配电网建设改造立项技术原则之令狐文艳创作
附件1
令狐文艳
配电网建设改造立项技术原则
一、工作思路
配电网建设改造以提高用户供电可靠性为目标，全面贯彻落实资产全寿命周期管理和配网标准化建设工作要求，按照“统一规划、统一标准、安全可靠、坚固耐用”的原则，提升技术规范、优化设备选型、提高建设标准，规范项目需求，全面提升配网设备质量，全面提升设备耐用性，在网架建设、线路走廊规划、配变布点等方面全方位超前谋划，避免重复建设、重复改造、重复投资，确保建设好的网架和改造后的设备30内不大拆大换。
二、适用范围
适用于公司总部,分部、省（自治区、直辖市）电力公司，代管单位参照执行。
适用于对10（20）千伏及以下配网一次设备、配电自动化、继电保护、安全自动装置、电缆通道及配电站所建筑物（构筑物）等设备设施进行新建与改造，以满足和适应配网网架优化完善、设备设施健康水平提升、负荷自然增长及新用户接入、分布式电源和电动汽车等新型负荷消纳、配网智能化等配网发展需求。
三、总体原则
配网建设改造遵循设备全寿命周期管理的理念，坚持“统一规划、统一标准、安全可靠、坚固耐用”的原则，落实《配
电网规划设计技术导则》和《配电网技术导则》对配电网网架结构和设备选型的要求，全面执行配电网工程典型设计和配网标准化物料，逐步实现目标网架，采用坚固耐用、技术成熟、免（少）维护、节能环保的通用设备，按照全面提升城乡建设一体化、公共服务均等化的要求，逐步建成城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好、与小康社会相适应的现代配电网。
四、技术原则
(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
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
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
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。
2.2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
1.110（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
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。
1.210（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
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表
1.3配电线路供电半径及负载率水平
1.3.110（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
1.4配电变压器
1.4.1A+、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8 10kV柱上变压器容量推荐表
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
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
1.5.110（20）kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7％。
1.5.2220V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
2.110千伏架空线路
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。
2.210千伏电缆线路
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。
(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
表11 开关设备额定容量选择表
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
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.建设改造原则
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
2.5.1GG-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：
?开关设备载流能力不足，应安排改造；
?断路器短路电流开断能力不足，应安排改造；
?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；
?运行状况较差的柱上油开关，应安排改造；
?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；
?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；
?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
2.9.1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）》1
3.2.1.3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