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。
2.110千伏架空线路
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。
2.2.1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GB50061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GB50061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，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，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
2.3.2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。
2.5.7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。
2.6.5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
2.9.2.1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。
2.1S7（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。
2.410kV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：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。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；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；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；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。
2.8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，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/T29316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。