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太平洋线缆新闻动态
电网改造的标准及原则
来源: 太平洋电线电缆 发布日期: 2021.02.19 浏览次数:
信息摘要:
电网改造是目前大家比较关注的民生工程。农村电网改造有助于提高人民幸福度和民生质量,也能保证供电的稳定性和可靠性。本文所讲述的电网改造的标准及…

电网改造是目前大家比较关注的民生工程。农村电网改造有助于提高人民幸福度和民生质量,也能保证供电的稳定性和可靠性。本文所讲述的电网改造的标准及原则希望能帮助到您!

(一) 配网标准化网架建设
1. 建设改造目标
1.1 按照标准化、差异化、可升级的原则规划建设配网网架。
1.2 架空线路标准网架结构为3分段3联络。规划A+、A、B、C类供电区域装设具备自动化功能的分段开关,为缩短故障停电范围,根据用户数量或线路长度在分段内可适度增加手动操作分段开关;规划D、E类供电区域装设手动分段开关。
1.3 架空线路联络点的数量根据周边电源情况和线路负载大小确定,一般不超过3个联络点,联络点应设置于主干线上,且每个分段一般设置1个联络点。规划A+、A、B、C类供电区域应实现3联络,其中线路末端宜实现与对端变电站形成联络,D类供电区域可采取多分段、单辐射接线方式,具备条件时可采取多分段、适度联络或多分段、单(末端)联络接线方式;E类供电区域可采取多分段、单辐射接线方式。
1.4 电缆线路标准网架结构为单环、双环、双(对)射式。规划A+、A、B类供电区域中双电源用户较为集中的地区,中压电缆线路宜按双环式结构建设,根据负荷性质、负荷容量及发展可一步建设到位,亦可初期按双(对)射接线建设,根据需要和可能逐步过渡至双环式。规划A+、A、B类供电区域中单电源用户较为集中的地区及规划C类供电区域,中压电缆线路宜按单环式结构规划。实施架空线路入地改造为电缆线路的区域,应按照电缆线路的目标网架结构规划、设计和预留。
表1  各供电区域线路接线方式选择推荐表

供电区域

架空线路

电缆线路

A+

3分段3联络

双环网、双(对)射、单环网

A

3分段3联络

双环网、双(对)射、单环网

B

3分段3联络

双环网、双(对)射、单环网

C

多分段适度联络

单环网

D

多分段单联络

E

多分段单辐射


1.5 按照线路接线方式,合理控制线路负载率及线路分段内负荷,保持线路合理供电裕度,便于线路负荷区段灵活转供。
1.6 目标电网建成后,A+类供电区域宜达到具有上一级变电站全停情况下的负荷转移能力,A、B类供电区域宜达到具有上一级变电站停一段母线情况下的负荷转移能力。
2. 改造原则
2.1 线路分段不合理
2.1.1 未根据用户数量、通道环境及架空线路长度合理设置分段开关,分段内接入用户过多,在检修或故障情况下,不利于缩小停电区段范围。应合理增设分段开关,按下表要求控制分段内用户数量及分段线路长度。
表2  中压架空线路分段内用户数及分段线路长度推荐表
区域 分段内用户数(包括) 分段线路长度(km)
A+、A ≤6户 ≤1km
B、C ≤10户 ≤2km
D、E ≤15户 ≤3km


注:架空线路分段统计为分段开关间主干线线路段,其中分段开关包括自动化功能的分段开关和手动操作分段开关。
2.1.2 开关站、环网室(箱)、配电室10(20)千伏母线馈供用户过多,母线检修或故障时,停电影响用户过多。应通过增设配电站所,按下表要求控制单一母线段内馈供用户数量。
表3  中压配电站所单一母线馈供用户数
区域 开关站、配电室单一母线馈供数 环网室(箱)单一母线馈供数
A+、A ≤4户 ≤2户
B、C ≤5户 ≤3户
D、E ≤5户 ≤4户


2.2 线路联络不合理
2.2.1 线路无联络,检修或故障时无法将非检修段或非故障段负荷进行转移。应优先在线路末端增设联络。
2.2.2 线路联络点偏少(1-2个联络点),检修或故障时全线负荷无法分区段、分散转移至相邻联络线路。应根据线路分段情况,优先在负荷较大的分段内增设联络。
2.2.3 由于联络点设置不合理造成负荷转供时出现电能质量问题。在考虑线路负载率的同时,要统筹考虑供电半径及电压质量,合理设置联络点。
2.2.4 单联络线路联络点位于线路前端,方式调整时无法实现线路负荷分段灵活转供。应调整或增设线路联络点。
2.2.5 单一分段内有两个以上联络点或全线路联络点超过三个,负荷调整方式复杂。应优化线路联络点设置,取消无效联络。
2.2.6 联络线段线径偏小,负荷转供能力受限。应按主干线标准进线改造。
2.2.7 联络电源选取不合理,多为同一变电站(同一母线)出线,缺乏与不同变电站的异电源联络,特别在A+、A、B类供电区域,配网对上级电源的支撑和负荷转供能力不足。应优先选择异站出线进行联络改造。
2.3 其他
2.3.1 架空电缆混合线路,其中电缆线段没有联络电源,多用户集中接入环网箱。在电缆化改造时,应按照环网接线形式进行规划建设及通道预留。2.3.2 相邻变电站供电范围相互交织,供电边界不清晰;相邻变电站、同一变电站主变间负载率不均衡。 应通过新建改造线路,对区域配网网架进行调整,以地理边界划分变电站供电范围。2.3.3 受负荷发展或线路通道条件影响,配电线路逐步延伸、迂回供电,导致线路供电距离过长、电压损耗过大。应优化线路路径,缩短供电距离。2.3.4 部分双电源用户从同杆架设的两回线路接入,线路检修或故障时易导致双路电源全停;电缆方式进线的重要用户,进线电缆为同通道敷设,存在电缆通道外力破坏时双路电源全停的隐患。 应优化双路电源用户供电方式和进户方式,杜绝同杆架设双回线路接入,必要时对重要用户供电电缆路径进行调整。2.3.5 部分地区受通道条件限制,多回路架空线路同杆架设,同通道电缆回路过多,检修时同杆架设陪停线路较多或电缆通道故障时停电影响范围过大。 根据负荷密度及供电可靠性要求,完善区域内架空及电缆线路通道规划,控制同一路径内线路回路数,不宜采用架空线路三回路及以上同杆架设,次干道同通道电缆回路数不宜超过12回,主干道同通道电缆回路数不应超过24回,变电站出线电缆应通过多路径与站外电缆通道接驳。
(二) 配网供电能力及供电质量
1. 建设改造目标
1.1 10(20)千伏架空线路
1.1.1 架空线路导线型号的选择应满足负荷自然增长和用户负荷接入的需求,主干线截面宜综合饱和负荷状况、资产全寿命周期一次选定,有可能发展成主干线(联络线)的分支线也应按照主干线标准进行建设。导线截面选择应系列化、标准化,同一规划区的主干线导线截面不宜超过3种。采用铝芯绝缘导线或铝绞线时,各供电区域中压架空线路导线截面参考表4选择。
表4  中压架空线路导线截面推荐表    单位:mm2
区域 主干线导线截面(含联络线) 分支线导线截面
A+、A、B 240或185 ≥95
C、D ≥120 ≥70
E ≥95 ≥50


1.1.2 中压架空线路路径沿规划道路选择,一般按单回线路架设,导线架设布置、设备选型、施工工艺均应利于配网不停电作业的开展。如无法满足用电负荷发展和供电可靠性要求,可进行电缆化改造。
1.2 10(20)千伏电缆线路
1.2.1 电缆建设改造应适应市政规划发展,在A+、A类供电区域及B、C类重要供电区域、走廊狭窄,架空线路难以通过而不能满足供电需求的地区、易受热带风暴侵袭的沿海地区、对供电可靠性要求较高并具备条件的经济开发区、经过重点风景旅游区的区段,根据配电网结构或运行安全的特殊需要,宜安排电缆线路建设改造。


1.2.2 电缆线路截面的选择:变电站馈出至中压开关站的干线电缆截面不宜小于铜芯300mm2,馈出的双环、双射、单环网干线电缆截面不宜小于铜芯240mm2,在满足动、热稳定要求下,亦可采用相同载流量的其他材质电缆,并满足GB 50217的相关要求。 表5  中压电缆线路导线截面推荐表   单位:mm2

供电区域类型 10kV电缆变电站出线截面 10kV电缆主干线截面 10kV电缆分支线截面
A+、A、B、C类 ≥300 ≥240 ≥150
D、E类 ≥300 ≥150 ≥120
注1:表中推荐的电缆线路为铜芯。


1.2.3 电缆通道的建设应坚持“立足规划、着眼长远、统筹建设”原则,按照地区建设规划统一安排、同步实施,按照终期规模一次性建设到位。 结合公路、市政道路建设同步进行,与规划的地下铁道、通道、人防工程等地下隐蔽性工程协调配合,宜布置在人行道、非机动车道及绿化带下方。 根据负荷密度、路径状况和运行要求,选用隧道、排管、沟槽或直埋方式建设电缆通道。 规划A+、A类供电区域,一般采用排管或隧道方式;规划B、C类供电区域,一般采用排管方式; D、E类供电区域,一般采用直埋方式。表6  各类城市及供电区域电缆通道选型原则对照
城市等级 供电区域 电压等级(kV) 通道选型原则
直埋 排管 电缆沟 隧道
一线城市 A+、A 6-20 不推荐 推荐 不采用 推荐
B、C、D 6-20 可采用 推荐 不采用 推荐
二线及以下城市 A+、A、B、C 6-20 可采用 推荐 可采用 可采用
D 6-20 推荐 可采用 可采用 不采用


1.3 配电线路供电半径及负载率水平
1.3.1 10(20)千伏线路供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上A+、A、B类供电区域供电半径不宜超过3km; C类不宜超过5km;D类不宜超过15km; E类供电区域供电半径应根据需要经计算确定。1.3.2 配电线路负载率应根据线路接线方式进行控制,负载率不应超过下表要求。表7  中压线路负载率对照表
接线方式 负载率
架空单联络 50%
架空3分段3联络 70%
电缆单环网 50%
电缆双射/对射 50%
电缆双环网 50%


1.4 配电变压器
1.4.1 A+、A、B、C类供电区域容量选取按照规划远期负荷,一次性建设改造到位;D、E类供电区域容量选取按照规划3-5年发展裕度,依据“小容量、密布点、短半径”和“先布点、后增容”的原则。 解决迎峰度夏(冬)、春灌秋收、逢年过节、烤茶制烟等时段配网“卡脖子”及供电能力不足等突出问题,消除过载、输送能力瓶颈问题。表810kV柱上变压器容量推荐表
供电区域类型 三相柱上变压器容量(kVA) 单相柱上变压器容量(kVA)
A+、A、B、C类 ≤400 ≤100
D类 ≤400 ≤50
E类 ≤200 ≤30


1.4.2 低压架空线路主干线截面应按远期规划一次建成,以满足远期发展用电负荷的要求。导线截面选择应系列化,同一规划区内主干线导线截面不宜超过3种。 各供电区域低压架空线路导线截面参考下表选择。考虑负荷发展需求,低压线路可按10kV线路电杆选型,为10kV线路延伸预留通道。表9  低压线路导线截面推荐表
线路形式 供电区域类型 主干线(mm2) 支线(mm2)
电缆线路 A+、A、B、C ≥240
架空线路 A+、A、B、C ≥120 ≥70
D、E ≥70 ≥35
注1:表中推荐的架空线路为铝芯,电缆线路为铜芯。注2:A+、A、B、C 类供电区域宜采用绝缘导线。


1.4.3 低压架空线路应有明确的供电范围,供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上A+、A类供电区域供电半径不宜超过150m,B类不宜超过250m,C类不宜超过400m,D类不宜超过500m,E类供电区域供电半径应根据需要经计算确定。
1.5 供电质量
1.5.1 10(20)kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%。1.5.2 220V单相供电电压偏差为标称电压的+7%,-10%。1.5.3 利用相应滤波、无功补偿和电能质量监测装置等监测和减少用电设备注入系统的谐波量,防止谐波污染配电网。
2. 建设改造原则
(三) 配网设备及设施健康水平
1. 建设改造目标
1.1 短路容量要求配电网各级电压的短路容量应该从网络结构、电压等级、变压器容量、阻抗选择和运行方式等方面进行控制,使各级电压断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合,变电站内母线的短路水平一般不应超过表10中的数值。 选择配电线路开关设备的短路容量一般应留有一定裕度,对变电站近区安装的环网柜、柱上开关、跌落式熔断器,应根据现场状况进行短路容量校核,开关设备额定容量选择。如表11。表10  变电站内母线的短路水平
母线电压等级(kV) 短路电流(kA)
A+、A、B类供电区域 C类供电区域 D、E类供电区域
10-20 20 16、20 16、20
注1: 220kV变电站10kV侧无馈线出线时不宜超过25kA,有10kV出线时不宜超过20kA;注2: 110(66)kV变电站的10kV母线的短路水平不宜超过20(16)kA。


表11  开关设备额定容量选择表
设备名称 额定电流A 额定短路开断电流kA 额定短时耐受电流(kA)/额定短路持续时间(s)
开关站断路器 630、1250(特殊情况) 20、25 20、25/4
环网柜负荷开关 630 - 20/4
环网柜断路器 630 20 20/4
柱上断路器/重合器 630 20 20/4
柱上负荷开关/分段器 630 - 20/4
跌落式熔断器 - 8、12.5 -
柱上隔离开关 630 - 20/4


1.2 中性点接地方式10(20)kV配电网中性点可根据需要采取不接地、经消弧线圈接地或经低电阻接地; 220V/380V配电网中性点采取直接接地方式。 各类供电区域10(20)kV配电网中性点接地方式宜符合表12的要求。表12  供电区域适用的接地方式
供电区域 中性点接地方式
低电阻接地 消弧线圈接地 不接地
A+
A
B
C
D
E


2. 建设改造原则
2.9.1 电缆通道
2.9.1.1 电缆隧道内未合理设置应急通讯系统、工作电源等设施,应逐步安排改造。
2.9.1.2 电缆隧道监控系统配置不能满足功能需求的,可安排改造。
2.9.1.3 重要电缆隧道和通道应加装监控系统,加强对非法侵入、火情、温度、水位、气体成分,以及通风、 排水等状态监控和远程控制。
2.9.1.4 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,应安排改造。
2.9.1.5 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,应将接头改造至站外的电缆通道内。
2.9.1.6 根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)》13.2.1.3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,可安排更换为A级阻燃电缆。
2.9.1.7 电缆隧道结构防水等级低于三级的,隧道内未配置排水系统并接入市政排水系统的,可安排改造。
2.9.1.8 根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)》13.1.1.2规定要求,电缆通道邻近热力管线、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改造。
2.9.1.9 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,宜改为排管敷设方式。
2.9.2 线路走廊
(四) 配电自动化及通讯
1. 建设改造目标
1.1 对于A+、A、B、C类供电区域,架空线路宜采用就地型馈线自动化,电缆线路宜采用集中型馈线自动化; 对于重要用户所在线路,宜选取线路关键分段开关及联络开关实施“三遥”改造; 对于非重要用户所在线路,可采用安装远传型故障指示器; 对于开关站应实现“三遥”功能。1.2 对于D、E类供电区域,配电线路采用远传型故障指示器,实现故障的快速判断定位,缩短故障查找时间; 对于长线路,可在远传型故障指示器之间加装就地型故障指示器,进一步缩小判断故障区间,便于抢修人员查找故障。
2. 建设改造原则
2.1 配电自动化应与配电网建设和改造同步规划、同步设计、同步建设、同步投运,遵循“标准化设计,差异化实施”原则,充分利用现有设备资源,因地制宜地做好通信、信息等配电自动化配套建设。2.2 配电自动化建设与改造应遵照Q/GDW 1382、Q/GDW 1625等标准的具体要求,合理选择配电自动化系统的建设规模、软硬件配置和主要功能及实现方式。2.3 根据地区配电网规模和应用需求,按照“地县一体化”单独建设主站。 配电主站规模按照实施地区3-5年后配网实时信息总量进行建设,并按照大、中、小型进行差异化配置。2.4 配电自动化系统信息交互应符合电力企业整体信息集成交互构架体系,遵循纵向贯通、横向集成、统一规范、数据源唯一、数据共享的原则; 满足电力监控系统安全防护有关规定。2.5 配电自动化建设应以一次网架和设备为基础,统筹规划,分步实施。 结合配电网接线方式、设备现状、负荷水平和不同供电区域的供电可靠性要求进行建设改造,统筹应用集中、分布和就地式馈线自动化装置,合理配置“三遥”自动化终端,提高“二遥”自动化终端应用比重。 优先对网架稳定、能够充分发挥配网自动化系统功能作用的区域,开展配电自动化建设; 已建成配电自动化主站的地区,应按照整区域逐步覆盖的要求,开展配电自动化扩建。2.6 电流互感器的配置应满足数据监测、继电保护和故障信息采集的需要。 电压互感器的配置应满足数据监测和开关电动操作机构、配电终端及通信设备供电电源的需要,并满足停电时故障隔离遥控操作的不断供电要求。 户外环境温度对蓄电池使用寿命影响较大的地区,或停电后无需遥控操作的场合,可选用超级电容器等储能方式。2.7 配电自动化通信网络应满足实时性、可靠性等要求,因地制宜,宜采取多种通信方式互补,其通信通道可利用专网或公网。 配电网电缆通道建设时,应同步预留通信通道。2.8 对于电缆网一般采用光纤通讯方式,随电缆管沟敷设; 对于架空线路一般采用无线(公、专)通讯网方式; 对于无法采用光纤通讯或无线通讯网络信号较差的特殊区域,可采用载波通讯方式。2.9 配电自动化及通讯设备运行年限超过8年,状态评价为异常以上状态或家族性缺陷,可按照评价策略进行改造。
(五) 节能环保及新技术应用
1. 建设改造目标
1.1 淘汰S7(8)及以下高损耗配电变压器; 逐步更换20年及以上S9高耗能配电变压器; 选用非晶合金变压器和有载调压变压器应对配变长期轻载或负荷波动性较大的情况,安装无功补偿装置,实现节能降损; 采用相应措施解决配变噪音超标问题。1.2 满足分布式电源并网安全接入,确保电网稳定运行,支持电动汽车充换电设施接入。1.3 分布式电源接入后,其与公用电网连接处的电压偏差、电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡、间谐波等电能质量指标应满足GB/T 12325、GB/T 12326、GB/T 14549、GB/T 15543、GB/T 24337等电能质量国家标准的要求。
2. 建设改造原则


2.1.3 对于3分段3联络线路,分段内负荷大于线路负荷的30%,运行方式调整时,导致转入负荷的相邻线路过载。应调整分段开关安装位置,控制分段内负荷。

2.1 10千伏架空线路

2.1.1 架空线路重、过载,造成线路供电能力受限,应对导线进行扩径更换或对负荷进行拆分。 主干线(含联络线)局部线段线径偏小,存在“卡脖子”情况,应按主干线建设标准进行改造。

2.1.2 由于变电站出线开关CT变比小,架空线路供电距离过长造成线路供电能力受限的,应按照线路远期规划对CT设备进行更换,对架空线路长度进行调整。

2.2 10千伏电缆线路

2.2.1 对重、过载的电缆线路或存在“卡脖子”情况的,优先通过网络优化和负荷调整进行解决,无法调整的,可通过扩径改造或并接电缆的方式进行改造。

2.2.2 随着电网及负荷发展,现有电缆通道无法满足新建电缆线路需求的,应对原有通道扩建改造或另选路径新建。

2.3 配电变压器

2.3.1 对重、过载配电变压器,无法通过对现有配电台区供电范围进行合理分区和负荷调整的,应优先安排进行新增配变布点,根据负荷增长情况适时进行增容改造。

2.3.2 当低压用电负荷时段性或季节性差异较大,平均负荷率比较低时,可选用非晶合金配电变压器或有载调容变压器。 用地紧张处,可采取小容量变压器单杆安装方式。

2.3.3 台区低压线路重、过载,造成线路供电能力受限,应对导线进行扩径更换或对负荷进行拆分。 局部线段线径偏小,存在“卡脖子”情况,应按低压主干线建设标准进行改造。

2.3.4 老旧小区、小街小巷和农村等区域,台区低压线路采用单相供电方式的,如无法满足负荷要求,应进行“三相四线”制改造。

2.4 供电质量

2.4.1 中压线路供电距离过长、线路负载过大、导线截面偏小,导致线路末端电压偏低,可考虑新增变电站出线、调整线路长度、导线扩径改造、降低线路负载。

2.4.2 配变布点不足或远离负荷中心、导线截面偏小,导致台区末端电压偏低,优先考虑新增和优化配变布点、调整台区供电范围、导线扩径改造。

2.4.3 配变三相负荷不平衡,导致重载相电压偏低,应通过“三相四线”制改造,均匀分配台区单相负荷。

2.4.4 在10千伏线路功率因数低于0.9的超供电半径线路宜加装10千伏并联无功补偿装置,10千伏单辐射超供电半径配电线路(不含分布式电源),线路首末端电压降小于20%,可装设单向调压器; 配变台区无功补偿装置容量配置不足,功率因数低于0.9,应按照配变容量的10-30%配置无功补偿装置或加装低压静止无功发生器(SVG)。

2.4.5 含分布式电源、负荷波动大、带联络的10千伏超供电半径配电线路,线路首末端电压降小于20%,可装设双向调压器,容量根据安装点前后用电负荷与电源容量确定。

2.4.6 大量分布式电源、大容量冲击性和波动性负荷接入配网系统,造成系统谐波超标,应装设电能质量监测装置,配置专用滤波装置等措施。

中性点不接地和消弧线圈接地系统,中压线路发生永久性单相接地故障后,宜按快速就近隔离故障原则进行处理,宜选用消弧线圈并联电阻、中性点经低励磁阻抗变压器接地保护、稳态零序方向判别、暂态零序信号判别等有效的单相接地故障判别技术。 配电线路开关宜配置相应的电压、电流互感器(传感器)和终端,与变电站内的消弧、选线设备相配合,实现就近快速判断和隔离永久性单相接地故障功能。

1.3 具备良好的接地、防雷措施

1.3.1 中压配电设备防雷中压配电设备防雷保护应选用无间隙氧化锌避雷器,避雷器的标称放电电流一般应按照5kA执行。 对于中雷区及以上山区、河流湖叉等故障不易查找的区域,避雷器的标称放电电流可提高等级。

1.3.2 中压架空线路防雷中压架空绝缘线路应采取带间隙避雷器或放电箝位绝缘子等措施防止雷击断线,对于可靠性要求高的中压架空绝缘线路或变电站馈出线路1km或2km范围内宜逐杆装设带间隙避雷器。 多雷区及以上的空旷区域的中压架空线路可执行GB 50061的规定,架设架空地线保护,中雷区空旷区域变电站出站1km或2km范围中压架空线路及易遭受雷击的线路段宜架设架空地线保护; 当线路为绝缘导线或带有重要负荷时,宜同时采取架空地线和带间隙避雷器的保护措施。 中雷区及以上区域,中压架空线路裸导线跨越高等级公路、河流等大档距处应采用带间隙避雷器保护,带有重要负荷或供电连续性要求较高负荷的架空裸导线线路宜采用带间隙避雷器保护。

1.3.3 防雷接地措施新建或改造架空绝缘线路导线的防雷保护应利用环形混凝土电杆的钢筋自然接地,其接地电阻不宜大于30Ω,如无法满足可采取多基电杆接地线相连的方式。 横担与接地引下端应有可靠电气连接,符合GB 50061的规定,避免混凝土被雷电击碎,造成钢筋锈蚀。 高土壤电阻率地区可采用增设接地电极降低接地电阻或换土填充等物理性降阻方式,不得使用化学类降阻剂。

1.4 有效抵御外部环境影响配电网设备设施建设与改造应与区域规划相符,尽量一次建改到位。 架空线路应与周边建筑、林木、铁路、道路、河道、其他线路等保持安全距离,路径选择应避开乔木、竹类等高大植物和易发生地质灾害的区域,在环境条件恶劣及灾害多发的区域,应采取差异化设计落实线路防外破、防覆冰、防风、防鸟害等措施; 电缆线路应优先选用电缆隧道、排管敷设方式,避免直埋敷设,与热力、煤气等其他管线保持安全距离;站房、户外设备应设置在交通运输方便,便于进出线场合,不应设在地势低洼和可能积水的场所,土建设计、施工应满足防火、防汛、防渗漏水、防盗、防凝露、防小动物和通风等要求。

1.5 满足设备健康水平要求坚持资产全寿命周期管理要求,结合设备状态评价,落实国家电网公司十八项电网重大反事故措施,消除存在威胁安全运行的严重家族性缺陷,治理存在缺陷、隐患和超设计、使用周期服役的配网设备,整改不满足安全、消防规程的设备、设施,全面提高配电网设备及设施的本质安全。

1.6 提高架空线路绝缘化率中压架空线,对采用中性点经低电阻接地方式的配电网,架空线路应实现全绝缘化; 在城市中心区依据配电网典设,通过更换绝缘导线、加装绝缘护罩、采用全绝缘设备实现架空线路全绝缘化; 其他区域可根据线路通道环境及电网运行需要逐步提升绝缘化水平; 低压导线,A+、A、B、C类供电区域低压架空导线应采用绝缘导线,D、E类供电区域人员聚居的地方、树(竹)线矛盾较突出的地段宜选用绝缘导线。 一般区域采用耐候铝芯交联聚乙烯绝缘导线,沿海及严重化工污秽区域可采用耐候铜芯交联聚乙烯绝缘导线,铜芯绝缘导线宜选用阻水型绝缘导线; 走廊狭窄或周边环境对安全运行影响较大的大跨越线路可采用绝缘铝合金绞线或绝缘钢芯铝绞线。

2.1 设备设施健康

2.1.1 架空线路运行年限不足30年,电缆设备运行年限不足25年,满足供电能力且不影响安全运行的,原则上不予整体更换。

2.1.2 变压器、环网柜、高低压开关柜等其他各类配电设备运行年限不足设计年限,不影响安全运行的,原则上不予整体更换。

2.1.3 对于使用相同设计、工艺、材质的设备,如判定为具有威胁安全运行的严重家族性缺陷,无法通过大修进行缺陷修复的,应安排改造。2.1.4 经状态评价为严重状态且影响安全运行的设备,无法通过大修修复的,应安排改造。

2.1.5 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。

2.2 架空线路

2.2.1 杆塔存在严重老化、裂纹、露筋、锈蚀、沉降、倾斜、埋深不足、对地距离不够等情况应安排改造。

2.2.2 架空导线存在严重腐蚀、断股、散股、绝缘层破损等现象,导线弧垂、电气、交跨、水平距离不满足安全运行要求,铁件、金具、绝缘子、拉线存在老化、破损、锈蚀、污秽、松动等情况应安排改造。

2.3 电缆线路

2.3.1 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),并经状态评价存在绝缘缺陷的电缆线路,应安排更换。

2.3.2 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的应安排改造。

2.3.3 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,应安排改造。

2.3.4 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,宜安排改造全线更换为交联电缆。

2.3.5 电缆接头、电缆本体存在影响安全运行的缺陷,应安排改造。

2.4 配电变压器

2.4.1 配电变压器(含杆上变压器、箱式变电站、站内变压器)运行年限不足设计年限,满足供电能力且不影响安全运行的,原则上不予更换。

2.4.2 配电变压器经设备状态评价,认定抗短路能力有缺陷又无法通过大修解决的,应安排改造。

2.4.3 配电变压器噪音超标,应安排技改更换。 

2.5 开关柜2.5.1 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、间隔式开关柜应安排改造。

2.5.2 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,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应安排改造。

2.5.3 外壳防护性能较差的开关柜,如外壳为网门结构的,应安排改造。

2.5.4 存在五防装置故障、严重放电、严重破损、过热等严重状态不能通过大修进行完善的开关柜,应安排改造。

2.5.5 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,应安排改造。

2.5.6 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,影响安全运行的开关柜,应安排改造。

2.5.7 避雷器、电压互感器和熔断器等柜内设备未经隔离开关(或隔离手车)与母线相连的开关柜,应安排改造。

2.5.8 未设置泄压通道的开关柜应安排改造。

2.5.9 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。

2.6 环网柜

2.6.1 外壳防护性能较差的环网箱,应安排改造。

2.6.2 存在五防装置故障、严重放电、严重破损、过热等情况的环网柜,应安排改造。

2.6.3 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的环网柜,应安排改造。

2.6.4 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,影响安全运行的环网柜,应安排改造。

2.6.5 未设置泄压通道的环网柜应安排改造。

2.7 高低压电缆分支箱

2.7.1 存在严重锈蚀、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电缆分支箱应安排改造。

2.7.2 电缆分支箱带电显示器异常、外壳有裂纹锈蚀、绝缘子及避雷器有污秽、引线连接部位接触不良的应安排改造。

2.7.3 高压电缆分支箱宜逐步更换为环网箱。

2.7.4 通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。

2.8 柱上开关类设备

2.8.1 柱上开关(包括柱上真空开关、柱上SF6开关、柱上油开关)本体有严重破损、锈蚀、松动、操作时弹动、支架位移、表面有明显或严重放电痕迹的,对地距离、相间距离不满足技术标准的,应安排改造。

2.8.2 符合以下现象之一的柱上开关应安排改造:Ø 开关设备载流能力不足,应安排改造;Ø 断路器短路电流开断能力不足,应安排改造;Ø 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大修解决的柱上开关,应安排改造;Ø 运行状况较差的柱上油开关,应安排改造;Ø 开关本体存在导电接头及引线温升超标、真空泡泄漏、开关漏气漏油等缺陷,应安排改造;Ø 操作机构存在卡涩、锈蚀、储能失效,三相不同期、分(合)闸指示器指示失灵等缺陷,应安排改造;Ø 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,应安排改造;

2.8.3 有效隔离用户侧故障,应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。

2.9 运行环境

2.9.2.1 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,应安排改造实施塔位迁移。2.9.2.2 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,主干线应一次性改造到位。

2.9.2.3 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,局部区域架空线路建设标准偏低不满足要求、杆塔位置不合理的,应优先安排杆塔迁移,采取钢管塔、钢芯铝绞线,增设杆塔拉线等措施,适当提高防灾标准。

2.9.2.4 根据污区分布图对配电设备外绝缘配置进行校核,外绝缘性能不能满足设备安装地点污秽等级要求的,应安排改造。

2.9.2.5 对存在严重树线矛盾、异物影响、鱼塘上方有触电危险等区域的架空线路应进行线路迁改、入地或局部绝缘化改造。

2.10 接地装置

2.10.1 镀锌扁铁构成的接地网或杆塔接地装置经过状态评价及例行试验认定已处于严重状态或接地电阻超标应安排整改。

2.10.2接地引下线锈蚀、无明显接地、连接松动、接地不良的应安排整改。

2.10.3接地体埋深不足(耕地<0.8m,非耕地<0.6m)宜重新埋设达到设计规定。

2.11 人身安全

2.11.1 电力设施与周边建筑及环境不满足安全、消防距离的应安排改造。

2.11.2 低压系统采用TT接地型式的农村区域,配变低压出线总开关、用户计量箱内出线开关未配置剩余电流保护器的,应装设剩余电流总保护(配变低压出线总开关),并在用户计量箱内表计后装设中级剩余电流保护装置。

2.1 S7(8)及以下高损耗配电变压器全部更换为S13及以上配电变压器,运行20年以上S9高耗能配电变压器应逐步更换为S13及以上配电变压器。

2.2 季节性轻(空)载的配电变压器应改造为非晶合金配电变压器,负荷波动频繁的配电变压器可改造为有载调压变压器。

2.3 配电变压器未在负荷中心供电,低压线路供电半径较长,应将配电变压器迁改到负荷中心或新增配变。

2.4 10kV配电变压器(含柱上变压器、箱式变电站)及10/0.4kV配电室安装无功自动补偿装置时,应符合下列规定:Ø 在低压侧母线上装设,容量可按配电变压器容量10%~30%考虑。 应根据无功需量安装具有自动投切功能的无功补偿装置。Ø 以电压为约束条件,根据无功需量进行分组自动投切,对居民单相负荷为主的供电区域宜采取三相共补与分相补偿相结合的方式;Ø 宜采用交流接触器-晶闸管复合投切方式,或其他无涌流投切方式;Ø 合理选择配电变压器分接头,避免电压过高,电容器无法投入运行;Ø 户外无功补偿装置宜采用免(少)维护设计,投切动触头等应密封,箱外引线应耐气候老化。

2.5 在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装并联补偿电容器,其容量(包括电力用户)一般按线路上配电变压器总容量的7%~10%配置(或经计算确定),但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。 长线路末端接有大负荷及无功功率不足的中压架空线路可增设串联补偿,安装容量及位置需经计算确定。

2.6 不满足分布式电源和电动汽车充换电装置接入标准,应进行线路及设备改造。

2.7 分布式电源继电保护和安全自动装置配置应符合相关继电保护技术规程、运行规程和反事故措施的规定,装置定值应与电网继电保护和安全自动装置配合整定,必要时应按双侧电源线路完善保护配置,防止发生继电保护和安全自动装置误动、拒动。

2.8 接入分布式电源的380(220)V用户进线计量装置后开关以及10(35)kV用户公共连接点处分界开关,应具备电网侧失压延时跳闸、用户单侧及两侧有压闭锁合闸、电网侧有压延时自动合闸等功能,确保电网设备、检修(抢修)作业人员以及同网其他客户的设备、人身安全。 其中,380(220)V用户进线计量装置后开关失压跳闸定值宜整定为20%UN、10s,检有压定值宜整定为大于85%UN,10(35)kV用户公共连接点处分界开关失压跳闸定值宜整定为20%UN、0.2s,检有压定值宜整定为大于85%UN。

2.9 电动汽车充电桩进线电源根据容量由小区内配电站或低压电缆分支箱低压出线接至供电箱,再由供电箱送至每个充电桩。 低压供电半径不大于150m。 新建住宅小区配电站、低压电缆分支箱应预留低压出线仓位,至规划机动车位区域; 建设小区排管时,小区规划车位区域视现场实际情况多敷设1~2孔排管,作为电动汽车充电桩的预留孔位。

2.10 电动汽车充换电站宜采用专用的变压器,其不宜接入其他无关的负荷。 充换电站应采取电能治理措施,改善电能质量。 电动汽车充电桩容量合计达到50kW时,应采用专用变压器供电。 电动汽车充换电设施电能质量应满足GB/T 29316的规定,充电桩的接入应三相交叉及间隔布设,避免低压系统中性点偏移、电压异常。

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