青海省人民政府批转省经贸委关于青海省加快农村电力体制改革加强农村电力管理实施方案的通知

(青政〔2000〕34号)

西宁市、各自治州人民政府，海东行署，省政府各委、办、厅、局：

省经贸委拟定的《青海省加快农村电力体制改革加强农村电力管理的实施方案》已经国家经贸委和省政府同意，现转发给你们，请认真贯彻执行。

加快农村电力体制改革，加强农村电力管理，是党中央、国务院发展农村经济，开拓农村市场，提高农民生活水平，促进农村电气化事业发展的重大措施，也是对我国长期形成的农电体制和农电市场管理秩序的一次重大调整，涉及面广，影响深远。因此，各地区、各有关部门要切实加强对农村电力体制改革的组织、指导、监督和检查工作，及时协调处理改革中出现的矛盾和问题，把实施方案中确定的各项目标落到实处，加快农村电网建设与改造，真正实现城乡电力一体化管理，实现城乡用电同网同价，减轻农牧民负担，建立起符合全省农牧区经济和社会发展水平的电力体制。

青海省人民政府

二000年五月二十九日

青海省加快农村电力体制改革加强农村电力管理的实施方案

(省经贸委 二000年五月八日)

根据《国务院批转国家经贸委关于加快农村电力体制改革加强农村电力管理意见的通知》(国发〔1999〕2号)精神，结合我省农村电力管理实际，为推动全省城乡电力一体化管理，加快农村电网建设与改造，实现城乡用电同网同价，制定本方案。

一、农村电力现状及存在的问题

我省共有42个县(区)、437个乡、4111个行政村、64.99万户农牧民。目前，全省县、乡、村、农户的通电率分别为97.6%、78.49%、81.29%和84.94%。全省农村电网共有110千伏变电所10座，110千伏线路396公里，35千伏变电所61座，35千伏线路1852公里，10千伏线路10689公里，农村低压线路12394公里，配电变压器8000台。42个县(区)中，年用电量超过1亿千瓦时的县(区)有5个，超过5000万千瓦时的有7个，超过1000万千瓦时的6个，超过500万千瓦时的1个，500万千瓦时以下的有23个。

截止1998年底，全省尚有无电县1个，无电人口集中县5个、无电乡94个，无电村770个，约9.95万户农牧民未用上电。县级以下年用电量24亿千瓦时，农业人口年均人用电量仅为11.89千瓦时，平均每月不到1千瓦时，线长、面广、居住分散、负荷小是青海农村电力现状的主要特点。

(一)管理模式

全省目前主要分为直供直管、联网运行或趸售和地方小水(火)电自供自管三种经营管理模式。

1、直供直管

青海电网(以下简称省网)直供直管县(区)电力企业18个，占42.86%，其人、财、物隶属于省电力公司，生产经营直接受省电力公司所属的各地区供电局领导。省网供电区农村用电量(不含县城用电量)年均仅为2亿千瓦时。农村用电执行省物价局批准的一县一价的到户电价，其中照明为0.55--0.65元/千瓦时，动力为0.55--0.646元/千瓦时，农村工业为0.412--0.472元/千瓦时，农业排灌0.147--0.177元/千瓦时。全省农村低压线损率平均为20.71%。18个县(区)供电企业共有职工996人(不含乡镇电管站人员)。

2、与省网联网运行和趸售

地方小电网与大电网联网运行和趸售的县(区)电力企业5个，占11.90%，其人、财、物隶属于地方政府，与省电力公司属经济合作，趸售买卖关系。

3、地方小水(火)电自管自供

以地方小水(火)电为主，自成供电系统的县(区)电力企业19个(有7个将与大电网联网运行)，占总数的45.24%。其中格尔木市电网隶属于省水利厅管理;其余由地方政府管理，省水利厅实行行业管理，省电力局进行业务指导。

(二)农村电力体制

1、省网直供直管县(区)已形成了省、地、县、乡四级农村电力体制，均由省电力局直接管理。乡(镇)电管站属农村群众性的管电组织，已由县电力局实行代管。共有222个乡镇电管站，545个乡镇电管员，3801名村电工。

2、与大电网联网运行或趸售县(区)电力企业是相对独立、自主经营、自负盈亏的经济实体，大多数未设乡(镇)电管站，农村用电由县电力企业直接管理。

3、地方小水(火)电供电县(区)实行自建、自管、自用，发供用一体化管理。

(三)存在问题

1、由于我省地广人稀，居住分散，经济发展水平落后，农村居民生活用电每月人均不到1千瓦时，各县电力企业年售电量很小，部分县(市)机构雍肿、负债严重。

2、由于地缘因素和历史原因，形成了若干个不同的供电区域和供电模式，甚至在省网供电区域内亦存在网中网。管理体制较为复杂、混乱，乡级趸售、单位转供、个人转供电和“人情电”、“关系电”、“权力电”等现象在少数乡村依然存在。农村电价高，农民负担较重。

3、农村电网结构不合理，设施落后老化，农村电力资产缺乏正常投资渠道，长期投入不足。加上农牧区居住分散，供电半径长，电网损耗大，线损居高不下，农村供电成本高，乡、村、户通电率远远低于全国平均水平。

二、指导思想和基本原则

(一)指导思想

按照逐步建立和完善社会主义市场经济的要求，以国务院国发〔1999〕2号文件精神为指针，紧紧围绕电力为农业、农民、农村经济发展服务的宗旨，以减轻农民负担、开拓农村市场、改善农村生态环境为目的，坚持政企分开，减少中间环节，运用经济、法律、行政等手段，规范农村电力市场秩序，整顿农村电价，提高农电管理水平，为促进全省农村经济快速、健康发展提供保障。

(二)基本原则

1、坚持政企分开、一县一公司、县乡电力一体化管理、建立现代企业制度的改革方向，使农电体制改革与全省电力工业体制改革相适应，与农村经济发展水平相适应。

2、农村电力体制改革必须与农村电网建设、改造相结合，与整顿农村电价、规范农村用电秩序相结合，与加强农村电力管理和改善服务相结合。

3、加大各级政府监督管理农电工作的责任，加强各级电力公司经营农电的责任。

4、坚持区别情况、因地制宜地进行改革，处理好政府与电力企业、中央电力企业与地方电力企业的利益关系以及电力企业与农民的利益关系。

三、目标

从1999年起，用三年左右时间，理顺并建立起适应社会主义市场经济要求、基本符合我省农村经济发展水平实际的农村电力体制，完成农村电网建设与改造任务，建立起省、县(地)两级电力经营实体，最终实现城乡电网统一管理、统一核算、统一价格。

1、实行政企分开，将县级管电职能移交县经贸委(经委、计经委)，对省电力公司所属直供直管县根据售电量、网架及用电营业区划分情况，结合实际，进行公司化改制，能设立一县一公司的尽量设立一县一公司，也可以几县组建一个公司。对乡供电营业所的改革，可以一乡一所，也可以几乡一所，但不能过多、过乱。对原代管的乡镇电力管理站全部改制为县级供电企业的派出机构--乡镇供电营业所，实现县乡电力一体化管理。

2、对与省网联网或即将联网运行的县和趸售县，视不同情况，可由省电力公司进行上划或代管，并逐步改组成为有限责任公司或股份有限公司。同时，在各乡镇成立供电营业所，对农户用电实行统一管理。

3、对地方自供自管的县级供电企业，按照电力工业改革方向，因地制宜，因网制宜，根据不同情况进行改革，条件成熟的可参照直供直管县、趸售县的改革原则和步骤进行改革。

4、农村电网建设与改造要着重解决供电设施陈旧、供电能力不足和综合线损率高等问题。经过改造，把农村电网建设成安全可靠、经济运行的电网，使农村电网10千伏高压线损率降到10%以下，低压线损率不超过12%。

5、要切实加强农村用电管理，全面推行“三公开”(电量公开、电价公开、电费公开)、“四到户”(销售到户、抄表到户、收费到户、服务以户)和“五统一”(统一电价、统一发票、统一抄表、统一核算、统一考核)管理，从根本上杜绝乱加价、乱收费、乱摊派现象。在一户一表的基础上，用户按照计量检定机构依法认定的用电计量装置的记录和国家规定的电价交纳电费，有权拒交超过表计电量和国家电价外的一切收费，使农牧民用上放心电、明白电、满意电。

6、培养和造就一支技术过硬、吃苦耐劳、热心服务的农村电力队伍，要以高标准规范农电队伍，实行统一考核、竞聘上岗、合同制管理的用工制度，严格按定员定编组织生产，严格操作制度。逐步使农电管理工作达到高标准、高质量、高效率、高效益的要求。

7、通过整顿电价、改革体制和改造电网，到2002年，实现青海电网供电区内城乡用电电价同网同价目标。

四、具体内容

(一)对省电力公司所属的18个直供直管的大通、湟源、湟中、西宁郊区、民和、乐都、平安、互助、化隆、循化、尖扎、共和、贵德、兴海、同德、海晏、门源和刚察县电力局，在原县和地区供电(电力)局的基础上进行县(地)电力公司改制，使其成为经营实体，按照《中华人民共和国公司法》运营。

1、将政府职能交由相应政府综合经济部门，实现政企分开。

2、对辖区内电力资产进行清产核资，将产权属乡村所有的农村电力资产，按照自愿上交、无偿划拨方式交由县(地)级电力公司统一管理，统一维护，建立起清晰的产权关系。

3、加大改革力度，分流原电力企业职工到乡镇供电营业所，同时招聘部分优秀农村电工予以补充，以切实加强农电队伍建设。

4、对省网供电区域内的“网内小网”的供电企业，如乐都的高庙电建队、民和的官亭农电队，按照无偿移交电网的原则由县电力企业直接管理，对人员实行定员定岗、择优聘用。

5、取消化隆、尖扎等县的趸售乡和大通、湟中的转供乡，改由县(地)电力公司直接管理。

(二)与省网联网互供和趸售的同仁、泽库、河南、贵南、玛沁县和省网即将延伸到的祁连、德令哈、甘德、达日、乌兰、都兰、天峻县的体制改革，可由省电力公司直接管理或在产权关系不变的前提下，由省电力公司代管。也可按照建立现代企业制度要求，通过参股入股等方式，逐步改组为有限责任公司或股份有限公司。

(三)对省网暂时延伸不到的班玛、玛多、久治、玉树、杂多、称多、治多、囊谦、曲麻莱、格尔木、柴旦和茫崖等县，按照县乡一体化的要求，因地制宜，区别情况，与直管直供县同步进行改革。

(四)乡(镇)电管站的体制改革，一律按照国家经贸委《关于加快乡(镇)电管站改革若干问题的指导意见》(国经贸电力〔1999〕294号)精神进行。

五、组织实施

(一)具体时间安排

1、直供直管18个县(区)供电企业，1999年开始由省电力公司按照农村电力体制改革的具体方案，组织好试点工作。到2000年底直供直管县中40%的县完成县乡一体化改革，到2001年底完成剩余部分。

2、联网互供、趸售和省网即将延伸到的12个县供电企业，按照改革内容的要求2000年内理顺体制，2001年完成30%县乡电力一体化改革，2002年全部完成。

3、省网目前没有延伸到的12个自管自供县供电企业，2002年基本完成县乡电力一体化的改革。具体时间表为2000年完成10%，2001年完成30%，2002年完成剩余部分。

4、省网范围内的转供、趸售乡及乡电管站的体制改革，原则要求2000年底前完成。

(二)我省农村电力体制改革工作，在省政府的统一领导下，由省经贸委牵头会同省计委、省财政厅，组织省水利厅、省电力公司、各地方政府具体实施，并协调解决在实施过程中的有关问题。

(三)全省农村电力体制改革的具体操作

1、对直管直供县、联网互供、趸售和即将延伸到的县实行直管或代管的县级电力企业的改革，根据全省农村电力体制改革方案，由省电力公司制定实施办法，报省经贸委审查批准后实施。

2、自管自供县级供电企业的改革，由州(地)、县(市)人民政府根据全省农村电力体制改革方案制定，县乡电力一体化的实施办法报省经贸委审批后组织实施。

3、格尔木市的县乡电力一体化改革，由省水利厅根据全省农村电力体制改革方案制定具体的实施办法，由省经贸委审批后组织实施！

前言

目录

第一章 概述

第二章 农村电力网的负荷及其计算

第三章 农村电力线路

第四章 农村变电站

第五章 电力网的正常电气计算

第六章 短路电流计算

第七章 电气设备和载流导体的选择

第八章 农村电力系统的中性点接地方式

第九章 两线一地制的供电系统

第十章 农村电力系统的电能质量

第十一章 农村电力系统电压的控制和调整

第十二章 降低系统功率和电能损耗的措施

第十三章 农村电力网的过电压保护

第十四章 农村电力网的继电保护

附表1 汉语拼音字母及读音

附表2 拉丁字母及读音

附表3 希腊字母及读音

附表4 各种导线规格

附表5 各种绝缘子规格

附表6 电力变压器的技术数据

附表7 高压油开关的技术数据

附表8 隔离开关规格

附表9 负荷开关的技术数据

附表10 开关操动机构的规格

附表11 各种熔断器规格

附表12 电压互感器规格

附表13 电流互感器规格

附表14 电力电容器规格

附表15 各种避雷器规格

附表16 各种常用继电器规格 2100433B

分农村电力网功率因数仍然偏低。由于无功补偿投切装t不够完善，个别地方农村电力网出现过补偿现象。农村电力网将进一步调整补偿装置布局，实现就地补偿;适当增加补偿容量，使农村电力网功率因数达到。.9以上，以提高农村电力网经济指标;采用经济可靠的无功补偿自动投切装置，提高电容器投运率并防止无功传递;采用性能好、寿命长的并联电容器。经济功率因数农村电力网内与补偿装置容量有关的年费用最小的功率因数。美、英、日等国配电网在最大负荷时的功率因数均在0.95以上，苏联农网的经济功率因数为。.95。经过研究，中国农网的经济功率因数大于0.9。无功补偿方式农网无功补偿采用集中补偿与分散补偿两种方式。集中补偿指在110kV/35kV/10kV、110kV/10kV、66kV/10kV、35kV八0kV变电所的10kV母线上或10kV/0.38kV配电变压器台(室)低压母线上集中安装并联电容器进行补偿。分散补偿指在配电线路上一定地点或用户处安装并联电容器进行补偿，简称随机(电动机)补偿和随器(变压器)补偿。

中国农村电力网合理的综合调压方案是:①在110kV/35kV(220kV/66kV)变电所利用有载调压变压器实施逆调压方式，其低压侧母线电压偏差在最大负荷时为 5写或十7%，在最小负荷时为。%。②35kV/10kV或“kV/10kV变电所采用有载调压变压器调压，其调压范围为土5%。③10kV/0.38kV配电变压器采用无载调压。④采用并联电容器调压，并联电容器容量按农村电力网无功补偿要求来选择.投切并联电容器在补偿无功的同时也起调压作用。⑤调整农村电力网网架结构，控制各级配电线路的供电半径，适当加大导线截面，把各级线路的电压损耗限制到合理范围之内。根据研究结果，中国农村电力网各级线路电压损耗合理范围为:110kV线路为5%，35、66kV线路5%~7环，10kV线路3%~5%，0.38kV线路7%。调整网架结构、限制电压损耗是解决电压质t的前提条件，也是使农村电力网达到技术、经济合理的关键措施。中国农村电力网电压调整中国农村电力网建设初期不太注重电压质量，很少采用调压措施。1980年以后开始注意电压质t问题，采取一定的调压措施，但电压质t仍比较低，有的地区电压合格率在90纬以上，但多数地区电压合格率低于90%，有的地区只有7。%左右。中国农村电力网在长期实行技术改造、技术进步的基础上，已进入提高供电质黄的阶段.21世纪在改善电网结构的同时，将加强采取调压措施，在新建的35kV八0kV、66kV八0kV变电所采用有载调压变压器调压，已建变电所将无载调压改为有载调压。另外，将逐步实现电压、无功自动调节，以大大提商农村电力网电压合格率。nongCundI0n{一wongd.onyotlo0Zheng农村电j]网电压调整(voftageregulationinruraleleetriepowernetworks)由于负荷变化、电力系统运行方式变化或两者同时变化引起用户端和电网枢纽点电压变化时，将电压调节维持在规定范围的技术。电力系统正常运行时，由于负荷变化、参数变化引起系统各点电压较缓慢地变化。这时，供电电压(用户处实测电压)与系统额定电压的差称为电压偏差，一般用其占额定电压的百分数表示。中国国家标准规定:①35kV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%，②10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的士7%;③22oV单相供电电压允许偏差为额定电压的 7%、一10%。当电网内具有冲击性快速变动功率的负荷(如轧钢机、炼姻电弧炉等)时，会引起供电点电压的快速变化，为把这种冲击负荷引起的电压快速变化控制在合理范围内，各国规定了电压波动和闪变的允许值。农村电力网内很少有冲击性功率的负荷，所以调压的任务主要是使电压偏差在允许范围之内。调压措施主要有调节发电机励磁电流调压、改变无功潮流调压、有载和无载改变变压器分接头调压、改变配电网参数调压。(l)调节发电机的励磁电流调压。通过调节发电机励磁电流可以改变发电机机端电压。2100433B