最新河南省农村电网改造升级实施细则Word文档格式.docx

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2.6高压电网的容载比宜控制在1.8~2.1之间，负荷增长较快地区宜取高值。

2.7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。

用户特别分散地区和偏远山区供电半径可适当延长，但应采取装设线路调压器的方式，调整线路中后段电压，满足电压质量要求。

2.8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。

2.9　农网通信通道建设应与电网同步建设。

第三章高压配电网

3.1　农网改造升级应加强主干网架及联络线的建设与改造，提高农网整体输送能力和供电可靠性。

高压配电网应采取以220kV变电站为中心、分片供电的模式。

在没有220kV及以上变电站的县域范围内，至少有两条110kV线路作为主供电源为其供电。

3.2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。

3.3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，并适当留有（扩建或升压）余地。

3.4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240mm2，35kV不宜小于150mm2。

3.5新建变电站应按无人值班方式建设,现有变电站应逐步改造为无人值班变电站。

有条件的可按照Q/GDW383试点建设智能化变电站。

3.6新建输变电工程采用农网标准化设计，推行“通用设计”、“通用设备”、“通用造价”。

变电站大门应统一采用国家电网公司标识。

对于特殊变电站，跨越电气化铁路、高速公路等重要交叉跨越处的特殊地段和重要线路，应采用差异化设计，提高农网安全运行水平和抗灾防灾能力。

3.7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）。

乡村及县城非中心区变电站宜采用半户外或全户外布置。

有网架升级要求，限制发展35kV网架的区域或不适宜永久建站的区域可建设户外35kV台区变电站。

3.8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、S11及以上节能型变压器，应根据供电分区的规划最大负荷合理选择主变压器容量，110kV主变压器容量采用50MVA、63MVA，35kV主变压器容量采用6.3MVA、10MVA。

3.9变电站二次监控与保护装置采用综合自动化装置，选用国内成熟设备；

直流系统采用高频开关电源配铅酸免维护蓄电池；

站用通讯电源采用直流转换装置实现，不再单独设置通讯电源。

3.10变电站通讯方式优先采用光纤通讯，110kV光纤通道采用复合地线光纤（OPGW），35kV光纤通道采用复合导线光纤（OPPC）或自承式光纤（ADSS），备用通道采用市话。

3.11高压线路宜采用架空线路，110kV架空线路宜采用角钢塔，35kV线路在满足设计要求前提下优先选用钢筋混凝土电杆。

县城区或变电站出线距离变电站较近的高压线路宜采用双回路或多回路同杆架设，并适当提高安全系数。

3.12线路污秽等级应根据各区域的污秽分区图，结合污湿特征、盐密值和运行经验等因素综合确定，线路与变电站的绝缘配合应满足DL/T620。

Ⅲ级及以上污秽区可选择硅橡胶合成绝缘子。

3.13跨越电气化铁路的110kV线路宜采用架空线路跨越，35kV线路宜采用顶管电缆敷设。

3.14所有铁塔6m以下部分及杆塔拉线应采取防盗措施，各种杆塔均应装设运行标识牌和安全警示牌。

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。

宜采用树枝型放射状结构，县城区和工业聚集区可根据变电站布局逐步建设“手拉手”结构。

公用线路应分区分片供电，供电范围不应交叉重叠。

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负荷要求。

乡村中压配电网宜采用放射式接线方式，有条件的乡（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中压线路建设标准严格执行《国家电网发展【2009】588号》文件，农网线路不得选择电缆，下列情况可选择电缆线路：

变电站10kV出线；

跨越电气化铁路；

走廊狭窄，架空线路难以通过的地区；

对电网结构或安全运行有特殊需要。

对于县城区和工业聚集区根据县城规划确实需要采用电缆的线路，需经过充分论证，遵照国家电网发展【2009】588号文执行。

4.5县城区和工业聚集区的10kV线路宜采用同杆双回或多回架设；

农业区和偏远山区10kV线路宜采用单回路架设。

4.6县城区和工业聚集区导线型式和截面：

主干线宜采用绝缘240mm2；

分支线宜采用绝缘185mm2、120mm2，最终成为主干网互连线路的分支线宜选用绝缘240mm2；

县城区和工业区周边的线路可用裸导线。

4.7重要乡镇和农业区导线型式和截面：

主干线宜采用120mm2，分支线宜采用95mm2、70mm2，特别偏远地区可选用50mm2。

重要乡镇的主干线可选用绝缘线。

4.8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，城镇路边不宜采用预应力型混凝土电杆，防止车撞脆断。

4.9城镇线路档距不宜超过50m，乡村线路档距不宜超过70m，村庄内线路档距不宜超过50m。

4.10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。

4.11县城区和工业聚集区线路通道紧张或负荷（1000—2000kW）相对集中的区域可建设10kV开关站。

开关站接线应力求简化，宜采用单母线分段接线方式。

开关站应按无人值守建设，再分配容量不宜超过10000kVA。

4.12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2.8m。

对人口密集、安全性要求高的地区可采用箱式变压器或配电站。

4.13新装及更换配电变压器应选用S11型及以上节能变电变压器，负荷变化较大时可采用非晶合金变压器。

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。

4.14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为50kVA、100kVA、200kVA、315kVA；

单台箱式变压器容量为400kVA、500kVA，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。

4.15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-10-1×

50绝缘导线，出线应采用YJLV低压电缆。

配电变压器的高低压接线端应安装绝缘护套。

4.16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。

4.17配电变压器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，壳体宜采坚固防腐材质。

4.18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、无功补偿本地／远程控制投切、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

4.19箱式变（配）电站壳体应采用坚固防腐材质。

配电站开关设备应采用免维护的全密封、全绝缘负荷开关（带熔丝），设备应具备“五防功能”，即防止误分、误合断路器，防止拉、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。

县城配电网一般选用欧式箱变，特殊条件下可选用美式箱变。

4.20地处偏远地区的变压器等设施应采取必要的防盗措施。

4.21农村排灌台区应采用典设配电房建设方案。

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。

城镇低压主干线路导线截面240mm2、185mm2，分支120mm2、95mm2，乡村低压主干线路导线截面120mm2、95mm2，分支70mm2、50mm2。

5.3城镇和人口密集地区、穿越林区低压架空线路应采用缘导线。

5.4城镇和人口密集地区的低压架空线路宜采用12m及以上混凝土杆，其他地区宜采用10m及以上混凝土杆，稍径不小于190mm。

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农村排灌台区低压线路应采用地埋线。

第六章低压户表

6.1低压接户线应使用绝缘导线。

导线截面应按每户不低于4千瓦选择。

在考虑三相负荷平衡的原则下，接户线可采用单相接入或三相四线接入集表箱方式，应有相序标识。

铝芯绝缘导线截面不小于25mm2，铜芯绝缘导线截面不小于6mm2，应采用一户一零线，不采用公用零线接线方式。

6.2接户线因跨越街道不具备架空条件需入地时，可采用铠装电缆穿管直埋敷设，两端出地面时均应穿不低于2m的热镀锌钢质保护管，合理选择管径，其根部应深入地面下0.1m，上端应封堵。

6.3居民用户应采用“一户一表”的计量方式，并根据用电性质分表计量。

室外计量表箱应选用非金属表箱，统一编号，箱底对地面距离不低于1.8m。

6.4集表箱采用多户集中布置，4表位以上为宜。

集表箱进线侧应安装电源明显断开装置。

6.5电能表宜采用电子表，应安装在计量表箱内，电能表容量应按农户用电负荷合理配置，一般按10-40A或15-60A选定。

有条件的地区可安装集中抄表装置，并逐步开展智能化电表应用。

6.6接户线和进户线第一支持点与集表箱进、出线孔之间应敷设PVC管，进出线孔均应配装绝缘护圈，产权分界点处应有标识。

6.7低压配电网应分级装设剩余电流动作保护装置。

剩余电流保护一般采用剩余电流总保护、中级保护、末级保护的三级保护方式。

总保护安装在电源进线回路上（配电柜内）；

中级保护安装在各条配电出线回路上（配电柜内的空气开关）；

末级保护安装在用户集表箱内的单户空气开关或在用户建筑物内第一接线点。

6.8为确保剩余电流动作保护装置的选择性，总保护和中级保护必须选用延时型剩余电流动作保护器，其相互间的配合应符合时间要求，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。

6.9电能表应安装牢固，倾斜度不能超过1度，接线端子、电能表、漏电断路器之间连接线采用不小于6mm2铜芯绝缘线。

第七章自动化及通信

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自动化及通信系统的安全性应能满足国家有关规定。

7.3变电站自动化

7.3.1新建或改造变电站，宜采用分层分散式变电站自动化系统，有条件的可试点建设数字化变电站。

7.3.2远动终端应支持多种规约和多种通信方式，并具备至少两路独立的数据传输通道。

7.3.3根据变电站性质（一般变电站、重要变电站）安排通道，原则上重要变电站和无人值班变电站至调度端应具备2条不同路径的通道。

7.4调度自动化

7.4.1新建或改造调度自动化系统应遵循有关国家及行业标准，除具备基本的数据采集监视（SCADA）功能、WEB发布功能，外，应具备遥控安全约束、运行设备在线状态监测等功能。

并逐步步向无功电压控制（AVC）等辅助控制与决策系统和网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测等高级应用功能扩展。

7.4.2调度自动化系统应具备相当程度的冗余配置。

应具备各种功能和应用的热备以及历史数据的可靠备份，同时应实现与地调系统的数据通信。

7.4.3调度自动化系统应具备电网模型、图形和数据的导入导出接口，且应符合统一标准。

应逐步完善建设调度数据整合平台，整合各自动化应用系统中的电网运行管理数据，实现数据的统一存储、处理、管理、发布，进而构成调度自动化系统基础数据中心。

整合平台应以IEC61970/61968/61850系列标准为基础，逐步实现全省调度自动化系统范围电网的统一建模、信息统一编码和参数统一维护。

7.4.5调度自动化系统严格遵守“二次系统安全防护规定”的要求，实施WEB发布功能，必须安装物理隔离装置。

7.4.6调度自动化主站系统应采用不间断电源供电,交流失电后，供电时间应能维持6∽12小时。

7.4.7自动化主站系统更新周期以8年为宜。

7.5配网自动化

7.5.1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（FA）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。

7.5.2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，中小型县供电企业，宜优先选用调配一体化系统。

7.5.3新建的配网自动化的通信方式以优先选用光纤专用通道为宜，也可选用载波、无线等专用通信方式。

7.6电网通信

7.6.1电网通信系统应满足电网自动化系统数据、语音、图像等综合信息传输的需要。

变电站、供电所和开关站的通信主干线宜采用光纤通信方式，有条件地区可采用光纤通信环网链接方式，中低压电网分散通信点可采用载波、无线、公众通信网及卫星等通信方式。

重要的无人值守变电站可采用独立的不同物理介质或不同路由的主备双通道。

7.6.2通信网应统一建设，统筹使用，网络应覆盖县调、县网110kV变、35kV变、乡供电所及县网营业网点。

7.6.3光缆宜采用G.652纤芯，35kV、110kV电压等级线路新建光缆主干线路纤芯数量宜不少于24芯，分支线路以不少于12芯。

县调应具备2条及以上独立的光缆路由，新建路由接入光缆纤芯数量不宜少于48芯。

县公司与地市网络的接入，应逐步完善2条光纤路由通道。

7.6.4骨干光纤通信网主要采用SDH/MSTP（多业务传输平台）技术，容量以155∽622Mbit/s,未端按1552Mbit/s配置，网络复杂的核心设备可以按2.5Gbit/s配置。

县调应完善与地网接入的光传输设备，容量以不低于155Mbit/s配置。

同一传输网络中所有节点的SDH设备，型号应保持一致，软件版本应保持兼容，重要板卡应冗余配置。

7.6.5通信中心应配置-48V通信电源，容量应按其年限内通信设备的总耗电量配置。

蓄电池组的单独供电时间应满足12∽24h。

蓄电池为2组，每组容量为总容量的50%。

7.7调度交换

7.7.1河南电力调度交换网按调度关系进行分级组网，县调调度交换机应具备与地调联网能力。

7.7.2调度交换网络的建设需独立于行政电话交换网，可靠、调度灵活，宜采用2M数字中继方式。

7.7.3调度交换系统应配置数字录音功能。

7.8有条件的地区可试点建设基于载波、无线通信方式或GPRS无线数据传输的用户用电信息采集系统。

第八章无功优化补偿

8.1农网无功优化补偿应坚持“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，树立全网无功优化的思想，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农网无功优化补偿应根据全网无功优化计算的结果，合理选择从高压配电网到低压配电网集中-分散或从低压配电网到高压配电网分散-集中的补偿方式，逐层实施无功优化补偿。

8.4无功优化补偿应选用技术先进、实用可靠的无功补偿设备。

宜选用具有谐波治理，数据采集、存储和远传，就地及远方控制功能的设备。

根据无功补偿设备性价比及综合能效，选用具有动态平滑调节等功能的无功补偿设备，提高电压无功综合治理水平。

8.5高压配电网以变电站集中补偿为重点，补偿容量一般在主变压器容量的10%—30%之间选择。

对于负荷波动频繁的新建或改扩建变电站，优先选用动态平滑调节无功补偿装置。

8.6中压配电网以线路补偿和配电变压器低压侧集中补偿为重点，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。

8.7100kVA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，其容量宜按配电变压器容量的10%-40%确定；

100kVA以下配电变压器低压侧按配电变压器容量的5%-15%加装固定无功补偿装置。

8.8低压配电网以用户侧分散补偿为重点，对于负荷较重的配电台区，应采用随机补偿与配电室集中补偿相结合的补偿模式。

8.9当用户电动机功率大于5kW时，应加装随机无功补偿装置。

8.10低压线路补偿作为配电变压器低压侧集中补偿和随机补偿的辅助手段，补偿容量不宜过大，可通过低压配电网无功优化计算分析后确定。

8.11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。