南方电网生产技术改造指导原则.doc

生产技术改造指导原则二一一年六月一、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、110kV及以下电压等级变电站应按照“无人值班，少人值守”的模式进行改造。3、对110kV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1000m，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）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）110kV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、中性点接地装置（1）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（1）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（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、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) 低频、低压减载装置改造时按集中配置。4、备自投装置技改原则(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) 根据电网结构变化适时调整备自投装置；(5) 在单台主变、无其它供电电源且有备用联络线路的区域电网配置备自投装置；(6) 结合电网安全稳定控制或供电可靠性需要，需配置备自投装置时，进行增配。5、故障录波及行波测距装置技改原则(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) 满足500kV线路长度超过20km、220kV线路长度超过40km、220kV及以上线路由多个单位维护或巡线困难的，可装设行波测距装置；(5) 110kV非终端变电站可装设一套故障录波器；(6) 220kV及以上变电站配置独立的主变故障录波装置；6、选线装置技改原则具有35kV及10kV 出线（架空及电缆）的变电站根据实际需要配置接地选线装置。7、保护信息系统技改原则(1) 运行年限达到10年的；(2) 运行5年以上设备已形成主要故障隐患的。9、站用直流系统的技改原则(1) 运行时间达到12年的；(2) 运行未够12年，但运行工况较差的，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) 蓄电池定期容量核容结果未到额定容量的80%，且不能修复的蓄电池或运行8年的蓄电池进行改造；(5) 220kV及以上变电站直流系统实现双重化配置。(6) 110kV变电站直流系统可双重化配置。(7) 现场可根据实际进行变电站专用蓄电池室改造。(8) 直流系统无法满足直流负荷要求的应进行改造。(9) 应配置二次防雷系统。10、五防系统的技改原则(1) 无微机五防系统的综合自动化变电站应配置微机五防系统；(2) 运行时间达到12年的；(3) 运行未够12年，但运行工况较差的，经论证不具备修复价值的；(4) 运行未够12年，但已经停产并缺少备品备件的；(5) 变电站可配置五防钥匙管理机。(6) 采用集控运行模式的主站和无人值守站，可采用集控五防。（四）110kV及以上输电线路（含电缆）技改原则1、对运行超过30年以上的线路，根据设备状态评价和风险评估结果，认为其功能已不能满足运行要求，确有必要进行整体技改的。 2、设备原设防标准不满足实际运行工况，需要提升防灾抗灾能力的。3、输电设备在线监测系统因功能扩展、规模扩大或系统性能不满足要求，需要进行升级改造的。（五）配电网技改原则1、10kV-35kV架空线路（1）运行超过30年或运行超过20年，电气性能、机械强度明显降低，抵御外力和自然灾害能力差，运行状态不佳的线路。（2）线路过载（不含转供电、瞬时冲击负载等原因导致线路短期过载）。（3）由于外部环境变化、设计标准偏低等原因导致安全裕度不足的部分线路段，抵御自然灾害能力不足等情况。（4）近年多次发生雷击跳闸的塔段，加装线路防雷装置。锈蚀严重、接地电阻不符合要求需要整体改造的地网和接地装置。（5）城市中心区架空线路改用绝缘导线。（6）线路末端或客户端电压质量不满足要求（超出额定电压15以上、在额定电压（715）之间）。（7）在线路的重要分段、分支线上应安装故障指示器。（8）负荷增长较快的重载线路（必须有负荷预测资料）。2、10kV-35kV电缆线路改造（1）电缆预防性试验不合格，或存在严重缺陷的，经评估修复技术经济不合理。（2）有严重损伤、异常发热、老化、腐蚀、变形，经评估修复技术经济不合理。（3）线路过载（不含转供电、瞬时冲击负载等原因导致线路短期过载）（4）线路末端或客户端电压质量不满足要求,在额定电压（715）之间。（5）负荷增长较快的重载线路（必须有负荷预测资料）。（6）10kV-35kV电力通道改造（7）运行年限达到30年。（8）电缆超容敷设严重，且存在严重安全隐患。（9）通道有严重损坏、积水，通道内或周围有易燃、易爆或引起温度持续升高的设施。（10）直埋电缆保护板严重损坏，填土或砂严重损失。（11）直埋电缆埋深小于规定值。（12）过桥电缆保护管或槽严重锈蚀，电缆埋管渗漏、断裂，管口有毛刺或尖锐棱角。3、10kV-35kV户外开关改造（1）超过设计运行年限或开断次数。（2）开关无油化更换。（3）操动机构有严重卡涩，运行中有多次拒合、拒分或误合、误分的现象，储能元件严重损坏，无法修复。（4）断路器开断电流及负荷开关关合电流能力不能运行要求，又无保证安全运行的措施。（5）SF6开关设备有严重漏气，其压力低于制造厂规定的下限，无法修复。（6）真空开关的真空泡有裂纹或严重泄露者，已丧失灭弧的作用，无法修复。（7）瓷件有破裂，刀闸触头部分有裂纹，无修复价值。（8）预防性试验结果严重超标，无法修复。4、10kV-35kV户外隔离开关改造（1）超过设计运行年限。（2）经过多次处理仍存在严重缺陷（如：锈蚀严重、瓷底座出现裂纹等影响正常操作），不具备修复价值。5、开关站（配电站）内一、二次设备改造（1）满足“10kV-35kV户外开关更换”中对开关的相关更换要求。（2）开关运行中有多次拒动作或误动作的现象，且元件严重损坏或老化，经论证无法修复。（3）运行中的GG1A柜：投运年限在10年及以上问题较多的，或操作机构是电磁式的。（4）全绝缘全密封型开关柜气箱箱体被水浸或被外力破坏，经检测开关柜电气参数不合格，无法修复。（5）对存在严重缺陷并不具备修复价值的保护设备、安全自动装置及直流系统进行更换。（6）对核容后达不到额定容量的80%以及内阻偏差超过10%的蓄电池进行更换。（7）投入运行12年以上的10kV-35kV保护装置及自动装置，或在一年内运行中，出现8次以上保护装置及自动装置缺陷（电源插件除外）的设备。6、开关站、配电站内设施改造（1）配电站、开关站建筑结构、基础等存在严重缺陷和隐患，台架对地距离不足或等存在严重缺陷和隐患，严重影响安全运行的情况。（2）公用设备和用户设备共同放置在配电站或开关站内，用户有可能操作和触碰到公用设备（特别是开关设备）的情况。（3）室内配电站、开关站通风散热、照明、防洪防汛、防小动物等设施不满足要求。7、跌落式熔断器改造（1）运行年限达到10年以上。（2）金属件老化、锈蚀严重。（3）跌落保险瓷底座出现裂纹。（4）动、静触头接触不良，发热严重，严重时发生起弧。（5）底座变形严重，直接影响正常操作。8、避雷器改造（1）运行年限达到10年以上。（2）阀式避雷器。（3）存在外绝缘表面损伤、爬电，无修复价值的。9、变压器改造（1）运行时间达到30年。（2）重要试验项目不合适或存在安全隐患的严重缺陷。（3）噪音水平超标，对周围环境造成较大影响的变压器。（4）运行超过20年的高损耗配变。10、低压线路改造（1）运行时间达到15年。（2）与道路、建筑物安全距离不足，危及人身安全。（3）过载的低压线路。（4）线路杆塔位于交通道路附近，经常遭受碰撞等外力破坏。（5）负荷增长较快的重载线路（必须有负荷预测资料）。（6）由于线路供电半径过长、线径过小等原因导致用户侧电能质量不满足正常照明需求。11、低压开关柜改造（1）运行时间达到15年。（2）柜体防护等级达不到要求，存在危及人身安全隐患的简易开关柜。（3）开断能力不足，操作困难，影响安全运行。（4）淘汰型号的低压开关（DW10、DZ10及以下系列）和低压开关柜（BSL系列），且存在较多缺陷。12、配网自动化设备改造（含通信设备）（1）按公司批复的配网自动化建设规划的范围并结合10kV-35kV线路和开关改造工作对10kV-35kV分段开关改造为可实现馈线自动化功能的开关。（2）运行超过10年及存在严重缺陷的配电网自动化终端设备。13、其他（1）加装故障指示器等装置及后台建设。（2）配网五防系统建设。（3）加装避雷针等装置。（六）自动化设备技改原则1、能量管理系统（EMS）（1）EMS关键应用（如前置功能、SCADA功能、实时数据库、历史数据库等）、EMS 、区关键设备（如服务器、网络设备、前置采集设备、存储设备、时钟设备、调度员工作站、维护工作站、电源等）进行冗余改造，使之满足N1要求的。（2）网省级系统增加SCADA 功能、发电计划和发电控制、网络分析功能（静态与动态）、自动电压控制（AVC）功能、调度员培训仿真功能、网络通信功能、信息发布功能和系统管理功能的。（3）地区级系统实现SCADA 功能和高级应用功能的实用化，具备调度员培训仿真功能、网络通信功能、信息发布功能和系统管理功能。（参考条件）（4）运行年限10年及以上。2、调度自动化交流不间断电源系统（1）运行时间超过10年，蓄电池容量不满足核容要求的。（2）调度中心、集控中心、220kV及以上厂站调度自动化系统的UPS配置不满足规范要求的。（3）调度自动化不间断电源（UPS）放电时间不满足要求的。3、水调自动化系统/小水电调度技术支持系统（1）运行时间超过10年的。（2）系统未覆盖所有并网水电站，不满足网、省、地、县四级调度机构对水电实行“统一调度、分级管理”要求的。（3）满足二次安全防护要求的。（4）关键服务器不具备冗余配置的。（5）关键网络设备不具备冗余配置的。4、节能发电调度技术支持系统（1）系统运行10年及以上的。（2）功能不能满足实际需求的。5、调度大屏幕运行5年以上，性能不稳定且维护、维修成本高的；6、辅助系统（精密空调及机房监控）（1）运行10年及以上，且性能不稳定，备品备件供应困难的。（2）经多次修理后仍存在重大缺陷，经论证不具备修复价值的。（3）容量或功能不能满足实际需求的。7、雷电监测系统（1）主站、子站运行10年以上，且性能不稳定，备品备件供应困难的。（2）经多次修理后仍存在重大缺陷，经论证不具备修复价值的。（3）监测范围扩大增加子站布点。（4）按照子站布点方案对子站布点进行优化。（5）升级主站功能，使之满足实际需求的。8、厂站自动化系统（1）运行时间10年及以上的。（2）运行6年以上，配合进行“无人值班”改造的。9、二次系统安全防护（1）电力二次系统安全防护和网络通信设备运行10年及以上的。（2）不满足国家电力监管委员会第5号令电力二次系统安全防护规定和南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范的要求。（3）二次安防设备和网络通信设备的性能、容量不满足生产运行和反措要求的。10、厂站视频及环境监控系统（主站及站端）（1）运行时间10年及以上的。（2）运行5年以上，故障频发，维修成本高，备品备件供应困难，经论证不具备修复价值的。（3）厂站扩建未同时扩建视频监控系统的。11、设备在线监测系统（1）运行时间10年及以上的。（2）运行5年以上，故障频发，维修成本高，备品备件供应困难，经论证不具备修复价值的。（七）通信设备技改原则1、光缆(1) OPGW光缆运行时间达到25年、ADSS和管道光缆运行时间达到12年，经状态评价及风险评估不满足生产运行要求的；(2) 经系统运行风险量化评估不满足生产运行要求的；(3) 纤芯数量、性能不满足技术标准的；(4) 光缆断芯超过50%且无法修复或经论证不具备修复价值的；(5) ADSS光缆严重电腐蚀的；(6) 110kV及以上厂站不满足双光缆路由的；(7) 应急通信需要的。2、光传输设备(1) 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；(2) 设备停产且厂家已不提供技术支持或备品备件无法提供保障的；(3) 存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的；(4) 经系统运行风险量化评估不满足生产运行要求的；(5) 容量、性能和功能不满足技术标准的；(6) 110kV及以上变电站未实现双传输设备覆盖的；(7) 应急通信需要的。3、电力线载波机类及高频通道设备(1) 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；(2) 设备停产且厂家已不提供技术支持或备品备件无法提供保障的；(3) 存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的；(4) 经系统运行风险量化评估不满足技术标准的；(5) 容量、性能和功能不满足生产运行要求的；(6) 应急通信需要的；(7) 结合滤波器锈蚀严重、接地刀闸损坏影响安全运行的。4、数据网络设备(1) 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；(2) 设备停产且厂家已不提供技术支持或备品备件无法提供保障的；(3) 存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的；(4) 经系统运行风险量化评估不满足生产运行要求的；(5) 容量、性能和功能不满足技术标准的；(6) 经信息安全系统等级保护测评不合格的；(7) 应急通信需要的。5、程控交换机(1) 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；(2) 设备停产且厂家已不提供技术支持或备品备件无法提供保障的；(3) 存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的；(4) 经系统运行风险量化评估不满足生产运行要求的；(5) 容量、性能和功能不满足技术标准的；(6) 不满足系统组网及汇接要求的；(7) 调度语音交换网络与行政语音交换网络不满足设备和网络相互隔离的；(8) 各级调度机构未实现录音系统双重化配置的；(9) 应急通信需要的。6、通信电源系统(1) 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；(2) 设备停产且厂家已不提供技术支持或备品备件无法提供保障的(3) 存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的；(4) 经系统运行风险量化评估不满足生产运行要求的；(5) 容量、性能和功能不满足技术标准的；(6) 各级调控中心、集控中心、220kV及以上重要厂站不具备两套独立电源的；(7) 电源设备不具备本地监控或不满足远程监控接入要求的。7、视频会议系统(1) 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；(2) 设备停产且厂家已不提供技术支持或备品备件无法提供保障的(3) 存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的；(4) 经系统运行风险量化评估不满足生产运行要求的；(5) 容量、性能和功能不满足技术标准的；(6) 视频会议系统不满足高清视频技术要求的；(7) 会场装修、灯光、音响、家具等不满足视频会议系统要求的。8、通信调度网管和通信运行管控系统(1) 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；(2) 设备停产且厂家已不提供技术支持或备品备件无法提供保障的(3) 存在严重缺陷且经论证不具备修复价值的；(4) 经系统运行风险量化评估不满足生产运行要求的；(5) 容量、性能和功能不满足技术标准的；(6) 通信调度大屏运行5年以上，性能不稳定且维护、维修成本高的；(7) 应急通信需要的。（八）发电设备技改原则1、水轮机（水泵水轮机）及辅助设备（1）转轮止漏密封装置磨损间隙增大、漏水量增大，使机组出力下降、效率降低的，经评估进行更换。（2）导叶经多次修复，技术性能、安全性能降低的，应进行整体更换。（3）水导轴承甩油严重，应及时进行治理。（4）导叶轴套漏水严重的，应及时进行治理，更换质量优良、耐用的密封件。（5）转轮叶片、导叶、底环、上下抗磨板等过流部件，应积极研究采用焊补等保护措施，减轻磨蚀。（6）主轴密封磨损严重，应进行修复，影响开停机的，应进行改造。（7）导轴瓦、推力瓦出现裂纹、鼓包等缺陷，应及时进行修复或更换。（8）水轮机运行状态未实现在线监测功能的，应开展状态监测。2、机组调速器（机械部分）（1）调速器运行年限接近使用寿命，运行中存在稳定性差、死区大、调节灵敏度低的，应与电调部分进行配套改造。（2）主配压阀、事故配压阀、分段关闭装置等主要部件磨损，配合间隙增大，压力油泄漏严重，运行不稳定或严重影响机组安全运行的，应进行改造。（3）伺服阀、电液转换器动作不灵活，正常运行中有时出现负荷波动；开限机构等动作不准确，应进行更换。（4）油泵磨损、效率降低的，应进行更换。（1）压油装置自动补气装置工作不可靠的，应进行更换。3、机组机组进水主阀（1）进水主阀应能可靠工作，无渗漏，满足开停机要求，确保机组及厂房安全，若不满足应进行改造。（2）主阀工作密及检修密封气蚀、变形，影响开停机的，应立即修复并考虑必要的备品配件。（3）旁通阀因汽蚀、磨损，造成两腔窜水（油）导致机组开停机不成功的，应立即修复并考虑必要的备品配件。（4）控制系统出现阀芯与阀体损伤、卡涩、配合精度降低，影响机组正常开停机的，应立即修复并考虑必要的备品配件。（5）主阀或机组进水钢管伸缩节漏水较大的，应结合大修及时修复或更换密封件。4、闸门及启闭机（1）闸门、启闭机安全检测应符合要求大坝定检及注册换证要求，闸门控制应满足自动化水平和应急反应能力要求，确保机组、输水管道及建筑物的安全，否则应进行改造。（2）闸门与门槽启闭卡阻、不灵活的，应进行处理。（3）闸门支撑及导向部分磨损、变形的，应进行处理。（4）门叶密封结构设计不合理的，应进行改进。（5）液压启闭机控制系统、油泵、调压阀、电磁阀、控制阀组等不可靠，影响闸门正常运行的，应进行更换。（6）制动器使用年限超过10年，调整困难、运行不灵活、备件购买困难的，应进行更新改造。（7）钢丝绳达到报废标准的，应进行更换。（8）密封及防腐材料耐久性差的，应进行攻关研究。5、油、水、气系统（1）采用可编程逻辑控制（PLC）改造，提高自动化水平和可靠性，实现集中监测。（2）控制系统投入运行接近十年时间、设备老化、可靠性差的，应进行改造。（3）设备接近使用寿命、安全性能差、存在缺陷检修维护困难的，应进行改造。6、发电（电动）机及附属设备（1）发电机定、转子存在安全隐患，滑环存在过热等缺陷的，应积极开展改造研究并实施。（2）发电机上下导/推力油冷却器及空气冷却器管路内壁锈蚀、结垢，热交换性能降低，冷却器铜管束漏水，存在渗漏隐患，且封堵面积达到规范规定值的，应进行更换。（3）制动环、制动闸磨损大，制动产生粉尘影响机组绝缘的，应积极开展电气制动改造研究并实施。（4）定子线棒备品不足的，应进行准备。（5）发电机导风板经长期运行后，出现脆裂、变形、老化等现象，应进行更换。（6）发电机附属设备运行年限超过20年，经评估认为需要更换的，应进行更换。（7）发电机附属设备元器件老化、无法购置备件、性能下降、可靠性降低的，经评估修复的技术经济性不合理的，应进行改造。7、机组调速器（电气部分）（1）调速器应能稳定运行，调速器故障时应有自动停机功能，性能满足标准规定的要求，年平均无故障时间达到设计标准，不满足应进行更新改造。（2）配置、功能不符合国标GB/T 9652.1-1997水轮机调速器与压油装置技术条件、GB/T 9652.2-1997水轮机调速器与压油装置试验验收规程及技术标准DL/T563-1995水轮机电液调节系统及装置技术规程要求，调速器控制系统、电源无冗余配置，对于测速信号、接力器位移反馈信号不具备容错功能，手动/自动间不能无干扰动平滑切换，调速器通讯能力有限，调速器测速系统无测速信号回路故障判断功能及容错功能的，应进行改造。（3）机组调速器稳定性、调节灵敏度、调节死区不满足电网一次调频要求，无一次调频信号功能的，应进行更新改造。（4）调速器电气元件老化，模拟式电子元件产品或插件式的，厂家产品升级换代，备件购买困难的，应考虑更新改造。（5）电气接插件及转接端子接触不可靠、电气抗干扰能力差，元器件老化损坏多的，应进行更换。（6）压油装置控制系统老化、控制不可靠的，应进行更换。8、励磁系统（1）励磁系统应能稳定运行，功能、性能满足标准规定的要求，系统故障时具有自动停机功能，灭磁系统运行正常，不满足应考虑改造。（2）励磁系统装置经长时间运行，出现设备老化、电气特性变差、故障增多，由于厂家产品更新换代、备件购置困难、购买所需时间长、缺乏厂家售后服务支持、维护困难的，应考虑进行更换。（3）分离元件式励磁调节器元件老化造成调节不稳定、故障查找时间长、调试复杂、更换备品困难的，应考虑改造。（4）励磁脉冲、过压、测量板件长期运行中出现接触不良，使机组运行不稳定、不可靠的，应进行改造。（5）励磁装置调节速度、电压波动抑制能力，不能满足监控、保护改造要求的，应进行配套改造。（6）AGC、AVC运行适应能力差的，应提前考虑改造事宜。9、SFC及启动母线系统（1）静止变频起动装置（SFC）应与监控系统、励磁系统配合默契，启动母线闸刀动作可靠，实现机组成功启动，不满足要求应进行改造。（2）厂家产品更新换代快、备件购置困难的，应进行改造准备。（3）SFC主回路、控制回路存在测量不到转子位置及泵工况启动电流变化率越限等缺陷的，应用进行技术攻关。10、水工建筑设施（1）大坝、厂房存在严重裂纹、渗漏、受到滑坡影响的，应积极开展监测，采取措施补强加固。（2）大坝、厂房观测仪器失效的应及时进行更新。（3）排水孔堵塞、扬压力超出设计允许范围或导致其它区域渗水的，应及时进行扫孔疏通。（4）厂房生产办公区域不利于安全文明生产的，采取针对性的改造。11、金结起重（1）承重承压钢结构、起重机及电梯等起重设备性能应满足安全检测要求，标识、防腐符合相关规范，安全装置配置齐全，达不到要求应进行改造。（2）承重承压金属结构（工作桥、工作平台、爬梯等）不能满足安全使用要求的，应进行加固或更换。（3）起重机、电梯存在安全隐患，检测不合格、不能满足安全起吊工况要求的，应进行改造。（九）综合生产技改原则1、安装使用场所技改根据场所实际情况确定。2、特种车辆购置特种车辆指生产直接用车，含调车、叉车、电瓶车、消防车、铲车、带电作业车、试验车等。根据实际需求确定3、备品备件购置根据备品备件储备情况及定额确定。4、工器具购置根据实际工作需要确定。5、试验研究设备购置或技改根据实际工作需要确定。