《江西省電網發展規劃（2017-2022年）》：加強配電網升級改造

2018-05-07 15:53:30 江西省發改委　點擊量：評論 (0)

北極星輸配電網獲悉，江西省制定了《江西省電網發展規劃（2017-2022年）》，文件指出2017—2020年江西省重點任務是完善500千伏骨干網、優化

2.推進分區供電，嚴控運行風險。全面優化分層分區供電，提高分區供電能力和區間互濟能力。逐步對江西電網分大區解環運行，消除重要輸電通道上多級電磁環網帶來的安全隱患，并解決局部短路電流超標問題。針對電網密集、短路電流超標的分區，進一步縮小分區范圍，嚴控安全風險。全省220千伏電網逐步劃分為8-9個獨立供區運行。

專欄2500/220千伏電磁環網解環規劃

南昌：逐步解開與撫州、宜春220千伏電網聯系，南昌電網內部進一步劃分為2-3個分區運行。

撫州：逐步解開與南昌、宜春220千伏電網聯系，獨立成片運行。

贛州：逐步解開與吉安220千伏電網聯系，獨立成片運行。

九江：逐步解開九江內部電磁環網，九江南部與南昌北部合環成片運行，九江北部和東部合環成片運行。

上饒、景德鎮、鷹潭：維持現有分區供電格局，三市220千伏電網合環成片運行。

萍鄉、新余、吉安、宜春西部：逐步解開與贛州220千伏電網聯系，萍鄉、吉安、新余及宜春西部（袁州、萬載）合環成片運行。

宜春中東部：逐步解開與南昌、撫州220千伏電網聯系，宜春中部（銅鼓、宜豐、上高）和東部（豐城、樟樹、高安）合環成片運行。

3.改造老舊站點，消除安全隱患。實施對既有電網設備的更新，對不滿足運行要求的設備進行淘汰和替換，消除因老舊設備導致的供電瓶頸和安全隱患。規劃期內，共改造南昌昌東、斗門、西郊、盤龍山，宜春石灘，撫州臨川6座變電站，退役南昌梅莊1座變電站。

4.加強薄弱通道，解決輸電瓶頸。結合主力電源接入、新能源送出和電磁環網解環安排，針對小截面導線引起的輸電能力受限問題，加強通道建設和改造，消除輸電瓶頸。規劃期內，通過改造和新建線路，共解決跑馬坪—五陂下、瑞金電廠—山田—渡口、贛州—龍崗、信州—上饒、樂平—嚴塢、白沙—眾村6個通道的小截面導線“卡脖子”問題。

2017—2022年，我省220千伏電網新增變電容量2502萬千伏安，線路3685公里。

（三）加強配電網升級改造

1.做好供電保障，服務社會民生。實現中心城市（區）高可靠供電，打造南昌高可靠性核心區，以點帶面，高起點、高標準建設配電網。按照標準化、精益化、實用化、智能化的建設思路，推進新型城鎮化配電網示范區建設。規范住宅小區供配電設施建設，將住宅小區供電工程納入配電網統一規劃，規范管理。按照差異化需求推進農村配網建設，解決重過載、卡脖子、電壓不合格等問題，滿足農村生產生活用電需求，服務新型現代化農業。

2.優化完善結構，消除薄弱環節。構建靈活可靠的中心城市（區）網絡結構，逐步提高高壓配電網中雙側電源結構的比例，加強站間聯絡，提高站間負荷轉移能力，提升供電靈活性和可靠性。優化規范城鎮地區網絡結構，消除薄弱環節，提升電網抵御嚴重事故能力。逐步強化農村地區網絡結構，采用多種技術手段，逐步縮小供電半徑，解決安全隱患多、低電壓等問題。

3.推進標準配置，提升裝備水平。以智能化為方向，全面提升配電網裝備水平，推行標準化建設。優化升級配電變壓器，推進高效節能配電變壓器的應用，大力推進老舊配變、高損配變升級改造；推進開關設備智能化發展，重點升級改造防誤裝置不完善、操作困難的開關設備，提升配電網開關動作準確率。

4.提高自動化水平，實現可觀可控。按照差異化原則推進配網自動化建設，逐步實現配電網可觀可控。配合一次網架同步建設配電通信網，不斷提高專網光纖覆蓋率，全面提升帶寬和可靠率，提高配電通信網對配電自動化、用電信息采集、地縣一體化調度等業務的支撐能力。按照“全覆蓋、全采集、全費控”建設要求，全面建設用電信息采集系統，推進用電信息的自動采集。

2017—2022年，我省110千伏電網新增變電容量2250萬千伏安，線路5744公里。

專欄3各設區市110千伏高壓配網建設重點

南昌：新增變電容量330.2萬千伏安，滿足南昌市負荷增長需求，有效解決變電站重載和可能存在供電風險的單主變問題，單主變變電站占比從2016年的9%降至2022年的3%，結合青云譜、牌樓和黃家湖等220千伏變電站的接入，為城區110千伏變電站提供雙側電源接入，提高城區供電保障。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的93%提高到2022年的99%，提高電網運行靈活性和可靠性。優化110千伏電網局部網架，解決串供等問題，110千伏電網延伸至安義南部和進賢南部等邊遠地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

撫州：新增變電容量178萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。全面解決單線問題，有效解決變電站重載和可能存在供電風險的單主變問題，單主變變電站占比從2016年的30.3%降至2022年的16.4%。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的73%提高到2022年95%，提高電網運行靈活性和可靠性。優化110千伏電網局部網架，解決串供等問題。110千伏電網延伸至廣昌南部等邊遠地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

九江：新增變電容量231.6萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。基本解決單線問題，單線供電變電站占比從2016年的6%降至2022年的3%；有效解決存在安全風險的單主變供電問題，單主變變電站占比從2016年的28%降至2022年的5%。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的74%提高到2022年87%，有效提高電網運行靈活性和可靠性。結合威家、華林、新開河220千伏變電站的接入，為九江都市核心區110千伏變電站提供電源支撐，提高都市核心區供電保障。結合馬坳220千伏變電站的接入，解決西部110千伏電網小水電和新能源送出卡口問題，同時縮短供電半徑，提高西部邊遠地區供電質量和供電可靠性。結合蔡嶺、碼頭220千伏變電站主變擴建工程，優化地區110千伏電網，解決地區新能源送出卡口問題。

景德鎮：新增變電容量96萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。全面解決單線問題，有效解決變電站重載和存在安全風險的單主變供電問題，單主變變電站占比從2016年的36%降至2022年的7%。結合青塘220千伏變電站的接入，為城區110千伏變電站創造雙側電源接入條件，提高城區供電保障。110千伏電網全部實現鏈式、雙輻射的供電結構，有效提高電網運行靈活性和可靠性。優化樂平地區局部網架，解決串供問題。110千伏電網延伸至浮梁北部地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

鷹潭：新增變電容量83.9萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。110千伏變電站全部實現雙主變配置，110千伏電網全部實現鏈式、雙輻射的供電結構，有效提高電網運行靈活性和可靠性。結合月湖南、志光220千伏變電站的接入，進一步優化110千伏網架，解決多級串供以及供電半徑過長等問題，提高供電保障。110千伏電網延伸至貴溪市北部和南部地區，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

上饒：新增變電容量248.3萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。全面解決單線問題，有效解決變電站重載和存在安全風險的單主變供電問題，單主變變電站占比從2016年的32%降至2022年的22%。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的77%提高到2022年91%，有效提高電網運行靈活性和可靠性。結合園北、秦峰220千伏變電站的接入，為城區110千伏變電站提供電源支撐，保障城區供電安全。結合汪家220千伏變電站的接入，有效解決地區新能源送出問題。110千伏電網延伸至婺源和鄱陽北部地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

新余：新增變電容量84.8萬千伏安，滿足地區負荷增長需求。全面解決單線問題，有效解決可能存在供電風險的單主變問題，單主變變電站占比從2016年18%降至2022年的8%。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的97%提高到2022年100%，提高電網運行靈活性和可靠性。有效解決城區變電站重載問題，提高城區供電保障能力。優化110千伏局部網架，解決良山片區電壓匹配問題。110千伏電網延伸至分宜北部、渝水東部及北部等邊遠地區，縮短供電半徑，提高邊遠地區供電可靠性和電能質量。

宜春：新增變電容量365.8萬千伏安，滿足地區負荷增長需求，有效解決變電站重載，供電能力不足等問題；鏈式和雙輻射供電結構占比從2016年的95%提高到2022年的100%，全面解決單線問題，網架結構進一步優化；單主變變電站占比從2016年的21%降至2022年的3%，增強互倒能力，提高電網運行靈活性和可靠性；110千伏電網延伸至袁州西部、萬載西部、宜豐西部、靖安西部等邊遠地區，縮短供電半徑，解決邊遠地區安全隱患多、低電壓等問題。

萍鄉：新增變電容量94萬千伏安，供電能力顯著提升，滿足萍鄉市經濟轉型發展需求，有效解決丹江、上栗等110千伏變電站重載，供電能力不足等問題；新增110千伏變電站滿足玉湖新區、麻山組團、贛湘經濟合作試驗區等區域負荷快速發展需求。鏈式和雙輻射供電結構占比從2016年的94%提高到2022年的100%，解決蘆溪縣南部、上栗縣北部單線單變問題，網架結構進一步優化；單主變變電站占比從2016年的23%降至2022年的3%，增強互倒能力，提高電網運行靈活性和可靠性；110千伏電網延伸至蓮花縣東北部等邊遠地區，縮短供電半徑，改善供電質量，支撐萍鄉現代農業、現代服務業的發展。

贛州：新增變電容量362.7萬千伏安，滿足地區負荷增長需要。有效解決城區變電站重載問題，提高城區供電保障能力。進一步優化110千伏電網結構，有效解決單線問題和可能存在供電風險的單主變問題，單線占比從2016年10%降至2022年的1%，單主變變電站占比從2016年51%降至2022年的24%。加強農村地區網架，提高農網供電可靠性和電能質量。全市形成鏈式和雙輻射為主的供電結構，占比從2016年的90%提高到2022年99%，提高電網運行靈活性和可靠性，滿足新增新能源接入和送出。

吉安：新增變電容量174.5萬千伏安，滿足吉安市負荷增長需求，有效解決變電站重載和可能存在供電風險的單臺主變問題，單主變變電站占比從2016年的22.4%降至2022年的13.3%，基本解決變電站單線供電問題，環網、鏈式和雙輻射供電結構占比從2016年的79%提高到2022年100%。提高電網運行靈活性和可靠性，優化110千伏電網局部網架，解決串供等問題，提高邊遠地區供電質量，延伸110千伏供電范圍，增加110千伏電網覆蓋面，整個吉安市供電安全水平大幅度提高。

（四）保障新能源有序發展

1.有效推進配套工程，保證及時入網。為支持新能源產業發展，凡列入省級規劃或年度開發計劃的太陽能、風能、生物質等新能源發電項目，其電網送出工程按管理程序有關要求自動納入規劃；加強新能源配套接入工程的建設管理，確保與電站同步投產，避免出現因接入受限導致的棄風、棄光等現象。

2.積極推動源網協調，促進有序發展。充分考慮新能源發展需求和潛力，針對吉安、贛州、九江等新能源集中分布地區，統籌加強區域輸電通道，合理增加主變容量，切實保證新能源有效送出消納，提高電網對新能源發展的適應性、包容性。綜合考慮電網的接入條件、消納能力、建設難度以及經濟效益等因素，引導新能源項目科學布局、有序開發，避免因個別項目送出大規模增加電網建設投資，造成綜合效益降低的情況，促進新能源健康有序發展。

（五）推進新電改有序實施

1.完善輸配電價核定機制，推進市場化進程。加速推進輸配電價改革，形成規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價核定體系，促進電網企業加強管理、降低成本、提高效率，并為推動增量配電業務向社會資本放開積極營造政策環境。

2.有序放開配售電市場，促進公平競爭。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，重點推進工業園區、產業園區、城市新區等區域的增量配電網建設。鼓勵組建擁有配電網運營權的售電公司，向區域內售電公司和用戶無歧視開放，并提供保底供電服務。

（六）積極推進節能減排

1.推進電網節能降耗。應用節能降損技術，優先采用節能金具、節能主變和高導電率鋼芯鋁絞線，科學匹配導線截面和變壓器規格，減少電能損失。加強系統無功規劃和運行管理，實現各電壓等級無功就地平衡，減少傳輸損耗。深入推進老舊設備技術升級與改造，進一步提高電網效率。

2.加快充電設施建設。按照“樁站先行、適度超前”的原則，緊扣電動汽車推廣需求，優先建設公交、出租及環衛與物流公共服務領域充電設施，積極推進公務與私人乘用車充電設施建設，合理布局社會停車場所公用充電設施，結合骨干高速公路網，建設城際快充網絡。力爭打造布局合理、功能完善的充電設施體系，促進電動汽車產業健康快速發展。

3.加快電能替代項目配套電網建設。結合城市電采暖、工業電鍋爐（窯爐）、農業電排灌、家庭電氣化、“無煙”風景區、電烤煙、電制茶等電能替代項目用電需求，做好電網的建設和改造，加快船舶岸電受電系統建設和改造。

（七）加快智能系統建設

1.加強能源互聯互補。探索構建多種能源優化互補的綜合能源供應體系，逐步形成以電力流為核心的能源管理平臺。鼓勵在工業、商業園區開展多能互補示范工程，以光伏發電、風電、燃氣冷熱電三聯供系統為基礎，應用儲能、熱泵等技術，構建多種能源綜合利用體系。推進主動配電網試點工程，提升電網對分布式電源、多元化負荷的即時接納能力和協調控制能力，加快向智能電網轉型升級。

2.構建智能互動體系。積極利用互聯網、信息通信和智能控制技術，探索云計算、大數據、物聯網等新應用，滿足電網廣泛互聯、信息開放互動需求，促進電力流、信息流和業務流深度融合。推廣智能計量技術應用，以智能電表為載體，完善多元化計量模式和互動功能，打造智能服務平臺，引導分時有序用電，提供定制電力、能效管理等增值服務。

3.推廣應用新技術。推廣一批相對成熟、有市場需求的電網新技術，試驗示范一批有一定積累，但尚未實現規模化生產的適用技術。推進動態無功補償、輕型導線、耐熱導線、FACTS裝置、在線監測、室內變電站、地下綜合電纜走廊等先進電網技術的研發與應用。開展電網防災減災技術研究。

四、保障措施

（一）強化規劃統領

加強規劃對電網發展建設的引導和約束作用，強化規劃的權威性、嚴肅性。電網規劃項目庫分三類區別管理，其中，“規劃實施”類項目，按照核準管理流程有關要求，在取齊相關支持性文件后，可報送能源主管部門申請核準；“規劃論證”類項目，應盡快開展前期工作，重點研究論證項目建設必要性和建設方案，經省級能源主管部門評審后，根據需要調整為“規劃實施”類項目；“規劃儲備”類項目，應做好項目跟蹤和研究論證工作，待規劃滾動調整時予以重點考慮，符合條件的項目可調整為“規劃實施”、“規劃論證”項目。嚴格執行規劃項目庫分類管理，非“規劃實施”類項目原則上不予核準。

（二）加強規劃銜接

加強與國家和省級能源、電力規劃的銜接，保障電網規劃主要成果和發展目標與上級規劃協調統一。加強與土地利用總體規劃、城鄉建設總體規劃、環境保護規劃、交通規劃、水利規劃等規劃的有效銜接，統籌協調電網項目建設用地和相關外部條件，促進電網項目科學布局，順利落地。

（三）做好調整評估

加強對規劃實施情況的跟蹤、監測，及時掌握重點項目推進進度。建立規劃動態調整機制，根據實際情況，按程序對規劃進行滾動修編，確保規劃緊密契合發展要求。根據實際對規劃項目庫中的項目進行調整，對推進不力、未有效實施的項目，必要時調整出庫。實行規劃中期評估制度，嚴格評估程序，做好偏差分析，及時總結經驗、找準問題、制訂對策，為規劃滾動調整提供依據。

（四）健全管理機制

進一步完善電網項目管理體制機制，規范管理流程，細化操作辦法。針對增量配電網建設、多元化負荷有序接入電網、電網公平無歧視接入等方面，進一步完善相應的管理辦法和實施細則，提升管理效能。

（五）完善支持政策

積極爭取中央預算內投資等相關資金，支持城鎮配電網和農村電網改造升級工程。引導政策性銀行在依法合規、風險可控前提下，加大對電網建設改造項目的信貸支持力度，拓寬企業融資渠道。研究出臺社會資本投資配電業務、政府和社會資本合作(PPP)建設經營配電網的相關措施。研究相關獎勵和支持政策，引導企業積極采用先進輸變電技術，提高電力資源利用效率。