国家电网十八项重大反事故措施.docx

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国家电网十八项重大反事故措施

国家电网公司十八项电网重大反事故措施

1防止人身伤亡事故

1.1加强作业场所的危险点分析和做好各项安全措施

1.1.1各单位工作或作业场所的各项安全措施必须符合《国家电网公司电力安全工作规程》（国家电网安监〔2005〕83号）和DL5009《电力建设安全工作规程》的有关要求。

1.1.2各单位要根据工作内容认真做好作业现场危险点分析工作，并根据危险点分析做好安全措施。

要定期检查危险点分析工作。

1.1.3在作业现场对可能发生人身伤害事故的地方，应设立安全警示牌，并有可靠的防护措施。

对交叉作业的现场应有交叉作业的安全防护措施。

1.2加强作业人员培训

1.2.1定期组织对本单位有关作业人员进行安全技术培训，提高安全防护水平。

特别是临时、新参加工作人员必须强化安全技术培训，并在证明其具备必要安全技能情况下，指定有工作经验的人员带领下方可工作，禁止在没有监护的条件下指派临时、新参加工作人员单独从事有危险的工作。

1.2.2各单位应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护意识，学会安全防护方法及在发生伤害事故情况下自救和互救的方法。

1.2.3要有针对性对各种作业人员（包括工作票签发人、工作负责人、工作许可人、工作操作监护人）定期进行安全规程、制度的培训，务使其熟练地掌握有关安全措施和要求，明确各自的安全职责，严把安全关。

1.3加强外包工程人员管理

1.3.1加强对各种承包工程的安全管理，明确业主、监理、承包商的安全责任，做到严格管理，安全措施完善，并根据有关规定严格考核。

1.3.2在有危险性的电力生产区域内作业，如有可能引电力设施引发火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等容易引起人员伤害、电网事故、设备事故的场所作业，发包方应事先进行安全技术较低，要求承包方制定安全措施，并配合做好相关的安全措施。

1.4加强安全工器具的检查

在防止触电、高处坠落、机械伤害、灼烫伤等人身伤害事故方面，应认真贯彻安全组织措施和技术措施，并配备充足合格的经国家或省、部级质检机构检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品，并根据有关标准、规程要求定期检验，淘汰不合格的工器具和防护用品，以提高作业的安全水平。

2防止系统稳定破坏事故

2.1加强电网规划和建设

2.1.1要重视和加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，建设结构合理的电网。

对电网的薄弱环节，要尽快给予强化。

2.1.2电源接入点要合理，受端系统受电应按多条通道、多个方向进行规划和实施，每个通道的输送容量不应超过受端系统最大负荷的10%--15%，以减少失去一个通道时对电网安全稳定运行的不利影响。

2.1.3发电厂不应装设构成电磁环网的联络变压器。

2.1.4一次设备投运时，相应的继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施应同时投入运行。

2.1.5要加强稳定控制及保电网安全最后防线措施的设计研究工作，稳定控制措施设计要与系统设计同时完成。

要合理地设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计高频切机、低频减负荷和低压减负荷，以防止电网稳定破坏、电网崩溃和大面积停电事故。

2.1.6加强110kV及以上母线、220kV及以上主设备快速保护的建设。

对500kV（330kV）设备的主保护要实现双重化配置，220kV及以上环网运行线路要配置双套全线速动保护，500kV（330kV）及枢纽220kV厂站母线应配置双套母差保护。

2.2电网安全运行和技术措施

2.2.1要严格按照电网运行控制要求控制系统运行，禁止超极限值运行。

电网一次设备故障后，要按照故障后方式电网运行控制要求尽快将相关元件的潮流（或发电机出力、电压等）控制到规定值。

需要按电网运行控制要求控制的设备，要通过调度机构的EMS系统实现实时在线监测，并要有越限告警功能。

2.2.2系统运行要按有关规定留有一定的旋转备用容量。

2.2.3应避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。

对于高一级电压网络建设初期，暂时不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，要采取稳定控制措施防止系统稳定破坏，并要采取后备措施以限制系统稳定破坏后的影响范围。

2.2.4省网及大区网间要采取自动措施防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。

特别重要的系统（政治、经济、文化中心）要采取自动措施防止相邻系统发生事故时直接影响到系统的安全稳定运行。

2.2.5电网运行控制极限是保障系统安全稳定运行的主要技术措施，要做好电网运行控制极限的运行管理，密切跟踪系统的变化情况，及时调整电网运行控制极限。

2.2.6要加强并网发电机组励磁系统、PSS（电力系统稳定器）和调速系统的运行管理，管理应侧重于参数设置、设备投停、设备改造等。

2.2.7要加强稳定控制措施及保系统安全最后防线运行措施的管理。

要密切跟踪系统的变化情况，及时调整稳定控制措施，完善失步、低频、低压解列等装置的配置，并做好装置的定值管理、检修管理和运行维护工作。

低频、低压减负荷装置和其它安全自动装置要足额投入。

2.2.8应避免220kV及以上枢纽厂站的线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。

母线无快速保护运行时，要尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。

受端系统的枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。

2.2.9要加强开关的运行维护和检修管理，确保元件故障能快速、可靠地切除。

对500kV（330kV）厂站、220kV枢纽厂站分闸时间分别大于50ms、60ms的开关，要尽快通过检修或生产改造加快分闸速度，经上述工作后分闸时间仍达不到上述要求的开关要尽快给予更换。

2.3系统安全稳定计算分析

2.3.1要重视和加强系统安全稳定计算分析工作，规划、设计和调度均要严格按照《电力系统安全稳定导则》和相关规定要求的深度进行系统安全稳定计算分析，结合电网发展的实际，合理安排运行方式，适时调整控制策略，不断完善相关的电网安全稳定控制措施。

2.3.2电网调度机构在制定电网运行控制极限值时，一般要按照相关规定在计算极限值的基础上留有一定的稳定储备，因此系统设计在计算线路（或断面）输送能力时要考虑到这一情况。

2.3.3在系统规划、设计和电网运行计算中，发电机组均应采用详细模型，以保证能反映出系统的动态稳定特性。

2.3.4在系统设计和电网运行计算中，应保证所采用模型和参数的准确性和一致性，系统规划计算中对现有电力系统以外部分可采用典型详细模型和参数。

2.3.5应通过开展模型、参数的研究和实测工作，建立系统计算中的各种元件、控制装置及负荷的详细模型和参数。

计算应使用合理的模型和参数，以保证计算结果的准确度。

2.4并网发电机组的保护定值要满足电网对机网协调的要求。

2.5防止系统电压崩溃

为防止系统发生电压崩溃稳定破坏事故，要继续贯彻执行《电力系统安全稳定导则》（DL755－2001）、《电力系统电压和无功电力技术导则》（SD325-1989）、《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》（国家电网生[2004]435号），并提出以下重点要求：

2.5.1在规划设计电力系统时，必须包括无功电源及无功补偿设施的规划设计、并按照无功电力在高峰和低谷负荷时均能分（电压）层、分（供电）区基本平衡的原则进行配置。

同时应具有灵活的无功电压调整能力与足够的检修事故备用容量。

受端系统应有足够的无功储备，并应有一定的动态无功补偿。

2.5.2对于接入电网的发电机组，满负荷时滞相功率因数应不低于0.9，受端系统应为0.8至0.85；满负荷时进相额定功率因数新机组应不低于-0.95，老机组应不低于-0.97。

2.5.3主变最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95，最小负荷时不高于0.95。

2.5.4电网局部电压发生偏差时，应首先考虑增减该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。

母线电压低于调度下达电压曲线下限时应闭锁接于该母线上的变压器分头。

2.5.5发电厂、变电站电压监测系统和EMS系统应保证测量数据准确，中枢点电压超出电压合格范围必须及时向运行人员告警。

2.5.6电力系统应有一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机（包括发电机失磁）时，保持电压稳定和正常供电。

无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和静止型动态无功补偿设备中。

2.5.7当电压持续降低并有进一步恶化的趋势时，要采取果断措施，及时拉路限电防止系统电压崩溃。

2.5.8要加强负荷中心电压稳定问题的研究分析，组织落实防止电压稳定破坏的技术措施。

2.5.9对100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰负荷时变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。

3防止机网协调事故

3.1加强发电机组与电网密切相关设备的管理

3.1.1并网电厂中涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统，继电保护和安全自动装置、并网电厂高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电力系统统一规划、涉及、运行管理，其技术性能和参数应达到有关国家及行业标准要求，技术规范应满足所接入电网要求，并应达到技术监督及安全性评价的要求。

3.1.2根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上的火力发电机组和90MW及以上的水轮发电机组应配置电力系统安全稳定器（PSS）以改善系统的阻尼特性。

3.1.3电网内200MW及以上机组配置的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护、失磁保护及振荡解列装置、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须经电网管理部门审定。

其中机组的低频率保护的定值要低于系统低频减载的最低一级的定值，机组的低电压保护定值要低于系统（或所在地区）低压减载的最低一级的定值。

3.2加强发电机组一次调频的运行管理，所有并入电网运行的发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定。

一次调频的功能按照电网的规定投入运行。

3.3加强发电机组的参数管理

机组并网调试前三个月，电厂应按电网有关规定提前向调度部门提供电网计算分析所需要的励磁系统（包括PSS）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。

电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调试报告。

同时电厂应根据调度部门电网计算分析要求开展励磁系统（包括PSS）、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，并将试验报告上报调度部门。

3.4发电机非正常及特殊运行方式下防止电网和发电设备事故的措施

3.4.1发电机应当具备按照电网需求随时进相运行的能力。

100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到超前0.95～0.97。

励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。

电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图，并编制相应的进相运行规程，根据电网的需要进相运行。

新建或设备改造的发电机定子端部压指、屏蔽环、边段铁心等处应预埋设检温计。

发电机应能监视双向无功功率和功率因数。

根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相因素时，应监视发电机功角进相运行。

3.4.2新投产大型汽轮发电机应当具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。

发电机的失步保护应当考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。

为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机的解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。

3.4.2.1电厂应当制定完善的发电机带励磁失步振荡故障的应急反应措施，按有关规定作好保护整定，包括：

a）当失步振荡中心在发电机－变压器组内部时，应当立即解列发电机。

b）发电机电流低于三相出口短路电流的60%～70%时，（通常振荡中心在发电机－变压器组外部），发电机组允许失步运行5～20个振荡周期。

此时，应当立即增大发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。

3.4.2.2在发生过严重失步振荡（失步振荡时间超过上述规定）以后应当及时检查发电机组的健康情况，重点检查发电机组的轴系振动和疲劳寿命损失、轴系裂纹等情况，同时详细检查定子绕组端部的紧固情况，当发现存在松动和磨损以及端部整体动态特性性能劣化时必须及时加以处理。

再运行半年至一年后应利用停机机会再一次检查端部紧固情况。

有条件的发电机建议加装扭应力监测和分析设备，对轴系寿命损耗进行在线监视。

3.4.3发电机失磁异步运行

3.4.3.1应当严格限制失磁异步运行的时间和运行条件。

汽轮发电机实际失磁异步运行的能力，与电网容量、机组容量、有否特殊设计等有关。

按照有关国家标准规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，但要维持发电机失磁后短时运行，必须快速降负荷，若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应当与系统解列。

具备如下条件时，才存在短时的失磁异步运行的可能性：

a）电网有足够的无功余量去维持一个合理的电压水平；

b）机组能迅速减少负荷（应自动进行）到允许水平；

c）发电机带的厂用供电系统可以自动切换到另一个电源。

3.4.3.2发电机失去励磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应当根据电网和机组的实际情况综合考虑，电网运营部门应当与电厂就具体机组失磁后可能的运行方式达成协议。

如电网不允许发电机无励磁运行，当发电机失去励磁时，如失磁保护未动作，应立即将发电机与电网解列。

3.4.3.3对于发生严重失磁运行事故的发电机，例如超过规定的负荷和时间，或引起强烈系统振荡，应当尽快对发电机组进行停机检查，重点检查发电机组的轴系振动和疲劳寿命损失、轴系裂纹等情况，同时详细检查定子绕组端部的紧固情况，当发现存在松动和磨损以及端部整体动态特性性能劣化时必须及时加以处理。

再运行半年至一年后应再一次利用停机机会检查端部紧固情况。

3.4.4频率异常

3.4.4.1为防止电网频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应当具有必要的频率异常运行能力。

同时，机组低频保护整定一定要与系统频率降低特性协调，即系统频率降低情况一定不能使机组保护动作而引起恶性连锁反应。

3.4.4.2汽轮发电机组允许频率异常的运行能力主要受汽轮机调频叶片的限制。

在带负荷运行（不包括起动和停机等）情况下，汽轮发电机组频率异常的运行能力应符合表1的规定：

表1汽轮发电机组频率异常允许运行时间

频率范围

（Hz）允许运行时间

累计（min）每次（sec）

51.0以上～51.5>30>30

50.5以上～51.0>180>180

48.5～50.5连续运行

48.5以下～48.0>300>300

48.0以下～47.5>60>60

47.5以下～47.0>10>20

47.0以下～46.5>2>5

3.4.4.3系统的低频减载配置和整定应能保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。

发电机应装设低频保护，保护动作于信号并有低频累计时间显示。

特殊情况下当低频保护需要跳闸时，保护动作时间可按汽轮机和发电机制造厂的规定进行整定，但必须符合表1规定的每次允许时间。

3.4.5防止因不对称运行损坏发电机。

除按有关规定整定好发电机负序保护外，还应作好如下防止事故措施：

3.4.5.1为防止断路器失灵造成非全相运行，在凡不要求实现单相重合闸的所有地点，宜选用三相操作的断路器，并完善断路器失灵保护装置，同时应设立有效预防措施，防止主变高压侧断路器拉杆断裂和断路器失灵保护失效，造成发电机非全相运行及事故扩大为电网事故或全厂停电事故。

3.4.5.2当高压断路器发生非全相故障时，应使发电机不灭磁，维持额定转速，但有功功率应压到最小，并调整减少励磁电流，使发电机定子电流减到最小值，以争取时间处理断路器的非全相故障。

3.4.5.3发电机－变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。

3.4.5.4600MW及以上容量的发电机出口建议加装负荷断路器，当因高压断路器故障发生非全相运行时，可以立即切除发电机，有效防止不对称故障对发电机的冲击。

该负荷断路器还为其它方面提供了可靠的后备保护，例如主变故障时对发电机的保护、励磁开关拒跳故障时对发变组的保护、发电机因故（包括保护误动作）跳闸时不致失去厂用电。

4防止电气误操作事故

为了防止电气误操作事故的发生，应逐项落实《电力安全工作规程》（国家电网安监〔2005〕83号）、《防止电气误操作装置管理规定》（国家电网生[2003]243号文）及其他有关规定，并重点要求如下

4.1加强防误操作管理

4.1.1要切实落实防误操作工作责任制，各单位要设专人负责防误装置的运行、检修、维护、管理工作。

防误装置检修、维护管理要纳入运行、检修规程范畴，与相应主设备统一管理。

4.1.2要加强对运行、检修人员防电气误操作的教育，杜绝各类违章行为，严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。

4.1.3严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票。

4.1.4应结合实际制订防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保巳装设的防误闭锁装置正常运行。

4.1.5建立完善的万能钥匙使用和保管制度。

防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要履行批准手续；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长或变电站站长批准，并应按程序尽快投入运行。

4.2完善防误操作技术措施

4.2.1新、扩建变电工程及主设备技改后，防误闭锁装置应与主设备同时投运。

4.2.2断路器或刀闸闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。

4.2.3防误装置的电源应与继电保护及控制回路的电源分开。

4.2.4采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。

利用计算机实现防误闭锁功能时，其防误操作规则必须经本单位电气运行、安监、生技共同审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。

4.2.5成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。

开关柜出线侧宜装有带电显示装置，带电显示装置应具有自检功能，并与线路侧接地刀闸实行联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。

4.3加强对运行、检修人员防误操作培训

4.3.1运行、检修人员每年应定期进行关于防误装置“四懂三会”（懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序；会操作、会处缺、会维护）的培训工作，应使其熟练掌握。

5防止枢纽变电站全停事故

为了防止枢纽变电站全停事故的发生，严格执行有关的规程、规定，并提出以下重点要求：

5.1完善枢纽变电站的一次设备建设。

5.1.1进入枢纽变电站的输电通道应至少有三通道以上；站内部分母线或有一输电通道检修时，发生N-1、N-2故障时不会出现变电站全停的情况。

5.1.2枢纽变电站宜采用双母分段结线方式或3/2结线方式。

根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量。

5.1.3开关设备选型时应严格按照有关的标准进行，对运行中不符合标准的开关应进行改造，未改造前应加强对设备的运行监视和试验。

5.2防止直流系统故障造成枢纽变电站全停

5.2.1枢纽变电站直流系统应充分考虑设备检修时的冗余，应采用两组蓄电池、三台充电机的方案，每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。

5.2.2直流母线应采用分段运行的方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络开关，正常运行时开关处于断开位置。

5.2.3直流保险应按有关规定分级配置，加强直流保险的管理。

对直流保险/熔断器应采用质量合格的产品，防止因直流保险熔断而扩大事故。

5.2.4严格管理直流专用空气开关的分级配置，防止因直流开关不正常脱扣而造成事故扩大。

保护装置应采用直流专用空开。

5.2.5严格管理蓄电池组的运行维护，避免蓄电池组运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。

5.3防止继电保护误动造成枢纽变电站全停

5.3.1为提高继电保护的可靠性，对重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立主保护的原则，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。

对重要元件应充分考虑后备保护的设置。

传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备同时应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其相应的通信监控监测信息应被采集汇总到上一级调度（通信）机构的通信监控主站系统。

5.3.2在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。

5.3.3继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作造成枢纽变电站全停。

5.4防止母线故障造成枢纽变电站全停

5.4.1对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修时及恢复送电过程中，要做好安全措施，防止全站停电。

对检修或事故跳闸后的母线进行试送电时应首先考虑用外来电源送电。

5.4.2要定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，以防止绝缘子断裂引起母线事故。

5.4.3变电站的带电水冲洗工作必须保证水质的要求，并严格按照《带电水冲洗实施导则》进行操作，母线冲洗要投入可靠的母差保护。

5.5防止由于运行操作不当造成枢纽变电站全停

5.5.1运行人员要严格执行电网运行的有关规程、规定。

操作前要认真核对结线方式，检查设备的状况。

严格执行“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，严防由于误操作造成的枢纽变电站全停事故。

5.5.2加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。

微机五防闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。

5.5.3在运行方式上和倒闸操作过程中，应避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空母线，防止因谐振过电压损坏设备。

6防止输电线路事故

为防止输电线路事故的发生，应严格执行国家电网公司《预防110（66）kV～500kV架空输电线路事故措施》（国家电网生[2004]641）、《110（66）kV～500kV架空输电线路技术监督规定》（国家电网生技[2005]174号）以及其它有关规定，并提出以下重点要求：

6.1设计阶段应注意的问题

6.1.1加强设计、基建及运行单位的沟通

加强设计、基建及运行单位的沟通。

条件许可时，运行单位应从设计阶段介入工程。

6.1.2避开覆冰及导线舞动地区

设计时应充分考虑特殊地形、气象条件的影响，尽量避开可能引起导、地线严重覆冰及导线舞动的地区，合理选取杆塔型式及强度。

对地形复杂、气象条件恶劣、交通困难地段的杆塔，应适当增加杆塔强度。

6.1.3避开采空区

线路应尽可能避开矿场采空区等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地区。

6.1.4避免使用拉线塔

220kV及以上新建线路不宜采用拉线塔。

6.1.5避免直线转角塔的风偏放电

直线转角塔的外角侧宜使用双串瓷或玻璃绝缘子，以避免风偏放电。

6.1.6考虑瞬时风速的影响

线路设计不仅应按设计规程的要求取平均风速，对于特殊地形和气象条件还应考虑瞬时风速对杆塔及绝缘子的影响。

6.1.7做好防洪、防汛设计

输电线路应按50年一遇防洪标准进行设计。

对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔应采用可靠的防汛措施；采用高低腿结构的基础护墙要有