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[摘要] 重庆市江津区供电有限责任公司供电区域幅员面积为2780平方公里，镇有21个（含1个办事处和1个管委会），供电内总供电户数为29.85万户，计118.14万人，其中农业人口87.06万人。除几江供区（西部旧城）外均是农网，属经济欠发达地区，且负荷不集中，部分村社处在山区，交通运输不便，供区地形复杂，给规划设计带来了较大困难，但公司领导非常重视农网,通过精心策划和统筹安排，在规划设计实践过程中不断总结经验，改变以前由35KV变电站单一辐射式的供电方式,目前形成了以220kV为主网骨架，110KV和35kV为支撑，10kV为"手拉手"的总体布局。
[关键词]农村电网规划设计现状及分析
第一部分 农网现状及分析
1.1农网发展概况
重庆市江津市供电有限责任公司供电区域幅员面积为 2780平方公里，辖2个街道办事处，1个管委会，22个乡镇，供电内总供电户数为29.85万户，计118.14万人，其中农业人口87.06万人。
江津电网供电区域分散，除几江城区外，均为农村负荷，负荷不集中，仍以35千伏电网为主要供电电压等级，以110千伏变电站作支撑，在短时间内仍无法消除35千伏电压等级。
1.2农网现状
1.2.1高压配电网现状
截止到2007年底，35千伏及以上线路共计30条457.3935千米，其中110千伏线路7条191.0745千米，35千伏线路23条266.319千米。设备完好率为100%。
公司管辖变电站全部为有人值班变电站，共16座，其中110千伏 变电站4 座，35千伏 变电站12座。管辖变电站主变压器共 28台， 32.86万千伏安。其中：110千伏 7 台，19.45万千伏安；35千伏 21 台，13.41万千伏安。
1.2.2中压配电网现状
截止到2007年底，10千伏配电线路共计93条1942.85千米。其中架空线路1922.80千米（含绝缘线33.59千米），电缆20.05千米；绝缘化率2.76%，电缆化率为1.03%，环网率76.5%。
公用配电变压器共计1748台，容量119415 千伏安，其中：柱上城网配变126台，总容量28995 千伏安；农网配变1622台，容量90420 千伏安。2007年新增公用变压器323台，容量20265千伏安。设备完好率100%。专用配电变压器共计881台，容量105050千伏安。
1.2.3低压配电网现状
低压线路总长为12179.15千米，同比增加1668.321千米。其中：裸线8246.85千米、绝缘线3932.30千米，绝缘化率32.29%，同比提高2.44%。
第二部分 农网存在的主要问题
2.1江津110千伏电网以220千伏龙井站作为枢纽变电站，双宝、白沙、贾嗣、付家为负荷分配中心（贾嗣、付家于2004年投产），110千伏网架接线方式除双宝站是双回接线外，其余均是单回放射式接线，未能满足N-1要求，在故障時只依靠下一级电网转移部分负荷。
2.2几江城区供电可靠性低。几江镇城区是江津市政治、经济、文化、商业中心，对供电可靠性和电能质量要求较高，负荷密度大。而几江铜锣站为35千伏线路单回供电，与东关村站之间只能由部分10千伏线路互供，负荷高峰时负荷转移极为困难，已不能满足负荷增长，必须将铜锣站升压或异地新建110千伏变电站。
2.3 35千伏电网接线主要是双回路的环式接线，35千伏电网之间或35千伏电网与110千伏电网实现环网，供电可靠性有所提高，但经济运运行、保护配合困难。虽是双回供电，但在主供回路故障时依靠另一回路供电电压质量差，随着负荷增长，将不能全部转移负荷。
2.4江津几江城区负荷占全网负荷的35%左右，除几江城区外的供电区域绝大部分是农村乡镇负荷，工业负荷较少，由于农村负荷小，供电区域分散，只能依靠35千伏电网供电，与重庆市公司要求简化35千伏电压等级的技术要求相矛盾。
2.5江津供电公司电网小水电电源多，并网小水电73座，总装机容量接近6.9万千瓦。发电负荷受天气、降雨影响，导致购网负荷峰谷差大。降雨多时购网负荷小或向大网送电，而在夏季连晴高温时却无水发电，购网负荷增大，增加了主变储备容量，造成变电站主变利用率低下，经济运行困难，更难以满足容载比要求。
第三部分 农网发展规划
3.1农网规划指导思想
根据我公司电网特点，我公司电网发展的思路是：以实现两个根本性转变为指导，满足我公司供电区域内经济和社会发展的需求，建成结构优化、经济、安全、稳定、确保电能质量、较低电网损耗，供电可靠性、自动化程度较高的完全满足全社会用电需要并与经济发展相适应的现代化电力网，为建设一小时经济圈及实现“314”战略提供可靠的电力保障，高速、有效的推动江津地方区域性经济的发展，满足江津建设成为地主区域性中心大城市的需要。彻底解决江津几江城区负荷增长过快，电力设施落后的现状。
3.2农网规划原则
合理利用能源的原则，充分利用江津电网资源优势，合理依托江津局电网。要认真研究，科学分析能源分布，合理规划和布局电网的骨干网架结构。
电网配套发展原则。电力的生产、供应和销售是相对独立但又不可分割的统一过程，必须同时加大输变电设施、调度通信自动化设施等的规划和建设。
提高经济效益的原则。对于新建的输变电工程项目，必须从城市经济建设的整体利益出发，通过严格的科学计算，经济分析和可行性研究，使电力建设符合客观规律，充分发挥投资效益，同时提高供电企业的经济效益。
有利于环境保护的原则，城市高压配电网的规划建设要采用新技术、新设备，淘汰可能对环境造成严重污染的设备，切实做好环境保护工作。
3.3农网规划一般要求
按《农村电力网规划设计导则》、《农村电网建设与改造技术导则》、《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》等规程规范中的规定，根据本地区实际，确定本地区农网规划应遵循的一般要求。
3.3.1农网规划应服从于上级电网规划并以上一级电网规划作指导；
3.3.2农网规划应提高电网的供电能力和供电可靠性，满足运行经济性和灵活性的要求；
3.3.3农网规划是在负荷预测、变电容量与供电负荷平衡及相应变电所布点的基础上拟定网络方案；
3.3.4处于起步阶段的网架，部分项目可考虑提前建设；
3.3.5近期设计与远景规划相结合，便于过渡；
3.3.6中低压配电网是城市重要基础设施，其规划与建设工作应纳入县城总体规划、建设和改造工作中，争取同步实施，电力先行；
3.3.7重视城区道路建设管线综合工作，城市道路的新建、改造、拓宽必须预留电力线路的专用走廊；
3.3.8中低压配电网的改造应与市政工程相结合，与高压电网的规划和建设相结合，与业扩报装工程相结合，与旧配电网的改造工程相结合；
3.3.9中压配电网应规范化，载流元件配套一致；
3.4农网规划技术原则
3.4.1．发展方向
满足电网运N-1安全运行水平。
3.4.2．电压等级及供电半径
110千伏线路不超过120公里，66千伏线路不超过80公里，35千伏线路不超过40公里。
城区中低压配电线路10千伏不超过8公里，380/220伏不超过400米，负荷密集区不超过200米。
农村10千伏不超过15公里，380/220伏不超过500米。
3.4.3．供电可靠性
变电所按两台及以上变压器配置；满足N-1原则；重要一类负荷有可靠的备用电源（含自备电源），双电源或多电源用户，各电源之间有可靠的机械或电气连锁，任何情况下不得向电网反送电。
3.4.4．农网接线方式
电源点靠近负荷中心，各级电网有充足的供电能力，下级电网具备支持上级电网的能力，变电所进出线容量配合，整体布局和网络结构合理。
根据变电站布点、负荷密度和运行管理的需要分区分片供电，供电范围不交叉。
重要城镇10千伏主干线路实现环网布置、开环运行的结构，达到用户供电可靠性要求。
其他配电网络较长的线路按规定装设分段、分支开关设备，满足有郊限制故障范围、保证供电可靠性要求。
3.4.5．容载比
农网中性点运行方式；针对公司电网结构及运行方式，电网中性点运行方式安排原则为，双宝、贾嗣、付家、白沙等4个10千伏站，保证一台主变110千伏侧中性点直接接地，35千伏系统采用经消弧线圈接地，在双宝站35千伏侧装设一台消弧线圈进行自动补偿。
35-110千伏变电所容载比达到1.8-2.5；
农村配电变压器容载比达到1.5-2.0。
3.4.6．农网无功补偿
无功配置符合无功补偿原则，无功容量满足功率因数相关规定。对于220千伏、500千伏电网，宜力求保持各电压层面的无功功率平衡，尽可能使这些层间的无功功率流动减少，以减少通过降压变压器传输无功功率时产生的大量消耗；对于110千伏及以下的供电网的无功补偿，遵循用户就地补偿是最大的原则，实现无功功率的分区和就地平衡，防止电压大幅波动。
高压供电的工业及装有带负荷调整电压设备的用户，功率因数为0.95以上，其他电力用戶功率因数为0.90以上，趸售和农业用户功率因数为0.8以上。
3.4.7．降低网损的措施
调整网络布局，电网升压改造、简化电压等级、合理调整运行电压，缩短供电半径、减少迂回供电，换粗导线截面、更换高能耗变压器，增加无功补偿容量等。
3.4.8．电压调整与电压损耗分配
建议优化电网无功补偿装置配置；
充分利用无功补偿装置调节能力，做到无功就地平衡；
加强各电压等级无功分层平衡工作，开展对运行人员无功电压知识培训，按照无功补偿设备投切原则结合有载调压变压器分头调整，减少无功的级间流动；
在保证安全运行的基础上，寻求最经济的运行方式；
提高全网高峰时段电容器投运率，进一步改善高峰时段供电电压；
3.5农网规划目标
3.5.1.以市公司新建的龙井220千伏变电站为核心，完善110千伏网络结构，增加110千伏变电容量,重新划分各变电站供电区域，满足供区供电需求；
3.5.2. 完成35千伏变电站布点及电源规划，提高供电质量，实现双电源供电。
由于江津广大农村负荷密度低、用电可靠性要求不高，建设110千伏变电站投资效益不高，同时由于供区内用电大户相当长的时间内对35千伏电压负荷有较大需求，江津供区内暂不淘汰35千伏电压等级，由110千伏变电站35千伏电压等级为专线用户及35千伏农村变电站提供电源。
结论：
2008-2015年期间，江津供电公司电网需新建及升压改造110千伏变电站3座，新增110千伏变电容量19.45万千伏安，新建110千伏线路151.36公里。新建及改建35千伏变电站11座，新增35千伏变电容量6.42万千伏安，新建35千伏线路47公里及配电网络改造。
在2008年至2015年间江津电网通过对以上规划项目的逐步实施，将极大地改善我公司电网结构不合理的现状，提高供电的可靠性，降低电能损耗，保证供区内各行各业的用电需求，促进电力增供扩销。通过电网建设改造，将产生以下积极效果：使负荷供应能力能满足地方经济发展的需要，确保了城市建设开发和工业园区建设的用电；扩大了直供区域，拓展了电力市场；完善了电网结构，提高了供电可靠性、电压合格率，降低了电能损耗,实现经济运行。
[参考资料]
最新10Kv及以下供配电线路、供配电装置设计与安装图集 当代中国音像出版社2004
电力工程高压送电线路设计手册（第二版） 北京中国电力出版社 2002
农村电网建设与改造 北京中国电力出版社2002
最新农村电网完善与改造工程规划设计中国电力科技出版社 2007
[关键词]农村电网规划设计现状及分析
第一部分 农网现状及分析
1.1农网发展概况
重庆市江津市供电有限责任公司供电区域幅员面积为 2780平方公里，辖2个街道办事处，1个管委会，22个乡镇，供电内总供电户数为29.85万户，计118.14万人，其中农业人口87.06万人。
江津电网供电区域分散，除几江城区外，均为农村负荷，负荷不集中，仍以35千伏电网为主要供电电压等级，以110千伏变电站作支撑，在短时间内仍无法消除35千伏电压等级。
1.2农网现状
1.2.1高压配电网现状
截止到2007年底，35千伏及以上线路共计30条457.3935千米，其中110千伏线路7条191.0745千米，35千伏线路23条266.319千米。设备完好率为100%。
公司管辖变电站全部为有人值班变电站，共16座，其中110千伏 变电站4 座，35千伏 变电站12座。管辖变电站主变压器共 28台， 32.86万千伏安。其中：110千伏 7 台，19.45万千伏安；35千伏 21 台，13.41万千伏安。
1.2.2中压配电网现状
截止到2007年底，10千伏配电线路共计93条1942.85千米。其中架空线路1922.80千米（含绝缘线33.59千米），电缆20.05千米；绝缘化率2.76%，电缆化率为1.03%，环网率76.5%。
公用配电变压器共计1748台，容量119415 千伏安，其中：柱上城网配变126台，总容量28995 千伏安；农网配变1622台，容量90420 千伏安。2007年新增公用变压器323台，容量20265千伏安。设备完好率100%。专用配电变压器共计881台，容量105050千伏安。
1.2.3低压配电网现状
低压线路总长为12179.15千米，同比增加1668.321千米。其中：裸线8246.85千米、绝缘线3932.30千米，绝缘化率32.29%，同比提高2.44%。
第二部分 农网存在的主要问题
2.1江津110千伏电网以220千伏龙井站作为枢纽变电站，双宝、白沙、贾嗣、付家为负荷分配中心（贾嗣、付家于2004年投产），110千伏网架接线方式除双宝站是双回接线外，其余均是单回放射式接线，未能满足N-1要求，在故障時只依靠下一级电网转移部分负荷。
2.2几江城区供电可靠性低。几江镇城区是江津市政治、经济、文化、商业中心，对供电可靠性和电能质量要求较高，负荷密度大。而几江铜锣站为35千伏线路单回供电，与东关村站之间只能由部分10千伏线路互供，负荷高峰时负荷转移极为困难，已不能满足负荷增长，必须将铜锣站升压或异地新建110千伏变电站。
2.3 35千伏电网接线主要是双回路的环式接线，35千伏电网之间或35千伏电网与110千伏电网实现环网，供电可靠性有所提高，但经济运运行、保护配合困难。虽是双回供电，但在主供回路故障时依靠另一回路供电电压质量差，随着负荷增长，将不能全部转移负荷。
2.4江津几江城区负荷占全网负荷的35%左右，除几江城区外的供电区域绝大部分是农村乡镇负荷，工业负荷较少，由于农村负荷小，供电区域分散，只能依靠35千伏电网供电，与重庆市公司要求简化35千伏电压等级的技术要求相矛盾。
2.5江津供电公司电网小水电电源多，并网小水电73座，总装机容量接近6.9万千瓦。发电负荷受天气、降雨影响，导致购网负荷峰谷差大。降雨多时购网负荷小或向大网送电，而在夏季连晴高温时却无水发电，购网负荷增大，增加了主变储备容量，造成变电站主变利用率低下，经济运行困难，更难以满足容载比要求。
第三部分 农网发展规划
3.1农网规划指导思想
根据我公司电网特点，我公司电网发展的思路是：以实现两个根本性转变为指导，满足我公司供电区域内经济和社会发展的需求，建成结构优化、经济、安全、稳定、确保电能质量、较低电网损耗，供电可靠性、自动化程度较高的完全满足全社会用电需要并与经济发展相适应的现代化电力网，为建设一小时经济圈及实现“314”战略提供可靠的电力保障，高速、有效的推动江津地方区域性经济的发展，满足江津建设成为地主区域性中心大城市的需要。彻底解决江津几江城区负荷增长过快，电力设施落后的现状。
3.2农网规划原则
合理利用能源的原则，充分利用江津电网资源优势，合理依托江津局电网。要认真研究，科学分析能源分布，合理规划和布局电网的骨干网架结构。
电网配套发展原则。电力的生产、供应和销售是相对独立但又不可分割的统一过程，必须同时加大输变电设施、调度通信自动化设施等的规划和建设。
提高经济效益的原则。对于新建的输变电工程项目，必须从城市经济建设的整体利益出发，通过严格的科学计算，经济分析和可行性研究，使电力建设符合客观规律，充分发挥投资效益，同时提高供电企业的经济效益。
有利于环境保护的原则，城市高压配电网的规划建设要采用新技术、新设备，淘汰可能对环境造成严重污染的设备，切实做好环境保护工作。
3.3农网规划一般要求
按《农村电力网规划设计导则》、《农村电网建设与改造技术导则》、《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》等规程规范中的规定，根据本地区实际，确定本地区农网规划应遵循的一般要求。
3.3.1农网规划应服从于上级电网规划并以上一级电网规划作指导；
3.3.2农网规划应提高电网的供电能力和供电可靠性，满足运行经济性和灵活性的要求；
3.3.3农网规划是在负荷预测、变电容量与供电负荷平衡及相应变电所布点的基础上拟定网络方案；
3.3.4处于起步阶段的网架，部分项目可考虑提前建设；
3.3.5近期设计与远景规划相结合，便于过渡；
3.3.6中低压配电网是城市重要基础设施，其规划与建设工作应纳入县城总体规划、建设和改造工作中，争取同步实施，电力先行；
3.3.7重视城区道路建设管线综合工作，城市道路的新建、改造、拓宽必须预留电力线路的专用走廊；
3.3.8中低压配电网的改造应与市政工程相结合，与高压电网的规划和建设相结合，与业扩报装工程相结合，与旧配电网的改造工程相结合；
3.3.9中压配电网应规范化，载流元件配套一致；
3.4农网规划技术原则
3.4.1．发展方向
满足电网运N-1安全运行水平。
3.4.2．电压等级及供电半径
110千伏线路不超过120公里，66千伏线路不超过80公里，35千伏线路不超过40公里。
城区中低压配电线路10千伏不超过8公里，380/220伏不超过400米，负荷密集区不超过200米。
农村10千伏不超过15公里，380/220伏不超过500米。
3.4.3．供电可靠性
变电所按两台及以上变压器配置；满足N-1原则；重要一类负荷有可靠的备用电源（含自备电源），双电源或多电源用户，各电源之间有可靠的机械或电气连锁，任何情况下不得向电网反送电。
3.4.4．农网接线方式
电源点靠近负荷中心，各级电网有充足的供电能力，下级电网具备支持上级电网的能力，变电所进出线容量配合，整体布局和网络结构合理。
根据变电站布点、负荷密度和运行管理的需要分区分片供电，供电范围不交叉。
重要城镇10千伏主干线路实现环网布置、开环运行的结构，达到用户供电可靠性要求。
其他配电网络较长的线路按规定装设分段、分支开关设备，满足有郊限制故障范围、保证供电可靠性要求。
3.4.5．容载比
农网中性点运行方式；针对公司电网结构及运行方式，电网中性点运行方式安排原则为，双宝、贾嗣、付家、白沙等4个10千伏站，保证一台主变110千伏侧中性点直接接地，35千伏系统采用经消弧线圈接地，在双宝站35千伏侧装设一台消弧线圈进行自动补偿。
35-110千伏变电所容载比达到1.8-2.5；
农村配电变压器容载比达到1.5-2.0。
3.4.6．农网无功补偿
无功配置符合无功补偿原则，无功容量满足功率因数相关规定。对于220千伏、500千伏电网，宜力求保持各电压层面的无功功率平衡，尽可能使这些层间的无功功率流动减少，以减少通过降压变压器传输无功功率时产生的大量消耗；对于110千伏及以下的供电网的无功补偿，遵循用户就地补偿是最大的原则，实现无功功率的分区和就地平衡，防止电压大幅波动。
高压供电的工业及装有带负荷调整电压设备的用户，功率因数为0.95以上，其他电力用戶功率因数为0.90以上，趸售和农业用户功率因数为0.8以上。
3.4.7．降低网损的措施
调整网络布局，电网升压改造、简化电压等级、合理调整运行电压，缩短供电半径、减少迂回供电，换粗导线截面、更换高能耗变压器，增加无功补偿容量等。
3.4.8．电压调整与电压损耗分配
建议优化电网无功补偿装置配置；
充分利用无功补偿装置调节能力，做到无功就地平衡；
加强各电压等级无功分层平衡工作，开展对运行人员无功电压知识培训，按照无功补偿设备投切原则结合有载调压变压器分头调整，减少无功的级间流动；
在保证安全运行的基础上，寻求最经济的运行方式；
提高全网高峰时段电容器投运率，进一步改善高峰时段供电电压；
3.5农网规划目标
3.5.1.以市公司新建的龙井220千伏变电站为核心，完善110千伏网络结构，增加110千伏变电容量,重新划分各变电站供电区域，满足供区供电需求；
3.5.2. 完成35千伏变电站布点及电源规划，提高供电质量，实现双电源供电。
由于江津广大农村负荷密度低、用电可靠性要求不高，建设110千伏变电站投资效益不高，同时由于供区内用电大户相当长的时间内对35千伏电压负荷有较大需求，江津供区内暂不淘汰35千伏电压等级，由110千伏变电站35千伏电压等级为专线用户及35千伏农村变电站提供电源。
结论：
2008-2015年期间，江津供电公司电网需新建及升压改造110千伏变电站3座，新增110千伏变电容量19.45万千伏安，新建110千伏线路151.36公里。新建及改建35千伏变电站11座，新增35千伏变电容量6.42万千伏安，新建35千伏线路47公里及配电网络改造。
在2008年至2015年间江津电网通过对以上规划项目的逐步实施，将极大地改善我公司电网结构不合理的现状，提高供电的可靠性，降低电能损耗，保证供区内各行各业的用电需求，促进电力增供扩销。通过电网建设改造，将产生以下积极效果：使负荷供应能力能满足地方经济发展的需要，确保了城市建设开发和工业园区建设的用电；扩大了直供区域，拓展了电力市场；完善了电网结构，提高了供电可靠性、电压合格率，降低了电能损耗,实现经济运行。
[参考资料]
最新10Kv及以下供配电线路、供配电装置设计与安装图集 当代中国音像出版社2004
电力工程高压送电线路设计手册（第二版） 北京中国电力出版社 2002
农村电网建设与改造 北京中国电力出版社2002
最新农村电网完善与改造工程规划设计中国电力科技出版社 2007