德兴市农村电网现状
德兴位于江西上饶市北部，行政区域隶属上饶市，而电网又隶属江西赣东北供电公司。全市（县级市）总面积2101平方公里，共有6个乡，6个镇，82个行政村，410个自然村，人口32万人，总户数108427户。
德兴市辖区有110kV线路1条/9.5公里，35kV线路19条/215公里，10kV配电线路140条/1158公里，0.4V线路5482公里；配电变压器1547台/1186462kVA。220kV变电站2座，主变3台/360MVA，容载比1.9；110kV变电站4座，主变8台/190MVA，容载比1.6；35kV变电站13座，主变23台/91.9MVA，容载比1.5；10kV开关站12座。
电网存在的主要问题
一是“卡脖子”问题。一是电网结构薄弱。末端电网不能满足N-1。昄大、长田、湖田等三座35kV变电站单回供电，在线路故障或检修时，存在较大面积停电；部分35kV线路导线线径小，环网转供能力差，单放射型接线，在负荷高峰时段末端电压低，不能满足供电需求。二是变电站布点不足。如绕二、李宅、张村三个乡镇没有35kV变电站布点，只有一条10kV单电源供电。
二是低电压问题。一是导线线径小，供电半径长。目前德兴35kV线路导线以LGJ-50、LGJ-70型号为主，线路老化严重，线路只安装避雷器，无全线避雷线保护。农村区域10kV主线平均长度达15.36km，部分中心供电所的10kV线路长度达20km以上。10kV线路负荷率占80%以上有28条，占总条数的39%。二是配变容量普遍偏小，布点不足。农村公用变压器容量70%配置在30~200kVA之间，远远不能满足负荷增长的需要。
三是供电可靠性问题。一是线路设备运行时间长，陈旧老化。35kV输送线路运行时间在10年以上的有43.14公里，占总长度的20%；10kV配电线路运行在10年以上的有315.65公里，占总长度的27%。这些老线路抗御自然灾害的能力非常脆弱，一遇到大风、冰雪、雷雨等灾害性天气就会因断线、倒杆而停电。二是部分变电站保护自动化程度低，10kV配网线路的转供能力差，联络点、开断点少。一旦发生设备故障极易造成全线停电。
四是通信、信息系统不完善。目前，德兴市（县级）调度至赣东北市（地）调622M光纤通信电路正在建设之中，德兴县调配置了一套ME2050型光传输设备，可满足至赣东北市调通信自动化、MIS及电视会议等系统传输的要求。由于德兴市供电公司至各变电站、各中心供电所尚未建成电力专用光纤，大部分租用中国电信光通道传输信息，电路容量只有8M,一旦光纤通道发生故障，则需要跨单位进行联系和维护，对电网通信安全和调度自动化管理带来很大难度，难以满足县调与市调的调度通信和电力自动化信息等系统信号传输要求。
德兴公司针对上述电网主要问题，根据《德兴市“十二五”电网规划》和《德兴市农网改造升级工程三年滚动修编规划》，按照轻重缓急，问题严重程度的原则，分主次、分阶段、分步骤地开展农村电网低电压治理工作，研究确定2010年度农网改造升级工程项目12项，计划投资2130万元。主要工程项目有：改造35kV输电线路3条30公里，新建改造35kV变电站各1座；新建改造10kV线路4条31公里，改造10kV开关站2座；新建改造低压配电台区120个。
德兴农村低电压产生原因的分析
电能需求快速增长。随着德兴市农村经济的快速发展，新农村城镇化建设进程的不断加快，特别是“家电下乡”等一系列惠农政策的实施，德兴农村用电量和用电负荷日并益攀升，农村电力需求与日俱增。特别是在用电高峰的夏季和冬季的春节期间，许多农村已经出现了空调、冰箱、洗衣机等家用电器“想买不敢买”、“买了不敢用”、“用了也没用”的尴尬现象。二是近年来许多农民工回乡创业，在家开办了服装缝纫、水晶球研磨、农产品加工等各种小型化家庭加工厂，使得农村用电负荷骤增，农网中低压线路线径偏小，配电容量严重超载。供电能力与农村经济发展不相适应矛盾突出，供电出现新的瓶颈。德兴市全社会用电量从2001年的11382万千瓦时增长到2010年的37957万千瓦时，年均增长率14.32%；而乡村居民用电量从2001年的277万千瓦时增长到2010年的5492万千瓦时，年均增长率39.36%。农村用电负荷的快速增长，已经大大超出了第一期农网改造期时适度超前的预留容量。
农村生产用电的特点。德兴地处中低纬度亚热带润湿季风区，雨量充沛，四季分明。农业生产用电受季节性、时间性强，峰谷差大。农闲季节，白天用电负荷小，晚间负荷大；农忙季节，白天负荷大；夏季农田灌溉或秋季抽水抗旱时，各种大小型水泵等排灌设备全部开足马力，用电负荷达到最高点，线路末端电压也是最低点。另外，农村还有许多农副产品加工和家庭小型工厂的不断开办和投产，农网负荷增长量也难以准确预测。农村的农业生产和生活用电具有动态性、季节性和复杂性等特点。
农村电网资金投入总量不足。首先，1998年启动的农网一、二、三期改造工程，是按5年的容量裕度规划设计的，且改造的范围也很广，投入的资金也非常有限，所利用旧材料较多，农村电网改造的整体层次仍然较低，如：单相供电比重大，中低压线路供电半径长、线径小，无载调压主变多等状况较为普遍，但这次农网改造将居高不下的农村电价降到了合理水平，减轻了农民的用电负担，结束了农民“有电用不上、有电不敢用、有电不能用”的历史，农村电力管理也从此实现了“五统一”、“四到户”、“三公开”。其次，江西省90%以上县级供电公司为股份制公司（地方政府持股，省电力公司控股）。十多年来，对农村电网建设投入资金总量偏少，地方政府因财力不足，投入积极性不高而从未按所持股份比例追加投资，电网建设资金来源主要依靠县供电公司自筹资金和银行贷款。又因农村电网供电总量偏小，经济效益低，成本高，线路长、线损大，年收益无法满足电网一次性投资成本，在盈利水平不能满足投资能力需要的情况下，电网建设投资主要依靠银行贷款。因此，县级供电公司不但融资困难，而且还款的压力也相当大。德兴市供电公司2008~2010年的资产负债率分别是86.85%、87.11%和89.37%(详见表2—2），融资难和还款压力大的因素在很大程度上制约着农村电网自我发展的能力。
供电企业内部管理不善。辅助分析低压问题的配网资料不完整。围绕电网结构、供电能力、调压手段、无功补偿能力、用电性质等方面，细分各供电区域发生低电压现象的基础资料整理工作适时性、完整性不强。及时发现低电压问题的普查机制不完善。与配网设备巡视等日常工作、营业普查、用电稽查等专项工作结合不够，低电压信息的采集、反馈不及时，一定程度上影响了建立低电压项目储备库或直接安排整改的及时性、有效性。缓解低电压问题的运行管理不到位。主要表现在三个方面。一是配电变压器调档及负荷调整不及时，运行中存在电压偏低和三相负荷不平衡现象。二是配电过载和低电压监测手段不完善。因无配网自动化设备，不能实时监测配电变压器的电压、电流、有功、无功等运行数据。三是电力电容器投运率不高。电力电容器在投运后，因缺乏维修技术和资金，致使一部分电力电容器不能正常投运。少数变压器的容量配置不合理，出现了无功电量倒送和电容器投运率低等问题。低电压整治的快速响应机制不完善。由于受以往低电压整治项目、资金审批流程的限制，针对各单位、部门低电压整治考核不能到位，往往是运行管理、市场营销及95598等部门不能够快速联动响应，但受制于资金问题也难以具体落实或处理。
农村电网低电压治理的技术措施
德兴市农村电网经过1998年以来的一、二、三期农网改造、农网完善、农网扩需等不同批次的投资建设，农村电网供能力和管理水平有了显著的提高，农村电力设施大大改善。但因历史欠账多，投入资金缺口较大，已经改造过又因电力需求增长再次出现供电能力不足现象也较为普遍，农网的“低电压”、“卡脖子”依然存在。农村电网整体发展相对滞后的矛盾还没有得到根本性的扭转，在硬件上还必须加大资金投入，对农村电网进行改造升级建设是一种最直接有效的方法，在电网改造中实现农村电网整体升级。
开展农村电网改造升级工程建设。农村电网改造升级工程建设总体要求是：一是要充分考虑城镇、乡村等不同类别区域负荷特点、供电可靠性要求和区域发展规划，合理优化网架结构。二是要采用“三通一标”，统一建设标准，规范工程管理，确保工程质量。三是适度推进电网智能化建设，重点开展新能源分散接入、配网自动化、智能配电台区、农村用电信息采集等试点建设。四是高压电网的容载比控制在1.5~2.1之间，负荷增长较快地区宜取高值。五是中低压线路半径按负荷密度确定，一般乡镇中压线路供电半径不超过15km；低压线路不超过500m。对于特殊地段、重要用户线路，可实行差异化设计，因地制宜，适当提高建设标准。建议重点做好以下几方面的工作：
一是增加电源点，缩小供电半径。结合农村电网发展规划和用电需求，及时新建或改造设备陈旧落后的35kV变电站。新建的35kV变电站按照无人值守标准建设，对现有变电站也要逐步改造为无人值守变电站。对供电半径大于30km的10kV线路，结合“十二五”电网规划和农村供电特点，靠近负荷中心，采取建设小容量、紧凑型35kV变电站方式，缩短10kV线路供电半径。当同一变电站50%以上的10kV线路供电半径大于15km,或该变电站供电区内低压现象的行政村数量大于30%时，可采取增加变电站布点方式进行改造。另外35kV主网架线路升级改造也是重中之重工作，新建或改造的35kV主网架输送线路，其导线截面不得小于150mm2。
二是提升10kV线路供电能力。首先，对供电半径大于15km,小于30km重载和过载线路，优先采取在供电区域内将负荷转移到其他10kV线路的方式进行改造；其次，采用新增变电站出线回路数，对现有负荷进行再分配的方式改造。若供电区内5年发展规划中无新增变电站布点建设计划，可采取加大导线截面积或同杆架设线路转移负荷的方式进行改造。对于迂回供电且供电半径长、电压损耗大的10kV线路,可采取优化线路结构，缩小供电半径，减小电压损失的方式进行改造。
三是提升配电台区供电能力。对长期存在过载现象的农村配电台区，优先采取“小容量、密布点、短半径”方式进行改造；对居住分散的丘陵、山区农户，可采用单相变速器进入自然村的方式进行改造，缩短低压供电半径，提高供电能力；对因季节性负荷波动较大造成过载的农村配电台区，可采取组合变压器供电的方式进行改造；对日负荷波动较大造成短时过载的配电台区，可采用增大配电变压器容量的方式进行改造；对供电半径大于500m小于1000m，且500m后低压用户数大于30户的低压线路，可采取增加配电变压器布点的方进行改造。
开展提升调压能力建设。一是提升变电站调压能力。一是新建变电站应全部采用有载调压主变压器。对运行时限超出15年的无载调压主变压器，结合电网建设逐步更换为有载调压主变压器。二是对运行时限低于15年的无载调压主变压器，采用不增加抽头的方式改造为有载调压主变压器。二是提升配电变压器调压能力。对接于10kV线路末端的配电变压器可选用分接头定制型配电变压器改造。三是提升10kV线路调压能力。一是对供电半径大于30km，规划期内无变电站建设计划，合理供电半径以外所带配电变压器数量超出35台，所带低压用户长期存在低电压现象的10kV线路，可加装线路调压器的方式进行改造。二是对供电半径大于15km，小于30km，所带低压用户存在低压情况的10kV线路，可采取提高线路供电能力的方式进行改造。
开展提升无功补偿能力建设。电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件。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，高压与低压相结合，调压与降损相结合的补偿策略，确定最佳补偿方案。加快农村电网无功优化补偿建设，建立无功优化技术支撑平台，也是降损和改善农网“低电压”有效措施。
提升变电站无功补偿能力。一是对变电站无功补偿量一般按主变容量的10%~30%配置，宜采用压控式无功补偿装置。所谓压控式无功补偿装置原理是调压型高压无功补偿装置，不采用投切电容方式调节无功，而是根据Q=2πfCU2原理，改变电容端电压来调节无功输出，满足系统无功出力要求。端电压从100%Ue调节到40%Ue，电容器组的无功输出容量就可在额定容量的100%~16%之间调节,改变电压调节就可以实现精细调节和适量补偿。二是变电站在主变压器最大负荷时其高压侧功率因数应不低于0.95，低谷负荷时功率因数应不高于0.95且不低于0.92。三是根据负荷特点优化变电站电力电容的容量配置和分组。对于电力电容器组，一般不少于二组；对于集合式电力电容器，可配置2台不同容量电力电容器，实现多种组合方式。经济效益较好的单位，可配置动态平滑调节无功补偿装置。四是要对电网全网无功优化补偿进行“先计算、后补偿”，根据无功需求和无功优化补偿模式，开展电网无功优化补偿建设。可采用压控调容式电容器成套装置，解决变电站因负荷波动大而存在的欠补或过补问题。
提升用户侧无功补偿能力。一是要严格执行100kV.A及以上专用变压器用户功率因数考核，督促用户安装无功补偿装置。二是开展随器无功补偿工作。对低压用户5kW以上电动机实施随器无功补偿，减少低压线路无功传输功率。
提升公用配电变压器无功集中补偿能力。一是在100kV.A及以上公用配电变压器采用无功自动补偿装置。配电变压器无功补偿容量配置，低压侧功率因数低于0.6时，按变压器容量的30%~70%配置；低压侧功率因数在0.6~0.8时，按变压器容量的15%~45%配置；低压侧功率因数在0.8~0.85时，按变压器容量的10%~35%配置。100kV.A以下配电变压器，若采用固定补偿方式，最低负载率低于10%，按变压器容量的5%~7%配置；最低负载率在10%~20%时按变压器容量的7%~10%配置；最低负载率在20%~30%时，按变压器容量的10%~15%配置；最低负载率大于30%时，按100kV.A及以上配置无功补偿装置。二是对无功需求大，配电变压器二次侧首端电压低的80kV.A及以下配电变压器，安装无功自动跟踪补偿装置。三是根据农村负荷波动特点，优化公用配电变压器电力电容器组合，提高电力电容器投运率。
提升10kV线路无功补偿能力。在采取多项治理措施后，功率因数仍低于0.85的10kV线路，可安装线路分散无功自动跟踪补偿装置。其工作原理是通过在配电线路上串联可调电容，根据电容电压损耗与线路原电感电压损耗极性相反的特征，在负荷波动的情况下利用电容电压抵偿线路电感电压即可调节和稳定负荷侧电压。通过实时采样负荷功率，计算补偿电路的晶闸触发角，调节电容补偿量以稳定负荷侧电压。实时跟踪线路功率因数、无功功率、电压变化，及时投入或退出电容器组。这种对线路无功进行自动补偿和优化线路无功配置，既可实时补偿线路无功缺口，又不会引起线路无功过补，达到降损节能、改善电网供电质量的目的。
农村电网低电压治理的管理措施
加强设备运行维护管理。一是建立电压无功设备运行维护管理制度，加强供电设施运行维护管理，及时处理电压无功设备存在的缺陷，提高设备的完好率。二是开展各级电压曲线匹配工作。结合不同季节、不同时段负荷曲线和电压曲线，制定变电站电压控制曲线，确定主变压器分接开关档位，及时投入、退出无功设备。三是建立低电压配电台区台账，结合配电变压器停电检修计划，及时在负荷高峰到来前调整配电变压器分接开关档位。四是通过加大三相负荷不平衡整治力度，实行农户“分相管理”，加强台区电工抄核收管理。根据负荷变化，建立台区分相管理基础资料，合理确定低压用户装接容量，动态调整各分支线路三相负荷，保持低压客户电压质量。五是逐步推广在配电变压器上安装配电变压器监控终端，加强对配电变压器的管理。
建立健全农村低电压监测网络。一是建立健全农村电网电压质量监测系统和管理平台，逐步增加电压监测点数量。在低压台区采用有电压监测、“低电压”报警功能的智能电表，“低电压”异常情况时能主动上传信息，要求覆盖率达100%。通过GPRS共用通道对终端电压监测仪集中器、智能电表集中器数据的远程实施采集功能。当台区电压越限或设备运行不正常时，系统自动告警并将信息保存到数据库中，可及时掌握台区内的设备及用户信息。通过对大量数据进行分析，得出准确结论，有效指导“低电压”治理。二是加强电压监测仪日常维护和检查，发现运行异常的监测仪及时进行维修或更换。三是逐步开展低压用户典型日电压曲线绘制工作，研究农村配电台区运行规律，不定期开展低电压情况的普查和抽查工作。在每年的迎峰度夏前（6月份）和迎峰度冬（11月份）分别开展电压普查工作，针对普查的实际情况分析各低电压台区产生的原因，采用有效管理措施或技术措施来制定低电压治理方案，部署工作落实，及时解决低电压问题。
三是建立完善的配电网基础资料台账。公司的营销部、生产技术部以及各中心供电所要认真摸清和掌控本供电区域“低电压”发生发展的变化情况，认真剖析，分析原因，制定针对性的整治方案，建立低电压用户明细档案。并采用电子图片、音像等形式建立正确、完善的配网基础资料台账，动态更新，及时掌握低电压现象的动态分布。
定期召开电压质量分析会议。公司应每季度组织召开一次低电压治理分析会议，在会上要通报各供电所低电压投诉、处理情况，低电压改造工程进展情况，存在的主要问题等。另外，在每月的安全生产经营分析会上应从电网结构、供电能力、调压手段、无功补偿能力、用电性质等方面，分析各区域发生低电压的原因，开展电压质量分析或处理。
加强工程储备项目的管理。对需要通过提高配网供电能力来解决的低电压改造工程项目，要按照“十二五”配电网规划，根据“先急后缓，方案优化”的原则，合理布局。重点放在电源点布点、电网结构、提高供电能力、调压能力和优化无功补偿等方面。改造时一定要着眼于本地区的社会经济和电网未来发展方向，适当提高建设标准进行可行性研究或初步（施工）设计。报审批复后纳入农网升级改造建设储备项目库中逐步实施。
做好低电压升级改造储备工程项目的施工管理。对已经批复的低电压电网改造储备工程项目要列入本单位年度工作计划，公司各职能部门要协同合作，抓好落实。发展策划部要抓好年度农网升级改造具体工程项目实施工作，明确工作目标和任务。严把工程设计、施工资质、设备材料和施工质量关。制定详实的工程施工节点计划，精心策划，精心部署，实现农网升级改造工程有力、有序、有效推进。要注重施工细节，施工过程的管理。在与施工单位签订工程合同时，同时签订安全协议，约定安全施工保证金。并按照“谁主管、谁负责，谁实施、谁负责”的原则，建立工程管理体系，落实安全生产责任制。严格执行现场技术交底制，单项工程开工前必须履行技术交底手续。技术交底事先须以书面形式展现，交底双方须在技术交底单上签字确认，技术交底单作为重要的档案资料进行归档。从施工作业的现场勘察、工作票的签发、安全措施的设置、安全技术交底等方面着手，强化安全细节管理，进一步规范农网升级改造工程施工现场的安全作业环境，确保农网升级改造工程的安全和顺利实施，保质、保量、如期完成农网改造升级工程和“低电压”治理工作任务。
建立低电压升级改造工程效果跟踪检查机制。低电压工程改造结束后，按照“发现—治理—验收—评估”的循环和闭环管理流程对整治措施的有效性进行统计分析、效益评估。特别要重点分析35kV及以下配网改造升级工程的经济效益和社会效益、存在问题以及各部门基层中心供电所提出的合理化建议。据此滚动修编本公司“十二五”电网发展规划和农村电网改造升级工程规划。确保每项农网升级改造工程取得良好效果。
建立低电压治理的快速响应机制。地市供电公司农电工作部、95598客服中心、设计院、物流中心、县公司要相互配合，相互支持，共同建立低电压整治的绿色通道，确保低电压治理工作快速、有序、长久地进行下去。
德兴市农村电网改造升级工程实施及效果
2010年德兴市农村电网改造升级总投资2123.27万元。其中1126.27万元改造35kV山海线15公里、黄茅线10公里、张海线5公里、改造35kV昭林变电站1座；投资400万元改造35kV黄石田变电站一座；投资312万元新建10kV古龙线10公里、西园线9公里，改造10kV龙李线12公里；投资156万元改造10kV龙头山、李宅开关站2座；投资129万元新建配电台区4400kVA/11台，改造配电台区12000kVA/109台。
随着2010年德兴市农网改造升级工程项目的竣工投运，已改造区域内的电网各项经济指标发生了明显变化。一是经济效益：35kV输电线路线损率由改造前的3.5%降到1.67%，全年减少线损电量约320万度；35kV变电站改造前功率因数为0.93，改造后提高到0.98以上，母线电压合格率由98.23%提高至99.65%；10kV线路功率因数达0.98以上，居民电压合格率由93.6%提高至98.45%；综合线损率由7.31%降至6.35%；供电可靠率由99.2%提高到99.8%。共有7274户农村客户消除低电压，提高供电能力用户9360户。二是社会效益：农村电网改造升级工程的项目实施，提高了电力系统稳定性和电压质量，特别是农村居民客户端电压合格率的提高，保证了农村客户的生产生活用电需求，提升了优质服务水平，为国家进一步拉动内需，推行“家电下乡”慧农政策落实；对统筹城乡发展，加快城镇化步伐，形成城乡经济社会发展一体化新格局，推动社会主义新农村建设、地方政府招商引资和县域经济稳步发展奠定了坚实基础。此外，线损和无功损耗的降低，节约了清洁能源，保持德兴良性的绿色生态环境。
农网是农村重要基础设施，是国家电力建设的重要组成部分，农村电网改造升级工程关系着农民生活、农业生产、农村繁荣。“十二五”期间，国家电网公司计划将农网规划纳入电网总体规划和城乡发展规划，继续加大对农村电网建设与改造的投入，建设具有坚强、智能特征的结构合理、技术实用、供电质量高、电能损耗低的农村电网。2011年德兴市供电公司计划再投入1100万元资金，新建10kV线路19公里；新建改造低压配电台区116台/29MVA以及信息通信及其它等6项工程。预计可消除6378户低电压农村客户，提高8360户供电能力。但是，我们要清楚地看到，要综合治理影响农村电网供电一系列问题除了加大资金新建改造措施外，还必须高度重视并做好以下二方面工作：第一要积极主动与地方各级政府有关部门对接工作，沟通信息。特别是要与国土、规划、林业、公安、乡（镇）政府、村委会等单位的密切联系，争取各方的大力支持，依靠政府部门的支持配合，切实解决和处理农网改造施工中遇到的实际问题。第二要坚持“改造与管理并重，技术措施与管理措施并重”的原则，建立完善的农村“低电压”治理的常态工作管理机制，扎实地做好企业各项基础管理工作。各职能部室、中心供电所之间要密切配合，各司其职，通力协作，不断总结经验，提高农村电网综合管理水平，早日建成安全可靠、节能环保、技术先进、管理规范的新型农村电网，更好地满足农村各类客户的用电需求，为地方经济又好又快发展和社会主义新农村建设提供有力的电力保障。
