织工作，有一些感受和体会！这几天也刚组织完成防抗2016年1号台风“尼伯特”的电网应急抢修工作。
配电网直接连接千家万户，点多面广，配电设备遍布城市和农村的大街小巷，是城乡公共基础设施的组成部分。因此，当发生城市内涝、台风、地震等灾害时，配电设备也难独善其身！近年来，东南沿海的台风、长江等流域的洪涝，以及雷电、冰雪灾等自然灾害频发，造成配电网的倒杆、断线大范围停电给人民生产生活造成了严重的影响，因此研究配电网的防灾减灾措施，最大限度地减少自然灾害对配电网造成的影响，维护正常的生产和生活秩序，是一项很有意义的课题。
2016年第9期特别策划以“配电网防灾减灾”为主题，对配电网所遭遇的各类灾害及应对措施进行了归纳与总结。其中，李天友在借鉴日本、中国台湾配电网的防灾经验的基础上，提出了包括成立应急指挥中心、制定防灾预案、采取差异化设计、配备应急保安电源等配电网防灾减灾的若干措施；李冰冰等提出了提高海岛配电网综合防灾保障能力的差异化规划建设原则，并基于配电网全寿命周期成本管理，对强台风、多雷区、强腐蚀区域的架空线路和电缆线路进行了经济性评价；刘永清等提出了配电网防灾技术策略，并针对地形地貌特点和灾损类型，研究了网络优化和防灾差异化设计的技术措施；朱远等提出了基于便携式直流融冰装置的配电网防冰灾对策；李有铖等阐述了中国南方电网公司结合设计、规划、施工、物资、运维等方面构建的防风技术体系，并介绍了各地开展的差异化防风加固项目；陆鸿等介绍了10kV架空配电线路防雷害分析与综合防雷措施的应用，特别是大量采用串联间隙氧化锌避雷器的经验，对防止绝缘导线雷击断线起到了有效防护作用；余尔汶介绍了基于GIS平台的配电网应急抢修系统，该系统能够实现故障信息管理、故障辅助分析、应急资源调配、现场信息上报、气象服务等功能；黄超艺等介绍了台湾地区配电线路风灾应急抢修的经验和启示，包括台风受损情况、抢修工作重点纪要、配电线路抢修策略及执行方案、注意事项等。
感谢各位专家，感谢《供用电》提供了这个平台，期待本期专题能对配电网防灾减灾工作提供有益借鉴与参考！
配电网防灾减灾 篇2
近年来，我国海岛电网多次遭受强台风的侵袭，电网设备损毁严重，经济损失巨大。2005年，台风“达维”造成了海南全岛停电；2014年的台风“威马逊”造成了海口电网207条10k V线路停运，影响用户28万户，占用户总数的82.4%;2015年7月12日，“灿鸿”致沿海地区配电网受损严重，浙江省累计有947条10k V线路发生故障，影响全省183.2万用户正常用电，仅舟山岛岱山县10k V线路累计故障18条，123个台区、1.58万用户用电受到影响。尽管海岛配电网经过多年的建设和改造，但仍然存在抗灾能力不足、灾后复电缓慢的情况。台风期间通常海岛电网配电线路受损严重，出现大面积的断杆、倒（斜）杆现象，而高压电网断杆、倒杆线路不多，恢复供电相对简单，主要是由于配电网存在设计标准偏低、设计把关不严、产品质量偏低、施工监管不严等问题。另外海岛配电网网架薄弱，转供能力不足，电缆覆盖率低，也是造成抵御自然灾害能力不足的原因。为加强海岛配电网综合防灾能力建设，提高电网抵御重大自然灾害水平，保障电网安全、可靠、经济供电，推进海岛配电网发展，近年来针对海岛配电网防灾规划策略、提高海岛电网综合防灾能力和海南海岛特色电网建设标准等方面开展了多个系列海岛电网防灾减灾的研究。
本文按从海岛配电网规划的源头规划，贯穿海岛配电网运行管理全过程的思路提出了提高海岛配电网综合防灾保障能力的差异化规划建设原则；并以配电网全寿命周期成本管理为主线，对强台风、多雷区、强腐蚀区域架空线路和电缆线路进行经济性评价。海南电网按照上述研究成果进行了配电网的建设和改造，电网防灾能力有明显提高，期待这些配电网防灾减灾的思路和技术原则能对其他海岛配电网的建设与改造有所借鉴和参考。
1 自然灾害对海岛电网的影响
由于海岛电网与内陆电网间联络弱，网架结构薄弱，岛内电源不足，单一故障易造成大面积停电，严重影响供电可靠性，自然灾害造成的故障更容易造成大范围停电。海岛配电网遭受的主要自然灾害有台风、雷击、内涝、腐蚀和污闪等。
1.1 台风对配电网的影响
台风直接造成线路、电杆损坏；树枝挂接配电线路上，造成线路相间短路；树木倾倒压断配电线路，造成线路损坏；广告牌坠落、施工的建筑物、铁皮等杂物被大风刮到电杆及导线上，导致短路或电杆被压断；电杆倾倒引起多个“电杆串倒”等情况，直接造成10kV配电网大面积停电。
1.2 雷击对配电网的影响
雷击10kV架空线路，造成绝缘导线断线，裸导线断股或断线，线路绝缘子击穿或爆裂、开关击穿、配电变压器烧毁等；雷击线路周边树木，树枝搭挂线路造成短路，树倾倒压断线路等情况，也会引起配电网大范围停电。
1.3 内涝对配电网的影响
暴雨引起内涝，部分配电线路及配电设备对地高度低于洪水水位，被水淹泡，造成线路、设备跳闸；部分配电房建设在地下最底层，内涝倒灌配电室造成故障停电；内涝水泡电杆，造成地基松软，导致电杆倾倒。
1.4 腐蚀对配电网的影响
海岛配电网遭受的腐蚀主要分为大气腐蚀和土壤腐蚀两类。大气腐蚀主要是盐雾腐蚀，配电网的柱上断路器、配电变压器、线路金具等金属类材料长期裸落在空气中被潮湿、盐雾重的空气氧化腐蚀，大大缩短了设备使用寿命。特别是强腐蚀地区，配电线路及设备的外露金属壳体腐蚀严重，使用寿命不到设计寿命的1/10。土壤腐蚀使得以角铁和圆钢为主的接地装置两三年就被腐蚀到原尺寸的1/3。
1.5 污闪对配电网的影响
海岛的盐雾除对金属的腐蚀外，盐雾在配电网造成的污闪主要发生在线路的绝缘子上，污闪造成线路跳闸，引起大范围停电。
配电网直接面向用户，是电力系统保证供电安全的关键环节，对海岛配电网来说，自然灾害轻则导致大范围停电，重则引起重大安全事故，为保证海岛配电网的供电可靠性需要提出海岛配电网的防灾减灾技术原则及相应措施。
2 海岛配电网防灾减灾技术原则
以海南电网为例，通过《海南10千伏配电网防灾规划策略研究》课题研究，为减少自然灾害对配电网的影响，保证10kV配电设施安全运行，针对灾害对海岛不同区域的影响程度、线路在系统中的不同地位和作用、停电的影响程度及地形地貌等因素，制定差异化防灾规划建设原则。主要防灾减灾技术原则如下：
2.1 防风技术原则
1）沿海岸区域新建改建的城区和重要用户供电线路宜电缆化，保障城区和重要用户的供电可靠性。
2）装设防风拉线。在一般情况下，优先采用加装防风拉线进行加固，或在综合加固实施前，加装拉线作为临时性防风措施。
3）加固电杆基础。不具备拉线条件的，更换电杆并配置基础；对其他没有加固的直线电杆，其埋深不满足要求时，应加固基础；电杆基础加固处理应根据电杆所处的位置，因地制宜，选择适当的基础加固方式。
4）缩短耐张段长度。应整条线路统筹考虑，增设耐张杆塔缩短耐张段长度，将各个耐张段长度控制在适当范围以内。
5）采用“弃线保杆”技术，保障极端天气后快速复电—针对线路承载情况，截面积在120mm2及以下导线断线张力小于普通电杆抗裂弯矩；针对大截面导线，增加电杆强度，同时采用新的“弃线保杆”技术，保障极端天气后快速复电。
2.2 防雷技术原则
1）新建改建线路走廊宜选择地势平坦地区，避免线路走廊建设在地势较高易受雷击处。
2）新建改建线路在城镇和林区采用绝缘架空导线，农村及空旷平原地区线路宜使用裸导线，降低雷击断线的概率。
3)III级雷击保护区：沿海岸城区高负荷密度区、旅游区尽快提高电缆化率；空旷并有雷击断线记录地区架空线路加装避雷器；结合防风策略中增加的耐张杆（塔），增设线路避雷器；降低接地电阻，改善接地极；农村空旷地区使用架空裸导线，降低雷击断线的几率。
4)II级雷击保护区：降低接地电阻，改善接地极；雷击密度高地区架空绝缘线路装设防雷绝缘子；农村空旷地区使用架空裸导线，降低雷击断线的几率。
5)I级雷击保护区：降低接地电阻，改善接地极；农村空旷地区使用架空裸导线，降低雷击断线。
2.3 防内涝技术原则
1）新建改建线路宜选择地势高、平的地方，避免在低洼处建设新的线路走廊。
2）新建改建线路宜选择地质良好地区，避免在地质松软水泡后处选择线路走廊。
3）新建开闭站、环网室、配电室不应建在建筑物最底层。
4）对曾被水淹的配电室进行防涝建设，对曾被水淹的地势低洼地区10k V配电网线路或设备逐步进行迁移建设。
2.4 防腐蚀技术原则
1）盐害地区配电线路应尽量选定有树木、建筑物等有遮蔽的路径，避免选择直接遭受含盐分的海风吹扫的区域、直接遭受到海水飞沫的区域和含盐海风聚集的区域。
2）盐害地区的高压导线可采用铜导线，不宜使用钢芯铝绞线。
3）原则上重盐害地区不使用绝缘导线，若使用绝缘导线必须将导线、各引接点、终端或跳线完全密封（防水护盖或防水胶带），确保水（雾）气及盐分无法浸入，并应定期巡视各检测点有无松脱情形。
4）绝缘导线终端装置、跳线连接处等需要剥除导线绝缘层时，尽量缩短剥除长度。
5）高压绝缘导线引下处、相互接续处（连接处）、与柱上开关连接处及导线末端处（使用绝缘罩）等均需做密封处理，并使用自粘防水胶带严密包扎。
6）低压线采用PVC线，其接头采用C型压接套管压接并需以绝缘塑料带严密包扎。
2.5 防污闪技术原则
1）盐雾污秽严重区域高压柱式绝缘子应视盐、尘害情形定期清洗盐尘附着物或更换。
2）增加悬垂绝缘子个数，以增长爬电距离，并应定期巡视清洗盐尘附着物。
3）为防止绝缘子污损，在安装杆线及绝缘子时，应考虑海风及季节风吹袭方向，以背对风向为原则，以减少盐尘附着量。
4）高压线路可考虑采用瓷横担，三相线路全部采用横担梢（不使用顶梢）。
2.6 防灾修复技术原则
1）线路受灾故障后，避免原址原样修复，应按照防灾原则进行修复。
2）台风灾害过后，分析电网运行时存在的问题，修复的同时完成线路的改造和消缺工作。
3）配合配电自动化，对配电网进行实时监控，及时发现并消除隐患和故障。
4）建立救灾物资库，物资储备可加快灾后复建工作进程，缩短灾后复电时间。
3 提高配电线路建设标准的经济性分析
提高配电线路建设标准，将会增加配电线路建设成本。下面以海南电网为例就配电线路提高建设标准的经济性进行分析，对10kV架空线路与地下电缆线路在资产全寿命周期内进行经济性评价，从纯费用角度考虑沿海强恶劣自然条件下的总费用支出情况。
3.1 10kV线路建设典型方案选取
为使不同地区、不同位置条件的典型方案造价建立在相同的造价基础上，不同典型方案造价具有横向可比性，采用典型造价进行计算，并进行必要的、适当的条件设定和取费标准（费率）设定。
10kV线路架设型式主要分为架空和电缆两类，架空线路分为绝缘线和裸导线，提出3种方案，典型方案选取见表1。
3.2 边界条件
为突出影响线路工程造价水平的技术条件，体现同等条件下整个运行周期内总费用支出的差异化，假定如下边界条件：
1）假定建设同样单位规模线路不同建设型式其供电能力基本一致。
2）假定建设同样单位规模线路不同建设型式其供电户数相同。
3）假定建设同样单位规模线路不同建设型式其接线方式相同。
4）不考虑社会和环境影响。
3.3 全寿命周期成本建模
电力系统的全寿命周期成本管理是从项目长期经济效益出发，全面考虑项目规划、设计、建设、购置、安装、运行维护、损耗、扩建更新直至报废寿命终止的全过程，在满足既定技术经济指标约束下，达到全寿命周期成本最小化目标的管理理念和方法。
3.3.1 全寿命周期费用
考虑到投资费用的时间价值，输配电工程全寿命周期费用CTotal分成初期静态投资费用CInit、运行维护费用CO&M、电能损耗费用CLoss以及停电损失费用COutage四部分。其中，初期静态投资包括规划设计、设备材料、建设安装费用，属于工程投入运行前发生，一次性投入；运行维护费用属于持续性费用，一般是对年度运维费用和电能损耗进行估算，然后对设备运行全寿命内的历年费用折为现值；停电损失费用是在设备的整个寿命周期内由于故障导致的总停电损失费用之和。计算公式如式（1):
3.3.2 运行维护费用现值
年运行维护费用可以按照固定资产值乘以某一固定的运维系数a来决定；然后逐年折现。由此，系统n年的总运行维护费用现值计算公式如式（2):
3.3.3 电能损耗费用现值
年电能损耗更新费用可以按照该年度最大负荷下的功率损耗TP、年利用小时数T、及电价f的乘积来确定；然后逐年折现，由此，系统n年的总电能损耗费用现值计算公式如式（3):
3.3.4 停电损失费用现值
年停电损失费用可以由该年度最大负荷P、最大负荷利用小时数Tmax、供电可靠率RS及单位电量产值Vout来确定，则系统n年的总停电损失费用现值计算公式如式（4):
4 典设条件下不同线路选型的经济性比较
海岛的供电区域按防腐等级、防雷等级、防风等级等分成不同类型的典型供电区域，下面给出了不同区域10kV配电网建设型式选择的经济论证分析。
4.1 总成本费用分析
4.1.1 计算参数的选择（见表2)
典型方案及其造价费用的选取是按照如下站址条件的假定及设计预定条件：
1）按一次征地，一次建设设计。
2）政府投资电缆沟。
3）设计风速30m/s，海拔高度1000m以下，国标Ⅲ级污秽区。
4）平均年雷暴日数超过15但不超过40的地区。
5）后续运营期费用计算都为现值。
按照典型方案选址条件，以某海岛电网同等条件下10kV线路，3种类型线路的计算参数见表3和表4。
表3中参数说明如下：
1）年运行维护费—取值参照近3年内大修技改和改造费用的平均值（不含台风损失、灾后重建等费用）。
2）年电能总损耗费—通过线路标准参数，按照单位长度及同一供电负荷情况下的电能损失，按照某海岛统一的供电价计算单位长度电能总损耗。
3）年停电损失费—各级各种近两年线路不同敷设行的平均停电时间，结合现状年电网平均供电负荷计算电能损失，按照海南统一的供售电价差计算单位长度停电损耗。
4）运行维护系数—计算出的年运行维护费占静态投资的比例为运行维护系数。
5）年电能损耗系数—计算出的年电能损耗费占静态投资的比例为电能损耗系数。
6）年停电损失系数—计算出的年停电损失费占静态投资的比例为停电损失系数。
4.1.2 初期静态投资费用
综合典型设计方案造价表，设定3种典型方案的初期静态投资费用，见表3。
4.1.3 运行维护费用现值
系统n年的总运行维护费用现值计算公式计算出的结果参见表5。
4.1.4 电能损耗费用现值
电能损耗费用现值计算结果见表6。
4.1.5 停电损失费用现值
设P(28)4MW、Tmax(28)4000、Vout(28)10元，停电损失费用现值计算结果参见表7。
4.1.6 运营期总费用
运营期总费用计算结果见表8和表9，费用变化趋势图见图1。
由以上分析可得到以下结果：
1）在典设条件下运营期末总投资费用现值由大到小的顺序为A、B-1、B-2;
2）架空线路虽然初期投资较小，但后期运营维护费、停电损失费、电能损耗费偏大，整体呈现，架空总体费用向电缆总体费用接近的趋势，20年运营期期末，电缆线路总体费用是静态投资的1.577倍，绝缘架空线路总体费用是静态投资的2.538倍，裸导线线路总体费用是静态投资的3.023倍，电缆与架空的差额为27.924万元。
4.2 不同区域线路选型的经济性分析
为了分析不同类型供电区域线路选型的经济性，可根据区域配电网特征对运行维护费用系数及停电损失费用系数进行调整。
4.2.1 强腐蚀地区
通过对强腐蚀地区调研，架空线路设备综合使用寿命要比设计寿命缩短40%左右，运行维护周期相比规定维护周期缩短2倍以上。经总体数理分析，现给出强腐蚀地区3种线路选型的运行维护系数波动情况，见表10。强腐蚀地区线路选型的经济型比较见图2。
从强腐蚀趋势图可以看出，电缆线路在整个运营期内费用增长是平缓的，而架空线路后期费用增加很快，绝缘线路为初期投资的2.580倍，裸导线线路为初期投资的3.075倍，在运营期末电缆线路与架空绝缘线路总费用差额为25.8万元。
4.2.2 沿海强台风地区
海岛是台风高发地区，对某海岛近10年台风造成损失情况通过数据处理，对维护系数和停电损失系数进行匹配，给出强台风地区3种线路选型的运行维护系数与停电损失系数波动情况，见表11。台风情况下线路选型的经济型比较图见图3。
从台风情况下的经济趋势图可以看出，电缆线路在台风期间影响较小，而架空线路后期费用增加很快，3种不同线路用运营期末总投资费现值由大到小的顺序为（A)>(B-2)>(B-1），架空线路总费用在运营期末与电缆线路较为接近。
5 结语
海岛配电网相对于内陆配电网自然灾害严重，台风、雷电、内涝、腐蚀和污闪直接影响海岛配电网的安全运行，为从规划源头提高配电网综合防灾能力，最大限度地降低严重自然灾害对配电网的危害，本文提出了海岛配电网综合防灾保障能力的差异化建设和改造原则。按此原则建设和改造后，可以具有抵御30年一遇台风的能力，尤其是弃线保杆的建设原则使得配电线路断杆比例低于1%，倒杆比例低于2%，达到台风期间，不造成大面积停电的目的；防雷、防内涝、防腐蚀和防污闪规划建设改造后，配电网的抵御自然灾害的能力得到提升，防灾修复技术原则提高了海岛配电网应急能力。
以全寿命周期成本最优为原则，提高海岛配电网建设标准以抵御自然灾害。通过对架空线路和电缆线路经济性分析，架空线路虽然初期投资较小，但后期运营维护费、停电损失费、电能损耗费偏大，整体呈现，架空总体费用接近于电缆总体费用，因此在强台风、强腐蚀、雷电活动频繁的沿海岸地区，经过经济论证可适当考虑电缆线路。
参考文献
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[3]海南电网公司,国电华研(北京)电力咨询有限公司.海南电网提高综合防灾保障能力研究[R].海南:海南电网公司,2014.
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配电网防灾减灾 篇3
洪涝地质灾害是因特大暴雨或降雨时间持续过长、过于集中，引起山洪暴发、河流泛滥，造成洪灾和涝灾，并引起山体坡度较陡、土层及风化产物分布较厚、结构松散的以软质岩为主的山区发生山体滑坡、崩塌和泥石流的地质灾害。其突发性强、破坏力大，具有明显的季节性，一般多在夏秋季节发生[1,2]。
洪涝地质灾害对配电网破坏力巨大，经常引发配电网架空线路倒杆断线和配电装置受淹损毁的严重灾损事故，并且抢修复电难度大，致使供电区域大面积和长时间停电，不仅造成巨大的经济损失，还可能产生政治和社会影响[3,4]。目前配电网在网络规划、工程设计、设备选型等环节，对洪涝地质灾害的防灾减灾技术研究还相对不足。
为了提升配电网防灾减灾技术水平，本文分析了洪涝地质灾害造成的配电网停电以及架空线路和配电装置灾损的技术特点，并以福建北部配电网为实例，按照“避开灾害、防御灾害、限制灾损”的防灾策略，研究了差异化防灾技术措施，以提高灾害区域配电网的安全可靠性和经济适用性。
1 闽北配电网受灾停电特点
福建省以丘陵、山地地貌特征为主，近年来山区普遍种植根系浅的毛竹、杉木等经济林，导致生态林减少，同时由于高速公路、铁路、大型厂区等工程建设，在一定程度上破坏了山体生态的自然平衡，在持续的强降雨情况下，山体水分饱合度升高，容易引发洪涝地质灾害。根据福建省气象局发布的福建省气候公报（见表1），福建省近10年年均发生洪涝地质灾害3.3次，年均造成直接经济损失达36亿元，且覆盖地域范围广，典型地质灾损见图1。
典型案例如2010年发生在闽西北的特大洪涝与地质灾害。2010年6月13～28日，多轮持续强降雨（局部地区24h降雨量超过252mm）造成福建省南平、三明、龙岩、宁德等地区发生严重洪涝和地质灾害，引发部分城市郊区、县城和乡镇较大面积和较长时间停电，其灾损技术分析见表2。
本次配电网停电时间较长，抢修和复电难度均大于2008年雨雪冰冻灾害，其主要原因如下：
1）受灾区域配电网网架较薄弱，以单辐射树状结构、长架空线路为主，线路分段不合理、老线路线径小，故障隔离、负荷转移能力低。
2）部分重要用户的双回路电源部分线段处于同一灾害走廊，失去互为备用能力。
3）由于倒杆数量大、道路不通、环境恶劣、通信隔断、修后再次塌方受灾，导致线路修复困难，引起部分乡镇较长时间停电。
4）受涝县城区域（如泰宁、光泽县城）的配电装置/设备由于受淹环网节点多、设备型号多、备品备件少、清洁烘干慢，造成较长时间停电，部分线路停电超过120h。
5）在冰灾中作为局部微电网应急电源的小水电站本次也大多冲毁。
2 架空线路灾损特点和防灾措施
2.1 架空线路灾损特点
架空线路灾损的主要形式是：山体塌方、滑坡导致杆塔倾覆；泥石流和洪水冲击导致倒断杆；溪河水冲刷导致杆塔和拉线基础塌方；洪涝水位浸泡导致基础抗剪强度下降、拉线上拔、电杆倾覆；山体塌方和倒树撞击导致断线、倒断杆；通信杆倒杆压覆或扯倒电杆，架空线路典型灾损见图2，其灾损特点如下：
(1）灾损与杆塔位置和线路走廊密切相关，灾损地形主要有：
1）土质陡坡地带（粉质粘土、浅根系植被和汇水山垄最常见）：杆塔立于土质陡坡的坡边、坡腰和坡脚，道路外侧陡坎；线路走廊处于陡坡坡脚塌方倒树范围。
2）溪河谷和冲沟地带：溪河谷、冲沟及其岸边、河滩、河漫滩。
3）软弱土质涝区：洼地、软土质农田、沙砾地，这些地带在暴雨时成为涝区或溪河变迁改道区。
4）连排串倒线路通常位于溪河谷、冲沟、河滩、河漫滩，或者受涝的软土质农田和洼地、砂砾地。
(2）灾损与杆塔基础和拉线基础的损坏密切相关。洪涝和地质灾害首先损毁的是杆塔基础和拉线基础，电杆倾覆大多与基础的塌方、受洪水杂物冲击、浸泡软化和浮托力增加有关，其中拉线损毁主要是由于基础塌方或者上拔。在非不可抗力的灾害地形，拉线足够，选位安全，杆深埋或有围墩、深桩基础的耐张杆生存率明显提高，而在河漫滩埋深浅、无特殊基础的电杆则较容易串倒。
(3）灾损与电杆强度和抗冲击能力有关。在倒断杆总数中断杆和裂杆占40%左右，比例相对较高，一方面由于塌方、倒树、洪水中的滚石和树木、相邻倒杆等造成电杆受瞬间冲击几率较高、冲击力较大；另一方面灾损线路几乎是采用预应力杆（含旧杆、小径杆），脆性高，受瞬间冲击力一有裂纹就很容易断杆、报废。
(4）灾损与导线强度和档距控制有关。直线杆前后水平或者垂直档距差过大、耐张段过长、导线截面偏小或不带钢芯的线段容易发生倒杆，主要是经过持续强降雨和洪涝浸泡，电杆基础已泡软倾斜，小导线受到冲击力或不平衡张力，容易断线，引起连锁倒杆。
2.2 架空线路防灾措施
架空配电线路灾损具有局部性、分散性和微地形的特征，为兼顾安全可靠性和经济适用性，应结合地形地貌和水文条件，按“避开灾害、防御灾害、限制灾损”的优先次序开展防灾差异化设计。
(1）加大线路路径的设计深度，采取差异化设计避开灾害地带。
1）要求配电线路设计应在实际地形图上绘制线路路径图。受灾郊区和乡镇供电所线路设计多无线路路径图和地理接线图，路径选择难以控制。
2）细化走廊和杆塔位置的选择条件，现有规范对线路路径和杆位仅有定性和宽泛规定，因此应补充走廊和杆塔位置的地形限制条件，用图册指导一线人员直观识别灾害地形，培训设计人员的地质和洪涝水位调查能力。
3）采用差异化设计避开灾害地点。应采取线路档距调整、杆位调整、增加直线转角杆塔、采用加高杆塔和大档距跨越等措施，避开灾害地形。例如城市郊区局部地质灾害地形，可以采用沿道路靠山侧路肩的路径方案，采用高杆型大档距跨越、避开易塌方的高边坡，减少高造价缆化，此措施应用在南平10kV电视线和环城线的示范设计中取得了较好效果。
(2）根据地形地貌差异化设防，提高防御灾害能力。
与送电线路不同，配电线路必须靠近负荷点、杆位较密，另外由于造价限制不宜大量采用高杆塔、大档距，当线路走廊或者杆塔位置选择余地小，只能位于灾害区域时，应根据灾害地形地貌、典型灾损、线路和杆塔重要性，重点加强杆塔和基础抗倾覆和抗上拔的稳定性、防连排串倒、防杆塔和拉线基础受冲刷和塌方，以及防塌方倒树外物冲击的断线、断杆等技术措施，并加强对杆塔和基础的稳定性计算和校验，避免因断线导致倒杆扩大故障。根据所处的灾害地形和典型灾损，可以采取表3差异化设计措施进行设防。
(3）采取限制灾损措施，减少线路受灾停电。
在灾害难以避免时，采取差异化规划设计措施，限制架空线路灾损和停电范围。
1）重点加强耐张杆塔的稳定性设计。合理控制架空线路耐张段长度，适当提高灾害区域耐张杆的设计标准，包括增加拉线数量，选用较高强度的水泥杆，必要时灾害地点、重要线路的耐张杆可以采用窄基角钢塔和钢管杆，并加强耐张杆的基础设计，提高重要线路的防灾能力。
2）提高重要线路走廊的互为灾备能力，对重要线路的多联络电源的线路走廊进行梳理，开辟新的走廊通道，避免多联络电源集中于同一灾害区域，同时受损停电。
3）为减轻抢修复电工作负担，宜采取“保杆弃线”设计措施，采用按导线金具、杆塔、基础从低到高的设计强度系数配合，在断线时仍旧能保住杆塔和基础不断裂和不倾覆。针对灾害中较多直线杆倒断杆扯倒相邻杆塔，采用脱离式线夹代替铝扎线，当直线杆倒杆时自动脱离，避免牵倒其他线路。
3 配电装置灾损特点和防灾措施
3.1 配电装置灾损特点
3.1.1 柱上变压器台灾损特点
柱上变压器台典型灾损形式包括塌方倾覆、外物撞损、洪水冲毁、被倒杆线路扯倒摔损（见图3），其中柱上变压器台台址的洪涝和地质灾害是主要原因，而部分柱上变压器台拉线、基础设计、施工工艺存在不足，造成柱上变压器台稳定性不够，以及传统设计柱上变压器台在狭窄地带显得尺寸偏大、难以选到安全位置，也是灾损的部分原因。
3.1.2 开关站/配电室灾损特点
配电装置灾损主要原因为设防水位低于洪涝水位，部分开关站/配电室站所处于内涝区或洼地、设防水位低、阻水功能差，当选用设备防潮性能低和防水等级不当时，受洪水浸泡开关柜甚至开关本体，易造成柜体损坏，本次灾害中南平、三明共39座开关站/配电室进水，大部分设备经清洗烘干后重新投运，但少量设备因进水而无法及时断电引发内燃弧故障损坏，其典型灾损见图4。
3.1.3 环网柜灾损特点
全绝缘、全封闭结构环网柜（一次设备除外引静触头外全绝缘）短时间浸水，在清洗烘干后均能投入运行，清洗烘干的主要部位为电缆附件和环网柜下隔室器件，如控制用电压互感器（TV）。个别复合绝缘、多隔室的箱式环网柜，因设计选用的绝缘结构、防水等级和隔弧结构不能适应室外洪涝地带，因进水引发内燃弧故障导致“火烧连营”，引起整台环网柜损坏，其典型灾损见图5。
3.1.4 箱式变压器灾损特点
美式箱式变压器高压部分为全封闭油浸绝缘、防水等级高，其灾损部位主要在低压室。预装式组合变电站高压侧有较多的空气绝缘和环氧树脂绝缘器件和部位，阻水能力低，进水位置和易受潮部位多，难以及时断电，容易造成损坏，其典型灾损见图6。
3.1.5 低压配电设备灾损特点
综合配电箱、计量箱和电能表典型灾损形式是随柱上变压器台倾覆损毁、洪涝水位高受淹和雨水流入造成内部故障，部分低压表计及表后线路被洪水浸泡，存在计量精度和安全隐患，其典型灾损见图7。
3.2 配电装置防灾措施
3.2.1 柱上变压器台防灾措施
1）优化柱上变压器台选址。台址应避开地质灾害和洪涝位置，选址应考虑拉线的安全位置。
2）加强柱上变压器台稳定性设计。应结合地形地貌，采取增加横向拉线，加大电杆埋深，加设底盘、卡盘基础、围墩等措施提高抗倾覆能力；优化耐张段设置，避免线路断线扯倒柱上变压器台。
3）在洪涝区变压器应选用全密封免维护的型号，防止水从呼吸器等位置进入。
4）增加小容量紧凑型柱上变压器台的设计和应用，既便于选到安全的台址，又可以互备防灾。
3.2.2 开关站/配电室防灾措施
1）核定各新建和改造配电装置防洪防涝的设防水位，洪涝区域开关站/配电室必须在地面一层及以上，并高于洪涝水位。
2）加强站/所建筑的防水设计。处在洪涝区域的站所建筑设计应尽量减少可能进水的面积，以增加断电处置时间裕度。
3）合理选用防水防潮配电设备。对洪涝区域站所不宜选用干式变压器、间隔式开关柜（绝缘隔板受潮容易爬电）、下隔室采用环氧树脂浇注等复合绝缘结构母线的开关柜，以免受淹或受潮绝缘恢复困难。
4）因地制宜采取差异化防洪涝改造措施。对干式变压器等高度低的设备可以加装预制式钢结构基础和减噪措施直接抬高安装基础；对全封闭性开关柜可以在解决母线检修和散热条件下，合理利用柜顶和天花板距离抬高基础；对使用年限已久的GG1A/GGX，可以结合设备改造更换为KYN/HXGN等高度低的开关柜，基础至少可以抬高1m。
5）积极争取政府支持，利用市政防洪改造，将处于地下建筑、洼地、涝区站所和配电装置搬迁到高处，尤其是保证政府、医院、防汛、供水等重要单位供电的站所要尽快改造到位。对易涝配电站房宜装设水位监测装置，并接入GPMS系统，以提高水位预警和应急断电的效率。
3.2.3 环网柜防灾措施
1）应尽量采取措施将设备基础标高抬高到洪涝水位之上，可以采用预制型钢等基础迅速抬高，减少停电。
2）设计订货应要求厂家改进柜体（壳体）的防水设计。
3）应正确选择适合洪涝区域的环网柜和附件安装。洪涝区域宜选用共箱式、全绝缘、全封闭环网柜，在可能浸水的环网柜宜选用全绝缘全密封电缆附件和防水性能好的TV并抬高安装位置，并对TV和FTU采用防水密封箱安装。
3.2.4 箱式变压器防灾措施
除了提高箱式变压器（简称箱变）基础的设防水位外，还宜采取以下防灾措施：
1）除了要利用预装式箱变兼作为环网供电的主节点外，一般在涝区宜选用美式箱变作为终端变压器，采用美式箱变时，应加强低压配电箱和高压电缆终端头的防水功能。
2）必须在洪涝区域采用预装式变电站时，应在箱变箱体型式、环网柜、变压器和低压柜4个部分选择防水和防潮性能较强的型式，涝区不宜采用干式变压器作为箱变部件。
4 网络结构防灾优化措施
受灾区域一般负荷水平低，存在电压层级复杂、县城重复变压、乡镇高压布点不足、中压配电网供电半径长等连锁问题，配电网可靠性较低，在洪涝地质灾害中停电时间较长。目前县级配电网大多具有此类共性，由于经济水平不高，网络结构优化不能一味考虑“高大上”方案，而应根据受灾区域配电网的现有网络结构，采取经济实用的方案[5,6,7]。
(1）适度超前发展110kV配电网、简化35kV配电网，盘活35kV设备。
应加快县城35k V配电网升压为110k V，在负荷增长较快、条件较成熟的乡镇宜优先发展110k V网络，避免35k V网络的重复建设改造，在升压改造中推进退出的35k V配电设备在全省范围内调剂，以较少费用增加偏远乡镇35k V布点，解决部分乡镇10k V配电网薄弱，防灾能力低的问题。
(2）加强经济适用型35kV配电装置的典型设计。
山区乡镇35kV变电站可以直接按终端变压器简化设计，在接线模式上采用线变组接线，简化开关和保护，在站房结构上可以采用预装式变电站（组合箱变），同时统一组织典型设计和招标定制，以降低防灾措施的成本。
(3）以经济实用的技术措施优化乡镇配电网结构。
1）在单辐射树形供电长线路的中心建10kV的简易柱上开关站，从附近35kV变电站新出10kV的线路，可以考虑按35kV架设10kV运行，将来负荷增长可以直接插入35kV预装式变电站。
2）合理使用柱上断路器和负荷开关进行分段，应加大负荷开关使用比例（不论是柱上还是户内），减少断路器应用，主干线路宜采用负荷矩（km·kVA）相当的原则优化分段，并宜采用负荷开关，而不应采用断路器分段。
3）在分支线上选用新型的限流型跌落式熔断器（石英砂熔管，额定电流达100A，开断能力达31.5kA），替代柱上断路器和普通熔断器，作为分支线的自动分段器，自动切除故障。既可以省去断路器的高昂投资，又克服普通喷射式跌落式熔断器在山区容易引发火灾的缺点。
(4）加强村庄小容量、紧凑型配电装置的设计。
解决现有小容量三相变压器的台架尺寸过大，很难深入村中布点的问题，应推进紧凑型单杆式单、三相柱上变压器台的设计，推进避雷器和熔断器内置式单、三相小容量柱上变压器的研发，逐步形成紧贴村周边或者深入村庄的小容量、密布点的供电模式。
(5）加强重要线路的防灾规划设计。
应采用重要性系数适当提高配电网馈线、干线、向重要负荷供电的配电线路的设计标准，通过提高导线、杆塔、基础强度，加强重要线路走廊的规划设计，避免多电源处于受灾相同走廊。
(6）加强配电装置站址防洪涝水位的规划。
灾后应尽快开展配电装置防洪涝灾害设防水位的系统规划[8,9,10]，逐个核定站所的设防水位，作为新建/改造的所址和设备基础的基准标高。
5 结语
随着网络加强和装备水平提高，自然灾害将超过内部故障成为威胁配电网安全可靠运行的主要因素。对于洪涝和地质灾害，防灾优于抢险，避灾胜于抗灾，吸取经验胜于重修重建，配电网防灾必须从规划设计源头抓起。本文研究了配电网洪涝地质灾害的停电及灾损特点，按照“避开灾害、防御灾害、限制灾损”的防灾优先策略，兼顾网络现状和防灾经济性，提出适应洪涝地质灾害地形条件的差异化规划设计技术措施，以及配电设施和设备的防灾技术要求，以期供给侧响应并研发新装备，提高配电网的安全水平。
摘要：暴雨引发的洪涝和地质灾害将会造成配电网严重停电和灾损。首先结合实例对福建省洪涝地质灾害的灾损进行了技术分析;其次对架空线路、配电装置的灾损特点及防灾措施进行了分析;最后结合实际情况,提出了网络优化及防灾差异化设计的技术措施。
关键词：洪涝地质灾害,配电网灾损,防灾策略,差异化设计
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