《江西省电网发展规划（2017-2022年）》：加强配电网升级改造

2018-05-07 15:53:30 江西省发改委　点击量：评论 (0)

北极星输配电网获悉，江西省制定了《江西省电网发展规划（2017-2022年）》，文件指出2017—2020年江西省重点任务是完善500千伏骨干网、优化

北极星输配电网获悉，江西省制定了《江西省电网发展规划（2017-2022年）》，文件指出2017—2020年江西省重点任务是完善500千伏骨干网、优化220千伏主干网、加强配电网升级改造、保障新能源有序发展、推进新电改有序实施、积极推进节能减排，具体内容如下：

各设区市发展改革委、能源局（办），赣江新区经发局，省直管试点县（市）发展改革委，国网江西省电力公司：

为促进我省电网科学、有序、高效发展，为决战全面同步小康和建设富裕美丽幸福江西提供有力支撑，根据《电力规划管理办法》、《电力发展“十三五”规划》、《江西省电力发展“十三五”规划》、《江西省发展改革委关于进一步加强全省电网项目管理的通知》等，我们编制了《江西省电网发展规划（2017-2022年）》。现印发你们，请遵照执行。

江西省发改委江西省能源局

2017年10月23日

江西省电网发展规划（2017-2022年）

前言

电网是国民经济和社会发展重要的基础设施。当前，我省正按照国家“三放开、一独立、三强化”的总体思路，积极推进电力体制改革。随着输配电价体系逐步建立，配售电业务有序放开，电力市场不断完善，我省电网发展步入了新的阶段。为确保下一阶段我省电网科学、有序、高效发展，有力保障决战全面同步小康和建设富裕美丽幸福江西，根据《电力规划管理办法》、《电力发展“十三五”规划》、《江西省电力发展“十三五”规划》等，特制订本规划。

本规划主要阐明我省电网发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点任务和保障措施，是2017—2022年全省电网发展的指导文件和电网项目的实施依据。规划实施过程中，适时进行滚动调整。

一、发展基础

（一）发展成就

近年来，我省电网发展迅速，网架结构持续完善，供电能力和供电水平不断提升，初步建成结构清晰、布局合理、坚强可靠的电网体系，为全省经济社会平稳较快发展提供了强有力的保障。

建设步伐不断加快。基本形成以500千伏为骨干、220千伏为支撑、110千伏为基础的电网体系。截至2016年底，全省500、220、110千伏变电容量分别达到2475、3966、3274万千伏安，约为2010年的1.7、1.9、2.0倍；线路长度分别达到4293、11902、13641公里，约为2010年的1.4、1.5、1.3倍。

网架结构日趋完善。500千伏骨干网架中部、北部、西部、南部环网结构已形成，东部环网正在加快构建。220千伏电网实现全省覆盖，各设区市均形成较为坚强的环网或链式结构。110千伏电网形成以链式、环网和双辐射为主的多种典型电网结构，供电可靠性和灵活性大幅增强。

运行效率稳步提高。随着主网的快速发展、低损耗输变电设备的投入以及调度运行水平的不断提高，我省电网的运行效率不断提高。2016年全省电网综合线损率降至6.95%，与发达兄弟省份的差距不断缩小。

装备水平持续提升。同塔双回（多回）线路、钢管塔、大截面耐热导线、新型节能导线、GIS、HGIS等新设备得到推广和应用。智能电网加快发展，配电自动化试点建设有序实施，南昌、九江建成配电自动化系统主站。

（二）存在问题

整体发展不平衡。主网发展适度超前，配网建设相对滞后。省内500、220千伏主网已形成环网结构，变电容量、输电能力整体较为充裕，但配网仍存在单线单变、供电半径过长、单线多级串供等问题，供电可靠性、电压质量、智能化水平相对较低。各地区电网发展不均衡，西部、中部地区电网结构较为坚强，南部、东部地区电网结构相对薄弱。

局部运行有风险。部分枢纽站点出线较多，发生全站停电等严重故障时将导致大面积拉闸限电。中西部地区220千伏电网短路电流较高，存在越限风险。部分设备老旧，故障率高，存在安全隐患。局部电网稳控装置复杂，操作繁琐，不利于安全运行。

源网发展不协调。大型电源建设实施周期长，源网发展不协调的现象时有发生。由于主力电源调整至低一级电压接入，西部地区部分500千伏站点主变长期低负载率运行，效益难以有效发挥。近年来，风电、光伏发电等新能源发展迅速且分布不均，局部地区部分时段调峰困难和送出卡口问题日渐突出。

管理机制需完善。促进电网节省投资、提高效率、降低成本的机制尚不完善，科学灵活的价格调节机制尚未完全形成，市场配置资源的决定性作用尚难有效发挥。现行管理机制尚不能较好适应电力体制改革的要求，有待进一步完善。

（三）面临形势

随着经济发展的转型升级、电源格局与供求关系的变化，以及电力体制改革的深入推进，我省电网发展将面临新的机遇和挑战。

电网发展增速趋缓。“十五”、“十一五”时期，我省用电需求始终保持高速增长，用电量平均增速分别高达13.5%、12.3%，进入“十二五”后，增速有所减缓，降至9.2%。未来，受宏观经济进入新常态的影响，伴随着我省产业结构进一步优化调整和用能效率的逐步提高，电力需求增长将逐步放缓，相应的电网发展增速也将趋缓。根据预测，2022年我省全社会用电量、全社会最高用电负荷将分别达到1820亿千瓦时、3330万千瓦，2017—2022年均增速分别约7.5%、8.2%。

体制改革深入推进。电力体制改革有效激发了市场活力，中发9号文和相关配套文件，以及国家批复的《江西省售电侧改革试点方案》，为我省电力市场体系构建和电网建设发展带来新的机遇和挑战。电网领域正由依靠资本等要素积累的规模速度型发展模式，向通过体制改革、科技进步和模式创新的质量效益型模式转变，社会资本将逐步进入电网领域，对电网的规划、建设和监管都提出了新的要求。

电源结构转型升级。省内煤电向高参数、大容量、规模化方向发展，5个项目核准建设，2个项目纳入国家规划，预计2022年省内煤电装机将达3000万千瓦。在绿色发展的大势下，新能源建设将进一步提速，预计2022年省内风电、光伏发电装机均将超过600万千瓦，新能源发电装机占比由当前的13%提高至25%以上。此外，为保障中长期电力供应、优化能源结构，我省将争取区外优质电力入赣消纳，优化受电时序与规模，实现省内电源和区外电力协调发展。总体而言，未来我省电源将向更高效、更清洁、更优质的方向发展，适应电源发展转型升级，电网发展思路也将逐步转变。

新型负荷异军突起。随着科技的发展和进步，新产业、新技术不断涌现，电动汽车、微电网、储能等多元化新型负荷接入，对电网的规划、运行、调度、管理等各方面提出新的要求和挑战，需要进一步提升电网的智能化水平和兼容能力，确保有效接入和运行安全。

资源约束日益突出。随着经济的持续发展和城市化进程的不断推进，变电站站址和线路廊道资源日趋紧张，选站、选线工作难度不断增加，协调问题多，赔偿代价大。受外部环境影响，电网项目前期工作周期显著拉长，不确定性明显增加，尤其在城市中心区域，项目建设愈发难以及时匹配需求，直接影响电力有效供应和电网运行安全。

二、指导思想、原则和目标

（一）指导思想

全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神和治国理政新理念新思想新战略，特别是对江西工作的重要要求，遵循能源发展“四个革命、一个合作”战略思想，牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，坚持以满足我省经济社会发展和民生用电需求为出发点，以提高电网发展质量和效益为中心，以推进电力市场化建设为主线，着力推进全省各级、各地电网协调有序发展，着力完善网架结构，着力提高电网供电能力和可靠性，着力提升电力普遍服务水平，为建设富裕美丽幸福江西提供坚强的电力保障。

（二）基本原则

安全可靠。坚守安全底线，科学推进电网项目建设，构建结构合理、层次分明、安全可靠的电网系统。提升电网装备和调度控制水平，确保电网灵活可控，提高电网抗灾和应急保障能力。

经济高效。充分挖掘存量电网潜力，优化配置增量资源，合理控制电网建设节奏，确保输配电价合理稳定。大力推行电网产业节能降耗，多措并举提高电网利用效率，降低输电损耗。

统筹协调。统筹源网发展，保证各类电源可靠接入。统筹输电网和配电网建设，促进各级、各地电网协调发展。加强电网规划与各级、各类规划的衔接，保障电网项目顺利实施。

改革创新。按照市场化改革方向，健全公平竞争市场机制，鼓励社会资本投资运营增量配电。把改革创新贯穿电网发展全过程，大力推进科技创新、体制创新、商业模式创新，促进电网产业转型升级。

惠民共享。围绕城镇化、农业现代化和美丽乡村建设，以解决电网薄弱问题为重点，提高城乡供电质量，提升人均用电和电力普遍服务水平。

（三）发展目标

到2022年，初步建成安全可靠、协调兼容、竞争有序、经济高效的现代智能电网体系。110千伏及以上电网规划新增变电容量6577万千伏安，新增线路10991公里。电网综合线损率控制在6.7%以内。

保障能力跨上新台阶。主网输电能力进一步提升，各区电力互济能力明显增强。建成城乡统筹、与小康社会相适应的现代配电网，智能化建设和应用水平大幅提高，供电质量明显改善，供电可靠性显著提高。

结构优化迈入新阶段。中部区域建成500千伏核心双环网，东、南、西、北四个区域实现500千伏不完全双环网。220千伏电网实现分片供电，逐步形成8-9个规模适中、结构合理、供电可靠的220千伏独立供区。配电网结构进一步优化，110千伏电网的链式、双辐射结构比例逐步提高，重要地区实现双电源手拉手或多电源环网供电。

协同发展取得新进展。源网建设充分衔接，大型煤电、新能源发电、区外电力与电网发展协调有序。配网建设投资规模明显增加，主、配网发展更加均衡。电力需求侧管理推广应用，负荷侧响应能力增强，电网运行环境改善。电网项目建设对土地资源的利用率进一步提高，对生态环境的影响进一步减小。

体制改革实现新突破。建立健全独立的输配电价核定体系，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。有序放开省内增量配电投资业务，增量配电网建设运营初见成效。创新能源综合管理服务机制，逐步形成差异化售电模式。

民生保障提升新高度。完成配电网建设改造工程，城乡供电安全水平显著提升，城乡供电服务差距大幅缩小，城镇用户年均停电时间低于10小时，乡村用户平均配变容量超过2千伏安。为电采暖、港口岸电、充电基础设施等电能替代项目提供及时可靠的电网保障。

三、重点任务

（一）完善500千伏骨干网

1.完善中部网架，打造主网核心。以中部“口”字形环网为基础，结合负荷发展和网架构建需要，继续完善中部核心网架建设。建设鹰潭—抚州—罗坊第2回线、进贤—东乡—抚州双回线，形成中部“日”字形核心双环网；建设南昌东、昌西南、向塘等变电站，进一步增强南昌地区的输变电能力，满足负荷发展需要；建设东乡、高安等变电站，进一步优化地区网架结构,提高供电可靠性，并为220千伏电网分片解环运行创造条件。

2.优化末端环网，提高供电保障。重点完善赣东、赣南末端电网结构，增强电网的支援互济能力，提升末端电网的供电可靠性。建设潭埠—上饶东—信州线路，消除赣东电网的单线单变、终端站辐射供电等现象，形成东部环网；建设赣州西变电站、赣州北开关站等输变电工程，进一步加强南部环网结构，提升南部电网的安全可靠性和运行灵活性。

3.挖掘电网潜力，优先实施扩建。在充分发掘和利用既有电网供电潜力前提下，根据负荷发展需要，有序实施既有站点主变扩建工程。扩建红都第二台主变，满足赣州东部地区用电需求，提高地区供电可靠性；扩建锦江第二台主变，满足宜春铜宜上地区用电需求，并为宜春220千伏电网分片运行创造条件；扩建进贤第三台主变，解决进贤变重载问题，并为南昌220千伏电网分片运行创造条件；扩建石钟山第三台、马廻岭第二台主变，满足九江用电需求，解决主变重过载问题；扩建文山第二台主变，提高吉安电网枯期供电能力，增强地区电网适应性；扩建信州第三台主变，满足上饶南部地区用电需求，解决主变重载问题。规划期内共扩建变电站7座，新增主变容量525万千伏安。

4.补强薄弱环节，消除局部瓶颈。重点加强九江西部、抚州南部、上饶西部、吉安东部地区网架结构，解决主变容量不足、供电半径过长等问题。建设九江西变电站，减轻马廻岭变电站供电压力，满足九江西部地区发展需要；建设南广变电站，加强抚州南部地区网架结构，解决抚州南部长期存在的供电半径长、低电压等问题；建设鄱余变电站，缓解乐平变电站供电压力，解决地区网架结构薄弱、供电可靠性低等问题；建设吉安东变电站，缓解枯水期文山变电站供电压力，提高吉安电网抗风险能力。

5.兼顾自建外受，保障可靠送出。结合省内电源投产安排，积极推进神华国华九江电厂、赣能丰城三期电厂、华能瑞金二期电厂、大唐新余二期电厂等电源的配套送出线路工程建设，保证规划电源及时接入电网，可靠送出。根据区外电力入赣推进情况，适时配套建设送出工程，保障区外电力安全可靠消纳。

2017—2022年，我省500千伏电网新增变电容量1825万千伏安，线路1562公里。

（二）优化220千伏主干网

1.优化地区网架，提高供电能力。围绕区域经济发展、500千伏电网布局、常规电源和可再生能源送出需要，进一步增加变电站布点，加强输电通道，加快形成拓扑清晰、结构坚强、支援互济能力强、安全风险可控的220千伏主干网架。南昌电网逐步理清结构、优化网架，严控安全运行风险，避免因连锁故障造成大面积停电；九江电网加强西部、东部地区输电通道建设，优化中部网架，保证可再生能源和大型火电机组可靠送出；赣州、吉安、抚州、宜春、上饶等地区电网继续加强地区主干网结构，重点解决偏远地区低电压、供电可靠性低等问题；萍乡、新余、景德镇、鹰潭等地区电网重点对局部电网进行优化，消除薄弱环节，满足电源可靠送出。

专栏1各设区市220千伏主干网结构优化重点

南昌：优化双回环网结构。结合南昌东500千伏变电站接入，理清南昌老城片区220千伏网架，严控安全运行风险；结合昌西南、向塘500千伏变电站接入，加强南昌南部220千伏电网互济支援能力、消除主变重过载现象。

九江：维持现有的链式+环网结构。加强西部送出通道，解决地区可再生能源集中送出问题；建设九江、上饶220千伏互联通道，提高九江东部电网供电可靠性；优化九江电厂外送通道。

赣州：优化加强多环网结构。结合赣州西500千伏变电站及和乐、横岭、稍江等220千伏变电站接入构建赣州西部“日”字形主干网；结合葛坳、长冈变电站接入加强赣州北部电网，满足地区新能源的可靠送出；优化加强中部电网，保证神华国华信丰电厂可靠送出。

吉安：构建中部“口”字形主网。结合樟山、天玉变电站接入，加强东西横向通道；结合吉安东500千伏变电站接入，优化地区网架，满足东北部可再生能源集中送出需求。

抚州：加强南、北环网结构。结合南广500千伏变电站及乐安、广昌、宜黄等220千伏变电站接入，构建抚州南部“日”字形主干网；结合东乡500千伏变电站接入，加强北部纵向通道，进一步优化北部环网。

宜春：加强环网结构。结合医药园、花博园等变电站接入，优化市区网架；结合高安500千伏变电站接入，加强丰樟高地区受电通道；结合前头、江口变电站接入，加强铜宜上地区网架；结合黄溪变电站接入，形成地区链式电网结构。

上饶：加强环网结构。结合鄱余500千伏变电站及陈家山、汪家等220千伏变电站接入，构建上饶西部环网；加强上饶上广玉地区主网，提高供电可靠性。

萍乡：维持“口”字形环网结构。结合江能神雾电厂接入，优化加强局部网架。

新余：维持多环网结构。结合分宜电厂扩建项目接入，优化加强局部网架。

景德镇：维持环网结构。结合青塘、后港变电站接入加强局部网架。

鹰潭：加强“口”字形环网结构。结合月湖南变电站接入，加强南部网架。