配地网提高抗灾能力规划研究

配电网提高抗灾能力规划研究

目录1前言 41.1研究背景和目的 41.1.1研究背景 41.1.2目的和意义 51.2编制依据 61.3编制范围 72茂名地区配电网概况 82.1茂名地理概况 82.2茂名地区配电网现状 82.2.1上级电源现状 82.2.2中压配电网现状 82.2.3负荷现状 92.2.4重要用户现状 92.3茂名地区“十二五”配电网规划 92.3.1茂名电网负荷预测 92.3.2茂名配电网建设与改造规划 103自然灾害对茂名地区10kV配电网的影响 123.1茂名气候概况 123.2历年自然灾害情况 133.2.1台风 133.2.2暴雨 173.2.3雷电 183.3自然灾害对配电网的影响分析 194中压配电网提高抗灾能力的方法分析 214.1配电网应对自然灾害的思路 214.2提高配电网基础设施的设计标准 214.2.1抗击风灾 214.2.2抗击雷灾 264.2.3抗击暴雨洪水灾害 284.3增加抗灾型配电网结构的冗余度 294.4配电网抗灾的差异化规划理论 374.5采用辅助设施提高中压配电网抗灾能力 394.5.1移动电源车 394.5.2分布式电源 415中压配电网提高抗灾能力的规划原则 435.1总体技术原则 435.2规划区灾害等级划分 435.3提高设计标准的措施 455.3.1变电站 455.3.2中压配电线路 465.3.3开关站、配电站 505.3.4中压配电网结构 515.4抗灾规划辅助措施 525.4.1移动发电车 535.4.2分布式电源 545.5配电网抗灾的差异化规划原则 555.5.1一级抗灾设计标准的适用范围及要求 555.5.2二级抗灾设计标准的适用范围及要求 575.5.3三级抗灾设计标准的适用范围及要求 58附录 59附录A 59

1前言1.1研究背景和目的研究背景当前智能电网研究成为业界热点，为抵御重大自然灾害导致的大面积停电，中国智能电网建设相比于国外更加强调容灾能力和可靠性，抗灾性规划是提高电网容灾能力的重要措施之一，提高部分输变电设施和电源的设计标准，使电力系统具有更强的抗灾能力，以保证灾害情况下对特殊负荷的供电。目前，针对电力系统防灾变的研究，国内外研究人员分2种主要情况进行了大量的研究。一是电力系统本身的灾变情况：分析了如何防止偶然事故演化为电力系统灾变；研究了国外大面积停电事故的应急处理机制及对中国的启示，在电力系统预警、保护、应急控制、故障恢复等方面取得了丰硕的研究成果。二是在外部严重灾害发生后电力系统的应急处理，如何尽快恢复，如何在灾害中保证重要负荷供电，这对开展减灾、救灾工作具有十分重要的意义。例如：从电网运行的角度，提出了极端外部灾害情况下电网调度运行决策支持系统的设计；总结了冰雪灾害条件下电网运行所面临的问题，对覆冰形成原因、监测、融冰技术等方面的基础问题进行了整理。但是，从配电网规划的角度，目前电网规划相关技术规程侧重于线路设计标准的量化，未能从系统角度提出重大自然灾害下配电网运行方式设计的要求，无法定量评估抗灾型电网规划方案的合理性。配电网规划相关指导意见和已有文献研究侧重于抗灾规划思路的定性论证，缺乏定量分析决策方法，可能导致抗灾投资的冗余或不足。目的和意义茂名市位于南海之滨，地处广东省西南部，经常受台风天气影响，而台风侵袭造成的特大暴雨、山洪、泥石流，以及近年来由于气候变化造成的低温、雨雪、冰冻等自然灾害，对配电网的安全稳定运行构成了严重威胁，已造成了巨大的经济损失。防风防汛保电工作已是茂名供电局的重要任务，且抗灾抢险任务十分艰巨，如何提高茂名市配电网的抗灾性能是今后工作中的一个重要课题。通过本项目的立项，研究城市配电网抗灾性能的评估方法，以此分析了茂名市现状配电网在抗灾性能方面所存在的问题和薄弱环节，从而对配电网进行有针对性、有目的性的优化改造，以提高配电网的抗灾性能；本项目在对电网进行整体优化改造的基础上，还提出了针对重要用户的差异化规划原理及方法，经差异化规划的网架，在自然灾害情况下能保障社会正常运转的基本电力供应，防止电网瓦解现象的发生，确保在极端情况下保住电网的差异化网架，维持电网基本供电能力，为重点单位、用户和居民生活供电和电网恢复运行提供保障。根据上述，本项目的研究成果可提高茂名市配电网的整体抗灾性能，并保证灾害情况下对重要用户的可靠供电，对整个电网和社会的发展有着重要的意义。本项目的研究成果通过对茂名市配电网的优化改造，将其在面对灾害时所受到的停电损失降至最小，并作为配电网建设的理论指导，使茂名市的配电网更加坚强可靠，并使配电网的整体抗灾能力和供电质量得到提升。另外配电网抗灾性能的提高，减少了自然灾害发生时造成的经济损失，维持了社会的安全稳定，并为灾后重建工作提供了坚实有力的保障。随着近年来自然灾害的频频发生，各地的均应对电网的抗灾性能给予足够的重视。本项目所得成果也对其它城市配电网抗灾性能的提高提供了良好的经验及借鉴，有很好的推广前景。1.2编制依据1.《城市电力规划规范》，GB50293-1999；2.《城市中低压配电网改造技术导则》，DL/T599-2005；3.《中国南方电网城市配电网技术导则》，2005年12月；4.《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则》，2009年1月；5.《广东电网规划设计技术原则(修订)》，2010年11月；6.《茂名供电局2011～2013年配网技术改造原则和目标》茂名供电局，2010年12月；7.《茂名市2011年中低压配电网年度规划》茂名供电局，2011年5月；8.《10kV及以下架空配电线路设计技术规程》，DL/T5220-2005。1.3编制范围以茂名市中低压配电网“十二五”规划及修编为基础，针对2012-2015年配电网规划情况进行提高抗灾能力的规划研究。

2茂名地区配电网概况2.1茂名地理概况茂名市位于广东省西南部，东经110°19′至111°40′、北纬21°22′至22°42′之间。南临南海，北接云浮和广西壮族自治区，东界阳江，西邻湛江。土地总面积11425平方公里，海岸线长约166公里。是我国西南地区重要的出海口之一。2.2茂名地区配电网现状2.2.1上级电源现状至2010年底，茂名城市配电网向10kV侧供电的高压变电站共17座，其中220kV变电站4座，110kV变电站11座。至2010年底，茂名县级配电网向10kV侧供电的高压变电站共62座，其中220kV变电站4座，110kV变电站41座，35kV变电站17座。2.2.2中压配电网现状截至2010年，茂名市共有中压公用线路486回，线路总长度为12576.37km，其中电缆长度为905.24km，架空线长度为11671.12km，开关柜1345面，电缆分支箱470台，柱上开关1179台，开关房40间，公用配变10810台，总容量为134.06万kVA，专用配变5799台，总容量为121.05万kVA；低压方面，共有低压线路69600.8km，配电房7219间。2.2.3负荷现状2010年茂名市的用电量为50.85亿千瓦时，用电负荷863.8MW，最大负荷利用小时数为5887小时。2.2.4重要用户现状2.3茂名地区“十二五”配电网规划2.3.1茂名电网负荷预测电力负荷预测是电力规划的基础性工作，为使茂名市的配网规划能够同主网规划相互衔接，本次规划中的电量负荷引用主网年度规划结果。表2-12011~2013年茂名市电量负荷预测结果分区项目2010年实际2011年2012年2013年2010~2013年增长率茂名市区电量(亿kWh)25.0727.8531.4833.8910.57负荷(MW)349.2384.6425.9455.79.28最大负荷利用小时数(h)7179724173917437--高州市电量(亿kWh)8.378.408.909.403.94负荷(MW)125134.6138.5146.95.53最大负荷利用小时数(h)6696624164246399--化州市电量(亿kWh)6.286.807.508.4010.18负荷(MW)125131.1136.1140.53.97最大负荷利用小时数(h)5024518755115979--信宜市电量(亿kWh)4.755.395.96.611.59负荷(MW)110118.5125.8144.69.54最大负荷利用小时数(h)4318454946904564--电白县电量(亿kWh)6.386.857.408.007.83负荷(MW)154.6191.2199.1211.110.94最大负荷利用小时数(h)4127358337173790--合计电量(亿kWh)50.8555.2961.1866.299.24负荷(MW)863.89601025.41098.88.35最大负荷利用小时数(h)5887575959666033--茂名市区：至2013年电量为33.89亿kWh，年增长率10.57%；负荷为455.7MW，年增长率为9.28%。最大负荷利用小时数为7437小时。高州市：至2013年电量为9.40亿kWh，年均增长率为3.94%，负荷为146.9MW，年均增长率为5.53%，最大负荷利用小时数为6399小时。化州市：至2013年电量为8.40亿kWh，年增长率10.18%；负荷为140.5MW，年增长率为3.97%。2013年最大负荷利用小时数为5979小时。信宜市：至2013年电量为6.6亿kWh，年均增长率为11.59%，负荷为144.6MW，年均增长率为9.54%，最大负荷利用小时数为4564小时。电白县：至2013年电白县电量为8.00亿kWh，年增长率7.83%；负荷为211.1MW，年增长率为10.94%。最大负荷利用小时数为3790小时。综上所述，至2013年茂名市的电量为66.29亿kWh，年增长率9.24%；负荷为1098.8MW，年增长率为8.35%。最大负荷利用小时数为6033小时。2.3.2茂名配电网建设与改造规划2011-2013年茂名市配电网变电站新建及改造10kV出线线路长度为3151km，其中电缆281.31km，架空线2869.69km；开关柜1552面，电缆分支箱847台，柱上开关705台，电缆沟83050m；开关房19间；配变4110台，容量572656kVA，台区4684个，低压线12836.49km，低压开关柜2032面，无功补偿47461kVar，电能表170675只，配电房2418间。分年度规划方案如下所述。2011年茂名市配电网变电站新建及改造10kV出线线路长度为681.69km，其中电缆线59.66km,架空线622.03km；开关柜342面，电缆分支箱211台，柱上开关200台，电缆沟15138m，开关房1间；配变1278台，容量154365kVA，台区1052个，低压线3619.72km，低压开关柜692面，无功补偿5710kVar，电能表35177只，配电房569间。2012年茂名市配电网变电站新建及改造10kV出线线路长度为1093.22km，其中电缆120.66km,架空线972.57km；开关柜607面，电缆分支箱334台，柱上开关298台，电缆沟35506m；开关房13间；配变1715台，容量269046kVA，台区1989个，低压线5129.41km，低压开关柜745面，无功补偿24505kVar，电能表76877只，配电房983间。2013年茂名市配电网变电站新建及改造10kV出线线路长度为1376.08km，其中电缆101km，架空线1275.09km；开关柜603面，电缆分支箱302台，柱上开关207台，电缆沟32406m；开关房5间；配变1117台，容量149245kVA，台区1643个，低压线4087.36km，低压开关柜595面，无功补偿17247kVar，电能表58621只，配电房866间。

3自然灾害对茂名地区配电网的影响3.1茂名气候概况茂名市位于广东省西南部，东经110°19′至111°40′、北纬21°22′至22°42′之间。南临南海，北接云浮和广西壮族自治区，东界阳江，西邻湛江。茂名市于1959年建市，1985年成立茂南区，2001年成立茂港区，茂名市现辖茂南区、茂港区和电白县，并代管高州市、化州市和信宜三市。茂名市陆地总面积11458km2。2010年末，全市户籍人口738万人，其中市辖区135.8万人。茂名地势北高南低，地貌以山地丘陵为主，兼有平原和沿海滩涂。平原占总面积13.8%，丘陵占55.8%，山地占11.2%，台地占6.6%，河流水面占12.6%。耕地面积7.065万公顷（255.23万亩），其中水田13.44万公顷（201.60万亩）占79.4%。茂名海岸线曲折，港湾多，海岸线总长达248.4公里，拥有水东、博贺等多个天然良港。茂名地处北回归线以南，属热带亚热带季风温和气候。全年平均气温在摄氏22°以上，年平均降雨量在1530-1770毫米之间；年日照时数为1560－2160小时，日照率35.6%以上。茂名地处北热带和南亚热带的过渡地带，倚山临海，地貌类型复杂，属热带和亚热带季风气候区。主要气候特征是：夏热冬暖，夏季长，雨量充沛，雨季长，冬季寒潮入侵偶有严寒，常见春秋旱，夏秋期间台风暴雨较频繁。根据本市的地形，大致可划分为东北山区、中部丘陵，南部低台平原等三类地形区。各类地形区的主要气候特征分述于下。山区大致从信宜的北界，池垌、白石、大成，钱排、平塘、合水等，均为较山区的地带，在白石与钱排之间的线路，曾经巡视发现过线路出现冰结，有较薄的履冰现象，高州的马贵、古丁、云潭，电白黄岭、罗坑、黄沙、望夫镇以北一带，海拔大多在500米以上，最高峰1704米。山区气候，以冬寒夏凉，春多云雾，冬多冰霜，雨季来得早，暴雨山洪多为主要特征。中部丘陵区大致包括信宜的西南部，高州中西部及化州中北部等地，处于云开大山的西南面，地势起伏，高度多在200米以下。主要气候特点是：气候温和，少见冰霜，冬春期间，短期干旱伴随低温而出现。常风小而风害较少，常见秋旱。南部低台平原区包括化州南部、茂名、电白中南部。地势基本平坦，间有疏落的低丘，但不成山系。它的气候特点是：气候温和，寒害少，多春旱，常夏涝，常风大而风害多。3.2历年自然灾害情况3.2.1台风（1）广东省受台风影响情况广东靠近赤道、南部沿海，受海洋气象影响较大，每年台风气候及伴随的强降水、雷电过程是最重要特征之一。近3年来广东多次遭受超强台风作用，特别是2006年、2008年台风影响较大。如2006年5月登陆饶平至澄海的“珍珠”、7月登陆福建的“碧利斯”、8月登陆电白的“派比安”以及2008年台风“北冕”、“鹦鹉”、“黑格比”等。2001-2010年间，影响广东省的各等级热带气旋次数统计如表3-1所示。表3-12001-2010年广东省热带气旋次数统计表名称年份热带低压热带风暴强热带风暴台风强台风超强台风2001132002122003112004120051200612121200711120081221220095122010112合计2131012402001-2010年平均次数0.21.311.20.40由上表可知，热带风暴、强热带风暴、台风发生频次较大，强台风次之，热带低压、超强台风发生频次较小。各种热带气旋对应的风速范围如表3-2所示。表3-2各种热带气旋对应的风速范围名称热带低压热带风暴强热带风暴台风强台风超强台风中心最大平均风速(m/s)10.8-17.117.2-24.424.5-32.632.7-41.441.5-50.9≥51根据上述统计资料及各种热带气旋对配电网影响程度的大小，可以将风灾划分为一级、二级、三级。具体划分原则见表3-3。表3-3风灾等级划分表等级中心最大平均风速（m/s）一级>51二级24.5～50.9三级10.8～24.4（2）茂名市受台风影响情况热带风暴和台风，是夏秋季节影响茂名市的重要灾害性天气，伴随而来的狂风和暴雨往往会造成电力设备损失。对茂名市有影响的台风，大部分集中在7月下旬至9月上旬。台风的破坏程度决定于风力大小及登陆位置。在阳江至徐闻之间登陆的台风，尤其是在电白沿海登陆的台风对本市影响最大。沿海地区风力大都在9级以上，并带来大雨或暴雨，造成洪涝灾害。在海南岛及其以南登陆的台风，特别在琼海至文昌之间登陆的台风对本市也有较大影响，风力在8级以上，并有大雨或暴雨。在台山及其以东登陆的台风，对本市影响较小，但若登陆后台风中心向西北或偏西行，并穿过112°E以西，如6903号台风，也会带来大风和暴雨天气。据统计，每年影响本市的台风约3次，最多年份7次，最少年份0次。近几年来，如08年台风“鹦鹉”、“黑格比”，09年台风“莫拉菲”，10年台风“灿都”、“凡亚比”等，均对茂名市造成明显损失。2008年8月22日，受台风“鹦鹉”外流环流影响，茂名普降暴雨到大暴雨，局部特大暴雨，造成严重洪水灾害，直接经济损失高达2.436亿元人民币，逾65万名民众受灾。2008年9月24日，历史同期最强悍台风的“黑格比”登陆电白，给南粤大地造成了重大灾害。直接经济损失近60亿元。2009年7月18，受台风“莫拉菲”影响,茂名市各地普降暴雨,局部大暴雨,全市平均累计降雨量119毫米。直接经济总损失1.12亿元。2010年7月22日，台风“灿都”登陆后，茂名市出现了严重的洪涝灾情。沿海遭受强风袭击，南部普降暴雨，局部大暴雨。风灾和洪涝灾害造成的经济损失达16.8亿元。受“灿都”影响，我市北部出现了6-8级平均风力，南部地区平均风力达8-10级，阵风12级以上，沿海地区个别地方（沙院）出现瞬时极大风速51.8米/秒（16级）；22日08时到23日08时，我市普降暴雨到大暴雨局部特大暴雨，其中降雨量超过250毫米特大暴雨的有7个站点，全市录得最大降雨量为化州林尘326.7毫米，降雨量超过100毫米的有30个站点，降雨超过50毫米的有27个站点。据初步统计，全市5个县（市、区）84个镇（街道）76万人受灾，转移人口35306人，倒塌房屋2123间，直接经济总损失10.957亿元。其中，农林渔业损失6.196亿元。农作物受灾面积59.63千公顷，其中粮食作物11.53千公顷。农作物成灾面积44.23千公顷，其中粮食作物8.05千公顷。农作物绝收面积15.03千公顷，其中粮食作物2.452千公顷。因灾减产粮食2.2万吨，经济作物损失3.9906亿元，死亡大牲畜1580头。水产养殖受灾面积0.857千公顷，损失数量2260吨。工业、交通运输业直接经济损失1.7253亿元。停产工矿企业667个，公路中断37条次，供电中断66条次，通讯中断94条次。水利设施经济损失0.994亿元。损坏小型水库5座，损坏堤防89处总长60.91千米，堤防决口5处总长1.2千米，损坏护岸86处、水闸39座，冲毁塘坝325座，损坏灌溉设施330处，损坏水文测站2个，损坏机电泵站9座。2010年9月21日，受台风“凡亚比”影响，茂名市发生200年一遇的特大暴雨。这次强降雨造成高州、信宜两地26个镇发生洪涝灾害，信宜供电局受凡亚比灾害，造成损失7882万元（报损金额）。个别地方还出现山体滑坡，部分乡村、镇和圩交通、通讯、供电中断，3.2.2暴雨暴雨是指日雨量≥50毫米的强降水过程，日雨量≥100毫米为大暴雨；日雨量≥250毫米为特大暴雨。据此可以将暴雨分为一级、二级、三级，分别对应特大暴雨、大暴雨、暴雨，见表3-4。表3-4暴雨等级划分表等级降雨量（毫米）一级>250二级100～250三级50～100本市暴雨的成因可分为锋面低槽暴雨，台风类暴雨和热对流暴雨，其中以锋面低槽暴雨和台风类暴雨较多。据61-90年资料统计，一年四季本市均可出现暴雨，但信宜以4、5、6、7月居多，高州以5、6、7、8月居多，化州以5、7、8、9月居多，茂南以5、6、8、9月居多，电白以6、8、9月居多。全年暴雨平均次数：信宜7.4次，高州8.0次，化州7.6次，茂南7.8次，电白6.6次。3.2.3雷电广东地处东南沿海靠近赤道，受海洋气候影响雷电活动强烈，雷电强度明显高于全国平均水平。从落雷密度看2005年以来广东雷电活动明显增强，线路防雷压力较大。2007、2008、2009年雷电强度明显高于其他年份，2009年达近年最高值，平均落雷密度14.5次/km2，雷电日数、落雷总数和落雷密度均为近四年来最高。从雷电次数按月分布看，一般5－9月份雷电活动明显强于其他月份，最早3月份已有明显雷电活动，最迟11月份仍有明显雷电活动。统计数据显示，2001-2010年间，广东省平均落雷密度在3.8-6次/km2的年份有2001、2002、2003、2004、2006年，6-10次/km2的年份有2005、2007年，10-18.6次/km2的年份有2008、2009、2010年。根据落雷密度的统计资料，及其对线路运行的影响，可将雷电灾害划分为一级、二级、三级。具体划分原则见表3-5。表3-5雷电灾害等级划分表等级落雷密度（次/km2）一级>18.6二级10～18.6三级4.5～10茂名地处强雷区，年平均雷暴日超过90，信宜供电局近几年气象提供数据，年雷暴日均在101日左右。落雷密度也高于全省平均值。线路雷击跳闸次数和雷击跳闸率均明显高于全省平均水平，线路安全运行受到雷电活动的显著影响。3.3自然灾害对配电网的影响分析根据茂名供电局提供的收资数据，近年来茂港区、化州市、信宜市自然灾害对配电网的影响情况分别统计如表3-6、表3-7、表3-8所示。表3-6茂港区2007-2010年自然灾害对配电网影响统计年份断线（条）线路放电数（次）跳闸数(次）受损变压器（台）受损开关（个）缺失负荷（MW）200700000020085660017.7200900000020101123232026.832007-2010年合计1629292044.53由上表可知，2007-2010年，茂港区由于自然灾害引起断线16条，线路放电29次，跳闸29次，受损变压器2台，缺失负荷44.53MW。表3-6化州市2005-2010年自然灾害对配电网影响统计年份断线（条）线路放电数（次）跳闸数(次）受损变压器（台）受损开关（个）200581107256917020066810623468582007889930912871200822812134212788200912599238602222010254131285207852005-2010年合计8446631664681594由上表可知，2005-2010年，化州市由于自然灾害引起断线844条，线路放电663次，跳闸1664次，受损变压器681台，受损开关594台。表3-6信宜市2007-2010年自然灾害对配电网影响统计年份跳闸数(次）受损变压器（台）受损开关（个）缺失负荷（MW）2007505006642008585008092009558005832010437004792007-2010年合计2085002535由上表可知，2007-2010年，信宜市由于自然灾害引起跳闸2085次，缺失负荷2535MW。综上所述，近年来茂名各地市配电网都不同程度地受到自然灾害的影响，以化州市、信宜市较为严重，致使配网设施遭受重创，同时缺失部分负荷。暴露出配电设施抵御自然灾害能力的不足。

4中压配电网提高抗灾能力的方法分析4.1配电网应对自然灾害的思路用户多、线路多、用户重要程度等级多是中压配电网的特点。要想经济、合理地进行中压配电网抗灾规划，必须遵循“以最少投资实现灾害情况下最少停电损失”的原则。本报告认为中压配电网抗灾规划应该分三个步骤进行。第一步：提出提高配电网基础设施的设计标准。即根据灾害等级不同，制定不同的提高配电网规划设计的标准；第二步：增加抗灾型配电网结构的冗余度。即根据灾害等级的不同、灾害类型的不同，采取不同的电网接线方式，从网架结构和电气设备容量方面来应对自然灾害；第三步：配电网抗灾的差异化规划。据历史数据分析，沿海市、县地区往往遭受过不同等级的灾害，而且遭受不同等级灾害的频率相差不多，没办法按地区明确划分灾害等级。将全部供电设施按照一级灾害设防标准是不现实的，因此根据电力用户对供电可靠性程度要求不同，本报告采取分供电区域、分供电对象而采取不同设防标准方案。另外，要充分发挥分布式电源和应急发电车的作用。4.2提高配电网基础设施的设计标准4.2.1抗击风灾据茂名市供电局统计资料显示：台风是造成其其辖区内配电线路故障的主要自然灾害，台风对配电网的影响主要体现在对配电线路的绝缘损坏以及结构破坏这两方面。台风影响配电网故障的特点，台风如何造成配电网的故障以及在前者基础上配电网如何提高抗台风能力的阐述如下文所示。4.2.1.1台风造成配电设施受损特点：1）配电设施受损情况与台风路径有关，沿海地带地形空旷，容易受风，一般受灾较重。2）配电线路杆塔受损主要集中在水泥杆倒杆、断杆。3）受损线路和电杆主要集中在投运10～20年以上的老旧设施。4）倒杆、断杆最普遍的为无拉线的直线杆，带拉线直线杆受损较少，耐张杆塔受损最小。5）配电设施还易遭受台风间接影响。6）信宜局山体塌方亦较多，造成线路杆塔、台区倒塌等4.2.1.2配电网受灾原因分析：1）台风风力超过线路风荷标准。2）早期线路无正规设计或者设计标准偏低。3）电杆制造质量及建设施工质量不高。4）台风导致线路走廊树木或者高杆植物压倒、压断杆塔、线路。5）防风拉线缺失导致倒杆、断杆。6）电杆基础不良以及遭到台风引起的强降雨破坏导致倒杆。7）风吹导线导致相间短路。导线的弧垂过大或水平排列的导线间弧垂不等时,受风力作用后导线摆动的幅度大小和周期也不一样,因此可能致使两根导线接近或相碰发生短路,在相间距离一定的情况下,弧垂越大,导线混连的机会就越多;在同一档内使用不同种类的导线或不同规格的导线时,由于各根导线的质量不等,所受的拉力也不相等,在大风中导线摆动的速度不同,因而容易发生混连短路;台风引起的外力碰撞电杆也会使导线不均匀摆动而造成混连短路。8）台风还往往夹杂暴雨,盐分高的暴雨更会破坏和降低绝缘子的绝缘水平,造成接地短路。4.2.1.3提高配电网抵御风灾能力的措施1）明确配电设施重点防风范围配网设施受灾范围主要与台风路径相关，具有不确定性。受损形式与具体地形、周围环境条件有关；中、低压配电线路规模大、地域广，是最容易受到破坏的对象。因此宜采用重点防御、因地制宜的原则。重点防御范围可确定为广东沿海5~20km地势平坦区域、多年台风路径区域，多年台风半径范围的流沙及软基地质地段、防护林经济林区及部分山区线段。多年台风路径区域由各运行单位综合历年台风气象资料确定。2）提高配电线路防风设计标准风向与杆塔面垂直情况的杆塔塔身或横担风荷载的标准值，应按下式计算：(4-1)式中——杆塔塔身或横担风荷载的标准值（kN）；——风振系数；——风荷载体型系数；——风压高度变化系数；A——杆塔结构构件迎风面的投影面积（m2）;——基本风压（Kn/m2）风向与线路垂直情况的导线或地线风荷载的标准值，应按下式计算：(4-2)式中——导线或地线风荷载的标准值（kN）；a——风荷载档距系数；d——导线或地线覆冰后的计算外径之和（m），对分裂导线，不应考虑线间的屏蔽影响；——风荷载体型系数，当d<17mm，取1.2；当d≥17mm，取1.1；覆冰时，取1.2；——风力档距（m）；各类杆塔均应按以下三种风向计算塔身、横担、导线和地线的风荷载：1风向与线路方向相垂直，转角塔应按转角等分线方向；2风向与线路方向的夹角成60°或45°；3风向与线路方向相同。风向与线路方向在各种角度情况下，塔身、横担、导线和地线的风荷载，垂直线路方向分量和顺线路方向分量应按表4-1采用。表4-1风荷载垂直线路方向分量和顺线路方向分量风向与线路方向间夹角（度）塔身风荷载横担风荷载导线或地线风荷载XYXYXY00000.25450.424(+)0.424(+)0.40.70.50.15600.747+0.2490.431+0.1440.40.70.7509000.400注：1X为风荷载垂直线路方向的分量，Y为风荷载顺线路方向的分量；

2WSa为垂直线路风向的塔身风荷载；

3WSb为顺线路风向的塔身风荷载；

4WSc为顺线路风向的横担风荷载。拉线高塔和其他特殊杆塔的风振系数β，宜按现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB50009的有关规定采用，也可按表4-2的规定采用。表4-2杆塔的风振系数部位杆塔总高度（m）<3030～50>50塔身1.01.21.5基础1.01.01.2风荷载档距系数a应按表4-3采用。表4-3风荷载档距系数设计风速（m/s）20以下20～2930～3435及以上a1.00.850.750.7根据以上分析计算，风速大于40mp/h的区域如果采用架空线路，那么杆塔应该选取高强度电杆、窄基塔或者钢管杆。耐张杆应采用自立式角钢塔或钢管塔，双回线路应采用大弯矩电杆、双杆组合或自立式铁塔。风速小于40mp/h的多风区域如果采用架空线路，可以采用水泥杆，但是风灾频繁区应架设防风拉线。4.2.2抗击雷灾4.2.2.1雷灾造成配电网受损特点及原因雷击对配电网的影响主要体现在对架空配电线路和配电设备的破坏。架空配电线路绝大多数无避雷线保护，自身绝缘水平较低，容易遭受雷击危害。其中感应雷过电压约占85%，直击雷过电压约占15%。由于低压线路绝缘水平低，由感应雷过电压引起的雷害故障次数占绝大部分。据测量，感应雷过电压的幅度可达500kV左右，对配电线路绝缘具有很大的威胁。因此，配电线路防雷必须充分重视对感应雷过电压的防护。同时由于架空绝缘导线的大量使用以及柱上开关、环网柜等大批新设备的投入,使防雷保护的薄弱环节已成为安全运行的隐患。绝缘导线雷击断线及配电设施受损事故时有发生。4.2.2.2提高配电网抵御雷灾能力的措施1）防止绝缘导线雷击断线的措施绝缘导线防雷击断线的措施:一是限制工频续流，防止雷击闪络后工频续流起弧；二是转移工频电弧弧根或使其固定在防弧夹上燃烧，保护导线。防弧线夹尚在试用阶段且安装时需剥离导线绝缘层30～40cm，易致导线内部进雨水，故未实施。氧化锌避雷器(MOA)可限制工频续流，一般是在绝缘导线线路上约每隔200m安装一组MOA，可有效防止雷击断线事故。2）终端杆塔防雷根据雷电流陡波的折射与反射的原理，线路末端断开时反射波等于入射波，当波到达开路末端时全部磁场能量将转变为电磁量而使电压上升1倍，因此在线路末端必须要安装避雷器。3）同塔多回路架设的线路防雷同塔多回路架设的线路由于采用相同的绝缘水平，建议在多回路线路适当位置加装避雷器。同时，为避免雷击时对相邻线路造成反击，宜采用不平衡绝缘方式。当同塔架设的多回路线路选择一回路绝缘子的耐压比其他回路低些时，雷击时绝缘子耐压低的线路时会先闪络，闪络后相当于地线，从而增加了对其他回路的耦合，提高了耐雷水平。4）2条线路交叉跨越防雷当2条线路交叉跨越时且上面一条线路受雷击时，可能会击穿空间造成2条线路同时跳闸。另一种情况，当10kV线路跨越110kV以上线路时，由于110kV线路易受雷击产生感应过电压，对10kV线路放电而引起其跳闸。由于交叉处存在空气间隙，其冲击绝缘强度低于各线路对地的冲击绝缘强度。如果交叉处或附近受雷击时，可能使交叉处的空气间隙击穿，致使2条相互交叉的线路同时跳闸。若交叉点距最近杆塔的距离超过40m时，建议在距交叉点最近端的杆塔上加装避雷器。另外，线路交叉档两端的绝缘不应低于其邻档的绝缘。交叉点应尽量靠近上下方线路的杆塔，以降低雷击交叉档时交叉点上的过电压。10kV线路之间应尽量避免交叉跨越，同级电压线路相互交叉或与较低电压等级线路及通信线路交叉时的交叉垂直距离不得小于表4-4所列的数值。表4-4不同电压等级对应的最小交叉垂直距离系统标称电压，kV3~1020~110220330500最小交叉距离，m245664.2.3抗击暴雨洪水灾害暴雨洪水是由短时间内较大强度的降雨而形成的洪水。在这种强对流气候条件下，配电线路的绝缘要经受严峻的考验；同时，暴雨形成的洪水又对配电杆塔基础造成冲击。4.2.3.1暴雨洪水灾害造成配电网故障的特点及原因1）在暴雨条件下，雨水使得绝缘子相邻伞缘的空气间隙短路，从而造成配电网架空线路绝缘子的湿闪电压下降。湿闪电压的下降大大增加了绝缘子闪络的概率，架空线路跳闸次数也相应增加。随着暴雨严重的加剧，由其引起的架空线路跳闸事故显著增加。2)在暴雨洪水条件下，短时间内的强降雨造成地面雨水剧增。位于地质疏松地区的杆塔基础土壤受到积水的冲刷严重，杆塔基础失去原有的稳固性二倾倒。位于山坡处的杆塔由于山体受雨水冲刷引起滑坡、塌方、错位造成杆塔倾斜。4.2.3.2提高配电网抵御暴雨洪水灾害能力的措施1）为防止暴雨造成绝缘子伞间空气间隙短路，改进架空线路绝缘子尺寸。加大绝缘子的伞宽同时减小伞距。伞宽、伞距之比设计为在绝缘安全范围之内。2）改进架空线绝缘子的安装位置。在暴雨灾害严重地区，变垂直安装形式为水平安装。3）设置合适的伞盘倾角使雨水能形成水珠下落，伞盘倾角一般为20°～30°。4）架设架空线路杆塔时，尽量避免地质疏松、地质结构不稳定地区，设杆地址选择地质条件较好的地区。5）对处于地质条件较差地区的杆塔，必须对杆塔基础采取加固措施。4.3增加抗灾型配电网结构的冗余度配电网提高抗灾能力分两个阶段：即灾前提高配电网元件对自然灾害的抵御能力；灾后将故障停电最小化。后者，即使本节“电网加固”的意义所在。表4-5是1999-2008年中国南方某地区不同地理区域内35kV配电线路（简图如图4-1所示）在不同气候条件下发生故障的统计数据结果。从表中可知：自然灾害情况下，不仅线路失效频率较正常情况的线路失效频率大得多，同时，自然灾害造成故障线路的停电修复时间显著增加。研究如何在灾后降低配电网停电恢复时间，对于提升配电网的抗灾能力至关重要。表4-5不同气候条件下的线路失效数据气候条件线路失效频率/（次∙d-1）L1、L2L3L4雷害0.14880.144960.1644覆冰0.11520.10080.1416降雨0.03840.04320.0576大风0.06420.05280.0768高温0.04080.03360.0600其他自然灾害0.09840.08640.1248正常0.03120.02400.0432气候条件线路修复时间/（h∙次-1）L1、L2L3L4雷害8.528.129.48覆冰15.613.217.8降雨3.623.323.98大风5.965.26.25高温6.347.127.56其他自然灾害18.4216.8419.21正常1.981.462.24图4-1简单供电系统结构图提高配电网的抗灾害能力，从改进配电网结构层面看在于当自然灾害对配电网既以造成故障时如何能够保证快速、有效转供用电负荷。也就是说，研究通过改进配电网结构提高配电网的抗灾能力，在于解决如何提高现有配电网的负荷转供能力。提高配电网的负荷转供能力包括以下几个方面的内容：（1）改进配电网的接线形式，加强配电线路间的联络；（2）优化配电网潮流，保证配电线路负荷程度满足灾时转供之要求；（3）增加配电网的备用容量，以备灾时有效转移负荷；（4）限制配电线路负荷水平，加强配电网的可靠性。配电网接线形式的改进4.3.1中压配电网的典型接线形式单辐射（a）架空线路（b）电缆线路这种模式适用于城市非重要负荷架空线和郊区季节性用户。单电源线辐射接线的优点就是比较经济，配电线路和高压开关柜数量少、投资小，新增负荷也比较方便。但其缺点也很明显，主要是故障影响范围较大，供电可靠性较差。当线路故障时，部分线路段或全线将停电；当电源故障时，将导致整条线路停电。对于这种简单的接线模式，由于不存在线路故障后的负荷转移，可以不考虑线路的备用容量，即每条出线（主干线）均可以满载运行。“n-1”单环网（a）“2-1”单环网（电缆）(b)“2-1”（c）“3-1”单环网（电缆）不同母线的环式接线模式（单联络）有n个电源（可以取自同一变电所的不同母线段或不同变电所）。它适用于负荷密度较大且供电可靠率要求高的城区供电，运行方式一般采用开环。这种接线的最大优点是可靠性比单电源线辐射接线模式大大提高，接线清晰、运行比较灵活。线路故障或电源故障时，在线路负荷允许的条件下，通过切换操作可以使非故障段恢复供电。但由于考虑了线路的备用容量，线路投资将比单电源线辐射接线有所增加。在这种接线模式中，线路的备用容量为，即正常运行时，每条线路最大负荷只能达到该线路允许载流量的。若系统中一条线路的电源出现故障时，可将联络开关闭合，从另一条线路送电，使相应供电线路达到满载运行。双环网(a)开关站型式（电缆）(b)两个独立单环型式（电缆）电缆单环网的环网点一般为环网柜、箱式站或环网配电站，与单环网的架空线路相比，它具有明显的优势，由于各个环网点都有两个负荷开关，可以隔离任意一段线路的故障，客户的停电时间大为缩短。双环网接线相当于两个单环网向同一地区供电，该地区众多的重要用户同时从两个单环网上取得电源。显然，双环网接线的可靠性较单环网接线更高。N供一备(a)两供一备(b)三供一备该种模式随着“N”值的不同，其接线的运行灵活性、可靠性和线路的平均负载率均有所不同。一般以“3-1”和“4-1”模式比较理想，总的线路利用率分别为67%和75%。“5-1”以上的模式接线比较复杂，操作也比较繁琐，同时联络线的长度较长，投资较大，线路载流量的利用率提高已不明显。N供一备接线模式的优点是供电可靠性较高，线路的理论利用率也较高。该方式适用于负荷发展已经饱和、网络按最终规模一次规划建成的地区。N分段n联络（a）架空线路两分段两联络（b）架空线路三分段三联络这种接线模式，通过在干线上加装分段断路器把每条线路分段，并且每一分段都有联络线与其他线路相连接.当任何一段出现故障时，均不影响另一段正常供电，这样使每条线路的故障范围缩小，提高可靠性。这种接线每条线路应留有的备用容量。与不同母线出线的环式接线模式和不同母线三回馈线的环式接线模式相比，两分段两联络的接线模式提高了架空线的利用率.但由于需要在线路间建立联络线，加大了线路投资。这种接线模式可应用于城网大部分地区，联络线可以就近引接，但须注意要不同变电站出线或同一变电站的不同母线出线间建立联络。4.3.2典型接线形式的可靠性分析与比较假设同样面对自然灾害，采用各种典型接线形式的配电网具有相同故障率，相同的停电用户数以及相同的负荷水平等等，那么它们的可靠性会随着采取接线形式的不同而有所差异。采用各种接线形式的配电网其可靠性的高低呈现大致如下的情况：单辐射——“n-1”单环网——“n-1”双环网或N供一备——N分段n联络（从低到高）。相同的接线模式（以N分段n联络为例），随着分段数N和联络数n的增加，可靠性的程度有所增加。这是因为分段和联络的增加使得配电线路的联系加强，即使自然灾害导致一条或多条配电线路故障，也可以通过有效的负荷转供是停电损失降低。一般而言，在同样条件下，环网率越高联系越多的配网接线方式可靠性就会越高。然而这并不意味着越高越好，因为联系越多开关设备就要越多，配电系统发生故障的几率也会相应更高，从而抵消了加强联络对提高配电网可靠性的应有效果。4.4配电网抗灾的差异化规划理论所谓差异化规划，就是指在各类重大自然灾害下，必须保障重要负荷的供电需求，选择电网中的部分组件提高设计标准，使之提高对灾害的承受程度，是智能电网建设的重要组成部分。差异化规划的目的,就是在发生重大自然灾害时，将线路切换成由高标准站、高标准线路、重要负荷构成的最小骨干电网上，确保为重要负荷可靠地供电。上面提到的差异化规划理念是针对高压配网提出来的，高压配电网线路少，供电路径少，以110kV或者35kV变电站为单位的负荷点相对较少，因此选出最小骨干电网是相对较容易的。然而中压配电网具有结构复杂、线路众多、负荷相对比较分散的特点，因此完全按照上述差异化规划理念，要想针对中压配电网网络找出最小骨干网络是比较困难的，完全按照上述理论是行不通的。南网配网规划技术导则中对电力用户供电要求有如下规定：（1）重要电力用户除正常供电电源外，应配置自备应急电源。自备应急电源容量应达到保安负荷的120%，如有需要应配置应急电源装置。（2）特级电力用户具备三路电源供电条件，其中两路电源应来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源应能保证独立正常供电。（3）一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电。（4）二级重要电力用户具备双回路供电条件，供电电源可以来自一个变电站的不同母线段。将差异化规划理念与南网规划技术导则相结合，提出配电网抗灾差异化规划的方案如下：（1）将南网配网规划技术导则中对重要电力用户的供电要求与一级抗灾设防标准相结合，保证重要电力用户至少一条供电路径是按一级抗灾设防标准设计的（包括110kV变电站和10kV线路）。（2）选择按二级抗灾设防标准设计的线路和变电站时，可参照高压配电网中应用的差异化规划原则理念，在小范围内建立最小骨干电网，提高设计标准，建立经济、可靠的供电网络。（3）不同供电区域要体现差异性规划原则，即供电区根据重要负荷所占总负荷比例情况，确定提高设计标准的供电设施占供电区总负荷的比例情况。4.5采用辅助设施提高中压配电网抗灾能力当系统由于特殊情况出现崩溃情况时，供电部门应该为重要用户提供最后一层保障，即采用辅助供电设备，比如移动电源车、分布式电源、用户自备电源等，确保在极其恶劣的情况下仍能为重要用户供电。4.5.1移动电源车由于目前应急电源(移动发电车)的造价比较昂贵，我国城市各分区供电所应急电源的配置数量较少。因此，在这种情况下，为城市供电企业提供一个最优的应急电源配置方案，从而增强城市供电应急处理的恢复供电能力，是一项亟待解决的问题，具有重要的现实意义。（1）移动电源车的优化配置该模型充分考虑现有分散电源的分布情况，从各分区供电所应急电源的容量配置现状和重要用户的应急电源需求情况出发，建立了在当前网络条件下使总费用(包括新增应急电源的投资费用、重要用户的停电损失费用以及应急电源的运行和维护费用)最小的应急电源优化配置模型。（2）目标函数目标函数即总费用最小，由3部分组成：第1部分为新增应急电源的投资费用；第2部分为重要用户的停电损失费用；第3部分为应急电源的运行和维护费用。即：式中：m为重要用户的个数；n为分区供电所的个数；P为移动发电车单位容量的投资费用；Pij为第i个分区供电所为第j个重要用户提供的应急电源容量；Zij为应急电源配置决策变量(Zij=1表示第i个分区供电所为第j个重要用户配置应急电源，否则Zij=0)；EPi为分区供电所i的现有应急电源容量；Pmaxj为第j个重要用户的最大负荷；Lk为第k类重要用户的停电损失；tl为平均停电恢复时间；ωj为平均每年移动发电车出救重要用户j的次数；λ为移动发电车的平均使用年限；η为动发电车运行和维护费用占总投资费用的比例系数。（3）约束条件1）时间约束：（4-3）式中：i=1,2,…,n；j=1,2,…,m；tij为分区供电所i到重要用户j的最短时间；Td为应急电源到达应急地点后拉线和接线的平均时间；Tj为重要用户j的允许持续停电时间；Tcj为重要用户j的自备电源可持续运行时间。2）优先利用现有应急电源容量约束：分区供电所i为所有重要用户配置的容量要不小于此分区供电所原有的应急电源容量，即i=1,2,…,n（4-4）3）重要用户的需求约束:所有分区供电所向重要用户j供应的应急电源容量不小于重要用户j的应急电源需要容量，即（4-5）式中：Pnj为重要用户j所需的应急电源容量。4）配置约束：每个重要用户仅由一个分区供电所为其配置应急电源或不配置。（4-6）（4）移动电源车优化配置算法应急电源优化配置算法，首先采用Dijkstra算法进行最短路径分析,计算出每个分区供电所到每个重要用户的最短路径，然后根据最短路径分析结果，采用遗传算法，实现重要用户应急电源的优化配置方案。4.5.2分布式电源由分布式电源和重要负荷可以组成微型电网，该微型电网有两种运行方式：电网故障时，DG要断开与电网的连接，由分布式电源和重要负荷形成孤立电网，保证重要负荷的供电，这种方式成为孤网运行模式。电网恢复正常以后，为保持微网稳定，DG要重新并网运行，这种方式成为并网运行模式。这要求DG需要具有灵活的双模式控制功能。，DG是以逆变器与电网连接的微型电源（功率较小的内燃机、微型燃气轮机、燃料电池、可再生能源如太阳能发电、风力发电等）。在微网控制系统中设计模式控制器，用于检测电网电压并发出逻辑控制信号，控制连接微型电源与配电网母线的断路器QFA的通断，同时还控制DG在并网模式与孤网模式下的转换。正常情况下，QFA闭合，DG运行在并网模式与电网一起向负荷供电，当电网发生故障，DG内部保护在检测到机端电压过低后，向QFA发出断开信号，同时向DG发出模式转换指令，DG开始从并网运行模式向孤网模式过渡。经固定时间延迟后，DG完成模式转换，单独向重要负载供电。如果模式控制器检测到电网电压恢复正常，则向DG下达模式转换指令，然后再下达指令闭合QFA，负载由电网供电。QFA闭合后，经固定时间延迟后DG重新并网运行。此种双模式的自动控制保证了重要负荷的供电，但是，在切换过程中有短暂的停电时间。双模式切换根据DG类型的不同，并网方式的不同会有所差别，若在功率匹配和继电保护整定上加以配合，有些DG可以实现无缝切换。

5中压配电网提高抗灾能力的规划原则5.1总体技术原则根据规划区灾害种类不同、灾害严重程度不同，有针对性地提高变电站、中压配电线路、开关站、配电站等的设防标准是最直接、最有效的抗灾手段，因此在《中国南方电网公司110kV及以下配电网规划指导原则》基础上，根据规划区灾害等级情况，提出不同等级的设防标准是电网抗灾规划的首要工作。根据规划区所遭受的灾害种类，改进接线模式，提高联络率，总体上提高配电网结构的冗余度，也是配网抗灾规划过程所不可缺少的环节。中压配电网抗灾规划还应积极借助辅助设备(分布式电源、应急电源车、用户自备电源等)来提高电网抗灾能力。最后，根据电力用户对供电可靠性要求程度不同，选择不同的设防标准；不同供电区采取不同范围的设防标准等级区域，实现配电网抗灾的差异化规划5.2规划区灾害等级划分茂名市地处广东省西南部，历史气象资料显示，该市主要受到台风、降雨以及雷电等自然灾害的侵扰。就自然灾害的危害程度以及灾害发生的频率，现对三种自然灾害等级划分如下。5.2.1台风灾害的等级划分参照南方电网配电线路普遍设计风速，同时考虑各等级热带气旋的发生频率及其破坏力等自然灾害等级划分因素，台风灾害的等级划分如表5-1所示。表5-1风灾的等级划分台风灾害等级风速/（m/s）一级>51二级41.5～50.9三级24.5～41.4注：南方电网配电网建设线路设计风速普遍采用25～35m/s。5.2.2雷电灾害的等级划分类比台风灾害等级的划分标准，雷电灾害的等级划分如表5-2所示。表5-2雷电灾害的等级划分雷电灾害等级落雷密度/（个/km2）一级>18.6二级10～18.6三级4.5～105.2.3降雨洪水灾害的等级划分类比台风灾害等级的划分标准，降雨灾害的等级如表5-3所示。表5-3降雨灾害的等级划分降雨灾害等级日降雨量/（mm）一级>250二级100～250三级50～1005.3提高设计标准的措施5.3.1变电站5.3.1.1110kV变电站110kV变电站站内设备结构紧凑，对强烈外力的冲击具有一定的耐力，加上近年来重要变电站实施GIS的趋势，变电站的运行相对配电线路处于较高的可靠水平。据统计数据显示：110kV（或35kV）变电站易受到降雨、雷电灾害的影响，与此同时，台风灾害并未对变电站的稳定运行构成主要威胁。（1）110kV变电站的站址应该选择当地地势较高，且地质条件较好的位置。（2）110kV变电站内的带电设备安装位置相对站内地面应有一定的抬高，设计高度不得低于站内地面高度0.5米。此外，根据降雨、雷电灾害等级不同，110kV变电站的设计型式宜按表5-2选择。表5-4110kV变电站型式选择表降雨、雷电灾害等级推荐设计型式一级全户内布置二级全户内布置、半户内布置三级半户内布置5.3.1.235kV变电站35kV可分为户外布置、半户外布置（主变户外或主变及35kV配电装置均户外布置）和箱式布置。（1）110kV变电站的站址应该选择当地地势较高，且地质条件较好的位置。（2）110kV变电站内的带电设备安装位置相对站内地面应有一定的抬高，设计高度不得低于站内地面高度0.5米。此外，类比110kV变电站的建设，各地区不同供电分区35kV变电站型式宜按表5-2选择。表5-535kV变电站型式选择表降雨、雷电灾害等级推荐设计型式一级全户内布置二级全户内布置、半户内布置三级半户内布置5.3.2中压配电线路5.3.2.1一般性技术原则（1）抗灾性中压配电网规划应该在《南方城市配电网技术导则》的基础上，根据规划区所处供电区的类别不同、灾害等级不同进行不同层次的规划。（2）处于灾害频发区的已有的电力设施，应该更换部分元件；新建中压配电线路时应考虑适当提高设计标准。（3）中压配电网应有一定的容量裕度和灵活的运行方式，以满足灾害发生时负荷转移的需要。（4）进行电网规划时，电力设施的选址应合理，应尽量避开受灾害影响的区域。5.3.2.2抗击风灾台风对配电线路的危害主要体现在对架空线路的结构破坏、绝缘失效。针对上述两个抗灾薄弱环节宜对常规配电线路在以下方面进行改进：（1）提高配电网架空线路的绝缘水平：1）配电网架空线走廊与周围的树木、建筑等应具有一定的绝缘间距。架空线路的对地距离及交叉跨越应严格遵守DL/T5220—2005的规定。2）对于以下不适合架空裸导线的区域，应采用架空绝缘导线：架空线路走廊狭窄，裸导线架空线路与建筑物净距不能满足安全要求时。人口密集区、繁华街道区、风景旅游区及林带区。3）新规划线路应采用加强型瓷担增加线间距离，并且同一档内应采用同种类型、同种规格的导线，同一档内不同相线的弧垂应保持一致。4）增立电杆，缩小路档距，减小耐张段长度，降低因台风吹袭造成的倒杆、断杆以及线路相间短路的风险。（2）提高配电网架空线路的结构水平：1）选择合适的杆塔类型以削弱不同等级的风灾对中压配电线路结构的破坏。2）强化杆塔基础设计标准达标，钢管杆的基础型式、基础的倾覆稳定应符合DL/T5130的规定。中压配电线路设计推荐标准按表5-6选择。表5-6中压配电线路抗击风灾设计标准推荐表台风灾害等级推荐设计标准一级配电线路电缆化；抗台风设计标准不低于51m/s二级配电线路电缆化率达到50％；抗台风设计标准不低于41m/s三级抗台风设计标准不低于24m注：相应配电线路绝缘等级、结构等级的推荐建设标准见附录A。5.3.2.3抗击雷灾中压配电线路，当采用绝缘导线时宜有防雷措施，防雷措施应根据当地配电网的实际情况选择。以下情况宜安装避雷器：电力电缆与架空线连接时，所有的户外电缆头处都要装设避雷器；耐张杆、终端杆安装10kV氧化锌避雷器。线路之间应避免交叉跨越，当出线2条线路交叉跨越时，若交叉点距最近杆塔的距离超过40m，在距交叉点最近端的杆塔上加装避雷器。视雷电灾害的严重程度，为防止绝缘导线雷击断线，在杆塔处安装组合型防护金具。视雷电灾害的严重程度，在杆塔处装设带穿刺线夹的防雷放电间隙。针对雷电灾害的严重程度，避雷器、防护金具、放电间隙的选择按表5-7所示：表5-7中压配电线路抗击雷电灾害灾设计标准推荐表雷电灾害等级推荐设计标准一级每基杆塔装设一组避雷器；每基电杆上安装组合型防护金具；每基杆塔装设防雷放电间隙。二级间隔2~3基杆塔装设一组避雷器；每基电杆上安装组合型防护金具；每基杆塔装设防雷放电间隙三级间隔5~6基杆塔装设一组避雷器；每基杆塔装设防雷放电间隙5.3.2.4抗击暴雨洪水暴雨洪水引起配电网架空线绝缘子闪络电压下降，冲刷杆塔塔基从而造成倾倒事故。针对上述两个问题宜对常规配电线路进行以下几方面的改进：（1）改进绝缘方式：1）适当增大绝缘子伞宽，同时相应缩短绝缘子伞距值，绝缘子的伞宽与伞距之比宜在0.5~1之间。2）在暴雨严重地区采用水平安装方式安装架空线绝缘子。3）增加架空线绝缘子的伞数。（2）巩固杆塔基础：1）配电网架空线杆塔宜架设在地质条件较好的位置，选址避免河流、湖泊沿岸等地质条件疏松的位置。2）对于处于地质条件较恶劣地区的杆塔应对杆塔，架设杆塔时必须对塔基采取设置维护桩，、回填混凝土等加固处理措施。应对不同等级的暴雨洪水灾害，架空线路绝缘子伞数的选取的设计标准按表5-8选择：表5-8中压配电线路抗击暴雨洪水灾害灾设计标准推荐表暴雨洪水灾害等级推荐设计标准一级绝缘子伞数不少于4个；水平安装绝缘子；基础设置维护桩且回填混凝土二级绝缘子伞数为3~4个；水平安装绝缘子；基础设置维护桩且回填夯实粘土三级绝缘子伞数为2~3个；基础设置维护桩且回填夯实粘土5.3.3开关站、配电站开关站、配电站内主要为开关设备、配电变压器以及母线，其结构紧凑不易受到台风的外力影响引起故障。据统计表明：当站内设备暴露在户外时，两者受到雷电以及暴雨灾害影响的故障率显著上升。（1）配电站、开关站的站址应该选择当地地势较高，且地质条件较好的位置。（2）配电站、开关站站内的带电设备安装位置相对站内地面应有一定的抬高，设计高度不得低于站内地面高度0.5米。（3）对于受条件限制而建设在地下的配电站、开关站，应选址在地下较高层，或推广应用SF6气体绝缘开关柜。此外，改进后的开关站、配电站的推荐设计形式按表5-9、5-10选择。表5-9开关站型式选择表雷电、降雨灾害等级推荐设计型式一级小型开关站二级小型开关站、户外开关箱三级户外开关箱表5-10变电站型式选择表雷电、降雨灾害等级推荐设计型式一级室内站二级箱式变、室内站三级箱式变5.3.4中压配电网结构抗灾型中压配电网结构的选择需要平衡接线形式在可靠性、经济性方面的优劣，同时兼顾其在自然灾害后转供能力的大小。（1）在正常情况下，各等级供电区所采用的中压配电网结构必须满足《中国南方电网有限责任公司“十二五”110千伏及以下配电网规划编制技术规定》中关于中压配电网可靠性的要求。（2）为防止在自然灾害发生时配电网大面积的停电现象，各等级供电区所采用的中压配电网结构应当具备较强的负荷转供能力。（3）对可靠性要求较高的A、B类供电区，由于自然灾害对其造成的停电牵涉较多的用户，因此，这两类供电区的中压配电网采用环网结构开环运行或N供一备的电缆网供电形式。每回电缆主干线应在适当位置设置开关房或综合房。（4）对C、D类供电区，条件允许情况下也可采用环网结构开环运行或N供一备的电缆网供电。为提高转供能力，架空线路采用“2-1”双环网接线、N供一备用或多分段多联络接线。（5）E、F类供电区为负荷密度较小区域，为提高这些地区配电网的转供能力，采用“2-1”单环网或多分段多联络架空线网供电。（6）研究表明，提高中压配电网环网率及变电站间联络率，进而加强了配电网在灾后的负荷转供能力，即提高配电网在灾害情况下的可靠性。为提高配电网在自然灾害情况下的可靠性，各类供电区中压配电网环网率或联络率及变电站间联络率控制目标见表5-11。表5-11各类供电区中压配电网环网率及变电站间联络率控制目标供电分区A类B类C类D类E类F类环网率（联络率）改进前100%100%100%>80%>50%>20%改进后100%100%100%>80%>60%>20%变电站间联络率改进前>70%>50%>30%>20%>10%--改进后>90%>70%>50%>40%>30%20%5.4抗灾规划辅助措施当大灾害或者其他原因导致最小骨干电网崩溃后，应有相应辅助措施为刚性负荷恢复供电。辅助措施包括：移动发电车、分布式电源、用户自备电源。5.4.1移动发电车供电公司应配置移动发电车，在电网崩溃情况下替换停电的10kV/380V配变，充当临时柱上(或台上)配电变压器的角色；在正常情况下也可用来变电站的不停电检修作业。（1）供电地点供电地点为与最小骨干电网直接相连的10kV/380V配变(以下称重点配变)。当地供电部门应根据特级电力用户、一级电力用户、二级电力用户所占比例情况将重点变电站分为特级配变(特级电力用户占总电力用户50%以上)、一级配变(一级电力用户占总电力用户50%以上)、二级配变(二级电力用户占总电力用户50%以上)，根据此分类，当移动发电车数量不足时，在电网崩溃情况下优先为特级变电站恢复供