农村电网改造升级技术实施 细则

某省地方电力（集团）有限公司农村电网改造升级技术实施细则
第一章总则
1.1 为确保农村电网改造升级（以下简称农网改造升级）工作达到安全可靠、节能环保、技术先进的目的，满足农村经济社会发展和人民生活用电需求。

根据国家农网改造升级三年规划要求和《国家能源局农村电网改造升级技术原则》，结合集团公司农网改造升级会议要求及系统电网实际，特制定本实施细则。

1.2 农网改造升级应遵循“统一规划、分步实施，因地制宜、突出重点，经济合理、适度超前”的原则，变电站的布局及高、中、低压配电网主干线路的建设，应满足县域经济中长期发展要求，避免重复建设。

重点对县城、主要城镇电网进行改造建设，支持和配合城镇化、工业园区建设，为实现电网现代化打下坚实基础。

1.3 农网改造升级应按照“安全可靠、技术适用、减少维护，节能环保”的原则，采用成熟先进的新技术、新设备、新材料、新工艺，禁止使用国家明令淘汰及不合格的产品。

1.4 农网改造升级工作应严格执行国家和行业有关设计、施工、验收等技术规程和规范。

第二章农网改造升级总体要求
2.1 对未改造的农村行政村电网全部改造到位，改造面达到100％。

“太阳—太阳”独立光伏发电系统已解决供电的区域，不再纳入本次改造升级范围。

2.2 对目前自发自供区的农网改造，由当地政府协调，按自愿无偿划转（不接收人员）的原则，接收后，要结合当地用电负荷特点、自然条件、经济社会发展条件和周边电源点情况，合理安排电网建设与改造工程。

2.3 对城镇化发展引起的农村空壳化和属于移民搬迁范畴的地域不改造，避免投资浪费。

列入《陕南地区移民搬迁安置总体规划（2011—2020年）》、《白于山区扶贫移民搬迁规划（2011—2015年）》范围内的地区，不纳入本次改造升级范围，但要做好移民搬迁后新建居住地的配套电网建设与改造。

2.4 对已改造电网实施升级，满足电力增长需求。

解决现有电网供电能力不足问题，满足人均用电水平发展需求。

使农村居民生活用电得
到较好保障，使农业生产设施用电得到解决，使省政府确定的工业园区、重点城镇对电力的需求得到满足。

2.5 解决现代农业和“一村一品” 等用电问题，解决粮食主产区农田灌溉、农业生产设施（如大棚）、农副产品粗加工等用电问题。

满足三相入户工程，使全省三相电覆盖面达到70%以上（即：380V到用户房屋附近，具备入户条件）。

2.6 农网改造升级应充分考虑城镇、乡村、工业园区等不同类别区域的负荷特点、供电可靠性要求和区域发展规划，合理优化网架结构，进一步减少迂回及卡脖子供电线路。

2.7 农网改造升级要积极采用成熟先进的新技术、新设备、新材料、新工艺，采用“三通一标”（通用设计、通用设备、通用造价、标准工艺），统一建设标准，规范工程管理，确保工程质量。

要尽可能采用公司《35—110kV变电站典型设计》和《10kV及以下电网典型设计》、来做好工程设建设管理工作。

2.8 农网改造升级应适度推进电网智能化建设，开展配电自动化、智能化配电台区、智能计量系统、智能调度和农村用电信息采集等试点建设。

2.9 中低压线路供电半径应根据负荷密度来确定，一般中压线路供电半径：城镇不宜超过4km，乡村不宜超过15km；低压线路供电半径：城镇不宜超过250m，乡村不宜超过500m。

用户特别分散的区域供电半径可适当延长。

应对不符合供电半径要求，也不具备新安排35—110kV 布点的区域，可采用分段调压、电容补偿等措施，抬高10kV末端电压，满足用户终端电压质量要求。

2.10 农网改造升级后，县域供电能力、供电质量、供电可靠性、节能减排等指标均要实现相应的目标，升级后的电网要与县域GDP总量水平、人均用电量、户均用电容量的指标需求相适应。

——供电能力：满足县域人均GDP水平（≥1.5万元）、人均用电量（≥800kWh）、户均用电容量（≥4kW）的指标需求；
——供电质量：综合电压合格率达到98%；
——供电可靠性：中压用户供电可靠率（RS3）达到99.75%以上；
2.11 未经供电企业同意，架空线路杆塔上禁止搭挂与电力通信无关的广播、电话、有线电视等其他弱电线路。

2.13 各市、县分公司要统一规划，统一标准，明确目标，利用五年时间，分步实施，确保农网改造升级任务圆满完成。

第三章高压配电网
3.1. 县域电网应加强与上一级电网联络。

3.2 高压配电网宜采用双电源接线、互为备用或环网接线、开、闭环运行的方式，满足供电安全N—1准则，负荷较小的地区，根据实地情况也可采用单辐射接线方式。

高压电网的容载比宜控制在1.5～2.1之间，负荷增长较快地区宜取高值。

3.3 高压线路宜采用架空线路，没有架空走廊或有特殊要求的地段，可采用电缆线路。

3.4 高压线路应尽量避免跨越主干铁路、高等级公路、重要输电线路等重要设施，尽量避开微气象区域（风口、垭口、多雷区等）。

3.5 线路导线截面选择应满足负荷中长期发展要求，根据规划区域内饱和负荷值，按经济电流密度一次选定。

110kV架空线路导线截面不宜小于185mm2， 35kV不宜小于120 mm2。

3.6 线路在满足设计要求前提下优先选用钢筋混凝土电杆。

3.7 新建变电站应按远期无人值守方式建设。

3.8 变电站站址选择应符合城乡规划、电网规划的要求，靠近负荷中心地区。

3.9 变电站宜采用半户外布置，选址困难的城镇及污染严重地区可采用户内型变电站或选用组合电器装置（GIS、HGIS）。

3.10 变电站主变台数宜按不少于两台设计，主变应采用有载调压、S ll及以上节能型变压器，35kV及以上高压配电装置选用SF6断路器或真空断路器，10kV配电装置宜采用户内布置，选用中置式手车真空开关柜。

3.11 变电站建筑物应与环境协调，符合“安全、经济、美观、节约占地”的原则，宜按照最终规模一次建成。

第四章中压配电网
4.1中压配电网应合理布局，接线方式灵活、简洁。

对农村电网宜采用树枝型放射状结构，县城、工业集中区和重点乡镇根据变电站布局在条件许可的前提下，应采用环网“手拉手”供电；在条件不具备时，也可根据配电网结构采用馈路之间的“手拉手”供电。

公用线路应分区分片供电，供电范围不应交叉重叠。

4.1对于采取环网“手拉手”供电的区域，要根据电源点位置、负荷密度和运行管理需要，合理确定供电区域和环网联络容量，原则上环网长度不超过3km。

4.2城镇中压配电网宜采用多分段适度联络接线方式，导线及设备应满足转供重要负荷的要求。

乡村中压配电网宜采用放射式接线方式，
有条件的大负荷用电乡（镇）村也可采用双电源分段联络接线方式。

4.3中压配电网线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段并装设分段开关，主干线分段宜分为2～3段。

分支线宜装设分支开关。

4.4 负荷密度较大的县城和工业集中区10kV线路宜采用同杆双回或多回架设。

4.5 地级市所在地以及附中心城市和发展较快的县城导线截面：主干线宜采用绝缘240mm2；分支线宜采用绝缘185mm2、120mm2。

4.6一般县城、重要乡镇以及现代农业开发区导线截面：主干线宜分别不小于150mm2、95mm2，分支线宜分别不小于95mm2、70mm2，特别偏远地区可选用50mm2、35mm2。

4.7 中压配电网线路杆塔在城镇宜选用12m及以上杆塔，乡村一般选用10m及以上杆塔。

4.8 县城、主要城镇线路档距不宜超过50m，乡村线路档距不宜超过70m。

4.9 对雷害多发地区及架空绝缘线路应加强防雷击断线的措施。

4.10 中压配电线路宜采用架空方式，县城、主要城镇、林区、人群密集区域可采用架空绝缘导线。

下列情况可采用电缆线路：（1）走廊狭窄，因架空线路难以通过而不能满足供电需求的地区；
（2）电网结构或安全运行的特殊需要。

（3）经过效益分析与对比，工程新增效益在3年内可偿还投资的项目；
（4）县城和工业园区的重点区域由政府解决了电缆管沟建设问题的。

4.11绝缘线路的干线应根据线路走向及负荷分布合理设置接地挂环和避雷器。

4.12 电缆线路路径应按照地区建设规划统一安排，结合道路建设同步进行，重要道路两侧均应预留电缆通道，通道的宽度、深度及电缆容量应考虑远期发展的要求。

主要道路路口应预留电缆横穿过街管道。

4.13当变电站10kV出线数量不足或线路走廊条件受限制时，可建设开闭所。

开闭所接线应力求简化，宜采用单母线分段接线方式。

开闭所应按无人值守建设，具备遥测、遥信、遥控等功能，并配置备用电源自动投切装置，再分配容量不宜超过10000kVA。

4.14 配电变压器应按照“小容量、密布点、短半径”的原则建设与改
造。

变压器应布置在负荷中心，一般采用柱上安装方式，变压器底部距地面高度不应低于2.5m。

对人口密集、安全性要求高的地区可采用箱式变压器。

4.15 新装及更换配电变压器应选用S11型及以上节能配电变压器或非晶合金铁芯配电变压器。

安装在高层建筑、地下室及有特殊防火要求的配电变压器应采用干式变压器。

4.16 配电变压器容量宜按近期规划负荷选择，适当考虑负荷发展。

柱上配电变压器容量应不超过400kVA，单台箱式变压器容量宜小于630kVA，单台干式变压器容量宜小于1250kVA。

配电站可配置双路电源，宜装设2—4台变压器，单台容量不宜超过800kVA。

4.17 以居民生活用电为主，且供电分散的地区可采用单、三相混合供电方式。

单相变压器容量不宜超过20kVA。

4.18 配电变压器的进出线应采用绝缘导线或电力电缆，进线应采用JKLYJ型绝缘导线，出线应采用YJLV型低压电缆。

配电变压器的高低压接线端应安装绝缘护套。

4.19 配电变压器的高压侧应采用熔断器或开关保护，低压侧应装设刀熔开关或自动开关保护。

4.20 315kVA及以下配电变压器的低压配电装置新建、改造时，一般宜采用户外配电柜。

4.21 配电变压器的低压配电装置应具有防雷、过流保护、无功补偿、剩余电流动作保护、计量、测量等功能，壳体宜采用不锈钢或新型坚固复合塑料材质。

4.22 配电变压器低压配电装置内宜预留安装智能配变终端的位置。

有条件的可开展具有状态参数监测、剩余电流保护监测管理、谐波监测、三相不平衡监测、电量抄录、远程通信、变压器防盗等功能的智能配变台区建设。

4.23 箱式变（配）电站壳体应采用不锈钢或新型坚固复合塑料材质。

配电站开关设备应采用免维护的全密封、全绝缘负荷开关，开关设备应具备“五防功能”（防止误分、误合断路器，防止带负荷拉、合隔离开关，防止带电挂（合）接地线（地刀），防止带接地线（地刀）合断路器（隔离开关），防止误入带电间隔）。

4.24 地处偏远地区的变压器等设施应采取必要的防盗措施。

4.25 线路上安装的柱上开关，应采用真空开关，原则上在本次农网改造升级期间淘汰油开关。

4.26 线路柱上开关，应装设防雷装置，开路运行的柱上开关两侧，均应装设防雷装置。

当柱上开关作为联络开关时（两侧有电源），两侧
都应装设隔离刀闸，断路器作为分路开关时（一侧为电源侧，另一侧确认无电源时），在电源侧加装隔离刀闸。

柱上开关金属外壳必须直接接地。

4.27 避雷器应靠近变压器安装，安装时不得用铁横代替避雷器接地线，每个避雷器分别与接地线相连接，不得串接。

4.28 配电线路拉线安装应紧靠横担下悬挂，穿越导线的拉线、装设在柱上开关和高压丝具杆上的拉线，应加装拉线绝缘子。

在遇大档距和95mm2以上导线型号时可用悬式绝缘子代替拉线绝缘子。

拉线绝缘子的安装位置必须在可能带电部位以下，距离地面不得小于2.5米。

4.29 配电线路建成时，必须按规定配置线路杆塔标识牌、安全警示牌、相序牌等。

第五章低压配电网
5.1 低压配电网坚持分区供电原则，低压线路应有明确的供电范围。

低压配电网应结构简单、安全可靠，一般采用单电源辐射接线和单电源环网接线。

5.2 低压主干线路导线截面应参考供电区域饱和负荷值，按经济电流密度选取。

县城、主要城镇低压主干线路导线截面不宜小于70mm2，乡村低压主干线路导线截面不宜小于50mm2；
5.3 县城、主要城镇和人口密集地区、穿越林区低压架空线路应采用绝缘导线。

排灌低压线路可采用地埋线。

5.4 县城、主要城镇和人口密集地区的低压架空线路宜采用10m及以上混凝土杆，其他地区宜采用8m及以上混凝土杆，稍径不小于
150mm。

5.5 低压线路可与同一电源10kV配电线路同杆架设。

当10kV配电线路有分段时，同杆架设的低压线路不应跨越分段区。

5.6 电缆线路一般采用聚乙烯绝缘电缆；在有可能遭受损伤的地段，应采用有外护层的铠装电缆；在有可能发生位移的土壤中（沼泽地、流沙、回填土等）敷设电缆时，应采用钢丝铠装电缆。

第六章低压户表
6.1 居民用户用电容量设计城市每户容量不小于8kW，县城每户容量不小于6kW，一般每户容量不小于4kW，经济欠发达地区每户容量不小于2kW。

6.2 低压接户线应使用绝缘导线。

导线截面应根据用户负荷确定，铝芯绝缘导线截面不小于10mm2，铜芯绝缘导线截面不小于4mm2。

进
户后应加装控制刀闸、熔丝和漏电保护器。

6.3 居民户应采用“一户一表”的计量方式。

6.4 电能表应安装在计量表箱内，不宜采用杆上安装方式。

室外计量表箱宜选用防腐非金属计量表箱。

金属计量表箱应可靠接地。

计量表箱要统一编号，箱底对地面距离不低于2m。

6.5 电能表应采用电子表或智能电表，电能表容量应按居民户用电负荷合理配置，县城和主要城镇按5－20A或10－40A选定，经济欠发达地区按2.5－10A选定。

三相电能表按照实际需求容量确定。

6.6 农村边远的分散农户，可安装预付费电能表。

人口密集区可安装集中抄表系统或逐步开展智能化计量系统应用。

对安装集抄或智能化计量系统的单位由人力资源部重新核定定员。

6.7 接户线第一支持点与计量表箱进出孔之间应敷设PVC管，进出线孔应装绝缘护圈。

6.8 电能表应安装牢固，接线端子、电能表、漏电断路器之间连接线采用不小于4mm2铜芯绝缘导线。

6.9 低压配电网应分级装设剩余电流动作保护装置。

剩余电流总保护和中级保护应能够及时切除低压配电网主干线和分支线路上因断线接地等产生较大剩余电流的故障。

第七章自动化及及通信
7.1 新建或改造自动化系统应统筹多种自动化系统的需求，统一规划设计数据采集平台。

7.2 具有15个以上变电站的县供电企业，新建或改造调度和配网自动化系统，可统一规划、分步建设；其余县供电企业，宜优先选用调配一体化系统。

7.3新建或改造调度自动化系统应遵循有关国家及行业标准，具备基本功能及遥控安全约束、运行设备在线状态监测等功能。

7.4配网自动化系统应在配电网规划的基础上，统筹规划、分步实施，以配电网监视与控制（SCADA）、馈线自动化（PA）基本功能为主，具备扩展配变监测功能、配电设备管理（DMS）、地理信息系统（GIS）接口能力。

7.5农村电网通信系统应按照集团公司《电网调度通讯自动化规划（2009—2013年）》和智能电网规划执行。

7.6有条件的地区可试点建设基于载波、无线通信方式或
GPRS/3G/CDMA无线数据传输的用户用电信息采集系统。

7.7自动化及通信系统的安全性应能满足国家有关规定。

7.8在自动化及通信建设的基础上，按照集团公司智能电网的统一
规划，有条件的地区可试点建设智能电网。

第八章无功优化补偿
8.1 农网无功补偿应坚持“全面规划、合理布局、全网优化、分级补偿、就地平衡”的原则。

按照集中补偿与分散补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，调压与降损相结合的补偿策略，确定最佳补偿方案。

8.2农网无功优化补偿建设应从电压无功信息采集、无功优化计算、装置配置、控制与管理等方面开展。

积极应用信息和自动化技术，实现电压无功综合治理和优化控制。

8.3中压线路补偿点以一处为宜，一般不超过两处，补偿容量依据局部电网配电变压器空载损耗和无功基荷两部分来确定。

以电缆为主的中压线路，其所接变电站母线电容电流较大或消弧线圈处于欠补偿状态时，应尽量避免采用线路补偿方式。

8.4变电站及中压配电变压器无功优化补偿容量一般按变压器基本负荷所需的无功配置。

变电站一般按主变容量的10－30％配置；
8.5 100kVA及以上配电变压器无功补偿装置宜采用具有电压、无功功率、功率因数等综合控制功能的自动装置，容量按配电变压器的10－30％确定；50－100kVA配电变压器低压侧按配电变压器容量的10％加装固定无功补偿装置。

8.6谐波污染较为严重的变电站和配电台区，宜选用无功补偿与滤波相结合的无功补偿装置。

8.7低压电动机或车间电动机群的无功补偿容量宜按补偿电动机的空载无功功率或将功率因数提高到0.9以上来确定。

8.8用户侧电机功率大于4kW时，应加装电机无功补偿装置。