农村电网“低电压”治理技术措施分析

发布日期：2018-03-08 来源：变压器网 浏览次数：541

1 引言

电压合格率是衡量电能质量和用电服务的重要指标之一，电压质量的好坏直接关系到电力系统的安全和经济运行，对用户安全生产和产品质量有着重要影响，最大限度地提高电压合格率是电力企业向客户提供优质服务的重要体现。随着农村经济快速发展和用户用电负荷增长，局部地区“低电压”问题还将不同程度地出现，治理“低电压”问题将是一个长期、动态的工作，在今后的农网升级改造过程中“低电压”问题治理也将成为又一重点工作。

2 农村低电压产生原因的分析

随着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，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。近年来许多农民工回乡创业，在家开办了各种小型化家庭加工厂，使得农村用电负荷骤增，由于农网中低压线路线径偏小，配电容量严重超载。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。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，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。

农村电网存在的“卡脖子”问题：

（1）电网结构薄弱，变电站布点不足，末端电网不能满足N-1。很多地方由变电站单回供电，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。

（2）导线线径小，供电半径长。目前农村网35kV线路导线一般以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。较多农村区域的10kV主线平均长度均超过15km，部分10kV线路甚至长达20km以上。另外配变容量普遍偏小，布点不足。农村公用变压器容量70%配置在30kVA~200kVA之间，远远不能满足负荷增长的需要。

（3）供电可靠性问题：线路设备运行时间长，陈旧老化。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。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。

（4）通信、信息系统不完善。由于较多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

3 农村电网低电压治理的技术措施

（1）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，增加电源点，缩小供电半径。对供电半径大于20km的10kV线路，采取尽量靠近负荷中心，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40%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。

（2）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采取高值。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。另外提升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。

（3）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。

（4）提升变电站调压能力，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。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，提升配电变压器调压能力。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。

（5）全面提升农网的无功补偿能力

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。农网无功补偿原则应坚持“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。

提升变电站无功补偿能力。对变电站无功补偿量一般按主变容量的10%~30%配置，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来调节无功，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。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。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。

提升用户侧无功补偿能力。严格执行100kVA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。开展随器无功补偿工作。对低压用户5kW以上电动机实施随机器无功补偿，减少低压线路无功传输功率。

提高公用配电变压器的无功集中补偿能力。在100kVA及以上公用配电变压器采用无功自动补偿装置。可按下列几种方式进行补偿：

1 低压侧功率因数低于0.6时，按变压器容量的30%~70%配置；

2 低压侧功率因数在0.6~0.8时，按变压器容量的15%~45%配置；

3 低压侧功率因数在0.8~0.85时，按变压器容量的10%~35%配置；

4 100kVA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100kVA及以上配置无功补偿装置。对无功需求大，配电变压器二次侧首端电压低的80kVA及以下配电变压器，安装无功自动跟踪补偿装置。

（6）建设电压质量监测网络

充分利用具备电压质量监测功能的仪器、仪表和技术手段，建立健全电压质量监测网络，实现对变电站、中低压线路、配变、客户端的电压数据的及时监测与采集，确保电压质量监控有序，治理有效。

在完善电压监测仪为基础的电压基础网络情况上充分利用调度SCADA系统、配变监测终端、用电信息采集系统采集功能，推广应用智能电表等具备电压数据采集的仪器、仪表，作为电压质量监测的补充。建立健全覆盖各电压等级电网的电压体系，实现电压质量的及时监测与掌控，并有针对性的采取措施治理存在的电压质量问题。

4 经济及社会效益分析

以广元市农村电网为例，经过近几年的改造，使农村电网供电质量得到了明显改善，2011年新增低压无功补偿设备109台，3844kvar，部分低压台区电压质量得到明显提高。农网低电压的情况得到了有效遏制，特别是低压线路跳闸率明显减少，供电可靠率达到99.603%，比上年同期提高1.42个百分点，2011年的电压合格率98.62%，比上年同期提高6.26个百分点，取得了较好的经济及社会效益。

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