国网山东电力生产技术改造原则

附件1国网山东电力生产技术改造原则一、编制目的为实现公司建设“一强三优”的发展目标，以设备可靠性为核心，以资产（设备）评价为基础，落实资产全寿命周期管理要求，提高电网生产技术改造规划、项目计划编制的科学性、针对性和规范性，有重点、有步骤解决制约电网安全经济运行的关键问题，依据《国家电网公司生产技术改造管理办法》，特制定本原则。二、适用范围本原则适用于公司本部及相关直属单位，各市县公司。本原则针对技术改造对象为生产设备、设施及附属（辅助）设施，主要包括电网一次设备、厂站自动化系统、调度自动化系统、继电保护及安全自动装置、电力通信系统、自动控制设备、电网生产建筑物、构筑物等辅助及附属设施、安全技术劳动保护设施、非贸易结算电能计量装置、监测装置等。三、总体原则1.坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针，严格执行国家、行业、地方有关方针政策、法律、法规，落实公司相关标准、制度、规定和反措要求，重点解决影响电网安全稳定运行的生产设备（设施）问题。2.坚持统一规划、注重改造实效。按照建设以超高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网战略目标要求，结合设备状态检修工作，统一制订电网技术改造规划，加强量化分析，注重改造成效。3.资产全寿命周期成本最优原则。在保障电网设备安全可靠运行基础上，统筹考虑电网设备的安全、效能、周期成本，最大限度发挥资产效益，实现生产技术改造全过程闭环管控和资产全寿命周期技术经济最优。4.以设备状态综合评价为基础原则。统筹考虑设备运检环节安全性评价、隐患排查、状态评价、设备故障缺陷状况等因素，以综合评价结果为基础，解决影响人身安全、电网安全和设备安全的突出问题。优先安排评价认定已处于严重状态，影响系统安全运行的设备。5.以技术进步为先导，推广先进适用技术，提升电网装备水平和智能化水平。6.坚持统筹协调，多渠道解决电网发展问题。认真处理好生产技术改造与基本建设等工作的关系，实现生产技术改造与基本建设、科技投入、运行维护的有机协调，以基本建设促进电网快速发展，以技术改造促进电网完善，做到统筹协调，共同推动电网发展。四、通用性引用文件规范性引用文件的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。引用凡是标注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件，凡是未注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB156 标准电压GB4208 外壳防护等级（IP代码）GB

8702-88 电磁辐射防护规定GB12325 电能质量供电电压允许偏差GB12326 电能质量电压波动和闪变GB/T14549 电能质量公用电网谐波GB/T15543 电能质量三相电压允许不平衡度GB/T5582 高压电力设备外绝缘污秽等级GB311-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB/T50150 电气设备交接试验标准DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T621 交流电气装置的接地DL5009 电力建设安全工作规程DL/T5161-2002 电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T374-2010 电力系统污区分布图绘制方法DL/T972-2005 带电作业工具、装置和设备质量保证导则DL/T974-2005 带电作业用工具库房DL/T976-2005 带电作业工具、装置和设备预防性试验规程Q/GDW168-2008 输变电设备状态检修试验规程国务院第293号令 电力设施保护条例经贸委、公安部第8号令 电力设施保护条例实施细则电监会[2004]5号令 电力二次系统安全防护规定国家电网安监[2009]575号 国家电网公司安全生产事故隐患排查治理管理办法国家电网安监[2009]664号 国家电网公司电力安全工作规程国家电网生技[2005]129号关于开展先进适用技术研究示范和推广应用的实施意见国家电网生[2012]352号国家电网公司十八项电网重大反事故措施国家电网生[2006]1226号 电力系统污区分布图绘制规则建运运行[2007]114号 电气设备状态维修和试验规程国家电网生[2008]269号 国家电网公司设备状态检修管理规定（试行）和国家电网公司关于规范开展状态检修工作意见国家电网生[2010]1761号 国家电网公司生产技术改造工作管理办法安监质量[2010]10号国家电网公司资产全寿命周期管理评估指标体系五、生产技改原则通用部分不满足国家电网公司反措、规程要求或存在家族性缺陷的设备，无法修复的，应进行技改。因电网发展需要，设备的主要技术参数（额定电压、电流、容量、变比等）不能满足安装地点要求的设备，无法通过大修提高设备性能的，应进行技改。可靠性差、缺陷频发、非停率高，存在设计缺陷，无法彻底修复的设备，应进行技改。设备已停产，制造厂已不能提供备品备件和技术服务，备品备件不满足下一个运行周期最低需求的，应安排更换。设备评价为异常及严重状态，影响人身、电网、设备安全，且无法通过大修进行处理的，应优先安排改造。直流输电系统设备存在单一元件故障导致直流闭锁隐患，需要更换整套设备的，应优先进行技改。存在先天性缺陷影响系统运行而无法治理，需要更换整套设备的，应考虑进行技改。对作为资产主要组成部分的设备主要部件（如变压器套管、分接开关及冷却装置，断路器操作机构及套管等），经评估不能继续使用且无法通过大修恢复的，应安排进行局部改造。设备运行年限达到设备折旧寿命，经评估不能继续服役且无法通过大修恢复设备性能，应安排改造。变电（含直流）设备及附属设施规范性引用文件GB/T4109 高压套管技术条件GB/T10229-1988 电抗器GB/T11024-2010 标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器GB/T12663-2001 防盗报警控制器通用技术条件GB/T22390-2008 高压直流输电系统控制与保护设备DL/T538-2006 高压带电显示装置技术条件DL/T713-2000 500kV变电所保护和控制设备抗扰度要求DL/T724-2000 电力系统蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程DL/T781-2001 电力用高频开关整流模块DL/T856-2004 电力用直流电源监控装置Q/GDW446-2010 电流互感器状态评价导则Q/GDW451-2010 并联电容器装置状态检修导则Q/GDW452-2010 并联电容器装置状态评价导则Q/GDW454-2010 金属氧化物避雷器状态评价导则Q/GDW506-2010 交直流滤波器及并联电容器状态评价导则Q/GDW509-2010 控制保护系统状态检修导则Q/GDW510-2010 控制保护系统状态评价导则Q/GDW606-2011 变电站直流系统状态检修导则Q/GDW607-2011 变电站直流系统状态评价导则Q/GDW608-2011 所用电系统状态检修导则Q/GDW609-2011 所用电系统状态评价导则Q/GDW610-2011 变电站防雷及接地装置状态检修导则Q/GDW611-2011 变电站防雷及接地装置状态评价导则Q/GDW628-2011 换流站直流系统保护装置标准化规范国家电网生技[2004]634号 直流电源系统技术标准国家电网生技[2004]641号 预防直流电源系统、高压并联电容器装置、高压支柱瓷绝缘子事故措施国家电网生技[2005]173号 10～66kV干式电抗器检修规范国家电网生技[2005]174号直流电源系统技术监督规定国家电网生[2011]961号防止直流换流站单、双极强迫停运二十一项反事故措施术语和定义薄绝缘变压器薄绝缘变压器是指我国20世纪60年代～80年代初生产的220kV和110kV的绕组匝间绝缘厚度低于1.95mm、1.35mm的变压器。直流电源系统直流电源系统包括交流输入、微机监控、充电、馈电、蓄电池组、绝缘监察（接地选线可选）、放电（可选）、母线调压装置（可选）、电压监测（可选）、电池巡检（可选）等单元组成。视频监控系统视频监控系统是指包括视频监控系统机柜、视频处理单元、电源、外围监控设备、报警探测器、值班员工作站、监控中心工作站、管理服务器等的总称。防误操作系统防误操作系统是指包括计算机监控防误系统、独立防误系统、防误装置、编码锁、高压带电显示装置、专用接地装置等的总称。生产环境生产环境是指变电站内地标、显示板、标示标牌（主要含设备标示牌、设备国标相色牌、二次标签、国标防踏空线、设备巡视路线、安全标识、国网品牌标识、各类警示牌、模拟图板、设备巡视路线牌、简介牌、防鼠挡板及其它各类型标示牌等）、SF6气体泄漏报警系统、锁具、通风降噪设备、加热除湿装置等辅助设施。生产土建设施生产土建设施是指变电站内房屋（含控制楼、开关室、保护室、主变室、电容器室、接地变室、门卫室等站内生产性用房）、墙面、门窗、大门、场地、道路、围墙（含围墙栏杆）、电缆沟、电缆沟盖板、安全隔离栏、固定围栏、防盗设施、防汛、给排水系统、室内外照明（常规照明、事故照明、场地照明等）、防火封堵（指屏柜孔洞、电缆沟管防火封堵，不包括消防装置、变压器消防设施）、防小动物封堵、绿化、构支架、接地网等，调度控制中心及通讯机房土建设施。具体内容电网发展大型充油设备对随着电网系统容量的增长，抗短路能力严重不足的设备，应结合老旧设备改造，对设备进行更换。存在部分设计水平低、技术落后的变压器，如铝线圈、薄绝缘等老旧变压器，不能满足安全运行要求，宜进行整体更换。变压器容量不满足N-1要求的，宜进行更换。对直流偏磁严重的区域，宜在主变中性点加装直流偏磁在线监测装置，受直流偏磁影响造成噪声明显增加、内部过热的主变应采取抑制措施，同一区域内应采用统一方式的直流偏磁抑制措施。开关柜对于开关柜内组件不能满足运行或负荷增长需要的，需进行整体更换。断路器断路器短路电流开断能力不足，优先进行改造。因系统原因，设备载流能力不足，优先进行改造。无功补偿装置变电站容性无功补偿装置容量不满足国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则（国家电网科〔2008〕1282号）规定下限要求，或主变压器最大负荷时其高压侧功率因数低于0.95的变电站应进行无功补偿装置的增容改造。变电站主变压器进行增容时，应同时考虑容性无功补偿装置的增容改造。运行环境防污闪由于污区调整或者设备本身外绝缘不满足要求，采取涂覆防污闪涂料或加装增爬裙措施仍无法满足运行要求，应考虑对设备进行整体更换。设备缺陷大型充油设备状态评价为抗短路能力不足、存在线圈严重变形等重要缺陷或同类型设备短路损坏率较高判定为存在家族性缺陷的变压器，优先安排更换。对同类设计或同批产品中已有绝缘严重老化或多次发生严重事故的变压器设备，应考虑进行更换。对于试验数据超标、内部存在无修复价值或难以消除的且危害绕组绝缘的局部过热或放电性故障的变压器，优先安排更换。对存在严重缺陷、经评价为严重状态的分接开关、套管、冷却装置，可安排局部更换。运行超过25年及以上且绝缘已严重老化或劣化的、状态评价为严重状态的变压器，优先安排更换。敞开式交直流断路器对运行年限超过15年的多（少）油断路器，应优先安排整体更换。断路器的累计开断容量（或累计短路开断次数）达到产品设计的额定累计开断容量（或累计短路开断次数）时，应考虑进行整体更换。断路器累计合、分操作次数达到产品设计的额定机械、电气寿命时，无法通过大修恢复其性能时，应考虑对断路器进行整体更换。气动操作机构且存在先天性质量缺陷的断路器，宜对断路器机构进行更换。高压隔离开关运行超过20年的国产隔离开关或运行超过25年的进口隔离开关腐蚀、锈蚀严重，影响设备安全稳定运行的，应进行整体更换。对于隔离开关因运行环境污染严重或者腐蚀性环境造成的刀闸频繁分合不到位、过热等问题，应进行改造。交直流滤波器对运行年限长且电容器年损坏率超过5%的交直流滤波器的电容器组应进行整体更换。交流滤波器进线断路器配置的选相合闸装置，如不能实现长期稳定的过零点投切，应对选相合闸装置进行改造。交直流滤波器串联电抗器出现严重发热、变形、渗漏、外包封表面爬电、爆漆开裂等故障，对交直流滤波器装置的安全运行、使用寿命产生一定程度的影响，应进行更换。对不能带电拉合直流滤波器的隔离开关应进行改造。交直流电压、电流测量设备电压、电流互感器严重渗漏油、内部受潮，电容量、乙炔含量等关键测试项目不合格，应整体更换。瓷套存在裂纹、复合绝缘伞裙局部缺损等，无法修复的，应进行整体改造。对于在电网中事故频发的同类型交直流测量设备（包括相同结构设计、相同材质、相同批次产品），返厂无法修复的，应进行整体更换。对于测量误差较大或严重影响系统、设备安全的交直流测量设备，应进行整体更换。采用SF6绝缘的交直流测量设备，气体的年泄漏率大于0.5%或可控制绝对泄漏率大于10-7MPacm3/s，应根据情况对密封性进行检测，无法大修处理的，可进行更换。采用SF6绝缘的直流测量设备，运行中气体分解物总量大于50μL/L或（SO2+SOF2）大于12μL/L、HF大于25μL/L时，应根据情况进行分析，判断缺陷为直流测量设备内部有放电性质故障时，可进行更换。交直流测量设备输出回路、元件不满足控制保护系统对于独立性和防误动措施要求，且不能通过增加模块增加回路数的，应进行改造。换流阀及阀控系统对不符合国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）（国家电网生〔2012〕352号）中下列要求，需要更换整套设备的，优先进行改造。1）换流阀的设计和制造中元器件、结构件应采用阻燃材料，应能满足消除火灾在换流阀内蔓延的可能性。2）阀控系统应采用双重化冗余配置，具备完善的晶闸管触发、保护和监视功能，能够准确反映晶闸管、光纤、阀控系统板卡的故障位置和故障信息。3）除光纤触发板卡和接收板卡外，两套阀控系统不得有共用元件，一套系统停运及更换元器件不影响另外一套系统运行。运行时间长的老旧或老化的换流阀或阀控设备，如果试验结果不良，主要部件故障率大幅上升，大修无法解决的，宜进行改造。直流控制保护系统直流控制保护系统设备不满足国家电网公司防止直流换流站单、双极强迫停运二十一项反事故措施（国家电网生〔2011〕961号）中下列要求，需要更换或增加整套设备的，应进行改造。1）换流站控制保护系统安全防护策略应严格遵守电力二次系统安全防护规定（电监会5号令），坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则。2）除电容器不平衡CT、滤波器电阻过负荷保护CT以及直流滤波器低压端测量总电流CT外，保护用的电流互感器二次线圈应根据相关要求选用P级或TP级。阀冷却系统主泵发生故障无法修复时，应进行更换。采用基坑式安装的外水冷喷淋泵,基坑内容易积水，应安装两个排污泵一用一备和两套报警浮球。站用电交流系统变电站、换流站所用变容量不足，需要进行增容改造。换流站站用电源设计应满足三路可靠电源配置的要求。如果站用电源不满足取自不同电源点、不满足专线供电方式，应进行改造。换流站站用电源未采用相互独立的保护系统，存在共用元件的，应进行改造。换流站的每台10kV开关（包括母联开关、负荷开关）未配置独立的保护装置，宜进行改造。10kV、400V站用电系统母线联络开关未配置独立保护，应进行改造。站用电直流系统无人值守变电站应进行直流远程监控系统改造。对运行年限超过10年，或者核对性充放电试验在三次充放电循环之内达不到额定容量值80%的蓄电池组，应进行改造。换流站、500kV及以上电压等级变电站及重要的220kV变电站未采用三台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式，应进行改造。直流系统对负载供电，未按电压等级设置分电屏供电，应进行改造。变电站、换流站选用的充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于0.5%的技术要求。在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步改造。直流系统绝缘监测装置不具备交流窜直流故障的测记和报警功能，应进行改造。直流蓄电池系统未配置蓄电池在线充放电装置、控制室未配置在线分析蓄电池单只内阻监测系统，宜进行改造。换流站消防、工业水、生活水、补水系统等辅助系统换流阀阀厅应至少配置两套不同原理的火灾报警系统，并冗余配置出口，不满足要求，应进行改造。在控制楼、阀厅、保护小室、换流变压器、主变、高抗、油浸式平抗等均应设置火灾报警系统。电缆夹层、活动地板、重要站用高压电缆隧道宜设置温湿度、火灾报警系统。设备可靠性差，故障频发，长期停运不能正常工作，需要更换整套系统的，宜进行技改。开关柜柜内元部件外绝缘爬距不满足开关柜加强绝缘技术要求，母线室、断路器室、电缆室是连通结构的开关柜应考虑进行改造。五防闭锁功能不完善，不能通过大修进行完善的开关柜，应考虑进行整体更换。外壳防护性能较差的开关柜，如外壳为网门结构的，应优先考虑进行改造。早期生产的JYN、GFC等型号的手车柜，由于手车操作困难、手车隔离插头易发生过热，应考虑进行逐步改造。柜内配用少油断路器（SN系列）或电磁机构的开关柜应进行改造。消弧线圈消弧线圈、接地变环氧表面存在爬电痕迹及裂纹现象、运行中震动声较大、温控装置动作不可靠，指示不正确，自动调谐装置档位不对应，切换不正常等，大修无法彻底解决上述问题，应进行整体更换。避雷器避雷器瓷套存在裂纹、复合绝缘伞裙局部缺损等，经避雷器设备状态评价为“注意状态”，应进行整体更换。防雷及接地装置根据国家电网公司十八项电网反事故措施（修订版）中14.2.2条款规定，对多雷地区敞开式变电站110-220kV出线间隔入口处进行加装避雷器技术改造工作。电容器运行15年以上且电容器年损坏率超过5%的电容器组应进行改造。集合式电容器电容偏差与出厂值比超过5%的电容器应进行改造。由于系统变化（系统参数或系统谐波）造成谐波过电流的电容器组应进行改造（调整电容器和串联电抗器参数）。干式电抗器干式并联电抗器运行15年以上且出现绝缘老化现象时（如匝间绝缘击穿、固体绝缘变色、龟裂等）应安排整体更换。穿墙套管存在严重渗漏油（气）、内部受潮，或电容量、乙炔含量等关键测试项目不合格，应进行整体更换。微机防误操作系统防误闭锁系统运行8-12年，应结合设备运行情况进行改造。视频监控系统视频监控系统运行10年以上且二次电缆、摄像头、控制平台等设备严重老化，宜进行改造。远程视频监控未覆盖的换流站、变电站主要设备，可进行改造。阀厅未配置红外测温摄像头，可增设。空调系统采用水暖供热的无人值守变电站，冬季易发生水管路破裂造成供热不足，宜逐步改造为电加热供暖。对运行超过10年的空调系统，对保护室、控制室温控能力不足，宜对空调系统进行整体改造。换流站每个阀厅未设置独立的集中冷水机组空调通风系统采用一用一备方式的，应进行改造。换流站控制楼控制室、办公室空调系统未单独配置，未与设备室空调系统分开，应进行改造。对于阀厅空调系统机组可靠性差，故障频发，不能长期正常工作，需要更换整套系统的，应进行改造。生产装备特种作业车辆部件大面积故障或老化不能保证安全作业，应进行技改。新技术推广及政策因素按照国网公司总体部署，加快推进智能机器人巡检应用，在220kV及以上变电站合理配置智能机器人巡检系统。宜对220kV及以上变压器油中溶解气体、铁芯接地电流在线监测装置配置；对于重要的或状态异常的110kV及以上变压器，可结合实际情况配置油中溶解气体、铁芯接地电流在线监测装置。对于220kV及以上敞开式变电站，可结合运行年限、设备状态等配置容性设备在线监测装置。对发生过内部故障的HGIS、GIS和罐式断路器设备，宜安装局放监测装置。换流站应配置设备状态监测系统，综合数据分析与诊断设备状态信息。未安装以下监测装置或不满足如下要求的应进行技改。1）换流变阀侧套管、穿墙套管、直流分压器、GIS、HGIS、断路器等设备SF6压力模拟量在线监测装置。2）换流变、主变多组分油色谱以及微水在线监测装置。3）换流变、主变铁芯、夹件接地电流在线监测装置。4）换流变、主变套管局放、电容量、介损在线监测装置。5）避雷器泄露电流模拟量、动作次数在线监测装置。6）换流阀故障报警信息在线监视系统。7）状态监测量应统一上传至控制室。状态监测系统应与控制保护实时监控系统实现安全隔离，无数据交换。架空输电线路及附属设施规范性引用文件GB50061-2010 66kV及以下架空电力线路设计规范GB50545-2010 110～750kV架空输电线路设计规范GB50233-2005 110～500kV架空送电线路施工及验收规范JB/T8737-1998 高压线路用复合绝缘子使用导则DL/T5092-1999 110～500kV架空送电线路设计技术规程DL/T626-2005 劣化盘形悬式绝缘子检测规程DL/T988-2005 高压交流架空送电线路、变电站工频电场和磁场测量方法DL/T436-2005 高压直流架空送电线路技术导则DL/T5224-2005 高压直流输电大地返回运行系统设计技术规定DL/T5219-2005 架空送电线路基础设计技术规定DL/T966-2005 送电线路带电作业技术导则DL/T475-2006 接地装置工频特性参数的测量导则DL/T1122-2009 架空输电线路外绝缘配置技术导则DL/T5440-2009 重覆冰架空输电线路设计技术规程DL/T1122-2009 架空输电线路外绝缘配置技术导则DL/T741—2010 架空送电线路运行规程DL/T741-2010 架空输电线路运行规程Q/GDW152-2006 电力系统污区分级与外绝缘选择标准Q/GDW168-2008 输变电设备状态检修试验规程Q／GDW174-2008架空输电线路状态检修导则Q/GDW181-2008 ±500kV直流架空输电线路设计技术规定Q/GDW182-2008 架空输电线路中重冰区设计技术规定Q/GDW173-2010 架空输电线路状态评价导则Q/GDW174-2010 架空输电线路状态检修导则Q/GDW547-2010 ±660kV直流架空输电线路运行规程Q/GDW672-2011 雷区分级标准与雷区分布图绘制规则Q/GDW716-2012 输电线路电流融冰技术导则国家电网生[2004]634号 110(66)kV～500kV架空输电线路技术标准国家电网生[2004]641号 预防110(66)kV～500kV架空输电线路事故措施国家电网生技[2005]172号 110(66)kV～500kV架空输电线路运行规范国家电网生技[2005]173号 110(66)kV～500kV架空输电线路检修规范国家电网生技[2005]174号 110(66)kV～500kV架空输电线路技术监督规定国家电网发展[2008]195号 电网差异化规划设计指导意见生输电[2010]13号 关于印发智能电网输电线路状态监测系统建设原则及技术规范的通知国家电网生[2010]452号 输电线路舞动治理工作指导意见国家电网生[2010]774号 国家电网公司输电线路防舞差异化改造技术要求、舞动区域划分及舞动分布图绘制规则国家电网生[2011]500号 架空输电线路差异化防雷工作指导意见国家电网输电[2003]95号 电力生产设备评估管理办法国家电网生[2012]572号 跨区输电线路重大反事故措施国家电网运检[2012]1658号 紧凑型输电线路反事故措施国家电网运检[2012]1840号 国家电网公司关于印发提升电力设施保护工作规范化水平指导意见的通知运检二[2012]385号 110(66)kV及以上输电线路差异化防雷改造指导原则（暂行）术语和定义重要线路500kV及以上核心骨干网架、战略性输电通道和110kV及以上重要负荷供电线路。居民区工业企业地区、港口、码头、火车站、城镇等人口密集区。重要交叉跨越跨越主干铁路、高速公路等重要跨越物的线路区段。具体内容电网发展线路增容线路区段导线截面小，输送容量无法满足系统需要，宜进行改造。电网通讯路径优化针对不满足电网通信发展需要的架空地线，宜采取更换为OPGW光缆的措施进行改造。改善电磁环境针对电磁环境（工频电场、工频磁场、可听噪声、无线电干扰等）不满足规程要求的，宜进行改造。局部优化针对线路局部环境变化及电网局部结构优化，宜进行改造。针对高铁牵引变仅有双回同杆进线电源的线路，宜采取不同电源点、不同回路供电的方式进行改造。运行环境防污闪根据线路沿线污染源分布情况，重污区可合理安装污秽在线监测装置。防雷害应根据技术发展及运行需要，建设雷电监测系统。对处于C1及以上雷区的110kV及以上无避雷线或使用单根避雷线的线路，宜采取架设双避雷线的措施进行改造。依据电网雷区分布图和雷害风险评估情况，对重要线路处于山顶、边坡、垭口等特殊地形的杆塔、大跨越、大档距、导地线对地高度较高的杆塔、耐张转角塔及前后直线塔和C1及以上雷区的杆塔，应采取安装避雷器等措施进行防雷改造。对一般线路线路处于山顶、边坡、垭口等特殊地形的杆塔和大跨越、大档距、导地线对地高度较高的杆塔、耐张转角塔及前后直线塔以及C2及以上雷区的杆塔，可采取安装避雷器等措施进行防雷改造。防冰害针对冰害易发地区，应建设输电线路覆冰预报预警系统。针对规划的特高压交直流输电线路路径，应沿线建立气象观测站或观冰点。针对轻、中、重冰区输电线路冰区耐张段长度分别大于10km、5km、3km的，宜采取增加耐张塔的方式进行改造。对覆冰情况下导地线纵向不平衡张力不满足要求的杆塔，应采取更换加强型杆塔、增加杆塔等方式进行改造。对覆冰较重、连续上下山的线路区段，可采取将导线更换为钢芯铝合金绞线或少分裂大截面导线，地线适当加大截面，并相应提高地线支架强度的措施进行改造。针对实际覆冰厚度超过设计标准的线路，应进行防冰改造治理。针对处于中重冰区较多线路宜采取配置融冰装置、建设融冰电源点和融冰短路点等措施进行改造。针对冰害易发区段，重要线路宜安装覆冰在线监测装置，一般线路可安装覆冰在线监测装置。防舞动对处于1级舞动区且曾发生舞动以及处于2级及以上舞动区存在舞动可能性的线路，如采用修理性措施无法解决的，应采取缩小档距等措施进行改造。对紧凑型线路如采用防舞措施后仍然无法满足运行要求，经维修无法彻底解决的，可进行整体改造。针对已发生过舞动的大档距线路，可采取缩小档距的措施进行改造。针对处于3级舞动区的500kV及以上线路重要交叉跨越段耐张塔，可改造为钢管塔。防风害针对处于强风区、飑线风多发区的杆塔，可采取增加耐张段、更换或增加杆塔等措施进行改造。防外力破坏对处于人口密集区和重要交叉跨越处的拉线塔（杆）宜改造成自立式杆塔。对因外部环境变化造成地势落差较大，严重影响线路安全运行的，可采取改变基础型式或改迁路径进行改造。针对山火易发地区，应建设输电线路山火监测预警系统。防地质灾害针对处于洪水冲刷、暴雨冲刷、山体滑坡、泥石流易发区域的杆塔，应采取改塔、迁移等措施进行改造。对于处于河网、沼泽等区域及分洪区和洪泛区的杆塔，宜采取迁移等措施进行改造。采动影响区针对采动影响区杆塔倾斜情况，可采取安装杆塔倾斜在线监测装置、更换可调式塔脚板等措施进行改造。针对处于采动影响区的线路，根据线路状态评估情况，可采取迁出采动影响区、采用大板基础、可调式塔脚板等措施进行改造。 针对处于采动影响区的双回路线路，宜采取改造为单回的措施进行改造。针对处于采动影响区的孤立档线路，宜采取放大档距、增加呼高等措施进行改造。交叉跨越针对跨越主干铁路、高速公路等交叉跨越不满足独立耐张段要求的杆塔，宜根据状态评估结果改造为耐直直耐张段。对于因线路周围环境变化（不含违章建筑、树木），造成线路对地距离和交叉跨越距离不足的，应采取加高杆塔或更换为高塔等措施进行改造。针对跨越高铁、电气化铁路的35kV线路，宜采用电缆入地穿越的方式进行改造。设备缺陷杆塔针对倾斜程度超过运行标准的杆塔，可采取整体更换的措施进行改造。针对锈（腐）蚀严重、主材开裂、有效截面损失较多、强度下降严重的杆塔，可采取整体更换的措施进行改造。针对杆体裂纹超标、主筋外露的混凝土杆，可采取整体更换的措施进行改造。导地线针对断股、散股、严重锈（腐）蚀的导地线，可采取整体更换的方式进行改造。针对沿海、重污染区氧化严重的导地线，宜采取整体更换为铝包钢芯铝绞线（铝包钢绞线）等措施进行改造。附属设施针对需要在线监测运行状态的输电线路，可采取加装在线监测装置的方式进行改造。针对运行异常、无法修复的带电作业工器具库房设备，可采取更换的方式进行改造。针对运维特别困难地区直升机巡线需要，应建设直升机停机平台。新技术推广及政策因素为提高防雷工作的技术水平， 推广应用新一代雷电定位系统、差异化防雷评估系统，可试点应用雷电预警系统、故障智能监测系统。为提高线路防山火、防冰害工作技术水平，在山火、冰害易发区可应用输电线路山火监测预警系统、覆冰预报预警系统。电缆线路及附属设施规范性引用文件GB/T2900.10 电工术语电缆GB50168-2006 电缆线路施工及验收规范GB50169-2006 接地装置施工及验收规范GB50217-2007 电力工程电缆设计规范DL/T401-2002 高压电缆选用导则DL/T5221-2005 城市电力电缆线路设计技术规定Q/GDW317-2009 10(6)kV-500kV电缆线路技术标准Q/GDW370-2009 城市配电网技术导则Q/GDW371-2009 10(6)kV～500kV电缆线路技术标准Q/GDW455-2010 电缆线路状态检修导则Q/GDW456-2010 电缆线路状态评价导则Q/GDW512-2010 电力电缆线路运行规程国家电网生[2010]637号 国家电网公司电缆通道管理规范术语和定义电缆线路指由电缆、附件、附属设备及附属设施所组成的整个系统。具体内容电缆设备运行年限满25年，影响安全运行的，进行整体更换。电网发展提升供电能力对重载、过载的电缆线路，无法通过网络优化和负荷调整解决的,应进行更换以提高电缆线路输送能力。电缆导体、金属屏蔽允许短路电流容量不满足系统短路电流控制值的，宜进行更换。提高装备水平油纸、充油电缆在切改、加长等改接工程中，如新建电缆段大于设计总长的50%时，宜安排全线更换为交联电缆。运行环境防污闪改造根据污区分布图对电缆终端外绝缘配置进行校核，电缆终端外绝缘性能不能满足设备安装地点污秽等级要求的，应更换电缆终端。防外破改造根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）规定要求，电缆通道邻近热力管线、燃气及输油管道、腐蚀性介质的管道，威胁电缆运行安全，应进行迁移，或采取隔离措施。城市核心区域及向重要用户供电的直埋电缆且易发生外力破坏，宜逐步改为排管、电缆管沟敷设方式。防水、防火根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）规定要求，运行在潮湿或浸水环境中的110kV及以上电压等级的电缆没有纵向阻水功能，电缆附件密封防潮性能差的；35kV及以下电压等级电缆附件的密封防潮性能不能满足长期运行需要的，且已发生过运行故障的，应安排更换。电缆运行环境对电缆护套有特殊要求但未采用的，如防白蚁、鼠啮和微生物侵蚀的特种外护套和防严重腐蚀的金属套，应安排更换。变电站夹层内、桥架和竖井等缆线密集区域布置的电力电缆接头，应进行搬迁将接头布置在站外的电缆通道内。根据国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）规定要求，排管、电缆沟、隧道、桥梁及桥架敷设的阻燃电缆，其成束阻燃性能低于C级的，无法通过大修加装阻燃措施的，可安排技改更换为A级阻燃电缆。设备缺陷降低电缆故障率存在严重家族性缺陷，威胁电网安全运行，无论当前是否表现出缺陷特征，应逐步进行更换。电缆运行时间大于25年或本体故障累计满4次及以上（不包括外部原因和附件故障），并存在绝缘缺陷的电缆线路，应进行更换。电缆线路、电缆通道通过状态评价认定已处于严重状态，对系统安全运行有严重影响，无法通过大修恢复设备正常状态的应更换。因材质老化、运行缺陷较多、制造厂已不再生产无法取得备品备件的电缆设备，宜安排技改逐步更换。提升电缆通道安全水平电缆隧道内应急通讯系统、工作电源等设施，监控系统配置不能满足功能需求，通过大修无法恢复的，可进行技改。配电设备及附属设施规范性引用文件GB17625.1 低压电气及电子设备发出的谐波电流限值GB50045 高层民用建筑设计防火规范GB50052 供配电系统设计规范GB50053 10kV及以下变电所设计规范GB50059 35～110kV变电所设计规范GB50061 66kV及以下架空电力线路设计规范GB50168 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50217 电力工程电缆设计规范DL/T599 城市中低压配电网改造技术导则DL/T741 架空送电线路运行规程DL/T814 配电自动化系统功能规范DL/T836 供电系统用户供电可靠性评价规程DL/T969 变电站运行导则DL/T5220 10kV及以下架空配电线路设计技术规程Q/GDW212-2008 电力系统无功补偿配置技术原则Q/GDW370-2009 城市配电网技术导则Q/GDW741-2012 配电网技术改造选型和配置原则Q/GDW743-2012 配电网技改大修技术规范国家电网发展[2009]588号关于加强城市电网入地工程管理的通知术语和定义配电网配电网是从输电网或地区发电厂接受电能，并通过配电设施就地或逐级配送给各类用户的电力网络。本导则所指的配电网包括中压配电网和低压配电网。配电网主要由相关电压等级的架空线路、电缆线路、变电站、开关站、配电室、箱式变电站、柱上变压器、环网单元等组成。环网单元也称环网柜或开闭器，用于中压电缆线路分段、联络及分接负荷。按使用场所可分为户内环网单元和户外环网单元；按结构可分为整体式和间隔式。户外环网单元安装于箱体中时亦称开闭器。箱式变电站也称预装式变电站或组合式变电站，指由中压开关、配电变压器、低压出线开关、无功补偿装置和计量装置等设备共同安装于一个封闭箱体内的户外配电装置。电缆分支箱也称电缆分接箱，完成配电系统中电缆线路的汇集和分接功能，但一般不配置开关，不具备控制测量等二次辅助配置的专用电气连接设备。具体内容电网发展35千伏至10千伏配电网中性点接地改造，应以有效抑制系统发生单相接地引起的过电压水平、间歇弧光接地为目标，宜采用经消弧线圈接地和经小电阻接地两种方式。同时，还应充分考虑地区发展和配电网规划要求，在同一供电区域内尽量采用同种接地方式。中性点经消弧线圈接地系统，应采用具备自动补偿功能的中性点消谐接地装置，优先更换原有手动调节装置。中性点经小电阻接地系统，应对原有继电保护装置进行升级改造。提高供电能力对重载、过载的架空线路，无法通过大修实现负荷调整来增强线路输送能力的，应安排技改增加线路联络，提升线路互联互供能力。对变电站出线断路器保护段不满足要求的架空线路，宜安排技改在线路中后部安装带过流保护的断路器。提高设备装备水平对于厂家已不再生产且备品备件不能满足要求的设备可逐步安排技改更换。对多油开关、少油开关等技术落后产品，应安排技改项目，更换为免（少）维护产品。因材质劣化、影响正常运行的或因结构性缺陷且通过检修无法消除的断路器（如ZN5、ZN7等早期真空断路器）宜安排技改进行更换。10千伏用户应采用分界开关方式接入，不满足要求的宜进行更换。GG-1A型等技术落后、存在安全隐患的开关柜和运行年限超过20年的落地式手车柜、间隔式开关柜宜逐步安排改造。提高经济运行水平对S7、S8型及以下的高耗能变压器应逐步安排技改更换。在缺少电源站点的地区，对供电距离远、功率因数低的架空线路，应加装电容器或线路调压器，满足电能质量要求。运行环境提高电网防灾能力对易遭受台风、洪水、地震、海啸、泥石流、暴雪、冻雨等自然灾害侵袭的区域，架空线路建设标准不满足要求、线路走向不合理的，应安排技术改造。对运行环境恶劣、季节性灾害频发区域的杆塔基础，无法通过大修采取防冲刷措施加固杆塔基础的，应安排技改实施塔位迁移。对跨越铁路、高速公路、航道的架空线路，宜采用分区供电或电缆穿越的方式进行改造。设备缺陷对于使用相同设计、工艺、材质的设备，经状态评价为严重状态且影响安全运行的设备，无法通过大修进行缺陷修复的，应安排技改更换，提高设备安全运行水平。架空线路架空线路运行年限不足30年，无影响安全运行的，原则上不予整体更换。杆塔存在严重老化、裂纹、锈蚀、沉降、倾斜、埋深不足、对地距离不够等，需实施杆塔更换、升高或移位的，5基及以上宜安排技改。对向重要区域供电，距离较长、分支线较多的架空线路,可安排技改在适当位置增设开关并安装两遥终端，缩短故障查找时间。配电变压器配电变压器运行年限不足20年，无影响安全运行的，原则上不予整体更换。符合以下现象之一的配电变压器（含杆上变压器、箱式变电站，下同）应安排技改：1)经过设备状态评价认定抗短路能力有缺陷或有严重缺陷又无法通过现场大修解决的配电变压器。2)经过设备状态评价认定处于严重状态的S7、S8系列及以下配电变压器。3)配电变压器噪音超标，应安排技改更换。柱上开关柱上开关运行年限不足15年，无影响安全运行的，原则上不予整体更换。符合以下现象之一的柱上开关（包括柱上真空开关、柱上SF6开关、柱上隔离开关、柱上油开关，下同）应安排技改：1)通过设备状态评价认定：存在绝缘性能、直流电阻、温度、机械特性等评价结果为严重状态又无法通过现场大修解决的柱上开关。2)运行状况较差，存在漏油、三相不同期、机构卡涩、过热等现象的柱上油开关。符合以下现象之一的柱上开关宜安排技改：1)经过例行试验、维护等工作对柱上开关进行消缺处理后仍无法满足运行要求，宜采用整体更换。2)已接近运行寿命年限的柱上油开关。开关柜开关柜运行年限不足20年，无影响安全运行的，原则上不予整体更换。符合以下现象之一的应安排技改：1)通过设备状态评价认定：绝缘性能、载流能力、短路开断能力、SF6气体、机械特性等评价结果为严重状态且无法通过现场大修解决的开关柜。2)内部故障电流大小和短路持续时间（IAC等级水平）达不到技术标准要求，影响安全运行的落地手车式高压开关柜。3)累计短路开断次数达到产品设计值，或累计合分操作次数达到产品设计的额定机械寿命，且无修复价值的开关柜。4)手车抽出或隔离（负荷）开关分闸后，不能满足避雷器、电压互感器和熔断器均不带电的开关柜。5)存在五防装置故障、严重放电、严重破损、过热等严重状态的开关柜。6)未设置泄压通道的开关柜。符合以下现象之一的开关柜宜进行技改：1)外绝缘性能（如绝缘件外绝缘爬距、伞形结构及机械强度）不能满足设备安装地点污秽等级要求的开关柜。2）进线开关柜无进线带电闭锁装置宜进行技改。电容器电容器运行年限不足20年，无影响安全运行的，原则上不予整体更换。经过设备状态评价认定已处于严重状态且无法修复的电容器，应进行技改。电容器及附属设施存在严重破损、锈蚀、渗漏油、本体鼓肚膨胀、电容量和绝缘电阻不合格现象，应安排技改更换。电缆分支箱电缆分支箱运行年限不足15年，无影响安全运行的，原则上不予整体更换。经过设备状态评价认定已处于严重状态且无法修复的中、低压电缆分支箱，应安排技改更换。存在锈蚀严重、内部结构不合理、绝缘裕度偏低、温升异常、有电部位裸露现象的中、低压电缆分支箱宜安排技改更换。新技术推广及政策因素配电网技术改造应根据国家电网公司颁布的《国家电网公司第一批重点推广新技术目录》和《关于下达公司第一批重点推广新技术相关标准制修订计划的通知》要求，结合现有配电网成熟应用技术和可预见的智能配电网应用需求，可逐步安排技改实施非晶合金变压器、10kV固体绝缘环网柜、有载调容配电变压器等新技术的应用及推广工作。节能配电变压器在配电网建设和改造过程中，宜针对区域特点优先选择非晶合金或S13型配电变压器。针对负荷季节性、周期性变化大的地区，可安排技改推广有载调容变压器的应用。固体绝缘环网柜沿海及污秽地区等特殊环境的配网供电系统，可安排技改采用固体绝缘环网柜。故障隔离装置为提高配网供电可靠性，有效隔离用户侧故障，应安排技改在产权分界点处安装用于隔离用户内部故障的故障隔离装置，实现短路及接地故障自动隔离。调度自动化、继电保护设备及附属设施规范性引用文件GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T516-2006 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T5149-2001 220-500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL587-2007 微机继电保护装置运行管理规程DL/T623-2010 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T584-2007 3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T559-2007 220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程Q/GDW680-2011 智能电网调度技术支持系统系列标准Q/GDWZ461-2010 地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范Q/GDW140-2006 交流采样测量装置运行检验管理规程Q/GDW213-2008 变电站计算机监控系统工厂验收管理规程Q/GDW131 电力系统实时动态监测系统技术规范Q/GDW679 智能变电站一体化监控系统建设技术规范Q/GW231-2008 无人值守变电站及监控中心技术导则Q/GDW161 线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW175 变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW383-2009 智能变电站技术导则Q/GDW441-2010 智能变电站继电保护技术规范国家电网调[2009]38号电网调度系统安全生产保障能力评估调继[2012]277号 基于DL/T860的故障录波装置与故障录波主站通信模型、接口定义规范（报批稿）调继[2012]131号 继电保护状态评价导则调自[2012]101号 变电站调控数据交互规范术语和定义调度自动化系统调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段，由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。主站系统主站系统是指国、网、省、地、县（配）各级调度机构主站的自动化系统及其备用系统，主要包括：a）电网调度控制系统，通常包括基础平台和实时监控与预警、调度计划及安全校核、调度管理等应用（参见Q/GDW680系列标准）；b）配电网调度自动化主站系统；c）相量测量系统（WAMS）；d）电力二次系统安全防护主站设备；e）主站系统相关辅助设备，通常包括调度模拟屏和大屏幕设备、时间同步装置、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、机房专用空调等。子站设备子站设备是指变电站、开关站、牵引站、换流站、火电厂、水电厂、核电厂、风电场、光伏电站等各类厂站的自动化系统和设备，主要包括：a）厂站监控系统、远动终端设备（RTU）及与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控装置、相应的二次回路；b）电能量远方终端；c）配电网调度自动化系统远方终端；d）二次系统安全防护设备；e）相量测量装置（PMU）；f）计划管理终端；g）时间同步装置；h）自动电压控制（AVC）子站；i）向子站自动化系统设备供电的专用电源设备；j）连接线缆、接口设备及其他自动化相关设备。数据传输通道自动化数据传输通道主要包括自动化系统专用的电力调度数据网络、专线、电话拨号等通道。继电保护和安全自动装置继电保护和安全自动装置（以下简称“保护和安自装置”）属于二次设备，是电力系统中的重要组成部分，对电力系统安全稳定运行起着极为重要的作用，本原则主要涉及线路保护、变压器保护、母线保护、断路器保护、高抗保护、发电机保护、故障录波器、行波测距装置、备自投设备、电压频率控制装置、负荷控制装置、操作箱、智能变电站的保护和安自装置相关智能组件、相关通道加工设备、端子箱、智能控制柜及二次电缆等设备和附属设施。继电保护生产技术支持模块继电保护生产技术支持模块是电力系统的组成部分，用于电网调控运行中对继电保护相关业务进行技术支持，主要包括继电保护统计分析与运行管理模块、继电保护状态检修管理模块、二次设备在线监视与分析模块、继电保护整定计算模块、继电保护定值在线校核模块、故障录波管理模块、行波测距模块等，其中二次设备在线监视与分析、故障录波管理、行波测距三个模块，均按调度端主站和厂站端设备（子站）形式构成。具体内容电网发展调度自动化调度自动化技改项目应以调控规划作为主要依据，结合各单位实际情况，落实总部统一技术政策和重点建设任务，解决安全生产重点、难点问题，满足电网业务需求，推进调度自动化系统技术水平、装备水平、运行水平的提升。不满足特高压和各级电网安全稳定运行需要，不满足公司“三集五大”体系建设需要的调度自动化系统优先进行系统功能、设备性能和可靠性提升等方面的改造。不满足备用调度体系建设要求的调度自动化系统，优先进行改造。公司省级及以上调度未建成智能电网调度一体化平台，未实现实时监控与预警、调度计划、安全校核、调度管理四类业务应用的，应进行改造。公司省级及以上调度仍有独立的调度管理系统宜进行改造。公司地县级调度控制未实行规范化建设，未实现实时监控与分析、调度计划、调度管理三类应用，不具备支撑调控一体化等运行模式的调度自动化系统应进行改造。公司系统未实行地县调备用体系建设的，应按照地县备用调度体系建设要求进行改造。电力二次系统安全防护分区及设备部署不满足国家电监会和国家电网公司相关规定要求的应进行改造。未实现生产控制大区网络的内网安全监视和220kV及以上厂站的安全监视，未建设内网安全监视平台应进行改造。电网调度自动化主站系统投运8年的，可安排改造，工作站运行5年后可予更换。

调度自动化主站系统的前置子系统容量、数据采集与监控对象的总容量应满足未来5年发展的需要，不满足要求的应予扩容改造。调度自动化主站系统基础平台和四大类应用功能不满足智能电网调度技术支持系统系列标准功能需求和性能要求，宜安排升级或改造。调度自动化主站系统应部署可信计算功能，不满足要求的应予改造。

调度自动化主站系统应配备专用的不间断电源装置（UPS），UPS的交流供电电源应采用来自不同电源点的双路电源供电，UPS电源容量在满载后应留有40％以上的供电容量，UPS交流失电后的供电持续时间应大于2小时，UPS应采用双主机配置，不满足要求的应予改造。无人值班变电站监控信息不满足变电站调控数据交互规范以及典型信息表要求，应根据无人值班技术要求进行改造。500kV及以上变电站未配置PMU设备的应进行改造。变电站不满足无人值守要求的厂、站自动化系统，应进行改造。未实现调度数据网骨干网双平面，应进行改造。220kV及以上未配置两套独立调度数据网络接入设备、110kV及以下未配置调度数据网络设备的厂站，应进行改造。未实现与调度数据网同步建设二次安全防护设备，110kV及以上厂站未部署安全策略的，应安排改造。继电保护和安全自动装置凡无法通过大修满足电网技术和运行要求的保护和安自装置，应进行改造。对不满足国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）15.2.1条款中关于双重化、主后一体化配置要求的保护和安自装置，优先进行一、二次设备的配套改造。双重化配置的保护装置宜采用不同厂家的产品。对电磁型、晶体管型、集成电路型保护和安自装置，优先安排微机化改造。达到或超过微机继电保护装置运行管理规程中使用年限要求的保护和安自装置，优先安排改造。制造厂家不再提供技术支持及备品备件的保护和安自装置，应进行改造。不满足变电站无人值班信息监控要求的保护和安自装置，应进行改造。对常规厂、站线路纵联保护进行改造时，宜按照型号一致的原则，同时安排线路各侧纵联保护进行改造，改造为纵联电流差动保护时，各侧保护型号应保持一致。光纤通道条件具备时，对运行超过6年的电力载波或微波通道型线路纵联保护应进行改造，优先改造为光纤纵联电流差动保护；当电网运行有特殊需求时，如应用于同杆并架的纵联距离（方向）保护，可缩短改造周期。当线路装设串联电容补偿装置时，对不满足技术要求的本线及相邻线路保护装置，应进行改造。为适应变电站无人值守要求，宜对无法实现通道自动测试的载波线路纵联保护进行改造。除终端负荷变电站外，220kV及以上电压等级厂、站的母线保护应按双重化配置，不满足要求的应进行改造。对功能不完善的母线保护，如双母线接线形式母线保护缺失电压闭锁功能等，应进行改造。通过升级软件、更换插件无法满足国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）15.2.13条款中功能、配置要求的发变组保护，应进行改造。220kV及以上电压等级的母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装置，不满足条件的应进行改造。对3/2接线厂、站内同一串断路器保护型号不一致时，宜按照型号一致原则进行改造。对不符合线路保护及辅助装置标准化设计规范、变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范要求的保护设备，宜逐步进行改造。采用非嵌入式系统的故障录波器、二次设备在线监视与分析模块子站，应结合运行年限和运行工况，加快嵌入式设备改造。通过更换插件、升级软件方式仍无法满足组网要求的故障录波器，应进行改造。对硬件配置、通讯规约、安全防护等不满足二次设备在线监视与分析需求的二次设备在线监视与分析模块子站设备，应逐步进行改造。对于工控机型的电网安全稳定控制装置，应逐步进行改造。对通过升级软件、增配硬件等方法仍不能满足调控运行的继电保护生产技术支持系统模块，应进行改造。在与本原则其他条款不冲突的前提下，对运行年限不足8年的保护和安自装置，原则上不予整体更换。运行环境调度自动化因安全标准提高，导致运行环境不能满足安全要求的，应根据安全技术标准要求，进行运行环境优化改造。变电站自动化系统硬件设备必须具备抗强电场、强磁场、静电干扰的能力，并应有防止雷电冲击和系统过电压措施，不满足要求的应进行改造。调度自动化主站系统机房温度、湿度、接地电阻等运行环境应符合设计规程要求，不满足要求的应予改造。各级调度自动化机房不具备动力环境监测和机房视频监视的，应进行动力环境监测和机房视频监视升级、扩容或新建改造。各级调度自动化机房不满足信息安全等级保护条件要求的，应进行改造。继电保护和安全自动装置通过升级软件、更换插件无法满足规定运行温度要求的智能变电站内保护和安自装置相关智能组件，应进行改造。保护和安自装置进行改造时，对相关的不满足抗干扰、防火、抗外力破坏等要求的二次电缆和不满足防尘、防潮、防雨、温控等要求的端子箱、智能控制柜等辅助设备，应同时进行更换。设备缺陷调度自动化变电站自动化系统存在家族性缺陷且经论证后无法修复的自动化系统，应进行改造。通过状态评价及风险评估认定为注意和异常状态，且通过检验确认无法修复的自动化系统，应进行改造。厂家不再提供备品备件和后续技术支持的自动化系统设备，应逐步安排改造。变电站自动化系统的计算机等主要设备达到或超过设备使用年限要求，硬件配置和性能指标不满足变电站运行信息需要的，应进行改造。变电站自动化系统应具备电压无功自动控制功能，不满足要求的应进行改造。220kV及以上变电站的远动通信装置应双机配置，采用互为热备或双主机工作方式，不满足要求的应进行改造。同步相量数据传输格式采用Q/GDW131，当同一厂站内有多个PMU装置时，应设置通信集中处理模块，汇集各PMU装置的数据后再与计算机监控系统通信，不满足条件应安排改造。110kV及以上计算机监控系统应配置全站统一时间同步系统，为保护、测控单元等设备提供精确的时间同步信号，不满足条件的应进行改造。站内二次设备的对时精度应满足事件顺序记录分辨率的要求，不满足条件的设备应进行改造。变电站自动化系统网络通信应采用双机双卡分别接入双网；对于不支持网络方式的应用系统，可选用路由器串口方式或保持现有专线方式进行过渡；不满足要求的，应安排改造。变电站远动装置、监控系统主机及其测控单元、变送器等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源(UPS)或站内直流电源供电，不满足要求的应安排改造。继电保护和安全自动装置存在家族性缺陷且无法修复的保护和安自装置，应进行改造。通过状态评价及风险评估认定为注意和异常状态，且通过检验确认无法修复的保护和安自装置，应进行改造。交流采样通道不满足电网接线要求的发电机、变压器保护，如变压器高、中、低压侧带多分支时，各分支开关的多组电流互感器二次绕组未独立接入保护装置，宜对不满足要求的进行改造。保护双重化改造时，如直流电源、跳闸线圈、互感器二次绕组、通信电源等不满足规程、反措要求，应同步实施相关设备改造。电流差动保护取用的各侧电流互感器特性应一致，不满足要求的应对电流互感器进行改造。新技术推广及政策因素调度自动化随着电网调度自动化技术及计算机技术、通信技术的不断发展，对不满足生产需要的调度自动化主站系统设备及子站自动化设备应根据设备运行实际情况，适时进行更新改造，确保设备安全稳定运行。继电保护和安全自动装置保护和安自装置、继电保护生产技术支持模块应满足智能电网建设和调控一体化管理需要，通过升级软件、更换硬件仍不能满足要求时，应进行改造。通信设备及附属设施规范性引用文件DL/T544-2012 电力通信运行管理规程DL/T547-2010 电力系统光纤通信运行管理规程DL/T548 电力系统通信站过电压防护规定YD/T1821-2008 通信中心机房环境条件QGDW759-2012 电力系统通信站安装工艺规范术语和定义传输网包括光通信系统、微波通信系统、载波通信系统等。业务网包括交换网、数据通信网、电视电话会议系统、应急通信系统等。支撑网包括时钟（时间）同步网、通信电源、通信网管系统等。接入网指覆盖10千伏和0.4千伏电网的通信系统，可采用光纤、无线、载波等多种技术组网。缩略语ADSS（All-dielectricself-supportingopticalfibercable,全介质自承式光缆）OPGW（Opticalfibercompositeoverheadgroundwires，光纤复合架空地线）TMS（TelecommunicationManagementSystem，通信管理系统）具体内容通信设备及附属设施在技改前应进行健康状况评价、风险等级评估，寿命周期成本分析，以确定相应策略。通信设备及附属设施的运行年限未达到推荐技术寿命，如无影响安全运行或无法经检修修复的重大故障，原则上不予整体更换。各类通信设备（设施）推荐技术寿命见下表：序号设备（设施）名称推荐技术寿命1光缆OPGW光缆25年ADSS光缆12年普通光缆（管道、架空等）12年2传输网设备10年3业务网设备交换网设备10年数据网设备8年电视电话会议设备8年PCM设备10年4支撑网设备同步时钟设备10年通信电源（含蓄电池）10年网管及配套设备8年5接入网设备室内设备10年室外设备8年注：上表中未列出的设备（设施）推荐技术寿命可参考生产厂家规定的技术寿命。电网发展不满足特高压和各级电网安全稳定运行需要，不满足公司“三集五大”体系建设需要的，优先进行网络的覆盖率、设备性能和可靠性提升等方面的改造。不满足备用调度体系和信息灾备体系建设要求的，优先进行通信网络的容灾改造。省级骨干光传输网络未覆盖地市公司、第二汇聚点及备调节点的，优先进行相应的光传输设备覆盖改造。未实现110千伏及以上变电站光缆、光传输100%覆盖的，优先进行光缆、光传输网的覆盖改造；未实现35千伏变电站光缆、光传输100%覆盖的，应进行光缆、光传输网的覆盖改造。县公司及35千伏及以上变电站数据通信网覆盖率未达到100%的，110千伏及以上变电站调度、行政电话的覆盖率未达到100%的，应进行数据通信网、调度交换网、行政交换网的覆盖改造。地市级及以上传输网、数据网设备网管系统及接入网设备网管系统不具备北向接口、未纳入TMS系统进行统一管理的，应进行网管系统扩容、升级或更换改造。运行环境因安全标准提高，导致运行环境不能满足安全要求的，应根据安全技术标准要求，进行运行环境相关设备及附属设施改造。通信线缆通道（主要包括直埋、排管、电缆沟、电缆隧道、竖井、桥架等）因市政等基础建设原因需进行迁移的，应进行改造。通信设备机房不满足运行环境温度保持在10℃-28℃，相对湿度保持在20%-80%，经状态评价及风险评估，应进行机房空调及机房环境改造。设备缺陷发生《国家电网公司安全事故调查规程》所界定的八级以上设备事件，经调查分析属设备自身缺陷，且无法通过检修彻底修复、消除隐患的，优先进行设备更换改造。在输电网安全性评价以及电网调度系统安全生产保障能力评估中被判定不符合要求、存在安全隐患的通信设备及附属设施，优先进行扩容、升级或更换改造。光缆220千伏及以上变电站不满足双光缆路由的，优先进行光缆新增改造。省级及以上调度机构（含备调）、通信枢纽大楼所在地的入城光缆少于3条光缆路由的，地市级及以上调度机构、通信枢纽大楼所在地的入城光缆少于2条光缆路由的，宜进行改造。光缆断芯达到或超过50%且无法修复的区段，优先进行光缆更换改造；光缆断芯达到或超过25%且无法修复的区段，应进行光缆更换改造。光缆性能指标不满足技术标准且无法修复的，应进行光缆更换改造。同一线路ADSS光缆出现多处严重电腐蚀的，或修理后仍反复出现电腐蚀的，应进行光缆更换改造。承载省级及以上骨干光传输网的光缆空余纤芯少于2芯的，宜进行改造。传输网同一条220千伏及以上线路的两套继电保护、安控业务由同一套传输设备承载的，优先进行传输网优化或设备新增改造。承载220千伏及以上保护、安控业务的传输设备不具备双电源接入能力或核心板卡不具备冗余保护功能的，优先进行设备更换改造。传输设备运行时间达到10年，经状态评价及风险评估不满足生产运行要求的，应进行设备更换改造。业务网交换网设备、PCM设备运行时间达到10年，数据网设备、生产用电视电话会议设备运行时间达到8年，经状态评价及风险评估不满足生产运行要求的，应进行设备更换改造。设备容量、性能和功能不满足需求，且无法进行扩容或升级的，应进行设备更换改造。承载220千伏及以上保护业务的PCM设备不具备双电源接入能力、不具备远程网管管理能力的，宜进行设备更换改造。支撑网同步时钟设备、通信