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1、四川省电力公司电网设备技术改造原则 按照建设“一强三优”的发展目标，使四川电网成为一个坚强的电网，应科学合理地编制四川省电力公司系统所属设备的大修和技术改造规划，消除设备隐患，提高设备健康水平，保证电网安全稳定运行。依据电力系统有关规程规范和四川电网设备实际情况，特制定四川电网设备技术改造原则。一、老旧架空输电线路改造技术原则1 改造范围1.1 运行30年及以上并一直承担四川电网供电主要任务的110kV、220kV输电线路。1.2 线路本体（杆塔、导线、架空地线、金具）已严重老化和锈蚀，给电网造成严重的安全隐患。1.3 线路输送能力不能满足供电负荷发展的需要，已严重制约电网发展要求 。1.4
2、35kV及以下的老旧线路参照本原则。2 老旧线路改造技术原则2.1 110kV、220kV老旧线路改造原则上按轻重缓急、以条次为单位分批进行滚动改造。2.2 老旧线路改造应积极推广使用成熟的新技术、新工艺和新材料。2.3 老旧线路改造应在原线路通道老旧线路改造必须满足原线路设计和运行技术条件，符合现行国家（行业）标准。3 老旧线路改造技术标准3.1 杆塔3.1.1 钢筋混凝土电杆钢筋外露；普通钢筋混凝土杆有纵向裂纹、横向裂纹，缝隙宽度超过0.2mm；预应力钢筋混凝土杆有裂缝；处理方法：应进行更换。3.1.2 钢筋混凝土电杆表面保护层锈蚀脱落，出现麻面和风化；处理方法：进行表面防腐补强。3.1.
3、3 拉线猫头塔出现严重变形、扭曲情况；处理方法：更换为自立铁塔。3.1.4 架空输电线路跨越铁路、高速公路和城市道路，其绝缘子为单串。处理方法：两侧杆塔改造为独立挂点的双悬垂串绝缘子结构3.1.5 拉线棒锈蚀后直径减少2mm至4mm；处理方法：更换为经防腐处理的拉线棒（缠玻纤布和刷沥青漆）。3.2 基础深埋式基础塔脚出现严重锈蚀；处理方法：对每个塔脚开挖进行防腐处理后，对四个塔脚分别采取混凝土浇铸，基础顶面露出地面高度300mm。3.3 导线与地线导、地线表面锈蚀、外层脱落或呈疲劳状态，取样进行强度试验，试验值小于原破坏值的80%； 处理方法：更换相应段导、地线。3.4 金具金具严重锈蚀；处理
4、方法：更换相应金具4 改造后的线路应达到一类设备标准，5年内不大修。二、变压器类设备技术改造原则1 电力变压器（包括电抗器、消弧线圈）1.1 整体更换的原则1.1.1 薄绝缘变压器。1.1.2 运行年限在30年及以上的变压器；运行年限在25年及以上的铝线圈变压器。1.1.3 运行负载已达到变压器额定容量的80%，且负荷将继续增长的，进行增容改造。1.1.4 运行时间未到30年的变压器（铝线圈变未到25年的），在试验、检修中发现变压器存在严重缺陷，经省公司组织进行综合判断评估，已不再适宜运行且无修复价值的。1.1.5 主供城市电网的110kV无载调压变压器。1.1.6 受发电厂开、停机影响，电压
5、质量不合格，且波动频繁的无载调压变压器。1.2 主要部件改造的原则1.2.1 有载调压开关满足下列条件之一的需改造（运行年限超过25年的变压器，有载调压开关不再进行改造）a. 在1995年以前生产的国产有载调压开关b. 在试验、检修中发现有载调压开关存在严重缺陷，经综合判断评估，已不再适宜运行且无修复价值的。c. 动作次数超过19万次的1.2.2 冷却系统满足下列条件之一的需改造（运行年限超过25年的变压器，冷却系统不再进行改造）a 单组冷却容量在120kW及以下的老式风冷却器b 管式散热器c 潜油泵转速大于1000r/min、轴承不是E级或D级绝缘的1.2.3 灭火装置满足下列条件的需改造（
6、运行年限超过25年的变压器，灭火装置不再进行改造）容量为150MVA及以上容量的变压器，没有安装灭火装置1.3 消弧线圈1.3.1 电容电流值达到20A的变电站，应加装消弧线圈。1.3.2 不满足实际运行点电容电流补偿要求的消弧线圈应进行增容、改造。1.3.3 运行年限在30年以上的。1.4 变压器技术改造要求应选用噪音低、局放低、损耗低的油浸式、铜线圈、有载调压变压器，灭火装置一般应选用排油注氮灭火装置。1.5 消弧线圈技术改造要求1.4.1 选用自动跟踪消弧线圈成套装置1.4.2 一般应选用油浸式接地变压器和消弧线圈；在特殊条件下，也可选用干式接地变压器和消弧线圈。 2 互感器2.1 电流
7、互感器2.1.1 运行年限在30年以上的。2.1.2 国产LCLWD3-220、LCLWD4-220型电流互感器应更换。2.1.3 经校核，原有电流互感器有关参数（如变比、动热稳定性能等）不能满足系统运行要求的。2.1.4 运行年限在20年以上、爬电比距不满足污区要求的。2.1.5 用于关口计量的、计量精度不满足运行要求的。2.1.6 运行时间未到30年的电流互感器，试验不合格或存在严重缺陷，经综合判断评估，已不再适宜运行且无修复价值的。2.2 电压互感器2.2.1 运行年限在30年以上的。2.2.2 运行年限在20年以上的220kV电磁式电压互感器；运行年限在25年以上的110kV电磁式电压
8、互感器。2.2.3 型号为JCC2-110、JCC2-220的电压互感器。2.2.4 运行年限在20年以上、爬电比距不满足污区要求的。2.2.5 用于关口计量的、计量精度不满足运行要求的。2.2.6 运行时间未到30年的电压互感器，试验不合格或存在严重缺陷，经综合判断评估，已不再适宜运行且无修复价值的。2.3 互感器技术改造要求2.3.1 电流互感器应选用技术先进、质量优良的油浸式产品。2.3.2 电压互感器应选用技术先进、质量优良的油浸式电容式电压互感器。三、开关类设备技术改造原则1 改造范围1.1 断路器整体更换1.1.1 断路器主要技术参数不满足安装地点系统最大运行方式下系统工况要求的断
9、路器。1.1.2 存在质量隐患、设计缺陷，且通过检修或局部部件更换不能消除缺陷的断路器。1.1.3 原沈阳高压开关厂1996-1999年出厂的LW6-220HW型断路器。1.1.4 运行超过20年（25年）的10kV及以上电压等级的油断路器。1.1.5 在运行中故障率高、经检修不能根本消除缺陷的断路器，且根据技术经济比较结果应予更换的断路器。1.1.6 已不再生产并且购买不到检修所需部件的断路器。1.2 断路器局部改造1.2.1 主要技术指标满足安装地点的要求，但存在普遍性的结构缺陷，且制造厂能提供性能更高的相关零部件进行局部改造，并通过局部改造能提高使用性能或安全可靠性的断路器。1.2.2
10、不满足有关反措要求。1.3 隔离开关整体更换1.3.1 有严重设计缺陷且威胁系统安全运行的隔离开关。1.3.2 不符合有关现行标准，经评估不能满足运行要求的隔离开关。1.3.3 已经超过或达到设计使用寿命的隔离开关，运行已达25年的或已达20年且主要部件（机构、瓷瓶、主要轴承、主导电回路等部件）均没有进行过更换的隔离开关。1.4 隔离开关局部改造按照国电公司完善化的技术要求，对于没有达到使用寿命，经局部完善化改造后至少还可使用10年以上的隔离开关，在经过技术、经济比较后，认为方案可行时可进行局部完善化改造。改造范围依照国家电力公司2003年制定的“高压隔离开关完善化方案”以及各制造厂的“高压隔
11、离开关完善化”方案确定。2 改造的技术要求2.1 选用的设备或者部件是已通过国家技术监督检验中心的型式试验和经过鉴定的优质产品，隔离开关选用的部件还应是满足国电公司完善化产品技术条件要求的产品部件。更换的开关产品应具有良好的运行业绩。2.2 断路器应选用质量稳定的新型主流产品，不得选用油断路器、空气断路器，且禁止配备气动弹簧机构、质量不稳定的液压机构。2.3 开关柜原则上应选用金属铠装式高压开关柜，开关柜隔离开关或部件应选用质量稳定的新型主流产品，禁止选用没有通过国电公司完善化验收的隔离开关或部件。2.5 同一个变电站设备宜尽量统一。3 改造的效果通过3年改造消除开关设备引起的电网不安全因素，
12、基本淘汰不满足运行参数要求和相关部门明令禁止使用的设备，通过3年改造使10kV断路器无油化率达100%，35kV及以上开关设备总体无油化率达70%。使运行开关设备整体性能提高到一个新的水平，保证电网的安全、可靠、经济运行，减少设备的运行、维护成本。4 本改造原则不适用于组合电器。附录A：断路器技术改造依据、标准附录B：隔离开关技术改造依据、标准四、保护及安全自动装置、综合自动化系统技术改造原则1 老旧保护及安全自动装置改造原则：保护及安全自动装置包括微机型保护装置、电磁型保护装置、晶体管和集成电路型保护装置、高频通道加工设备（阻波器、结合滤波器）、故障录波装置、VQC电压无功自动控制装置、安控
13、装置（含专用通信设备）、低频减负荷装置、低频低压解列装置、保护信息管理系统、备自投装置等。1.1 改造范围：1.1.1 对于微机型保护及自动装置a. 早期微机型保护或非定型装置运行时间超过6年可安排技术改造。b. 常用微机型保护及自动装置运行时间超过8年视运行状况及备品备件情况可逐步安排技术改造，但最长运行年限不宜超过10年。1.1.2 对于电磁型保护及自动装置运行时间在10年及以上的设备可安排技术改造，但最长运行年限不宜超过15年。1.1.3 对于晶体管、集成电路保护及自动装置运行时间6年及以上可安排技术改造。1.1.4 高频通道加工设备（阻波器、结合滤波器）运行时间在20年及以上的设备可安
14、排技术改造。1.1.5 淘汰型保护及自动装置的界定：a 保护及自动装置功能有重大缺陷，不满足反措要求及上级有关技术要求的设备可安排技术改造。 b 国家及省部级相关部门，明文规定的淘汰型保护及自动装置。c 厂家经确认已停止生产或停止提供备品备件的保护及自动装置。1.2 设备技术改造要求：1.2.1 220kV及以上保护及自动装置按省公司颁布的保护及自动装置选型及配置原则执行。1.2.2 110kV及以下保护及自动装置技术改造要求a. 选用技术成熟可靠的微机型产品。b. 通信方式采用工业总线以上方式。c. 采用常用标准规约。d. 110kV线路保护、主变保护的测控、保护单元必须分开。e. 接地选线
15、、低频减负荷功能宜在装置内实现。f. 保护及自动装置应具备毫秒级校时功能。g. 保护装置应具备完善的录波及故障信息记录功能。2 综合自动化系统改造原则：2.1 改造范围：2.1.1 监控系统运行8年及以上，可安排技术改造。2.1.2 常规控制的110kV及以下变电站应结合保护改造进行综合自动化系统改造，实现无人值班。2.1.3 常规控制的220kV及以上变电站应根据实际情况进行综合自动化系统改造，实现少人值班。2.1.4 对于站控级后台计算机五防计算机连续运行5年及以上、显示器连续运行3年以上应作为老旧设备进行更换。2.1.5 为站控级后台计算机及站自动化系统淘汰型产品a. 系统功能有重大缺陷
16、，无法维持系统正常运行。b. 国家及省部级相关部门，明文规定的淘汰型自动化系统。c. 厂家经确认已停止生产或已停止技术支持的系统。2.2 设备技术改造：2.2.1 选用技术成熟可靠的微机型自动化产品。2.2.2 通信控制器采用双机配置并能自动切换。2.2.3 具有GPS对时功能。2.2.4 站通信控制器具有完善足够的通讯接口且功能兼容性强，具有接入常用规约的现场经验和技术实力。五、直流系统设备技术改造原则1 充电装置改造原则：1.1 改造范围：1.1.1 可控硅充电装置、合闸硅整流充电装置运行超过8年应安排技术改造。1.1.2 高频开关电源装置运行超过10年可安排技术改造，最长运行年限不宜超过
17、12年。1.1.3 充电机充电电流小于0.1C10（蓄电池组的10小时率容量）值与站设备运行5年以上、厂家经确认不再生产或无法提供备品备件的可安排技术改造。1.1.5 设备不能满足反措要求的应安排技术改造。1.2 设备技术改造要求：1.2.1 应选用高频开关电源及以上成熟技术。1.2.2 具有与监控系统通讯的功能和接口。1.2.3 通信采用常用标准规约。1.2.4 绝缘监测装置应具备接地选线功能。1.2.5 装置应具有降压回路且降压装置具备旁路短接开关。2 蓄电池组改造原则：2.1 改造范围：2.1.1 固定型防酸式铅酸蓄电池、镉镍蓄电池运行超过10年应安排技术改造。2.1.2 阀控式铅酸蓄电
18、池运行满8年可安排技术改造。2.1.3 蓄电池组容量小于额定容量的80%应进行技术改造。2.1.4 阀控式蓄电池拆除故障电池后，2V系列蓄电池组总只数少于103只，6V系列蓄电池组总只数少于34只，12V系列蓄电池组总只数少于17只可安排技术改造。2.2 设备技术改造要求：2.2.1 原则上选用阀控式铅酸蓄电池。2.2.2 蓄电池组2V系列只数不少于108只、6V系列只数不少于36只、12V系列只数不少于18只。2.2.3 蓄电池组容量应考虑满足监控系统后台机逆变电源容量。六、无功补偿设备技术改造原则1 新建和增容的技术改造原则1.1 由于无功补偿容量不足影响系统电压稳定，必须列入改造范围。1
19、.2 220kV的变电站无无功补偿装置的，应优先列入改造范围。1.3 35kV110kV的变电站，负荷较重且调压手段单一，功率因数低，应优先列入改造范围。1.4 220kV变电站的容性无功补偿主要补偿主变无功损耗；110kV的变电站以负荷侧补偿为主。1.5 无功补偿容量应根据设计计算确定并满足以下原则：220kV变电站的无功补偿按照主变压器容量的10%25%配置，并满足220kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。35110kV变电站的无功补偿按照主变压器容量的10%30%配置，并满足35110kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。2 老旧无功补偿设备技术改造
20、原则2.1 运行十年的并联电容器组，应在加强运行监督的同时，结合设备的健康状况，逐步实施技术改造。运行不满十年的并联电容器组，由于设备缺陷等原因造成整组已不能正常投运，应实施技术改造。2.2 并联电容器应采用经过两部鉴定的合格产品，（含经过国家经贸委批准进入城、农网招标的生产厂商）不符合上述条件厂家的在运设备,应实施技术改造。2.3 高压自愈式电容器，系国10KV电容器组开关为ZN12以下型号真空开关或油开关，应实施技术改造。2.5 并联电容器组的主接线应采用星型接线，运行设备仍为三角形接线的，应实施技术改造。2.6 并联电容器组选用的串联电抗器，在出现电网和电容器组谐波严重放大的情况下，应实
21、施技术改造。2.7 干式空心电抗器运行中造成金属围栏出现发热现象或继电保护及微机不能正常工作，应实施技术改造。2.8 禁止新装油浸非全密封放电线圈。运行中的非全密封放电线圈应加强绝缘监督，若绝缘不合格，应实施技术改造。3、技术改造要求3.1 各电压等级变电站的无功补偿容量应满足无功补偿配置的基本原则。3.2 无功补偿装置应不引起系统谐波严重放大，并应避免大量的无功电力穿越变压器。3.3 35kV及以上电压等级的变电站，主变压器高压侧应具备双向有功和无功功率（或功率因数）等运行参数的采集、测量功能。3.4 并联电容器组应能有效实现自动投切。3.5 220kV变电站无功补偿装置的分组容量应达到最大
22、单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5 %。3.6 220kV变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。3.7 改造后的电容器组用电抗器应不对继电保护和微机产生强电磁干扰。3.8 电容器室通风和照明应满足电容器环境运行工况。七、调度自动化系统技术改造原则1 调度自动化系统技术改造范围技术改造范围应包括：省/地/县级电网调度自动化主站系统、集控中心、变电站自动化系统（RTU）。 2 调度自动化系统技术改造原则2.1 电网调度自动化主站系统投运10年后应更换。2.2 常规RTU远动设备运行满10年，故障率高，备品备件缺乏的情况下应予更换。2
23、.3 调度自动化主站系统服务器、前置机等主要功能节点及局域网络应采用冗余双机及双网配置，不满足要求的应予改造。2.4 调度自动化主站系统服务器CPU平均负荷率在电力系统正常情况下任意30分钟调度自动化主站系统工作站运行5年后应予更换。2.6 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。2.7 地区电网调度自动化主站系统应具有网络通讯/数据转发功能，不满足要求的应予完善。2.8 地区电网调度自动化主站系统未配备应用软件基本模块的应予增加，其它应用软件模块的配置根据相关规程加以完善。2.9 调度自动化主站系统应具有实用的事件顺序
24、记录（SOE）、事故追忆（PDR）、动态着色功能，不满足要求的应予完善。2.10 在调度自动化主站系统故障无法恢复，厂家停止技术支持和售后服务时，应予更换。2.11 变电站综合自动化系统应满足调度自动化主站系统的远动信息、保护信息接口要求，不满足要求的应予改造完善。2.12 500KV、220KV变电站应具有调度数据网络接入节点，根据四川电力调度数据网络总体规划予以增加。2.13 调度自动化系统与办公自动化系统或其它信息系统之间以网络方式互联时，必须采取安全防护措施，且安全防护措施必须符合原国家经贸委2002第30号令电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规定、国家电监会5号令电力二
25、次系统安全防护规定和全国电力二次系统安全防护总体方案的要求，按照省公司的统一部署予以完善。2.14 变电站自动化系统/设备电源原则上采用站用直流系统，不满足要求的应予改造。2.15 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4小时，UPS应采用双主机配置，不满足要求的应予改造。2.16 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。2.17 调度自动化系统电源进线、信号接口应装设防雷及防过电压保护
26、装置，不满足要求的应予改造。八、通信系统技术改造原则1、改造范围1.1 网络结构1.1.1 省公司至各电业局（公司）骨干光纤网络。1.1.2 各电业局（公司）骨干光纤环网。1.1.3 220KV及以上变电站全部实现光纤通信。1.1.4 电业局（公司）至各供电局全部实现光纤通信。1.1.5 已建的110KV变电站有条件的逐步进行光纤通信改造。1.2 传输设备1.2.1 运行十年以上的PDH光传输设备进行改造。1.2.2 模拟载波机必须进行改造。1.2.3 2.4G扩频通信必须进行改造。1.3 交换设备1.3.1 220KV变电站运行的模拟调度交换机进行改造。1.3.2 容量不足的行政交换机进行扩
27、容。1.4 通信电源1.4.1 硅整流电源必须进行改造。1.4.2 运行十年以上的蓄电池进行改造。1.4.3 未配备UPS电源的调度录音系统必须完善。1.4.4 只配备一套高频开关电源的500KV变电站和复用安控、保护信息的通信站电源系统必须完善。1.5 未配置节点时钟设备的电业局（公司）及枢纽通信站必须建设时钟节点。2 技术改造原则2.1 省公司至各电业局（公司）骨干光纤网络应结合电网规划尽可能形成环网。2.2 各电业局（公司）骨干光纤网络应结合电网规划尽可能形成环网。2.3 省公司至各电业局（公司）骨干光纤网络的光缆采用0PGW或ADSS，芯数为36芯及以上；各电业局（公司）骨干光纤网络的
28、光缆应采用0PGW、ADSS或普通光缆，芯数为24芯及以上。2.4 传输设备2.4.1 同一光环网省公司至各电业局（公司）骨干光纤网络光设备传输速率采用SDH 2.5G及以上。2.4.3 各电业局（公司）骨干光纤网络光设备传输速率采用SDH 622M，并能平滑升级至2.5G；支线光设备传输速率采用SDH 155M及以上。2.4.4 载波设备采用数字载波设备。2.5 交换设备2.5.1 行政交换网与调度交换网分别按省公司制定的“四川电力通信程控交换组网技术规范”进行组网，省公司、各电业局（公司）、供电局的行政交换机和调度交换机独立配置。2.5.2 各电业局（公司）及以上行政交换机采用局用交换机；
29、所有行政交换机必须具备7号信令。2.5.3 所有调度交换机必须具备7号信令和Q信令。2.6 通信电源2.6.1 500KV变电站及复用安控、保护信息的通信站必须配备2套高频开关电源和2组蓄电池。2.6.2 高频开关电源必须具备监控功能。2.6.3 蓄电池单只电池电压为2V；交流失电后的供电持续时间大于8小时。2.6.4 通信电源的交流告警和整流器直流输出告警信号应引入到有人值守的地点。2.7 节点时钟设备按省公司通信同步网技术规范进行配置。2.8 通信站逐步配备电源及机房环境监测系统，各电业局（公司）逐步配备地区监测网管中心。2.9 改造原则上不再采用一点多址通信、扩频通信方式。2.10 重要变电站逐步完善独立的备用通道。 附录A断路器技术改造依据、标准 附录B隔离开关技术改造依据、标准备注：1）当满足一类改造依据中任意一项时，应尽快更换改造；当满足二类依据的任意两项时，可以优先更换改造；否则进行完善化改造。2）新选用的110KV及以上的隔离开关用于载流时不得选用额定电流小于1250A的隔离开关。3）GW6-220垂直开启、偏折式隔离开关根据运行工况，逐年更换。4）不含35KV及以下的隔离开关。
