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1、生产技术改造指导原则D； A D中国南方电网CHINA SOUTHERN POWER GRID二o一年六月一、总则1、为深入贯彻南方电网公司“强本、创新、领先”的战略发展思路，以提高 公司所辖电网装备、自动化和智能化水平为指导，结合发输变电设备的最新发展 技术和电网运行的具体情况，制定南方电网公司生产技改原则，为今后的技改工 作提供指导依据。2、本技改原则适用于指导公司系统各单位生产技改规划、项目立项申报和 审查。3、各单位可结合本单位实际情况对本原则进行补充和细化，但不得违背本 原则的相关条款要求。4、本技改原则中的相关条款未描述公司、分子的反措要求，但公司、分子 公司反措须同样视为生产技改
2、原则。5、本技改原则中尚未介定的设备的技改原则由各单位自行确定。6、本技改原则可作为设备技改的立项依据，但不作为唯一依据，满足相应 条款的要求后仍需进行论证和评估。二、术语和定义1、不具备修复价值：是指一次设备运行 10 年及以上、二次设备运行 5 年 及以上，经状态评估需要进行大修，但大修费用超过整体换新投资的 30及以 上或在技术上难以通过大修恢复其性能使其满足生产实际需要的。三、设备技改原则（一）110kV及以上变电站改造原则1、110kV 及以上变电站应逐步实现综合自动化，进行综合自动化改造时非 集控站不得设立模拟屏、电视墙等装置。2、llOkV及以下电压等级变电站应按照“无人值班，少
3、人值守”的模式进 行改造。3、对 ll0kV 及以上变电站进行数字化改造应按照公司总体规划和计划进 行，相关要求如下：（1）目标变电站属于公司试点计划或者推广计划内，且该变电站综合自动 化投运12年及以上；（2）数字化改造需基于IEC 61850标准，对现有变电站综合自动化系统进 行三层结构的数字化改造。通信、保护、安稳装置等二次系统同时进行相应数字 化改造以满足 IEC 61850 标准要求。（监控、五防、直流、计量、站用系统通信 部分及其他系统、设备。）（3）110kV 及以上变电站综合自动化系统进行三层结构的数字化改造时， 若互感器投运 20 年及以上未进行重大改造，互感器可更换为电子式
4、互感器，变 压器、断路器、隔离开关等一次设备应增加智能单元实现数字化；若互感器投运 未满 20 年，互感器、变压器、断路器、隔离开关等一次设备应增加智能单元实 现数字化。（4）110kV 及以上变电站综合自动化系统进行三层结构的数字化改造时， 若某电压等级互感器、断路器、隔离开关 80%的比例投运年限达到 25 年及以上 或整体设备运行情况特别恶劣的，可以进行整体改造。对于占地面积不受限制的 变电站，原则上必须采用敞开式设备。4、对于因受运行环境、场地等因素限制的变电站，可以考虑将敞开式设备 改造为组合封闭式设备。5、为满足运行需求，可对接线方式进行改造和完善。6、设备运行海拨高度超过1000
5、m,设备外绝缘未考虑海拔修正的，应进行 改造。7、设备抗震烈度达不到运行地点地震设防要求的，应进行改造。8、变电站防洪、排水、基础沉降、消防、整体噪声、通风、 SF6 气体泄漏 监测、安健环等方面不满足要求的，可进行改造。9、高压室（就地保护）、蓄电池室因运行需要需加装空调装置的。（二）110kV及以上变电一次设备技改原则1、变压器（1）运行30年，且经评估无法延寿的。（2）薄绝缘变压器、铝线圈变压器。（3）存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的。（4）无励磁调压变压器且无法通过其他手段满足调压需求的（参考条件）。（5）高损耗、高噪声、不满足消防、环保要求的变压器（参考条件）。2、断路器（1）运
6、行时间原则上达到 30 年，或者开断次数达到设计值的。（2）投运 15 年及以上的气动机构断路器。（3）断路器开断短路电流容量不足的。（4）存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的。3、组合电器（GIS、PASS、HGIS、GIL）（1）机构、气路等部件存在明显质量问题，缺陷频繁发生，不具备修复条 件的，对机构、气路进行改造。（2）组合电器内的其它设备技改原则同相应设备的条款。4、隔离开关（1）运行时间达到 25 年的。（2）运行 12 年以上，经过多次处理仍存在严重缺陷，经论证不具备修复 价值的。（3）对锈蚀严重、操作困难，经论证不具备修复价值的。（4）为满足变电站运行自动化要求，手动操作机构可
7、更换为电动操作机构 （参考因素）。（5）绝缘爬距不满足污区等级要求的（参考因素）。5、电压互感器技改原则（1）电磁式电压互感器技改原则a、运行时间达到30年的。b、存在严重渗漏油（气）、介损超标、油色谱异常等故障的。c、二次绕组容量、数量、精度不能满足运行要求的。d、有可能引起电磁谐振的电磁式PT,经论证可更换为CVT。e、外绝缘表面损伤严重无法进行修复的。（2）电容式电压互感器技改原则a、运行时间达到30年的。b、存在严重渗漏油（气）、介损超标、电容量变化超标、油色谱异常等故障的。c、二次绕组容量、数量、精度不能满足运行要求的。d、外绝缘表面损伤严重无法进行修复的。6、电流互感器技改原则（1
8、）运行时间达到 30 年的。（2）存在严重渗漏油（气）、锈蚀严重缺陷，经论证无修复价值的。（3）外绝缘表面损伤严重无法进行修复的。（4）通流能力不满足运行要求的。（5）存在油色谱异常、介损超标、电容量变化超标、耐压不合格、气体组 分异常等严重缺陷的。（6）二次绕组的配置不满足计量、指示仪表、保护、自动化装置和遥测需 要的。7、避雷器技改原则（1）运行时间达到 30 年的。（2）绝缘电阻偏低、参考电压异常、阻性电流偏大、红外检测异常的。（3）外绝缘表面损伤严重无法进行修复的。（4）110kV 及以上变电站出线在线路断路器的线路侧安装避雷器。（5）根据防雷校核，需完善防雷措施的。8、开关柜（1）运
9、行时间达到 30 年的。（2）运行时间达到 10 年以上的 GG1A 柜。（3）运行 12 年以上，且存在严重缺陷，经论证不具备修复价值的。9、电抗器（1）电抗器运行时间达到 30 年的。（2）缺陷较多、声响异常、本体局部发热、变形、复合绝缘老化严重等难 以彻底处理好，经论证无修复价值的。（3）为解决短路电流超标，经论证需增加限流电抗器或中性点小电抗的。 10、套管（1）运行时间达到 30 年的。（2）绝缘明显偏低，电容、介损超标，油色谱异常，红外检测异常的。（3）存在外绝缘表面严重损伤、爬电，经论证无修复价值的。（4）爬距、干弧距离不满足要求的。11、绝缘子（1）复合绝缘子运行时间达到 15
10、 年的；玻璃、瓷绝缘子运行时间达到 30年。（2）爬距不满足要求的。12、耦合电容器（1）运行时间达到 30 年的。（2）存在介损、电容超标、绝缘电阻偏低缺陷的。（3）严重渗漏油（气）的。（4）存在绝缘表面严重爬电、破损，经论证无修复价值的。13、并联电容器（组）（1）运行时间达到 30 年的。（2）集合式电容器内部故障导致爆裂、油箱变形，经论证不具备修复价值 的。（3）集合式电容器电气试验不合格，且生产厂家不能提供相关零配件服务 的。（4）llOkV及以上变电站无功容量不足，不需要新增间隔的，新增无功设 备。（5）存在明显质量问题，缺陷频繁发生，造成维护成本较高的框架式电容 器。14、中性点
11、接地装置（ l ）运行时间达到 30 年的消弧线圈；（2）补偿容量不满足要求的消弧线圈；（3）存在严重缺陷、经论证无修复价值的消弧线圈；（4）调节方式不满足要求的消弧线圈；（5）经论证需将小电阻接地方式改为消弧线圈接地方式的；或者需将消弧 线圈接地方式改为小电阻接地方式的；15、动态无功补偿装置（ l ）运行时间达到 30 年的。（2）经论证不具备修复价值，且存在严重缺陷的。（3）在送电通道中电压支撑薄弱的中间变电站增设动态无功补偿装置；（4）在受端负荷中心增设动态无功补偿装置。16、有源滤波器（APF）、动态电压恢复器（DVR）在交、直流电弧炉，中频炉，轧钢、冶炼、电气化铁路、地铁等的系统接
12、入变电站增设有源滤波器(APF)、动态电压恢复器(DVR)。17、交流站用电系统( 1)站用变技改原则遵循变压器技改原则。(2) 对投运 30 年及以上的交流站用电系统进行改造。( 3 )部分运行未够 30 年，但运行工况较差、存在严重缺陷并经论证不具 备修复价值的站用电系统进行改造；对已经停产并缺少备品备件的应 逐步进行改造。18、变电设备在线监测装置 按照网公司发布的在线监测装置配置指导原则执行。19、电容隔直装置 根据仿真计算或实测，直流电流超标需在主变中性点安装电容隔直装置的。20、融冰装置 按照网公司发布的融冰装置配置原则执行。(三) 110kV及以上变电二次设备技改原则1、继电保护
13、装置技改原则(1) 运行时间达到 12 年的；(2) 运行未够 12 年，但运行工况较差、存在严重缺陷或发生过多次拒动和 误动，经论证不具备修复价值的；(3) 运行未够 12 年，但已经停产并缺少备品备件的；(4) 非微机化的；(5) 220kV电压等级母线保护装置改造时，若现场CT绕组等一次设备条件 满足条件的，采用双重化配置，且每套均应配置失灵保护；(6) 双母接线的 220kV 线路或变压器保护装置改造时，配置各自独立的电 压切换装置；通道具备条件时，220kV及以上线路配置双套光纤电流差 动保护，保护应具备双通道；(7) 220kV 同塔(杆)并架双回线不满足跨线故障正确选相动作的保护
14、(单 命令纵联保护)，在具备光纤通道路由条件下进行改造;500kV同塔(杆) 并架双回线改造为双光纤电流差动保护；(8) 110kV 变电站需要快速切除母线故障时，配置一套母差；(9) 具备光纤通道时，并综合冰灾影响，对 110kV 及以上线路保护通道进 行完善，逐步采用光纤通道；(10) 有系统稳定要求的、有整定配合要求的、线路长度短于 8km 的、同杆 并架的 110 kV 线路，应配置一套光纤电流差动保护；(11) 为提高线路保护通道抗灾能力及可靠性，冰灾地区进行 110kV 及以上 线路保护通道完善。(12) 为适应交直流混合联网交流发展，进行直流落点附近保护改造，采用光 纤电流差动保
15、护。2、安全稳定控制装置技改原则(1) 运行时间达到 12 年的；(2) 运行未够 12 年，但运行工况较差、存在严重缺陷或发生过多次拒动和 误动，经论证不具备修复价值的；(3) 运行未够 12 年，但已经停产并缺少备品备件的；(4) 电网结构发生变化，安稳策略不能适应时，应对安全稳定控制装置进行 完善；(5) 新投产安全稳定控制装置应具有与变电站站监控系统通信的数字接口， 已投产装置应逐步完成改造；(6) 对系统稳定影响大的主站/子站安全稳定控制装置应采用双重化配置；(7) 结合电网安全稳定控制或供电可靠性需要，需配置安全稳定自动装置 时，进行增配。3、低频、低压减载装置技改原则(1) 运行时间达到 12 年的；(2) 运行未够 12 年，但运行工况较差、
