《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

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220千伏主干網、加強配電網升級改造、保障新能源有序發展、推進新電改有序實施、積極推進節能減排，具體內容如下：

各設區市發展改革委、能源局（辦），贛江新區經發局，省直管試點縣（市）發展改革委，國網江西省電力公司：

為促進我省電網科學、有序、高效發展，為決戰全面同步小康和建設富裕美麗幸福江西提供有力支撐，根據《電力規劃管理辦法》、《電力發展“十三五”規劃》、《江西省電力發展“十三五”規劃》、《江西省發展改革委關于進一步加強全省電網項目管理的通知》等，我們編制了《江西省電網發展規劃（2017-2022年）》。現印發你們，請遵照執行。

江西省發改委江西省能源局

2017年10月23日

江西省電網發展規劃（2017-2022年）

前言

電網是國民經濟和社會發展重要的基礎設施。當前，我省正按照國家“三放開、一獨立、三強化”的總體思路，積極推進電力體制改革。隨著輸配電價體系逐步建立，配售電業務有序放開，電力市場不斷完善，我省電網發展步入了新的階段。為確保下一階段我省電網科學、有序、高效發展，有力保障決戰全面同步小康和建設富裕美麗幸福江西，根據《電力規劃管理辦法》、《電力發展“十三五”規劃》、《江西省電力發展“十三五”規劃》等，特制訂本規劃。

本規劃主要闡明我省電網發展的指導思想、基本原則、發展目標、重點任務和保障措施，是2017—2022年全省電網發展的指導文件和電網項目的實施依據。規劃實施過程中，適時進行滾動調整。

一、發展基礎

（一）發展成就

近年來，我省電網發展迅速，網架結構持續完善，供電能力和供電水平不斷提升，初步建成結構清晰、布局合理、堅強可靠的電網體系，為全省經濟社會平穩較快發展提供了強有力的保障。

建設步伐不斷加快。基本形成以500千伏為骨干、220千伏為支撐、110千伏為基礎的電網體系。截至2016年底，全省500、220、110千伏變電容量分別達到2475、3966、3274萬千伏安，約為2010年的1.7、1.9、2.0倍；線路長度分別達到4293、11902、13641公里，約為2010年的1.4、1.5、1.3倍。

網架結構日趨完善。500千伏骨干網架中部、北部、西部、南部環網結構已形成，東部環網正在加快構建。220千伏電網實現全省覆蓋，各設區市均形成較為堅強的環網或鏈式結構。110千伏電網形成以鏈式、環網和雙輻射為主的多種典型電網結構，供電可靠性和靈活性大幅增強。

運行效率穩步提高。隨著主網的快速發展、低損耗輸變電設備的投入以及調度運行水平的不斷提高，我省電網的運行效率不斷提高。2016年全省電網綜合線損率降至6.95%，與發達兄弟省份的差距不斷縮小。

裝備水平持續提升。同塔雙回（多回）線路、鋼管塔、大截面耐熱導線、新型節能導線、GIS、HGIS等新設備得到推廣和應用。智能電網加快發展，配電自動化試點建設有序實施，南昌、九江建成配電自動化系統主站。

（二）存在問題

整體發展不平衡。主網發展適度超前，配網建設相對滯后。省內500、220千伏主網已形成環網結構，變電容量、輸電能力整體較為充裕，但配網仍存在單線單變、供電半徑過長、單線多級串供等問題，供電可靠性、電壓質量、智能化水平相對較低。各地區電網發展不均衡，西部、中部地區電網結構較為堅強，南部、東部地區電網結構相對薄弱。

局部運行有風險。部分樞紐站點出線較多，發生全站停電等嚴重故障時將導致大面積拉閘限電。中西部地區220千伏電網短路電流較高，存在越限風險。部分設備老舊，故障率高，存在安全隱患。局部電網穩控裝置復雜，操作繁瑣，不利于安全運行。

源網發展不協調。大型電源建設實施周期長，源網發展不協調的現象時有發生。由于主力電源調整至低一級電壓接入，西部地區部分500千伏站點主變長期低負載率運行，效益難以有效發揮。近年來，風電、光伏發電等新能源發展迅速且分布不均，局部地區部分時段調峰困難和送出卡口問題日漸突出。

管理機制需完善。促進電網節省投資、提高效率、降低成本的機制尚不完善，科學靈活的價格調節機制尚未完全形成，市場配置資源的決定性作用尚難有效發揮。現行管理機制尚不能較好適應電力體制改革的要求，有待進一步完善。

（三）面臨形勢

隨著經濟發展的轉型升級、電源格局與供求關系的變化，以及電力體制改革的深入推進，我省電網發展將面臨新的機遇和挑戰。

電網發展增速趨緩。“十五”、“十一五”時期，我省用電需求始終保持高速增長，用電量平均增速分別高達13.5%、12.3%，進入“十二五”后，增速有所減緩，降至9.2%。未來，受宏觀經濟進入新常態的影響，伴隨著我省產業結構進一步優化調整和用能效率的逐步提高，電力需求增長將逐步放緩，相應的電網發展增速也將趨緩。根據預測，2022年我省全社會用電量、全社會最高用電負荷將分別達到1820億千瓦時、3330萬千瓦，2017—2022年均增速分別約7.5%、8.2%。

體制改革深入推進。電力體制改革有效激發了市場活力，中發9號文和相關配套文件，以及國家批復的《江西省售電側改革試點方案》，為我省電力市場體系構建和電網建設發展帶來新的機遇和挑戰。電網領域正由依靠資本等要素積累的規模速度型發展模式，向通過體制改革、科技進步和模式創新的質量效益型模式轉變，社會資本將逐步進入電網領域，對電網的規劃、建設和監管都提出了新的要求。

電源結構轉型升級。省內煤電向高參數、大容量、規模化方向發展，5個項目核準建設，2個項目納入國家規劃，預計2022年省內煤電裝機將達3000萬千瓦。在綠色發展的大勢下，新能源建設將進一步提速，預計2022年省內風電、光伏發電裝機均將超過600萬千瓦，新能源發電裝機占比由當前的13%提高至25%以上。此外，為保障中長期電力供應、優化能源結構，我省將爭取區外優質電力入贛消納，優化受電時序與規模，實現省內電源和區外電力協調發展。總體而言，未來我省電源將向更高效、更清潔、更優質的方向發展，適應電源發展轉型升級，電網發展思路也將逐步轉變。

新型負荷異軍突起。隨著科技的發展和進步，新產業、新技術不斷涌現，電動汽車、微電網、儲能等多元化新型負荷接入，對電網的規劃、運行、調度、管理等各方面提出新的要求和挑戰，需要進一步提升電網的智能化水平和兼容能力，確保有效接入和運行安全。

資源約束日益突出。隨著經濟的持續發展和城市化進程的不斷推進，變電站站址和線路廊道資源日趨緊張，選站、選線工作難度不斷增加，協調問題多，賠償代價大。受外部環境影響，電網項目前期工作周期顯著拉長，不確定性明顯增加，尤其在城市中心區域，項目建設愈發難以及時匹配需求，直接影響電力有效供應和電網運行安全。

二、指導思想、原則和目標

（一）指導思想

全面貫徹黨的十八大和十八屆三中、四中、五中、六中全會精神，深入貫徹習近平總書記系列重要講話精神和治國理政新理念新思想新戰略，特別是對江西工作的重要要求，遵循能源發展“四個革命、一個合作”戰略思想，牢固樹立創新、協調、綠色、開放、共享發展理念，堅持以滿足我省經濟社會發展和民生用電需求為出發點，以提高電網發展質量和效益為中心，以推進電力市場化建設為主線，著力推進全省各級、各地電網協調有序發展，著力完善網架結構，著力提高電網供電能力和可靠性，著力提升電力普遍服務水平，為建設富裕美麗幸福江西提供堅強的電力保障。

（二）基本原則

安全可靠。堅守安全底線，科學推進電網項目建設，構建結構合理、層次分明、安全可靠的電網系統。提升電網裝備和調度控制水平，確保電網靈活可控，提高電網抗災和應急保障能力。

經濟高效。充分挖掘存量電網潛力，優化配置增量資源，合理控制電網建設節奏，確保輸配電價合理穩定。大力推行電網產業節能降耗，多措并舉提高電網利用效率，降低輸電損耗。

統籌協調。統籌源網發展，保證各類電源可靠接入。統籌輸電網和配電網建設，促進各級、各地電網協調發展。加強電網規劃與各級、各類規劃的銜接，保障電網項目順利實施。

改革創新。按照市場化改革方向，健全公平競爭市場機制，鼓勵社會資本投資運營增量配電。把改革創新貫穿電網發展全過程，大力推進科技創新、體制創新、商業模式創新，促進電網產業轉型升級。

惠民共享。圍繞城鎮化、農業現代化和美麗鄉村建設，以解決電網薄弱問題為重點，提高城鄉供電質量，提升人均用電和電力普遍服務水平。

（三）發展目標

到2022年，初步建成安全可靠、協調兼容、競爭有序、經濟高效的現代智能電網體系。110千伏及以上電網規劃新增變電容量6577萬千伏安，新增線路10991公里。電網綜合線損率控制在6.7%以內。

保障能力跨上新臺階。主網輸電能力進一步提升，各區電力互濟能力明顯增強。建成城鄉統籌、與小康社會相適應的現代配電網，智能化建設和應用水平大幅提高，供電質量明顯改善，供電可靠性顯著提高。

結構優化邁入新階段。中部區域建成500千伏核心雙環網，東、南、西、北四個區域實現500千伏不完全雙環網。220千伏電網實現分片供電，逐步形成8-9個規模適中、結構合理、供電可靠的220千伏獨立供區。配電網結構進一步優化，110千伏電網的鏈式、雙輻射結構比例逐步提高，重要地區實現雙電源手拉手或多電源環網供電。

協同發展取得新進展。源網建設充分銜接，大型煤電、新能源發電、區外電力與電網發展協調有序。配網建設投資規模明顯增加，主、配網發展更加均衡。電力需求側管理推廣應用，負荷側響應能力增強，電網運行環境改善。電網項目建設對土地資源的利用率進一步提高，對生態環境的影響進一步減小。

體制改革實現新突破。建立健全獨立的輸配電價核定體系，形成保障電網安全運行、滿足電力市場需要的輸配電價形成機制。有序放開省內增量配電投資業務，增量配電網建設運營初見成效。創新能源綜合管理服務機制，逐步形成差異化售電模式。

民生保障提升新高度。完成配電網建設改造工程，城鄉供電安全水平顯著提升，城鄉供電服務差距大幅縮小，城鎮用戶年均停電時間低于10小時，鄉村用戶平均配變容量超過2千伏安。為電采暖、港口岸電、充電基礎設施等電能替代項目提供及時可靠的電網保障。

三、重點任務

（一）完善500千伏骨干網

1.完善中部網架，打造主網核心。以中部“口”字形環網為基礎，結合負荷發展和網架構建需要，繼續完善中部核心網架建設。建設鷹潭—撫州—羅坊第2回線、進賢—東鄉—撫州雙回線，形成中部“日”字形核心雙環網；建設南昌東、昌西南、向塘等變電站，進一步增強南昌地區的輸變電能力，滿足負荷發展需要；建設東鄉、高安等變電站，進一步優化地區網架結構,提高供電可靠性，并為220千伏電網分片解環運行創造條件。

2.優化末端環網，提高供電保障。重點完善贛東、贛南末端電網結構，增強電網的支援互濟能力，提升末端電網的供電可靠性。建設潭埠—上饒東—信州線路，消除贛東電網的單線單變、終端站輻射供電等現象，形成東部環網；建設贛州西變電站、贛州北開關站等輸變電工程，進一步加強南部環網結構，提升南部電網的安全可靠性和運行靈活性。

3.挖掘電網潛力，優先實施擴建。在充分發掘和利用既有電網供電潛力前提下，根據負荷發展需要，有序實施既有站點主變擴建工程。擴建紅都第二臺主變，滿足贛州東部地區用電需求，提高地區供電可靠性；擴建錦江第二臺主變，滿足宜春銅宜上地區用電需求，并為宜春220千伏電網分片運行創造條件；擴建進賢第三臺主變，解決進賢變重載問題，并為南昌220千伏電網分片運行創造條件；擴建石鐘山第三臺、馬廻嶺第二臺主變，滿足九江用電需求，解決主變重過載問題；擴建文山第二臺主變，提高吉安電網枯期供電能力，增強地區電網適應性；擴建信州第三臺主變，滿足上饒南部地區用電需求，解決主變重載問題。規劃期內共擴建變電站7座，新增主變容量525萬千伏安。

4.補強薄弱環節，消除局部瓶頸。重點加強九江西部、撫州南部、上饒西部、吉安東部地區網架結構，解決主變容量不足、供電半徑過長等問題。建設九江西變電站，減輕馬廻嶺變電站供電壓力，滿足九江西部地區發展需要；建設南廣變電站，加強撫州南部地區網架結構，解決撫州南部長期存在的供電半徑長、低電壓等問題；建設鄱余變電站，緩解樂平變電站供電壓力，解決地區網架結構薄弱、供電可靠性低等問題；建設吉安東變電站，緩解枯水期文山變電站供電壓力，提高吉安電網抗風險能力。

5.兼顧自建外受，保障可靠送出。結合省內電源投產安排，積極推進神華國華九江電廠、贛能豐城三期電廠、華能瑞金二期電廠、大唐新余二期電廠等電源的配套送出線路工程建設，保證規劃電源及時接入電網，可靠送出。根據區外電力入贛推進情況，適時配套建設送出工程，保障區外電力安全可靠消納。

2017—2022年，我省500千伏電網新增變電容量1825萬千伏安，線路1562公里。

（二）優化220千伏主干網

1.優化地區網架，提高供電能力。圍繞區域經濟發展、500千伏電網布局、常規電源和可再生能源送出需要，進一步增加變電站布點，加強輸電通道，加快形成拓撲清晰、結構堅強、支援互濟能力強、安全風險可控的220千伏主干網架。南昌電網逐步理清結構、優化網架，嚴控安全運行風險，避免因連鎖故障造成大面積停電；九江電網加強西部、東部地區輸電通道建設，優化中部網架，保證可再生能源和大型火電機組可靠送出；贛州、吉安、撫州、宜春、上饒等地區電網繼續加強地區主干網結構，重點解決偏遠地區低電壓、供電可靠性低等問題；萍鄉、新余、景德鎮、鷹潭等地區電網重點對局部電網進行優化，消除薄弱環節，滿足電源可靠送出。

專欄1各設區市220千伏主干網結構優化重點

南昌：優化雙回環網結構。結合南昌東500千伏變電站接入，理清南昌老城片區220千伏網架，嚴控安全運行風險；結合昌西南、向塘500千伏變電站接入，加強南昌南部220千伏電網互濟支援能力、消除主變重過載現象。

九江：維持現有的鏈式+環網結構。加強西部送出通道，解決地區可再生能源集中送出問題；建設九江、上饒220千伏互聯通道，提高九江東部電網供電可靠性；優化九江電廠外送通道。

贛州：優化加強多環網結構。結合贛州西500千伏變電站及和樂、橫嶺、稍江等220千伏變電站接入構建贛州西部“日”字形主干網；結合葛坳、長岡變電站接入加強贛州北部電網，滿足地區新能源的可靠送出；優化加強中部電網，保證神華國華信豐電廠可靠送出。

吉安：構建中部“口”字形主網。結合樟山、天玉變電站接入，加強東西橫向通道；結合吉安東500千伏變電站接入，優化地區網架，滿足東北部可再生能源集中送出需求。

撫州：加強南、北環網結構。結合南廣500千伏變電站及樂安、廣昌、宜黃等220千伏變電站接入，構建撫州南部“日”字形主干網；結合東鄉500千伏變電站接入，加強北部縱向通道，進一步優化北部環網。

宜春：加強環網結構。結合醫藥園、花博園等變電站接入，優化市區網架；結合高安500千伏變電站接入，加強豐樟高地區受電通道；結合前頭、江口變電站接入，加強銅宜上地區網架；結合黃溪變電站接入，形成地區鏈式電網結構。

上饒：加強環網結構。結合鄱余500千伏變電站及陳家山、汪家等220千伏變電站接入，構建上饒西部環網；加強上饒上廣玉地區主網，提高供電可靠性。

萍鄉：維持“口”字形環網結構。結合江能神霧電廠接入，優化加強局部網架。

新余：維持多環網結構。結合分宜電廠擴建項目接入，優化加強局部網架。

景德鎮：維持環網結構。結合青塘、后港變電站接入加強局部網架。

鷹潭：加強“口”字形環網結構。結合月湖南變電站接入，加強南部網架。